Проверка выбора числа и мощности трансформаторов

Трансформаторы относятся к основному оборудованию подстанции и правильный технически и экономически обоснованный выбор их типа, числа и мощности необходим для рационального электроснабжения потребителей электрической энергией.

Выбор трансформаторов заключается в определении их числа, типа и номинальной мощности. К основным параметрам трансформатора относятся номинальные мощность, напряжение, ток; напряжение короткого замыкания; ток холостого хода; потери холостого хода и короткого замыкания.

На подстанции "Южная" в настоящее время принято решение об установке двух трансформаторов одинаковой мощности по простой, надежной и экономичной схеме с отделителями и короткозамыкателями на стороне высшего напряжения без выключателей на это напряжение. При этом простыми конструктивными решениями можно учесть возможное развитие с сохранением схемы и установкой трансформаторов большей мощности.

Перед началом расчета требуется определить категорию электроприемников, получающих питание от подстанции. Подстанция «Южная» осуществляет электроснабжение приемников первой и второй категории, перебои в электроснабжении которых недопустимо. В связи с этим при выборе типа и числа трансформаторов необходимо учитывать надежность электроснабжения и возможность резервирования. Надежность электроснабжения обеспечивается за счет установки на подстанции двух трансформаторов. Следует добиваться как экономически целесообразного режима работы, так и соответствующего резервирования питания приемников при отключении одного из трансформаторов, причем нагрузка трансформатора в нормальных условиях не должна (по нагреву) вызывать естественного сокращения срока его службы. Поэтому на подстанции "Южная" применена, схема двухтрансформаторной подстанции. Установлены два трансформатора с РПН типа ТДТН 40000/110. Этот трансформатор имеет регулирование напряжения в нейтрали ±16% (± 9 ступеней) обмотки ВН и дополнительное регулирование с ПБВ на стороне СН ±2´2,5%. Такое решение отвечает требованиям по надежности электроснабжения. Для проверки правильности принятого решения проведем расчет основанный на технико-экономическом сравнении двух вариантов. В качестве альтернативного варианта рассмотрим вариант, где вместо двух трансформаторов установлены четыре трансформатора меньшей мощности.

При возникновении повреждений или выводе одного трансформатора в ремонт, оставшийся должен обеспечивать потребляемую потребителями мощность. Покрытие может осуществляться не только за счет использования номинальной мощности трансформаторов, но и за счет их перегрузочной способности (в целях уменьшения установочной мощности трансформаторов).

При проектировании определение типа и мощности трансформаторов проводится на основе технико-экономических расчетов. Для оценки правильности принятого решения по установке двух трансформаторов типа ТДТН 40000/110 на подстанции "Южная" проведем сравнительный анализ двух вариантов.

Максимальная полная расчетная мощность приемников, запитанных от выбираемых трансформаторов равна 34560 кВ×А. Средняя расчетная полная мощность приемников равна 31154 кВ×А. Среднегодовая температура в Липецке равна 5⁰С. Так как подстанция «Южная» снабжает электроэнергией потребителей первой и второй категории и учитывая необходимость 100%-ного резервирования, номинальная мощность одного трансформатора из двух рассматриваемых равна

кВ×А

Данная номинальная мощность соответствует сегодняшнему распределению мощностей, когда основной потребитель подстанции – Станкостроительный завод работает не на полную мощность. В действительности подстанция «Южная» рассчитана на передачу большей мощности. Выбор типа, мощности и числа трансформаторов проведем по сегодняшним расчетным данным.

Сравним два варианта установки двух трансформаторов или четырех трансформатора. Из справочника [3] выбираем два трехфазных трансформатора типа ТДТН-40000/110 и четыре трехфазных трансформаторов ТДНТ – 25000/110. Паспортные данные представлены в табл. 1.3,1.4.

Таблица 1.3

Паспортные данные первого варианта трансформатора

Тип трансформатора	Uвн, кВ	Uсн, кВ	Uсн, кВ	n, шт.	DРхх, кВт	DРкз, кВт	Iхх, %	Uкз, %	Цена, р.
ТДТН– 40000/110			6,6				0,9	10,5

Таблица 1.4

Паспортные данные второго варианта трансформатора

Тип трансформатора	Uвн, кВ	Uсн, кВ	Uсн, кВ	n, шт.	DРхх, кВт	DРкз, кВт	Iхх, %	Uкз, %	Цена, р.
ТДТН– 25000/110			6,6					10,5

Мощность трансформаторов необходимо определять с учетом его перегрузочной способности. Систематическая перегрузочная способность можно характеризовать коэффициентом заполнения графика рис.1.2.

Допустимая перегрузка трансформатора в часы максимума равна

кВ×А (3.3)

кВ×А (3.4)

Тогда коэффициент загрузки определяется

Определяем коэффициент допустимой перегрузки м_л трансформатора зимой

м_л1 = 1 – к_з.т.1. = 1 – 0,43 = 0,57

м_л2 = 1 – к_з.т.2. = 1 – 0,35 = 0,65

Перегрузка не должна превышать 15%, поэтому примем м_л= 0,15. Суммарный коэффициент кратности допустимой перегрузки равен

;

.

Допустимая перегрузка на трансформаторы с учетом допустимой систематической перегрузки в номинальном режиме равна

кВ×А;

кВ×А

Из приведенного расчета можно сделать вывод о том, что оба варианта удовлетворяют поставленным условиям. Окончательный вывод по выбору типа трансформатора следует сделать после проведения экономического расчета, представленного в главе 5.

Сравнивая полученные данные можно сделать вывод, что оба варианта обеспечивают требуемой мощностью потребителей, оба варианта обеспечивают требуемую надежность в соответствии с категорией потребителей электрической энергии. Установка трансформаторов по второму варианту обеспечит большую мощность. Но в нашем случае это не является необходимым, так как подстанции работает с существенной недогрузкой. Установка четырех трансформаторов приведет к усложнению схемы, увеличится число коммутационных аппаратов, что приведет к увеличению капитальных вложений и эксплуатационных расходов. Первый вариант является более рациональным по экономическим показателям. Расчет показал, обоснованность использования двух трансформатора ТДТН-40000/110, вместо четырех трансформаторов ТДТН–25000/110.

1.4. Анализ схемного решения подстанции "Южная"

Главная схема электрических соединений подстанции — это совокупность основного электрооборудования (трансформаторы, линии), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними соединениями.

Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электрической части подстанции, так как он определяет полный состав элементов и связей между ними. Выбранная главная схема является исходной при составлении принципиальной схемы электрических соединений, схем собственных нужд, схем вторичных соединений, монтажных схем и так далее. Принципиальная схема подстанции 110/6/10 кВ «Южная» представлена на рис. 1.3.

При выборе схемы электроустановок должны учитываться различные факторы: значение и роль подстанции для энергосистемы; положение подстанции в энергосистеме, схемы и напряжения прилегающих сетей; категория потребителей по степени надежности электроснабжения; перспектива расширения подстанции и прилегающего участка сети. Из всего комплекса условий, влияющих на выбор главной схемы подстанции, можно выделить основные требования:

- надежность электроснабжения потребителей;

- приспособленность к проведению ремонтных работ;

Рис. 1.3. Принципиальная схема подстанции 110/10/6 кВ «Южная».

- оперативная гибкость электрической схемы;

- экономическая целесообразность.

Подстанция «Южная» получает питание по линии 110 кВ, присоединяется к двухцепному ответвлению от линии 110 кВ Правобережная – Бугор. На подстанции осуществляется понижение напряжения от 110 кВ до 10 и 6 кВ. Электроэнергия поступает на открытое распределительное устройство 110 кВ по двухцепной воздушной ЛЭП, затем трансформируется и распределяется между потребителями в закрытом распределительном устройстве 6,10 кВ. На подстанции «Южная» применена широко используемая сегодня для тупиковых подстанций упрощенная схема с отделителями и короткозамыкателями со стороны высшего напряжения. Отказ от установки выключателя (маслянного или воздушного) дает экономию капитальных и эксплуатационных затрат, сокращает сроки сооружения, сокращается численность персонала по ремонту и эксплуатации.

Вместо выключателя на стороне высшего напряжения установлен короткозамыкактели и отделители, и отключение питающей лини происходит посредством срабатывания головного выключателя. В случае возникновения повреждения на трансформаторе или шинах подстанции устройства релейной защиты трансформатора дает сигнал короткозамыкателю. Он создает искусственное короткое замыкание в линии. Линия отключается линейной защитой. После этого в бестоковую паузу отключается отделитель поврежденного трансформатора и АПВ снова включает линию. Перемычка на стороне высшего напряжения увеличивает маневренность тупиковой подстанции.

При эксплуатации упрощенных подстанций выявились существенные недостатки в работе ОД и короткозамыкателя открытого исполнения. Время срабатывания этих аппаратов велико, что затрудняет автоматическое повторное включение (АПВ) головного выключателя и вызывает развитие возникшего в трансформаторе повреждения. Кроме того, включение короткозамыкателя вызывает резкое снижение напряжения в электрической сети. Применение телеотключающего импульса позволяет избежать снижения напряжения, вызываемого включением короткозамыкателя. В настоящее время ОД и короткозамыкатели модернизируют, помещая контакты в закрытую оболочку заполненную элегазом.

Подстанция «Южная» имеет две секции шин по 6 кВ и две секции шин по 10 кВ. Из ЗРУ по кабельным линиям 6 и 10 кВ электрическая энергия передается потребителям. Для распределения энергии по кабельным линиям 6 и 10 кВ используется радиальная схема. Радиальная схема выбрана по ряду причин: потребители электроэнергии размещены в разных направлениях от подстанции; радиальная схема более надежна по сравнению с магистральной схемой; в данной схеме электрическая энергия передается прямо к приемникам, без ответвлений на пути для питания других потребителей.

Каждый из двух трансформаторов питает свои секции шины 6 и 10 кВ с одним выключателем на цепь. Шины соединены секционным выключателем. Эта схема выбрана из-за того, что к шинам присоединено большое количество приемников, а также учитывается необходимость сто процентного резервирования. Обе системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений. В нормальном режиме работы секционный выключатель отключен и каждый трансформатор питает свою секцию шин. При выходе из строя одного из трансформаторов, он отключается, срабатывает секционный выключатель и питание всех потребителей производится через второй трансформатор. Такое распределение присоединений увеличивает надежность схемы. Однако эта схема имеет свои недостатки. Так повреждение шиносоединительного выключателя равноценно короткому замыканию на обеих системах шин, то есть приводит к отключению всех присоединений.

Дата добавления: 2015-04-30