Выбор типа и мощности силовых трансформаторов подстанции

Нагрузка между секциями 10 кВ подстанции распределена неодинаково. На долю первой секции в режиме наибольшей зимней нагрузки приходится 13,44 МВ×А, что составляет 48% от суммарной мощности потребителей подстанции. Вторая секция в том же режиме загружается на 14,57 МВ×А или на 52%. Суммарная мощность подстанции в режиме наибольших нагрузок составляет 28,01 МВ×А. Следовательно, трансформатор, подключаемый к первой секции оказывается в более легких условиях по сравнению с трансформатором второй секции.

Для оптимального использования установленной мощности силового оборудования подстанции целесообразно определить величину мощности нагрузки не только на ступени, соответствующей максимальному потреблению, но и ступени с минимальной нагрузкой. Из табл. 2 следует, что минимальная нагрузка подстанции в зимний период составляет 22,83 МВ×А, следовательно, на трансформатор первой секции в данном режиме приходится 10,96 МВ×А, а на трансформатор второй – 11,87 МВ×А.

Для проектируемой подстанции целесообразно рассмотреть возможность установки трансформаторов номинальной мощностью 10,16 и 25 МВ×А.

В случае установки трансформаторов с номинальной мощностью 10 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 25 МВ×А систематических перегрузок нет, однако при этом эквивалентная годовая загрузка силового оборудования подстанции составит:

, (3)

где - номинальная мощность трансформатора подстанции,

- эквивалентная годовая мощность, протекающая через трансформатор подстанции, определяемая по формуле:

, (4)

где - доля нагрузки подстанции, которую принимает на себя трансформатор,

- эквивалентная годовая мощность подстанции, определяемая по формуле:

, (5)

где - отношение величины мощности, потребляемой подстанцией летом, к мощности, потребляемой в зимний период:

. (6)

Тогда для проектируемой подстанции, работающей по заданному графику, (МВ×А)²×ч:

Эквивалентная годовая мощность подстанции, МВ×А

Тогда трансформаторы первой и второй секции будут иметь коэффициенты загрузки соответственно:

что значительно ниже рекомендуемой нормативными документами (рекомендуется загружать трансформаторы не менее, чем на 70% от их номинальной мощности). Поэтому предварительно намечается установка двух трехфазных двухобмоточных трансформаторов, снабженных устройством, позволяющим осуществлять регулирование напряжения под нагрузкой (РПН), типа ТДН-16000/110/10 с номинальной мощностью 16 МВ×А.

2.3. Проверка силовых трансформаторов подстанции по допустимости систематических перегрузок

График нагрузки наиболее загруженного трансформатора (второй секции) в зимний период представлен на рис. 2.

Рисунок 2 – График зимней нагрузки трансформатора второй секции

Для преобразования многоступенчатого графика нагрузки, приведенного на рис. 2, в двухступенчатый необходимо определить эквивалентные мощности по формулам:

где - нагрузка -ой ступени до и после наибольшей перегрузки; - нагрузка -ой ступени в течение наибольшей перегрузки; - время -ой ступени; - число ступеней до и после наибольшей перегрузки; - число ступеней за время наибольшей перегрузки .

Коэффициенты начальной загрузки и перегрузки определяются соответственно:

Согласно рис.2, за наибольшую перегрузку следует принять ступень графика нагрузки на интервале времени от 18 до 21 часа. Эквивалентные мощности будут иметь следующие значения:

МВ×А

МВА

Эквивалентный график нагрузки приведен на рисунке 3.

Рисунок 3- Эквивалентный зимний график нагрузки трансформатора второй секции шин

Как видно из приведенных выше расчетов и эквивалентного графика нагрузки, в нормальном режиме работы систематические перегрузки отсутствуют, следовательно, эксплуатация выбранного трансформатора в указанном режиме допустима.

График нагрузки трансформатора второй секции в летний период представлен на рис.4.

Рисунок 4 - Эквивалентный график летней нагрузки трансформатора второй секции шин

Как следует из рис.4, летом трансформатор также не испытывает систематических перегрузок. Трансформатор первой секции шин будет работать в более легком режиме и следовательно его работа в данных условиях тоже допустима.

2.4. Проверка силовых трансформаторов подстанции по допустимости аварийных перегрузок

Для проверки выбранных трансформаторов по аварийным перегрузкам, предположим, что один из них отключен, а через оставшийся в работе протекает мощность нагрузки всей подстанции. График нагрузки всей подстанции в зимний период работы представлен на рис. 5.

Рисунок 5 - График зимней нагрузки подстанции

Из рис.5 следует, что оставшийся в работе трансформатор испытывает перегрузку в течение 24 часов в сутки, что недопустимо. Как указывалось выше в сетях 10 и 0,38 кВ существует резерв мощности, величина которого составляет 3,92 МВ×А. При использовании этого резерва можно снизить величину мощности, протекающей через оставшийся в работе трансформатор. График нагрузки с использованием резерва мощности по сетям низших классов напряжения представлен на рис.6.

Рисунок 6 - График зимней нагрузки подстанции с учетом ввода оперативного резерва по сетям 10 и 0,38 кВ

Как следует из анализа информации, приведенной на рис. 6, даже в случае использования всего резерва мощности в течение всех суток не удается снизить мощность, протекающую через трансформатор в аварийном режиме, до требуемой величины. В табл.1 указано, что по фидерам 1,3 и 6 получает питание нагрузка, относящаяся только к третьей категории по надежности электроснабжения. Данный факт позволяет производить отключение таких потребителей на время, необходимое для замены или ремонта элемента, вышедшего из строя. Для проектируемой подстанции такое время не превышает пяти суток. Учитывая достаточно высокую надежность трансформаторов, можно предположить, что указанный аварийный режим является маловероятным. В связи с этим в случае его возникновения следует учесть возможность отключения потребителей, получающих питание по фидерам 1,3 и 6. График нагрузки с учетом ввода резерва и отключением фидеров 1,3,6 приведен на рис.7.

Рисунок 7 - График зимней нагрузки подстанции с учетом ввода оперативного резерва по сетям 10 и 0,38 кВ и отключения фидеров номер 1,3,6.

Величины эквивалентных мощностей, необходимых для преобразования графика нагрузки в эквивалентный двухступенчатый, определяются по формулам:

МВ×А

МВА

Эквивалентный график нагрузки подстанции с учетом ввода оперативного резерва по сетям 10 и 0,38 кВ и отключения фидеров номер 1,3,6 приведен на рисунке 8.

Рисунок 8 - Эквивалентный график нагрузки подстанции с учетом ввода оперативного резерва по сетям 10 и 0,38 кВ и отключения фидеров номер 1,3,6.

Как видно из рисунка 8, даже с учетом полностью введенного оперативного резерва и отключения фидеров 1,3,6 нагрузку оставшегося в работе трансформатора не удается снизить до допустимых пределов, следовательно, требуется установка трансформатора большей номинальной мощностью.

Для трансформатора мощностью 25 МВА, как видно из рисунков 8 в зимний период отсутствуют систематические перегрузки.

Проверка на аварийные перегрузки:

Эквивалентные мощности будут иметь следующие значения:

МВ×А

МВА

Рисунок 9 - Эквивалентный график зимней нагрузки подстанции.

Коэффициенты начальной загрузки и перегрузки в аварийном режиме зимой для оставшегося в работе трансформатора составят:

Согласно таблицам, приведенным в [3], допустимая систематическая перегрузка трансформатора с системой охлаждения "Д", определенная методом линейной интерполяции, для температуры +15°С, длительности перегрузки 4 часа и начальной загрузки 0,97 составит 1,75, что больше, чем предполагаемая. Следовательно, эксплуатация выбранного трансформатора в указанном режиме допустима.

В летний период нагрузка составляет 73%, график летней нагрузки наиболее загруженного трансформатора приведен на рисунке 4, всей подстанции на рисунке 10. Из этих графиков видно, что летом выбранный трансформатор не испытывает как систематических так и аварийных перегрузок.

Рисунок 10 - График летней нагрузки подстанции.

Окончательно выбирается трансформатор типа ТРДН-25000/110