Схема электроснабжения

Схема электроснабженияСхема электроснабжения.

Железнодорожный транспорт СНГ потребляет более 7 % электроэнергии, вырабатываемой электростанциями бывшего Советского Союза. В основном её расходуют на тягу поездов и частично на питание нетяговых потребителей (депо, станций, мастерских, а также районных потребителей.

Согласно Правилам технической эксплуатации устройства электроснабжения железных дорог должны обеспечивать: бесперебойное дви­жение поездов с установленными нормами массы, скоростями и интер­валами между поездами при требуе­мых размерах движения; надежное электропитание.

устройств СЦБ и связи, вычислительной техники как электроприемников категории I; на­дежное электроснабжение всех по­требителей железнодорожного тран­спорта.

В систему электроснабжения электрифицированных дорог (рисунок 2.82) входят устройства, составляющие её внешнюю часть (электростанции, районные трансформаторные подстанции, сети и линии электропередачи) и тяговую часть (тяговые подстанции и электротяговая сеть.

Рисунок 2.82 – Система электроснабжения железной дороги: 1 – электростанция; 2 – повышающий трансформатор; 3 – высоко­вольтный выключатель; 4 – линия электропередачи; 5 – тяговая подстанция; 6 – разрядник; 7 – быстродействующий выключа­тель; 8 – высоковольтный выключатель; 9 – тяговый трансформа­тор; 10 – выпрямитель; 11 – отсасывающая линия; 12 – питающая линия.

Электрическую энергию от места ее выработки к электроподвижному составу и нетяговым потреби­телям передают при определенном напряжении. Как известно, чем ниже напряжение, тем (при одной и той же мощности) боль­ше сила тока. А это вызывает увеличение потерь энергии при передаче. Следовательно, растут эксплуатационные расходы, так как приходится оплачивать количество энергии больше поступа­ющего к потребителям. В то же время значительное увеличение напряжения приводит к росту капиталь.

ных затрат на сооружение передающих устройств, так как существенно усложняется их изо­ляция, возрастает ее стоимость.

Чтобы выбрать напряжение, при котором будет передаваться электрическая энергия, производят технико-экономический расчет. Сравнивают различные варианты: в одних из них малы капиталь­ные затраты и существенны эксплуатационные расходы, а в других значительны капиталовложения и невелики расходы в эксплуата­ции. Для каждого варианта определяют так называемые приве­денные затраты, складывающиеся из части капитальных затрат, приходящихся на один год расчетного срока их окупаемости, и годовых эксплуатационных расходов (с учетом амортизацион­ных отчислений). Выбирают обычно вариант с меньшими приве­денными затратами. Как правило, принятое для передачи на­пряжение не равно тому, которое должно быть на зажимах тяговых двигателей электроподвижного состава (ЭПС.

Большое значение имеет также частота передаваемой энергии. В некото.

рых странах применяют ЭПС переменного тока с тяго­выми двигателями, рассчитанными на частоту 16 2 / 3 или 25 Гц. В этих случаях железные дороги обычно имеют собст­венные электрические станции, производящие электроэнергию нужной частоты, реже применяют установки для преобразования частоты, принятой в энергосистеме данной страны. Такие электро­станции возможно расположить в непосредственной близости от железной дороги, что существенно упрощает передачу энергии к электроподвижному составу.

В бывшем СССР строить электростанции только для нужд железных дорог было признано экономически нецеле­сообразным, и поэтому частота энергии, поступающей в контактную сеть, такая же, как для остальных потребителей, т. е. 50 Гц – это так называемая промышленная частота.

Устройства, необходимые для выработки электроэнергии и ее передачи к электрической железной дороге, образуют систему внешнего электроснабжения. В нее входят электрические станции, на которых энергия вырабатывается, подстанции, где производит­ся ее преобразование и распределение, а также все линии электро­передачи (ЛЭП), связывающие эти электроустановки между собой и с электрической железной дорогой.

Электрические станции. На каждой электростанции имеются различные устройства, вырабатывающие электрическую энергию при сравнительно небольшом напряжении. В машинном зале сосредоточены устройства управления всеми производственными процессами. Кроме того, на территории электростанции находится подстанция, на которой полученное напряжение повышается до значения, необходимого для передачи ее другим электростанциям или районным подстанциям. На каждой районной подстанции устанавливают трансформаторы и монтируют распределительные устройства, через которые электроэнергия направляется по ЛЭП к различным потребителям.

В зависимости от источника энергии различают электростан­ции тепловые (ТЭС), гидроэлектрические (ГЭС) и атомные (АЭС.

ТЭС работают на твердом, жидком и газообразном топливе, имеют паровые и значительно реже газовые турбины. Их делят на конденсационные (КЭС), вырабатывающие только электричес­кую энергию, и теплофикационные, или теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), которые, кроме электрической, отпускают еще и тепловую энергию. Крупные (мощностью более 1 ГВт) КЭС называют государственными районными электростанциями (ГРЭС.

Тепловая энергия топлива, сжигаемого в котлах ТЭС, превра­щает в пар воду, подаваемую в котлы. Пар поступает в паровую турбину и приводит во вращение ее вал и вал электрического генератора. Иногда для вращения вала генератора используют двигатели внутреннего сгорания (дизели), работающие на нефтя­ном топливе. Такие установки имеют относительно небольшую мощность. Их можно выполнить передвижными и применять в качестве резервных.

ГЭС бывают русловыми (сооружаемые в основном в пределах речного русла), приплотинными (их машинные залы расположены вне плотин) и деривационными (использующие естественное по­нижение местности, например на горных реках.

Плотина – обязательное сооружение ГЭС. Она преграждает путь воде и создает необходимый сосредоточенный напор ее в верхнем бьефе, т. е. в части реки или водохранилища, располо­женной по течению выше плотины. Механическая энергия воды, стремящейся из верхнего бьефа в нижний, приводит во вращение вал гидротурбины и вал соединенного с ней электрического генератора. На ГЭС, где возможен суточный или сезонный не­достаток воды, иногда ее перекачивают из нижнего бьефа в верх­ний. Это делается за счет избыточной энергии, вырабатываемой другими электростанциями в те часы, когда потребность в энер­гии падает (например, ночью). Такие станции называют гидроаккумулирующими (ГАЭС), так как на них происходит накопле­ние потенциальной энергии воды, которая может быть использо­вана для выработки электрической энергии во время максималь­ных, так называемых пиковых, нагрузок.

Источником тепловой энергии на АЭС является ядерный реактор, в котором происходит управляемая цепная (самоподдер­живающаяся) реакция деления ядер урана и образующегося при этом вторичного горючего – плутония. Деление атомных ядер осуществляется под воздействием нейтронов. Чтобы энергия де­ления атомных ядер (атомная энергия) не выделялась мгновен­но (в виде взрыва), а могла быть использована длительно, в реак­тор вводят различные замедлители (например, графит). В качест­ве ядерного топлива обычно применяют не чистый уран, а его изотопы – 235 или 238.

Деление атомных ядер изотопа 235 происходит под воздействием тепловых (медленных) нейтронов, получить которые относительно просто. Однако в при­родном уране изотопа 235 почти в 140 раз меньше, чем изотопа 238. Но для деления атомных ядер изотопа 238 требуется воздействие быстрых нейтронов, обладающих более высокой энергией, чем медленные, и образование которых значительно сложнее. Тем не менее развитие АЭС идет по пути все большего применения реакторов, работающих на быстрых нейтронах.

Полученное в результате ядерной реакции тепло служит для преобразования подведенной к установке воды в пар, который затем используется для выработки электрической энергии анало­гично тому, как это происходит на ТЭС.

Наибольшее количество электрической энергии в странах СНГ выра­батывается на ТЭС. Но запасы необходимого для их работы органического топлива (угля, нефти, газа) не безграничны, и, кроме того, такое топливо очень нужно и в других отраслях народ­ного хозяйства. Для работы ГЭС не требуется органическое топливо, но реки есть далеко не везде и не всегда могут быть использованы для сооружения ГЭС значительной мощности. В качестве топлива для АЭС необходим редко встречающийся в природе уран; кроме того, велики расходы на обеспечение как безопасных условий работы, так и безопасности для окружающей среды. Поэтому ведутся работы по созданию установок для получения электроэнергии, основанных на новых принципах ее производства или работающих на практически неисчерпаемых первичных источниках энергии.

Осваивается магнитогидроэлектрический способ производства электроэнергии, при котором она вырабатывается МГД-генераторами. В каждом таком генераторе имеется мощная магнитная система и канал, по которому с большой скоростью движется проводящая среда – плазма, состоящая из газов, разогретых до очень высокой температуры. В результате взаимодействия плазмы с магнитным полем создается разность потенциалов между электродами, расположенными вдоль канала генератора. Постоянный ток в подключенной к электродам внешней цепи затем преобразуется в переменный с помощью инверторной установки. Совместно с МГД-генераторами электрическая энергия вырабаты­вается и обычными паровыми турбогенераторами, в которых вторично используется тепло, выделяемое плазмой.

Ведутся работы по созданию тепловых электрических станций, на которых не требуется сжигать органическое топливо. К таким ТЭС относят гелиоэлектрические, преобразующие в тепловую (а затем электрическую) лучистую энергию солнца, и геотермальные, использующие тепловую энергию горячих источников. Разра­батываются также приливные электростанции, на которых напор воды создается за счет ее разных уровней во время морских при­ливов и отливов. Для этого строят специальное водохранилище, отгораживаемое от моря плотиной, расположенной в устье впа­дающей в море реки или перекрывающей в узком месте залив. Существуют также ветроэлектрические станции, использующие для вращения вала электрического генератора кинетическую энергию ветровых потоков.

Питание электрической железной дороги от системы внешнего электроснабжения. Чтобы увеличить надежность и экономичность электроснабжения всех потребителей, в том числе и электри­ческой железной дороги, электростанции соединяют друг с другом электрическими и тепловыми сетями. Таким образом, создаются отдельные энергетические системы, которые в свою очередь связы­вают межсистемными ЛЭП. В результате образуются объединен­ные энергетические системы (ОЭС.

Все это позволяет регули­ровать распределение электрической энергии с учетом интенсив­ности ее выработки и потребления в отдельных энергетических системах, передавая нагрузки с более загруженных систем на менее нагруженные, повысить степень использования установлен­ного на электростанциях оборудования.

В странах СНГ производство, передача и распределение электри­ческой энергии осуществляются в основном на трехфазном пере­менном токе частотой 50 Гц. Различают электроустановки и сети напряжением до 1000 В и более 1000 В. ЛЭП, подводящие электрическую энергию к тяговым подстанциям электрических железных дорог, имеют номинальные напряжения 110 или 220 кВ, реже 35 кВ, иногда 10 или 6 кВ.

Номинальным называют напряжение, при котором электро­оборудование может работать нормально в течение всего задан­ного срока службы. Здесь и далее указываются номинальные значения напряжений.

Для обеспечения большей надежности внешнего электроснаб­жения применяют две цепи ЛЭП, каждую из которых крепят на самостоятельных опорах. Межсистемные ЛЭП обычно выпол­няют двухцепными и подвешивают на отдельных опорах. ЛЭП, по которым питаются тяговые подстанции электрических желез­ных дорог, бывают и двухцепные (их располагают на общих опорах), и одноцепные.

Электрические железные дороги относятся к потребителям категории I, нарушение электроснабжения которых связано с опасностью для жизни людей, существенным ущербом народному хозяйству, нарушением технологического процесса (графика движения поездов) и т. д. Такие потребители должны получать электрическую энергию от двух независимых источников и перерыв их электроснабжения может быть допущен только на время автоматического переключения питания с одного источника на другой. Однако вследствие большой протяженности электрических железных дорог питание каждой тяговой подстанции от двух независимых источников было бы связано с весьма значительными капитальными затратами. Поэтому допускается электроснабже­ние тяговых подстанций от одного источника по двум одноцепным ЛЭП, расположенным на отдельных опорах, или по идущим вдоль железной дороги двухцепным и одноцепным ЛЭП, имеющим двустороннее питание. При выходе из строя одной районной подстанции или ЛЭП протяженностью 150–200 км допускается перерыв электроснабжения не более чем для одной тяговой под­станции.

Подключение тяговых подстанций. Для поддержания необхо­димого уровня напряжения на тяговых подстанциях и снижения потерь энергии в питающей сети сооружают опорные тяговые подстанции, к которым присоединяют не менее трех ЛЭП напря­жением 110 или 220 кВ. Такие подстанции располагают через каждые 150–200 км при питании по ЛЭП 110 кВ и через 250– 300 км при ЛЭП 220 кВ. Тяговые подстанции, расположенные между опорными, являются промежуточными. Между двумя со­седними опорными подстанциями включают не более трех про­межуточных при ЛЭП 110 кВ и электрификации железной доро­ги по системе переменного тока и не более пяти при системе по­стоянного тока. При ЛЭП 220 кВ число промежуточных тяговых подстанций между двумя смежными опорными может достигать пяти независимо от системы тока, по которой электрифицирована дорога.

Фидерная и подстанционная зоны. Различают фидерные и под-станционные зоны питания. Часть тяговой сети, получающая электрическую энергию по одной питающей линии (ее называют еще фидером) при одностороннем питании (рисунок 2.83, а) или по двум от соседних тяговых подстанций при двустороннем питании (рисунок 2.83, б), называют фидерной зоной, а в последнем случае – иногда межподстанционной. Две фидерные зоны, питаемые от одной и той же тяговой подстанции, образуют подстанционную зону.

Протяженность фидерных и подстанционных зон определяется расстоянием между тяговыми подстанциями, а оно зависит от многих факторов – системы тока и напряжения, по которой электрифицирована дорога, размеров и организации движения поездов, схемы питания электроподвижного.

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *