Реконструкция подстанции "Гежская" 110/6 кВ (стр. 4 из 23)
Таким образом, при установке трансформаторов 2,5 и 6,3 МВА на ПС нельзя обеспечить экономически целесообразный режим работы трансформаторов и потребную мощность в аварийном режиме. Последнее можно выполнить только при условии завышения номинальной мощности, которая в нормальном режиме будет недоиспользоваться.
Согласно ГОСТ 14209-69 и 11677-75 условия нормальной работы силовых масляных трансформаторов предусматривают, чтобы:
1) температура окружающей среды была равной 20оС;
2) превышение средней температуры масла над температурой окружающей среды составляло для систем М и Д 44оС;
3) превышение температуры наиболее нагретой точки обмотки над средней температурой обмотки было равно 130оС;
4) отношение потерь КЗ к потерям ХХ было рано пяти (принимают наибольшее значение запаса по нагреву изоляции);
5) при изменении температуры на 6оС от среднего ее значения при номинальной нагрузке, равной 85оС, срок службы изоляции изменялся вдвое (сокращался при повышении температуры или увеличивался при ее понижении);
6) во время переходных процессов в течение суток наибольшая
температура верхних слоев масла не превышала 95оС и наиболее
нагретой точки металла обмотки 140оС. Это условие справедливо только для эквивалентной температуры окружающей среды, равной 20оС. При снижении этой температуры необходимо следить за нагрузкой трансформатора по контрольно-измерительным прибора и во всех случаях не допускать превышение нагрузки сверх 150% номинальной (ГОСТ 14209-69).
Выбор числа, типа и мощности силовых трансформаторов для питания потребителей подстанции производят на основании расчетов и обоснований по графикам электрических нагрузок.
1. Определяем число трансформаторов на подстанции, исходя из обеспечения надежности питания с учетом категории потребителей;
2. Намечаем возможные варианты номинальной мощности выбираемых трансформаторов с учетом допустимой нагрузки их в нормальном режиме и допустимой перегрузки в аварийном режиме;
3. С учетом возможности расширения или развития подстанции решаем вопрос о возможной установке более мощных трансформаторов на тех же фундаментах.
Нефтяная промышленность относиться к потребителям I-ой категории по электроснабжению, в связи с непрерывным технологическим процессом. Согласно ПУЭ потребители первой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервируемых источников питания. Из этого следует, что на реконструируемой подстанции необходимо установить два трансформатора, мощностью достаточной для принятия всей нагрузки первой категории одним трансформатором в аварийном режиме, с учетом работы с допустимой перегрузкой в часы пик.
Перегрузка трансформаторов допускается сверх номинального тока до 40% общей продолжительностью не более 6 часов в сутки в течение 5 суток подряд, при условии что коэффициент загрузки в нормальном режиме не превышал 93%.
Выбор номинальной мощности трансформаторов ПС осуществляем по полной расчётной мощности (п. 2.1):
= 3049 кВА. По справочнику выбираем ближайший по мощности трансформатор марки ТМН 6300/110 с низшим напряжением 6,3 кВ и следующими техническими данными: 
= 44 кВт, 
=10,5%.Проверяем возможность работы выбранного трансформатора в аварийном режиме:
; 
кВА.Определим коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме:
; 
Данный трансформатор подходит для установки на модернизируемой подстанции, т.к. в аварийном режиме он способен полностью принять на себя нагрузку также учитывая заданные условия о будущем увеличении нагрузки потребителей, окончательно останавливаемся на варианте замены масляного трансформатора 2,5 МВА трансформатором мощностью 6,3 МВА типа ТМН 6300/110.
2.3 Выбор и обоснование контрольных точек расчёта и вида тока короткого замыкания
Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение коротких замыканий в сети или в элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала. Для снижения ущерба, обусловленного выходом из строя электрооборудования при протекании токов КЗ, а также для быстрого восстановления нормального режима работы системы электроснабжения необходимо правильно определить токи КЗ и по ним выбрать электрооборудование, защитную аппаратуру и средства ограничения токов КЗ.
Места расположения точек КЗ выбирают таким образом, чтобы при КЗ проверяемое электрооборудование, проводники находились в наиболее неблагоприятных условиях. Например, для выбора коммутационной аппаратуры необходимо выбирать место КЗ непосредственно на их выходных зажимах, выбор сечения кабельной линии производят по току КЗ в начале линии. Места расположения точек КЗ при расчётах релейной защиты определяют по ее назначению – в начале или конце защищаемого участка.
Выделим что место короткого замыкания в зависимости от назначения выбирается из следующих основных соображений:
1. Ток КЗ должен проходить по ветвям, для которых выбирается (проверяется) аппаратура или рассчитываются параметры релейной защиты;
2. Для определения наибольшего значения тока КЗ при данном режиме место короткого замыкания выбирается у места установки защиты (в начале линии, до трансформатора и т.д., считая от источника питания). Для определения наименьшего значения тока КЗ место короткого замыкания выбирается в конце защищаемого участка или в конце следующего (резервируемого) участка для проверки резервирующего действия защиты;
3. Для согласования чувствительности двух устройств релейной защиты место короткого замыкания выбирается в конце зоны действия того устройства, с которым ведётся согласование;
4. Для определения коэффициентов распределения место короткого замыкания выбирается в конце участка, следующего за узлом, в котором «происходит подпитка или распределение токов КЗ».
Исходя из вышесказанного произведём расчёт токов КЗ на шинах 110, 6 кВ и на отходящих фидерах в дальнейшем для расчёта релейной защиты в точках начала и конца защищаемого участка.
Выбор вида КЗ в расчётах релейной защиты определяется её функциональным назначением и может быть трёх-, двух-, однофазным и двухфазным КЗ на землю. Для определения электродинамической стойкости аппаратов и жестких шин в качестве расчётного принимают трёхфазное КЗ; для определения термической стойкости аппаратов, проводников - трёхфазное или двухфазное КЗ в зависимости от тока. Проверку отключающей и включающей способностей аппаратов проводят по трёхфазному или по однофазному току КЗ на землю (в сетях с большими токами замыкания на землю) в зависимости от его значения. Трёхфазные КЗ являются симметричными, так как в этом случае все фазы находятся в одинаковых условиях. все остальные виды КЗ являются несимметричными, поскольку при каждом их них фазы находятся не в одинаковых условиях и значения токов и напряжений в той или иной мере искажаются.
В нашем случае необходимым и достаточным условием является расчёт трёх- и двухфазных токов короткого замыкания.
2.4 Составление расчётной схемы и схемы замещения
Расчет токов короткого замыкания произведем исходя из значений токов короткого замыкания на шинах 110 кВ ПС «Бумажная», письмо «Пермского РДУ» «О токах короткого замыкания». Для вычисления токов КЗ составим расчетную схему, затем схему замещения.
Составление расчётной схемы. Расчётную схему составляют в однолинейном изображении; в неё вводят все источники, участвующие в питании места КЗ, и все элементы системы электроснабжения (трансформаторы, линии, выключатели), расположенные между ними и местом КЗ. Синхронные компенсаторы учитывают как источники питания. На расчётной схеме указывают основные параметры элементов (мощности, напряжения КЗ трансформаторов, длины и сечения линий, сопротивления источников и т.д.) и намечают точки КЗ.
Составление схемы замещения. По расчётной схеме составляют схему замещения, где все её элементы заменяют сопротивлениями, приведёнными к базисным условиям. Затем преобразуют и упрощают схемы замещения в направлении от источника до точки КЗ.
Для трансформаторов, высоковольтных линий и коротких участков распределительной сети обычно учитывают только индуктивные сопротивления. При значительной протяженности сети (кабельной и воздушной) учитываются так же их активные сопротивления, так как в удаленных от генераторов точках КЗ сказывается снижение ударного коэффициента.
Для отдельных элементов схемы принимают следующие значения индуктивных сопротивлений:
а) для трансформаторов, если пренебречь их активным сопротивлением, напряжение КЗ
(%) численно равно их индуктивному сопротивлению х (%);б) для ВЛ напряжением выше 1 кВ значение
= 0,4 Ом/км;в) для КЛ напряжением 6 – 20 кВ величина
= 0,08 Ом/км;