(5.6)
Эквивалентная температура за сутки τо экв сут ≈ τо 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 в баке (под крышкой бака трансформатора) над температурой охлаждающей среды не должно быть больше 60 °С. Наибольшая допустимая температура охлаждающей среды t o(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 τнт, 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 τнт= 140°С; при коротком замыкании τнт = 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 3УР мониторинг сейчас экономически не целесообразен). Ценологическая реальность условий не позволяет использовать выражения (5.1) и (5.2), поэтому при проектировании и отсутствии суточного графика с достаточной для практических целей точностью на заданный расчетный уровень определяют максимальную активную нагрузку подстанции Рmaх (МВт) и на ее основе осуществляют выбор трансформатора.
Если при выборе номинальной мощности трансформатора на однотранс- форматорной подстанции исходить из условия
(5.7)
где ΣPmax - максимальная активная нагрузка пятого года эксплуатации; Рр - 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:
(5.8)
где Pср.сут, Pmax и Iср.сут, Imax - 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. Допустимая нагрузка трансформатора зависит от начальной нагрузки, максимума нагрузки и его продолжительности и характеризуется коэффициентом превышения нагрузки (перегрузки), определяемым из выражения
(5.9)
а коэффициент начальной нагрузки определяется из выражения
(5.10)
где Iэкв(max) - эквивалентный максимум нагрузки; Iэкв н - эквивалентная начальная нагрузка, определяется за время 10 ч, предшествующее началу максимума нагрузки.
Эквивалентный максимум нагрузки (и эквивалентная начальная нагрузка) определяется по формуле
(5.11)
где a1,а2,..., аn - различные ступени средних значений нагрузок в долях номинального тока; t1, t2,..., tn - длительность нагрузок, ч.
Допустимые систематические перегрузки трансформаторов определяют по графикам или таблицам нагрузочной способности трансформаторов. Коэффициент перегрузки kп.н дается в зависимости от среднегодовой температуры воздуха τср.г, вида охлаждения и мощности трансформаторов, коэффициента начальной нагрузки kн.н и продолжительности двухчасового эквивалентного максимума нагрузки tmaх Для других значений tmax допускаемый kп.н 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.
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:
Для трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов указанные перегрузки относятся к наиболее нагруженной обмотке.
Схемы блочных подстанций и комплектных трансформаторных подстанций (КТП), их особенности
Большинство подстанций промышленных предприятий выполняют без сборных шин на стороне первичного напряжения по блочному принципу в виде следующих схем: 1) линия - трансформатор; 2) линия - трансформатор - токопровод (магистраль). Блочные схемы просты и экономичны. Установка, как правило, двух трансформаторов на подстанциях промышленных предприятий, обеспечивает по надежности электроснабжение потребителей 1 категории.
На рис. 5.3 показаны схемы блочных ГПП, выполненные без перемычки (мостика) между питающими линиями (35) 110-220(330) кВ.
Рис. 5.3. Безмостиковые схемы блочных ГПП:
1-двухобмоточный трансформатор; 2-заземляющий разъединитель; 3-;4-разрядник; 5-короткозамыкатель; 6-отделитель.
Схема на рис. 5.3, а - простейшая (см. рис. 4.3, а) при радиальном питании, получила широкое распространение при закрытом вводе кабельной линии2 в трансформатор (глухое присоединение). Особенно целесообразно использовать при загрязненной окружающей среде, высокой стоимости земли или при необходимости размещения ПГВ на плотно застроенном участке, например при расширении и реконструкции предприятия. При повреждении в трансформаторе отключающий импульс защиты трансформатора передается на отключение выключателя на питающей подстанции.
На рис. 5.3, в показана схема с воздушными линиями с установкой корот- козамыкателей 5 и ремонтных разъединителей. При возникновении повреждения в трансформаторе короткозамыкатель включается под действием релейной защиты от внутренних повреждений в трансформаторе (газовой, дифференциальной), к которым не чувствительна защита головного участка линии, и производит искусственное короткое замыкание линии, вызывающее отключение выключателя на головном участке этой линии (головной выключатель защищает не только линию, но и трансформатор).
Схема на рис. 5.3, г используется при магистральном питании для отпаеч- ных ГПП. Отделителем 6 осуществляются оперативные отключения трансформатора.
На рис. 5.3, д показана схема с воздушными линиями и установкой корот- козамыкателей, отделителей и ремонтных разъединителей. Эта схема применяется при питании от одной воздушной линии нескольких (желательно не более трех) подстанций так называемыми отпайками.
Вариант с силовыми выключателями, приведенный на рис. 5.3, е, предпочтителен при наличии финансовых средств. Данную схему можно применять для отпаечных подстанций, питаемых по магистральным линиям, для тупиковых подстанций, питаемых по радиальным линиям, а также для подстанций, расположенных близко к источнику питания (применение короткоза- мыкателей в этих случаях приводит к значительным падениям напряжения на шинах ИП).
Схемы с перемычками между питающими линиями следует применять лишь в случае обоснованной необходимости устройства перемычек. В загрязненных зонах от данных схем следует отказаться из-за наличия дополнительных элементов, подвергающихся загрязнению и увеличивающих вероятность аварий на подстанции.
Достаточно распространена схема с отделителями 2 и короткозамыкателями 1 на линиях и с неавтоматизированной перемычкой из двух разъединителей 3, установленной со стороны питающих линий (рис. 5.4, а). Эта перемычка позволяет: присоединить оба трансформатора к одной линии (при таком режиме при повреждении одного трансформатора отключаются оба); сохранить в работе трансформатор при повреждении питающей его линии,
Рис. 5.4. Схемы подстанций с перемычками (мостиками) между питающими линиями
переключив его на вторую линию (перекрестное питание); обеспечить питание подстанции на время ревизии или ремонта трансформатора. В схеме может быть использован отключающий импульс вместо короткозамыкателя.
Схема на рис. 5.4, б используется при питании подстанций по транзитным линиям 220 кВ или по линиям с двусторонним питанием. Как вариант может быть применена схема со второй (показанной пунктиром) перемычкой 4 со стороны линий, выполненная разъединителями. Этот вариант схемы допускает не прерывать разрыва транзита электроэнергии в периоды ремонта одного из выключателей 220 кВ. Если в схеме предусмотреть дополнительную установку отделителей в цепях трансформаторов, то при повреждении трансформатор отключается отделителем (в бестоковую паузу), а транзит мощности автоматически восстанавливается.
Схема на рис. 5.4, в может быть применена для тупиковых подстанций с автоматикой в перемычке, если использование короткозамыкателя не представляется возможным по техническим причинам, а стоимость оборудования для передачи отключающего импульса соизмерима со стоимостью выключателя 5 или же передача отключаемого импульса неприемлема по другим причинам. Схему в можно применять также при включении трансформаторов в рассечку транзитных линий или линий с двусторонним питанием при сравнительно малых расстояниях между отпайками или между головным выключателем питающей подстанции и отпайкой. При этом повреждение трансформатора не нарушает питания всех других подстанций, связанных с этими линиями.
Схемы с выключателями в электроснабжении промышленных предприятий применяют редко, так как капитальные затраты выше, чем при схемах с отделителями и короткозамыкателями.
Мощность трансформаторов, присоединяемых по приведенным схемам, должна находиться в пределах коммутационной способности разъединителей и отделителей по отключению тока холостого хода, а при применении силовых выключателей определяется их параметрами.
Короткозамыкатели нельзя ставить в зоне действия дифференциальной защиты трансформатора потому, что каждое включение короткозамыкателя от действия газовой защиты или по другой причине будет вызывать срабатывание дифференциальной защиты. Это дезориентирует обслуживающий персонал (не сразу можно выяснить причину отключения трансформатора) и затягивает ликвидацию аварии. Разрядники также нужно ставить вне зоны действия дифференциальной защиты во избежание ложного действия защиты и неправильного отключения трансформатора.
От схем подстанций 5УР со стороны высокого напряжения практически не зависят схемы присоединения трансформаторов мощностью 10 МВА и выше к секциям сборных шин распределительных устройств вторичного напряжения. Число секций, напряжение, количество отходящих линий зависит в большой степени от требований потребителей с учетом вариантов электроснабжения на напряжении, отличном от наиболее распространенного 10 кВ (рис. 5.5).
При выборе схемы подключений решающими можно считать следующие показатели: мощность подстанции, определяющую число выводов и секций шин 6-10 кВ; наличие, единичную мощность и напряжение крупных потребителей (электропечей, воздуходувок и др.); мощность КЗ на стороне 6-10 кВ, от которой зависит необходимость установки реакторов; характер нагрузок, определяющих подпитку места КЗ и число секций на стороне 6-10(35) кВ.
Компоновка открытых и закрытых распределительных устройств (подстанций)
Определение параметров электропотребления на разных уровнях систем электроснабжения, выбор источников питания, разработка схемы электроснабжения, выбор силовых трансформаторов, количества и места расположения подстанций 5УР и 4УР дают возможность скомпоновать каждое подстанционное ОРУ - открытое распределительное устройство, когда всё или основное оборудование РУ расположено на открытом воздухе, и ЗРУ - закрытое распределительное устройство, оборудование которого расположено в здании.
Существуют некоторые общие требования, определяющие компоновку ОРУ или ЗРУ (установку каждого изделия и конструкцию сооружения) и регламентируемые ПУЭ. Электрооборудование, токоведущие части, изоляторы, крепления, ограждения, несущие конструкции, изоляционные и другие расстояния необходимо выбирать и устанавливать таким образом, чтобы были соблюдены следующие условия:
- вызываемые усилия, нагрев, электрическая дуга или другие сопутствующие работе явления (искрение, выброс газов и т. п.) не смогут привести к повреждению оборудования и возникновению КЗ или замыкания на землю, а также причинить вред обслуживающему персоналу;
- при нарушении нормальных условий работы электроустановки обеспечивается необходимая локализация повреждений, обусловленных действием КЗ;
- при снятом напряжении с какой-либо цепи относящиеся к ней аппараты, токоведущие части и конструкции можно подвергать безопасному осмотру, замене и ремонтам без нарушения нормальной работы соседних цепей;
- обеспечение возможности удобного транспортирования оборудования.
Во всех цепях РУ следует предусматривать установку разъединяющих устройств с видимым разрывом, обеспечивающих возможность отсоединения всех аппаратов (выключателей, отделителей, предохранителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения и т. п.), каждой цепи от сборных шин, а также от других источников напряжения.
Указанное требование не распространяется на шкафы КРУ и КРУН с вы катными тележками, высокочастотные заградители и конденсаторы связи, трансформаторы напряжения, устанавливаемые на отходящих линиях, разрядники, устанавливаемые на выводах трансформаторов и на отходящих линиях, а также на силовые трансформаторы с кабельными вводами.
Для территории ОРУ и подстанций, на которых в нормальных условиях эксплуатации могут иметь место утечки масла (аппаратная маслохозяйства, склады масла, машинные помещения, а также трансформаторы и выключатели при ремонтных и других работах), должны предусматриваться устройства для его сбора и удаления в целях исключения возможности попадания в водоемы.
Подстанции 35-110 кВ следует преимущественно проектировать комплектными, заводского изготовления, блочной конструкции. Распределительные устройства 35-750 кВ рекомендуется выполнять открытого типа. Распределительные устройства 6-10 кВ можно выполнять в виде комплектных шкафов наружной установки (КРУН). Распределительные устройства 6-10 кВ закрытого типа следует применять: в районах, где по климатическим условиям не могут быть применены КРУН; в районах с загрязненной атмосферой и районах со снежными и пыльными бурями; при числе шкафов более 25; при наличии технико-экономического обоснования (по требованиям заказчика).
На подстанциях 35-330 кВ с упрошенными схемами на стороне высшего напряжения с минимальным количеством аппаратуры, размещаемых в районах с загрязненной атмосферой, рекомендуется использовать открытую установку оборудования высокого напряжения и трансформаторы с усиленной внешней изоляцией.
Закрытые распределительные устройства 35-220 кВ следует применять в районах: с загрязненной атмосферой (где применение открытых распределительных устройств с усиленной изоляцией или аппаратурой следующего класса напряжения, с учетом ее обмыва, неэффективно, а удаление подстанции от источника загрязнения экономически нецелесообразно, как и требование об установке специального оборудования); со стесненной городской и промышленной застройкой; с сильными снегозаносами и снегопадом (а также в суровых климатических условиях при соответствующем технико-экономическом обосновании). Здание ЗРУ должно быть без окон, и его допускается выполнять как отдельно стоящее, так и сблокированное со зданиями общеподстанционных пунктов управления, в том числе и по вертикали.
Герметизированные комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией 110 кВ и выше (КРУЭ) применяют при стесненных условиях в крупных городах и на промышленных предприятиях, а также в районах с загрязненной атмосферой.
В условиях интенсивного загрязнения в блочных схемах трансформатор - линия рекомендуется применять трансформаторы со специальными кабельными вводами на стороне 110-220 кВ и шинными выводами в закрытых коробах на стороне 6-10 кВ.
Закрытую установку трансформаторов 35-220 кВ используют, если усиление изоляции не дает должного эффекта; в атмосфере содержатся вещества, вызывающие коррозию, а применение средств защиты нерационально; при необходимости снижения уровня шума у границ жилой застройки.
В закрытых распределительных устройствах 6-10 кВ следует применять шкафы КРУ заводского изготовления. Шкафы КРУ, конструкция которых предусматривает обслуживание с одной стороны, устанавливают вплотную к стене, без прохода с задней стороны. Ширина коридора обслуживания должна обеспечивать передвижение тележек КРУ; для их хранения и ремонта в закрытых распределительных устройствах необходимо предусматривать специальное место.
Компоновку и конструкцию ОРУ разрабатывают для принятых номинального напряжения, схемы электрических соединений, количества присоединяемых линий, трансформаторов и автотрансформаторов, выбранных параметров и типов высоковольтной коммутационной и измерительной аппаратуры (выключатели, разъединители, трансформаторы тока и напряжения) и ошиновки. При этом должны быть учтены местные условия размещения площадки, отведенной для проектируемого ОРУ: рельеф, грунты, размеры площадки, направления линий (коридоры для ввода и вывода линий), примыкание железнодорожных путей и автомобильных дорог. Должны быть также учтены местные климатические условия. Собственно ОРУ может быть выполнено широким и коротким, либо узким и длинным. ОРУ может быть с гибкой, жесткой и смешанной (и гибкой, и жесткой) ошиновкой, что отразится на конструкциях для установки (подвески) этой ошиновки и на размерах этих конструкций (пролетах порталов, высоте колонн, их количестве и массе, количестве опорных и подвесных изоляторов).
В последние годы все большее распространение получают комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией (КРУЭ) на напряжении 110-500 кВ. Применение КРУЭ открывает новые перспективы индустриализации строительства подстанций, позволяет уменьшить время монтажа по сравнению с традиционными РУ в 4-5 раз, улучшить условия эксплуатации и надежность работы, сократить необходимую для подстанции плошадь в 7-40 раз (в зависимости от напряжения).
Однако высокая стоимость ячеек КРУЭ делает их применение более оправданным в случаях, когда решающим является размер площадки (например, для подстанций глубоких вводов на территории промышленных предприятий или в крупных жилых массивах).
Закрытые подстанции 6-10 кВ, выполненные для 4УР как РУ 10 кВ или дня 5УР как ЗРУ 10 кВ ГПП, по компоновке различаются мало, за исключением случаев, когда на ГПП сооружается развитое ОРУ (см., например, рис. 5.4, 6, в) или к РП подключаются электроприемники (потребители), требующие специального пуска, ограничения по пуску и др. Развитое ОРУ требует помещений для щитов управления, сигнализации и автоматизации, устройств оперативного тока, аккумуляторов; для воздушных выключателей необходима установка компрессоров и специального оборудования
