Стартовая >> Архив >> Подстанции >> Справочник по проектированию подстанций

Выборы мощности и числа устанавливаемых трансформаторов - Справочник по проектированию подстанций

Оглавление
Справочник по проектированию подстанций
Особенности, технология и принципы проектирования подстанций
Стадии проектирования, состав и объем проектной документации
Исходные данные для проектирования, продолжительность
Техническое задание на разработку ТЭО
Классификация подстанций и присоединение их
Надежность главных схем
Автоматичность, эксплуатационные удобства и экономическая целесообразность схемы
Классификация схем
Синхронные компенсаторы,  конденсаторные батареи и реаторы в схемах
Расчет токов короткого замыкания
Электродинамическое и термическое действия токов короткого замыкания
Ограничение токов короткого замыкания
Токи замыкания на землю в сетях с изолированной нейтралью
Типы и технические характеристики трансформаторов
Выборы мощности и числа устанавливаемых трансформаторов
Выключатели
Разъединители, отделители, короткозамыкатели
Источники реактивной мощности
Характеристики трансформаторов, выключателей
Провода, шины, кабели, изоляция
Механический расчет жесткой ошиновки
Механический расчет проводов гибкой ошиновки ОРУ
Защита от грозовых перенапряжений
Заземление
Собственные нужды переменного тока
Электрическое освещение
Нормы освещенности подстанций
Классификация и принципы выполнения схем управления, сигнализации и автоматизации
Организация управления элементами подстанций
Регулирование напряжения и охлаждение силовых трансформаторов
Автоматическая компенсация емкостного тока замыкания на землю
Организация сигнализации элементами ПС
Питание цепей оперативным током, аппаратура схем, маркировка
Электрические измерения и учет электроэнергии
Фасады и компоновка панелей, ряды зажимов схем управления, автоматики, защиты, сигнализации
Монтажные схемы и кабельные журналы
Оперативный ток, источники постоянного тока
Шкафы КРУ, КРУН, КТП, КТПН
Релейная защита
Релейная защита трансформаторов и автотрансформаторов
Релейная защита шунтирующих и компенсационных реакторов
Защита синхронных компенсаторов
Защита шин
АПВ и АВР
УРОВ
Защита элементов собственных нужд
Принципы компоновок распределительных устройств
Открытая установка маслонаполненного оборудования
Компоновка закрытых распределительных устройств и подстанций
Комплектные распределительные устройства с газовой изоляцией
Эксплуатационные и вспомогательные средства
Рельсовые пути для перекатки трансформаторов и стационарные анкеры
Ограды
Выбор площадки для строительства
Состав комиссии и акт выбора площадки
Особенности выбора и согласования площадки, размещаемой на территории города
Технико-экономическое сравнение вариантов выбора площадки
Генеральный план
Горизонтальная планировка
Внутриплощадочные автомобильные дороги и проезды
Инженерные сети
Вертикальная планировка
Озеленение и благоустройство территории
Технико-экономические показатели генерального плана
Приложение к генеральному плану
Режимы работы строительных конструкций ОРУ
Опоры под ошиновку и оборудование
Кабельные лотки, каналы
Здания и фундаменты синхронных компенсаторов
Отопление и вентиляция зданий
Водоснабжение, канализация, отвод масла
Противопожарные мероприятия
Приложение к здания и фундаменты
Защита окружающей среды
Защита от шума
Устройства связи и сигнализации
Внешняя связь
Требования к помещениям для узлов связи и к размещению оборудования связи
Пожарная сигнализация
Охранная сигнализация и охранное освещение
Основные положения по организации строительства и сметы
Особенности проектирования ПС в северных труднодоступных районах
Рекомендации но усилению стальных конструкций

ВЫБОР МОЩНОСТИ И ЧИСЛА УСТАНАВЛИВАЕМЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ (АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ)
Для правильного выбора номинальной мощности трансформатора (автотрансформатора) необходимо располагать суточным графиком нагрузки, из которого известна как максимальная, так и среднесуточная активная нагрузка данной ПС, а также продолжительность максимума нагрузки. При отсутствии суточного графика с достаточной для практических целей точностью максимальная активная нагрузка ПС на заданный расчетный уровень определяется из выражения

где ΣΡ- суммарная потребляемая мощность по категориям нагрузки, МВт; ко - коэффициент одновременности.
Если известна установленная мощность потребителей Ру, то максимальная активная нагрузка ПС, МВт, равна

где кс~ коэффициент спроса.
Если при выборе номинальной мощности трансформатора на однотрансформаторной ПС исходить из условия

где ΣΡ max — максимальная активная нагрузка| пятого года эксплуатации; Рр - проектная расчетная мощность ПС, то при графике с кратковременным пиком нагрузки (0,5-1 ч) трансформатор будет длительное время работать с недогрузкой. При этом неизбежно завышение номинальной мощности трансформатора и, следовательно, завышение установленной мощности ПС. В ряде случаев выгоднее выбирать номинальную мощность трансформатора близкой к максимальной нагрузке достаточной продолжительности с полным использованием его перегрузочной способности с учетом систематических перегрузок в нормальном режиме.
Наиболее экономичной работа трансформатора по ежегодным издержкам и потерям будет в том случае, когда в часы максимума он работает с перегрузкой. Значение допустимой перегрузки выбирается в соответствии с графиком нагрузки и его коэффициентом начальной нагрузки и зависит от температуры окружающей среды, при которой работает трансформатор.
Коэффициент нагрузки, или коэффициент заполнения суточного графика нагрузки, практически всегда меньше единицы и равен

где Рср, Рmax, и Iср, Imax - соответственно среднесуточные и максимальные мощности и ток.
Рис. 4.4. Преобразование заданного графика нагрузки (кривая а) в эквивалентный в тепловом отношении двухступенчатый прямоугольный график (кривая б)

В зависимости от характера суточного графика нагрузки (коэффициента начальной нагрузки и длительности максимума), эквивалентной температуры окружающей среды, постоянной времени трансформатора и вида его охлаждения согласно ГОСТ допускаются систематические перегрузки трансформаторов.
Указанные перегрузки определяются, исходя из преобразования заданного графика нагрузки (рис. 4,4, кривая а) в эквивалентный в тепловом отношении двухступенчатый график (кривая б).
Допустимая нагрузка трансформатора зависит от начальной нагрузки, максимума и его продолжительности и характеризуется коэффициентом превышения нагрузки (перегрузки), определяемым из выражения

а коэффициент начальной нагрузки определяется из выражения

где Iэк. max  - эквивалентный максимум нагрузки (на рис. 4.4 период максимума нагрузки 2 ч); Iэк. н - эквивалентная начальная нагрузка (определяется за время 10 ч, предшествующее началу максимума нагрузки).
Эквивалентный максимум нагрузки (и эквивалентная начальная нагрузка) определяется по формуле

где α1, α2, . . . , αn-различные ступени средних значений нагрузок в долях номинального тока; t1, t2, . . ., tn - длительность этих нагрузок, ч.
Допустимые систематические перегрузки трансформаторов, приведенные в табл. 4,5, где коэффициент перегрузки kпер. дается в зависимости от среднегодовой температуры воздуха tсг, вида охлаждения и мощности трансформаторов, коэффициента начальной нагрузки kн.н и продолжительности двухчасового эквивалентного максимума нагрузки можно определить по кривым нагрузочной способности трансформатора).
Таблица 4.1. Допустимые коэффициенты перегрузки

Следует иметь в виду также, что если максимум графика нагрузки в летнее время меньше номинальной мощности трансформатора, то в зимнее время допускается дополнительная 1%-ная перегрузка трансформатора на каждый процент недогрузки летом, но не более чем на 15%. Суммарная систематическая перегрузка трансформатора не должна превышать 150%.
При отсутствии систематических перегрузок допускается длительная нагрузка трансформаторов током на 5% выше номинального при условии, что напряжение каждой из обмоток не будет превышать номинального.
На трансформаторах допускается повышение напряжения сверх номинального: длительно - на 5% при нагрузке не выше номинальной и на 10% при нагрузке не выше 0,25 номинальной; кратковременно (до 6 ч в сутки) - на 10% при нагрузке не больше номинальной.
Приведенные в табл. 4.5 значения перегрузок относятся также к автотрансформаторам и трансформаторам с расщепленной обмоткой. Для последних допускаются те же перегрузки, отнесенные к номинальной мощности каждой ветви, что и для трансформаторов с нерасщепленной обмоткой. Дополнительные перегрузки одной ветви за счет длительной недогрузки другой допускаются в соответствии с указаниями завода-изготовителя.
Номинальная мощность автотрансформатора определяется на основании значения максимальных потоков активной и реактивной мощности, текущих из сети ВН и СН и наоборот, т. е

где Р и Q - соответственно активный и реактивный потоки мощности.
k-пер трансформаторов с различной системой охлаждения

Мощность синхронного компенсатора, присоединенного к третичной обмотке автотрансформатора, допустимая при одновременной выдаче мощности из сети ВН в сеть СН, определяется потоками активной и реактивной мощности и соотношением напряжений ВН/СН автотрансформатора.
Загрузка общей обмотки автотрансформатора проверяется по следующей формуле:

где QCK - выдаваемая синхронным компенсатором мощность в сеть СН; Рс - расчетный активный поток мощности в сеть СН;Qс=Рс= Pctg φc- расчетный реактивный поток мощности в сеть СН; φс-угол, соответствующий расчетному потоку мощности; к- коэффициент, равный, (Uвн/ Uсн) - 1; Iо и Iо. ном — фактический и номинальный (гарантируемый заводом) токи общей обмотки автотрансформатора: Uвн и Ucн- высшее и среднее напряжения автотрансформатора.
Если ток Iо.ном заводом не задан, проверка загрузки общей обмотки автотрансформатора производится по формуле

где So - действительная загрузка общей обмотки; Sном - номинальная (проходная) мощность автотрансформатора.
В этих выражениях положительные значения (φс и QCK соответствуют режиму выдачи реактивной мощности в сеть вторичного напряжения.

Максимальный ток общей обмотки автотрансформатора может быть также определен из следующего условного комбинированного режима: одновременной передачи из сети НН в сеть СН 65% реактивной мощности и до 35 % номинальной (проходной) мощности из сети ВН в СН.
Номограмма для определения максимальной мощности синхронных компенсаторов, присоединяемых к третичной обмотке автотрансформатора, дана на рис. 4.5.
Номинальная мощность каждого трансформатора двухтрансформаторной ПС, как правило, определяется аварийным режимом работы ПС: при установке двух трансформаторов их мощность выбирается такой, чтобы при выходе из работы одного из них оставшийся в работе трансформатор с допустимой аварийной перегрузкой мог обеспечить нормальное электроснабжение потребителей.
Номинальная мощность трансформатора на ПС, MBA, с числом трансформаторов п>1 в общем виде определяется из выражения

где Рmах - суммарная активная максимальная нагрузка ПС на расчетный уровень 5 лет, МВт; к1-2 - коэффициент участия в нагрузке потребителей 1-й и 2-й категорий; kпер - коэффициент допустимой аварийной перегрузки; cos φ- коэффициент мощности нагрузки.

Так как к1-2< 1, а кпер1>, то их отношение к = к1-2/ к1пер всегда меньше единицы и характеризует собой ту резервную мощность, которая заложена в трансформаторе при выборе его номинальной мощности.
Таким образом, для двухтрансформаторной ПС

В настоящее время существует практика выбора номинальной мощности трансформатора для двухтрансформаторной ПС, исходя из значения к - 0,7, т. е.

Рис. 4.5. Номограмма для определения максимальной мощности синхронных компенсаторов, присоединяемых к третичной обмотке автотрансформатора
Таким образом, суммарная установленная мощность двухтрансформаторной ПС равна

В общем виде при n трансформаторах суммарная располагаемая мощность ПС с распределением нагрузки преимущественно на стороне НН равна

где nShom - суммарная установленная мощность трансформаторов.
Условие покрытия расчетной нагрузки в случае аварийного выхода из строя одного трансформатора с учетом использования резервной мощности Speз сети НН (СН) определяется выражением

Выбор номинальной мощности автотрансформаторов на системных ПС определяется преимущественно режимом обменных потоков мощности сеть ВН - сеть СН и сеть СН - сеть ВН, т. е. величиной Ps-jQ. На ответственных ПС исключаются аварийные ограничения потребителей, а также нет необходимости учитывать резервную мощность со стороны НН.
Условия покрытия суммарного потока мощности через ПС в аварийном режиме определяются из выражения

где Рs — jQ - суммарный поток активной и реактивной мощностей.
В табл. 4.6 приведены значения кратковременных перегрузок масляных трансформаторов с системами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц сверх номинального тока (независимо от длительности предшествующей нагрузки, температуры охлаждающей среды и места установки). Там же приведены перегрузки для сухих трансформаторов.
Для трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов указанные перегрузки относятся к наиболее нагруженной обмотке.
Т аб лица4.6. Аварийные перегрузки масляных трансформаторов со всеми видами охлаждения и сухих трансформаторов с медными обмотками


Масляные

Сухие

Перегрузки, %

Продолжительность перегрузки, мин

Перегрузки, %

Продолжительность перегрузки, мин

30

120

20

60

45

80

30

45

60

45

40

32

75

20

50

18

100

10

60

5

 200

1,5

 

 

В трансформаторах и автотрансформаторах с дутьевым охлаждением (Д) при аварийном отключении всех вентиляторов допускается длительность номинальной нагрузки указанная ниже:

Ниже указаны допустимые нагрузки трансформаторов с системами охлаждения ДЦ и Ц при изменении числа работающих охладителей:

В трансформаторах мощностью не более 250 MBA с системами охлаждения ДЦ и Ц в случае аварийного прекращения искусственного охлаждения (прекращение работы вентиляторов при ДЦ, циркуляции воды при Ц, циркуляции масла при ДЦ и Ц) допускается поддерживать номинальную нагрузку в течение 10 мин (или в режиме холостого хода в течение 30 мин) и до 1 ч при условии непревышения температуры верхних слоев масла 80 °С; для трансформаторов мощностью 250 МВ·А - 75 °С.
С 01.01.90 г. для трансформаторов, в конструкции которых использована нагревостойкая изоляционная бумага, допустимые аварийные перегрузки трансформаторов для ПС энергосистем определяются ГОСТ 14209-85 для следующих условий:
начальная нагрузка, предшествующая перегрузке, не должна превышать 0,8 номинальной;
продолжительность перегрузки не должна быть более 4 ч;
максимум нагрузки должен приходиться на зимнее время года; эквивалентная температура охлаждающей среды для различных климатических районов должна находиться в зимнее время в пределах 0-20° С.
Устанавливаются следующие нормативы выбора мощности трансформаторов напряжением до 150 кВ мощностью до 40 МВ·А включительно:
в регионах Юга, Северного Кавказа, Закавказья и Средней Азии, а также в республиках Прибалтики kав max — 1,8;
в регионах Центра, Урала, Средней Волги, Сибири, Казахстана и Дальнего Востока kав max = 1,8;
Для трансформаторов класса напряжения 110 кВ мощностью 63 и 80 MB A, 150 кВ - 63 и 220 кВ - 25-100 MB-А устанавливается единый норматив для всех регионов - кав max = 1,6.
Для летнего времени года (средняя температура не выше +20 °С) норматив выбора мощности трансформаторов устанавливается kав max=1,4.
Для принятия решения по сооружению одно- или двухтрансформаторной ПС необходимо выполнить технико-экономическое сравнение вариантов с учетом ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителю при установке одного трансформатора.
Указанное выше сравнение вариантов производится по формуле приведенных расчетных затрат:

где рн — нормативный коэффициент эффективности, равный 0,125, что соответствует восьми годам окупаемости; ра - амортизационные отчисления (капитальный ремонт и реновация), равные 6,3%; К - капитальные вложения; С - ежегодные издержки эксплуатации, включая затраты на потери электроэнергии; М(У) - народно-хозяйственный ущерб от недоотпуска электроэнергии при выходе из строя одного трансформатора.
Технико-экономическое сравнение вариантов следует производить по разнице в дополнительных капитальных затратах ∆К и соответствующих расчетных затратах ∆З при сооружении двух- или однотрансформаторной ПС. Значение ∆З должно быть сравнено с размером ущерба М(У). ∆К оправдываются при сроке окупаемости Ток<2-3 года.
Народно-хозяйственный ущерб, вызванный недоотпуском электроэнергии, зависит от математического ожидания длительности аварийного перерыва электроснабжения, ч, в течение года, определяемого из выражения

где λт - удельная повреждаемость трансформатора (шт/год); taв - средняя длительность аварийного перерыва, вызванного потребным временем на ремонт или замену поврежденного трансформатора.
Народно-хозяйственный ущерб от недоотпуска электроэнергии, руб/год, определяется из выражения

где Pср - среднегодовая максимальная нагрузка, равная Рсг = РmaxTmax /8760 (Тmax — число часов использования максимума нагрузки); у0 - среднее значение удельного народно-хозяйственного ущерба от недоотпуска 1 кВт ч электроэнергии (0,2-0,6 руб/(кВт-ч)].
Применение однотрансформаторных ПС с учетом ущерба экономически целесообразно при соблюдении условия

Выбор числа трансформаторов для мощных узловых ПС, в особенности сверхвысоких напряжений, определяется иными условиями, чем на упрощенной ПС, где можно было ограничиться одним-двумя трансформаторами.

На двухтрансформаторной упрощенной ПС выбор трансформаторов, исходя из коэффициента к=0,7, возможен благодаря не только использованию аварийной перегрузочной способности трансформаторов, но и допустимости отключения в аварийном режиме ПС с автотрансформаторами, выдающими в сеть СН подчас большие потоки мощности и питающими на стороне СН городские и промышленные районы, отключение части потребителей в аварийном режиме чаще всего невозможно. На таких ПС при установке только двух автотрансформаторов и использовании в аварийном режиме перегрузочной способности 1,4 Sном при к = 0,7 возможно обеспечение нагрузки, равной 0,98 Рmах. Однако при этом суммарная установленная мощность автотрансформаторов уже в первый период эксплуатации составит 1,4 Ртах. Поскольку Рmax определяется на расчетный уровень в 5 лет, то уже на первом этапе развития ПС будет иметь место чрезмерное завышение установленной мощности трансформаторов. Сооружать же мощные узловые ПС в расчете на длительную эксплуатацию с одним автотрансформатором недопустимо, а замена в будущем автотрансформаторов на более мощные не всегда целесообразна. Поэтому на мощных узловых ПС уместна установка более двух автотрансформаторов.
Пользуясь приведенным выражением для номинальной мощности трансформатора (автотрансформатора)
Sном=к[Ртах/ (п-1)] определением ее для значений п=2; 3 и 4 как приемлемого числа устанавливаемых автотрансформаторов, исходя при этом из принятого в современной практике значения к = 0,7 для п = 2 и для нагрузки Ртах.
Результаты расчетов приведены в табл. 4.7 и на рис. 4.6.
Из кривых на рис. 4.6 видно, что при установке на мощных узловых ПС 220 кВ и выше четырех автотрансформаторов вместо двух имеет место резкое снижение как единичной, так и суммарной установленной мощности автотрансформаторов (33,5 и 67,5% соответственно). Как видно из таблицы, при четырех автотрансформаторах суммарная установленная мощность трансформаторов ∑Sном близка к максимуму нагрузки Ртах, а покрытие нагрузки в аварийном режиме близко к 100%.
При двух автотрансформаторах суммарная установленная мощность в 3 раза больше максимума нагрузки, при четырех - приблизительно равна максимуму нагрузки, а покрытие нагрузки или обеспечение перетоков мощности в аварийном режиме происходит за счет использования перегрузочной способности в такой же степени, как и для двухтрансформаторной ПС.

Таблица 4.7.
Покрытие нагрузки Рmax в аварийном режиме в зависимости от числа устанавливаемых трансформаторов

Рис. 4.6. Зависимость единичной Smax и суммарной Σ Shom установленных мощностей трансформаторов на ПС от их числа

При четырех автотрансформаторах очередность их установки (после первого) определяется динамикой роста нагрузки, что в большинстве случаев позволит рассредоточить по годам капиталовложения, исключая их замораживание. Следует учесть, что стоимость автотрансфоматоров на современных мощных узловых ПС достигает примерно 45-50% полной стоимости ПС.
Надежность распредустройств ответственных ПС высокого и сверхвысокого напряжения, в схемах которых предусмотрено четыре, а не два трансформатора, значительно выше надежности РУ с двумя трансформаторами. Это происходит не только за счет количества трансформаторов, а главным образом за счет более рационального построения схемы.
Схема в виде спаренных четырехугольников с четырьмя трансформаторами, присоединенными к четырем секциям, надежнее схемы Ш-Т с четырьмя парными цепочками и полуторной схемы с четырьмя цепочками трансформатор-линия.
Сказанное не относится к массовым ПС 35-220 кВ, в которых требуемый уровень надежности может быть ниже и создан при двух трансформаторах.

где С - ежегодные эксплуатационные расходы, включая стоимость потерь энергии.

Учитывая целесообразность установки на мощных узловых ПС более двух автотрансформаторов, можно произвести технико-экономическое сравнение вариантов и определить минимум приведенных капитальных затрат с учетом реальной динамики роста нагрузки вплоть до заданного конечного расчетного уровня. В результате этих расчетов должны быть определены наиболее целесообразное число устанавливаемых автотрансформаторов, их номинальная мощность, очередность установки по годам и др. Окончательный оптимальный вариант, как и в других инженерных расчетах, выбирается по минимуму расчетных затрат:

Соответствующие величины для определения капиталовложений могут приниматься по прейскурантам, а при ориентировочных подсчетах - по удельным стоимостям для различных типов трансформаторов и автотрансформаторов.
Таблица 4.8.

Значения τmax=f(Tв) для разных cos φ

Определение годовых эксплуатационных расходов, куда входят потери электроэнергии в трансформаторах, зависит от типа устанавливаемых трансформаторов.
Полные потери мощности в обмотках автотрансформаторов с учетом фактически протекающих по ним потоков мощности (Sд) характеризуются коэффициентом загрузки β= Sд/Sном и определяются для любого момента времени из выражения

Полные годовые потери электроэнергии в автотрансформаторах, кВт-ч, определяются по формуле

где βв, βс, βн - коэффициенты загрузки обмоток высшего, среднего и низшего напряжений; Гв - число часов включения трансформаторов; τmax - число часов максимальных потерь зависящих от Тв (значения τmax приведены в табл. 4.8); ΔΡηβ, ∆Рнс, ΔΡηη - потери КЗ в обмотках высшего, среднего и низшего напряжений.
На конструкциях трансформатора и автотрансформатора обязательно располагается табличка с буквенными обозначениями, характеризующими основные данные аппарата (рис. 4.7).


Рис. 4.7. Таблица с обозначением типов трансформаторов
Таблица 4.9. Схемы и группы соединений обмоток трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов (независимо от мощности)

Примечание. Для двухобмоточных трансформаторов независимо от мощности: 110 —500 кВ; с расщепленной обмоткой (НН)
Обозначения приведены в 10 вертикальных столбцах в следующем порядке:

  1. - А- автотрансформатор;
  2. - Т-трехфазный;

О - однофазный;

  1. - Р - расщепленная фаза;
  2.  - охлаждение;

С - собственное воздушное;
М - естественное масляное;
Д- масляное с дутьем и естественной циркуляцией масла; ДЦ- то же с принудительной циркуляцией масла;
МВ - масляно-водяное с естественной циркуляцией масла; Ц- то же с принудительной циркуляцией масла;

  1. Т- трехобмоточный трансформатор;
  2.  вид переключения ответвлений: Н -включение одной из обмоток с устройством РПН;

АН - то же с автоматическими РПН;

  1.  -особенности исполнения;

Г -грузоупорный (в новых трансформаторах опускается, так как они все выпускаются грозоупорными);
З - защищенное исполнение;
У- усовершенствованный;

  1. - Э - для электрификации железных дорог;
  2.  - номинальная мощность, кВА.;
  3. -класс напряжения обмотки ВН (для автотрансформаторов с обмоткой СН 110 кВ и выше также указывается класс напряжения обмотки СН), кВ.

Некоторые трансформаторы имеют дополнительную букву А, означающую изготовление обмоток из алюминия.
Данные по схемам и группам соединений обмоток трехобмоточных Т и АТ приведены в табл. 4.9.



 
« Современная система противопожарной защиты кабелей   Сравнение вакуумных и элегазовых выключателей среднего напряжения »
электрические сети