Проектирование электрической тяговой подстанции постоянного тока

рабочее напряжение - 110 В;

виброустойчивость - реле не замыкает своих контактов при вибрации (реле заполнено маслом);

уставка срабатывания реле - 0,6 м\с;

реле срабатывает на сигнал при наличии в корпусе реле

газа - 450 см3.

2.2.3 Дифференциальная защита трансформаторов

Дифференциальная защита применятся для защиты обмоток трансформаторов между фазами и на землю (бак трансформатора). Она защищает от междуфазных коротких замыканий и на землю не только обмотки трансформатора, но и выводы и ошиновку в пределах между трансформаторами тока, установленных со всех сторон защищаемого трансформатора.

Для защиты понижающих трансформаторов с регулированием напряжения под нагрузкой применяются, в основном, реле типа ДЗТ с насыщающимися трансформаторами тока (НТТ) и магнитным торможением. [8]

Таблица 2.5 - Данные для расчета дифференциальной защиты трансформатора ТДТН-20000/110.

Определяем токи короткого замыкания, протекающие через защищаемый трансформатор в расчетных режимах, приведенные к стороне ВН. Для этого задаемся следующими параметрами:

SKC max=3500 мВА - мощность короткого замыкания на вводах 115 кВ в максимальном режиме.

SKC min=2000 мВА - мощность короткого замыкания на вводах 115 кВ в минимальном режиме.

XC max=Ucp2/ SKC max=1152/3500=3,78 Ом; - сопротивление системы в максимальном режиме[6]

XC min=Ucp2/ SKC min=1152/2000=6,61 Ом; - сопротивление системы в минимальном режиме

UK1 = 0,5(UK I-II + UK I-III - UK II-III) = 0,5(17+0,5-6) =10,75%

UK2 = 0,5(UK I-III + UK II-III - UK I-III) = 0,5(17+6-10,5) = 6,25%

UK3 =0,5(UK II-III +UK I-III -UK I-II) = 0,5(10,5+6-17) = -0,25% » 0

XTP1 = (UK1/100)(UCP2/SH. TP) = 10,75×1152/100×20 = 71,08 Ом -сопротивление обмотки ВН трансформатора

XTP2 = (UK2/100)(UCP2/SH. TP) = 6,25×1152/100×20 = 41,32 Ом -сопротивление обмотки СН трансформатора

XTP3 = (UK3/100)(UCP2/SH. TP) = 0 Ом -сопротивление обмотки НН

трансформатора [6]

Определяем токи короткого замыкания на шинах 11 кВ и 38,5 кВ для максимального режима:

IKmax10 = U1ном /×Xmax10 = 115000/×74,86 = 888 A

IKmax35 = U1ном /×Xmax35 = 115000/×116,18 =572,16 A

Определяем токи короткого замыкания на шинах 11 кВ и 38,5 кВ для минимального режима:

IKmin10 = U1ном /×Xmin10 = 115000/×77,69 = 855 A

IKmin35 = U1ном /×Xmin35 = 115000/×119,01 =558,6 A

I(1)Kmin110 = U1ном /×Xcmin = 115000/×6,61 = 10056,6 A

Расчет дифференциальной защиты понижающего трансформатора

ТДТН-20000/110 производим для реле ДЗТ-11. Рабочая (дифференциальная) обмотка установлена на стороне 115 кВ.

Ток срабатывания защиты

Iс. з. ³ Kн × Iн, где[8]

Iн = 100,5 А - номинальный ток обмотки ВН трансформатора

ТДТН-20000/110.

Kн = 1,5 - коэффициент надежности учитывающий ошибку реле ДЗТ-11 и необходимый запас.

Iс. з. = 1,5 × 100,5 = 150,75 А

Ток уставки срабатывания реле:

Iу.с.р. = Iс.з. × Kcx/Kта = 150,75 × /40 = 6,52 А

Определяем число витков рабочей обмотки, установленной на стороне 115 кВ

wp = Fcp/Iу.ср, где

Fcp = 100 А × вит - магнитодвижущая (намагничивающая) сила, необходимая для срабатывания реле ДЗТ-11.

wp = 100/6,52 = 15,34. Принимаем ближайшее целое число витков рабочей обмотки, которое можно выставить на реле ДЗТ-11

wp = 16 витков.

Уравнительные обмотки установлены на сторонах СН и НН трансформатора. Число витков уравнительных обмоток определяем из условия уравновешивания намагничивающих сил в реле ДЗТ-11, создаваемых номинальными токами в рабочей и уравнительной обмотках.

IпI × wp = IпII × wy1p = IпIII × w y2p

Для стороны 38,5 кВ:

IпI × wp = IпII × wy1p

wy1p = IпI × wp/ IпII = 4,35 × 16 / 8,65 = 8,04 витков. Принимаем wy1p = 8 витков.

Для стороны 11 кВ:

IпI × wp = IпIII × wy2p

wy2p = IпI × wp/ IпIII = 4,35 × 16 / 5,25 = 13,25 витков. Принимаем wy2p = 14 витков.

Определяем наибольший ток небаланса при трехфазном коротком замыкании.

Iнб = (Ka × Kодн × e + DUрег + Dfвыр) × Ik max, где

Ka = 1 - коэффициент, учитывающий переходный режим токов короткого замыкания;

Kодн = 1 - коэффициент однотипности трансформаторов тока;

e = 0,1 - допускаемая относительная погрешность трансформаторов тока;

DUрег = 0,16 - относительная погрешность обусловленная регулированием напряжения;

Dfвыр - относительная погрешность от неточного выравнивания токов плеч защиты вследствие невозможности точной установки на реле точного числа витков;

Ik max - максимальное значение тока короткого замыкания (на стороне ВН) при коротком замыкании на стороне СН или НН трансформатора.

Dfвыр = (wy - wyp) / wyp

для стороны 38,5 кВ

Iнб = (Ka × Kодн × e+DUрег+(wy1 - wy1p) / wy1p) × Ik max35=(1 × 1 × 0,1 + 0,16 + +(8,04 - 8) / 8) × 572,16 = 151,62 А

для стороны 11 кВ

Iнб = (Ka × Kодн × e+DUрег+(wy2 - wy2p) / wy2p) × Ik max10=(1 × 1 × 0,1 + 0,16 + +(14 - 13,25) / 13,25) × 888 = 281,14 А

Принимаем наибольший ток небаланса Iнб = 281,14 А.

Тормозная обмотка включена на сумму токов плеч защиты сторон СН и НН трансформатора. Число витков тормозной обмотки выбирается, исходя из условия надежного несрабатывания защиты при внешних коротких замыканиях.

wт ³ (Kз × Iнб max × wрасч) / Ik max × tga, где

Kз - коэффициент запаса;

tga = 0,87 - тангенс угла наклона к оси абсцисс касательной, проведенной из начала координат к характеристике срабатывания, соответствующей минимальному торможению;

wрасч = 15,34 витков - расчетное число витков рабочей обмотки.

wт = 1,5 × 281,14 × 15,34 / 888 × 0,87 = 8,37 витков.

Принимаем ближайшее большее число витков тормозной обмотки, которое можно выставить на реле ДЗТ-11

wт = 9 витков.

Определяем коэффициент чувствительности защиты:

Кч = Ik min(2) × wp / Fср, где[6]

Ik min(2) - значение минимального тока двухфазного короткого замыкания.

для короткого замыкания на стороне 11 кВ

Ik min(2) = 1,5 × Ik min10 / Кта = 1,5 × 855 / 40 = 32,06 А

Кч10 = 32,06 × 16 / 100 = 5,12 > 2

для короткого замыкания на стороне 38,5 кВ

Ik min(2) =  × Ik min35 / Кта =  × 588,6 / 40 = 24,16 А

Кч35 = 24,16 × 16 / 100 = 3,87 > 2

для короткого замыкания на стороне 115 кВ

Кч115(1) = Ik min115(1) × wp / Кта × Fср = 10056,6 × 16 / 40 × 100 = 40,23 > 2

Для защиты понижающего трансформатора ТДТН-20000/110 используем трехфазную дифференциальную защиту без выдержки времени, в трехрелейном исполнении с реле ДЗТ-11.

2.2.4 Максимальная токовая защита понижающего трансформатора ТДТН-20000/110

Максимальная токовая защита (МТЗ) применяется для защиты трансформаторов для защиты от внешних коротких замыканий и как резервная от внутренних повреждений, т.е. резервирует газовую и дифференциальную защиту, т.к. имеет выдержку времени и поэтому является небыстродействующей.

МТЗ трехобмоточного трансформатора устанавливается с трех сторон, т.е. на стороне ВН, на стороне СН и стороне НН

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:

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5