Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях
На новых подстанциях с ВН 35 кВ и выше применяют типовые схемы РУ, в которых предусмотрена установка, как правило, двух трансформаторов одинаковой мощности. Установка одного трансформатора является, обычно, первым этапом сооружения двухтрансформаторной подстанции. Установка более двух трансформаторов осуществляется при наличии технико-экономического обоснования или специальным требованием заказчика.
При выборе трансформаторов определяющим условием является их нагрузочная способность. Нагрузочной способностью трансформаторов называется совокупность нагрузок и перегрузок трансформатора. Исходным режимом для определения нагрузочной способности является номинальный режим работы трансформатора на основном ответвлении при номинальных условиях места установки и охлаждающей среды, определяемых соответствующим стандартом или техническими условиями.
Допустимым режимом нагрузки называется режим продолжительной нагрузки трансформатора, при котором расчетный износ изоляции обмоток от нагрева не превышает износа, соответствующему номинальному режиму работы. Перегрузочным считается такой режим, при котором расчетный износ изоляции превосходит износ, соответствующий номинальному режиму работы.
Основанием для ограниченных во времени перегрузок трансформатора является неполная нагрузка трансформатора в период, предшествующий допустимой нагрузке, и пониженная нагрузка охлаждающей среды (воздуха или воды).
ГОСТ 14209-97 «Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов», а также «Инструкция по эксплуатации автотрансформаторов» позволяют осуществить рациональную загрузку силовых трансформаторов и обеспечить оптимальный выбор номинальной мощности трансформаторов при проектировании подстанций. В соответствии с рекомендациями [4] выбор мощности трансформаторов в общем случае должен осуществляться следующим образом.
«Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены оставшиеся в работе (с учетом их допустимой по техническим условиям на трансформаторы перегрузки и резерва по сетям СН и НН) обеспечивали питание нагрузки.
Трансформаторы с повышенной нагрузочной способностью (на основе применения форсированной системы охлаждения) мощностью до 100 МВ·А включительно класса напряжения 110, 150 и 220 кВ выбираются в соответствии с действующими нормативными документами и заводскими материалами».
В настоящем курсовом проекте выбор трансформаторов на новых понижающих подстанциях выполняется исходя из аварийной перегрузки при отключении одного их двух трансформаторов на время ремонта или замены. При этом резервирование по сетям СН и НН отсутствует. Исходными данными для выбора трансформаторов являются суточные графики нагрузки новых подстанций для характерных дней зимнего и летнего периодов, сезонные эквивалентные температуры охлаждающего воздуха для населенных пунктов, в которых строятся новые подстанции, а также предполагаемый вид охлаждения трансформаторов.
Упрощенные таблицы допустимых аварийных перегрузок масляных трансформаторов определены в ГОСТ 14209-97 и даны здесь в табл.14.
В таблицах использованы сокращения в обозначениях видов охлаждения, принятые СЭВ и МЭК[1]:
ON – обозначает виды охлаждения ONAN (М – Естественная циркуляция воздуха и масла) или ONAF (Д – Принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла). ONAN в таблице выделен в отдельный столбец и поэтому ON в данном случае представляет ONAF;
OF – обозначает виды охлаждения OFAF (ДЦ – Принудительная циркуляция воздуха и масла с ненаправленным потоком масла) или OFWF (Ц – Принудительная циркуляция воды и масла с ненаправленным потоком масла);
OD – обозначает виды охлаждения ODAF (НДЦ – Принудительная циркуляция воздуха и масла с направленным потоком масла) или ODWF (НЦ – Принудительная циркуляция воды и масла с направленным потоком масла).
Таблица 14
Допустимые аварийные перегрузки без учета предшествующей нагрузки
| Продолжительность перегрузки в течение суток, ч | Перегрузка в долях номинального тока, в зависимости от температуры охлаждающей среды во время перегрузки | |||||||||||
| –25° C | –20° C | –10° C | ||||||||||
| ONAN | ON | OF | OD | ONAN | ON | OF | OD | ONAN | ON | OF | OD | |
| 0,5 | 2,0 | 1,8 | 1,6 | 1,4 | 1,9 | 1,7 | 1,6 | 1,5 | 1,7 | 1,6 | 1,5 | 1,4 |
| 1,0 | 1,9 | 1,7 | 1,6 | 1,4 | 1,9 | 1,6 | 1,5 | 1,4 | 1,7 | 1,5 | 1,5 | 1,4 |
| 2,0 | 1,9 | 1,7 | 1,5 | 1,4 | 1,8 | 1,6 | 1,5 | 1,4 | 1,7 | 1,5 | 1,5 | 1,3 |
| 4,0 | 1,8 | 1,6 | 1,5 | 1,4 | 1,7 | 1,6 | 1,5 | 1,4 | 1,6 | 1,5 | 1,4 | 1,3 |
| 8,0 | 1,7 | 1,6 | 1,5 | 1,4 | 1,7 | 1,5 | 1,5 | 1,4 | 1,6 | 1,5 | 1,4 | 1,3 |
| 24,0 | 1,7 | 1,6 | 1,5 | 1,4 | 1,6 | 1,5 | 1,5 | 1,4 | 1,6 | 1,5 | 1,4 | 1,3 |
Продолжение табл. 14
| Продолжительность перегрузки в течение суток, ч | Перегрузка в долях номинального тока, в зависимости от температуры охлаждающей среды во время перегрузки | |||||||||||
| 0° C | 10° C | 20° C | ||||||||||
| ONAN | ON | OF | OD | ONAN | ON | OF | OD | ONAN | ON | OF | OD | |
| 0,5 | 1,7 | 1,5 | 1,4 | 1,3 | 1,7 | 1,4 | 1,4 | 1,3 | 1,5 | 1,3 | 1,3 | 1,2 |
| 1,0 | 1,7 | 1,5 | 1,4 | 1,3 | 1,6 | 1,4 | 1,4 | 1,3 | 1,4 | 1,3 | 1,3 | 1,2 |
| 2,0 | 1,6 | 1,5 | 1,4 | 1,3 | 1,5 | 1,4 | 1,3 | 1,2 | 1,4 | 1,3 | 1,3 | 1,2 |
| 4,0 | 1,6 | 1,4 | 1,4 | 1,3 | 1,5 | 1,3 | 1,3 | 1,2 | 1,4 | 1,3 | 1,2 | 1,2 |
| 8,0 | 1,6 | 1,4 | 1,4 | 1,3 | 1,5 | 1,3 | 1,3 | 1,2 | 1,4 | 1.3 | 1,2 | 1,2 |
| 24,0 | 1,5 | 1,4 | 1,4 | 1,3 | 1,5 | 1,3 | 1,3 | 1,2 | 1,4 | 1,3 | 1,2 | 1,2 |
Окончание табл 14
| Продолжительность перегрузки в течение суток, ч | Перегрузка в долях номинального тока, в зависимости от температуры охлаждающей среды во время перегрузки | |||||||
| 30° C | 40° C | |||||||
| ONAN | ON | OF | OD | ONAN | ON | OF | OD | |
| 0,5 | 1,4 | 1,2 | 1,2 | 1,2 | 1,3 | 1,2 | 1,2 | 1,2 |
| 1,0 | 1,3 | 1,2 | 1,2 | 1,2 | 1,3 | 1,2 | 1,2 | 1,1 |
| 2,0 | 1,3 | 1,2 | 1,2 | 1,2 | 1,3 | 1,2 | 1,1 | 1,1 |
| 4,0 | 1,3 | 1,2 | 1,2 | 1,1 | 1,2 | 1,2 | 1,1 | 1,1 |
| 8,0 | 1,3 | 1,2 | 1,2 | 1,1 | 1,2 | 1,1 | 1,1 | 1,1 |
| 24,0 | 1,3 | 1,2 | 1,2 | 1,1 | 1,2 | 1,1 | 1,1 | 1,1 |
Для того, чтобы пользоваться нижеприведенным подходом к выбору трансформаторов, необходимо преобразовать суточный график нагрузки в упрощенный двухступенчатый в соответствии с рис. 3. К1 и К2 - ступени нагрузки, где К2 - максимум нагрузки. Продолжительность максимума нагрузки - t часов. Методы определения этой продолжительности для прямоугольного графика нагрузки зависят от конфигурации исходного суточного графика нагрузки. Ниже приведены рекомендуемые методы для различных видов реальных графиков нагрузки.
Если эквивалентность двухступенчатого графика нагрузки вызывает сомнение, следует сделать несколько допущений и принять график с наибольшим запасом.
Рис. 3. Эквивалентный двухступенчатый график нагрузки
а) График нагрузки с одним максимумом
В этом случае значение t следует определять, как показано на рис. 4.
Для участка графика нагрузки без максимума значение К1 определяют как среднее значение нагрузки без максимума.
Рис. 4 - График нагрузки с одним максимумом
б) График нагрузки с двумя максимумами равной амплитуды, но различной продолжительности
При двух максимумах примерно равной амплитуды, но различной продолжительности значение t определяют для максимума большей продолжительности, а значение К1 должно соответствовать среднему значению оставшейся нагрузки.
Пример графика нагрузки представлен на рис. 5.
Рис. 5. График нагрузки с двумя максимумами равной амплитуды и различной продолжительности
в) График нагрузки с последовательными максимумами
Если график нагрузки состоит из нескольких последовательных максимумов, значение t принимают достаточной продолжительности, чтобы охватить все максимумы, а значение К1 должно соответствовать среднему значению оставшейся нагрузки, как показано на рис. 6.
Рис. 6. График нагрузки с последовательными максимумами
Можно рекомендовать следующий алгоритм для приближенного построения эквивалентного графика нагрузки. Заданным является часовой ступенчатый график нагрузки (24 часа).
1. На графике нагрузки проводится линия соответствующая средней нагрузке.
2. Выделяется непрерывный интервал времени, на котором имеется максимум нагрузки и все нагрузки выше средней. Если таких интервалов два, то берется более длительный. Величина этого интервала является первым приближением длительности перегрузки. Как правило, оно получается с запасом.
3. Строится двухступенчатый график, у которого большая ступень равна максимальной нагрузке, а другая (меньшая) является среднеквадратичным значением ступеней графика, которые не принадлежат интервалу перегрузки.
4. Проверяется равенство площадок: a + b = c + d. Если погрешность выполнения равенства велика, то одно часовое значение большей ступени исключается из интервала перегрузки. Как правило, это меньшее из двух крайних значений.
5. Вновь строится двухступенчатый график нагрузки, у которого продолжительность большей ступени (продолжительность перегрузки) короче на один час, а меньшей – больше на час.
6. Снова проверяется равенство a + b = c + d и если погрешность его выполнения невелика, процесс построения заканчивается. В противном случае последние два пункта повторяются.
Порядок выбора трансформаторов следующий:
1. По сезонным суточным графикам активной P и реактивной Q нагрузки находится графики полной мощности S.
2. Для обоих графиков полной мощности (зимнего и летнего) путем преобразования находятся упрощенные эквивалентные двухступенчатые прямоугольные графики нагрузки. Алгоритм построение приведен выше.
3. По полученным эквивалентным графикам для большей ступени определяются продолжительности перегрузки трансформаторов.
4. В табл. 14 по продолжительности перегрузки, виду охлаждения трансформатора и эквивалентной температуре охлаждающей среды (табл. 15) находятся коэффициенты допустимой перегрузки трансформаторов для зимнего и летнего графиков нагрузки.
5. Трансформаторы выбирается по условию:
Таблица 15
Значения годовой и сезонных эквивалентных температур охлаждающего воздуха по данным ряда населенных пунктов Западной Сибири
| Населенный пункт | Эквивалентная температура, °С | ||
| годовая | зимняя* | летняя** | |
| Абакан | 8,7 | - 19,3 | 17,6 |
| Алдан | 4,8 | -20,1 | 14,6 |
| Актюбинск | 12,1 | - 14,1 | 20,9 |
| Ачинск | 7,5 | -16,7 | 16,3 |
| Барнаул | 9,4 | - 16,4 | 18,2 |
| Бийск | 8,6 | - 16,9 | 17,4 |
| Благовещенск | 10,4 | -19,6 | 19,7 |
| Благовещенское | 9,2 | - 16,8 | 17,9 |
| Братск | 7,1 | -20,1 | 16,3 |
| Зея | 7,4 | -20,1 | 16,7 |
| Иркутск | 7,1 | - 19,1 | 16,0 |
| Кемерово | 7,8 | -17,7 | 16,7 |
| Красноярск | 8,0 | -15,9 | 16,7 |
| Новосибирск | 8,3 | - 17,7 | 17,2 |
| Омск | 8,4 | - 17,8 | 17,1 |
| Рубцовск | 10,1 | -16,5 | 19,0 |
| Сургут | 5,6 | - 19,9 | 14,9 |
| Сыктывкар | 6,5 | - 14,1 | 15,0 |
| Тайшет | 7,3 | - 18,5 | 16,4 |
| Томск | 7,5 | - 17,8 | 16,4 |
| Чита | 7,5 | -20,1 | 16,8 |
,
где S5 – максимальная нагрузка подстанции в нормальном режиме для зимнего и летнего графиков нагрузки на пятый год эксплуатации; kпер. – допустимый коэффициент перегрузки трансформаторов, соответственно для зимнего и летнего графиков; n – число трансформаторов на подстанции. Выбирается номинальная мощность трансформатора по большей рассчитанной величине.
На подстанциях с высшим напряжением 220 кВ и выше, как правило, устанавливают автотрансформаторы, обладающие рядом преимуществ по сравнению с трансформаторами (меньшая масса, стоимость и потери энергии при той же мощности).
Пример выбора трансформаторов на понижающей подстанции приведен в приложении 2.
5. Составление принципиальных и расчетных схем вариантов
Для составления принципиальных схем вариантов электрической сети необходимо перерисовать существующую схему и добавить к ней сооружаемые ЛЭП и подстанции с надписанными марками проводов и типами трансформаторов.
Расчетные схемы также включают в себя как существующие, так и новые элементы сети. На расчетной схеме указываются связи между узловыми точками (прямые или ломаные линии), для трансформаторов элементы трансформации (по обозначению совпадающие с обозначением трансформаторов на принципиальных схемах). Двухцепные ЛЭП и соединенные параллельно трансформаторы изображаются одной эквивалентной ветвью. Возле каждой ветви могут надписываться сопротивления и подписываться проводимости (для ЛЭП). Возле элемента трансформации указывается коэффициент трансформации или номинальные напряжения обмоток трансформатора через косую черту, например 230/121.
Никакие графические элементы (типа емкость, индуктивность и пр.) кроме элемента трансформации на расчетной схеме не изображаются.
Принципиальная и расчетная схемы рисуются для каждого варианта совместно с расчетной схемой существующей сети. Параметры расчетной схемы существующей сети приведены в табл. 16 и 17. Для упрощения в схеме сделаны некоторые эквивалентные преобразования:
· трансформаторы подстанции В не включены в расчетную схему и на шинах ВН указана эквивалентная нагрузка подстанции (с учетом потерь в трансформаторах);
· автотрансформаторы подстанций А и Б, а также трехобмоточные трансформаторы подстанции Б моделируются без схемы замещения обмотки низкого напряжения, а нагрузка шин НН с учетом потерь в обмотке НН указывается на шинах СН подстанций. Сопротивления обмоток ВН и СН теперь соединены последовательно и в расчетной схеме представлены одной трансформаторной ветвью. Эквивалентная нагрузка шин НН на подстанции Б суммируется с нагрузкой шин СН.
Таблица 16
Параметры узлов расчетной схемы существующей сети
| Номер узла | P, МВт | Q, Мвар |
| 80,4 | 60,4 | |
| 110,6 | ||
| 90,4 | 75,8 | |
| 25,4 | 18,3 |
Примечание. Узел номер 201 является базисным балансирующим узлом.
Таблица 17
Параметры ветвей расчетной существующей сети
| Имя ветви | R, Ом | X, Ом | B, мкСм | |
| 3,1 | 13,5 | |||
| 2,2 | 12,2 | |||
| 7,4 | 32,2 | |||
| 2,1 | 12,0 | |||
| 4,4 | 11,2 | |||
| 8,1 | 20,7 | |||
| 0,5 | 29,6 | – | ||
| 0,5 | 29,6 | – | ||
| 0,4 | 17,8 | – |
Пример принципиальной и расчетной схем для радиального варианта приведен в приложении 2.