(7)

Для сетевых подстанций, где в аварийном режиме до 25% потребителей из числа малоответственных может быть отключено kI-II обычно принимается равным 0,75……0,85 (единице он равен, когда все потребители относятся к первой категории) [4, с. 28].

Рекомендуется широкое применение складского и передвижного резерва трансформаторов, причем при аварийных режимах допускается перегрузка трансформаторов на 40% во время максимума общей суточной нагрузки продолжительностью не более 6 ч. в течение не более 5 сут. При этом коэффициент заполнения суточного графика нагрузки трансформаторов kн в условиях его перегрузки должен быть не более 0,75, а коэффициент начальной нагрузки k и.н. – не более 0,93.

Коэффициент заполнения графика нагрузки определяется следующим отношением:

   (8)

где W – электропотребление (площадь под кривой нагрузки); Т – полное время по оси абсцисс.

Необходимо учитывать, что kн – такой коэффициент заполнения, который имеет наибольшее значение во время аварийных режимов в течение пяти суток подряд.

Так как kI-II<1, а kпер>1, то их отношение k = kI-II /kпер, всегда меньше единицы, и характеризует собой резервную мощность трансформатора, заложенную при выборе его номинальной мощности. Чем данной отношение меньше, тем меньше будет резерв установленной мощности трансформатора и тем более эффективным будет использование трансформаторной мощности с учетом перегрузки.

Завышение коэффициента k приводит к завышению суммарной установленной мощности трансформаторов на подстанции. Уменьшение коэффициентов возможно лишь до такого значения, которое с учетом перегрузочной способности трансформатора и возможности отключения неответственных потребителей позволяет покрыть основную нагрузку одним оставшимся в работе трансформатором при аварийном выходе из строя второго.

Таким образом, установленная мощность трансформатора на подстанции:

   (9)

В настоящее время существует практика выбора номинальной мощности трансформатора для двухтрансформаторной подстанции с учетом значения k = 0,7, то есть с учетом условия:

   (10)

Формально эта формула выглядит ошибочной: Действительно, единицы измерения активной мощности – Вт, а полной (кажущейся) - В∙А. Есть различия и в физической интерпретации S и P. Но следует всегда полагать, что осуществляется компенсация реактивной мощности на шинах подстанций 5УР и 3УР и что коэффициент мощности cos φ находиться на уровне 0,92…..0,95 (tg на уровне 0,42….0,33). Такая ошибка, связанная с упрщением формулы (9) до (10), не превосходит инженерную ошибку 10%, которая включает в себя и приблизительность значения 0,7, и ошибку определения фиксированного Pmax. Становиться объяснимым формула (1), где активная и полная мощность не различаются.

Таким образом, суммарная установленная мощность двухтрансформаторной подстанции:

   (11)

При значении k = 0,7 в аварийном режиме обеспечивается сохранение около 98% Pmax без отключения неответственных потребителей. Однако, учитывая высокую надежность трансформаторов, можно считать вполне допустимым отключение в редких, аварийных режимах какой – то части неответственных потребителей.

Условие покрытия расчетной нагрузки в случае аварийного выхода из строя одного трансформатора с учетом использования резервной мощности Sрез. сетей низкого и среднего напряжений определяется выражением:

   (12)

При аварии одного из двух или более параллельно работающих на подстанции трансформаторов, оставшиеся в работе принимают на себя его нагрузку. Эти аварийные перегрузки не зависят от предшествующего режима работы трансформатора, являются кратковременными и используются для прохождения минимума нагрузки.

III. Трансформаторы главных понижающих подстанций

Проектирование подстанций с высшим напряжением 35….330 кВ, к которым относятся главные понижающие подстанции (ГПП), подстанции глубокого ввода, опорные, осуществляется на основе технических условий, определяемыми схемами развития энергосистемы (возможностями источников питания) и электрических сетей района, а также схемами внешнего энергоснабжения предприятия, то есть присоединения к подстанциям энергосистемы или ВЛ, схемами организации их ремонта и применением систем автоматики и релейной защиты [1, с. 20]

Рис.2 Схема присоединения потребителей к подстанциям энергосистемы -а…..г соответственно с одной, двумя, тремя, четырьмя системами сборных шин; д – с двойной системой шин.

На рис. 2 приведены схемы присоединения потребителей к подстанциям энергосистемы, которая все оперативные переключения производит выключателем Q. Самая простая схема показана на рисунке а, обычная на рисунке – б, редкая на рисунке г. Наиболее распространенная на ответственных районных подстанциях схема с двойной секционированной и обходной системами шин, что обеспечивает высокую надежность и маневренность управления с помощью выключателя QI.

Рис. 3 Варианты схем присоединения подстанция 5УР…… 3УР к воздушной линии.

Варианты схем присоединения подстанций 5УР5УР…… 3УР к воздушной линии отражены на рис. 3

В качестве необходимых данных при выборе трансформаторов ГПП необходимо знать:

- район размещения подстанции и загрязненность атмосферы;

- значения и рост нагрузки по годам с указанием ее распределения по напряжениям;

- значение питающего напряжения;

- уровни и пределы регулирования напряжения на шинах подстанции, необходимость дополнительных регулирующих устройств;

- режимы заземления нейтралей трансформаторов, значение емкостных токов в сетях на 10; 6 кВ;

- расчетные значения токов короткого замыкания;

-требующуюся надежность и технологические особенности потребителей и отдельных электроприемников [1, с. 20].

Выбор трансформаторов выполняется на расчетный период (пять лет с момента предполагаемого срока ввода трансформатора в эксплуатацию). Дальнейшее расширение подстанции, включая резерв территории, производиться с учетом возможности ее развития в последующие пять лет. Площадка подстанции должна размещаться вблизи центра электрических нагрузок, автомобильных дорог (для трансформаторов, мощностью 10МВ∙А и выше) и существующих инженерных сетей. Учитывается также и наличие железнодорожных путей промышленных предприятий.

На подстанциях устанавливается, как правило, не более двух трансформаторов. Большее их число допускается устанавливать на основе соответствующих технико – экономических расчетов и в тех случаях, когда на подстанциях требуются два средних напряжения, а по соотношению нагрузок, например 6 и 10 кВ, 10 и 3 кВ, не удается подобрать трансформатор с расщепленными обмотками.

При наличии крупных усредненных нагрузок и необходимости выделения питания ударных, резкопеременных и других специальных электрических нагрузок для производств, цехов и предприятий, преимущественно с электроприемниками I категории и особой группы I категории возможно применение трех и более трансформаторов с проведением соответствующего технико – экономического обоснования. В первый период эксплуатации при постепенном росте нагрузки подстанций допускается установка одного трансформатора при условии обеспечения резервирования питания потребителей по сетям среднего и низкого напряжений[1, с. 24].

Мощность трансформаторов выбирается таковой, чтобы при отключении наиболее мощного из них, оставшиеся в работе обеспечивали бы питание нагрузки во время ремонта или замены этого трансформатора с учетом допустимой перегрузки оставшихся в работе и резерва по сетям низкого и среднего напряжений. При установке двух трансформаторов и отсутствии резервирования по сетям среднего и низкого напряжений мощность каждого из них выбирается с учетом загрузки трансформатора не более чем 70% от суммарной максимальной нагрузки подстанции на расчетный период. При росте нагрузки сверх расчетного уровня увеличение мощности подстанции производиться, как правило, путем замены трансформаторов более мощными.

Трансформаторы должны быть оборудованы устройством регулирования напряжения под нагрузкой. При отсутствии трансформаторов с устройством регулирования напряжения под нагрузкой допускается использование регулировочных трансформаторов

Предохранители на стороне высокого напряжения подстанций 35; 110кВ с двухобмоточными трансформаторами могут применяться при условии обеспечения селективности предохранителей и релейной защиты линий высокого и низкого напряжений, а также надежной защиты трансформаторов с учетом режима заземлений нейтрали и класса ее изоляции. Для трансформаторов высшим напряжением 110 кВ, нейтраль, которых в процессе эксплуатации может быть разземлена, установка предохранителей недопустима. Определители на стороне высшего напряжения могут применяться как с короткозамыкателями, так и с передачей отключающего сигнала. Применение передачи отключающего сигнала должно быть обосновано (удаленностью от питающей подстанции, мощностью трансформатора, ответственностью линии, характером потребителя). При передаче отключающего импульса по высокочастотным каналам (кабелям связи) необходимо выполнять резервирование по другому высокочастотному каналу (кабелю связи) или с помощью короткозамыкателя.

Распределительные устройства на 6; 10 кВ на двухтрансформаторных подстанциях выполняются, как правило, с одной секционированной или двумя одиночными секционированными выключателями системами сборных шин с отходящими линиями. На однотрансформаторных подстанциях РУ выполняются, как правило, с одной секцией. На стороне напряжений 6; 10кВ подстанций должна быть предусмотриваться раздельная работа трансформаторов.

При необходимости ограничения токов короткого замыкания (КЗ) на стороне напряжений 6; 10 кВ могут предусматриваться:

- применение трехобмоточных трансформаторов с максимальным сопротивлением между обмотками высшего и низшего напряжений и двухобмоточных трансформаторов с повышенным сопротивлением;

- применение трансформаторов с расщепленными обмотками на 6;10 кВ;

- применение токоограничивающих реакторов в цепях вводов трансформаторов на цепях вводов от трансформаторов [1, с. 26].

Выбор варианта ограничения токов КЗ следует обосновать технико – экономическим сравнением. Степень ограничения токов КЗ распределительных устройств на 6; 10 кВ определяется с учетом применения наиболее легкой аппаратуры, кабелей, проводников и допустимых колебаний напряжения при резкопеременных и толчковых нагрузках.

При необходимости компенсации емкостных токов в сетях на 35, 10,

6 кВ на подстанциях должны устанавливаться заземляющие реакторы. При напряжении на 6; 10 кВ заземляющие реакторы подключаются к сборным шинам через выключатели и отдельные трансформаторы. Не допускается подключение к трансформаторам для собственных нужд, присоединенным к трансформаторам подстанций до ввода на шины низшего напряжения, а также трансформаторам, защищенным плавкими предохранителями.

В закрытых распределительных устройствах на все напряжения должны устанавливаться воздушные, малообъемные масляные или элегазовые выключатели. Баковые выключатели устанавливаются, когда отсутствуют малообъемные выключатели с соответствующим током отключения. Могут применяться и другие типы выключателей после начала их серийного производства. В открытых распределительных устройствах на 330 кВ и выше должны устанавливаться воздушные выключатели.

При выборе аппаратов и ошиновки по номинальному току оборудования (синхронных компенсаторов, реакторов, трансформаторов), необходимо учитывать нормальные эксплутационные, послеаварийные и ремонтные режимы, а также перегрузочную способность оборудования. Аппаратура и ошиновка в цепи трансформатора должны выбираться, как правило, с учетом установки в перспективе трансформаторов следующего габарита.

Выбор местоположения, типа, мощности и других параметров ГПП в основном обуславливаются значениями и характером электрических нагрузок и размещением их на генплане, а также производственными, архитектурно – строительными и эксплуатационными требованиями. Важно, чтобы ГПП располагалась возможно ближе к центру питаемых мим нагрузок, что сокращает протяженность питающих и распределительных сетей электроснабжения предприятия, а, следовательно, их стоимость и потери в них. Намеченное месторасположение уточняется по условиям планировки предприятия, ориентировочным габаритным размерам и типу подстанции (отдельно стоящая, пристроенная, внутренняя, закрытая, комплектная) и возможности подвода высоковольтных линий от энергосистемы (место ввода ЛЭП) к ГПП.

Допускается смещение подстанции на некоторое расстояние от геометрического центра питаемых ею нагрузок в сторону подвода линии от энергосистемы.

ГПП выполняется двухтрансформаторной. Мощность трансформаторов определяется активной нагрузкой предприятия и реактивной мощностью, передаваемой от системы в период максимума нагрузок. Мощность трансформатора выбирается такой, чтобы при выходе из работы одного трансформатора второй воспринял бы основную нагрузку подстанции с учетом допускаемой перегрузки в послеаварийном режиме и возможного временного отключения потребителей третьей категории. В соответствии с существующей практикой проектирования мощность трансформаторов на понижающих подстанциях рекомендуется выбирать из условия допустимой их перегрузки в послеаварийных режимах до 60….70% (на время максимума суточной нагрузки, продолжительностью не более 6 ч. в течение не более 5 сут.):

   (13)

Масляные трансформаторы в большинстве случаев устанавливаются открыто, а РУ на 10 кВ – внутри помещения или пристраиваются к цеху

(хотя в последнее время наметилась тенденция закрытой установки трансформаторов).

При разработке схем коммутации ГПП предприятий средней мощности следует стремиться к их максимальному упрощению и применению минимума коммутационных аппаратов. Линии и трансформаторы, как правило, работают раздельно. На высшем напряжении ГПП рекомендуется следующая схема: мостик с выключателем в перемычке и выключателями в цепи ВЛ.

На вторичном напряжении ГПП применяется лишь одна система шин, секционированная выключателем, который в большинстве случаев оборудуется устройством автоматического включения резерва (АВР).

Большинство подстанций промышленных предприятий выполняется без сборных шин на стороне первичного напряжения по блочному принципу, реализуемому в виде схем:

- линия – трансформатор;

- линия – трансформатор – токопровод (магистраль).

Блочные схемы просты и экономичны. Установка их на подстанция промышленных предприятий, как правило, двух трансформаторов удовлетворяет по надежности электроснабжение потребителем I категории.

Рис. 4 Безмостиковые схемы блочных ГПП

На рис. 4 показаны схемы блочных ГПП, выполненных без перемычки (мостика) между питающими линиями 35; 110; 220; 330кВ, с двухобмоточными трансформаторами. При конкретном проектировании могут применяться трансформаторы с расщепленными обмотками, трехобмоточные и др. При напряжении 110 кВ в нейтрали трансформаторов устанавливается заземляющий разъединитель – разрядник, при 220 кВ нейтраль заземляется наглухо. При необходимости высокочастотной связи на вводах ВЛ устанавливается аппаратура высокочастотной (ВЧ) обработки линии.

Схема соединений распределительных устройств ГПП со стороны высокого напряжения определяется скорее внешними требованиями субъекта электроэнергетики и реальными сетями энергосистемы, чем мощностью трансформатора. Однако возможность переключений предопределяет предпочтительность различных режимов работы трансформатора, в том числе и аварийного, влияя тем самым на выбор его мощности.

Заключение

Таким образом, подводя итог всему вышесказанному, необходимо сделать ряд следующих выводов.

Силовые трансформаторы являются основой системы электроснабжения крупных предприятий, имеющих в своем составе главные понижающие подстанции – ГПП (5УР), в средних предприятиях, имеющих распределительные подстанции – РП на 6;10 кВ (4УР) с разветвленными высоковольтными сетями и несколькими трансформаторными подстанциями ТП на 6;10 кВ(3УР). Производственная деятельность малых предприятий, как правило, имеющих в своем составе одну – две ТП на 6;10/0,4КВ, во многом зависит от надежной работы силовых трансформаторов [щитов и шкафов, распределительных пунктов РП на 0,4кВ (2УР)]. В реальных условиях каждый из шести уровней системы электроснабжения может быть границей раздела предприятие – энергосистема, решения по которой юридически согласовываются между энергоснабжающими организациями и потребителем (абонентом) [1, с. 10].

Выбор трансформаторов заключается в определении их требуемого числа, типа, номинальных напряжений и мощности, а также группы и схемы соединения обмоток.

Цеховые трансформаторные подстанции (ТП) в настоящее время часто выполняются комплектными (КТП), и во всех случаях, когда этому не препятствуют условия окружающей среды и обслуживания, устанавливаются открыто.

Правильное определение числа и мощности цеховых трансформаторов возможно только с учетом следующих факторов: категории надежности электроснабжения потребителей; компенсации реактивных нагрузок на напряжении до 1 кВ; перегрузочной способности трансформаторов в нормальном и аварийном режимах; шага стандартных мощностей; экономичных режимов работы трансформаторов в зависимости от графика.

Список используемой литературы

1.     Быстрицкий, Г.Ф., Кудрин, Б.И. Выбор и эксплуатация силовых трансформаторов/Г.Ф. Быстрицкий, Б.И. Кудрин.- М.: Техническая литература, 2003.- 176с.

2.     Кацман, М.М. Электрические машины/М.М. Кацман.- М.: Высшая школа, 2004.- 464с.

3.     Могузов, В.Ф. Обслуживание силовых трансформаторов/В. Ф. Могузов.- М.: Энергоиздат, 1991.-192с.

4.     Перемутер, Н.М., Электромонтер – обмотчик и изолировщик по ремонту электрических машин и трансформаторов: Учебник/Н.М. Перельмутер.- М.: Высшая школа, 1984.- 328с.

5.     Силовые трансформаторы. Справочная книга/Под ред. С.П. Лизунова, А.К. Лоханина.- М.: Энергоиздат, 2004.-616с.

6.     Соколова, Е.М. Электрическое и электромагнитное оборудование. Общепромышленные механизмы и бытовая техника/Е.М. Соколова.- М.: Академия, 2006.- 224с.

7.     Хренников, А Силовые трансформаторы. Проблема электродинамической стабильности/А. Хренников//Новости электротехники.- 2008.- №6.- с. 14-18.

8.     Щеховцов, В.П., Электрическое и электромеханическое оборудование/В.П. Шеховцов.- М.: Издательство «Профессиональное образование», 2004.- 407с.

Страницы: 1, 2