Анализ эффективности применения установок продольной емкостной компенсации для усиления системы тягового электроснабжения участка Замзор–Худоеланская–Нижнеудинск–Будагово Восточно-Cибирской железной дороги

- номинальная мощность трансформатора, ВА,

- номинальное напряжение стороны среднего напряжения, В.

Согласно выражению (9.4) получим

,

Максимальные рабочие токи фидеров 10 кВ.

Фидер №1: =120 Фидер №2: =145 Фидер №3: =120

Фидер №4: =165 Фидера СЦБ: =40

Максимальный рабочий ток ввода низкого напряжения и сборных шин 10 кВ можно определить как сумму токов фидеров районных потребителей:

=120+145+120+165+40+40=630 .

Максимальный рабочий ток обмотки высокого напряжения ТСН, согласно выражению (9.3)

.

Максимальный рабочий ток фидеров 27,5 кВ примем из расчета в программном комплексе Fazanord Iрабmax = 896 А .

Результаты расчёта максимальных рабочих токов сведём в таблицу 7.1.

Таблица 7.1 - Результаты расчёта максимальных рабочих токов присоединений подстанции

Наименование присоединений и сборных шин	Значение Iраб max, А
Вводы «Нижнеудинск» и «Шеберта»	545.858
перемычка между вводами	293.924
Первичная обмотка понижающего трансформатора	923.760
Ввод РУ - 27.5 кВ	1175.695
Сборные шины РУ - 27.5 кВ	839.782
Первичная обмотка ТСН	5.29
Фидер контактной сети	896
Ввод РУ - 10 кВ	630
Сборные шины РУ - 10 кВ	630
Районные потребители 10 кВ:
Фидер№ 1	88.487
Фидер№ 2	9.402
Фидер№ 3	41.715
Фидер№ 4	158.802

7.2.2 Расчет токов короткого замыкания

Расчетным режимом для проверки аппаратуры тяговой подстанции является режим трехфазного короткого замыкания.

Расчеты токов короткого замыкания производятся в программном комплексе Fazanord.

- Трехфазное короткое замыкание на шинах ВН

=3,499 кА.

- Трехфазное короткое замыкание на шинах СН

=6,617 кА.

- Трехфазное короткое замыкание на шинах НН

=9,231 кА.

7.2.3 Расчёт величины теплового импульса для всех РУ

Для проверки аппаратуры и токоведущих частей выполняется расчёт величины теплового импульса для всех РУ по выражению:

кА2с

где - начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания,

- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания.

, с

где - время срабатывания релейной защиты рассматриваемой цепи,

- полное время отключения выключателя до погасания дуги.

Исходные данные и результаты расчёта сведём в таблицу 7.2.

Таблица 7.2 - Расчёт величины теплового импульса для всех РУ

Наименование присоединений и сборных шин	Uн, кВ	?а, с	tв, с	tрз, с	tоткл, с	Iк, кА	кА2•с
РУ	110	0.02	0.08	2	2.08	3.499	3.4992 •2.1 = 25.71
	27.5	0.02	0.08	1	1.08	6.617	6.6172 •1.1 = 48.163
	10	0.01	0.05	1	1.05	9.231	9.2312 •1.06 = 90.324
Фидеры	27.5	0.02	0.08	0.5	0.58	6.617	6.6172 •0.6 = 26.27
	10	0.01	0.05	0.5	0.55	9.231	9.2312 •0.56 = 47.718

7.2.4 Проверка сборных шин и токоведущих элементов

В РУ - 110 кВ шины выполнены проводом АС240/56, [4] диаметр - 22.4 мм; сечение - 240 мм2; допустимый ток - 610 А > А.

1) Проверка шин на термическую стойкость.

Проверку на термическую стойкость выполним по формуле:

, мм2

где - величина теплового импульса; =25.71 кА2 с,

С - константа, значение которой для алюминиевых шин равно

90 .

Согласно выражению получим

мм2,

Условие проверки выполняется: ; 240 мм2 > 56.338 мм2.

2) Проверка по условиям коронирования.

где E0 - максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля, при котором возникает разряд в виде короны, кВ/см,

, кВ/см (9.9)

где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m = 0.82),

rпр - радиус провода, см,

E - напряжённость электрического поля около поверхности провода, кВ/см.

, кВ/см (9.10)

где U - линейное напряжение, кВ;

Dср - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см.

При горизонтальном расположении фаз . Здесь D - расстояние между соседними фазами, см. Для сборных шин приняты расстояния между проводами разных фаз -1.5; 3.0 и 4.0 м для напряжений 35; 110 и 220 кВ соответственно.

Согласно выражению (9.9) получим

кВ/см

Используя выражение (9.10) получим

кВ/см

Согласно выражению (9.8) получим

Условие проверки выполняется.

В РУ - 27.5 кВ шины выполнены двойным проводом АС185/29, [4] диаметр - 18.8 мм; сечение - 185 мм2; допустимый ток - 1020 А > А.

1) Проверка шин на термическую стойкость.

Согласно выражению (9.7) получим

мм2.

Условие проверки выполняется: ; 185 мм2 > 77.11 мм2.

2) Проверка по условиям коронирования.

Согласно выражению (9.9) получим

кВ/см.

Используя выражение (9.10) получим

кВ/см.

Согласно выражению (9.8) получим

В РУ-10 кВ шины выполнены жёсткими алюминиевыми шинами прямоугольного сечения А-100 8 при одной полосе на фазу; допустимый ток - 1625 • 0.95 = 1543.75А > А. Сечение - 800 мм2.

1) Проверка шин на термическую стойкость.

Проверку на термическую стойкость выполним по формуле

мм2.

Условие проверки выполняется: ; 800 мм2 > 105.6 мм2.

2) Проверка на электродинамическую стойкость

Момент сопротивления шин при расположении шин плашмя:

, м3

Механическое напряжение в материале шины при длине пролёта l =1 м и расстоянии между шинами фаз а = 0.25 м

, Мпа ,

Шины механически устойчивы, так как для шин марки АДО = 40 МПа.

Шины подвешивают на изоляторах марки ПС (подвесной, стеклянный), собранных в гирлянды. Число подвесных изоляторов в соответствующих распределительных устройствах указано в таблице 7.3.

Проверка изоляторов.

Таблица 7.3 - Количество изоляторов в гирлянде

Тип изолятора	Количество изоляторов в гирлянде при напряжении установки, кВ
	110	27,5
ПС - 70	9	3

Жёсткие шины РУ- 10 кВ крепятся на опорных изоляторах ИО-10-3.75 У3

Проверка изоляторов по допускаемой нагрузке.

Проверка выполняется по формуле

где - сила, действующая на изолятор при коротком замыкании, Н.

= 0.176 • 22.1922 • 1/0.25 = 0.346 кН,

где - разрушающая нагрузка на изгиб изолятора по [4] = 4 кН.

Условие проверки выполняется: . В РУ - 10 кВ используются проходные изоляторы ИП-10/630-750-I У

.

Проверка по допускаемой нагрузке.

Проверку по допускаемой нагрузке выполним по формуле (9.11),

где - сила, действующая на изолятор при коротком замыкании, Н

= 0.088 • 22.1922 •1/0.25 = 42.848 Н.

Условие проверки выполняется: .

7.2.5 Проверка коммутационной аппаратуры

Высоковольтные выключатели выбирают по следующим признакам:

- По месту установки (наружная, внутренняя),

- По номинальному напряжению

Uн ? Uр,

где Uн - номинальное напряжение, кВ,

Uр - рабочее напряжение РУ, кВ.

- По номинальному длительному току

Iн ? Iр max

где Iн - номинальный ток выключателя, А,

Iр max - максимальный рабочий ток присоединения, где устанавливают выключатель, А.

- По отключающей способности

- по номинальному периодическому току отключения

Iн отк ? Iк

где Iн отк - номинальный ток отключения выключателя по каталогу, кА,

Iк - максимальный ток к.з., который предстоит отключать выключателю по расчёту, кА.

- по полному току отключения

,

где iat - апериодическая составляющая тока к.з. в момент расхождения контактов выключателя , кА,

н - номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе,

- По электродинамической стойкости:

- по предельному периодическому току к.з.

Iпр с ? Iк,

где Iпр.с - эффективное значение периодической составляющей предельного сквозного тока к.з. по каталогу, А.

- по ударному току

iпр.с ? iу,

где iпр.с - амплитудное значение предельного сквозного тока к.з. по каталогу, кА,

iу - ударный ток к.з. по расчёту, кА.

- По термической стойкости

,

где Iт - предельный ток термической стойкости по каталогу, кА,

tт - время прохождения тока термической стойкости по каталогу, с,

Вк - тепловой импульс тока к.з. по расчёту, кА2 •с.

Проверку выключателей сведем в таблицу 7.4

Таблица 7.4 - Проверка выключателей на электродинамическую стойкость

Наименование присоединения	Тип выключателя	iу, кА (расчетное значение)	iдин, кА (паспортные данные)	Выполнение условия: iу ? iдин
РУ-110	МКП-110/1000	8.514	52	Да
Ввода РУ-27.5	МКП-35/1000	13.166	45	Да
Фидера ДПР	МКП-35/630	19.451	45	Да
ТСН	МКП-35/630	19.451	45	Да
Фидера контакт-ной сети	ВБН-27.5/1600	16.844	51	Да
КУ-27.5	ВВК-35/1000	16.844	51	Да
Ввода РУ-10	ВВТЭ-10/630	24.804	52	Да
Фидера район-ных потребите-лей, СЦБ	ВМГ-10/630	24.804	52	Да

Таблица 7.5- Проверка выключателей на симметричный ток отключения

Наименование присоединения	Тип выключателя	Iн.отк, кА (паспортные данные)	Iк, кА (расчетное значение)	Выполнение условия: Iн.отк ? Iк
РУ-110	МКП-110/1000	20	3.5	Да
Ввода РУ-27.5	МКП-35/1000	16.5	5.172	Да
Фидера ДПР	МКП-35/630	16.5	7.641	Да
ТСН	МКП-35/630	16.5	7.641	Да
Фидера контактной сети	ВБН-27.5/1600	20	6.617	Да
КУ-27.5	ВВК-35/1000	20	6.617	Да
Ввода РУ-10	ВВТЭ-10/630	20	9.231	Да
Фидера районных потребителей, СЦБ	ВМГ-10/630	20	9.231	Да

Таблица 7.6 - Проверка выключателей отключение апериодической составляющей

Наименование присоединения	Тип выключателя	iа, кА	а, с	?ном	Iн.отк, кА	iа.ном, кА	Выполнение условия: iа?iа.ном
РУ-110	МКП-110/1000	0.192	0.02	0.641	20	18.130	Да
Ввода в РУ-27.5	МКП-35/1000	0.364	0.02	0.641	16.5	14.957	Да
Фидера ДПР	МКП-35/630	0.538	0.02	0.641	16.5	14.957	Да
ТСН	МКП-35/630	0.538	0.02	0.641	16.5	14.957	Да
Фидера контактной сети	ВБН-27.5/1600	0.283	0.02	0.641	20	18.130	Да
КУ-27.5	ВВК-35/1000	0.466	0.02	0.641	20	18.130	Да
Ввода РУ-10	ВВТЭ-10/630	0.970	0.05	0.329	20	9.306	Да
Фидера районных потребителей, СЦБ	ВМГ-10/630	5.866	0.05	0.329	20	9.306	Да

Таблица 7.7- Проверка выключателей на термическую стойкость

Наименование присоединения	Тип выключателя	Iпо=Iк, кА	tз, с	tв, с	tотк = tз + tв, с	Та=?ас	Вк, кА?с	Iт, кА	tт, с	Вн, кА?с	Выполнение условия: Вк?Вн
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
РУ-110	МКП-110/1000	3,5	0.5	0.08	0.58	0.02	7,35	20	3	1200	Да
Ввода РУ-27.5	МКП-35/1000	5,172	0.8	0.08	0.88	0.02	24,1	16.5	5	1361	Да
Фидера ДПР	МКП-35/630	7,641	0.8	0.08	0.88	0.02	52,5	16.5	5	1361	Да
ТСН	МКП-35/630	7,641	0.8	0.08	0.88	0.02	52,5	16.5	5	1361	Да
Фидера контактной сети	ВБН-27.5/ 1600	6,617	0.5	0.08	0.58	0.02	26,3	20	3	1200	Да
КУ-27.5	ВВК-35/1000	6,617	0.5	0.07	0.57	0.02	25,8	20	3	1200	Да
Ввода РУ-10	ВВТЭ-10/630	9,231	0.5	0.14	0.64	0.05	58.8	20	4	1600	Да
Фидера районных потребителей, СЦБ	ВМГ-10/630	9,231	0.5	0.05	0.55	0.05	51,1	20	3	1200	Да

Таблица 7.8 - Проверка выключателей на включающую способность

Наименование присоединения	Тип выключателя	Iк, кА (расчетное значение)	Iн.вкл, кА (паспортные данные)	Iу, кА (расчетное значение)	Iн.вкл, кА (паспортные данные)	Выполнение условия: Iк?Iн.вкл	Выполнение условия: iу?iн.вкл
1	2	3	4	5	6	7	8
РУ-110	МКП-110/1000	3,5	20	8,514	52	Да	Да
Ввода РУ-27.5	МКП-35/1000	5,172	16.5	13,166	45	Да	Да
Фидера ДПР	МКП-35/630	7,641	16.5	19,451	45	Да	Да
ТСН	МКП-35/630	7,641	16.5	19,451	45	Да	Да
Фидера контактной сети	ВБН-27.5/1600	6,617	20	16,844	51	Да	Да
КУ-27.5	ВВК-35/1000	6,617	20	16,844	51	Да	Да
Ввода РУ-10	ВВТЭ-10/630	9,231	20	24,804	52	Да	Да
Фидера районных потребителей, СЦБ	ВМГ-10/630	9,231	20	24,804	52	Да	Да

Таблица 7.9 - Проверка разъединителей на электродинамическую стойкость

Наименование присоединения	Тип разъединителя	iу, кА (расчетное значение)	iдин, кА (паспортные данные)	Выполнение условия: iу ? iдин
РУ-110	РНДЗ-110/1000	8.514	80	Да
Рабочая перемычка 110 кВ	РНДЗ-110/1000	8.514	80	Да
Ремонтная перемычка110 кВ	РНДЗ-110/1000	8.514	80	Да
Ввода РУ-27.5	РНДЗ-35/1000	13.166	64	Да
Сборные шины 27.5 кВ	РНДЗ-35/2000	13.166	84	Да
Фидера ДПР	РНДЗ-35/630	19.451	64	Да
ТСН	РНДЗ-35/630	19.451	64	Да
Фидера контакт-ной сети	РНДЗ-35/2000	16.844	84	Да
КУ-27.5	РНДЗ-35/1000	16.844	64	Да
ТН-27.5	РНДЗ-35/1000	19.451	64	Да
Ввода РУ-10	РЛНД-10/630	24.804	35.5	Да
Ввода РУ-10	РВ-10/1000	24.804	100	Да
Сборные шины 10 кВ	РВ-10/630	24.804	52	Да
Фидера район-ных потребите-лей, СЦБ	РВ-10/1000	24.804	52	Да
ТН-10	РВ-10/400	24.804	41	Да

Таблица 7.10 - Проверка разъединителей на термическую стойкость

Наименование присоединения	Тип разъединителя	Вк, кА?с (табл 11)	Iт, кА (пасп. данные)	tт, с (пасп. данные)	Вн, кА?с	Выполнение условия: Вк?Вн
РУ-110	РНДЗ-110/1000	7.35	31	3	2883	Да
Рабочая перемычка 110 кВ	РНДЗ-110/1000	7.35	31	3	1452	Да
Ремонтная перемычка 110 кВ	РНДЗ-110/1000	7.35	31	3	2883	Да
Ввода РУ-27.5	РНДЗ-35/1000	24.1	31	3	3969	Да
Сборные шины 27.5 кВ	РНДЗ-35/2000	24.1	31.5	4	3969	Да
Фидера ДПР	РНДЗ-35/630	52.5	20	4	1600	Да
ТСН	РНДЗ-35/630	52.5	20	4	1600	Да
Фидера контактной сети	РНДЗ-35/2000	26.3	31,5	4	2500	Да
КУ-27.5	РНДЗ-35/1000	26.3	25	4	2500	Да
ТН-27.5	РНДЗ-35/1000	52.5	25	4	2500	Да
Ввода РУ-10	РЛНД-10/630	58.8	12.5	4	625	Да
Ввода РУ-10	РВ-10/1000	58.8	40	4	6400	Да
Сборные шины 10 кВ	РВ-10/630	58.8	20	4	1600	Да
Фидера районных потребите-лей, СЦБ	РВ-10/1000	51.1	40	4	1024	Да
ТН-10	РВ-10/400	51.1•10	16	4	1024	Да

Таблица 7.11 - Проверка трансформаторов тока на электродинамическую стойкость

Наименование присоединения	Тип трансформатора тока	iу, кА (расчетное значение)	iдин, кА (паспортные данные)	Выполнение условия: iу ? iдин
Фидера контактной сети	ТФЗМ-35АУ1 1000/5	16.844	100	Да
КУ-27.5	ТФЗМ-35АУ1 200/5	16.844	150	Да
Ввода РУ-10	ТПЛ-10 1000/5	24.804	140	Да
Фидера районных потребителей	ТПЛ-10 1000/5	24.804	165	Да
Фидера СЦБ	ТПЛ-10 300/5	24.804	175	Да

Таблица 7.12 - Проверка трансформаторов тока на термическую стойкость

Наименование присоединения	Тип трансформатора тока	Вк, кА?с (табл. 11)	Iт, кА (пасп. данные)	tт, с (пасп. данные)	Вн, кА?с	Выполнение условия: Вк?Вн
Фидера контактной сети	ТФЗМ-35АУ1 1000/5	26.3	65	3	12675	Да
КУ-27.5	ТФЗМ-35АУ1 200/5	26.3	65	3	12675	Да
Ввода РУ-10	ТПЛ-10 1000/5	58.8	55	3	9075	Да
Фидера районных потребителей	ТПЛ-10 1000/5	58.8	35	3	3675	Да
Фидера СЦБ	ТПЛ-10 300/5	51.1	45	3	6075	Да

Итог проверки: Технические параметры всего установленного оборудования соответствуют режимам работы подстанции - режиму короткого замыкания и режиму максимальных рабочих токов.

8. Оценка экономической эффективности применения регулируемых установок параллельной компенсации

В данном дипломном проекте производится расчет экономической эффективности применения регулируемых КУ.

Как показали расчеты, установка регулируемых КУ взамен нерегулируемых КУ на подстанциях Ук, Нижнеудинск, Худоеланская приведет к увеличению пропускной способности и улучшению качества электрической энергии.

Для того чтобы определить экономическую эффективность замены, нужно расчетный срок окупаемости сравнить с нормативным, который для объектов железнодорожного транспорта равен 8 годам.

По формуле 8.1 рассчитывается срок окупаемости

где К- капитальные вложения, млн. рублей,

СЭ1 - эффективность применения компенсирующих устройств,

млн. руб./ год.,

СЭ2- ежегодные эксплуатационные расходы, млн. руб./ год.

8.1 Расчет капитальных вложений

где К1 -стоимость СТК, млн. руб,

Кмонт - стоимость на монтаж и замену СТК, млн. руб

Кпуск - вложения на выполнение пусконаладочных работ, млн. руб

Стоимость СТК с реактором РКОС 10000/35 составляет примерно 12,009 миллионов рублей:

Конденсаторная батарея - 9,985 млн. рублей,

Реактор РКОС 10000/35 - 1,294 млн. рублей, по данным [20] стоимость реактора с выключателем составляет 5 дол. США за 1 квар установленной мощности.

Тиристорный ключ - 0,3 млн. рублей,

Реактор ФРОМ 3200/35 - 0,43 млн. рублей.

Суммарная стоимость трех установок СТК составляет 36,027 миллионов рублей. Расчет стоимости монтажных работ на замену установок приведен в таблице 8.1.

Таблица 8.1 - Расчет монтажных работ

Состав бригады	Норма времени, ч	Заработная плата, руб
		За 1 час	Всего
Работники МХ
Электромеханик 9р	35	31,89	1897,46
Электромеханик 8р	35	30,41	1809,40
Электромонтер 6р	35	28,59	1701,11
Электромонтер 5р	35	26,81	1595,20
Работники РЗА
Электромеханик 9р	35	31,89	1897,46
Электромеханик 8р	35	30,41	1809,40
Электромонтер 6р	35	28,59	1701,11
Испытытели
Электромеханик 8р	35	30,41	1809,40
Электромонтер 6р	35	28,59	1701,11
Машинист	35	35,12	2089,64
Помощник машиниста	35	28,57	1699,92
Сумма			19711,16
Итого с учетом 3 установок			59133,48

Капитальные вложения на проведение пусконаладочных работ составляют 10% от стоимости установки.

Тогда

Кпуск= 12,009*0,1*3=3,6027 млн. рублей.

Суммарные капиталовложения равны

К=36,027+0,059133 +3,6027=39,7 млн. рублей.

8.2 Расчет ежегодных эксплуатационных расходов

Ежегодные эксплуатационные расходы рассчитываются по формуле

, млн. руб./ год

где Ка - коэффициент отчисления на амортизацию для компенсирующих установок, равный 4,4 %,

Ктр - коэффициент отчисления на текущий ремонт, равный 3 %.

млн. руб./год.

8.3 Расчет эффективности применения компенсирующих установок

Так как статические тиристорные компенсаторы улучшают качество электрической энергии, то производится расчёт неустойки за ухудшение качества электрической энергии без применения установок СТК и с применением установок СТК.

В связи с отсутствием закона, устанавливающего размеры неустойки при нарушении оговоренного качества электроэнергии, то неустойки согласовываются сторонами по договору. Неустойки за ненадлежащее выполнение условий договора электроснабжения применяются в случаях отсутствия расчёта фактического ущерба, нанесенного стороной, виновной в ухудшении качества электроэнергии, или нежелания требовать его возмещения в судебном порядке на основании законодательства Российской Федерации.

Сторону, виновную в снижении качества электроэнергии, определяют в соответствии с “Правилами присоединения потребителя к сети общего назначения и заключения договоров электроснабжения по условиям качества электроэнергии”. При отсутствии других оснований неустойку рекомендуется рассчитывать по таблице 8.2.

Таблица 8.2 - Значение скидки (надбавки) неустойки

Т1,%	Т2,%
	0	1	2	3	4	5	более 5
до 5	0	1,0	2,0	3,0	4,0	5,0	10,0
6	0,2	1,2	2,2	3,2	4,2	5,2	10,0
7	0,4	1,4	2,4	3,4	4,4	5,4	10,0
8	0,6	1,6	2,6	3,6	4,6	5,6	10,0
9	0,8	1,8	2,8	3,8	4,8	5,8	10,0
10	1,0	2,0	3,0	4,0	5,0	6,0	10,0
11 - 12	1,3	2,3	3,3	4,3	5,3	6,3	10,0
13 - 14	1,7	2,7	3,7	4,7	5,7	6,7	10,0
15 - 16	2,1	3,1	4,1	5,1	6,1	7,1	10,0
17 - 18	2,5	3,5	4,5	5,5	6,5	7,5	10,0
19 - 20	3,0	4,0	5,0	6,0	7,0	8,0	10,0
21 - 25	4,0	5,0	6,0	7,0	8,0	9,0	10,0
26 - 30	5,0	6,0	7,0	8,0	9,0	10,0	10,0
31 - 35	6,0	7,0	8,0	9,0	10,0	10,0	10,0
36 - 40	7,0	8,0	9,0	10,0	10,0	10,0	10,0
41 - 45	8,0	9,0	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0
46 - 50	9,0	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0
Более 50	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0

При расчётах за электроэнергию по двухставочному или дифференцированному (зонному) тарифу скидки (надбавки) применяются к среднему (расчётному) тарифу, включающему плату за мощность и энергию.

Значение неустойки распространяется на весь объём электрической энергии, отпущенной (потреблённой) за расчётный период.

Для расчета неустойки необходимо рассчитать электроэнергию потребляемую тяговыми подстанциями.

8.3.1 Расчет потребляемой тяговыми подстанциями электрической энергии

Расчет производится в программном комплексе Fazanord при движении поездов массой 6300 тонн в четном направлении и 3000 тонн в нечетном направлении при среднем графике движения равным 30 минутам. Расчет производится для тех подстанций, качество электроэнергии которых не удовлетворяет нормам ГОСТ.

Для схемы питания с нерегулируемыми КУ качество электроэнергии не соответствует ГОСТ на подстанциях Замзор, Ук, Нижнеудинск, Худоеланская, Будагово. Для схемы питания с регулируемыми КУ качество электроэнергии не соответствует ГОСТ на подстанциях Замзор, Ук, Нижнеудинск.

8.3.1.1 Расчет потребляемой тяговыми подстанциями электроэнергии при схеме питания с нерегулируемыми КУ

Суммарный расход электрической энергии подстанций Замзор, Ук, Нижнеудинск, Худоеланская за сутки составляет 672644,1 кВт*ч.

Расход электроэнергии ТП Будагово за сутки составляет 97531,9 кВт*ч.

Соответственно, расход электроэнергии подстанциями Замзор, Ук, Нижнеудинск, Худоеланская за год

672644,1*365= 245515096,5 кВт*ч .

Расход электроэнергии ТП Будагово за год

97531,9 *365= 35599143,5 кВт*ч.

Стоимость потреблённой электроэнергии (СПЭ. ГОД) за год определяется по формуле

СПЭ. ГОД = Ст*W

где Ст - стоимость 1 кВт*ч на тягу равен 0,286 руб (по данным Энергосбыта ВСЖД),

W - полное годовое энергопотребление участка.

Стоимость электроэнергии потреблённой подстанциями Замзор, Ук, Нижнеудинск, Худоеланская за год

СПЭ. ГОД= 0,286* 245515096,5 = 70,217 млн. руб./год..

Стоимость электроэнергии, потреблённой подстанцией Будагово

СПЭ. ГОД= 0,286* 35599143,5 = 10,181 млн. руб./год..

8.3.1.2 Расчет потребляемой тяговыми подстанциями электроэнергии при схеме питания с регулируемыми КУ

Суммарный расход электрической энергии подстанциями Замзор, Ук, Нижнеудинск за сутки составляет 483058,3 кВт*ч.

Соответственно за год

483058,3 *365= 176316279,5 кВт*ч.

Стоимость потреблённой электроэнергии (СПЭ. ГОД) за год

СПЭ. ГОД= 0,286* 176316279,5 = 50,427 млн. руб/год.

8.3.2 Расчет неустойки за ухудшение качества электроэнергии

Расчет неустойки производится по коэффициенту несимметрии напряжения по обратной последовательности. Время превышения нормально допустимых Т1 и предельно допустимых Т2 значений при схеме питания с нерегулируемыми КУ составляет для ТП Замзор Т1=51 %, для ТП Ук Т1=75 %, Т2=16 %, для ТП Нижнеудинск Т1=51 %, Т2=6 % для ТП Худоеланская Т1 =41%, Т2 =6%, для ТП Будагово Т1=13% .При схеме питания с регулируемыми КУ время превышения Т1 и Т2 составляет для ТП Замзор Т1=10 %, для ТП Ук Т1=12 %, для ТП Нижнеудинск Т1=9 %.

8.3.2.1 Расчет неустойки за ухудшение качества электроэнергии при схеме питания с нерегулируемыми КУ

По таблице 8.2 надбавка за ухудшение качества электроэнергии равна 10% для подстанций Замзор, Ук, Нижнеудинск, Худоеланская и 1,7 % для подстанции Будагово.

За год суммарная неустойка для подстанций Замзор, Ук, Нижнеудинск, Худоеланская составляет 70,217 *10 %=7,0217 млн. руб./год.

Для ТП Будагово неустойка составляет 10,181 *1,7 %=0,173 млн. руб./год.

Суммарная неустойка выплачиваемая железной дорогой в год составляет 7,0217 +0,173=7,195 млн. руб./год.

8.3.2 Расчет неустойки за ухудшение качества электроэнергии при применении регулируемых КУ

По таблице 8.2 надбавка за ухудшение качества электроэнергии для подстанций Замзор, Ук, Нижнеудинск примерно равна 1 %

За год неустойка составляет

50,427 *1 %=0,50427 млн. руб./год.

Тогда

СЭ1= 7,195 - 0,50427= 6,691 млн. руб./год.

Таким образом, при применении регулируемых КУ железная дорога будет экономить 6 миллионов 691 тысячу рублей в год.

С учетом формулы (8.1) при неизменности тарифов на электроэнергию срок окупаемости статических тиристорных компенсаторов будет равен

лет.

Срок окупаемости регулируемых КУ составляет 9,8 лет

8.3.3 Расчет срока окупаемости с учетом изменения тарифа на электроэнергию

По данным РЭК Иркутской области стоимость 1 кВт*ч электроэнергии на электротягу увеличилась по сравнению с 2006 годом на 5 %. Предполагается, что увеличение тарифа на электротягу с каждым годом будет возрастать на 5 %

Данные расчета сведены в таблицу 8.3

Таблица 8.3 - Расчет срока окупаемости

Год	Стоимость 1 кВт*ч с учетом индексации млн. руб/год	Неустойка без применения регул. КУ	Неустойка с применением регул. КУ	СЭ1, млн. руб./год	СЭ1-СЭ2, млн. руб./год	Накопительный эффект, млн. руб.
1	0,286	7,195	0,50427	6,691	4,025	4,025
2	0,3	7,547	0,52895	7,018	4,352	8,377
3	0,315	7,924	0,5554	7,3686	4,7026	13,08
4	0,331	8,327	0,5836	7,7434	5,0774	18,157
5	0,348	8,755	0,6136	8,1414	5,4754	23,632
6	0,365	9,182	0,6436	8,5384	5,8724	29,505
7	0,383	9,635	0,6753	8,9597	6,2937	35,799
8	0,402	10,113	0,7088	9,4042	6,7382	42,537

По расчетам видно, что срок окупаемости регулируемых КУ с учетом изменения тарифа на электроэнергию на 5% в год составляет 7,5 лет, а это меньше нормативного срока, значит применение регулируемых КУ экономически эффективно.

9. Безопасность и экологичность проекта

9.1 Факторы, определяющие опасность труда на железной дороге

Под термином «Условия труда» принято понимать совокупность факторов производственной среды, оказывающих влияние на здоровье и работоспособность человека в процессе труда. Благоприятные условия труда обеспечивают сохранение высокой работоспособности человека, содействуют повышению плодотворности труда, развитию творческой инициативы и превращению труда из обязанности в потребность, а неблагоприятные -- могут привести к ряду отрицательных явлений, к которым относятся переутомление, различные заболевания профессионального характера, снижение производительности труда, рост травматизма, развитие общих заболеваний и нерациональное использование рабочего времени.

При определенном стечении обстоятельств условия труда могут неблагоприятно влиять на организм человека вследствие воздействия на него опасных и вредных производственных факторов, основными из которых являются: повышенная или пониженная температура, влажность и подвижность воздуха рабочей зоны; повышенный уровень шума на рабочем месте; недостаточная освещенность рабочей зоны; повышенная яркость света, пониженная контрастность, прямая блесткость; острые кромки, заусенцы и шероховатость на поверхности оборудования (вагонах, локомотивах, стрелочных переводах и др.) и инструмента (тормозных башмаках, вилках и др.); повышенное напряжение в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека; движущиеся машины и механизмы (подвижной состав, снегоуборочная техника, вагоноремонтные установки и др.); химические факторы, источниками которых являются главным образом перевозимые химические грузы; психофизиологические факторы: физические перегрузки (составителей, регулировщиков скорости движения вагонов, дежурных стрелочных постов при обслуживании нецентрализованных стрелок и др.), нервно-психические перегрузки дежурного персонала станции (умственное перенапряжение, эмоциональные перегрузки, монотонность).

Трудно провести грань по воздействию на организм человека между опасными и вредными факторами, так как один фактор может оказаться причиной и заболевания, и травмы.

Например, выделяющаяся на производстве пыль может вызвать профессиональную болезнь, а попав в глаз -- его травму; шум является причиной профессиональных заболеваний, слуховых травм, он же часто является причиной наезда подвижного состава на людей.

Условия для воздействия опасных и вредных производственных факторов на организм человека создаются, прежде всего, в связи с неудовлетворительным в отдельных случаях проектированием и содержанием территории станций, служебных зданий и оборудования, низким качеством разработки технологических процессов и организации работ. В этом случае не исключается проявление потенциальных причин травматизма и профессиональных заболеваний. Чтобы выявить и исключить воздействие на работающих опасных и вредных производственных факторов, при проектировании и эксплуатации железнодорожных станций проводят всесторонний анализ условий труда.

9.2 Меры безопасности при монтаже и эксплуатации конденсаторных установок

9.2.1 Требования к установке конденсаторов

Конструкция конденсаторной установки должна соответствовать условиям окружающей среды.

Конденсаторные установки с общей массой масла более 600 кг в каждой должны быть расположены в отдельном помещении, отвечающем требованиям огнестойкости, с выходом наружу или в общее помещение.

Конденсаторные установки с общей массой масла до 600 кг в каждой, а также конденсаторные установки, состоящие из конденсаторов с негорючей жидкостью, могут размещаться в помещениях РУ до 1 кВ и выше или в основных и вспомогательных помещениях производств, отнесенных к категориям Г и Д по противопожарным требованиям СНиП Госстроя России.

При расположении внутри помещения конденсаторной установки выше 1 кВ с общей массой масла более 600 кг под установкой должен быть устроен маслоприемник, рассчитанный на 20% общей массы масла во всех конденсаторах. При наружном расположении устройство маслоприемников под конденсаторами не требуется.

Конденсаторные установки, размещенные в общем помещении, должны иметь сетчатые ограждения или защитные кожухи. Должны быть также выполнены устройства, предотвращающие растекание синтетической жидкости по кабельным каналам и в полу помещения при нарушении герметичности корпусов конденсаторов и обеспечивающие удаление паров жидкости из помещения.

Расстояние между единичными конденсаторами должно быть не менее 50 мм и должно выбираться по условиям охлаждения конденсаторов и обеспечения изоляционных расстояний.

Указатели перегорания внешних предохранителей конденсатора должны быть доступны для осмотра при работе батареи.

Температура окружающего конденсаторы воздуха не должна выходить за верхний и нижний пределы, установленные ГОСТ или техническими условиями на конденсаторы соответствующего типа.

Помещение или шкафы конденсаторной установки должны иметь отдельную систему естественной вентиляции; если она не обеспечивает снижения температуры воздуха в помещении до наибольшей допустимой, необходимо применять искусственную вентиляцию.

Для конденсаторов, устанавливаемых на открытом воздухе, должно учитываться наличие солнечного излучения. Конденсаторы на открытом воздухе рекомендуется устанавливать так, чтобы отрицательное воздействие на них солнечной радиации было наименьшим.

Соединение выводов конденсаторов между собой и присоединение их к шинам должны выполняться гибкими перемычками.

Конструкции, на которых устанавливаются конденсаторы, должны выполняться из несгораемых материалов. При выборе способа крепления конденсаторов необходимо учитывать тепловое расширение корпуса конденсатора. При наружной установке маслонаполненные конденсаторы должны устанавливаться согласно противопожарным требованиям группами мощностью не более 30 МВАр каждая. Расстояние в свету между группами одной конденсаторной установки должно быть не менее 4 м, а между группами разных конденсаторных установок - не менее 6 м.

В одном помещении с конденсаторами допускается установка относящихся к ним разрядных резисторов, разъединителей, выключателей нагрузки, малообъемных выключателей и измерительных трансформаторов.

При разделении конденсаторной батареи на части рекомендуется располагать их таким образом, чтобы была обеспечена безопасность работ на каждой из частей при включенных остальных.

На конденсаторной установке должны предусматриваться приспособления для заземления несущих металлических конструкций, которые могут находиться под напряжением при работе установки.

9.2.2 Обслуживание конденсаторных установок

В помещениях конденсаторных батарей должны быть в наличии принципиальная схема конденсаторной установки с техническими характеристиками аппаратов, ее составляющих, термометр для измерения температуры окружающей среды, специальная штанга для контрольного разряда конденсаторов, противопожарные средства (ящик с песком, огнетушители и т. д.). Включение и отключение конденсаторных установок напряжением 1000 В и выше осуществляют с помощью масляных выключателей. Выполнять операции включения и отключения разъединителями не разрешается.

Сгоревшие или неисправные предохранители меняют на отключенной конденсаторной батарее после контрольного разряда всех конденсаторов батареи специальной штангой. Если конденсаторная установка отключилась под действием защиты автоматически, ее повторное включение разрешается только после выявления и устранения причины, вызвавшей отключение. Производство работ, при которых возможно прикосновение к токоведущим частям отключенной конденсаторной установки, до выполнения общих требований техники безопасности и контрольного разряда конденсаторов не разрешается. Осмотр без отключения конденсаторных установок напряжением до 1000 В и выше выполняют не реже 1 раза в месяц для установок менее 500 квар и 1 раз в декаду - для установок мощностью выше 500 квар. Снимать ограждения при осмотрах запрещается.

При осмотрах конденсаторных установок проверяют:

- отсутствие пыли, грязи, трещин на изоляторах;

- температуру окружающей среды;

- исправность ограждений и отсутствие посторонних предметов;

- отсутствие вспучивания стенок корпусов конденсаторов и следов вытекания жидкости;

- целостность плавких вставок у предохранителей открытого типа;

- равномерность нагрузки отдельных фаз;

- исправность контактов, блокировки;

- наличие и качество средств защиты и тушения пожара.

Очистку от пыли и грязи поверхностей изоляторов, конденсаторов и аппаратов выполняют на отключенной батарее в сроки, установленные главным энергетиком предприятия.

В процессе эксплуатации нужно немедленно отключать конденсаторную установку в случаях:

- вспучивания стенок конденсаторов;

- если напряжение на шинах, к которым подключена конденсаторная установка превышает 110 % номинального напряжения конденсаторов;

- увеличения тока батареи более чем на 30 % ее номинального значения или неравномерной нагрузки фаз более 10 %;

- появление капельной течи пропиточной жидкости;

- повреждение фарфора изоляторов.

Текущий ремонт конденсаторных установок напряжением до 1000 В и выше производят не реже 1 раза в год с обязательным отключением установки. При ремонте проверяют затяжку гаек в контактных соединениях, целостность плавких вставок и цепи разряда конденсатора, измеряют емкость каждого конденсатора, заменяют выбывшие из работы секции батарей или отдельных конденсаторов, опробывают устройства автоматики.

9.3 Противопожарная безопасность

Устройство и эксплуатация оборудования, зданий и сооружений должны соответствовать требованиям ППБ.

Энергообъекты должны быть оборудованы сетями противопожарного водоснабжения, установками обнаружения и тушения пожара в соответствии с требованиями нормативно - технических документов.

Каждый работник должен четко знать выполнять требования ППБ и установленный на энергообъекте противопожарный режим, не допускать лично и останавливать действия других лиц, которые могут привести к пожару или загоранию.

Работники энергообъектов должны проходить противопожарный инструктаж, совершенствовать знания по пожарной безопасности при повышении квалификации, при регулярном участии в противопожарных тренировках и проходить периодическую проверку знаний ППБ в соответствии с требованиями действующих документов по подготовке кадров.

Периодичность, тематика и объемы противопожарных тренировок должны определяться с учетом того, что персонал должен приобрести практические навыки тушения пожаров во взаимодействии с пожарными подразделениями, не прекращая управления оборудованием.

На каждом энергообъекте должен быть установлен противопожарный режим и выполнены противопожарные мероприятия исходя из особенностей производства, а также совместно с работниками пожарной охраны и энергообъекта разработан оперативный план тушения пожара.

Оперативный план тушения пожара должен быть основным документом, который определяет действия персонала энергообъекта при возникновении пожара, порядок тушения пожара в электроустановках, нахлдящихся под напряжением, взаимодействие с личным составом прибывающих пожарных подразделений, а также применение других сил и средств пожаротушения.

Техническое обслуживание автоматических и других установок тушения пожара и пожарной сигнализации должно производиться персоналом энергообъекта в соответствии с местными инструкциями по аналогии с обслуживанием противоаварийной и релейной защиты.

Первичные средства пожаротушения должны содержаться в постоянной готовности к работе, а их техническое обслуживание осуществляться в соответствии с « Инструкцией по содержанию и применению первичных средств пожаротушения на энергетических предприятиях».

Конденсаторные установки должны быть обеспечены противопожарным оборудованием: огнетушителями, ящиками с песком. Кроме того, в установках необходимо предусмотреть пожарную сигнализацию, одновременно действующую на отключение напряжения с установки. Приступать к тушению возникшего пожара можно только после надежного заземления конденсаторов.

Заключение

В дипломном проекте производился анализ эффективности применения компенсирующих установок для усиления системы тягового электроснабжения. Для этого были произведены расчеты следующих схем питания:

- один трансформатор без КУ (1 Тр),

- один трансформатор + КУ,

- два трансформатора без КУ (2 Тр),

- два трансформатора + КУ,

- один трансформатор + УПК без КУ,

- один трансформатор + КУ + УПК,

- два трансформатора + УПК без КУ,

- два трансформатора + КУ + УПК.

1) Применение установок продольной емкостной компенсации, включенных в отсос подстанций Замзор, Ук, Нижнеудинск, Худоеланская, повышает напряжение в системе тягового электроснабжения, тем самым увеличивается пропускная способность данного участка.

Максимальная пропускная способность участка при пропуске поездов массой 6300 тонн в четном направлении и 3000 тонн в нечетном направлении при схеме питания 2 Тр + КУ составляет 58 пар поездов в сутки, а при схеме питания 2 Тр + КУ + УПК пропускная способность участка равна 76 пар поездов в сутки, при этом на токоприемнике электровозов поддерживается напряжение не менее 22 кВ.

Показатели качества электрической энергии при применении продольной компенсации следующие.

а) При среднем графике движения с интервалом, равным 30 минутам:

- максимальное значение коэффициента несимметрии при схеме питания

2 Тр + КУ + УПК превышает предельно допустимое значение на тяговых подстанциях Ук (К2U=4,3 %), Нижнеудинск (К2U=4,08 %), Худоеланская (К2U=4,39 %),

- по суммарной продолжительности времени выхода за нормально допустимое Т1 и предельно допустимое Т2 значение качество электрической энергии не соответствует нормам стандарта на подстанциях Замзор (Т1= 44 %), Ук (Т1= 74 %,Т2= 6 %), Нижнеудинск (Т1= 45 %, Т2= 3 %), Худоеланская (Т1= 35 %, Т2= 3 %), Будагово (Т1= 9 );

- значение коэффициента несинусоидальности с вероятностью 95% превышает нормально допустимое значение при схеме питания 2 Тр + КУ + УПК на всех подстанциях участка Замзор - Будагово. Превышение нормально допустимого значения достигает по фазе С на подстанциях Ук - 16,2 %,

Нижнеудинск - 16,7 %, Худоеланская - 15,3 %;

- по суммарной продолжительности времени выхода за нормально допустимое и предельно допустимое значение качество электрической энергии не соответствует нормам стандарта по всем фазам подстанций Замзор, Ук, Нижнеудинск, Худоеланская, Будагово и достигает уровня (Т1= 36 %) по фазе А на подстанции Будагово и уровня (Т2=97 %) по фазе С подстанций Ук, Нижнеудинск.

б) При максимальной пропускной способности:

- максимальное значение коэффициента несиметрии напряжения при схеме питания 2 Тр + КУ + УПК превышает предельно допустимое значение на подстанциях Замзор (К2U= 5,07 %), Ук (К2U= 6,88 %), Нижнеудинск (К2U= 6,86 %), Худоеланская (К2U= 6,49 %);

- по суммарной продолжительности времени выхода за нормально допустимое значение Т1 и предельно допустимое значение Т2 качество электрической энергии не соответствует нормам стандарта на всех подстанциях данного участка и достигает уровня (Т1= 97 %, Т2= 40 %) на подстанции Ук;

- значение коэффициента несинусоидальности с вероятностью 95% превышает нормально допустимое значение при схеме питания 2 Тр + КУ + УПК на всех подстанциях участка Замзор - Будагово. Превышение нормально допустимого значения достигает по фазе С на подстанциях Ук - 20,5 %, Нижнеудинск - 21,1 %, Худоеланская - 19,6 %;

- по суммарной продолжительности времени выхода за нормально допустимое и предельно допустимое значение качество электрической энергии не соответствует нормам стандарта по всем фазам всех подстанций данного участка и достигает уровня (Т1= 7 %) по фазе А подстанций Замзор, Будагово и уровня (Т2=98 %) по фазе С подстанций Замзор, Ук, Нижнеудинск, Худоеланская.

2) Анализ эффективности применения регулируемых установок параллельной компенсации

Применение регулируемых статических компенсаторов реактивной мощности на подстанциях Ук, Нижнеудинск, Худоеланская повышает напряжения в тяговой сети, тем самым увеличивается пропускная способность участка Замзор - Будагово.

При пропуске поездов массой 6300 тонн в четном направлении и 3000 тонн в нечетном направлении пропускная способность участка при схеме питания

2 Тр + КУ составляет 58 пар поездов в сутки, а при схеме питания

1 Тр + регулируемая КУ установленная взамен нерегулируемой на подстанциях Ук - в опережающую фазу, Нижнеудинск - в отстающую фазу, Худоеланская - в отстающую фазу пропускная способность равна 90 пар поездов в сутки, при этом на токоприемнике электровоза поддерживается напряжение не менее 22 кВ.

Показатели качества электрической энергии при применении регулируемых КУ следующие.

а) При среднем графике движения:

- максимальное значение коэффициента несимметрии соответствует нормам ГОСТ по превышению предельно допустимого значения, на всех подстанциях;

- по суммарной продолжительности времени выхода за нормально допустимое значение Т1 качество электроэнергии не соответствует ГОСТ. На подстанциях Замзор Т1=10 %, Ук Т1=12 %, Нижнеудинск Т1= 9 %;

- значение коэффициента несинусоидальности с вероятностью 95 % не превышает нормально допустимого значения и достигает по фазе С на подстанциях Замзор - 1,8 %,Ук - 1,9 %, Нижнеудинск - 1,9 %,

Худоеланская - 1,9 %, Будагово - 1,3 %, что соответствует нормам ГОСТ;

- по суммарной продолжительности времени выхода за нормально допустимое и предельно допустимое значение качество электроэнергии соответствует нормам ГОСТ на подстанциях Замзор по фазе А (Т1=3 %), Худоеланская по фазе А (Т1=3 %), Будагово по фазам А (Т1=0 %), и С (Т1=3 %). Для остальных фаз подстанций качество электроэнергии не соответствует нормам ГОСТ.

б) При максимальной пропускной способности

- максимальное значение коэффициента несимметрии не соответствует нормам ГОСТ и превышает нормально допустимое значение на подстанциях Замзор (К2U=3,81%), Нижнеудинск (К2U=3,4 %), Худоеланская (К2U=3,25 %). На подстанции Ук (К2U=4,68 %), качество электроэнергии не соответствует нормам стандарта и превышает предельно допустимое значение;

- превышение времени выхода за нормально допустимое значение наблюдается на подстанциях Замзор (Т1=41 %), Ук (Т1=52 %), Нижнеудинск (Т1=45 %), Худоеланская (Т1=12 %), а за предельно допустимое значение на подстанции Ук (Т2=1 %).

- Значение коэффициента несинусоидальности с вероятностью 95 % превышает нормально допустимое значения на подстанциях Замзор - фаза В 2,2 %, фаза С 2,5 %, Ук - фаза А 2,5 %, фаза В 2,1 %, фаза С 2,7 %, Нижнеудинск - фаза А 2,6 %, фаза В 2,5 %, фаза С 2,6 %, Худоеланская - фаза А 2,3 %, фаза В 2,6 %, фаза С 2,6 %, Будагово - фаза В 2,1 %;

- по суммарной продолжительности времени выхода за нормально допустимое и предельно допустимое значение качество электроэнергии не соответствует нормам ГОСТ и достигает значения на подстанциях Замзор по фазе В и С (Т1=5 %, Т2=10 %), Ук по фазе С (Т1=9 %, Т2=5 %), Нижнеудинск по фазе С (Т1=9 %, Т2=5 %), Худоеланская по фазе В (Т1=8 %, Т2=4 %), Будагово по фазам В (Т1=8 %, Т2=3 %).

Применение регулируемых КУ дает лучший технический эффект, чем применение установок продольной компенсации.

3) Проверка оборудования тяговой подстанции Худоеланская по рабочим нагрузкам, на термическую и динамическую стойкость, расчеты токов короткого замыкания на стороне высокого, среднего и низкого напряжения показали, что используемое оборудование на ТП Худоеланская может быть применено в условиях движения тяжеловесных поездов.

4) Произведенный в экономической части проекта расчет экономической эффективности применения регулируемых КУ показал, что срок окупаемости регулируемых КУ с учетом изменения тарифа на электроэнергию на 5% в год составляет 7,5 лет, а это меньше нормативного срока, значит применение регулируемых КУ экономически эффективно.

5) В главе « Безопасность и экологичность проекта» рассмотрен вопрос о безопасности работ на конденсаторных установках в соответствии с «Правилами устройства электроустановок», «Правилами технической эксплуатации электроустановок» «Правилами техники безопасности в электроустановках», «Правилами пожарной безопасности»

тяговый продольный емкостный отсос

Список литературы

1. Правила устройства и технической эксплуатации контактной сети электрифицированных железных дорог (ЦЭ-868). - М.: Трансиздат, 2002.- 184 с.

2. Правила устройства системы тягового электроснабжения железных дорог РФ / МПС РФ. М: Транспорт, 1997.

3. Правила технической эксплуатации железных дорог Российской Федерации. М.: Трансиздат, 2000. - 190 с.

4. Правила тяговых расчётов для поездной работы. М.: Трансжелдориздат,

5. Марквардт К.Г. Электроснабжение электрических железных дорог. - М.: Транспорт, 1982. - 528 с.

6. Гринберг-Басин М.М. Тяговые подстанции. Пособие по дипломному проектированию. - М.: Транспорт, 1986. - 168 с.

7. Бей Ю.М., Мамошин Р.Р., Пупынин В.Н., Шалимов М.Г. Тяговые подстанции: Учебник для вузов железнодорожного транспорта. - М.: Транспорт, 1986. - 319 с.

8. Прохорский А.А. Тяговые и трансформаторные подстанции. - М.: Транспорт, 1983. - 496 с.

9. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энегроатомиздат, 1989. - 605 с.

10. Справочник по электроснабжению железных дорог // В 2-х т. Т. 1 / Под ред. К.Г. Марквардта. - М.: Транспорт, 1980. - 256 с.

11. Справочник по электроснабжению железных дорог // В 2-х т. Т. 2 / Под ред. К.Г. Марквардта. - М.: Транспорт, 1981. - 392 с.

12. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения / Под ред. И.А. Баумштейна, С.А. Бажанова. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 768 с.

13. Дмитриева В.А. Экономика железнодорожного транспорта. - М.: Транспорт, 1996. - 328 с.

14. Материалы сайта кафедры электроснабжения ИрГУПС www.iriit.irk.ru/web-edu/~egt/

15. Экономика железнодорожного транспорта. Методические указания для выполнения экономической части дипломного проекта. - Иркутск: ИрГУПС, 2002. - 26 с.

16. Закарюкин В.П., Крюков А.В. Сложнонесимметричные режимы электрических систем. - Иркутск: Изд-во Иркут. ун-та. - 2005. - 273 с.

17. Закарюкин В.П., Крюков А.В.. Имитационное моделирование систем тягового электроснабжения / Учебное пособие. Иркутск: ИрГУПС. - 2006.

123 с.

18. Описание программного комплекса Кортэс.

19. ГОСТ 13109-97. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.

20. Журнал « Энергетические станции» - 2003 год.

Размещено на Allbest.ur