Реконструкция подстанции 'Сорокино' 110/10/10
Введение
Целью данного диплома - создание проекта реконструкции
подстанции «Сорокино» на основе прогрессивных технических решений.
Необходимость реконструкции подстанции вызвана физически и
морально устаревшим парком оборудования, при эксплуатации которого растет день
ото дня риск аварий на подстанции, а значит и нарушения снабжения ее
потребителей, среди которых есть и потребители І категории.
При проектировании реконструкции подстанций руководствовался
действующими нормативными документами, указанными в приложении №2 в «Нормах
технологического проектирования подстанций переменного тока 35-750 кВ (далее -
НТП ПС)» как и самими «НТП ПС». Также использовались такие нормативные
источники как Концепция технической политики ОАО «МОЭСК» (от приказа ОАО РАО
«ЕЭС России» с 12.11.04 г. №660) и Техническая политика ОАО «МРСК Центра» (от
приказа ОАО «ФСК ЕЭС» от 26.10.2006 г. №270 р/293 р). Все вышеперечисленные
документы созданы в соответствии и утверждены компанией ОАО «ФСК ЕЭС».
При проектировании подстанции (далее - ПС) должно быть
обеспечено: 1. Надежное и качественное электроснабжение потребителей. 2.
Внедрение передовых проектных решений, обеспечивающих соответствие всего
комплекса показателей подстанций современному мировому техническому уровню. 3.
Высокий уровень технологических процессов и качества строительных и монтажных
работ. 4. Экономическая эффективность, обусловленная оптимальным объемом
привлекаемых инвестиций и ресурсов, используемой земли и снижением
эксплуатационных затрат. 5. Соблюдение требований экологической безопасности и
охраны окружающей среды. 6. Ремонтопригодность применяемого оборудования и
конструкций. 7. Передовые методы эксплуатации, безопасные и удобные условия
труда эксплуатационного персонала.
Проект ПС выполняется на расчетный период (5 лет после ввода
в эксплуатацию) с учетом перспективы ее развития на последующие не менее 5 лет.
Основные требования к ПС нового поколения: 1. Компактность,
комплектность и высокая степень заводской готовности. 2. Надежность работы ПС
посредством применения электрооборудования современного технического уровня. 3.
Удобство проведения осмотра, технического обслуживания и ремонта; 4.
Безопасность эксплуатации и обслуживания. 5. Создание ПС без обслуживающего
персонала с дистанционным управлением. 6. Комплексная автоматизация,
обеспечивающая создание интегрированной системы управления технологическими
процессами с подсистемами релейной защиты и автоматики, коммерческого учета
электроэнергии, мониторинга состояния оборудования, диагностики и управления
оборудованием. 7. Обеспечение резервируемыми цифровыми каналами связи для
передачи сигналов управления и информации о состоянии электрооборудования на
диспетчерский пункт, в том числе, диспетчерскими голосовыми каналами. 8.
Экологическая безопасность.
Устанавливаемый комплекс оборудования и устройств
на ПС: -
Силовое высоковольтное оборудование. - Устройства Релейной защиты и автоматики
(РЗиА). - Устройства Противоаварийной автоматики (ПА). - Устройства
Автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП). -
Устройства автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ). - Устройства системы диспетчерского и
технологического управления (АСДТУ). - Устройства системы диагностики и
программно-технические комплексы обеспечение систем автоматической системы
технического учета (АСТУ). Весь выше перечисленный комплекс оборудования и
устройств должен быть аттестован в установленном ОАО «ФСК ЕЭС» порядке.
Срок службы оборудования, применяемого при новом строительстве
и реконструкции подстанций, должен быть не менее 25 лет (силовых
трансформаторов не менее 30 лет, аккумуляторов не менее 20 лет).
Технические требования при строительстве или
реконструкции ПС.
РУ 35-220 кВ:
1. Применение закрытых РУ 35-220 кВ, в том числе, модульного
контейнерного исполнения, а так же КРУЭ 110-220 кВ в крупных городах или
стесненных условиях. Открытое исполнение РУ применять в остальных случаях. 2. В
целях сокращения площадей ПС отдать предпочтение жесткой ошиновке. Применение гибкой
ошиновки разрешаеться. 3. Самодиагностика и прогрессивные технологии
обслуживания основного электрооборудования;
. Электрическая схема РУ должна соответствовать [4].
5. Компоновка ОРУ должна предусматривать возможность перехода к более
сложной схеме (при наличии перспективы расширения ПС).
Запрещаются: Схемы первичных соединений ПС 35-220 кВ с
отделителями и короткозамыкателями, а также с беспортальным приемом ВЛ.
РУ 6-10 кВ:
1. Закрытое исполнение, в том числе, с ячейками модульного
типа на базе вакуумных выключателей.
. Использование сухих трансформаторов собственных нужд.
. Гибкая архитектура ячейки с компактной и безопасной
компоновкой функциональных элементов устройства.
. Для защиты от коротких замыканий внутри шкафов КРУ должны
быть предусмотрены как релейная (логическая), так и клапанная дуговые защиты, в
случае недостаточной чувствительности одной из применяемых дуговых защит
применяются другие типы защит (фототиристорная, с применением световодов,
оптическая и т.п.).
. Оснащение устройствами РЗиА, аппаратами телеуправления,
телесигнализации и приборами для определения наличия мест междуфазных
однофазных замыканий на землю в линии 6-10 кВ, установленными вне ячеек РУ
(отдельная панель (набор панелей) устройств РЗиА, вынесенная в отдельное помещение
или на противоположную сторону РУ), с единым микропроцессорным модулем
управления, контролирующим работу устройств РЗА на всех присоединениях.
. Схема РУ 6-20 кВ не должны предусматривать наличие более
двух секций.
Обязательное к применению силовое высоковольтное
оборудование ПС:
. Силовые трансформаторы 35-220 кВ:
- Применение встроенной системы непрерывного мониторинга
состояния без вывода в ремонт трансформатора.
Применение высоковольтных вводов с твердой изоляцией (RIP). -
Оснащение РПН и ее микропроцессорными блоками управления.
Оснащение АРНТ (автоматическими регуляторами напряжения).
2. Выключатели 110 кВ и выше:
- В климатических зонах с минимумом температур ниже (- 45)0С
должны использоваться элегазовые баковые выключатели с подогревом. В остальных
случаях - элегазовые колонковые выключатели. - При наличии потребителей І
категории ПС применять для элегазовых выключателей пружинный привод и
электродвигатель постоянного тока.
3. Разъединители 110 кВ и выше:
- Применять разъединители горизонтального - поворотного типа
с электроприводом рабочих и заземляющих ножей с наличием защитной блокировки
между ними.
Комплектование высокопрочными фарфоровыми или полимерными
опорными изоляторами.
Применение стойкого антикоррозионного покрытия стальных
деталей на основе горячей или холодной оцинковки.
Запрещаются: Разъединители типа РЛНД на всех уровнях
напряжения.
4. Выключатели 6-10 кВ:
- Использовать на всех уровнях РУ 6-10 кВ выключатели одного
производителя с линейкой параметров до IНОМ = 3150 А. - Совместимость
с микропроцессорными устройствами РЗиА различных производителей. Не
рекомендуются к применению: Электромагнитные, пневматические и
гидравлические приводы для высоковольтных выключателей. Запрещаются:
Воздушные и масляные выключатели на всех уровнях напряжения.
5.
Измерительные трансформаторы тока (ТТ) и напряжения (ТН):
- Пожаро- и взрывобезопасность.
ТТ должны иметь не менее трех вторичных обмоток. Три обмотки
для защит отходящих линий, а четыре - для защит вводов трансформатора.
Классы точности измерительных обмоток 0,2 и 0,2S для коммерческого учета.
ТТ на напряжениях до 35 кВ (включительно) должны быть литыми.
- Антирезонансные ТН на всех уровнях напряжения РУ.
6. Дугогасящий реактор (ДГР) для компенсации
емкостных токов:
- Масляные или сухие (ПС закрытого типа) только с плавной
регулировкой тока настройки.
Рекомендуется использование комбинированных ДГР с
подключаемым специальным трансформатором (ТДГР) в одном корпусе. - Оснащение
системой автоматической настройки тока компенсации и устройством.
Установка ДГР на каждой секции РУ 6-10 кВ.
За схему соединения обмоток ТДГР принять Y0 /Δ -11.
7. Ограничители перенапряжения (ОПН): - Устанавливать ОПН с
датчиком тока импульсов срабатывания и возможностью измерения токов утечки под
рабочим напряжением в сетях напряжением 35-110 кВ. - Применять ОПН на
основе оксидно-цинковых варисторов, с полимерной изоляцией, взрывобезопасного
исполнения категории А. Запрещаются: Трубчатые и вентильные разрядники
на всех уровнях напряжения.
8. Трансформатор собственных нужд (ТСН): - Использовать сухие ТСН. При
соответствующем обосновании - масляные герметичные ТСН марки ТМГ, ТМГСУ. При
этом вводы трансформаторы не должны быть маслонаполненными. - Наличие
автоматических устройств защиты масла. - Установка ТСН в комплектном виде
двухтрансформаторной ПС (обозначение - 2КТП). - За схему соединения обмоток ТСН
принять . - В РУ 0,4 кВ прокладывать только изолированные проводники, а защиту
обеспечивать автоматическими выключатели. Запрещаются: Мачтовые и КТП
шкафного типа с вертикальной компоновкой оборудования. Масляные трансформаторы
марки ТМ.
Опорно-стержневая изоляция ПС: С целью
предотвращения поломки опорно-стержневых изоляторов (ОСИ) разъединителей и
ошиновки (шинных мостов) устанавливать полимерные изоляторы вместо фарфоровых. Запрещаются:
полимерные изоляторы - серии ЛП и ЛПИС с оболочкой полиолефиновой композиции.
Воздушная линия (ВЛ) 110 кВ и выше для питания ПС: - В качестве провода ВЛ
использовать марку АС или термостойкие провода марок АССС (АССR), AERO-Z. - Создание необслуживаемых воздушных линий путем
применения эффективных систем защиты ВЛ от гололедных и ветровых воздействий,
грозовых перенапряжений, вибрации и пляски проводов (тросов). - Применение
грозозащитных тросов (ГТ) с антикоррозийным покрытием сечением не менее 70 мм2.
- Монтаж волоконно-оптического кабеля (ВОК). Рекомендуется исполнение ОКГТ -
оптический кабель, встроенный в грозозащитный трос.
Кабельные линии (КЛ) от РУ НН ПС: - Прокладывать кабель с изоляцией только
из сшитого полиэтилена (далее - кабель из СПЭ-изоляцией), не распространяющего
горение, низким выделением токсичных газов «Внг-LS». - Экранирование из медных проволок с заземлением с двух сторон.
- Для защиты КЛ, проложенных в земле, от механических повреждений применять
полимерную плиту марок ПКЗ 24х48 и ПКЗ 36х48.
1. Характеристика действующей ПС «Сорокино»
.1 Положение в Единой энергетической системе
Подстанция «Сорокино 110/10/10 кВ была введена в эксплуатацию
в далеком 1968 году. Местоположение подстанции - Юг московской область, г.
Кашира, окраина восточной части города. Начиная с 1 апреля 2005 года,
подстанция находиться в распоряжении сетевой организации ОАО «МОЭСК» и ее
территориального филиала - «Южные электрические сети». Подстанция имеет порядковый
номер №525. ПС «Сорокино» по своему назначению является районной понизительной.
Из рисунка видно, что питание ПС осуществляется двумя
отпайками в виде ВЛ марки АС - 240/39 на напряжении 110 кВ. Отпайки длиной 10
км соединяется с транзитной линией «Каширская ГРЭС - проходная подстанция
«Ожерелье». Таким образом, ПС «Сорокино» является ответвительной.
Схема питания ответвительной ПС «Сорокино»
1.2 Анализ существующей схемы электрических соединений, элементов
подстанции и техническия решения по замене устаревшего оборудования
РУ высшего напряжения 110 кВ выполнено в открытом виде (ОРУ), а РУ
низшего напряжения 10 кВ - в комплектных ячейках (КРУ) в закрытом здании ЗРУ.
Схема соединения ОРУ-110 кВ является нестандартной, то есть не
соответствует [4]. Современный аналог действующей схемы - типовая схема
«110-4Н» (Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны
линии).
Коммутационные аппараты на ОРУ-110 кВ: отделители и
короткозамыкатели. Заменить в ходе реконструкции на элегазовые выключатели и
разъединители горизонтально-поворотного типа с электроприводом. ТТ типа
ТФЗМ-110Б - III заменить на предлагаемые в отдельном разделе диплома
оптоэлектронные комбинированные измерительные трансформаторы (ТТ и ТН в одном
устройстве). Вместо вентильных разрядников типа РВМГ со стороны 110 кВ
установить полимерные ОПН.
Возможен демонтаж проводов питающей ВЛ 110 кВ марки АС 240/39.
Монтаж и установка нового грозозащитного троса со встроенным оптическим кабелем
типа ОКГТ.
На ПС установлены два силовых трансформатора типа
ТРНДЦН-40000/110 с эффективно-заземленной нейтралью. Срок службы истек -
подлежат замене.
Выводы низших обмоток трансформаторов защищаются вентильными
разрядниками РВО-10. Заменить в ходе реконструкции на ОПН-10.
Схема соединения КРУ-10 кВ представляет собой две системы
сборных шин, секционированные выключателями. В нормальном режиме - раздельная
работа двух систем шин. Секционные выключатели с устройством автоматического
ввода резерва (АВР). На ПС установлены ячейки КРУ серии КРУ-2-10.
Коммутационные аппараты ячеек КРУ: маломасляные выключатели ВМПЭ-10/2000
(вводной на секции; секционные) и ВМПЭ-10/630 (отходящие фидера). Измерительные
трансформаторы в ячейках КРУ: ТТ типов ТШЛ-10 (ячейка ввода на секции) и
ТПОЛ-10 (ячейки фидеров). ТН типа НАМИ-10-66 совместно с ОПН-10ф в отдельных
ячейках на всех 4 секциях РУ 10 кВ. Ячейки КРУ-2-10 почти выработали свой срок
службы, поэтому принято решение не просто заменить их начинку (маломасляные
выключатели, блоки РЗиА и т.п.), а приобрести новые КРУ полной заводской
комплектации.
Число установленных ячеек КРУ на подстанции равно - 37:
Количество отходящих линий фидеров - 23. Кол-во ячеек совместных ТН типа НАМИ и
ОПН - 4. Кол-во ячеек вводных выключателей секций - 4. Кол-во ячеек с
секционными выключателями - 2. Кол-во резервных ячеек - 4.
Некоторые кабели отходящих фидеров имеют бумажно-масляную
изоляцию (кабели с б/м изоляцией), поэтому в ходе реконструкции будут заменены
на кабели из СПЭ-изоляцией с некоторым увеличением проводимостей.
Для питания собственных нужд ПС установлены два
трансформатора типа ТСМА-250/10. Соединяются на ответвлении между выводами
низших обмоток силовых трансформаторов и вводными выключателями на шины 10 кВ.
Такое соединение выполнено вследствие применения на ПС переменного оперативного
тока. Сеть собственных нужд имеет напряжение 380/220 В с заземленной нейтралью.
Шины 380/220 В секционированы автоматами с устройством АВР. Сроки служб ТСН
истекли, и они подлежат замене.
.3 Потребители ПС «Сорокино»
. Каширские городские электрические сети (ГорЭС).
. Каширские распределительные электрические сети (РЭС).
. ОАО «Каширский литейный завод - Центролит».
. ОАО» Ожерельевский комбикормовый завод».
Рост нагрузок ПС стабильный, вследствии динамичного развития
городской инфраструктуры, а также увеличения производственных мощностей
подключенных предприятий. Ожидаеться в недалеком будущем и подключение новых
крупных потребителей в виде предприятия компании ООО РП «Новотранс».
.4 Расчетные климатические и геологические
условия района ПС
Расчетные климатические и геологические условия района ПС
Климат
|
умеренный (У)
|
Температура воздуха:
|
|
Среднегодовая
|
(+6)0С
|
Максимальная
|
(+38) 0С
|
Минимальная
|
(-42)0С
|
Степень загрязнения изоляции оборудования
|
II
|
Район по гололеду
|
II (расчетная толщина стенки гололеда 10 мм)
|
Район по ветру
|
I (расчетная скорость ветра 25 м/сек)
|
Район по пляске проводов
|
I (редкая пляска проводов - 1 пляска в 10 лет)
|
Район по грозовой деятельности
|
от 40 до 60 часов
|
2. Выбор числа и мощности трансформаторов
2.1 Построение графика электрических нагрузок ПС
и проверка на устойчивость к систематическим и аварийным перегрузкам
На ПС «Сорокино» установлены два трансформатора типа
ТРНДЦН-40000-110/10. Все потребители ПС - со стороны 10 кВ. Имеются потребители
1 категории. Поэтому в ходе реконструкции будут установлены также два
трансформатора (применение трех и более трансформаторов экономически
неоправданно).
В целях ограничения токов КЗ на низшей стороне, и для более
удобного подключения большего числа потребителей - в ходе реконструкции будут
установлены также трансформаторы с расщеплением низшей обмотки. Применение РПН
- обязательное.
Выбор номинальной мощности трансформаторов начинается с
построения графиков электрических нагрузок трансформатора в зимний и летний
расчетный день. При построении графиков следует учитывать и работу
компенсирующих устройств ПС (синхронные компенсаторы, батареи конденсаторов и
другие ИРМ - источники реактивной мощности). В нашем случае установка ИРМ не
планируется.
Для построения графика нагрузки в расчетный день используют
приборы учета электроэнергии на подстанции, где замеры потребленной активной и
реактивной мощности производятся с периодичностью в один час соответственно ваттметром
и варметром. В полученных значениях присутствует погрешность различных
составляющих: измерительные трансформаторы тока, счетчики, каналы передачи
информации измерений. При реконструкции будет усовершенствование система
коммерческого учета электроэнергии с целью минимизации этих погрешностей.
В таблице 3.1.1 приведены данные суточных ведомостей нагрузок
ПС за расчетные зимний (16.12.10) и летний (17.06.10) дни. Согласно «НТП ПС»
при выборе трансформаторов на сооружаемых ПС следует учитывать тенденцию
развития мощностей нагрузок подстанции на 25% за отрезок в 5-10 лет. Поэтому
исходными для дальнейшего проектирования будут полученные нагрузки с учетом
поправочный коэффициента развития К10 =1,25 в таблице (обозначены
жирным шрифтом).
Данные суточных ведомостей нагрузок ПС за зимний и летний
расчетные дни 2010 года и с учетом коэффициента развития нагрузок в течение
5-10 лет
Время T, часы
|
SΣ.ЗИМА (МВа)
|
К10 SΣ.ЗИМА (МВа)SΣ.ЛЕТО (МВа)К10 SΣ.ЛЕТО (МВа)
|
|
|
0
|
41.665
|
52.08
|
33.33
|
41.6625
|
1
|
42.15
|
52.68
|
33.72
|
42.125
|
2
|
38.694
|
48.36
|
30.95
|
38.68
|
3
|
37.036
|
46.3
|
29.628
|
37
|
4
|
37.52
|
46.9
|
30
|
37.5
|
5
|
38.35
|
47.9
|
30.68
|
38.35
|
6
|
40.981
|
51.2
|
32.78
|
40.975
|
45.401
|
56.7
|
36.32
|
45.4
|
8
|
46.43
|
58
|
37.14
|
46.425
|
9
|
49.964
|
62.4
|
39.97
|
49.963
|
10
|
50.723
|
63.4
|
40.5784
|
50.723
|
11
|
51.207
|
64
|
40.96
|
51.2
|
12
|
48.789
|
61
|
39.03
|
48.787
|
13
|
47.96
|
59.8
|
38.37
|
47.962
|
14
|
51.484
|
64.3
|
41.18
|
51.475
|
15
|
54.562
|
68.2
|
43.65
|
54.562
|
16
|
55.908
|
69.8
|
44.72
|
55.875
|
17
|
53.834
|
67.2
|
43.06
|
53.825
|
18
|
54.937
|
68.6
|
43.95
|
54.937
|
19
|
54.73
|
68.4
|
43.78
|
54.72
|
20
|
53.7
|
67.1
|
42.95
|
53.68
|
21
|
67.5
|
43
|
53.75
|
22
|
50.65
|
63.2
|
40.52
|
50.67
|
23
|
45.816
|
57.2
|
36.65
|
45.812
|
Из таблицы 3.1.1 видно, что расчетный максимум нагрузки за
год приходиться в зимний день в TMAX.Г =16 час и равен SMAX.Г = 69.8 МВа. По формуле
Илларионова проверю целесообразность номинального напряжения питающей сети 110
кВ:
кВ, (3.1.1)
Где L=10 км - длина отпаек в виде питающих ВЛ. PMAX.Г = 0,85· (SMAX.Г =69.8 МВа) = 59,33 МВа - ориентировочная суммарная активная
мощность нагрузки.
По формуле (3.1.1) видно, что самое оптимальное напряжение из
шкалы стандартных значений UОПТИМ.СТАНД
= UНОМ.С = 110 кВ.
Значение допустимой аварийной перегрузки для двухтрансформаторной
ПС равно 40% относительно номинальной мощности трансформатора, поэтому загрузка
каждого из двух трансформаторов в нормальном режиме их раздельной работы
выбирается приблизительно KЗАГР= 0,7 от максимума нагрузки ПС (SMAX.Ч =69.8 МВа).
Проверю на нагрузочную способность трансформаторы с действующей
номинальной мощностью в 40 МВа по условию:
SНОМ.Т ≥
КЗАГР · SMAX.Ч;
(3.1.2)
МВа ≤ 0,7·69,8 МВа=48,86 МВа; (3.1.3)
Условие не выполняется, а значит через 5-10 лет при отказе одного
из двух трансформаторов будет наблюдаться аварийная перегрузка оставшегося в
работе трансформатора более чем 40%, что запрещено [7]. Для дальнейших расчетов
выбираю номинальную мощность трансформаторов на ступень выше, то есть в SНОМ.Т = 63 МВа каждый.
Тогда условие (3.1.2) выполниться: 63 МВа ≥ 0,7·69,8 МВа=48,86
МВа;
Проверка нагрузочной способности при
систематической перегрузки:
При мощности двух трансформаторов в 63 МВа, а значит,
суммарной мощности ПС SΣ.ПС =126 МВа никаких
систематических перегрузок в течение года не будет, так 126 МВа >
SMAX.Г = 69,8 МВа.
Проверка нагрузочной способности при аварийных
перегрузках:
В данном случае в работе находиться один трансформатор
мощностью 63 МВа, который (см. рисунок 3.1.1) в некоторые часы зимнего
расчетного дня будет работать с некоторой перегрузкой, хоть и менее максимально
допустимой в 40%, однако следует проверить будут ли превышать при этом
температуры масла и обмоток допустимые значения, установленные [6]. Для
дальнейшего расчета буду использовать лишь зимний график нагрузок.
Преобразовываю многоступенчатый график зимней нагрузки
(рисунок 3.1.1) в эквивалентный двухступенчатый по износу изоляции. При этом к
первой ступени эквивалентного графика S1.ЭКВ относятся все те ступени нагрузок, когда
загрузка трансформатора KЗАГР£1, а ко второй ступени
эквивалентного графика S2.ЭКВ - ступени нагрузок с KЗАГР>1.
Время аварийной перегрузки будет с 10 до 12 часов и с 14 до
22 часов зимнего дня, однако для упрощения расчетов беру ступень максимальной
перегрузки - с 14 до 22 часов, то есть ровно 8 часов.
МВа; (3.1.4)
МВа; (3.1.5)
Нахожу: K1 - коэффициент начальной нагрузки, К’2
- коэффициент максимальной нагрузки, KMAX - коэффициент максимума
графика нагрузки:
; (3.1.6)
; (3.1.7)
; (3.1.8)
В итоге получаю выражение (0.9 · KMAX < К’2), из
которого следует что расчетный коэффициент перегрузки будет равен К2.РАСЧ =
К’2 = 1,13.
Найду табличное значение допустимый коэффициент аварийной
перегрузки К2.ДОП с исходными параметрами:
. Эквивалентная температура окружающей среды Московской области
υ0=-10°С.
. Ориентировочно выбран трансформатор с системой охлаждения «Д».
3. Время аварийной перегрузки h=8 часов.
. Коэффициент начальной перегрузки К1 = 0,853.
В итоге получаю: К2.ДОП = 1,6.
Условия сравнения К2.РАСЧ и К2.ДОП:
Если К2.РАСЧ £ К2.ДОП, то оставшийся в работе трансформатор
обеспечивает заданную нагрузку, при этом температуры масла и обмоток не
превысят допустимые.
Если К2.РАСЧ > К2.ДОП, то следует выбрать трансформаторы большей
мощности или отключить часть потребителей 3 категории, если они имеются.
В нашем случае К2.РАСЧ =1,13£ К2.ДОП=1, 6, а значит
оставшийся в работе трансформатор обеспечивает заданную нагрузку, при этом
температуры масла и обмоток не превысят допустимые.
Выбираю ориентировочно для дальнейших расчетов трансформатор типа
ТРДН-63000/110/10.
2.2 Расчет температур масла и обмотки трансформатора при
аварийных перегрузках
Для дальнейших расчетов необходима таблица предельных значений температур
масла и обмоток, взятая из [6].
Значения предельно допустимых температур масла и обмоток
трансформатора средней мощности в зависимости от режима перегрузок
|
Режим систематических перегрузок
|
Режим аварийных перегрузок
|
Температура масла в верхних слоях
|
105 0С
|
115 0С
|
Температура наиболее нагретой точки обмотки
|
1400С
|
1400С
|
Расчет температуры масла и обмотки трансформатора при
аварийной перегрузки начинается с определения превышения температуры масла над
температурой окружающей среды в установившемся режиме при загрузке K1 и К’2
по выражению:
, (3.2.1)
Где - номинальное значение превышения
температуры масла над температурой окружающей среды.
=55 0С для системы охлаждения М и Д (наш
рассматриваемый случай).
b = 4.9 - отношение потерь короткого замыкания (245 кВт) к потерям
холостого хода (50 кВт) в выбранном трансформаторе.
X = 0.9 - показатель степени для системы охлаждения М и Д.
В итоге получаю для K1=0.88 и T1=15 часов:
; (3.2.2)
Для К’2=1.066 и T2=9
часов:
; (3.2.3)
Далее рассчитываю превышение температуры масла над температурой
окружающей среды в переходном режиме по выражению:
, (3.2.4)
- установившееся для данной ступени нагрузки превышение
температуры масла над температурой окружающей среды.
Т - расчетный период нагрева.
=3 часа - постоянная времени нагрева трансформатора с системой
охлаждения М и Д.
Расчет для эквивалентной ступени (смотри рис
3.1.2 -
S2.ЭКВ=67.1 МВа).
==;
=;
Для Т=14,5 часов: ;
Для T=20 часов: ; Для Т=23 часов: ;
В момент времени 23:00 вторая загруженная ступень кончается, и из
расчетов очевидно, что после 9 часов длительности ступени температура масла
достигает своего максимального значения:
; (3.2.5)
Расчет для ненагруженной эквивалентной ступени
(смотри рис 3.1.2 - S1.ЭКВ=55.5 МВа).
==;
== ;
Для T=24 часа (0 часов): ;
Для Т=5 часов: ;
Для Т=10 часов: ;
Для Т=14 часов: ;
В момент 14:00 заканчивается ненагруженная первая
эквивалентная ступень и начинается вторая, с которой мы и начали расчет
температуры масла. Вследствие перехода к нагруженной ступени, температура масла
опять будет расти в течении 9 часов, поэтому именно в момент около 14 часов и
достигается минимум температуры масла:
; (3.2.6)
Чтобы получить абсолютную температуру масла в какой либо момент времени необходимо
суммировать соответствующую ему температуру масла над окружающей средой и саму эквивалентную температуру
окружающей среды υ0 (υ0 = (-10)°С для г.
Кашира). Для проверки допустимости абсолютной температуры масла возьму ее
максимальное значение в момент T=23 часа:
; (3.2.7)
Сравниваю полученное значение со значением 1150С из
таблицы 3.2.
Вывод:
Максимально возможная в течение эксплуатации абсолютная температура масла
(49,830С) не превышает предельно допустимое значение, указанное в
[6].
Далее рассчитаю превышение температуры обмотки над температурой
масла при коэффициенте загрузки K1 и К’2 по
выражению:
, (3.2.8)
- номинальное превышение температуры обмотки над температурой
окружающей среды.
=23 0С для трансформаторов с системой охлаждения М и Д.
Y= 0,8 - показатель степени для системы охлаждения Д.
; (3.2.9)
; (3.2.10)
Принимаю допущение, что температура обмотки изменяется по тому же
закону, что и температура масла. Это значит, что и для расчета температуры
обмотки достаточно прибавить к температуре масла рассчитанное значение , т.е.
Найду абсолютную максимальную температуру обмотки соответствующей
в момент T=23 часа второй эквивалентной ступени:
; (3.2.11)
Сравниваю полученное значение со значением 1400С из
таблицы 3.2.
Максимально возможная в течение эксплуатации абсолютная
температура обмотки (75,310С) не превышает предельно допустимое
значение, указанное в [6].
.3 Расчет и сравнение потерь электроэнергии на подстанции до и
после замены трансформаторов
Потери электроэнергии в трансформаторах складываются из потерь в
стали и в обмотках вследствие их нагрева токами.
, (3.3.1)
где - потери электроэнергии в стали
трансформатора.
- потери электроэнергии в обмотках трансформатора.
Расчет потерь в устанавливаемых трансформаторах ТРДН-63000/110:
Считая, что трансформаторы не отключаются в течение года, потери в
стали для всех типов трансформаторов рассчитываются как
, (3.3.2)
Где n=2 - число работающих на ПС
трансформаторов.
- потери холостого хода.
= 8760 часов - число часов работы трансформатора в году.
Считаем нагрузочные потери в обмотках:
+ +,
Где - потери короткого замыкания.
- ступени графика полных мощностей нагрузок в зимний период.
- продолжительность соответствующих ступеней графика зимнего
периода.
Z=200 - число зимних суток в году.
- ступени графика полных мощностей нагрузок в летний период.
- продолжительность соответствующих ступеней графика летнего
периода.
L=176 - число летних суток в году.
В итоге, суммарные потери электроэнергии равны:
; (3.3.3)
Расчет потерь в прежних трансформаторах ТРНДЦН-40000/110:
Потери в стали:
, (3.3.4)
Где n=2 - число работающих на ПС
трансформаторов.
- потери холостого хода.
= 8760 часов - число часов работы трансформатора в году.
Нагрузочные потери в обмотках:
+,
Где - потери короткого замыкания.
- ступени графика полных мощностей нагрузок в зимний период.
- продолжительность соответствующих ступеней графика зимнего
периода.
Z=200 - число зимних суток в году.
- продолжительность соответствующих ступеней графика летнего
периода.
L=176 - число летних суток в году.
В итоге, суммарные потери электроэнергии равны:
; (3.3.5)
Сравнение суммарных потерь электроэнергии в трансформаторах за год
до и после реконструкции:
До реконструкции: ; (3.3.6)
После реконструкции: ; (3.3.7)
Сравнивая значения, делаем вывод, что потери электроэнергии в
устанавливаемых в ходе реконструкции трансформаторах ТРДН-63000/110 будут
меньше, чем были у прежних трансформаторов ТРНДЦН-40000/110.
Таким образом, делаем окончательный
выбор трансформаторов в количестве 2 штуки типа ТРДН-63000/110. В таблице 3.3.1
указаны паспортные данные трансформатора.
Паспортные данные силового трансформатора
ТРДН-63000/110-У1
|
РПН - 9 ступеней (±16%)
|
Установка - открытая
|
UK. ВН-НН% =10.5%
|
SНОМ.ВН = 63 МВа
|
|
SНОМ.НН 1,2 = 31.5 МВа
|
|
UВН = 115 кВ
|
Масса - 66,7 тонн
|
UНН = 10,5 кВ
|
Производитель: ОАО «Электрозавод» (г. Москва)
|
Y0 / Δ - Δ - 11 - 11
|
Стоимость: 28 млн. рублей
|
3. Выбор схем электрических соединений РУ ПС
3.1 Основные требования к схемам
распределительных устройств
Выбор конкретной схемы соединений РУ при проектировании
строительства или реконструкции ПС должен производиться исходя из требований,
сформулированных в [1].
Требования к схемам РУ ПС:
1. Надежность снабжения всех ПС и надежность работы
прилегающей сети. 2. Удобство эксплуатации, заключающееся в простоте и
наглядности схем, снижающих вероятность ошибочных действий персонала, возможности
минимизации числа коммутаций в первичных или вторичных цепях при изменении
режима работы электроустановки.
. Техническая гибкость, заключающаяся в возможности
приспосабливаться к изменяющимся режимам работы электроустановки, в том числе
при плановых и аварийно-восстановительных ремонтах, расширении, реконструкции и
испытаниях.
. Компактность размещения всей ПС.
. Экологическая чистота окружающей среды.
. Технически обоснованная экономичность.
. Возможность автоматизации и дистанционного управления
подстанцией, т.е. создания «цифровой» подстанции на основе стандарта МЭК
№61250. При этом подстанция будет освобождена от постоянного присутствия
обслуживающего персонала.
.2 Выбор исполнения и схемы РУ напряжением 110 кВ