Реконструкция тяговой подстанции "Долбино" Белгородской дистанции электроснабжения железной дороги

Размещено на http://www.Allbest.ru/

Оглавление

• Введение
• 1. Теоретическая часть

1.1 Назначение, состав и оборудование тяговых подстанций

1.2 Структурная схема тяговой подстанции Долина

1.3 Состав тяговой подстанции 110 кВ

• 2. Расчетная часть

2.1 Расчет уставок и параметров защит трансформаторов

2.2 Типы применяемых защит трансформаторов

2.4 Дифференциальная защита трансформаторов

2.5 Максимальная токовая защита понижающего трансформатора ТДТН-20000/110

2.5.1 МТЗ понижающего трансформатора на стороне ВН

2.5.2 МТЗ понижающего трансформатора на стороне СН

2.5.3 МТЗ понижающего трансформатора на стороне НН

2.6 Защита от перегрузки

• 2.7 Защита включения обдува
• 3. Технологическая часть

3.1 Выбор места расположения трансформаторных подстанций

• 4. Затраты на установку оборудования

4.1 ОРУ-110 кВ

4.2 РУ-10 кВ

• 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 1650-3300В 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 1650-3300В 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 5-6мГн.

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.

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.

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.

Тяговые подстанции различают по следующим признакам:

- По обслуживанию системы элекротяги (переменного тока 25 кВ или 2x25 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.

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 Долина

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» (рисунок 1)

Размещено на http://www.Allbest.ru/

Рисунок 1. Схема внешнего электроснабжения тяговой подстанции «Долбина»

Размещено на http://www.Allbest.ru/

Рисунок 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).

Размещено на http://www.Allbest.ru/

Рисунок 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 Долина была введена в эксплуатацию в 1962 г., 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, предназначенное 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 короткозамыкателей 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 масляных 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 10кВ 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 10кВ, которые состоят из двух секций, секционированных вакуумным выключателем типа BB/TEL-10.

От сборных шин 10кВ 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 10кВ от сборных шин 10кВ 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 3,02кВ и со вторичной обмотки тягового трансформатора, схема соединения которой "две обратные звезды с уравнительным реактором", поступает на преобразователь ПВЭ-5.

Установленные в КРУН-10кВ 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 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.

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.

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 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.

2.3 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 - 110В;

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

уставка срабатывания реле - 0,6 м\с;

реле срабатывает на сигнал при наличии в корпусе реле газа - 450 см³.

2.4 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.

Таблица 1

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:

S_{KC max} = 3500 мВА - мощность короткого замыкания на вводах 115 кВ в максимальном режиме.

S_{KC min} = 2000 мВА - мощность короткого замыкания на вводах 115 кВ в минимальном режиме.

X_{C max} = U_cp²/ S_{KC max} = 115²/3500 = 3,78 Ом; - сопротивление системы в максимальном режиме

X_{C min} = U_cp²/ S_{KC min} = 115²/2000 = 6,61 Ом; - сопротивление системы в минимальном режиме

U_K1 = 0,5(U_{K I-II} + U_{K I-III} - U_{K II-III}) = 0,5(17+0,5-6) = 10,75%

U_K2 = 0,5(U_{K I-III} + U_{K II-III} - U_{K I-III}) = 0,5(17+6-10,5) = 6,25%

U_K3 = 0,5(U_{K II-III} +U_{K I-III} -U_{K I-II}) = 0,5(10,5+6-17) = -0,25% 0

X_TP1 = (U_K1/100) (U_CP²/S_{H. TP}) = 10,75115²/10020 = 71,08 Ом -сопротивление обмотки ВН трансформатора

X_TP2 = (U_K2/100) (U_CP²/S_{H. TP}) = 6,25115²/10020 = 41,32 Ом -сопротивление обмотки СН трансформатора

X_TP3 = (U_K3/100) (U_CP²/S_{H. TP}) = 0 Ом - сопротивление обмотки НН трансформатора

Рисунок 4. Расчетные схемы при коротком замыкании на шинах 11 кВ и 38,5 кВ для максимального режима

X_max10 = X_cmax + X_TP1 + X_TP3 = 3,78+71,08+0 = 74,86 Ом (рисунок 4в)

X_max35 = X_cmax + X_TP1 + X_TP2 = 3,78+71,08+41,32 = 116,18 Ом (рисунок 4г)



Рисунок 5 - Расчетные схемы при коротком замыкании на шинах 11 кВ и 38,5 кВ для минимального режима.

X_min10 = X_cmin + X_TP1 + X_TP3 = 6,61+71,08+0 = 77,69 Ом (рисунок 6в)

X_min35 = X_cmin + X_TP1 + X_TP2 = 6,61+71,08+41,32 = 119,01 Ом (рисунок 5г)

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

I_Kmax10 = U_1ном /X_max10 = 115000/74,86 = 888 A

I_Kmax35 = U_1ном /X_max35 = 115000/116,18 = 572,16 A

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

I_Kmin10 = U_1ном /X_min10 = 115000/77,69 = 855 A

I_Kmin35 = U_1ном /X_min35 = 115000/119,01 = 558,6 A

I⁽¹⁾_Kmin110 = U_1ном /X_cmin = 115000/6,61 = 10056,6 A

Расчет дифференциальной защиты понижающего трансформатораТДТН-20000/110 производим для реле ДЗТ-11. Рабочая (дифференциальная) обмотка установлена на стороне 115 кВ.

Ток срабатывания защиты

I_{с. з.} K_н I_н , (1)

где I_н = 100,5 А - номинальный ток обмотки ВН трансформатораТДТН-20000/110.

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

I_{с. з.} = 1,5 100,5 = 150,75 А

Ток уставки срабатывания реле:

I_у.с.р. = I_с.з. K_cx/K_та = 150,75 /40 = 6,52 А

Определяем число витков рабочей обмотки, установленной на стороне 115 кВ

w_p = F_cp/I_у.ср , (2)

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

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

w_p = 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.

I_п^I w_p = I_п^II w_y1p = I_п^III w _y2p

Для стороны 38,5 кВ:

I_п^I w_p = I_п^II w_y1p

w_y1p = I_п^I w_p/ I_п^II = 4,35 16 / 8,65 = 8,04 витков

Принимаем w_y1p = 8 витков.

Для стороны 11 кВ:

I_п^I w_p = I_п^III w_y2p

w_y2p = I_п^I w_p/ I_п^III = 4,35 16 / 5,25 = 13,25 витков

Принимаем w_y2p = 14 витков.

Определяем наибольший ток небаланса при трехфазном коротком замыкании.

I_нб = (K K_одн + U_рег + f_выр) I_{k max} , где

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

K_одн = 1 - коэффициент однотипности трансформаторов тока;

= 0,1 - допускаемая относительная погрешность трансформаторов тока;

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

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

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

f_выр = (w_y - w_yp) / w_yp (3)

для стороны 38,5 кВ

I_нб = (K K_одн +U_рег+(w_y1 - w_y1p) / w_y1p) I_{k max35} =

= (1 1 0,1 + 0,16 + +(8,04 - 8) / 8) 572,16 = 151,62 А

для стороны 11 кВ

I_нб = (K K_одн +U_рег+(w_y2 - w_y2p) / w_y2p) I_{k max10} =

(1 1 0,1 + 0,16 + +(14 - 13,25) / 13,25) 888 = 281,14 А

Принимаем наибольший ток небаланса I_нб = 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.

w_т (K_з I_{нб max} w_расч) / I_{k max} tg, (4)

где K_з - коэффициент запаса;

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

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

w_т = 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

w_т = 9 витков.

Определяем коэффициент чувствительности защиты:

К_ч = I_{k min}⁽²⁾ w_p / F_ср , (5)

Где I_{k min}⁽²⁾ - значение минимального тока двухфазного короткого замыкания.

для короткого замыкания на стороне 11 кВ

I_{k min}⁽²⁾ = 1,5 I_{k min10} / К_та = 1,5 855 / 40 = 32,06 А

К_ч10 = 32,06 16 / 100 = 5,12 > 2

для короткого замыкания на стороне 38,5 кВ

I_{k min}⁽²⁾ = I_{k min35} / К_та = 588,6 / 40 = 24,16 А

К_ч35 = 24,16 16 / 100 = 3,87 > 2

для короткого замыкания на стороне 115 кВ

К_ч115⁽¹⁾ = I_{k min115}⁽¹⁾ w_p / К_та 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.

защита трансформатор тяговый подстанция

2.5 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

2.5.1 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:

I_с.з.1 = К_н I_н.тр / К_в и I_с.з.2 = К_с I_с.з^' , (6)

где К_н = 1,2 - коэффициент надежности защиты;

К_в = 0,85 - коэффициент возврата реле;

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

К_с = 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

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

I_с.з^' = I_с.з / К_т, (7)

где К_т = U_BH / U_CH - коэффициент трансформации трансформатора ТДТН-20000/110;

для стороны НН

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

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

для стороны СН

I_с.з. = К_н I_н.тр / К_в = 1,2 300 / 0,85 = 423,52 А;

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

Т.к. I_с.з^' для стороны НН и I_с.з^' для стороны СН равны, то принимаем I_с.з^' = 141,79 А.

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

I_с.з.2 = 1,1 141,79 = 155,97 А.

Принимаем ток срабатывания МТЗ на стороне ВНI_с.з. = I_с.з.2 = 155,97 А.

Ток срабатывания реле:

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

Принимаем к установке токовое реле РТ-40/10 и реле времени ЭВ-231 (t_ср = 0,5-9 с)

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

Напряжение пуска защиты:

для стороны НН

U_сз = U_{p min} / К_н К_в , (8)

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

К_в = 1,2 - коэффициент возврата реле.

U_сз = 1045 / 1,2 1,2 = 7,25 кВ

U_у.ср = U_сз / К_тu ,

где К_тu = 11000 / 100 = 110 - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения.

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

для стороны СН

U_сз = U_{p min} / К_н К_в , (9)

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

U_сз = 36,575 / 1,2 1,2 = 25,4 кВ

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

Чувствительность МТЗ при наличии блокировки минимального напряжения не проверяется.

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

Для защиты принимаем реле напряжения РН-54/160.

Силовые трансформаторы ТДТН-20000/110. напряжением по стороне ВН-110 кВ, предназначены для преобразования и распределения электроэнергии в сетях энергосистем и конечных потребителей.

Магнитная система выполнена из высококачественной электротехнической стали с полным косым стыком.

Обмотки для трансформаторов применяются различных типов исходя из мощности и класса напряжения (цилиндрические многослойные, винтовые, непрерывно-катушечные) изготовленные как из меди, так и из алюминия регулировка напряжения осуществляется с помощью РПН и переключателей ответвлений типа ПБВ с различным диапазонами переключений.

Используется система охлаждений типа "Д" - при помощи дутья.

Трансформаторы могут работать при частоте переменного тока 50 Гц и 60 Гц.

По заказу потребителей трансформаторы могут быть выполнены с различными сочетаниями напряжений отличающимся от стандартных исполнений.

По назначению и модификации трансформаторы могут быть силовые, преобразовательные, шахтные, железнодорожные и другие.

2.5.2 МТЗ понижающего трансформатора на стороне СН

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

Ток срабатывания защиты:

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

I_с.з.2 = К_с I_с.з^';

I_с.з^' = I_с.з.(10) / К_т;

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

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

I_с.з.2 = 1,1 385,02 = 423,53 А;

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

Ток уставки срабатывания реле

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

Принимаем к установке токовое реле РТ-40/10 и реле времени ЭВ-231 (t_ср = 0,5-9 с)

Коэффициент чувствительности защиты

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

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

2.5.3 МТЗ понижающего трансформатора на стороне НН

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

Ток срабатывания защиты

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

Ток уставки срабатывания реле

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

Принимаем к установке токовое реле РТ-40/10 и реле времени ЭВ-231 (t_ср = 0,5-9 с)

Коэффициент чувствительности

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

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

Т.к. выдержка времени МТЗ фидеров тяговых потребителей 10 кВt = 0,4 с и выдержка времени секционного масляного выключателя 10 кВt = 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 (t = 0,4 с), выше, чем на стороне НН и СН, т.е. t = 1,2 с.

2.6 Защита от перегрузки

С целью обеспечения защиты от перегрузки датчики нагрузки должны быть установлены в каждый токопроводящий проводник, за исключением нейтрального.

Однако если датчик нагрузки не используется для защиты проводки число датчиков может быть снижено по согласованию с пользователем .Для однофазных двигателей или двигателей постоянного тока допускается установка только одного датчика на одном токоведущем незаземленном проводе. Когда защита от перегрузок производится отключением, выключатель должен отключить все токоведущие провода. Для защиты от перегрузки нет необходимости в отключении нейтрального проводника.

Если двигатели обладают специальными характеристиками для пуска и частого торможения (например, двигатели, используемые для осуществления быстрых перемещений, зажимов с частыми реверсами, высокоскоростных механизмов, глубокого сверления), то могут возникнуть трудности в реализации защиты от перегрузок ввиду того, что постоянная времени устройства сравнима с постоянной времени обмоток защищаемого двигателя. В этих случаях требуется использование устройств защиты, сконструированных применительно к двигателям специального назначения, или защиты от перегрева. Для двигателей, которые не могут быть перегружены ввиду их размеров или имеют механические средства защиты, защита от превышения температуры обмоток не требуется.

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.

Ток срабатывания защиты

I_с.з. = К_з I_н.тр / К_в (10)

где К_з = 1,05 - коэффициент запаса

I_с.з. = 1,05 100,5 / 0,85 = 124,15 А

Ток уставки срабатывания реле

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

Принимаем к установке токовое реле РТ-40/6 и реле времени ЭВ-231 (t_ср = 0,5-9 с)

2.7 Защита включения обдува

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

Ток срабатывания защиты

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

Ток уставки срабатывания реле

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

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

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

При повышении температуры масла до 75^оС защита действует на сигнал. Принимаем к установке токовое реле РТ-40/6 и реле времени ЭВ-231.

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

Таблица 2

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	Выдержка времени, с	Тип реле
дифференциальная защита	150,75	6,52	-	-	-	ДЗ Т-11
газовая защита	-	-	-	-	-	РГЗЧ-66
МТЗ на стороне ВН	155,97	6,75	-	-	1,2	РТ-40/10,ЭВ-231
МТЗ на стороне СН	423,53	7,05	25,4	65,9	0,8	РТ-40\10, РН-54/160, ЭВ-231
МТЗ на стороне НН	1482,35	7,41	7,25	65,9	0,8	РТ-40/10, РН-54/160, ЭВ-231
защита от перегрузки	124,15	5,37	-	-	9	РТ-40/6, ЭВ-231
защита включения обдува	70,35	3,04	-	-	5	РТ-40/6, ЭВ-231

3. Технологическая часть

3.1 Выбор места расположения трансформаторных подстанций

Для выбора места расположения КТП производится расчет центра электрических нагрузок (ЦЭН), с построением картограммы нагрузок, которая представляет собой размещение на генеральном плане предприятия окружностей.

Для выбора места расположения КТП следует найти ЦЭН, который будет характеризовать центр наибольшей нагрузки предприятия. Определение центра ведется следующим образом.

Определяется условный центр электрических нагрузок:

, (11)

где Р_i - расчетная активная мощность электроприемника;

Х_i - координата электроприемника по оси абсцисс.

, (12)

где Y_i - координата электроприемника по оси ординат

Среднеквадратическое отклонение:

, (13)

, (14)

Угол поворота осей эллипса:

, (15)

Полуоси эллипса рассеяния центров:

, (16)

, (17)

где k - коэффициент корреляции

, (18)

В качестве примера по формулам, приведенным выше, рассчитывается центр электрической нагрузки для КТП:

Таким образом, место установки КТПбудет располагаться на пересечении координат по оси Х = 98,187 м, по оси У = 21,7 м. Пример представлен в рисунке 6.



Рисунок 6. Пример построения картограммы электрических нагрузок предприятия

Результаты расчета сводятся в таблицу.

Таблица 4

Результаты расчета ЦЭН

КТП	№ КТП	Радиус окружности, м	Координата ЦЭН по оси Х, м	Координата ЦЭН по оси У, м	Угол поворота осей эллипса, ао	Полуоси эллипса по оси Х, м	Полуоси эллипса по оси У, м
1	2	3	4	5	6	7	8
КТП	1	4,37	98,137	21,7	11,35	91,65	9,33
	2	3,07
	3	2,64
	4	1,54
	5	1,57
	6	2,56
	7	0,6

4. Затраты на установку оборудования

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

Кзав - заводская стоимость оборудования.

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

Э - ежегодные эксплуатационные расходы.

Э = Эа + Эо+Эпот, (19)

Эа = РаК/100, (20)

где Эа - амортизационные отчисления на реновацию и капитальный ремонт.

Ра = 6.1% - норма амортизационных отчислений.

Эо = РоК/100, (21)

где Эо - годовые расходы на обслуживание и текущий ремонт.

...