МТЗ понижающего трансформатора на стороне ВН.

МТЗ понижающего трансформатора ТДТН-20000/110 на стороне ВН выполняется с пуском по напряжению, с выдержкой по времени, в трехрелейном исполнении.

Ток срабатывания МТЗ принимаем больший из двух значений:

Iс.з.1 = Кн × Iн.тр / Кв и Iс.з.2 = Кс × Iс.з', где[5]

Кн = 1,2 - коэффициент надежности защиты;

Кв = 0,85 - коэффициент возврата реле;

Iн.тр = 100,5 А - номинальный ток первичной обмотки понижающего трансформатора ТДТН-20000/110;

Кс = 1,1 - коэффициент селективности действия защиты, вводимый для того, чтобы по отношению к одному и тому же значению тока чувствительность защиты, расположенной ближе к источнику питания была меньше чувствительности защиты, расположенной дальше от источника питания[3]

Iс.з' - большее значение пересчитанного на напряжение 115 кВ тока срабатывания максимальной токовой защиты вводов распредустройства СН (38,5 кВ) и НН (11 кВ).

Iс.з' = Iс.з / Кт, где

Кт = UBH / UCH - коэффициент трансформации трансформатора ТДТН-20000/110;

для стороны НН

Iс.з. = Кн × Iн.тр / Кв = 1,2 × 1050 / 0,85 = 1482,35 А;

Iс.з' = 1482,32 / (115/11) = 141,79 А;

для стороны СН

Iс.з. = Кн × Iн.тр / Кв = 1,2 × 300 / 0,85 = 423,52 А;

Iс.з' = 423,52 / (115/38,5) = 141,79 А.

Т. к. Iс.з' для стороны НН и Iс.з' для стороны СН равны, то принимаем

Iс.з' = 141,79 А.

Iс.з.1 = 1,2 × 100,5 / 0,85 = 141,88 А и

Iс.з.2 = 1,1 × 141,79 = 155,97 А.

Принимаем ток срабатывания МТЗ на стороне ВН

Iс.з. = Iс.з.2 = 155,97 А.

Ток срабатывания реле:

Iу.ср = Ксх × Iсз / Кта =  × 155,97 / 40 = 6,75 А

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

ЭВ-231 (tср=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

Uсз = Up min / Кн × Кв, где[5]

Up min = 0,95 Uн = 0,95 × 11 = 10,45 кВ - минимальное напряжение на шинах 11 кВ;

Кв = 1,2 - коэффициент возврата реле.

Uсз = 1045 / 1,2 × 1,2 = 7,25 кВ

Uу.ср = Uсз / Ктu, где Ктu = 11000 / 100 = 110 - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения.

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

для стороны СН

Uсз = Up min / Кн × Кв,

 где

Up min = 0,95 Uн = 0,95 × 38,5 = 36,575 кВ;

Uсз = 36,575 / 1,2 × 1,2 = 25,4 кВ

Uу.ср = Uсз / Ктu = 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:

Iс.з.1 = Кн × Iн.тр / Кв = 1,2 × 300 / 0,85 = 423,53 А;

Iс.з.2 = Кс × Iс.з';

Iс.з' = Iс.з.(10) / Кт;

Iс.з.(10) = Кн × Iн.тр / Кв = 1,2 × 1050 / 0,85 = 1482,35 А;

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

Iс.з.2 = 1,1 × 385,02 = 423,53 А;

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

Ток уставки срабатывания реле

Iу.ср = Iс.з. / Кта = 423,53 / 60 = 7,05 А

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

ЭВ-231 (tср = 0,5 - 9 с)

Коэффициент чувствительности защиты

Кч = Iк min(2) / Iу.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

Iс.з. = Кн × Iн.тр / Кв = 1,2 × 1050 / 0,85 = 1482,35 А;

Ток уставки срабатывания реле

Iу.ср = Iс.з. / Кта = 1482,35 / 200 = 7,41 А.

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

ЭВ-231 (tср = 0,5 - 9 с)

Коэффициент чувствительности

Кч = Iк min(2) / Iу.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

Iс.з. = Кз × Iн.тр / Кв, где

Кз = 1,05 - коэффициент запаса

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

Ток уставки срабатывания реле

Iу.ср = Ксх × Iс.з. / Кта =  × 124,15 / 40 = 5,37 А

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

ЭВ-231 (tср = 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

Iс.з. = 0,7 × Iн.тр. = 0,7 × 100,5 = 70,35 А

Ток уставки срабатывания реле

Iу.ср = Ксх × Iс.з. / Кта =  × 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.

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

Кзав.=18907909 руб.

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

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

Эпот.=DАгод.*СDЭ=394390*73,724*10-2=290760 руб/год.

Эа= руб./год.

Эо= руб./год.

Этр.=Эа+Эо+Эпот.=3921500+1988606+290760=6140866 руб./год.

Масляный выключатель ВМТ-110

Кзав.=1600527 руб.

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

Эа=руб./год.

Эо=руб./год.

Эмв.=497924+244880=742804 руб./год.

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

Э110=Этр.+Эмв=6140866+742804=6883670 руб./год.

2.3.2 РУ-10 кВ.

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

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

Эа=руб./год.

Эо= руб./год.

Эяч.=568367+279525=847892 руб./год.

Тяговые трансформаторы ТМПУ-16000/10

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

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

DАгод.= кВт.

Эпот.=DАгод.*СDЭ=289159*73,724*10-2=213179 руб./год.

Эа=руб./год.

Эо= руб./год.

Трансформаторы собственных нужд.

Кзав.=413920 руб.

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

DАгод.= кВт.

Эпот.=DАгод.*СDЭ=8065*73,724*10-2=5945 руб./год.

Эа= руб./год.

Эо= руб./год.

Э2=85847+42219+5945=134011 руб./год.

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

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

2.3.3 Общие затраты

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

Эа=7818688 руб./год.

Эо=3845254 руб./год.

Эпот.=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.

Эпп=

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%.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7