Разработка системы электроснабжения

Для принятой схемы электроснабжения предприятия (района) разрабатывают однолинейную схему РУ, под которую подбирают отдельные шкафы (рис. 16), т.е. электрические схемы главных цепей КРУ определяют вид используемого шкафа КРУ. Поэтому шкафы КРУ по электрическим схемам главных цепей подразделяют на основные виды: с выключателями (вводы, отходящие линии, секционирование); с разделителями; с ошиновкой и разъемными контактными соединениями - разъединителями; с разрядниками; с измерительными трансформаторами напряжения; с трансформаторами тока; с кабельными сборками или кабельными перемычками; с шинными выводами и перемычками, с силовыми трансформаторами; комбинированные (например, с измерительными трансформаторами напряжения и разрядниками, с выключателями и измерительными трансформаторами напряжения и т.п.); с силовыми предохранителями; со статическими конденсаторами и разрядниками для защиты вращающихся машин от атмосферных перенапряжений; со вспомогательным оборудованием и аппаратурой.

Вообще говоря, расчетный срок службы трансформатора обеспечивается при соблюдении условий:

S_HT=S_ном; U_сеть =U_ном; ф_{о. ср}=ф_ном,

где S_HT - нагрузка трансформатора; U_сеть - напряжение сети, к которой подключен трансформатор; ф_{о. ср} - температура окружающей среды.

При проектировании, строительстве, пуске и эксплуатации эти условия никогда (что и согласуется с теорией техноценозов) не выполняются.

Для правильного выбора номинальной мощности трансформатора (автотрансформатора) необходимо располагать суточным графиком нагрузки, из которого известна как максимальная, так и среднесуточная активная нагрузка данной подстанции, а также продолжительность максимума нагрузки. График позволяет утверждать, соответствуют ли эксплуатационные условия загрузки теоретическому сроку службы, определяемому заводом-изготовителем (обычно 20-25 лет).

Для определения относительного срока службы изоляции t_{*cp. cл} пользуются выражением

, (1)

или выражением для относительного износа изоляции:

(2)

где ф - температура.

Относительный износ L_И показывает, во сколько раз износ изоляции при данной температуре больше или меньше износа при номинальной температуре. Зависимость относительного срока службы и относительного износа изоляции от температуры (рис. 17) приведены ниже:

Износ изоляции Н_Иза время tоценивают по числу отжитых часов или суток Н_И = L_Иtили в общем случае, когда температура изоляции не остается постоянной во времени,

(3)

где t_У - суммарный интервал времени, для которого определяется износ.

Износ изоляции можно охарактеризовать средним износом за рассматриваемый интервал времени (но не средней температурой за тот же интервал времени):

(4)

в частности, среднесуточный износ изоляции равен

Рис. 17 Зависимость относительного износа L_И и относительного срока службы t_{*cp. cл} изоляции трансформатора от температуры обмотки

L_{ср. сут}=Н_сут /24. (5)

От температуры изоляции ф_И зависит число ее работы tпри условии, что износ будет равен нормированному износу за сутки:

При ф_И < 80°С износ ничтожен и им можно пренебречь. Температура охлаждающей среды, как правило, не равна номинальной температуре и, кроме того, изменяется во времени. В связи с этим для упрощения расчетов используют эквивалентную температуру охлаждающей среды ф_{о. эк} под которой понимают такую неизменную за расчетный период температуру t_расч, при которой износ изоляции трансформатора будет такой же, как и при изменяющейся температуре охлаждающей среды ф_{о (t)} в тот же период. Значение этой температуры при неизменном превышении температуры в наиболее нагретой точке ф_НТ можно найти из уравнения

(6)

Эквивалентная температура за сутки ф_{оэкв. сут)} ф_{о. ср}. Эквивалентную температуру за несколько месяцев или за год допускается принимать равной среднемесячным температурам или определять по специальным графикам зависимости эквивалентных месячных температур от среднемесячных и среднегодовых, эквивалентных летних (апрель-август), осенне-зимних (сентябрь-март) и годовых температур от среднегодовых.

Определение превышения температуры основано на следующих положениях. По действующим стандартам под превышением температуры какой-либо части трансформатора подразумевается разность температур этой части и охлаждающей среды. Превышение средней температуры обмотки над температурой окружающей среды, определяемое по изменению сопротивления обмотки не должно быть больше 65°С. Наибольшее превышение температуры масла i баке (под крышкой бака трансформатора) над температурой охлаждающей среды не должно быть больше 60°С. Наибольшая допустимая температура охлаждающей среды ф_{о (t):} для воздуха +40°, для воды +25°С. Допустимые превышения температуры частей трансформатора установлены одинаковыми независимо от вида охлаждающей среды (воздух или вода). В результате, если охлаждающей средой служила вода, то средняя температура обмотки на 15°С ниже, чем при использовании для этих целей воздуха. Если температура охлаждающей среды больше, то нормы нагрева должны быть снижены на число градусов, превышающих температуру воздуха или воды, соответственно 40 и 25°С.

Под температурой наиболее нагретой точки обмотки, обозначаемой через ф_НТ, подразумевается температура наиболее нагретого внутреннего слоя верхней катушки. Температура наиболее нагретой точки всегда больше на несколько градусов средней температуры верхней катушки (для изоляционных материалов класса нагревостойкости А допускается 115°С): при кратковременных нагрузках допускается ф_НТ = 140°С; при коротком замыкании ф_НТ = 250°С для обмоток из меди и 200°С из алюминия. Благодаря быстрому прекращению процесса КЗ и малой плотности тока в обмотке при нормальных эксплуатационных нагрузках указанные предельные значения температуры не достигаются.

На практике приведенными выше данными можно пользоваться при осуществлении непрерывного мониторинга суточного графика нагрузки, осуществляемого для оценки износа изоляции (для трансформаторов ЗУР мониторинг сейчас экономически не целесообразен). Ценологическая реальность условий не позволяет использовать выражения (1) и (2), поэтому при проектировании и отсутствии суточного графика с достаточной для практических целей точностью на заданный расчетный уровень определяют максимальную активную нагрузку подстанции Р_max (МВт) и на ее основе осуществляют выбор трансформатора.

Если при выборе номинальной мощности трансформатора на однотрансформаторной подстанции исходить из условия

, (7)

где Р_max - максимальная активная нагрузка пятого года эксплуатации; Р_p - проектная расчетная мощность подстанции, то при графике с кратковременным пиком нагрузки (0,5-1 ч) трансформатор длительное время будет работать с недогрузкой. При этом неизбежно завышение номинальной мощности трансформатора и, следовательно, завышение установленной мощности подстанции. 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 по ежегодным издержкам и потерям будет работа трансформатора в часы максимума - работа с перегрузкой. В реальных условиях значение допустимой нагрузки выбирают в соответствии с графиком нагрузки и коэффициентом начальной нагрузки и в зависимости от температуры окружающей среды.

Коэффициент нагрузки, или коэффициент заполнения суточного графика нагрузки, практически всегда меньше единицы:

k_H=P_{ср. сут}/Р_max=I_{ср. сут}/I_max, (8)

где P_{ср. сут}, Р_max, и I_{ср. сут}, I_max - соответственно среднесуточные и максимальные мощности и ток.

В зависимости от характера суточного графика нагрузки (коэффициента начальной загрузки и длительности максимума), эквивалентной температуры окружающей среды, постоянной времени трансформатора и вида его охлаждения согласно ГОСТ допускаются систематические перегрузки трансформаторов.

Перегрузки трансформатора можно определить при преобразовании заданного графика нагрузки в эквивалентный в тепловом отношении (рис.5.2). Допустимая нагрузка трансформатора зависит от начальной нагрузки, максимума нагрузки и его продолжительности и характеризуется коэффициентом превышения нагрузки (перегрузки), определяемым из выражения

k_ПН=I_{экв (max)} /I_ном, (9)

а коэффициент начальной нагрузки определяется из выражения

k_НН=I_эквН/I_ном, (10)

I_{экв (max) -} эквивалентный максимум нагрузки; I_эквН - эквивалентная начальная нагрузка, определяется за время 10 ч, предшествующее началу максимума нагрузки.

Рис. 18 Графики нагрузки: - - - начальная нагрузка; - - - пиковая нагрузка, превышающая номинальную; 1 - фактический суточный график; 2 - двухступенчатый, эквивалентный фактическому графику

Эквивалентный максимум нагрузки (и эквивалентная начальная нагрузка) определяется по формуле

(11)

где а₁, а₂,., а_n - различные ступени средних значений нагрузок в долях номинального тока; t₁, t₂,.,t_n - длительность нагрузок, ч.

Допустимые систематические перегрузки трансформаторов определяют по графикам или таблицам нагрузочной способности трансформаторов. Коэффициент перегрузки k_ПН дается в зависимости от среднегодовой температуры воздуха ф_{ср. г}, вида охлаждения и мощности трансформаторов, коэффициента начальной нагрузки k_НН и продолжительности двухчасового эквивалентного максимума нагрузки t_max. Для других значений t_max допускаемыйk_ПН можно определить по кривым нагрузочной способности трансформатора.

Если максимум графика нагрузки в летнее время меньше номинальной мощности трансформатора, то в зимнее время допускается длительная 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 номинальное.

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 выше номинальной. Дополнительные перегрузки одной ветви за счет длительной недогрузки другой допускаются в соответствии с указаниями завода-изготовителя. Так, трехфазные трансформаторы с расщепленной обмоткой 110 кВ мощностью 20, 40 и 63 МВА допускают следующие относительные нагрузки:

при нагрузке одной ветви обмотки 1,2; 1,07; 1,05 и 1,03;

нагрузки другой ветви должны составлять соответственно 0; 0,7; 0,8 и 0,9.

Номинальная мощность каждого трансформатора двухтрансформаторной подстанции, как правило, определяется аварийным режимом работы подстанции: при установке двух трансформаторов их мощность выбирается такой, чтобы при выходе из работы одного из них оставшийся мог обеспечить нормальное электроснабжение потребителей с допустимой аварийной перегрузкой.

Номинальная мощность трансформатора на подстанции с числом трансформаторов п > 1 в общем виде определяется из выражения, МВА,

, (12)

где Р_р = Р_maxk_1-2 - расчетная мощность, МВт; (Р_max - суммарная активная максимальная нагрузка подстанции на расчетный уровень пять лет, МВт;

k_1-2 - коэффициент участия в нагрузке потребителей 1-й и 2-й категорий);

k_ПН - коэффициент допустимой аварийной перегрузки; cos - коэффициент мощности нагрузки.

Для двухтрансформаторной подстанции, т.е. при п = 2,

. (13)

Для сетевых подстанций, где примерно до 25 % потребителей из числа малоответственных в аварийном режиме может быть отключено, k_1-2обычно принимается равным 0,75-0,85. При отсутствии потребителей 3-й категории k_1-2=l. Для производств (потребителей) исключительно 1-й и особой группы известны проектные решения, ориентирующиеся на 50 % -ную загрузку трансформаторов.

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

Поскольку k_1-2< 1, а k_ПН > 1, то их отношение k = k_1-2/k_ПНвсегда меньше единицы и характеризует резервную мощность, заложенную в трансформаторе при выборе его номинальной мощности. Чем меньше отношение, тем меньше закладываемый в трансформаторы резерв установленной мощности и эффективнее использование трансформаторной мощности с учетом перегрузки.

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

Таким образом, для двухтрансформаторной подстанции

. (14)

В настоящее время существует практика выбора номинальной мощности трансформатора для двухтрансформаторной подстанции с учетом значения k = 0,7, т.е.

. (15)

Формально зависимость (15) выглядит ошибочной: действительно, единица измерения активной мощности - Вт, полной (кажущейся) - ВА. Есть различия и в физической интерпретации S и Р. Но следует подразумевать, что осуществляется компенсация реактивной мощности на шинах подстанции 5УР, ЗУР и что коэффициент мощности cos находится на уровне 0,92-0,95. Тогда ошибка, связанная с упрощением (14) до (15), не превосходит инженерную ошибку 10 %, которая включает и приблизительность значения 0,7, и ошибку в определении фиксированного Р_max.

Таким образом, суммарная установленная мощность двухтрансформаторной подстанции

. (16)

При этом значении k в аварийном режиме обеспечивается сохранение около 98 % Р_maxбез отключения неответственных потребителей. Однако учитывая принципиально 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 S_рез сети НН (СН) определяется выражением

. (17)

При двух и более установленных на подстанции трансформаторах при аварии с одним из параллельно работающих трансформаторов оставшиеся в работе принимают на себя его нагрузку. Эти аварийные перегрузки не зависят от предшествующего режима работы трансформатора, являются кратковременными и используются для обеспечения прохождения максимума нагрузки.

Ниже приведены значения кратковременных перегрузок масляных трансформаторов с системами охлаждения М, Д, ДЦ, Ц сверх номинального тока (независимо от длительности предшествующей нагрузки, температуры окружающей среды и места установки).

Аварийные перегрузки масляных трансформаторов со всеми видами охлаждения:

Перегрузка, %..30456075100200

t, мин.....120804520101,5

Для трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов указанные перегрузки относятся к наиболее нагруженной обмотке.

В качестве примера выбора трансформаторов и связанных с этим схем ГПП для подстан-зди кислородной станции с расчетной нагрузкой Р_p = Р_max = 123 МВт рассмотрим кислородную станцию, которая предназначена для удовлетворения потребностей завода в продуктах разделения воздуха.

Основные потребители электроэнергии станции: синхронные электродвигатели 10 кВ мощностью Р_max = 3200-20000 кВт приводов компрессоров; асинхронные электродвигатели 6 кВ приводов турбодетандеров; электродвигатели и электроподогреватели 0,4 кВ технологической нагрузки, электроосвещение и другая низковольтная нагрузка. Пуск двигателей 20 МВт осуществляется плавным изменением частоты питающего напряжения. Пуск воздушных компрессоров 10 МВт предусматривался реакторным при напряжении на выводах двигателя не более 0,5 U_ном. Питание двигателей и трансформаторов 3УР радиальное.

Для электроснабжения кислородной станции было рассмотрено четыре варианта:

1) четыре трансформатора на напряжении 110 кВ по 80 МВА каждый;

2) три автотрансформатора 220/10 кВ по 125 МВА;

3) два по 100 МВА и два по 63 МВА 110 кВ;

4) две группы однофазных трансформаторов 220/10 кВ (3 х 66,67) МВА с двумя вольтодобавочными автотрансформаторами по 180 МВА для регулирования напряжения под нагрузкой.

В результате сравнения для одного из заводов в проекте был принят и осуществленный вариант (ОП-10 и ОП-11), для другого - третий вариант (ГПП-15). Выбор был сделан на основании техноценологических свойств проектируемого объекта, неформализуемости принятия технического решения, необходимости профессионально-логического анализа и применения экспертных систем.

Размещено на Allbest.ru