Тяговые подстанции

 

I_с.з. = I_с.з.2 = 155,97 А.

 

Ток срабатывания реле:

 

I_у.ср = К_сх × I_сз / К_та =  × 155,97 / 40 = 6,75 А

 

Принимаем к установке  токовое реле РТ-40/10 и реле времени

 

ЭВ-231 (t_ср=0,5-9 с)

 

Со стороны ВН трансформатора для повышения чувствительности МТЗ дополняется блокировкой (пуском) по напряжению. Реле минимального напряжения подключается к трансформаторам  напряжения, устанавливаемым на сторонах СН и НН.

Напряжение пуска защиты:

для стороны НН

 

U_сз = U_{p min} / К_н × К_в, где[5]

 

U_{p min} = 0,95 U_н = 0,95 × 11 = 10,45 кВ - минимальное напряжение на шинах 11 кВ;

К_в = 1,2 - коэффициент возврата реле.

 

U_сз = 1045 / 1,2 × 1,2 = 7,25 кВ

 

U_у.ср = U_сз / К_тu, где К_тu = 11000 / 100 = 110 - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения.

 

U_у.ср = 7,25 / 110 = 65,9 В - напряжение уставки срабатывания реле.

для стороны СН

 

U_сз = U_{p min} / К_н × К_в,

 
 

где

U_{p min} = 0,95 U_н = 0,95 × 38,5 = 36,575 кВ;

 

U_сз = 36,575 / 1,2 × 1,2 = 25,4 кВ

U_у.ср = U_сз / К_тu = 25,4 / (38500 / 100) = 65,9 кВ

 

Чувствительность МТЗ  при наличии блокировки минимального напряжения не проверяется [8].

Выдержка времени должна быть на одну ступень выше выдержки времени МТЗ на сторонах СН и НН.

Для защиты принимаем реле напряжения РН-54/160.

МТЗ понижающего трансформатора на стороне СН.

МТЗ понижающего трансформатора ТДТН-20000/110 на стороне СН выполняется  с выдержкой времени, в двухрелейном исполнении.

Ток срабатывания защиты:

 

I_с.з.1 = К_н × I_н.тр / К_в = 1,2 × 300 / 0,85 = 423,53 А;

I_с.з.2 = К_с × I_с.з^';

I_с.з^' = I_с.з.(10) / К_т;

I_с.з.(10) = К_н × I_н.тр / К_в = 1,2 × 1050 / 0,85 = 1482,35 А;

I_с.з^' = 1482,35 / (38,5 / 11) = 385,02 А;

I_с.з.2 = 1,1 × 385,02 = 423,53 А;

т.к. I_с.з.1 = I_с.з.2, то принимаем I_с.з. = 423,53 А.

 

Ток уставки срабатывания реле

 

I_у.ср = I_с.з. / К_та = 423,53 / 60 = 7,05 А

 

Принимаем к установке  токовое реле РТ-40/10 и реле времени

ЭВ-231 (t_ср = 0,5 - 9 с)

Коэффициент чувствительности защиты

 

К_ч = I_{к min}⁽²⁾ / I_у.ср = 24,16 / 7,05 = 3,42 > 1,5

 

Выдержка времени принимается  на одну ступень выше выдержки времени  МТЗ районных потребителей.

МТЗ понижающего трансформатора на стороне НН.

МТЗ понижающего трансформатора ТДТН-20000/110 на стороне НН выполняется  с выдержкой времени, в двухрелейном исполнении.

Ток срабатывания защиты

 

I_с.з. = К_н × I_н.тр / К_в = 1,2 × 1050 / 0,85 = 1482,35 А;

 

Ток уставки срабатывания реле

 

I_у.ср = I_с.з. / К_та = 1482,35 / 200 = 7,41 А.

 

Принимаем к установке  токовое реле РТ-40/10 и реле времени

ЭВ-231 (t_ср = 0,5 - 9 с)

Коэффициент чувствительности

 

К_ч = I_{к min}⁽²⁾ / I_у.ср = 32,06 / 7,41 = 4,32 > 1,5

 

Выдержка времени принимается  на одну ступень выше выдержки времени  МТЗ ПВЭ-3, МТЗ ТСН и МТЗ фидеров  тяговых потребителей.

Т.к. выдержка времени МТЗ  фидеров тяговых потребителей 10 кВ

t = 0,4 с и выдержка времени  секционного масляного выключателя  10 кВ

t = 0,6 с остаются неизменными,  то принимаем выдержку времени  МТЗ понижающего трансформатора  ТДТН-20000/110 на стороне НН на  одну ступень выше, т.е. t = 0,8 с.

Выдержку времени МТЗ  фидеров районных потребителей 35 кВ принимаем t = 0,4 с, тогда выдержку времени  МТЗ понижающего трансформатора со стороны обмотки СН принимаем t = 0,8 с.

Выдержку времени МТЗ  понижающего трансформатора со стороны  обмотки ВН принимаем на одну ступень (Dt = 0,4 с), выше, чем на стороне НН и  СН, т.е. t = 1,2 с.

 

2.2.5 Защита от перегрузки

Токовая защита от перегрузки устанавливается на стороне 115 кВ понижающего  трансформатора. Т.к. перегрузка является симметричным режимом трансформатора, то защиту от нее достаточно устанавливать  только в одной фазе, т.е. защита от перегрузки выполняется в однорелейном исполнении. Защита действует на сигнал с выдержкой времени t = 9 с. [8]

Ток срабатывания защиты

 

I_с.з. = К_з × I_н.тр / К_в, где

 

К_з = 1,05 - коэффициент запаса

I_с.з. = 1,05 × 100,5 / 0,85 = 124,15 А

 

Ток уставки срабатывания реле

 

I_у.ср = К_сх × I_с.з. / К_та =  × 124,15 / 40 = 5,37 А

 

Принимаем к установке  токовое реле РТ-40/6 и реле времени

ЭВ-231 (t_ср = 0,5 - 9 с)

 

2.2.6 Защита включения обдува

Токовая защита действует  на включение вентиляторов обдува понижающего  трансформатора при нагрузке, равной 0,7 от номинального значения. Устанавливается  на стороне ВН (115 кВ) понижающего  трансформатора ТДТН-20000/110.

Ток срабатыванмия защиты

 

I_с.з. = 0,7 × I_н.тр. = 0,7 × 100,5 = 70,35 А

 

Ток уставки срабатывания реле

 

I_у.ср = К_сх × I_с.з. / К_та =  × 70,35 / 40 = 3,04 А

 

При прохождении через  токовое реле тока 3,04 А защита действует  с выдержкой времени t = 5 с на включение  вентиляторов обдува.

При повышении температуры  масла до 55 ^оС защита действует без выдержки времени на включение вентиляторов обдува.

При повышении температуры  масла до 75 ^оС защита действует на сигнал.

Принимаем к установке  токовое реле РТ-40/6 и реле времени

ЭВ-231.

Результаты расчетов уставок  защит и реле трансформатора ТДТН-20000/110, а также выбранные типы реле представляем в виде сводной таблицы (таблица 2.7)

 

Таблица 2.7 Сводная таблица  уставок защит и реле.

Наименование защиты	Ток срабатывания защиты Iс.з., А	Ток уставки срабатывания защиты Iу.ср, А	Напряжение срабатывания защиты Uс.з., кВ	Напряжение уставки срабатывания реле Uу.ср, В	Вы-держка времени, с	Тип реле
дифференциальная защита	150,75	6,52	-	-	-	ДЗ Т-11
газовая защита	-	-	-	-	-	РГЗЧ-66
МТЗ на стороне ВН	155,97	6,75	-	-	1,2	РТ-40/10, ЭВ-231
МТЗ на стороне СН	423,53	7,05	25,4	65,9	0,8	РТ-40\10, РН-54/160, ЭВ-231
МТЗ на стороне НН	1482,35	7,41	7,25	65,9	0,8	РТ-40/10, РН-54/160, ЭВ-231
защита от перегрузки	124,15	5,37	-	-	9	РТ-40/6, ЭВ-231
защита включения обдува	70,35	3,04	-	-	5	РТ-40/6, ЭВ-231

 

2.3 Затраты на установку  оборудования

 

К=Кзав ×a - капитальные затраты, включающие в себя стоимость оборудования, его транспортировки, ошиновки, строительных и монтажных работ.

Кзав – заводская стоимость  оборудования.

a = 1,7 – усреднненый коэффициент  для пересчета заводской стоимости  оборудования к расчетной стоимости.

Э – ежегодные эксплуатационные расходы.

 

Э = Эа + Эо+Эпот[5]

Эа =Ра×К/100, где

 

Эа – амортизационные  отчисления на реновацию и капитальный  ремонт.

Ра = 6.1% - норма амортизационных  отчислений.

 

Эо = Ро×К/100, где

 

Эо – годовые расходы  на обслуживание и текущий ремонт.

Ро = 3% - норма ежегодных  отчислений на обслуживание и ремонт.

Эпот =DАгод×СDэ×10^-2 – стоимость потерь электроэнергии в трансформаторе.

 

СDэ = 97,767 коп. – стоимость 1 кВт×ч потерь.

DАгод = n×DРхх×Т + 1/n×DРк/2Sн×(S²maxв + S²maxс + S²maxн), где

 

n – количество трансформаторов.

Т = 8760 ч – время работы трансформатора в течении года.

Smaxв, Smaxс, S²maxн – максимальные мощности на шинах высшего, среднего и низкого напряжения соответственно, МВА.  

 

2.3.1 ОРУ – 110 кВ.

Понижающий трансформатор  ТДТН-20000/110

 

К_зав.=18907909 руб.

 

К=a*К_зав.=1,7*18907909*2=64286890 руб. – капитальные затраты на установку двух трансформаторов.

 

DА_год.=1*45*8760+ кВт. – потери электроэнергии в трансформаторе.

 

Э_пот.=DА_год.*С_DЭ=394390*73,724*10^-2=290760 руб/год.

 

Э_а= руб./год.

 

Э_о= руб./год.

 

Э_тр.=Э_а+Э_о+Э_пот.=3921500+1988606+290760=6140866 руб./год.

 

Масляный выключатель  ВМТ-110

 

К_зав.=1600527 руб.

К=a*К_зав.=1,7*1600527*3=8162687 руб. – капитальные затраты на установку трех масляных выключателей.

 

Э_а=руб./год.

 

Э_о=руб./год.

 

Э_мв.=497924+244880=742804 руб./год.

 

К110=64286890+8162687=72449577 руб. – капитальные  затраты на оборудование ОРУ-110 кВ.

 

Э₁₁₀=Э_тр.+Э_мв=6140866+742804=6883670 руб./год. 

 

2.3.2 РУ-10 кВ.

К_зав.=1370220 руб. – заводская стоимость одной ячейки.

К_яч.=4*1,7*1370220=9317496 руб. – капитальные затраты на установку четырех ячеек.

 

Э_а=руб./год.

 

Э_о= руб./год.

 

Э_яч.=568367+279525=847892 руб./год.

 

Тяговые трансформаторы ТМПУ-16000/10

 

К_зав.=13235536 руб. – заводская стоимость одного трансформатора.

К₁=1,7*13235536*2=45000823 руб. - капитальные затраты на установку двух трансформаторов.

 

DА_год.= кВт.

 

Э_пот.=DА_год.*С_DЭ=289159*73,724*10^-2=213179 руб./год.

 

Э_а=руб./год.

 

Э_о= руб./год.

 

Трансформаторы собственных  нужд.

 

К_зав.=413920 руб.

К₂=1,7*413920*2=1407328 руб. – капитальные затраты на установку двух трансформаторов.

 

DА_год.= кВт.

 

Э_пот.=DА_год.*С_DЭ=8065*73,724*10^-2=5945 руб./год.

 

Э_а= руб./год.

 

Э_о= руб./год.

 

Э₂=85847+42219+5945=134011 руб./год.

К₁₀=К₁+К₂+К_яч.=45000823+1407328+9317496=55725647 руб.

Э₁₀=Э₁+Э₂+Э_яч.=4308253+134011+847892=5290156 руб./год. 

 

2.3.3 Общие затраты

 

К=К110+К10=72449577+55725647=128175224 руб.

 

Э_а=7818688 руб./год.

Э_о=3845254 руб./год.

Э_пот.=509884 руб./год.

 

Э=Э₁₁₀+Э₁₀=6883670+5290156=12173826 руб./год.

 

Годовой расход электроэнергии:

·   на тягу поездов – 16055494 кВт;

·   нетяговые потребители 10кВ – 9940840 кВт;

·   районные потребители 35 кВ

§ Бессоновка – 22554714 кВт;

Стоимость одного кВт*ч электроэнергии 97,767 коп.

 

Д=(16055494+5940840+22554714+20134600)*97,767*10^-2=50636807 руб. доход от годового выпуска продукции.

 

Э_пп=

 

Т= лет.

 

3. Технологическая часть

 

3.1 Монтаж оборудования

 

При перевозке трансформатора необходимо учитывать габаритные размеры, трансформатору ТДТН 20000/110 соответствует V габаритный размер. Перевозку трансформатора необходимо осуществлять на железнодорожном  или автомобильном транспорте с  учетом соответствующего габаритного  размера. Запрещается перемещать трансформатор  волоком по земле или на стальном листе. При монтаже использовать стандартное подъемное оборудование.

Перед включением трансформатора в сеть производится осмотр как самого трансформатора, так и всего включаемого  с ним оборудования. При этом проверяют:

-   уровень масла в расширителе и вводах трансформатора;

-   исправность и пусковое положение оборудования системы охлаждения;

-   правильное положение указателей переключателей напряжения;

-   положение заземляющего разъеденителя и состояние разрядников в нейтрали;

-   отключение дугогасящего реактора;

-   состояние фарфоровых изоляторов, покрышек вводов шинопроводов и экранированных токопроводов.

Включение трансформатора в  сеть производится на полное напряжение со стороны питания (со стороны обмотки  ВН). Включение часто сопровождается сильным броском тока намагничивания. Однако автоматическое отключение трансформатора дифференциальной токовой защитой  не происходит, так как она не реагирует на ток намагничивания при первом опробовании трансформатора напряжением, что позволяет избежать ложных срабатываний при всех последующих  включениях.

При включении трансформатора в работу не исключено появление  на нем сразу номинальной нагрузки. Включение на полную нагрузку трансформатора ТДТН 20000/110 разрешается при любой  отрицательной температуре. При  низкой температуре из – за повышенной вязкости трансформаторного масла  возникает значительный перепад  температур между маслом и обмотками  трансформатора. Этот перепад не приводит к повреждению трансформатора, однако износ изоляции обмоток трансформатора ускоряется, поэтому при температуре  ниже -25⁰ рекомендуется поднять температуру масла включением трансформатора на холостой ход или под нагрузку не более 50%.

Система охлаждения «Д» не исключает работу трансформатора с  отключенными устройствами воздушного дутья, но это возможно только при  нагрузке 50% от номинальной нагрузки трансформатора, независимо от температуры  масла.