Реконструкция подстанции 'Сорокино' 110/10/10

Реконструкция подстанции 'Сорокино' 110/10/10

Введение

Целью данного диплома - создание проекта реконструкции подстанции «Сорокино» на основе прогрессивных технических решений.

Необходимость реконструкции подстанции вызвана физически и морально устаревшим парком оборудования, при эксплуатации которого растет день ото дня риск аварий на подстанции, а значит и нарушения снабжения ее потребителей, среди которых есть и потребители І категории.

При проектировании реконструкции подстанций руководствовался действующими нормативными документами, указанными в приложении №2 в «Нормах технологического проектирования подстанций переменного тока 35-750 кВ (далее - НТП ПС)» как и самими «НТП ПС». Также использовались такие нормативные источники как Концепция технической политики ОАО «МОЭСК» (от приказа ОАО РАО «ЕЭС России» с 12.11.04 г. №660) и Техническая политика ОАО «МРСК Центра» (от приказа ОАО «ФСК ЕЭС» от 26.10.2006 г. №270 р/293 р). Все вышеперечисленные документы созданы в соответствии и утверждены компанией ОАО «ФСК ЕЭС».

При проектировании подстанции (далее - ПС) должно быть обеспечено: 1. Надежное и качественное электроснабжение потребителей. 2. Внедрение передовых проектных решений, обеспечивающих соответствие всего комплекса показателей подстанций современному мировому техническому уровню. 3. Высокий уровень технологических процессов и качества строительных и монтажных работ. 4. Экономическая эффективность, обусловленная оптимальным объемом привлекаемых инвестиций и ресурсов, используемой земли и снижением эксплуатационных затрат. 5. Соблюдение требований экологической безопасности и охраны окружающей среды. 6. Ремонтопригодность применяемого оборудования и конструкций. 7. Передовые методы эксплуатации, безопасные и удобные условия труда эксплуатационного персонала.

Проект ПС выполняется на расчетный период (5 лет после ввода в эксплуатацию) с учетом перспективы ее развития на последующие не менее 5 лет.

Основные требования к ПС нового поколения: 1. Компактность, комплектность и высокая степень заводской готовности. 2. Надежность работы ПС посредством применения электрооборудования современного технического уровня. 3. Удобство проведения осмотра, технического обслуживания и ремонта; 4. Безопасность эксплуатации и обслуживания. 5. Создание ПС без обслуживающего персонала с дистанционным управлением. 6. Комплексная автоматизация, обеспечивающая создание интегрированной системы управления технологическими процессами с подсистемами релейной защиты и автоматики, коммерческого учета электроэнергии, мониторинга состояния оборудования, диагностики и управления оборудованием. 7. Обеспечение резервируемыми цифровыми каналами связи для передачи сигналов управления и информации о состоянии электрооборудования на диспетчерский пункт, в том числе, диспетчерскими голосовыми каналами. 8. Экологическая безопасность.

Устанавливаемый комплекс оборудования и устройств на ПС: - Силовое высоковольтное оборудование. - Устройства Релейной защиты и автоматики (РЗиА). - Устройства Противоаварийной автоматики (ПА). - Устройства Автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП). - Устройства автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ). - Устройства системы диспетчерского и технологического управления (АСДТУ). - Устройства системы диагностики и программно-технические комплексы обеспечение систем автоматической системы технического учета (АСТУ). Весь выше перечисленный комплекс оборудования и устройств должен быть аттестован в установленном ОАО «ФСК ЕЭС» порядке.

Срок службы оборудования, применяемого при новом строительстве и реконструкции подстанций, должен быть не менее 25 лет (силовых трансформаторов не менее 30 лет, аккумуляторов не менее 20 лет).

Технические требования при строительстве или реконструкции ПС.

РУ 35-220 кВ:

1. Применение закрытых РУ 35-220 кВ, в том числе, модульного контейнерного исполнения, а так же КРУЭ 110-220 кВ в крупных городах или стесненных условиях. Открытое исполнение РУ применять в остальных случаях. 2. В целях сокращения площадей ПС отдать предпочтение жесткой ошиновке. Применение гибкой ошиновки разрешаеться. 3. Самодиагностика и прогрессивные технологии обслуживания основного электрооборудования;

. Электрическая схема РУ должна соответствовать [4].

5. Компоновка ОРУ должна предусматривать возможность перехода к более сложной схеме (при наличии перспективы расширения ПС).

Запрещаются: Схемы первичных соединений ПС 35-220 кВ с отделителями и короткозамыкателями, а также с беспортальным приемом ВЛ.

РУ 6-10 кВ:

1. Закрытое исполнение, в том числе, с ячейками модульного типа на базе вакуумных выключателей.

. Использование сухих трансформаторов собственных нужд.

. Гибкая архитектура ячейки с компактной и безопасной компоновкой функциональных элементов устройства.

. Для защиты от коротких замыканий внутри шкафов КРУ должны быть предусмотрены как релейная (логическая), так и клапанная дуговые защиты, в случае недостаточной чувствительности одной из применяемых дуговых защит применяются другие типы защит (фототиристорная, с применением световодов, оптическая и т.п.).

. Оснащение устройствами РЗиА, аппаратами телеуправления, телесигнализации и приборами для определения наличия мест междуфазных однофазных замыканий на землю в линии 6-10 кВ, установленными вне ячеек РУ (отдельная панель (набор панелей) устройств РЗиА, вынесенная в отдельное помещение или на противоположную сторону РУ), с единым микропроцессорным модулем управления, контролирующим работу устройств РЗА на всех присоединениях.

. Схема РУ 6-20 кВ не должны предусматривать наличие более двух секций.

Обязательное к применению силовое высоковольтное оборудование ПС:

. Силовые трансформаторы 35-220 кВ:

- Применение встроенной системы непрерывного мониторинга состояния без вывода в ремонт трансформатора.

Применение высоковольтных вводов с твердой изоляцией (RIP). - Оснащение РПН и ее микропроцессорными блоками управления.

Оснащение АРНТ (автоматическими регуляторами напряжения).

2. Выключатели 110 кВ и выше:

- В климатических зонах с минимумом температур ниже (- 45)⁰С должны использоваться элегазовые баковые выключатели с подогревом. В остальных случаях - элегазовые колонковые выключатели. - При наличии потребителей І категории ПС применять для элегазовых выключателей пружинный привод и электродвигатель постоянного тока.

3. Разъединители 110 кВ и выше:

- Применять разъединители горизонтального - поворотного типа с электроприводом рабочих и заземляющих ножей с наличием защитной блокировки между ними.

Комплектование высокопрочными фарфоровыми или полимерными опорными изоляторами.

Применение стойкого антикоррозионного покрытия стальных деталей на основе горячей или холодной оцинковки.

Запрещаются: Разъединители типа РЛНД на всех уровнях напряжения.

4. Выключатели 6-10 кВ:

- Использовать на всех уровнях РУ 6-10 кВ выключатели одного производителя с линейкой параметров до I_НОМ = 3150 А. - Совместимость с микропроцессорными устройствами РЗиА различных производителей. Не рекомендуются к применению: Электромагнитные, пневматические и гидравлические приводы для высоковольтных выключателей. Запрещаются: Воздушные и масляные выключатели на всех уровнях напряжения.

5. Измерительные трансформаторы тока (ТТ) и напряжения (ТН):

- Пожаро- и взрывобезопасность.

ТТ должны иметь не менее трех вторичных обмоток. Три обмотки для защит отходящих линий, а четыре - для защит вводов трансформатора.

Классы точности измерительных обмоток 0,2 и 0,2S для коммерческого учета.

ТТ на напряжениях до 35 кВ (включительно) должны быть литыми. - Антирезонансные ТН на всех уровнях напряжения РУ.

6. Дугогасящий реактор (ДГР) для компенсации емкостных токов:

- Масляные или сухие (ПС закрытого типа) только с плавной регулировкой тока настройки.

Рекомендуется использование комбинированных ДГР с подключаемым специальным трансформатором (ТДГР) в одном корпусе. - Оснащение системой автоматической настройки тока компенсации и устройством.

Установка ДГР на каждой секции РУ 6-10 кВ.

За схему соединения обмоток ТДГР принять Y₀ /Δ -11.

7. Ограничители перенапряжения (ОПН): - Устанавливать ОПН с датчиком тока импульсов срабатывания и возможностью измерения токов утечки под рабочим напряжением в сетях напряжением 35-110 кВ. - Применять ОПН на основе оксидно-цинковых варисторов, с полимерной изоляцией, взрывобезопасного исполнения категории А. Запрещаются: Трубчатые и вентильные разрядники на всех уровнях напряжения.

8. Трансформатор собственных нужд (ТСН): - Использовать сухие ТСН. При соответствующем обосновании - масляные герметичные ТСН марки ТМГ, ТМГСУ. При этом вводы трансформаторы не должны быть маслонаполненными. - Наличие автоматических устройств защиты масла. - Установка ТСН в комплектном виде двухтрансформаторной ПС (обозначение - 2КТП). - За схему соединения обмоток ТСН принять . - В РУ 0,4 кВ прокладывать только изолированные проводники, а защиту обеспечивать автоматическими выключатели. Запрещаются: Мачтовые и КТП шкафного типа с вертикальной компоновкой оборудования. Масляные трансформаторы марки ТМ.

Опорно-стержневая изоляция ПС: С целью предотвращения поломки опорно-стержневых изоляторов (ОСИ) разъединителей и ошиновки (шинных мостов) устанавливать полимерные изоляторы вместо фарфоровых. Запрещаются: полимерные изоляторы - серии ЛП и ЛПИС с оболочкой полиолефиновой композиции.

Воздушная линия (ВЛ) 110 кВ и выше для питания ПС: - В качестве провода ВЛ использовать марку АС или термостойкие провода марок АССС (АССR), AERO-Z. - Создание необслуживаемых воздушных линий путем применения эффективных систем защиты ВЛ от гололедных и ветровых воздействий, грозовых перенапряжений, вибрации и пляски проводов (тросов). - Применение грозозащитных тросов (ГТ) с антикоррозийным покрытием сечением не менее 70 мм². - Монтаж волоконно-оптического кабеля (ВОК). Рекомендуется исполнение ОКГТ - оптический кабель, встроенный в грозозащитный трос.

Кабельные линии (КЛ) от РУ НН ПС: - Прокладывать кабель с изоляцией только из сшитого полиэтилена (далее - кабель из СПЭ-изоляцией), не распространяющего горение, низким выделением токсичных газов «Внг-LS». - Экранирование из медных проволок с заземлением с двух сторон. - Для защиты КЛ, проложенных в земле, от механических повреждений применять полимерную плиту марок ПКЗ 24х48 и ПКЗ 36х48.

1. Характеристика действующей ПС «Сорокино»

.1 Положение в Единой энергетической системе

Подстанция «Сорокино 110/10/10 кВ была введена в эксплуатацию в далеком 1968 году. Местоположение подстанции - Юг московской область, г. Кашира, окраина восточной части города. Начиная с 1 апреля 2005 года, подстанция находиться в распоряжении сетевой организации ОАО «МОЭСК» и ее территориального филиала - «Южные электрические сети». Подстанция имеет порядковый номер №525. ПС «Сорокино» по своему назначению является районной понизительной.

Из рисунка видно, что питание ПС осуществляется двумя отпайками в виде ВЛ марки АС - 240/39 на напряжении 110 кВ. Отпайки длиной 10 км соединяется с транзитной линией «Каширская ГРЭС - проходная подстанция «Ожерелье». Таким образом, ПС «Сорокино» является ответвительной.

Схема питания ответвительной ПС «Сорокино»

1.2 Анализ существующей схемы электрических соединений, элементов подстанции и техническия решения по замене устаревшего оборудования

РУ высшего напряжения 110 кВ выполнено в открытом виде (ОРУ), а РУ низшего напряжения 10 кВ - в комплектных ячейках (КРУ) в закрытом здании ЗРУ.

Схема соединения ОРУ-110 кВ является нестандартной, то есть не соответствует [4]. Современный аналог действующей схемы - типовая схема «110-4Н» (Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии).

Коммутационные аппараты на ОРУ-110 кВ: отделители и короткозамыкатели. Заменить в ходе реконструкции на элегазовые выключатели и разъединители горизонтально-поворотного типа с электроприводом. ТТ типа ТФЗМ-110Б - III заменить на предлагаемые в отдельном разделе диплома оптоэлектронные комбинированные измерительные трансформаторы (ТТ и ТН в одном устройстве). Вместо вентильных разрядников типа РВМГ со стороны 110 кВ установить полимерные ОПН.

Возможен демонтаж проводов питающей ВЛ 110 кВ марки АС 240/39. Монтаж и установка нового грозозащитного троса со встроенным оптическим кабелем типа ОКГТ.

На ПС установлены два силовых трансформатора типа ТРНДЦН-40000/110 с эффективно-заземленной нейтралью. Срок службы истек - подлежат замене.

Выводы низших обмоток трансформаторов защищаются вентильными разрядниками РВО-10. Заменить в ходе реконструкции на ОПН-10.

Схема соединения КРУ-10 кВ представляет собой две системы сборных шин, секционированные выключателями. В нормальном режиме - раздельная работа двух систем шин. Секционные выключатели с устройством автоматического ввода резерва (АВР). На ПС установлены ячейки КРУ серии КРУ-2-10. Коммутационные аппараты ячеек КРУ: маломасляные выключатели ВМПЭ-10/2000 (вводной на секции; секционные) и ВМПЭ-10/630 (отходящие фидера). Измерительные трансформаторы в ячейках КРУ: ТТ типов ТШЛ-10 (ячейка ввода на секции) и ТПОЛ-10 (ячейки фидеров). ТН типа НАМИ-10-66 совместно с ОПН-10ф в отдельных ячейках на всех 4 секциях РУ 10 кВ. Ячейки КРУ-2-10 почти выработали свой срок службы, поэтому принято решение не просто заменить их начинку (маломасляные выключатели, блоки РЗиА и т.п.), а приобрести новые КРУ полной заводской комплектации.

Число установленных ячеек КРУ на подстанции равно - 37: Количество отходящих линий фидеров - 23. Кол-во ячеек совместных ТН типа НАМИ и ОПН - 4. Кол-во ячеек вводных выключателей секций - 4. Кол-во ячеек с секционными выключателями - 2. Кол-во резервных ячеек - 4.

Некоторые кабели отходящих фидеров имеют бумажно-масляную изоляцию (кабели с б/м изоляцией), поэтому в ходе реконструкции будут заменены на кабели из СПЭ-изоляцией с некоторым увеличением проводимостей.

Для питания собственных нужд ПС установлены два трансформатора типа ТСМА-250/10. Соединяются на ответвлении между выводами низших обмоток силовых трансформаторов и вводными выключателями на шины 10 кВ. Такое соединение выполнено вследствие применения на ПС переменного оперативного тока. Сеть собственных нужд имеет напряжение 380/220 В с заземленной нейтралью. Шины 380/220 В секционированы автоматами с устройством АВР. Сроки служб ТСН истекли, и они подлежат замене.

.3 Потребители ПС «Сорокино»

. Каширские городские электрические сети (ГорЭС).

. Каширские распределительные электрические сети (РЭС).

. ОАО «Каширский литейный завод - Центролит».

. ОАО» Ожерельевский комбикормовый завод».

Рост нагрузок ПС стабильный, вследствии динамичного развития городской инфраструктуры, а также увеличения производственных мощностей подключенных предприятий. Ожидаеться в недалеком будущем и подключение новых крупных потребителей в виде предприятия компании ООО РП «Новотранс».

.4 Расчетные климатические и геологические условия района ПС

Расчетные климатические и геологические условия района ПС

2. Выбор числа и мощности трансформаторов

2.1 Построение графика электрических нагрузок ПС и проверка на устойчивость к систематическим и аварийным перегрузкам

На ПС «Сорокино» установлены два трансформатора типа ТРНДЦН-40000-110/10. Все потребители ПС - со стороны 10 кВ. Имеются потребители 1 категории. Поэтому в ходе реконструкции будут установлены также два трансформатора (применение трех и более трансформаторов экономически неоправданно).

В целях ограничения токов КЗ на низшей стороне, и для более удобного подключения большего числа потребителей - в ходе реконструкции будут установлены также трансформаторы с расщеплением низшей обмотки. Применение РПН - обязательное.

Выбор номинальной мощности трансформаторов начинается с построения графиков электрических нагрузок трансформатора в зимний и летний расчетный день. При построении графиков следует учитывать и работу компенсирующих устройств ПС (синхронные компенсаторы, батареи конденсаторов и другие ИРМ - источники реактивной мощности). В нашем случае установка ИРМ не планируется.

Для построения графика нагрузки в расчетный день используют приборы учета электроэнергии на подстанции, где замеры потребленной активной и реактивной мощности производятся с периодичностью в один час соответственно ваттметром и варметром. В полученных значениях присутствует погрешность различных составляющих: измерительные трансформаторы тока, счетчики, каналы передачи информации измерений. При реконструкции будет усовершенствование система коммерческого учета электроэнергии с целью минимизации этих погрешностей.

В таблице 3.1.1 приведены данные суточных ведомостей нагрузок ПС за расчетные зимний (16.12.10) и летний (17.06.10) дни. Согласно «НТП ПС» при выборе трансформаторов на сооружаемых ПС следует учитывать тенденцию развития мощностей нагрузок подстанции на 25% за отрезок в 5-10 лет. Поэтому исходными для дальнейшего проектирования будут полученные нагрузки с учетом поправочный коэффициента развития К₁₀ =1,25 в таблице (обозначены жирным шрифтом).

Данные суточных ведомостей нагрузок ПС за зимний и летний расчетные дни 2010 года и с учетом коэффициента развития нагрузок в течение 5-10 лет

Из таблицы 3.1.1 видно, что расчетный максимум нагрузки за год приходиться в зимний день в T_MAX.Г =16 час и равен S_MAX.Г = 69.8 МВа. По формуле Илларионова проверю целесообразность номинального напряжения питающей сети 110 кВ:

 кВ, (3.1.1)

Где L=10 км - длина отпаек в виде питающих ВЛ. P_MAX.Г = 0,85· (S_MAX.Г =69.8 МВа) = 59,33 МВа - ориентировочная суммарная активная мощность нагрузки.

По формуле (3.1.1) видно, что самое оптимальное напряжение из шкалы стандартных значений U_{ОПТИМ.СТАНД} = U_НОМ.С = 110 кВ.

Значение допустимой аварийной перегрузки для двухтрансформаторной ПС равно 40% относительно номинальной мощности трансформатора, поэтому загрузка каждого из двух трансформаторов в нормальном режиме их раздельной работы выбирается приблизительно K_ЗАГР= 0,7 от максимума нагрузки ПС (S_MAX.Ч =69.8 МВа).

Проверю на нагрузочную способность трансформаторы с действующей номинальной мощностью в 40 МВа по условию:

S_НОМ.Т ≥ К_ЗАГР · S_MAX.Ч; (3.1.2)

МВа ≤ 0,7·69,8 МВа=48,86 МВа; (3.1.3)

Условие не выполняется, а значит через 5-10 лет при отказе одного из двух трансформаторов будет наблюдаться аварийная перегрузка оставшегося в работе трансформатора более чем 40%, что запрещено [7]. Для дальнейших расчетов выбираю номинальную мощность трансформаторов на ступень выше, то есть в S_НОМ.Т = 63 МВа каждый.

Тогда условие (3.1.2) выполниться: 63 МВа ≥ 0,7·69,8 МВа=48,86 МВа;

Проверка нагрузочной способности при систематической перегрузки:

При мощности двух трансформаторов в 63 МВа, а значит, суммарной мощности ПС S_Σ.ПС =126 МВа никаких систематических перегрузок в течение года не будет, так 126 МВа > S_MAX.Г = 69,8 МВа.

Проверка нагрузочной способности при аварийных перегрузках:

В данном случае в работе находиться один трансформатор мощностью 63 МВа, который (см. рисунок 3.1.1) в некоторые часы зимнего расчетного дня будет работать с некоторой перегрузкой, хоть и менее максимально допустимой в 40%, однако следует проверить будут ли превышать при этом температуры масла и обмоток допустимые значения, установленные [6]. Для дальнейшего расчета буду использовать лишь зимний график нагрузок.

Преобразовываю многоступенчатый график зимней нагрузки (рисунок 3.1.1) в эквивалентный двухступенчатый по износу изоляции. При этом к первой ступени эквивалентного графика S_1.ЭКВ относятся все те ступени нагрузок, когда загрузка трансформатора K_ЗАГР£1, а ко второй ступени эквивалентного графика S_2.ЭКВ - ступени нагрузок с K_ЗАГР>1.

Время аварийной перегрузки будет с 10 до 12 часов и с 14 до 22 часов зимнего дня, однако для упрощения расчетов беру ступень максимальной перегрузки - с 14 до 22 часов, то есть ровно 8 часов.

 МВа; (3.1.4)

 МВа; (3.1.5)

Нахожу: K₁ - коэффициент начальной нагрузки, К^’₂ - коэффициент максимальной нагрузки, K_MAX - коэффициент максимума графика нагрузки:

; (3.1.6)

; (3.1.7)

; (3.1.8)

В итоге получаю выражение (0.9 · K_MAX < К^’₂), из которого следует что расчетный коэффициент перегрузки будет равен К_2.РАСЧ = К^’₂ = 1,13.

Найду табличное значение допустимый коэффициент аварийной перегрузки К_2.ДОП с исходными параметрами:

. Эквивалентная температура окружающей среды Московской области

υ₀=-10°С.

. Ориентировочно выбран трансформатор с системой охлаждения «Д». 3. Время аварийной перегрузки h=8 часов.

. Коэффициент начальной перегрузки К₁ = 0,853.

В итоге получаю: К_2.ДОП = 1,6.

Условия сравнения К_2.РАСЧ и К_2.ДОП:

Если К_2.РАСЧ £ К_2.ДОП, то оставшийся в работе трансформатор обеспечивает заданную нагрузку, при этом температуры масла и обмоток не превысят допустимые.

Если К_2.РАСЧ > К_2.ДОП, то следует выбрать трансформаторы большей мощности или отключить часть потребителей 3 категории, если они имеются.

В нашем случае К_2.РАСЧ =1,13£ К_2.ДОП=1, 6, а значит оставшийся в работе трансформатор обеспечивает заданную нагрузку, при этом температуры масла и обмоток не превысят допустимые.

Выбираю ориентировочно для дальнейших расчетов трансформатор типа ТРДН-63000/110/10.

2.2 Расчет температур масла и обмотки трансформатора при аварийных перегрузках

Для дальнейших расчетов необходима таблица предельных значений температур масла и обмоток, взятая из [6].

Значения предельно допустимых температур масла и обмоток трансформатора средней мощности в зависимости от режима перегрузок

Расчет температуры масла и обмотки трансформатора при аварийной перегрузки начинается с определения превышения температуры масла над температурой окружающей среды в установившемся режиме при загрузке K₁ и К^’₂ по выражению:

, (3.2.1)

Где - номинальное значение превышения температуры масла над температурой окружающей среды.

=55 ⁰С для системы охлаждения М и Д (наш рассматриваемый случай).

b = 4.9 - отношение потерь короткого замыкания (245 кВт) к потерям холостого хода (50 кВт) в выбранном трансформаторе.

X = 0.9 - показатель степени для системы охлаждения М и Д.

В итоге получаю для K₁=0.88 и T₁=15 часов:

; (3.2.2)

Для К^’₂=1.066 и T₂=9 часов:

; (3.2.3)

Далее рассчитываю превышение температуры масла над температурой окружающей среды в переходном режиме по выражению:

, (3.2.4)

 - установившееся для данной ступени нагрузки превышение температуры масла над температурой окружающей среды.

Т - расчетный период нагрева.

=3 часа - постоянная времени нагрева трансформатора с системой охлаждения М и Д.

Расчет для эквивалентной ступени (смотри рис 3.1.2 - S_2.ЭКВ=67.1 МВа).

==;

=;

Для Т=14,5 часов: ;

Для T=20 часов: ; Для Т=23 часов: ;

В момент времени 23:00 вторая загруженная ступень кончается, и из расчетов очевидно, что после 9 часов длительности ступени температура масла достигает своего максимального значения:

; (3.2.5)

Расчет для ненагруженной эквивалентной ступени (смотри рис 3.1.2 - S_1.ЭКВ=55.5 МВа).

==;

== ;

Для T=24 часа (0 часов): ;

Для Т=5 часов: ;

Для Т=10 часов: ;

Для Т=14 часов: ;

В момент 14:00 заканчивается ненагруженная первая эквивалентная ступень и начинается вторая, с которой мы и начали расчет температуры масла. Вследствие перехода к нагруженной ступени, температура масла опять будет расти в течении 9 часов, поэтому именно в момент около 14 часов и достигается минимум температуры масла:

; (3.2.6)

Чтобы получить абсолютную температуру масла  в какой либо момент времени необходимо суммировать соответствующую ему температуру масла над окружающей средой и саму эквивалентную температуру окружающей среды υ₀ (υ₀ = (-10)°С для г. Кашира). Для проверки допустимости абсолютной температуры масла возьму ее максимальное значение в момент T=23 часа:

; (3.2.7)

Сравниваю полученное значение со значением 115⁰С из таблицы 3.2.

Вывод: Максимально возможная в течение эксплуатации абсолютная температура масла (49,83⁰С) не превышает предельно допустимое значение, указанное в [6].

Далее рассчитаю превышение температуры обмотки над температурой масла при коэффициенте загрузки K₁ и К^’₂ по выражению:

, (3.2.8)

- номинальное превышение температуры обмотки над температурой окружающей среды.

=23 ⁰С для трансформаторов с системой охлаждения М и Д.

Y= 0,8 - показатель степени для системы охлаждения Д.

; (3.2.9)

; (3.2.10)

Принимаю допущение, что температура обмотки изменяется по тому же закону, что и температура масла. Это значит, что и для расчета температуры обмотки достаточно прибавить к температуре масла рассчитанное значение , т.е.

Найду абсолютную максимальную температуру обмотки соответствующей в момент T=23 часа второй эквивалентной ступени:

; (3.2.11)

Сравниваю полученное значение со значением 140⁰С из таблицы 3.2.

Максимально возможная в течение эксплуатации абсолютная температура обмотки (75,31⁰С) не превышает предельно допустимое значение, указанное в [6].

.3 Расчет и сравнение потерь электроэнергии на подстанции до и после замены трансформаторов

Потери электроэнергии в трансформаторах складываются из потерь в стали и в обмотках вследствие их нагрева токами.

, (3.3.1)

где    - потери электроэнергии в стали трансформатора.

 - потери электроэнергии в обмотках трансформатора.

Расчет потерь в устанавливаемых трансформаторах ТРДН-63000/110:

Считая, что трансформаторы не отключаются в течение года, потери в стали для всех типов трансформаторов рассчитываются как

 , (3.3.2)

Где n=2 - число работающих на ПС трансформаторов.

- потери холостого хода.

= 8760 часов - число часов работы трансформатора в году.

Считаем нагрузочные потери в обмотках:

+ +,

Где - потери короткого замыкания.

 - ступени графика полных мощностей нагрузок в зимний период.

 - продолжительность соответствующих ступеней графика зимнего периода.

Z=200 - число зимних суток в году.

 - ступени графика полных мощностей нагрузок в летний период.

 - продолжительность соответствующих ступеней графика летнего периода.

L=176 - число летних суток в году.

В итоге, суммарные потери электроэнергии равны:

; (3.3.3)

Расчет потерь в прежних трансформаторах ТРНДЦН-40000/110:

Потери в стали:

, (3.3.4)

Где n=2 - число работающих на ПС трансформаторов.

- потери холостого хода.

= 8760 часов - число часов работы трансформатора в году.

Нагрузочные потери в обмотках:

+,

Где - потери короткого замыкания.

- ступени графика полных мощностей нагрузок в зимний период.

- продолжительность соответствующих ступеней графика зимнего периода.

Z=200 - число зимних суток в году.

- продолжительность соответствующих ступеней графика летнего периода.

L=176 - число летних суток в году.

В итоге, суммарные потери электроэнергии равны:

; (3.3.5)

Сравнение суммарных потерь электроэнергии в трансформаторах за год до и после реконструкции:

До реконструкции: ; (3.3.6)

После реконструкции: ; (3.3.7)

Сравнивая значения, делаем вывод, что потери электроэнергии в устанавливаемых в ходе реконструкции трансформаторах ТРДН-63000/110 будут меньше, чем были у прежних трансформаторов ТРНДЦН-40000/110.

Таким образом, делаем окончательный выбор трансформаторов в количестве 2 штуки типа ТРДН-63000/110. В таблице 3.3.1 указаны паспортные данные трансформатора.

Паспортные данные силового трансформатора

3. Выбор схем электрических соединений РУ ПС

3.1 Основные требования к схемам распределительных устройств

Выбор конкретной схемы соединений РУ при проектировании строительства или реконструкции ПС должен производиться исходя из требований, сформулированных в [1].

Требования к схемам РУ ПС:

1. Надежность снабжения всех ПС и надежность работы прилегающей сети. 2. Удобство эксплуатации, заключающееся в простоте и наглядности схем, снижающих вероятность ошибочных действий персонала, возможности минимизации числа коммутаций в первичных или вторичных цепях при изменении режима работы электроустановки.

. Техническая гибкость, заключающаяся в возможности приспосабливаться к изменяющимся режимам работы электроустановки, в том числе при плановых и аварийно-восстановительных ремонтах, расширении, реконструкции и испытаниях.

. Компактность размещения всей ПС.

. Экологическая чистота окружающей среды.

. Технически обоснованная экономичность.

. Возможность автоматизации и дистанционного управления подстанцией, т.е. создания «цифровой» подстанции на основе стандарта МЭК №61250. При этом подстанция будет освобождена от постоянного присутствия обслуживающего персонала.

.2 Выбор исполнения и схемы РУ напряжением 110 кВ