Учебная работа. Дипломная работа: Проектирование электрической тяговой подстанции постоянного тока

Учебная работа. Дипломная работа: Проектирование электрической тяговой подстанции постоянного тока

Содержание

Введение

1. Теоретическая часть

1.1 Назначение, состав и оборудование тяговых подстанций

1.2 Структурная схема тяговой подстанции Долбина

1.3 Состав тяговой подстанции 110 кВ

2. Расчетная часть

2.1 Выбор оборудования

2.1.1 Выбор оборудования ОРУ – 110 кВ

2.1.2 Выбор оборудования РУ – 10 кВ

2.1.3 Выбор трансформаторов

2.2 Расчет уставок и параметров защит трансформаторов

2.2.1 Типы применяемых защит трансформаторов

2.2.2 Газовая защита трансформатора

2.2.3 Дифференциальная защита трансформаторов

2.2.4 Максимальная токовая защита понижающего трансформатора ТДТН-20000/110

2.2.5 Защита от перегрузки

2.2.6 защита включения обдува

2.3 Затраты на установку оборудования

3. Технологическая часть

3.1 Монтаж оборудования

3.2. Обслуживание оборудования тяговой подстанции

3.2 техника безопасности

Заключение

Список литературы

Введение

основными потребителями электроэнергии промышленного электрифицированного транспорта являются электровозы, на которых устанавливаются тяговые электродвигатели постоянного тока.

Тяговые подстанции для питания промышленного электрифицированного транспорта бывают преобразовательные постоянного тока, на которых устанавливаются преобразовательные агрегаты, питающие тяговую сеть, и однофазного переменного тока, на которых устанавливаются обычные понизительные трансформаторы, питающие тяговую сеть переменным однофазным током. В этом случае преобразовательные агрегаты для питания тяговых двигателей постоянного тока устанавливаются на электровозах.

Тяговые подстанции промышленных предприятий часто совмещаются с подстанциями для питания силовых потребителей карьеров или цехов предприятий. В этих случаях подстанции называются совмещенными. Питание силовых потребителей на совмещенных тяговых подстанциях производится от шин напряжением 35, 10 или 6 кВ.

назначением тяговых подстанций постоянного тока является преобразование трехфазного переменного тока в постоянный и распределение электроэнергии постоянного тока между участками контактной сети.

Основным оборудованием тяговых подстанций постоянного тока являются преобразовательные агрегаты, быстродействующие автоматические выключатели и специальные устройства для сглаживания пульсаций выпрямленного напряжения. В качестве преобразователей применяются кремниевые агрегаты с воздушным принудительным или естественным охлаждением.

Преобразовательные агрегаты состоят из шкафов, в которых размещены кремниевые вентили: питающих трансформаторов, быстродействующего автоматического выключателя; шкафов защиты и управления; специальных устройств защиты от перенапряжений.

Для защиты преобразовательных установок от перенапряжений применяют разрядники и защитные контуры (состоящие из емкостей и сопротивлений), подключаемые к цепи выпрямленного тока и анодным цепям.

Токи к.з. в тяговых сетях напряжением 1650-3300 В мощных тяговых подстанций (с двумя и более выпрямительными агрегатами) превышают максимально допустимые отключаемые токи существующих быстродействующих выключателей. Для повышения отключающей способности быстродействующих выключателей тяговых подстанций напряжением 1650 – 3300 В в ряде случаев устанавливают на каждой тяговой линии по два последовательно соединенных быстродействующих выключателя. однако эта мера, хотя и повышает отключающую способность выключателей линии, полностью не решает проблемы, так как токи к.з. тяговых подстанций с количеством выпрямительных агрегатов более двух достигают 50 – 70 кА при индуктивности тяговой сети 5 – 6 мГн.

Для использования быстродействующих выключателей на мощных тяговых подстанциях промышленного электрифицированного транспорта применяется схема, в которой токи к.з. в тяговой сети отключаются не быстродействующими выключателями тяговых линий, а неполяризованными быстродействующими выключателями, установленными в цепях катодов выпрямительных агрегатов. Отключение выключателя поврежденной тяговой линии осуществляется в этой схеме в бестоковую паузу, после отключения выпрямительных агрегатов, после чего происходит автоматическое повторное включение выключателей, установленных в цепях катодов выпрямительных агрегатов.

Тяговые подстанции постоянного тока промышленного транспорта состоят из РУ первичного напряжения, выпрямительных агрегатов, РУ постоянного тока, сглаживающих устройств и устройств собственных нужд.

Как правило, на тяговых подстанциях промышленного транспорта выпрямительные агрегаты имеют первичное напряжение 35 или 6 – 10 кВ. При питающем напряжении 110 кВ на подстанциях устанавливаются понижающие трансформаторы с напряжением 110/10 кВ для чисто тяговых подстанций и 110/35/6 кВ или 110/6 кВ для совмещенных подстанций. Выпрямительные агрегаты присоединяются к шинам первичного напряжения с помощью выключателей. На стороне постоянного тока принята параллельная работа выпрямительных агрегатов. При нулевой схеме выпрямления катоды всех выпрямительных агрегатов присоединяются с помощью быстродействующих выключателей к общей сборной шине “плюс”, а нулевые точки тяговых трансформаторов с помощью разъединителей к сборной шине “минус”. К шине “плюс” также с помощью быстродействующих выключателей подсоединяются питающие линии контактной сети, а к шине “минус” присоединяются наглухо одна или несколько отсасывающих линий.

1. Теоретическая часть

1.1 Назначение, состав и оборудование тяговых подстанций

На железных дорогах России применяют системы электрической тяги: постоянного тока с напряжением в тяговой сети 3 кВ, однофазного переменного тока 50 Гц напряжением 25 кВ и 2*25кВ. преимущества электрической тяги общеизвестны. Она позволяет увеличить пропускную способность, повысить эффективность перевозочной работы, производительность труда и общую культуру работы железнодорожного транспорта.

От системы электроснабжения электрических железных дорог получают питание не только движущиеся поезда, но и нетяговые потребители дорог, промышленные и сельскохозяйственные потребители районов, прилегающих к железной дороге [1].

Система электроснабжения электрифицированной железной дороги состоит из 2-х частей: внешней и тяговой.

внешняя часть системы электроснабжения включает в себя все устройства от электростанций до линий передачи, подводящих энергию к тяговой подстанции.

Тяговая часть системы электроснабжения включает в себя все устройства от электростанций до линий передачи, подводящих энергию к тяговой подстанции. Тяговая часть системы электроснабжения включает в себя тяговую подстанцию и тяговые сети. Тяговая сеть состоит из контактной сети, рельсовых путей, питающих и отсасывающих линий.

Тяговая подстанция – это электрическая установка для преобразования электрической энергии по напряжению, роду тока или частоте, предназначенная для питания транспортных средств на электротяге через контактную сеть [1].

Подстанции бывают закрытыми, открытыми и комбинированными. Комбинированные имеют закрытую и открытую части. В закрытых помещениях устанавливают оборудование и аппаратуру, которые не могут обеспечить нормальную работу в условиях значительных изменений температуры, наличия осадков и загрязнения воздуха. На открытой части размещают остальное оборудование [1].

Тяговые подстанции различают по следующим признакам:

— По обслуживанию системы элекротяги (переменного тока 25 кВ или 2×25 кВ, постоянного тока 3,3 кВ и стыковые);

— По значению питающего напряжения: 6,10, 35, 110 или 220 кВ;

— По схеме присоединения к сети внешнего электроснабжения (опорные, промежуточные, концевые.);

— По системе управления: телеуправления и нетелеуправления;

— По способу обслуживания: без дежурного персонала, с дежурным персоналом, с дежурством на дому;

— По типу: стационарные и передвижные.

электрические железные дороги являются потребителем электрической энергии I категории, нарушение электроснабжения которого может принести значительный ущерб народному хозяйству. Потому схемы питания тяговой подстанции от энергосистемы должны обеспечивать высокую надежность и бесперебойность электроснабжения. Для этого питающие линии секционируют выключателями, установленными на подстанции. При повреждении какого-либо участка линии выключатель отключается, а питание подстанции продолжается по неповрежденным линиям.

Схему электроснабжения тяговых подстанций выполняют таким образом, чтобы обеспечить допустимый уровень напряжения на шинах тяговых подстанций в нормальных и аварийных режимах работы питающей сети. Для этого через каждые 150-200 км при питании тяговых подстанций напряжением 110 кВ сооружаются опорные подстанции. Опорные подстанции – это подстанции, к шинам которой подключают не менее 3-х питающих линий. Между опорными подстанциями к линиям подключают промежуточные подстанции.

На части опорных тяговых подстанции и на промежуточных подстанциях понижающие трансформаторы 110 кВ подключают на стороне первичного напряжения при помощи быстродействующих отделителей, дополненных на промежуточных подстанциях короткозамыкателями. Практика эксплуатации показала недостаточно надежную работу отделителей и короткозамыкателей в районах с низкими зимними температурами и с сильным гололедом. В таких районах в ряде случаев вместо отделителей с короткозамыкателями устанавливают масляные выключатели [3].

Оборудование тяговых подстанций непрерывно совершенствуется. Сменилось три поколения преобразователей, осуществляющих выпрямление переменного тока в постоянный: от машинных преобразователей незначительной мощности перешли к ртутным, а затем и к полупроводниковым выпрямителям. Появились мощные быстродействующие дуговые электромагнитные включатели постоянного тока и разрядные устройства, облегчающие отключение этими выключателями токов аварийного режима к.з.

1.2 Структурная схема тяговой подстанции Долбина

В данном дипломном проекте предлагается рассмотреть модернизацию тяговой промежуточной подстанции с питающим напряжением 110 кВ.

В Белгородской дистанции электроснабжения имеется 9 тяговых подстанций постоянного тока, 8 из которых питаются от ЛЭП-110 кВ, в том числе и тяговая подстанция «Долбина». Тяговая подстанция «Долбина» находится в промежутке между подстанцией «Черемошное» и «Дубовое» (рис.1)

подстанция «Дубовое»

подстанция «Черемошное»

тяговая подстанция «Долбина»

Рис. 1 Схема внешнего электроснабжения тяговой подстанции «Долбина»

ЛЭП – 110 кВ ЛЭП – 110 кВ

Рис.2 Схема внешнего электроснабжения тяговых подстанций 110 кВ.

Так как тяговые подстанции получают питание от двухцепной ЛЭП-110 кВ, то все транзитные подстанции включаются в рассечку каждой цепи поочередно.

На этих тяговых подстанциях осуществляется двухступенчатая трансформация, т.е. от РУ питающего напряжения (ОРУ-110 кВ) электроэнергия поступает вначале на понижающие трансформаторы, которые понижают напряжение до 35 кВ и до 10 кВ. От ОРУ-35 кВ питаются нетяговые потребители, т.е. районные потребители, находящиеся в зоне электрифицируемой линии (в пределах до 30 км в сторону от нее). От РУ-10 кВ электроэнергия поступает на тяговые трансформаторы, понижающие напряжение до 3,02 кВ. С помощью полупроводниковых выпрямителей ПВЭ-3 напряжение выпрямляется и подается в контактную сеть. (рис.3).

Рис. 3 Структурная схема тяговой подстанции 110 кВ.

В настоящее время разрастается жилой массив в районе тяговой подстанции Долбино, увеличивается количество энергоемких промышленных предприятий. Соответственно требуется увеличение подводимой мощности к этим объектам.

Т.к. тяговая подстанция Долбина была введена в эксплуатацию в 1962г., то в настоящее время требуется замена оборудования и с учетом перспективы развития железнодорожного транспорта, увеличение мощности необходимой на тягу и на электроснабжение железнодорожных нетяговых потребителей и сторонних организаций.

В связи с этим, целесообразно произвести частичное обновление устаревшего оборудования тяговой подстанции и замену трансформатора ТДТНГ 15000/112/38,7/10,5 на трансформатор ТДТН 20000/112/38,7/10,5.

учитывая данные условия, в дипломном проекте необходимо переоборудовать открытую часть подстанции 110 кВ., подобрать и заменить устаревшее оборудование РУ-10 кВ., рассчитать релейные защиты оборудования для работы в новом режиме и т.п.

1.3 Состав тяговой подстанции 110 кВ

Тяговую подстанцию с первичным напряжением 110 кВ выполняем без сборных шин 110 кВ, с двумя перемычками: одной — рабочей, другой – ремонтной. Воздушная линия, от которой подстанция получает питание, проходит через территорию подстанции, где секционируется масляными выключателем, огражденным с двух сторон разъединителями. Масляный выключатель и разъединители нормально включены и образуют рабочую перемычку, которая предназначена для транзита мощности с одного участка воздушной линии на другой, т.е. для обеспечения транзита мощности с тяговой подстанции «Дубовое» на тяговую подстанцию «Черемошное». Ремонтная перемычка имеет два разъединителя без выключателя. Она предназначена для того, чтобы не прерывать транзита мощности при ревизиях и ремонте масляного выключателя рабочей перемычки, поэтому она шунтирует рабочую перемычку. Разъединители ремонтной перемычки нормально отключены и включаются только на время ревизии или ремонта масляного выключателя рабочей перемычки. Трансформаторы тока и трансформаторы напряжения устанавливаются для подключения релейной защиты линии. Линии 110 кВ присоединяют к вводам подстанции с помощью разъединителей.

На каждом вводе тяговой подстанции устанавливаем понижающие трансформаторы. Т.к. одним из способов повышения надежности системы является резервирование, то, исходя из возможности резервирования, устанавливаем два понижающих трансформатора, по одному на каждом вводе. В случае выхода из строя одного трансформатора он отключается, а вместо него включается резервный. Этот способ называется резервирование замещением и широко применяется на тяговых подстанциях.

Понижающие трансформаторы – трехобмоточные, предназначены для питания тяговой и районной нагрузки. Они имеют одну первичную, и две вторичные обмотки. одна вторичная обмотка, соединенная в звезду – обмотка среднего напряжения (СН) – питает ОРУ-35 кВ, предназнаяенное для питания районной нагрузки. Другая вторичная обмотка, соединенная в треугольник – обмотка низкого напряжения (НН) – питает РУ-10 кВ, предназначенное для питания тяговых и не тяговых потребителей.

В цепи каждого понижающего трансформатора установлены разъединитель и масляный выключатель. В типовых схемах в цепи понижающего трансформатора установлены отделитель и короткозамыкатель, но они имеют следующие недостатки:

— При недостаточной смазке, а также в зимнее время работа отделителей недостаточно надежна.

— Параметр потока отказов больше, чем у масляных выключателей.

— Имеют слабое усилие пружин, что сказывается на надежности работы.

— У коротокозамыкателей часты случаи поломки винипластовых вставок изоляционных тяг, а также случаи отскакивания ножа при ударе его об упор губок. Заводом – изготовителем рекомендовано при ремонтах короткозамыкателей производить замену винипластовых вставок.

Поэтому отделители и короткозамыкатели в цепи понижающих трансформаторов заменяем на масляные выключатели типа ВМТ-110 – маломасляный выключатель, подстанционный, с камерным гашением дуги. Привода масляных выключателей – ППрК-1400 – привод электромагнитный. На масляном выключателе устанавливаем трансформаторы тока – ТВТ – 110 трансформаторы тока.

Для контроля напряжения и для подключения релейной защиты устанавливаем трансформаторы напряжения типа НКФ-110 – трансформаторы напряжения каскадные, фарфоровые.

Разрядники РВС-110 разрядник вентильный, станционный – предназначены для защиты изоляции оборудования подстанции от коммутационных и атмосферных перенапряжений.

Для создания видимого разрыва при отключении какой-нибудь части распределительного устройства устанавливаем разъединители РДЗ-110 разъединитель двухколонковый с заземляющими ножами, и РДЗ-2-110 — разъединитель двухколонковый с двумя заземляющими ножами. Привода разъединителей ПР-90 – ручные.

Для безопасности обслуживания разъединители оборудуем электромагнитной и механической блокировками.

На тяговой подстанции «Долбино» с питающим напряжением

110 кВ распределительное устройство 10 кВ предназначено для питания нетяговых потребителей. РУ-10 кВ выполнено в виде комплектного распределительного устройства наружной установки (КРУН-10кВ) КРУН-10кВ получает питание от вторичной обмотки понижающего трансформатора ТМ-35/1000 по двум вводам. Напряжение 10 кВ поступает на сборные шины 10 кВ через масляный выключатель ВМП-10, огражденный с двух сторон пальцевыми контактами, выполняющими роль разъединителей. Сборные шины секционированы выключателем. Схемы ячеек типовые.

От сборных шин 10 кВ питаются 4 нетяговых потребителя: ФПЭ Белгород, фидер №№ 1,2 «Спиртзавод», фидер №№ 1,2 РП – 10,

ФПЭ К. Лопань. Напряжение от сборных шин через масляный выключатель, трансформаторы тока поступает к потребителям по кабелю.

Для контроля напряжения на шинах 10 кВ имеются ячейки трансформаторов напряжения. Распределительное устройство смонтировано из комплектных камер одностороннего обслуживания с маслянным выключателем, ВМП-10, расположенным на выкатной тележке. Для безопасного обслуживания и локализации аварий корпус разделен металлическими перегородками и автоматически закрывающимися металлическими шторками. Масляные выключатели расположены на выкатных тележках. Перемещение тележки из одного положения в другое осуществляется при помощи рычажного механизма, управляемого съемной рукояткой. Такие распределительные устройства обладают существенными преимуществами: высокой надежностью, безопасностью обслуживания, взаимозаменяемостью, компактностью. поэтому, чтобы сохранить преимущества распредустройства, уменьшить объем строительно-монтажных работ и не изменять месторасположение существующего распредустройства, в дипломном проекте при модернизации РУ-10 кВ предлагается использовать установленные ранее ячейки КРУН – 10 кВ, с заменой маслянных выключателей ВМГ-10 на вакуумные выключатели ВВ/TEL-10 и добавить 4 ячейки для питания ТСН и преобразовательных агрегатов. замена маслянных выключателей на вакуумные вызвана тем, что масляные выключатели ВМГ-10 морально и физически устарели, поэтому с экономической точки зрения целесообразно произвести их замену при данной реконструкции подстанции.

полученное (модернизированное) распредустройство будет состоять из следующих элементов:

Напряжение 10 кВ поступает со вторичной обмотки низкого напряжения понижающего трансформатора 110/35/10, соединенной в треугольник, через вакуумный выключатель типа BB/TEL-10, огражденный пальцевыми контактами, через трансформаторы тока типа ТПЛ-10 на сборные шины 10 кВ, которые состоят из двух секций, секционированных вакуумным выключателем типа BB/TEL-10.

От сборных шин 10 кВ через вакуумные выключатели типа BB/TEL-10, огражденные пальцевыми контактами, через трансформаторы тока типа ТПЛ-10 напряжение поступает к нетяговым потребителям: ФПЭ Белгород, фидер №№ 1,2 «Спиртзавод», фидер №№ 1,2 РП – 10, ФПЭ К. Лопань.. Все выводы ячеек – кабельные.

Питание трансформаторов внутренних нужд производится аналогично фидерам нетяговых потребителей: напряжение 10 кВ от сборных шин 10 кВ через вакуумные выключатели типа ВB/TEL-10, огражденные пальцевыми контактами, через трансформаторы тока типа ТПЛ-10 кабелем поступает на первичную обмотку ТСН.

Питание преобразовательных агрегатов ПВЭ-5 осуществляется следующим образом: напряжение от сборных шин 10 кВ через вакуумный выключатель ВB/TEL-10, огражденный пальцевыми контактами, через трансформаторы тока по шинному мосту поступает на первичную обмотку тягового трансформатора, понижается до 3,02 кВ и со вторичной обмотки тягового трансформатора, схема соединения которой "две обратные звезды с уравнительным реактором", поступает на преобразователь ПВЭ-5.

Установленные в КРУН-10 кВ вакуумные выключатели типа ВB/TEL-10 — вакуумный выключатель, подвесной — предназначенный для включения и отключения под нагрузкой.

Трансформаторы тока типа ТПЛ-10 — трансформатор тока проходной с литой изоляцией — предназначены для подключения релейной защиты.

Трансформаторы напряжения типа НТМИ-10 — трансформатор напряжения трехфазный, с масляным охлаждением, с обмоткой для контроля изоляции сети — предназначены для контроля напряжения на сборных шинах 10 кВ.

Для безопасности обслуживания ячейки КРУН-10 кВ оборудуем заземляющими ножами и механической блокировкой.

2. Расчетная часть

2.1 Выбор оборудования

2.1.1 Выбор оборудования ОРУ – 110 кВ

Для выбора оборудования находим ток короткого замыкания, ударный ток.

Рис.5 Расчетная схема для определения тока к.з. на стороне 110 кВ.

Сопротивление до точки к.з

X=V2
ср
/Sк.з.max
[6].

т.к. Sк.з.max
=3500 МВ А (по заданию), то

X=1152
/ · 3500 = 3,78 Ом.

Ik
=Uном
/ 3 · x=115000/ 3, 78 = 17,6 кА;[6]

iy
= 2,55 · Ik
=2,55 · 17,6=44,88 кА;[5]

Выбор масляных выключателей производим по следующим характеристикам:

На ОРУ-110 устанавливаем ВМТ-110

— По номинальному напряжению:

Uн
≥ Uр
[5].

Uн
=110 кВ – номинальное напряжение[3]

Uр
=110 кВ – рабочее напряжение[3]

— По номинальному длительному току:

Iн
≥ Ipmax
[5]

Iн
=1250 А — номинальный ток ВМТ-110[3]

Ipmax
=Kпр
· Sтп
/ √3 · Uн
= 1,3 · 20000 / √3 ·115=130,7 А[5]

Kпр
= 1,3 – коэффициент перспективы развития потребителей.

Sтп
= 20000 кВ·А – мощность подстанции.

Ipmax
– максимальный рабочий ток ВМТ-110.

— По номинальному току отключения выключателя: Iн.откл
≥ Iк

Iн.откл
=25 кА;[3]

Iк
=17,6 кА;

— По электродинамической стойкости:

Iпр.с
≥ Iк
;

Iпр.с
=25 кА – эффективное значение периодической составляющей предельного сквозного тока к.з.

Iк
= 17,6 кА;

iпр.с
≥ iк

iпр.с
= 65 кА –амплитудное

iк
= 44,88 кА – ударный ток к.з.

5. По термической стойкости: I2
T
· tT
≥ Bk

IT
=25 кА – предельный ток термической стойкости.

tT
=3 с – время прохождения тока термической стойкости

Bk
= I2
к
·(tоткл.
+ Та
), где

Bk
– тепловой импульс тока к.з.

tоткл
= tср
+ tрз
+ tсв
, где[5]

tср
=0,1 с – собственное время срабатывания защиты

tрз
=2 с – время выдержки срабатывания реле

tсв
=0,055 с – собственное время отключения ВМТ-110 с приводом.

Bk
= 17,62
· (0,1+2+0,055+0,02)=668 кА2
· с;

I2
T
· tT
=202
·3=1200 кА2
·с

выбранный масляный выключатель – ВМТ-110 соответствует всем характеристикам условий выбора.

Выбор разъединителей производим по следующим характеристикам:

Устанавливаем на ОРУ-110 кВ разъединители РДЗ-2-110/1000, РНДЗ-110/1000

— По номинальному напряжению: Uн
≥ Uр
[5]

Uн
=110 кВ;[3]

Uр
=110 кВ;

— По номинальному длительному току: Iн
≥ Ipmax
[5]

Iн
=1000 А

Ipmax
=130,7 А

— По электродинамической стойкости: iпр.с
≥ iy

iпр.с
=80 кА;

iy
=44,8 кА;

— По термической стойкости: I2
T
· tT
≥ Bk

Bk
=668 кА2
·с

IT
=31 кА – предельный ток термической стойкости

I2
T
· tT
=312
·3=2883 кА2
·с;

выбранные разъединители РНДЗ-110/1000, РДЗ-2-110/1000 соответствуют всем характеристикам.

На масляных выключателях ВМТ-110 устанавливаем трансформаторы тока ТВТ-110/600/5.

Выбор трансформаторов тока проводим по следующим характеристикам:

ТВТ-110-600/5.

Для подключения релейной защиты используем отпайку 200/5.

-По номинальному напряжению: Uн
≥ Uр
[5]

Uн
=110 кВ;

Uр
=110 кВ;

— По номинальному длительному току: I1н
≥ Ipmax

I1н
=200 А;

Ipmax
=130,7 А;

По электродинамической и термической стойкости встроенные трансформаторы тока не проверяются.

— По нагрузке вторичных цепей: Z2н
≥ Z2

Z2н
=1,2 Ом (класс точности 10) – номинальная допустимая нагрузка вторичной обмотки трансформаторов тока ТВТ-110.

Z2
= Zпр
+ Zконт
+∑ Zприб.
, где

Z2
– вторичная нагрузка расчетная;

Zконт
=0,1 Ом – сопротивление переходных контактов;

Zпр
=ρ·lрасч.
/qпр.,
где

ρ=1,75·10-8
Ом·м – удельное сопротивление медных проводов;

lрасч
=75 м – длина проводов для ОРУ-110 кВ;

qпр
=2,5 ·10-6
м2
– сечение медных проводов

Zпр
=1,75·10-8
·75/2,5 ·10-6
=0,52 Ом – сопротивление проводов;

∑ Zприб
=0,5 Ом –сопротивление приборов, присоединенных к вторичной обмотке трансформаторов тока ТВТ-110

Z2
=0,52+0,1+0,5=1,12 Ом;

Выбор проводов для вводов ОРУ-110 кВ, ремонтной и рабочей перемычек производим по следующим характеристикам:

А-300 – провод алюминиевый сечением 300 мм2

— По длительно допустимому току: Iдоп
≥ Ipmax
[5]

Iдоп
=680 А;

Ipmax
=130,7 А;[3]

— По термической стойкости: q≥ qmin
= √Bk
·106
/C

q = 300 мм2
выбранное сечение провода А-300;

qmin
=√688·106
/88 = 293,7 мм2

С=88 – коэффициент.

— По условию отсутствия коронирования: 0,9 Е0
≥1,07Е

Е0
=30,3·m·(1+0,299/rпр
1/2
), где

Е0
– максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля, при котором возникает разряд в виде короны.

m=0,82 – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности многопроволочных проводов.

rпр
=1,12 – радиус провода А-300

0,9 Е0
=0,9·(30,3·0,82·(1+0,299/1,120,5
)=28,68 кВ/см;

Е=0,354·U/rпр.
· lq
·Dср
/ rпр
, где

Е-напряженность электрического поля около поверхности провода

V-линейное напряжение;

Dср
=1,26·D – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз;

D = 3 м — расстояние между проводами разных фаз;

Dср
=1,26·3=378 см;

1,07Е=1,07·0,354·110/1,12· lq
·378/1,12=14,72 кВ/см;

алюминиевый провод А-300 соответствует всем характеристикам условий выбора. Для крепления проводов применяем гирлянды из 8 подвесных изоляторов Пф-70.

2.1.2 Выбор оборудования РУ-10 кВ

Для выбора оборудования находим ток короткого замыкания, ударный ток короткого замыкания.

Рис. 6 Расчетные схемы для определения тока короткого замыкания при коротком замыкании на шинах 10 кВ.

X = Uср
2
/ Sкз max
=1152
/ 3500 = 0,029 — сопротивление до места короткого замыкания[6]

Определяем сопротивление обмоток трансформатора

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

UK1
, UK2
, UK3
— напряжение короткого замыкания обмоток трансформатора

Х*б1
= (UK1
/ 100) × (Sб
/ Sн.тр
) = (10,75/100)(100/20) = 0,53, где

Sб
= 100 мВА — базовая мощность;

Sн.тр
= 20000 кВА — мощность понижающего трансформатора

Х*б2
= (UK2
/ 100) × (Sб
/ Sн.тр
) = (6,25/100)(100/20) = 0,31]

Х*б3
= (UK3
/ 100) × (Sб
/ Sн.тр
) = 0

Х*б3
= Х*
+ Х*1
+ Х*3
= 0,029 + 0,53 + 0 = 0,0559 –

результирующее сопротивление до точки короткого замыкания при коротком замыкании на шинах 10 кВ [рис. 6, в]

Iб
= Sб
/ × Uср

Iб
= 100 / (× 10,5) = 5,5 кА

Iк
= Iб
/ Х*4
= 5,5 /0,559 = 9,84 кА — ток короткого замыкания при коротком замыкании на шинах 10 кВ[5]

iу
= 2,55 × Iк
= 2,55 × 9,84 = 25,1 кА — ударный ток короткого замыкания

В РУ-10 кВ в ячейках КРУН-10 кВ установлены вакуумные выключатели ВВ/TEL-10/1000, ВВ/TEL-10/630. Выбор и проверку вакуумных выключателей производят по следующим характеристикам:

ВВ/TEL-10/1000

-По номинальному напряжению:

Uн
³ Uр

Uн
= 10 кВ — номинальное напряжение;

Uр
= 10 кВ — рабочее напряжение КРУН-10 кВ

— По номинальному длительному току:

Iн
³ Iр max

Iн
= 1000 А — номинальный ток выключателя ВВ/TEL 10/110

Iр max
= (Крн
×Sн.тр
)/(×Uн2
) = (0,5×20000)/(×11) = 525,5 А, где

Крн
= 0,5 — коэффициент распределения нагрузки на шинах вторичного напряжения

— По номинальному периодическому току отключения:

Iн.откл
³ Iк

Iн.откл
= 20 кА

Iк
= 9,84 кА

— По электродинамической стойкости:

— по предельному периодическому току короткого замыкания:

Iпр.с
³ Iк

Iпр.с
= 20 кА — эффективное значение периодической составляющей предельного сквозного тока короткого замыкания

Iк
= 9,84 кА

— по ударному току:

iпр.с
³ iу

iпр.с
= 52 кА — амплитудное

iу
= 25,1 кА

— По термической стойкости:

Iт
2
× tт
³ Bк

Bк
= Iк
2
× (tоткл
+ Та
), где

tоткл
= tср
+tрз
+tсв
= 2+0,1+0,1=2,2 с — время отключения тока,

Та
= 0,01 с — постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания.

Bк
= 9,842
× 2,21 = 213,98 кА2
с

Iт
2
× tт
= 2О2
× 4 = 1600 кА2
с

Вакуумные выключатели ВВ/TEL-10/1000, установленные в ячейках КРУН-10 кВ соответствуют всем характеристикам.

Вакуумный выключатель ВВ/TEL-10/630

— По номинальному напряжению: UН ≥ UР

UН = 10 кВ

UР = 10 кВ.

— По номинальному длительному току: IН ≥ IРmax

IН = 630 A

IРmax = 525.5 A.

— По номинальному периодическому току отключения: IНоткл ≥ IК

IНоткл = 12,5 кА

IК = 9,84 кА

— По электродинамической стойкости:

* по предельному периодическому току к.з.: IПР.С ≥ IК

IПР.С = 32 кА

IК = 9,84 кА

* по ударному току: iПР.С ≥ iу

iПР.С = 52 кА

iу = 25,1 кА

— По термической стойкости: I2
Т ·tT
≥ BК

BК = 213,98 кА2
с

I2
Т tT
= 1600 кА2
с.

Вакуумные выключатели ВВ/TEL-10/630, установленные в ячейках КРУН-10 кВ соответствуют всем характеристикам.

Выбор и проверку трансформаторов тока ТПЛ-10 производим по следующим характеристикам:

ТПЛ-10.

— По номинальному напряжению: UН ≥ UР

UН = 10 кВ

UР = 10 кВ.

— По номинальному длительному току: I1Н ≥ IРmax

I1Н = 1000 A

IРmax = 525 A.

— По электродинамической стойкости: √2· I1Н ·Кд
≥ iу

√2· I1Н · Кд
= √2· 1000 ·160 = 226,27 кА

Кд
= 160 – кратность электродинамической стойкости [3]

iу = 25,1 кА.

— По термической стойкости: (I1Н ·КТ
) 2
· tT
≥ BК

BК = I2
к
·(tоткл
+ Та
) = 9,842
· 2,25 = 217,8 кА2
с

КТ
= 65 – кратность темической стойкости

tТ
= 1 с – время термичекой стойкости

(I1Н ·КТ
) 2
· tT
= (1·65) 2
·1 = 4225 кА.

— По нагрузке вторичных цепей: Z2H
≥ Z2

Z2H
=1,2 (класс точности 3)

Z2H
=Zпр
+ΣZприб
+Zконт
,

Z2H
= (1,75·10-8
·6/2,5·106
) + (0,02+0,1+0,1+0,1) + 0,1 = 0,46 Ом,

где ρ = 1,75·10-8
·Ом·м – удельное сопротивление медных проводов,

lpacr
= 6 м

g = 2,5 ·10-6
м – сечение медных проводов

2.1.3 Выбор трансформаторов

Трансформатор представляет собой электромагнитный аппарат переменного тока, предназначенный для преобразования эл. энергии одного напряжения в электрическую энергию другого напряжения. В основу работы трансформатора положен закон электромагнитной индукции. [4]

Трансформатор, имеющий на стержне магнитоотвода две обмотки: обмотку высокого напряжения (ВН), обмотку низкого напряжения (НН), называют двухобмоточными. Мощные силовые трансформаторы выполняют трехобмоточными. Они имеют три обмотки: обмотку высокого напряжения (ВН), обмотку среднего (СН) и обмотку низкого напряжения (НН).

Понижающие трансформаторы служат для передачи электрической энергии на расстояние и для распределения ее между потребителями. Они отличаются относительно большой мощностью и высоким напряжением.

Понижающие трансформаторы изготавливают на определенные стандартные мощности. В 1985 году введена в действие шкала мощностей трансформаторов, согласно которой номинальные мощности трехфазных трансформаторов должны соответствовать определенному ряду. Первенцем отечественного трансформаторостроения является Московский электрозавод.

Число и мощность понижающих трансформаторов следует выбирать исходя из технико-экономических расчетов и нормативных требований по резервированию, согласно которым, на тяговых подстанциях следует предусматривать по два понижающих трансформатора. Мощность их целесообразно принять такой, чтобы при отключении одного из них электроснабжение обеспечивалось оставшимся в работе трансформатором [4].

В данной дипломной работе необходимо выбрать трехобмоточный понижающий трансформатор 110/35/10. Мощность понижающего трансформатора транзитной тяговой подстанции определяем из условий аварийного режима:

SH.TP ≥ Sмах/Кав·(n-1), где [5]

Sмах – суммарная максимальная нагрузка первичной обмотки понижающего трансформатора,

Кав=1,4 – коэффициент допустимой перегрузки трансформатора по отношению к его номинальной мощности в аварийном режиме,

n – количество трансформаторов.

Sмах = Sмах Т + Sмах35, где [5]

Sмах Т – мощность потребителей, присоединенных к шинам тягового электроснабжения, кВ·А,

Sмах 35 – максимальная полная мощность всех районных потребителей, питающихся от обмотки СН(35кВ).

SмахТ = SТ + Sмах10 + SТСН, где [5]

SТ – мощность, расходуемая на тягу, кВ·А

Sмах10 – мощность нетяговых потребителей, питающихся от обмотки НН (10 кВ), кВ·А

SТСН – номинальная мощность трансформатора собственных нужд, кВ·А

Т.к нами выбран тяговый трансформатор ТМПУ-16000/10, номинальная мощность которого SН =11400 кВ·А, то мощность, расходуемая на тягу поездов будет равна SТ = 11400.

На тяговой подстанции с питающим напряжением 35 кВ установлен трансформатор собственных нужд, который имеет следующие характеристики:

Тип – ТМ-320/35,

Номинальная мощность — 320 кВ·А,

Номинальное напряжение первичной обмотки – 35 кВ,

Номинальное напряжение вторичной обмотки – 0,23 кВ.

Для того, чтобы не изменять схему питания фидеров СЦБ-6кВ, необходимо заменить трансформатор собственных нужд на трансформатор с таким же напряжением обмотки НН (0,23 кВ), с напряжением обмотки ВН – 10 кВ, т.к. ТСН будет подключен к сборным шинам тягового электроснабжения, с мощностью SН, которая будет больше, чем SН =320 кВ·А, т.к. при изменении схемы питания тяговой подстанции появятся дополнительные потребители нагрузки собственных нужд:

Таблица 2.1 – потребители нагрузки собственных нужд

Мощность на единицу
количество
Общая мощность, кВ·А

Подогрев баков МКП-110
3,6 кВ·А
2
7,2

подогрев приводов МКП-110
0,8 кВ·А
2
1,6

Обдув понижающих тр-ров
4 кВ·А
2
8

Всего
—
—
16,8

выбираем трансформатор собственных нужд по [3]

Тип – ТМ-400/10

Номинальная мощность — SТСН =400 кВ·А,

Номинальное напряжение первичной обмотки – 10 кВ,

Номинальное напряжение вторичной обмотки – 0,23 кВ.

На тяговой подстанции «Белгород» с питающим напряжением 35 кВ питание нетяговых потребителей осуществляется напряжением 10 кВ, которое преобразуется из напряжения 35 кВ с помощью трансформатора ТМ-1000/35.

максимальную мощность нетяговых потребителей, питающихся от обмотки НН понижающего трансформатора, определяем по формуле:

Sмах10= (1+(Рпост + Рпер)/ 100), где [5]

n = 4 – количество нетяговых потребителей,

Рпост = 2% — постоянные потери в стали трансформатора;

Рпер = 10% — переменные потери в сетях и трансформаторах;

— максимальное значение нагрузки, кВт;

— сумма реактивных мощностей всех потребителей в час максимума суммарной нагрузки, кВар.

Таблица 2.2 – Почасовой расход электроэнергии по фидерам 10 кВ

t
активная мощность, кВт
Суммарная актив-ная нагруз-ка, кВт
реакт. мощность, кВар
Суммар-ная реактив-ная нагрузка, кВар

фидер

№1,2 «Спирт-завод»

фидер

№1,2

РП — 10

фидер

ФПЭ К. Лопань

фидер

№1,2 «Спирт-завод»

фидер

№1,2

РП — 10

фидер

ФПЭ К. Лопань

1
200
50
—
250
—
—
—

2
100
200
—
300
—
100
—
100

3
200
100
10
310
100
—
—
100

4
200
100
20
320
200
100
—
300

5
300
200
10
510
200
100
—
300

6
400
100
—
500
200
—
—
200

7
400
100
10
510
300
100
—
400

8
600
200
30
830
200
100
—
300

9
500
200
40
740
200
100
—
300

10
400
200
20
620
300
100
—
400

11
400
100
20
520
300
100
—
400

12
200
200
10
410
100
100
—
200

13
200
100
10
310
100
100
—
200

14
400
100
10
510
100
—
—
100

15
100
200
30
330
100
100
—
200

16
400
100
10
510
200
—
—
200

17
600
100
10
710
300
100
—
400

18
400
200
10
610
300
100
—
400

19
200
50
10
260
100
—
—
100

20
200
100
0
310
100
100
—
200

21
400
200
10
610
200
100
—
300

22
300
100
10
410
200
100
—
300

23
100
500
10
160
100
—
—
100

24
100
50
10
160
—
—
—
—

На основании почасового расхода электроэнергии по фидерам 10 кВ (таблица 2.2) строим графики суммарной нагрузки (рис.7,8).

Максимальное значение суммарной нагрузки = 800 кВт приходится на 8 часов. Сумма реактивных мощностей нетяговых мощностей

10 кВ в 8 часов = 300 кВар.

Sмах10 = (1+(2 + 10)/ 100)=956,93 кВ·А.

максимальная полная мощность всех районных потребителей, питающихся от обмотки СН (35 кВ) понижающего трансформатора:

Sмах35= (1+(Рпост + Рпер)/ 100), где [5]

n = 2 – количество нетяговых потребителей,

Рпост = 2% — постоянные потери в стали трансформатора;

Рпер = 10% — переменные потери в сетях и трансформаторах;

— максимальное значение нагрузки, кВт;

— сумма реактивных мощностей всех потребителей в час максимума суммарной нагрузки, кВар.

Таблица 2.3 – Почасовой расход электроэнергии по фидерам 35 кВ

t
фидера районных потребителей 35 кВ
Суммарная нагрузка

ф. Бессоновка

активная, кВт
реактивная, кВар

актив

кВт

реаактив

кВар

1
3780
1470
3780
1470

2
3570
1260
3570
1260

3
3675
1890
3675
1890

4
3675
1260
3675
1260

5
3675
1575
3675
1575

7
4515
1575
4515
1575

8
7875
1470
3675
1470

9
3085
1155
5985
1155

10
2625
1575
2625
1575

11
4400
1365
3570
1365

12
4670
1260
3570
1260

13
4695
1260
4095
1260

14
3780
1470
3780
1470

15
4905
1155
4305
1155

16
3650
1470
3150
1470

17
3465
1260
3465
1260

18
5880
1365
5880
1365

19
3885
1260
3885
1260

20
4725
1365
4725
1365

21
3990
1260
3990
1260

22
4305
1260
4305
1260

23
3885
1260
3885
1260

24
3885
1365
3885
1365

По данным почасового расхода электроэнергии по фидерам районных потребителей 35 кВ строим графики суммарной нагрузки (рис.9,10).

Максимальное значение суммарной нагрузки фидеров районных потребителей 35 кВ = 9660 кВт приходится на 18 часов. Сумма реактивных мощностей районных потребителей в 18 часов = 3570 кВар.

Sмах35= (1+(2 + 10)/ 100)=11534,4 93 кВ·А

SмахТ = SТ + Sмах10 + SТСН = 11400 +956,93 +400 = 12756,93 кВ·А

Sмах = SмахТ + Sмах35 = 12756,93 +11534,4 = 24291,33 кВ·А

SH.TP ≥ Smax/Кав·(n-1), SH.TP = 24291,33/ 1,4· (2-1) = 17350,95 кВ·А.

Т.к. в перспективе возможно подключение к обмотке НН (10кВ) других нетяговых потребителей, и к обмотке СН (35 кВ) – других районных потребителей, а также обмотка СН может использоваться в качестве резервного питания ТЭЦ (по линии 35 кВ), то выбираем понижающий трансформатор типа ТДТН-20000/110-Б, который имеет следующие технические данные:

Тип — ТДТН-20000/110-Б;

Число фаз 3;

Номинальная частота – 50 Гц;

Номинальное напряжение обмоток трансформатора:

ВН-115 кВ, СН-38,5 кВ, НН-11 кВ;

Номинальный ток обмоток трансформатора:

ВН-100,5 А, СН-300 А, НН-1050 А;

Номинальная мощность обмоток трансформатора:

при включенном дутье — ВН-20000 кВ·А, СН-20000 кВ·А, НН-20000 кВ·А;

при отключенном дутье — ВН-10000 кВ·А, СН-10000 кВ·А, НН-10000кВ·А;

Напряжение к.з.: Вн-СН-17%, ВН-НН-10,5%, СН-НН-6%;

Регулирование напряжения под нагрузкой: на стороне ВН в диапазоне ±8х2% от номинального значения обмотки ВН.

Трансформатор силовой трехфазный, трехобмоточный с естественной циркуляцией масла и принудительным дутьевым охлаждением, с регулированием напряжения под нагрузкой предназначен для стационарной установки на открытом воздухе на высоте не более 1000 м над уровнем моря при естественном изменении температуры окружающего воздуха от -40°С до + 40°С.

Выбор тягового трансформатора

Тяговые трансформаторы предназначены для питания преобразовательных агрегатов. Основным отличием тяговых трансформаторов является схема соединения обмоток, размещение и крепление их на сердечниках, а некоторые еще наличием уравнительного реактора.

Эти трансформаторы имеют масляное охлаждение. Вентильные обмотки выполняют из параллельно соединенных дисковых катушек, которые прессуются специальными сегментами или прессующими кольцами. Вентильную обмотку размещают снаружи по отношению к сетевой обмотке. такая компоновка, несмотря на некоторое увеличение расхода меди, обеспечивает высокую электродинамическую прочность и является более технологичной. [1]

На тяговой подстанции “Белгород” с питающим напряжением 35 кВ установлены два преобразовательных агрегата ПВЭ-3 (полупроводниковой выпрямитель для электрифицированных железных дорог), с каждым из которых работают два соединенных параллельно тяговых трансформатора ТМРУ-6200/35 – трансформаторы масляные, для питания ртутных выпрямителей, с уравнительным реактором, номинальной мощностью 3700 кВ·А каждый, на напряжение сетевой обмотки 35 кВ. Но т.к. в дипломном проекте при модернизации оборудования тяговой подстанции, питание сетевой обмотки тягового трансформатора будет осуществляться от сборных шин 10 кВ, то необходима замена тягового трансформатора, который будет работать с преобразовательным агрегатом ПВЭ-3.

Паспортные данные ПВЭ-3, необходимые для расчета мощности тягового трансформатора:

Мощность – 9900 кВт.

Номинальное выпрямленное напряжение – 3.3 кВ.

максимальное выпрямленное напряжение – 4кВ.

Номинальный выпрямленный ток – 3000 А.

Длительно допустимый выпрямленный ток – 4500 кА.

Схема выпрямления – «две обратные звезды с уравнительным реактором».

Допустимые перегрузки ПВЭ-3:

25% от номинального значения – 1 раз в 2 часа в течении 15 мин.

50% от номинально значения – 1 раз в 1 час в течении 2 мин.

100% от номинального значения – 1 раз в 2 мин в течении 10 с.

Т.к. действующее нагрузки тяговой подстанции «Белгород», построенному на основании почасового расхода электроэнергии на тягу поездов на 11.06.01.

Таблица 2.4 – Почасовой расход электроэнергии 11.06.2001 г.

время
на тягу поездов

активная, кВт
реактивная, кВар

1
2240
1120

2
1400
840

3
1400
840

4
1680
840

5
2240
1120

6
1960
560

7
1680
560

8
2520
980

9
2800
1120

10
1400
840

11
280
560

12
840
560

13
1120
560

14
560
560

15
840
560

16
560
560

17
560
140

18
840
560

19
560
280

20
840
560

21
1120
560

22
1120
840

23
1120
840

24
1680
1120

SH.TP ≥ ST/N – мощность тягового трансформатора, к·ВА [5]

ST = (1+(Рпост + Рпер)/ 100), где

Рпост = 2% — постоянные потери в стали трансформатора;

Рпер = 10% — переменные потери в сетях и трансформаторах;

— максимальное значение нагрузки, кВт;

— нагрузки, кВар.

Максимальное значение активной нагрузки приходится на 9 часов Р=2800 кВт. В это время значение реактивной нагрузки Q=1120 Вар.

ST = (1+(2 + 10)/ 100)=3388 кВ·А.

N — кол-во преобразовательных агрегатов. На тяговой подстанции установлены два преобразовательных агрегата ПВЭ-3, следовательно, N=2.

SH.TP =3377/2=1688,5 кВ·А.

Выбор тягового трансформатора производим по [3], исходя из следующих данных:

— Номинальная мощность тягового трансформатора должна быть больше SH.TP =1688,5 кВ·А.

— Номинальное напряжение преобразователя ПВЭ-3 UdH=3,3 кВ.

— Номинальный ток преобразователя ПВЭ-3 IdH=3000 А.

— Номинальное напряжение вентильной обмотки тягового трансформатора U2=3,02 кВ.

— Номинальное напряжение сетевой обмотки – U1=10 кВ.

— Схема соединения вентильной обмотки – «две обратные звезды с уравнительным реактором».

Исходя из этих данных с учетом перспективы развития ж/д транспорта выбираем два тяговых трансформатора ТМПУ-16000/10 ЖУ-1, каждый из которых будет работать с преобразовательным агрегатом ПВЭ-3.

ТМПУ-16000/10 ЖУ-1 – трансформатор масляный, для полупроводниковых выпрямителей, с уравнительным реактором, мощностью 16000 кВ·А, на на номинальное напряжение сетевой обмотки 10 кВ·А, для ж/д транспорта, для умеренного климата.

Эл. хар-ки тяг. трансформатора ТМПУ-16000/10 ЖУ-1.

— Ном. U сетевой обмотки U1=10 кВ.

— Ном. U вентильной обмотки U2=3,02 кВ.

— Ном. ток преобразователя IdH=3000 А.

— Ном. U преобразователя UdH=3,3 кВ.

— Схема соединения первичной обмотки – «звезда».

— Схема соединения вторичной обмотки – «две обратные звезды с уравнительным реактором».

— Номинальная мощность тягового трансформатора SH =11400 кВ·А.

Номинальная мощность SH =11400 кВ·А меньше баковой мощности Sб =16000 кВ·А, потому что в баке тр-ра ТМПУ 16000/10, кроме сетевой и вентильной обмотки, размещен уравнительный реактор типа КРОМ-500 – катушка реактивная однофазная масляная.

2.2 Расчет уставок и параметров защит трансформаторов

Опыт эксплуатации показал, что трансформаторы достаточно надежное оборудование и при правильной эксплуатации случаи выхода их из работы сравнительно редки. Являясь основным видом оборудования п/ст. от исправности которого зависит электроснабжение потребителей, трансформаторы должны иметь защиты, исключающие или уменьшающие развитие аварии при возникновении повреждений и ненормальных режимов.

К основным повреждениям трансформаторов относятся: двухфазные и трехфазные короткие замыкания в обмотках и на их наружных выводах; замыкания между витками одной фазы (витковые замыкания); однофазные замыкания на землю обмоток или их наружных выводов.

К ненормальным режимам работы трансформатора относят: протекание по его обмоткам токов выше номинальных при перегрузках и внешних коротких замыканиях (короткие замыкания на шинах низшего напряжения и отходящих от них линий), что приводит к повышению температуры обмоток и масла; понижение номинального уровня масла и др. [6]

Релейной защитой называется устройство состоящее из одного или нескольких реле, реагирующих на ненормальные режимы работы. Защита воздействует на выключатели и они отключают те элементы цепи, которые опасно оставлять в работе. Она также сигнализирует о начале ненормального режима работы (о перегрузке, утечке масла из трансформатора и т.п.).

Релейная защита должна обладать селективностью, быстродействием, чувствительностью и надежностью в работе. Селективность заключается в том, что при срабатывании релейной защиты отключается только поврежденный участок, а неповрежденные элементы остаются в работе, быстродействие необходимо, так как при снижении времени отключения поврежденного элемента уменьшаются размеры его разрушения при коротком замыкании и повышается устойчивость работы системы. чувствительность — это способность реагировать на все виды повреждений и ненормальных режимов в самом начале их возникновения. Надежность — не должно быть случаев неправильного действия и отказов релейной защиты при ненормальных режимах работы [1]

Релейную защиту выполняют с помощью реле-приборов, способных реагировать на изменение определенного параметра, характеризующего режим работы установки. Различают реле прямого и косвенного действия. Вторые имеют небольшие размеры и на привод выключателя воздействуют через вспомогательную цепь.

Расчет релейной защиты заключается в определении типа защиты, первичного тока срабатывания, тока уставки срабатывания реле, времени срабатывания защиты.

Величина тока (напряжения), при котором начинает срабатывать и замыкать или размыкать свои контакты то или иное реле, называют током (напряжением) срабатывания реле.

Величина параметра, на которую настроено и при которой должно срабатывать реле, называют уставкой срабатывания реле. Величина тока (напряжения), при которой реле начинает возвращаться в исходное состояние, называется током (напряжением) возврата реле. Отношение тока возврата реле к току срабатывания реле называется коэффициентом возврата реле. [6]

2.2.1 Типы применяемых защит трансформаторов

Для выбранного силового трехобмоточного трансформатора ТДТН-20000/110 выбираем следующие типы релейных защит:

1 Дифференциальная защита от всех видов повреждений как внутри трансформатора, так и на его выводах.

2 Газовая защита от повреждений внутри трансформатора.

3 Максимальная токовая защита на сторонах ВН, СН и НН от сверхтоков, обусловленных внешними короткими замыканиями.

4 Токовая защита от перегрузки трансформатора.

5 защита включения обдува трансформатора.

2.2.2 Газовая защита трансформатора

Применяется для защиты трансформаторов от внутренних повреждений. Ее действие основано на принципе реагирования на скорость выделения газов из изоляционных материалов или масла, появляющихся при нагреве деталей или дуговых процессов внутри трансформатора. Трансформатор соединяется с маслорасширительным бачком трубопроводом. При возникновении внутри трансформатора дуги вокруг нее начинается бурное газовыделение, давление в баке повышается, и поток масла вместе с газовыми пузырями устремляется через трубопровод в маслорасширитель. На этот поток масла и газов реагирует газовое реле, которое врезано в трубопровод, соеденяющий бак трансформатора с маслорасширителем.

Газовую защиту понижающего трансформатора ТДТН-20000/110 выполняем с помощью газового реле РГЧЗ-66, которое представляет собой герметически закрытый корпус, наполненный маслом, внутри которого находятся сигнальный и отключающий элементы, выполненные в виде чашек. При нормальной работе трансформатора газовое реле полностью заполнено маслом, верхняя (сигнальный элемент) и нижняя (отключающий элемент) чашки удерживаются в верхнем положении. Контакты обоих элементов разомкнуты. При нарушении нормального режима работы трансформатора образование газов происходит с различной интенсивностью: бурно — при междуфазных коротких замыканиях, витковых замыканиях на корпус и медленно при разложении дерева и изоляции при их перегреве. Если выделение газов происходит с малой интенсивностью, то они, проходя из бака трансформатора в трубопровод, скапливаются в верхней части газового реле, вытесняя масло. Когда уровень масла в газовом реле станет ниже дна чашки сигнального элемента, чашка, наполненная маслом, опускается под действием силы тяжести, поворачиваясь вокруг своей оси, замыкает свои контакты и создает цепь предупредительной сигнализации.

При бурном газовыделении давление в баке резко увеличивается и происходит бросок масла или смеси масла смеси и газов и трансформатора в расширитель. Под действием этого потока переворачивается чашка отключающего элемента и замыкает свои контакты, создавая цепь на отключение трансформатора.

конструкция реле обеспечивает самовозврат обоих элементов в исходное положение после восстановления условий нормальной работы трансформатора.

Газовое реле имеет пластину, откалиброванную на уставку по скорости на 0,6 м/с, т.е когда скорость потока масла или смеси масла с газом достигнет значения 0,6 м/с, тогда чашка отключающего элемента опрокидывается, замыкая свои контакты и создавая цепь на отключение трансформатора.

основные технические данные реле РГЧЗ-66:

рабочее напряжение — 110 В;

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

уставка срабатывания реле — 0,6 мс;

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.

Наименование величины
115 кВ
38,5 кВ
11 кВ

Первичные номинальные токи трансформатора, А
100,5
300
1050

Коэффициент трансформации трансформаторов тока KTA
=I1
/I2

200/5=40
300/5=60

1000/5=

=200

Схемы соединения трансформаторов тока
треугольник
треугольник
звезда

Вторичные номинальные токи в плечах защиты, А

1050/200=

=5,25

Коэффициент схемы


1

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
=Ucp
2
/ SKC max
=1152
/3500=3,78 Ом; — сопротивление системы в максимальном режиме[6]

XC min
=Ucp
2
/ 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)(UCP
2
/SH. TP
) = 10,75×1152
/100×20 = 71,08 Ом -сопротивление обмотки ВН трансформатора

XTP2
= (UK2
/100)(UCP
2
/SH. TP
) = 6,25×1152
/100×20 = 41,32 Ом -сопротивление обмотки СН трансформатора

XTP3
= (UK3
/100)(UCP
2
/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.

Iп
I
× wp
= Iп
II
× wy1p
= Iп
III
× w y2p

Для стороны 38,5 кВ:

Iп
I
× wp
= Iп
II
× wy1p

wy1p
= Iп
I
× wp
/ Iп
II
= 4,35 × 16 / 8,65 = 8,04 витков. Принимаем wy1p
= 8 витков.

Для стороны 11 кВ:

Iп
I
× wp
= Iп
III
× wy2p

wy2p
= Iп
I
× wp
/ Iп
III
= 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)
—

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 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 о
С защита действует без выдержки времени на включение вентиляторов обдува.

При повышении температуры масла до 75 о
С 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-4010,

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×(S2
maxв + S2
maxс + S2
maxн), где

n – количество трансформаторов.

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

Smaxв, Smaxс, S2
maxн – 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%.

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.

При приемке в эксплуатацию проверяют группы соединения трехфазного трансформатора, проверка производится при помощи фазометра, универсального фазоуказателя или гальванометра.

Ввод в работу трансформаторов производится в следующем порядке:

Сначала подключают трансформаторные и шинные разъеденители со стороны низшего напряжения, затем подключают в той же последовательности трансформаторные и шинные разъеденители со стороны среднего и высокого напряжения, затем включают выключатели со стороны низшего напряжения, затем включают выключатели со стороны среднего и высшего напряжения. При включении и отключении трансформаторов необходимо учитывать, что включение трансформатора на напряжение связанно с кратковременным переходным режимом, вследствие чего намагничивающий ток в обмотке резко возрастает. При параллельно работающих трансформаторах включение одного из них со стороны обмотки среднего или низшего напряжения может привести к резкому снижению напряжения на шинах СН или НН и нарушению работы потребителей. Поэтому для включения трехобмоточного трансформатора необходимо включить шинные и трансформаторные разъедениетли с каждой из трех сторон, а затем соответствующие выключатели [9].

3.2 Обслуживание оборудования

обслуживание оборудования подстанций в электрических сетях выполняет дежурный персонал, закрепленный за этими подстанциями, под руководством диспетчера предприятия электросетей или диспетчера энергосиситемы. При этом могут применяться три формы обслуживания: дежурство персонала на подстанции, дежурство персонала на дому, обслуживание группы подстанций оперативно-выездными бригадами (ОВБ) и оперативно-ремонтным персоналом (ОРП).

В процессе эксполуатации электрооборудования с течением времени портится изоляция, изнашиваются токоведущие части, обмотки и подшибники электрических машин, отдельные механические детали. В результате этого, а также из-за заводских дефектов, неправильных действий персонала, загрязнения, неьлагоприятных атмосферных условий и других причин происходит износ и повреждение электрооборудования. поэтому на электростанциях и в сетях периодически проводят планово0предупредительный ремонт оборудования.

Планово-предупредительный ремонт представляет собой комплекс работ, направленных на поддержание и восстановление работоспособности оборудования путем обслуживания, ремонта и замены изношенных деталей и узлов с тем, чтобы в дальнейшем обеспечить его надежную и экономичную работу. Он состоит из межремонтного обслуживания, текукщего, среднего и капитального ремонта.

Для каждого вида оборудования периодичность ППР устанавливается Правилами технической эксплуатации (ПТЭ). однако энергосистемам разрешается изменять периодичность ремонта в зависимости от состояния оборудования. кроме того, 6-е издание “Объем и нормы испытаний электрооборудования” ориентирует предприятия на расширение использования контроля состояния электрооборудования под рабочим напряжением, который позволит выявлять дефекты на ранних стадиях их развития. При этом возможен отказ от некоторых трудоемких видов традиционных испытаний, а по мере накопления опыта контроля под рабочим напряжением – переход от периодического ремонта оборудования в установленные сроки к ремонту по его техническому состоянию на основании диагностики. этим же директивным документом расширен объем испытаний.

увеличение межремонтных периодов сокращает затраты и является значительным резервом сокращения времени простоя оборудования в ремонте.

другим источником экономии является сокращение времени простоя оборудования непосредственно в ремонте. Для этого внедряют агрегатно-узловые и индустриально-заводские способы ремонта. При агрегатно-узловом способе ремонта отдельные агрегаты или узлы демонтируют и заменяют заранее отремонтированными из обменного фонда. При индустриально-заводском способе однотипное оборудование ремонтируют на заводе или в специализированных мастерских, а затем устанавливают взамен выведенного в ремонт. [9]

обслуживание системы охлаждения состоит в наблюдении за работой и в техническом уходе за оборудованием, используемым в системе охлаждения. При техническом уходе руководствуются заводскими инструкциями и местными указаниями по обслуживанию оборудования. осмотр систем охлаждения выполняют одновременно с осмотром трансформаторов. При осмотре проверяется следующее: целость системы охлаждения, т.е. отсутствие течи масла; работа радиаторов – по их нагреву, определяемому на ощупь; работа абсорбных фильтров – ощупыванием рукой, состояние креплений трубопроводов, охладителей, насосов и вентиляторов; работа вентиляторов – по отсутствию вибрации, скрежета и задевания крыльчаток за кожух. Следует отметить, что главными причинами поломки крыльчвток, износа подшипников и течи масла из охлаждающих устройств является повышенная вибрация, появляющаяся из-за несвоевременного устранения мелких дефектов, ослабления болтовых креплений, плохой смазки подшипников, осевых биений крыльчаток вентиляторов и т.д.

технический уход за устройствами систем охлаждения заключается в устранении обнаруженных при осмотрах неисправностей, замене износившихся деталей (лопаток насосов, лопастей вентиляторов, подшипников), чистке охладителей и вентиляторов, смазке подшипников, контроле сопротивления изоляции электродвигателей.

При осмотрах шкафов автоматического управления охлаждением проверяют отсутствие нагрева и коррозии контактов, а также повреждений изоляции токоведущих частей аппаратуры, уплотнений днищ и дверей шкафов от проникновения в них пыли и влаги.

Внеочередной осмотр автоматических выключателей в шкафах проводят после каждого отключения ими тока КЗ. Необходимо осматривать контакты магнитных пускателей и автоматических выключателей после автоматического отключения электродвигателей вентиляторов и насосов. При осмотрах следует руководствоваться требованиями безопасности, так как наличие напряжения на токоведущих частях аппаратов и сборных узлов, не имеющих защитных кожухов, представляет опасность для персонала.

Исправность схем питания двигателей охлаждения и действия АВР проверяют по графику не реже одного раза в месяц.

Эффективность работы систем охлаждения в целом проверяют по температуре верхних слоев масла в трансформаторе. При исправном охлаждении максимальная температура масла не должна превышать 95°С.

За максимальную температуру масла здесь принимается температура масла под крышкой бака, измеренная при работе трансформатора с нормальной нагрузкой в течение 10 … 12 часов.

В эксплуатации при номинальной нагрузке трансформатора температура верхних слоев масла редко достигает максимального значения. Однако если это случается, особенно у трансформаторов, включаемых в работу после ремонта, то возможны следующие причины повышения нагрева масла: закрыты или не полностью открыты плоские краны радиаторов; из верхних коллекторов радиаторов не выпущен воздух при заполнении радиаторов маслом; сильно загрязнены наружные поверхности радиаторов.

Контроль за нагрузками трансформаторов ведется по амперметрам, на шкалах которых должны быть нанесены красные риски, соответствующие номинальным перегрузкам обмоток. Это облегчает наблюдение за режимом работы трансформатора и помогает предупредить перегрузки. Нанесение рисок на стеклах приборов не допускается из-зи возможной ошибки при отсчете. [9]

Контроль за напряжением, подведенным к трансформатору, и напряжением его вторичных обмоток ведется по вольтметрам, измеряющим напряжение на шинах.

Превышение напряжения на трансформаторах сверх номинального допускается в сравнительно небольших пределах: длительно на 5 % при нагрузке не более номинальной и на 10% при нагрузке не более 25% от номинальной.

При этом линейное напряжение на любой обмотке не должно превыщать наибольшего рабочего напряжения для данного класса напряжения трансформатора:

Класс напряжения, кВ ………. 61035110

Наибольшее рабочее

напряжение, кВ ……………… 6,911,540126

Превышение указанных значений напряжений приводит к насыщению магнитопровода, резкому увеличению тока и потерь холостого хода (потери в стали возрастают пропорционально квадрату напряжения). Увеличение потерь в стали является причиной местных нагревов стальных конструкций магнитопровода.

Контроль за тепловым режимом трансформаторов сводится к периодическим измерениям температуры верхних слоев масла в баках. Измерения выполняют при помощи стеклянных термометров, погруженных в специальные гильзы на крышках трансформаторов, дистанционных термометров сопротивления и термометров манометрического типа – термосигнализаторов. На крышке трансформатора устанавливается по два термосигнализатора с переставными контактами. Контакты одного из них используют для управления системой охлаждения, другого – для сигнализации и отключения трансформатора в случае превышения допустимых температур масла.[9]

Сроки периодических осмотров устанавливаются местными инструкциями. На подстанциях с постоянным дежурством персонала трансформаторы осматривают не реже одного раза в сутки, а на подстанциях, обслуживаемых оперативно-выездными бригадами – не реже одного раза в месяц. Осмотры должны также производиться при получении сигнала о нарушении режима работы трансформаторов или их систем охлаждения, при срабатывании устройств релейной защиты и автоматики. При стихийных бедствиях (пожарах, землетрясениях и т.д.) трансформаторы должны осматриваться немедленно.

При периодических осмотрах проверяют состояние внешней изоляции трансформаторов (вводов и установленных на них и в нейтрали разрядников и опорных изоляторов), отсутствие трещин или сколов изолтрующих элементов, определяют степень загрязнения поверхностей изоляции (особое внимание уделяют состоянию поверхности в зонах повышенных загрязнений внешней изоляции), выявляют наличие посторонних предметов, сокращающих изоляционные промежутки и повышающих уровень коронирования токоведущих частей.

По маслоуказателям (масломерным стеклам) определяют соответствие уровня масла в баке трансформаторов и расширителях негерметичных маслонаполненных вводов температурным отметкам, одновременно обращая внимание на цвет масла, видимого в масломерном стекле (потемневшее масло свидетельствует о его термическом разложении из-за повышенного нагрева внутри трансформатора или о появлении в масле взвешенного углерода, например из-за электрических разрядов в нем).

При осмотре трансформаторов с герметичными вводами по манометру контролируют давление в них. Проверяют нормальное состояние кранов, фланцев и люков бака, а также резиновых прокладок и уплотнений (они не должны разбухать или выпучиваться); целость и исправность приборов (термометров, манометров, газовых реле); исправность заземления бака трансформатора; наличие и исправность устройств пожаротушения, маслоприемных ям и дренажей.

Осматривая газовое реле, обращают внимание на заполнение маслом смотрового стекла и правильность положения отсечного клапана, размещенного на маслопроводе, соединяющем расширитель с баком трансформатора.

проверяют целостность мембраны выхлопной трубы и закрытое положение диска предохранительного клапана. визуально оценивают состояние доступных уплотнений фланцевых соединений масляной системы, отсутствие течи масла во фланцах и арматуре.

Осматривая через смотровые стекла индикаторный силикагель в воздухоосушителях бака трансформаторов, контролируют его цвет (должен быть голубым), так как изменение цвета до розового свидетельствует об увлажнении сорбента и необходимости его замены (перезарядка воздухоосушителя).

При осмотре трансформаторов контролируют состояние доступных контактных соединений на вводах и ошинковке (на ответственных трансформаторах может быть с помощью пирометров) – появление цыетных потеков, потемнение или выгорание окраски, “струящийся” воздух над контактом, испарение дождевой влаги или таяние снега, инея свидетельствуют об их повышенном нагреве.

Проверяют внешнее состояние устройств регулирования напряжения под нагрузкой. При этом необходимо сверять показания указателя положения переключателя на щите управления и приводе РПН, так как по ряду причин возможно несоответствие показаний сельсина-датчика и сельсина-приемника. проверяют также одинаковые положения переключателя РПН всех параллельно работающих трансформаторов или отдельных фаз при пофазном управлении. наличие масла в баке контактора проверяют по маслоуказателю – при пониженном его уровне увеличивается время горения дуги на контактах устройства.

При остановленных вентиляторах охлаждения (если они имеются) характер издаваемого трансформаторами шума является дополнительным показателем их состояния. Потрескивания или щелчки, периодическое изменение уровня или тона гудения, дребезжащие звуки являются свидетельством возможной неисправности.

Проверяют состояние надписей и окраски трансформатора.

В закрытых камерах трансформаторов проверяют исправность кровли, дверей и вентиляционных проемов. При нормальной работе вентиляции помещения разность температур входящего снизу и выходящего сверху воздуха не должна превышать 15°С при номинальной нагрузке трансформатора.

Во время осиотра не разрешается выполнять какие-либо работы. При обнаружении любых неисправностей, требующих немедленного вмешательства, обход прекращают и организуют работы по устранению неисправленности в установленном порядке.

Осмотры, проводимые в светлое время суток, чередуют с осмотрами в темноте, когда наиболее полно выявляются дефекты (с применением пирометров часть этой работы — проверку состояния контактов – можно выполнить в светлое время суток), являющиеся источниками свечения: нагрев контактных соединений, коронные разряды по поверхности внешней изоляции и др.

При внеочередных осмотрах трансформаторов наружной установки, проводимых в период резкого снижения температуры окружающего воздуха, при урагане, сильном снегопаде и гололеде проверяют уровень масла, состояние вводов и системы охлаждения, обращают внимание на наличие на токоведущих частях посторонних предметов или возможность их появления. При стихийных явлениях (гроза, сильный дождь, землетрясение) контролируют срабатывание разрядников (по регистраторам срабатывания) или перекрытие изоляции, наблюдают за поверхностными разрядами по увлажненной изоляции, проверяют смещение (перекосы) трансформаторов или их отдельных элементов (вследствие толчков при землетрясениях).

Внеочередные осмотры трансформаторов также проводят после сквозного короткого замыкания или при появлении сигнала газового реле, проверяя состояние токоведущих частей, обтекаемых током КЗ, и изоляторов, подвергающихся динамическим нагрузкам, или состояние газового реле и его цепей.

При необходимости внеочередной осмотр проводят с отключением трансформаторов для более полного изучения их элементов, состояние которых внушает опасения или доступ к которым невозможен без снятия напряжения.

Если по результатам осмотра возникнет необходимость срочного отключения трансформатора, то дежурный подстанции или электростанции докладывает об этом диспетчеру ПЭС или дежурному инженеру электростанции, который принимает решение об отключении аврийного трансформатора (естественно, решение об отключении аврийного трансформатора принимается совместно с руководством предприятия).

При осмотре маслонаполненных вводов, находящихся под напряжением, проверяют:

уровень масла во вводе по маслоуказателю расширителя (при температуре окружающего воздуха 20°С уровень масла должен находиться на половине высоты маслоуказателя);

состояние и цвет силикагеля в воздухоочистительном фильтре;

давление масла в герметичных вводах;

отсутствие течей масла в местах соединений фарфоровых покрышек с соединительной втулкой, а также в соединениях отдельных деталей в верхней части ввода;

отсутствие загрязнений поверхности, трещин и сколов фарфора;

состояние фланцев и резиновых уплотнений;

отсутствие потрескиваний и звуков разрядов;

отсутствие нагрева контактных соединений.

Контроль изоляции вводов (КИВ). Вводы конденсаторного типа с бумажно-масляной изоляцией заполняются небольшим количеством масла и имеют повышенные градиенты электрического поля.В этих условиях причинами повреждений вводов обычно являются тепловые пробои бумажной изоляции.

Большую часть повреждений связывают с увлажнением и технологическими дефектами бумажной основы. Развитие повреждений происходит в течение более или менее продолжительного периода времени.

Контроль за трансформаторным маслом. состояние трансформаторных масел оценивают по результатам испытаний, которые в зависимости от их объема делят на три вида: испытание на электрическую прочность (определение пробивного напряжения, содержания воды и механических примесей); сокращенный анлиз (испытание на электрическую прочность, определение кислотного числа, содержания водорастворимых кислот, температуры вспышки и цвета масла); полный анализ (испытание в объеме сокращенного анализа, определение тангенса угла диэлектрических потерь tg d — отношения активного тока утечки к емкостному току, натровой пробы, стабильности против окисления, влагосодержания и механических примесей).

Установлена следующая периодичность испытаний трансформаторного масла: перед включением в работу трансформатора напряжением до 35 кВ – сокращенный анализ, на 110 кВ и выше — сокращенный анализ, измерение tg d и влагосодержания.

3.3 Техника безопасности

Опыт эксплуатации электроустановок показывает, что их обслуживание совершенно безопасно при условии соблюдения правил техники безопасности электроустановок. Большинство несчастных случаев при обслуживании электроустановок происходит из-за нарушения правил безопасности. В избежание поражения обслуживающего персонала электрическим током необходимо при монтаже и в процессе эксплуатации выполнять мероприятия, обеспечивающие безопасность.

— ОРУ-110 кВ

Открытое распределительное устройство 110 кВ выполняется открытого типа (ОРУ). Все оборудование ОРУ – 110 кВ – трансформаторы, разъединители, масляные выключатели и др. – устанавливается на фундаментах и фундаментных стойках с соблюдением необходимых размеров и расстояний. ОРУ – 110 кВ защищается молниеотводами. Кабели, соединяющие оборудование ОРУ-110 кВ со щитом управления, который находится в здании тяговой подстанции, прокладываются в кабельных каналах, которые устроены в земле. Для осмотра оборудования в темное время суток распредустройство освещается прожекторами.

Понижающие трансформаторы ТДТН-20000/110 оборудуются стационарными лестницами для подъема на трансформатор обслуживающего персонала. Также понижающие трансформаторы имеют стационарное сетчатое ограждение, на дверях которого установлена электромагнитная блокировка, запрещающая проникновение обслуживающего персонала за ограждение при включенном или отключенном, но незаземленном трансформаторе.

Разъединители, установленные на ОРУ-110 кВ предназначены для включение и отключение электрических цепей без нагрузки. Они не имеют устройств для гашения дуги, и при отключении цепи под нагрузкой не только разрушаются сами, но и создают КЗ между фазами и землей. Поэтому необходимо соблюдать следующий порядок операций с разъединителями: при отключении оборудования – сначала отключают масляный выключатель, а затем разъединитель, а при включении оборудования, наоборот, сначала включают разъединитель, а затем – масляный выключатель.

Для безопасности работы разъединитель снабжен одним или двумя заземляющими ножами.

Во избежании поражения обслуживающего персонала электрическим током на установленных разъединителях предусмотрена электромагнитная блокировка, которая служит для предотвращения неправильных действий с разъединителем.

Принцип действия электромагнитной блокировки заключается в следующем: на каждом приводе разъединителя устанавливают блок-замок электромагнитной блокировки, имеющий запорный стержень для механического застопоривания тяги разъединителя и контактную розетку. Замок можно отпереть общим на данное распредустройство ключом. Разрешение на операцию ли отказ достигается соответственно подачей или снятием напряжения с розеток, включаемых в цепь блокировки. Эти цепи управляются блок-контактами разъединителей и выключателей (КСА).

Разъединители имеют механическую блокировку, которая служит для недопущения включения заземляющих ножей при включенных рабочих ножах и для недопущения включения рабочих ножей при включенных заземляющих ножах.

Оборудование РУ – 10 кВ устанавливается в камерах наружной установки одностороннего обслуживания, которое представляет собой металлический шкаф, разделенный на четыре отсека, в которых размещены блоки релейной защиты, сборные шины, трансформаторы тока и заземляющие ножи, выкатная тележка. Камеры изготавливают на заводе и доставляют на тяговую подстанцию в собранном виде.

Для безопасности обслуживания в камерах КРУН – 10 кВ имеются следующие устройства:

-смотровое окно для наблюдения за масляным выключателем;

—специальные металлические шторки, которые после выкатывания тележки автоматически закрываются и перекрывают доступ к токоведущим частям;

-заземляющие ножи, необходимые для заземления токоведущих частей.

В КРУН – 10 кВ предусмотрена механическая блокировка, которая дает запрет на выкатывание тележки при включенном масляном выключателе, а также на вкатывание тележки при включенных заземляющих ножах.

Все работы, проводимые в ОРУ-10 кВ и КРУН – 10кВ необходимо выполнять с соблюдением правил техники безопасности, с выполнением организационных и технических мероприятий, с применением защитных средств.

— Расчет заземляющего устройства

В электроустановках напряжением выше 1000 В сопротивление заземляющего устройства берется в зависимости от величины тока замыкания на землю. При больших токах замыкания на землю Rз
0,5 Ом. Принимаем Rз
=0,1 Ом [10].

В качестве заземлителя используется труба.

l=2,5 м. – длина заземлителя,

d=50*10-3
м. – диаметр заземлителя,

Н=1,75 м. – расстояние от поверхности грунта до середины заземлителя,

r=100 Ом*м. – удельное сопротивление грунта.

Сопротивление одиночного трубчатого заземлителя

количество заземлителей без учета экранирования

шт. Сопротивление соединительной полосы

, где

м. (80×30)- длина соединительной полосы,

м. – толщина соединительной полосы,

м. – расстояние от поверхности грунта до середины соединительной полосы.

Ом.

Ом.

А.

В.

, где

Ом. – расчетное сопротивление тела человека.

А.

При использовании диэлектрических бот

, где

— сопротивление изоляции диэлектрических бот.

при кВ.

Мом.

мА.

При отсутствии заземления человек при касании корпуса трансформатора попадет под фазное напряжение и ток, проходящий через человека будет ограничиваться только сопротивлением тела человека.

А.

Заключение

В данном дипломном проекте рассмотрена реконструкция подстанции «Долбино» белгородской дистанции электроснабжения железной дороги, вызванная увеличившимся спросом на электроэнергию и заключающаяся в замене трансформатора

ТДНГ 15000/110 на трансформатор ТДТН 20000/110. кроме того, в дипломном проекте произведен расчет защит для выбранного трансформатора, произведена замена устаревших маслянных выключателей горшкового типа на более современные вакуумные.

В дипломном проекте также рассмотрены вопросы затрат на реконструкцию и экономическая целесообразность проводимой реконструкции.

В технологической части дипломного проекта рассмотрены вопросы монтажа и обслуживания оборудования, вопросы техники безопасности.

Список литературы

1. Чернобровов Н.В., Семенов Н.А. Релейная защита. М.: Энергоатомиздат, 1999 г.

2. Правила устройства электроустановок Минэнерго СССР. – 7-е изд. перераб. и дополн. – М.: Атомэнергоиздат, 2000 г.

3. Шабад М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. – Л.: Энергия, Ленингр. отд. 1976 г.

4. Коршкнов С.Е., Ленрен Н.М., Синцов Г.Н. Справочник по монтажу силового и вспомогательного оборудования на электростанциях и подстанциях.

5. Справочник по проектированию электроснабжения. / Под ред. В.И. Круповича, Ю.Г. Барыбина, М.Л. Самовера. – М.: Энергия, 1980 г.

6. Справочник по электроснабжению железных дорог. / Под ред. К.Г. Марквардта, т.2 – М.: Транспорт, 1981 г.

7. Прохоровский А.А. Тяговые и трансформаторные подстанции. М.: Транспорт, 1983 г.

8. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 13а. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110 – 500 кВ.

9. Макаров Е.Ф. обслуживание и ремонт электрооборудования электростанций и сетей. М.: Академия, 2003 г.

10. Дьяков В.И. Типовые расчеты по электрооборудованию. М.: Высшая школа, 1980 г.