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
Iу.ср = Ксх × Iс.з. / Кта = × 70,35 / 40 = 3,04 А
При прохождении через токовое реле тока 3,04 А защита действует с выдержкой времени t = 5 с на включение вентиляторов обдува.
При повышении температуры масла до 55 оС защита действует без выдержки времени на включение вентиляторов обдува.
При повышении температуры масла до 75 оС защита действует на сигнал.
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
Iс.з., А
Ток уставки срабатывания защиты
Iу.ср, А
Напряжение срабатывания защиты
Uс.з., кВ
Напряжение уставки срабатывания реле
Uу.ср, В
Вы-держка времени,
с
Тип реле
дифференциальная защита
150,75
6,52
-
ДЗ Т-11
газовая защита
РГЗЧ-66
МТЗ на стороне ВН
155,97
6,75
1,2
РТ-40/10,
ЭВ-231
МТЗ на стороне СН
423,53
7,05
25,4
65,9
0,8
РТ-40\10,
РН-54/160, ЭВ-231
МТЗ на стороне НН
1482,35
7,41
7,25
защита от перегрузки
124,15
5,37
9
РТ-40/6,
защита включения обдува
70,35
3,04
5
2.3 Затраты на установку оборудования
К=Кзав ×a - капитальные затраты, включающие в себя стоимость оборудования, его транспортировки, ошиновки, строительных и монтажных работ.
Кзав – заводская стоимость оборудования.
a = 1,7 – усреднненый коэффициент для пересчета заводской стоимости оборудования к расчетной стоимости.
Э – ежегодные эксплуатационные расходы.
Э = Эа + Эо+Эпот[5]
Эа =Ра×К/100, где
Эа – амортизационные отчисления на реновацию и капитальный ремонт.
Ра = 6.1% - норма амортизационных отчислений.
Эо = Ро×К/100, где
Эо – годовые расходы на обслуживание и текущий ремонт.
Ро = 3% - норма ежегодных отчислений на обслуживание и ремонт.
Эпот =DАгод×СDэ×10-2 – стоимость потерь электроэнергии в трансформаторе.
СDэ = 97,767 коп. – стоимость 1 кВт×ч потерь.
DАгод = n×DРхх×Т + 1/n×DРк/2Sн×(S2maxв + S2maxс + S2maxн), где
n – количество трансформаторов.
Т = 8760 ч – время работы трансформатора в течении года.
Smaxв, Smaxс, S2maxн – максимальные мощности на шинах высшего, среднего и низкого напряжения соответственно, МВА.
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.
Кзав.=1370220 руб. – заводская стоимость одной ячейки.
Кяч.=4*1,7*1370220=9317496 руб. – капитальные затраты на установку четырех ячеек.
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.
Трансформаторы собственных нужд.
Кзав.=413920 руб.
К2=1,7*413920*2=1407328 руб. – капитальные затраты на установку двух трансформаторов.
Эпот.=DАгод.*СDЭ=8065*73,724*10-2=5945 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.
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.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6
