Энерг. системы и сети Плешкова

Предварительно намечается к установке трансформатор ТДН- 16000/110, рассчитанный на номинальную мощность 16000 кВ×А.

Для того чтобы воспользоваться таблицами допустимых перегрузок,

заданный многоступенчатый суточный график необходимо преобразовать в эквивалентный двухступенчатый (рис. 2.7 б).

Эквивалентная начальная нагрузка за 10 часов до большего максимума

Sэ1	=	182	× 4 +142	× 4 + 4	2 × 2	= 14,5 МВ×А.
			4 + 4	+ 2

Коэффициент начальной загрузки К1 = 14,516 = 0,908.

Коэффициент перегрузки при длительности 4 часа

К2 = 1620 = 1,25.

Воспользовавшись [9] или табл. П.9, для продолжительности перегрузки 4 часа, при температуре 0 °С и коэффициенте начальной загрузки трансформатора с системой охлаждения типа М или Д, равном 0,908, определим допустимую перегрузку. Она составит 1,42, что меньше действительной 1,25, следовательно, работа выбранного трансформатора в указанных условиях допустима.

Мощность трансформаторов на двухтрансформаторных подстанциях выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены, оставшийся в работе обеспечивал питание нагрузки с учетом допустимой перегрузки и резерва по сетям СН и НН, т. е. с учетом аварийных перегрузок.

Аварийные перегрузки – это такие перегрузки, которые можно

допустить для трансформатора в редких аварийных случаях без его повреждения. При аварийных перегрузках идут на повышенный против нормального износ изоляции. Так как эти случаи в эксплуатации достаточно редки, а время аварийного режима ограничено, то значительного снижения срока службы против нормального не происходит.

Согласно [8], в аварийных условиях в течение не более 5 суток допускается перегрузка масляных трансформаторов до 40 % на время суточного максимума продолжительностью не более 6 часов в сутки, причем коэффициент начальной нагрузки не должен быть более 0,93. Поэтому при

установке двух трансформаторов и отсутствии резервирования по сетям СН и НН мощность каждого из них выбирается с учетом загрузки трансформатора не более 70 % от суммарной максимальной нагрузки подстанции на расчетный период.

Предлагается следующий порядок выбора и проверки трансформаторов:

1)намечают тип и мощность трансформатора;

2)для намеченного к установке трансформатора производят проверку по допустимым систематическим перегрузкам в нормальном режиме работы;

3) с учетом мощности оперативного резерва по сетям СН и НН, времени, необходимого для ремонта или замены вышедшего из строя трансформатора, а также предварительной загрузки оставшегося в работе

трансформатора для последнего определяют допустимость планируемых аварийных перегрузок.

При росте нагрузки сверх расчетного уровня увеличение мощности подстанции производится, как правило, путем замены трансформаторов на более мощные. Установка дополнительных трансформаторов должна иметь технико-экономическое обоснование.

Пример 4. На проектируемой подстанции 110/10 кВ требуется выбрать число и мощность силовых трансформаторов, если известно, что подстанция предусмотрена для электроснабжения потребителей, работающих по эквивалентному двухступенчатому графику нагрузки, приведенному на рис. 2.8. Коэффициент мощности нагрузки Cos ϕ = 0,89.

S, МВ.А								22,00
22
			13,20					12,10			зима
11
			7,70								лето
0	2	4	6	8	10	12	14	16	18	20	24	t,ч
Рис. 2.8. График нагрузки проектируемой подстанции

От подстанции предусмотрено питание потребителей 1-й, 2-й и 3-й категории по надежности электроснабжения. Причем, 1-я категория составляет 20 %, а 2-я и 3-я - соответственно 50 % и 30 %. Половина всех потребителей 3-й категории получают питание по отдельным кабельным линиям. Эквивалентные годовая, зимняя и летняя температуры района расположения подстанции соответственно равны 0, −20 и +10 °С. Замена вышедшего из строя трансформатора возможна в течение 5 суток. Величина оперативного резерва по сети 10 кВ составляет 3 МВт.

При определении количества трансформаторов руководствуются следующими соображениями. Полная мощность оперативного резерва составит:

Sрез = 0,893 = 3,37 МВ×А.

Суммарная мощность потребителей 1-й и 2-й категории составляет:

S1,2 = (0,2 + 0,5) × 22 = 15,4 МВ×А.

Так как мощности существующего оперативного резерва недостаточно для покрытия нагрузки потребителей 1-й и 2-й категории, то требуется установка двух однотипных трансформаторов одинаковой мощности. Предположим, что нагрузка между секциями РУ НН распределена одинаково. Суммарная мощность подстанции в режиме наибольших нагрузок составляет 22 МВ×А. Следовательно, на долю каждого трансформатора приходится 11 МВ×А. Для наиболее полного использования установленной мощности силового оборудования подстанции, для рассматриваемого случая,

целесообразно рассмотреть возможность установки трансформаторов номинальной мощностью 6,3, 10 и 16 МВ×А. В случае установки трансформаторов с номинальной мощностью 6,3 МВ×А, последние будут испытывать систематические перегрузки в течение 24 часов каждые сутки весь зимний период (200 суток), что недопустимо по условиям эксплуатации. При установке трансформаторов 16 МВ×А систематических перегрузок нет, однако при этом их эквивалентная годовая загрузка составит:

æ

2

2

ö

æ

2

2

ö

200×ç

6,6

×18 +11

×6

÷ +165×ç

3,85

×18

+ 6,05

× 6

÷

24

24

SЭ год =

è

ø

è

ø

= 6,06 МВ×А,

365

Kгод = 6,0616 = 0,4 , что значительно ниже рекомендуемой нормативными

документами. Поэтому предварительно намечается установка двух трансформаторов ТДН-10000/110 с номинальной мощностью 10 МВ×А.

График нагрузки одного трансформатора представлен на рис. 2.9 а.

Коэффициенты начальной загрузки и перегрузки в нормальном режиме зимой

К	1	=	6,6	= 0,66 ;	К	2	=	11	=1,1 .
			10					10

Согласно П. 9 допустимая систематическая перегрузка трансформатора для температуры минус 20 °С, длительности перегрузки 6 часов и начальной загрузки 0,66 составит 1,53, что больше, чем предполагаемая. Следовательно, эксплуатация выбранного трансформатора в указанном режиме допустима.

Для проверки трансформатора по условию аварийной перегрузки предположим, что один из трансформаторов вышел из строя. Всю нагрузку подстанции будет нести оставшийся в работе трансформатор (рис. 2.8). В этом случае трансформатор будет работать в недопустимом режиме, так как будет испытывать перегрузку в течение всех зимних суток. После введения оперативного резерва коэффициенты будут равны:

К1	=	13,2 - 3,37	= 0,983 ,	К2	=	22 - 3,37	= 1,863 .
		10				10

S, МВ.А					а)																																																																		б)
																																																																							S, МВ.А													22,00
22																																																																							22
																																																																																				18,63
																																																																																				15,33
																																																																												13,20																						зима
																																											11,00
											Sт ном							=10						МВ.А
11																																																																							11					9,83
																		6,60																																												зима

0

2

4

6 8 10 12 14 16 18 20 24 t,ч

0

2

4

6 8 10 12 14 16 18 20 24 t,ч

Рис.2.9. Графики нагрузки трансформатора:

а) для проверки систематических перегрузок; б) для проверки аварийных

перегрузок с учетом оперативного резерва и отключением всех потребителей 3-й категории на 6 часов в сутки

В соответствии с П.9 для температуры минус 20 °С при загрузке К1 = 0,983 допускается перегрузка в 1,7 раза, превышающая номинальную мощность в течение 6 часов в сутки. Следовательно, работа трансформатора в рассматриваемом режиме недопустима. Однако, известно, что от подстанции питаются потребители 3-й категории, получающие питание по отдельным линиям, которые по условию надежности можно отключать на время перегрузки, составляющее 6 часов в сутки (рис. 2.9 б). Мощность таких потребителей составляет половину от всей мощности потребителей 3-й

категории и равна

S3 = 22×0,3×0,5 = 3,3 МВ×А.

Для обеспечения допустимого коэффициента перегрузки необходимо снизить мощность, потребляемую с шин 10 кВ подстанции, до величины 17 МВ×А, т.е. отключить часть потребителей с суммарной мощностью 1,63 МВ×А, что представляется вполне возможным. Следовательно, с учетом отключения части потребителей 3-й категории на 6 часов в сутки можно обеспечить выполнение допустимых условий эксплуатации трансформатора.

Для летнего периода величина максимума равна 12,1 МВ×А (рис. 2.8). Следовательно, на каждый трансформатор приходится по 6,05 МВ×А. Таким образом можно заключить, что в нормальном режиме летом трансформаторы не будут испытывать перегрузок. В случае же аварийного

отключения одного из трансформаторов оставшийся в работе трансформатор будет работать со следующими коэффициентами загрузки:

К1 = 7,710 = 0,77 ; К2 = 12,110 = 1,21.

В П.9 указывается допустимая аварийная перегрузка для заданных условий эксплуатации трансформаторов, которая для летней температуры плюс 10 °С и длительности перегрузки 6 часов составляет 1,5. Это означает,

что с указанной перегрузкой трансформатор можно эксплуатировать в течение 5 суток, а этого времени по условию задания достаточно для замены вышедшего из строя трансформатора или осуществления его ремонта.

Поэтому можно сделать вывод о допустимости установки на рассматриваемой подстанции двух трансформаторов ТДН-10000/110.

Пример 5. Для проектируемой узловой подстанции 110/35/10 кВ, структурная схема которой изображена на рис. 2.7, требуется выбрать число и тип силовых трехобмоточных трансформаторов. При этом известно, что

подстанция предусмотрена для электроснабжения потребителей на напряжении 10 кВ а также для передачи мощности из сети 110 кВ в сеть 35 кВ. Данные по потребителям взяты для подстанции 2 из примера 1 по варианту, изображенному на рис. 2.3,д или рис. 2.3,б. Указано также, что

потребители сетевого района работают в соответствии с эквивалентными графиками нагрузки, приведенными на рис. 2.8,а и 2.8,б. Коэффициент мощности нагрузки подстанции на напряжении 10 кВ составляет Cos ϕ = 0,83, а мощность, передаваемая в сеть 35 кВ, характеризуется

коэффициентом Cos ϕ = 0,85.

~

РУ ВН

РУ СН

РУ НН

Рис. 2.7. Структурная схема проектируемой узловой подстанции

От подстанции предусмотрено питание потребителей второй и третьей категории по надежности электроснабжения (табл. 2.3). Причем, вторая категория присутствует только у потребителей, получающих питание по сети 10 кВ, и составляет 40 % от мощности этой нагрузки. Остальная нагрузка, в том числе и нагрузка сети 35 кВ, относится к третьей категории по надежности электроснабжения. Половина всех потребителей третьей категории (нагрузка на напряжении 10 кВ) получают питание по отдельным кабельным линиям. Эквивалентные годовая, зимняя и летняя температуры района расположения подстанции соответственно равны 0, −20 и +10 градусов Цельсия. Замена вышедшего из строя трансформатора возможна в

течение 5 суток. Величина оперативного резерва в районе строительства подстанции по сети 10 кВ составляет 3 МВт.

S, МВ.А			а)										S, МВ.А					б)
								10,84
10													10								9,41
			6,50								зима
								5,96								5,65								зима
																					5,18
5			3,79										5
											лето					3,29								лето
0	2	4	6	8	10	12	14	16	18	20	24	t,ч	0	2	4	6	8	10	12	14	16	18	20	24	t,ч

Рис. 2.8. График нагрузки проектируемой узловой подстанции на напряжении 10 кВ(а) и 35 кВ(б)

При определении количества трансформаторов руководствуются следующими соображениями. Полная мощность оперативного резерва в

районе строительства подстанции с учетом заданного коэффициента мощности нагрузки (Cos ϕ = 0,83), составит:

Sрез = 3 + j2,02 = 3,62 ×e− j33.95o МВ×А.

Суммарная мощность потребителей первой и второй категории составляет:

S1,2 = 0,4 ×10,84 = 4,34 МВ×А.

Так как мощности существующего оперативного резерва недостаточно для покрытия нагрузки потребителей второй категории, то требуется

установка двух однотипных трехобмоточных трансформаторов одинаковой мощности. В зимний период через обмотки СН трансформаторов подстанции будет протекать мощность нагрузки, соответствующая рис. 2.8,б, которая составляет, МВ×А:

SСН max = 8 + j4,95 = 9,41×e− j31,75° ;

SСН min = 4,8 + j2,97 = 5,65×e− j31,75° ,

тогда через обмотку СН каждого трансформатора при одинаковой их загрузке зимой будет протекать мощность в два раза меньше, МВ×А:

SСН max = 4 + j2,48 = 4,71×e− j31,75o ; SСН min = 2,4 + j1,49 = 2,83×e− j31,75o .

По обмоткам НН трансформаторов в соответствии с графиком рис. 2.8,а будет протекать мощность, МВ×А:

SНН max = 9 + j6,05 = 10,84×e− j33,91o ;

SНН min = 5,4 + j3,63 = 6,50 ×e− j33,91o ,

следовательно, нагрузка обмотки НН каждого трансформатора при одинаковой их загрузке будет составлять, МВ×А:

SНН max = 4,5 + j3,03 = 5,42 ×e− j33,91o ;

SНН min = 2,7 + j1,82 = 3,25×e− j33,91o .

Очевидно, что наиболее загруженными в рассматриваемом примере являются обмотки ВН трансформаторов подстанции, по каждой из которых в зимний максимум протекает мощность, МВ×А:

SВН max = (4 + 4,5)2 + (2,48 + 3,03)2 =10,125.

Аналогично рассчитаны остальные ступени графиков мощности,

протекающей по обмоткам ВН одного трансформатора подстанции как в зимний, так и в летний периоды работы. Графики нагрузки наиболее

загруженной обмотки одного трансформатора в зимний и летний периоды изображены на рис. 2.9.

S, МВ.А								10,125
10
			=10 МВ.А
		S
		т ном
		S	=6,3 МВ.А
		т ном
			6,075					5,570			зима
5
			3,545								лето
0	2	4	6	8	10	12	14	16	18	20	24	t,ч

Рис. 2.9. График мощности, протекающей по обмотке ВН одного

трансформатора Для наиболее полного использования установленной мощности

силового оборудования подстанции целесообразно рассмотреть возможность установки трансформаторов номинальной мощностью 6,3, 10 и 16 МВ×А.

В случае установки трансформаторов типа ТМТН-6300/110/35/10 с номинальной мощностью 6,3 МВ×А, последние в зимний период будут

испытывать систематические перегрузки (рис.2.9). При этом коэффициенты предварительной загрузки и перегрузки составят:

К1 = 6,0756,3 = 0,964, К2 = 10,1256,3 = 1,607.

Перегрузка существует в течение 6 часов каждые сутки весь зимний период (200 суток). Согласно П. 9 допустимая систематическая перегрузка трансформатора с системой охлаждения "М" для температуры минус 20 °С, длительности перегрузки 6 часов при начальной загрузке 0,964 составит 1,487, что меньше, чем предполагаемая. Следовательно, эксплуатация трансформатора ТМТН-6300 с номинальной мощностью 6,3 МВ×А в рассматриваемых условиях недопустима.

При установке трансформаторов с номинальной мощностью 16 МВ×А систематических перегрузок нет, однако при этом их эквивалентная годовая мощность составит, МВ×А:

	æ	2		2	ö	æ	2		2	ö
	200×ç 6,075		×18 +10,125		×6 ÷ +165×ç 3,545			×18 + 5,570		×6 ÷
SЭ год =	è		24		ø	è		24		ø	= 6,08 ,
					365

а годовой коэффициент загрузки будет равен:

Kгод = 6,0816 = 0,38,

что значительно ниже значения, рекомендуемого нормативными документами. Поэтому предварительно намечается установка двух трехобмоточных трансформаторов типа ТДТН-10000/110/35/10 с номинальной мощностью 10 МВ×А и системой охлаждения "Д".

График нагрузки одного трансформатора представлен на рис. 2.9.

Коэффициенты начальной загрузки и перегрузки в нормальном режиме зимой :

	К1 =	6,075	= 0,608 ;	К2	=	10,125	=1,013 .
		10				10
а)						б)
S, МВ.А				S, МВ.А
20				20
			20,250

16,630

12,150	зима
	11,138
Sт ном=10 МВ.А	Sт ном=10 МВ.А
10	10

7,090	лето	8,540	зима

0

2

4

6 8 10 12 14 16 18 20 24 t,ч

0

2

4

6 8 10 12 14 16 18 20 24 t,ч

Рис.2.10. Графики нагрузки трансформатора для проверки аварийных перегрузок без учета резерва мощности по сети 10 кВ (а) и с учетом вводимого резерва (б)

Согласно П. 9 допустимая систематическая перегрузка трансформатора для температуры минус 20 °С, длительности перегрузки 6 часов и начальной загрузки 0,608 составит 1,53, что больше, чем предполагаемая – 1,013. Следовательно, эксплуатация выбранного трансформатора в указанном режиме допустима.

Для проверки трансформатора по условию аварийной перегрузки предположим, что один из трансформаторов вышел из строя. Всю нагрузку подстанции будет нести оставшийся в работе трансформатор (рис. 2.10,а). В этом случае трансформатор будет работать в недопустимом режиме, так как будет испытывать перегрузку в течение всех зимних суток. После введения оперативного резерва мощность, протекающая по обмотке ВН, определится следующим образом, МВ×А:

SВН'	max	= (17 - 3) + j(11- 2,02) = 14 + j8,98 = 16,63×e− j32,68°;
SВН'	min	= (10,21- 3) + j(6,59 - 2,02) = 7,21+ j4,57 = 8,54 ×e− j32.37°.

Коэффициенты предварительной загрузки и перегрузки будут равны:

К1	=	8,54	= 0,854 ,	К2	=	16,63	=1,663 .
		10				10

В соответствии с П.9 для рассматриваемого типа трансформаторов при температуре минус 20 °С, при загрузке К1 = 0,854 допускается перегрузка в 1,7 раза, превышающая номинальную мощность в течение 6 часов в сутки. Указанная величина выше, чем расчетное значение перегрузки, следовательно, работа трансформатора в рассматриваемом режиме допустима.

Для летнего периода величина максимума равна 11,138 МВ×А (рис. 2.10,а). Следовательно, на каждый трансформатор приходится по 5,570 МВ×А. Таким образом можно заключить, что в нормальном режиме летом трансформаторы не будут испытывать перегрузок. В случае же аварийного

отключения одного из трансформаторов оставшийся в работе трансформатор будет работать со следующими коэффициентами загрузки (рис.2.10,а):

К1 = 7,0910 = 0,709 ; К2 = 11,13810 =1,114.

В П.9 указывается допустимая аварийная перегрузка для заданных условий эксплуатации трансформаторов, которая для летней температуры плюс 10 °С и длительности перегрузки 6 часов составляет 1,5. Это означает,

что с указанной перегрузкой трансформатор можно эксплуатировать в течение 5 суток, а этого времени по условию задания достаточно для замены вышедшего из строя трансформатора или осуществления его ремонта.

Поэтому можно сделать вывод о допустимости установки на рассматриваемой подстанции двух трехобмоточных трансформаторов типа ТДТН-10000/110/35/10, снабженных устройством регулирования напряжения под нагрузкой.

2.7. Схемы электрических соединений подстанций

Нормы технологического проектирования указывают на необходимость применения типовых схем электрических соединений РУ всех напряжений. Нетиповые схемы могут применяться только при выполнении обосновывающих технико-экономических расчетов.

Необходимо отметить, что существует большое разнообразие схем РУ, особенно повышенных напряжений. Выбор наилучшего решения возможен только на основе технико-экономического анализа вариантов.

Схемы однотрансформаторных подстанций

Схемы РУ ВН. Для однотрансформаторных тупиковых подстанций с ВН 35-330 кВ рекомендуется применять схему “линия – трансформатор” без коммутационной аппаратуры на стороне ВН (рис. 2.10 а). Такое решение возможно, если релейная защита (РЗ) линии на стороне ВН охватывает

понижающий трансформатор или если при отказе трансформатора на выключатель линии со стороны питания передается отключающий сигнал по специальным каналам связи. В том случае, когда предусмотрен кабельный ввод в трансформатор, допускается не устанавливать и разъединитель.

а)

б)

в)

г)

д)

W

W

W

W

W

Т

Т

T

T

T

Рис. 2.10. Схемы РУ ВН однотрансформаторных подстанций

Для тупиковых подстанций с ВН 35 кВ рекомендуется схема “линия – трансформатор” с установкой разъединителя и предохранителя (рис. 2.10 б).

В этом случае предохранитель должен обеспечивать надежную защиту трансформатора и селективность с защитой линии на стороне НН. Если указанные условия не выполняются, применяют схемы с отделителем (рис. 2.10 в, д). При наличии обоснований допускается применение выключателя вместо отделителя (рис. 2.10 г). Указанные схемы могут применяться и для однотрансформаторных тупиковых подстанций с ВН 110 кВ, однако для трансформаторов с ВН 110 кВ, нейтраль которых в процессе эксплуатации может быть разземлена, установка предохранителей недопустима.

Схемы РУ НН. Для однотрансформаторных подстанций в качестве таковой применяется схема с одной системой сборных шин (рис. 2.11).