Страницы 1 2 3

2.3 Проверка силовых трансформаторов подстанции с учётом увеличения электрических нагрузок потребителей

 

Как было указано ранее, на рассматриваемой в работе подстанции переменного напряжения ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения планируется проведения мероприятий по реконструкции, которая заключается в замене установленных на объекте трансформаторов ТДН-6300/110 на трансформаторы большей номинальной мощности марки ТДН-10000/110 (завод-изготовитель – ООО «Сименс Энерджи Трансформаторы»).

Они являются основным источником питания для всех потребителей во всех распределительных устройствах подстанции.

Таким образом, суммарная мощность понизительной подстанции ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения возрастёт с 12,6 МВА до 20 МВА.

Установлено, что суммарная полная расчётная мощность подстанции ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения (К_о = 0,85), с учётом подключения дополнительной нагрузки 35 кВ, составила 12,8 МВА.

Проводится предварительная проверка правильности выбора силовых трансформаторов ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения, исходя из значения максимальной нагрузки подстанции.

Известно, что систематические перегрузки не ведут к сокращению срока службы изоляции трансформатора, допустимы в течении всего срока службы, следовательно, могут быть отнесены к нормальному режиму работы.

Они могут иметь место при неравномерном суточном графике нагрузки трансформатора или в условиях изменяющейся температуры охлаждающей среды при постоянной нагрузке.

В виду отсутствия суточных графиков нагрузки подстанции, выбор и проверку новых трансформаторов для установки на понизительной подстанции переменного напряжения ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения, проводится расчётным путём.

Ранее установлено, что основными потребителями ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения, являются потребители РУ-35 кВ (две отходящие линии).

 

 

Далее в работе проводится проверка силовых трансформаторов на перегрузочную способность как в нормальном, так и в максимальном (послеаварийном) режиме работы [8].

Нормальная загрузка трансформатора является систематической, при этом определяется коэффициент загрузки нормального режима работы.

 

При таком выборе в аварийном режиме оставшийся в работе трансформатор должен обеспечить нормальное электроснабжение всех потребителей, перегружаясь при этом не более чем на 40 %.

Данная перегрузка допустима для трансформаторов в течение 6 часов в сутки не более 5 суток подряд.

 

Все условия проверок выполняются в полном объёме.

Таким образом, установлено, что на подстанции ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения установленные новые трансформаторы марки ТДН-10000/110, выдержат систематическую нагрузку и допустимую перегрузку с учётом увеличения нагрузки потребителей.

Трансформатор силовой ТДН-10000/110 предназначен для питания потребителей, а также для связи электрических сетей разного напряжения и для регулировки потоков мощности и стабилизации уровня напряжения в рамках заданного диапазона в режиме нагрузки при помощи встроенных переключателей.

Трансформатор ТДН-10000/110 – наружного способа установки, изготавливаются в климатическом исполнении ХЛ1 или УХЛ1.

Магнитопровод в силовом масляном трехфазном трехобмоточном трансформаторе — однорамный трехстержневой. Прессовка ярм осуществляется стальными полубандажами, а стержней – бандажами из стеклотары. Обмотки выполнены из меди. Для их устойчивости к короткому замыканию применяется транспонированный провод.

Потери холостого хода снижены за счёт качественной изоляции нового типа. Охлаждение – масляное принудительное. Тип охлаждения – Д. Процесс охлаждения происходит в результате принудительной циркуляции масла через навесные внешние воздушные охладители.

 

Выводы по разделу.

В работе проведён расчёт нагрузок электрических присоединений 35 кВ в виде двух линий, отходящих к потребителям подстанции ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения.

Рассчитана суммарная нагрузка подстанции ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения.

На основании полученных результатов, установлено, что на подстанции ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения, установленные новые трансформаторы марки ТДН-10000/110, выдержат систематическую нагрузку и допустимую перегрузку с учётом увеличения нагрузки потребителей подстанции.

В работе они окончательно принимаются для установки на данной понизительной подстанции вследствие увеличения нагрузки потребителей.

 

3 Расчёт сечений и выбор проводников на ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская»

 

Далее в работе необходимо провести выбор и проверочный расчёт проводников на питающей подстанции 110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения.

В связи с заменой силовых трансформаторов на подстанции, для данной цели необходимо выбрать сечения таких проводников воздушных линий электропередачи:

• питающей воздушной линии напряжением 110 кВ;
• отходящих (распределительных) воздушных линий 35 кВ.

Все проводники на подстанции – класса напряжения выше 1 кВ, выполненные в виде воздушных линий передачи. Поэтому и методика выбора для них будет применена одинаковая.

 

Для проверки выбранного сечения проводников воздушных линий на понизительной подстанции ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения по условию нагрева током в послеаварийном режиме, необходимо рассчитать их максимальный ток послеаварийного режима работы с учётом условий резервирования в схеме.

 

После выбора проводника воздушных линий, необходимо провести их проверку на работоспособность в нормальном и послеаварийном режимах работы.

 

 

Кроме того, по механической прочности проводники воздушных линий должны быть не меньшего сечения чем стандартное минимально-допустимое сечение для условий местности по гололёду и ветру, с учётом типа опор и количества цепей линии, а также условий проверки на «корону».

 

Таким образом, в данной работе, исходя из перечисленных условий, с учётом данных таблиц и диаграмм, приведённых в разделе 3 [10], минимальные сечения проводов АС:

• для линий 110 кВ – не менее 120 мм²;
• для линий 35 кВ – не менее 70 мм².

На основе приведённых расчётных формул согласно принятой методики выбора и проверки проводов воздушных линий электропередач, проводится проверка сечения провода питающей воздушной линии ВЛ-110 кВ ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения.

Питание ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения осуществляется от двух независимых источников питания с применением воздушных линий стандартным сечением 120 мм².

Сечение питающей воздушной линии напряжением 110 кВ выбирается, исходя из номинальной мощности новых силовых трансформаторов, которые от неё питаются.

Как было указано ранее, на ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения в результате реконструкции были установлены два силовых трансформатора мощностью 10 МВА каждый, проверенные на перегрузочную способность в работе ранее.

Расчётная нагрузка данных трансформаторов (расчётная нагрузка самой подстанции, включая ток нормального режима) рассчитана в работе ранее и составляет, соответственно, 12,8 МВА и 67,2 А (таблица 6).

С учётом приведённых технических данных, проводится расчёт и выбор сечения линии 110 кВ.

 

Исходя из результатов расчёта, принимается наименьшее допустимое сечение провода питающей ВЛ-110 кВ понизительной подстанции переменного напряжения 110/35 кВ «Западно-Салымская», равное 120 мм².

Таким образом, установлено, что сечение питающей ВЛ-110 кВ ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения , выполненное с применением проводов марок АСК-120 (ввод Т1 и Т2), соответствует условиям выбора и совпадает с фактическими сечениями проводов питающей линии 110 кВ, которые были до реконструкции подстанции.

Так как в работе проводится проверочный расчёт провода данной линии, сечение данных проводов ВЛ-110 кВ, питающей подстанцию, принимается за основу.

 

 

Следовательно, в работе путём проведения соответствующих расчётов и проверок установлено, что сечение провода на питающей ВЛ-110 кВ ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения  с применением проводов марки АСК-120, соответствует условиям выбора и совпадает с фактическими сечениями проводов данной питающей линии 110 кВ в реальных условиях. Проверка сечений проводов отходящих линий напряжением 110 кВ ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения выполнены по аналогичной методике с приведением полученных результатов в таблице 7.

 

Таблица 7 – Результаты проверочного расчёта проводников питающей и распределительных воздушных линий ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения 

 

 

Выбор сборных шин распределительных устройств 110 кВ и 35 кВ ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения проводится по максимальному рабочему току по приведённому ранее условию (16).

Применяется следующие виды ошиновки на подстанции ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения:

• в ОРУ-110 кВ – гибкая ошиновка из проводов марки АС-120;
• в ОРУ-35 кВ – гибкая ошиновка из проводов марки АС-120.

Такие виды и типы ошиновки типичны для применения в соответствующих распределительных устройствах подстанций.

 

Условие проверки выполняется, следовательно, в качестве ошиновки в ОРУ-110 кВ применяется гибкая ошиновка, выполненная с применением провода марки АС-120 с допустимым током I_доп=375 A.

В работе для установки в ОРУ-35 кВ ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения принимаются аналогичная ошиновка, что и для ОРУ-110 кВ (гибкая ошиновка, выполненная с применением провода марки АС-120 с допустимым током I_доп=375 A) [7].

 

Все условия выбора и проверки проводников выполнены в полном объёме.

Выводы по разделу.

В работе расчётным путём, используя принятую методику выбора и проверки, подтверждены все сечения проводников питающей 110 кВ (провод марки АСК-120).

Однако, исходя из полученных результатов расчёта, установлено, что в связи с увеличением нагрузки потребителей, сечение распределительных (отходящих) воздушных линии электропередачи напряжением 35 кВ рекомендовано заменить с марки АСК-95 на марку провода АСК-120. Таким образом, будут выполнены условия проверки по нагрузочной способности распределительных воздушных линий 35 кВ на ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения с учётом увеличения нагрузки потребителей.

Исходя из поставленной задачи, для применения в ОРУ-110 кВ и ОРУ-35 кВ, выбрана и проверена гибкая ошиновка из проводов марки АС-120 с допустимым током I_доп=375 A.

Все выбранные проводники ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения соответствуют требуемым условиям выбора и проверки.

 

 

 

4 Расчёт токов короткого замыкания

 

Далее в работе проводится расчёт значения максимального тока трёхфазного короткого замыкания на сборных шинах ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения, по которому будут проверены на термическую и электродинамическую стойкость электрические аппараты и шинные конструкции, выбранные для установки в соответствующих распределительных устройствах подстанции.

Поэтому, так как номинальных ступеней напряжения в схеме объекта исследования две, на них проводится расчёт токов КЗ в максимальном режиме работы системы (режим трёхфазного КЗ).

Также необходимо провести расчёт минимальных токов двухфазного короткого замыкания, с целью проверки на чувствительность токовых уставок комплектов релейной защитыю

Так как на ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения установлены два одинаковые по номиналу и мощности силовые трансформаторы, следовательно, результаты расчёта токов КЗ в сети 35 кВ за ними будут также одинаковы (с допустимой погрешностью).

Значения токов КЗ в системе ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения будут использованы при выборе и проверке нового оборудования распределительных устройств в работе далее.

Исходная расчётная схема для расчёта токов КЗ на понизительной подстанции ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения представлена на рисунке 2.

 

Рисунок 2 – Исходная расчётная схема для расчёта токов КЗ в системе

ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения

 

Для составления схемы замещения, каждый элемент замещается эквивалентным сопротивлением. Составляется исходная схема замещения по расчётной схеме электрической сети (рисунок 3).

 

 

 

Рисунок 3 – Исходная схема замещения для расчёта токов КЗ на понизительной подстанции ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения

В исходной схеме для расчёта токов КЗ необходимо учесть все основные элементы, которые влияют на результаты расчёта своими индуктивными сопротивлениями, которые необходимо учитывать в данных схемах в первую очередь [12].

Значениями активных сопротивлений при расчёте токов КЗ в таком случае можно пренебречь [17].

В качестве основной базисной ступени для расчёта в работе выбирается ступень высшего напряжения – 110 кВ.

Вторая ступень 35 кВ будет неосновной ступенью напряжения.

 

Базисные напряжения для двух ступеней трансформации схемы (110 кВ и 35 кВ) ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская», принимаются равными напряжениям на шинах подстанции в максимальном режиме работы. Они определены ниже с учётом данного факта.

 

 

Базисный ток для двух ступеней трансформации схемы (110 кВ и 35 кВ) ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения определён ниже по условию (18).

 

Далее проводится расчёт параметров схемы замещения ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения в относительных единицах, с последующим приведением их к именованным.

 

Далее проводится расчёт индуктивных сопротивлений силового трансформатора ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения с учётом паспортных данных, в относительных единицах, при приведении к базисным условиям [12].

 

 

Далее, исходя из определённых ранее индуктивных сопротивлений всех основных элементов схемы замещения, определяются результирующие (эквивалентные) сопротивления к каждой точке КЗ.

 

 

Проводится расчёт токов двухфазного КЗ.

Известно, что двухфазное КЗ является несимметричным, поэтому для опре­деления начального действующего значения тока I_к⁽²⁾, при двухфазном КЗ в точке К1 необходимо знать не только сопротивления прямой, но и сопротивления обратной последовательности элементов расчетной схемы, но в нашем случае – в целях упрощения расчетов сопротивления элементов схемы замещения обратной последовательности, принимаются равными сопротивлениям схемы замещения прямой последовательности (х₁^к = х₂^к).

 

Все полученные в работе результаты расчёта токов короткого замыкания в максимальном режиме (начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания), а также величины ударных токов (начального значения апериодической составляющей тока КЗ), на шинах 110 кВ и 35 кВ в максимальном режиме работы ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения , представлены в таблице 8.

 

Таблица 8 – Результаты расчёта токов короткого замыкания, а также величины ударных токов, на шинах 110 кВ и 35 кВ, в максимальном режиме работы ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения

 

 

Выводы по разделу.

В работе рассчитаны значения токов короткого замыкания, а также величины ударных токов, на шинах 110 кВ и 35 кВ, в максимальном режиме работы ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения.

 

5 Выбор и проверка электрических аппаратов

 

Далее в работе, на основании технических данных подстанции и полученных расчётных результатов электрических нагрузок, рабочих и максимальных токов, а также токов трёхфазного КЗ, проводится непосредственный выбор и проверка основного оборудования с целью проведения модернизации ОРУ-110 кВ и ОРУ-35 кВ на ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения .

Ранее в работе было установлено, что к морально и технически устаревшим и выработавшим свой ресурс электрическим аппаратам, которые требуют замены на новые современные аппараты соответствующих марок, в ОРУ-110 кВ и ОРУ-35 кВ ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения  относятся устаревшие масляные баковые выключатели высокого напряжения, которые являются морально и физически устаревшими марками оборудования.

В работе они подлежат замене на современные выключатели, отличающиеся повышенными критериями надёжности, экономичности, безопасности, а также быстродействием и селективностью.

Также установлено, что в ОРУ-110 кВ и ОРУ-35 кВ требуют замены разъединители.

При этом практическая замена выключателей и разъединителей в ОРУ- 110 кВ и ОРУ-35 кВ проводится совместно с изменениями в схеме электрических соединений объекта, что значительно упрощает задачу и ускоряет данный технологический процесс.

Далее на основании расчётов необходимо выбрать и проверить новые выключатели и разъединители для установки в ОРУ-110 кВ и ОРУ-35 кВ на подстанции ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения.

Для защиты и коммутации оборудования в ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения в ОРУ-110 кВ устанавливаются новые элегазовые высоковольтные выключатели марки LTB-145Е1/B-31,5/2000 [8].

Известно, что выключатели высокого напряжения – это основные аппараты для защиты и коммутации электрической сети и единственные аппараты на подстанции, которыми можно отключать сеть под нагрузкой, а также они отключают сеть при возникновении ненормальных режимов (в частности, токов КЗ).

Поэтому к данным аппаратам предъявляются повышенные требования по коммутационной способности, а также по стойкости к сквозным токам КЗ и ударным токам.

Известно, что выбор выключателей высокого напряжения производится, исходя из следующих условий, приведённых далее [18].

 

 

 

Выбор и проверка высоковольтных выключателей для установки в ОРУ- 110 кВ и ОРУ-35 кВ на ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения, проводится по приведённым выше условиям (таблица 9).

 

Таблица 9 – Результаты выбора новых выключателей высокого напряжения для установки в ОРУ-110 кВ и ОРУ-35 кВ на ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения  

 

 

Далее проводится выбор и проверка новых разъединителей по условиям установки в ОРУ-110 кВ и ОРУ-35 кВ на ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения в результате проведения реконструкции данного объекта.

Разъединитель – это аппарат для обеспечения видимого разрыва с целью безопасного проведения работ в электроустановках. Таким образом, разъединитель – это очень важный аппарат по условиям электробезопасности.

Так как разъединители не отключают цепь под нагрузкой, они, в отличии от выключателей высокого напряжения, не проверяются на коммутационную способность при отключении токов КЗ согласно [12].

В работе для установки в ОРУ-110 кВ ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения выбираются новые современные разъединители марки РГ-1б-110/1000 УХЛ1, для установки в ОРУ-35 кВ – разъединители марки РГ-35/1000 УХЛ1 (производитель – ЗАО «ЗЭТО»).

Результаты выбора и проверочного расчёта новых разъединителей в ОРУ-110 кВ и в ОРУ-35 кВ на ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения, представлены в таблице 10.

 

Таблица 10 – Результаты выбора и проверочного расчёта разъединителей ОРУ-110 кВ и ОРУ-35 кВ на ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская»  

 

 

Всё выбранное оборудование проверено на термическую и электродинамическую стойкость к токам короткого замыкания, а также на условие соответствия максимальным рабочим токам сети, рассчитанным в работе.

Установлено, что в результате проведения проверочных расчётов по выбору электрических аппаратов для установки в ОРУ-110 кВ и ОРУ-35 кВ ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения с целью её модернизации, все выбранные аппараты отвечают условиям всех требуемых проверок.

Все аппараты показаны на схеме электрических соединений ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения в графической части работы.

 

Выводы по разделу.

В результате проведения модернизации устаревшего оборудования распределительных устройств напряжением 110 кВ и 35 кВ, на трансформаторной подстанции ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения, выбраны и проверены новые современные электрические аппараты для установки на объектах подстанции:

• в ОРУ-110 кВ выбраны новейшие элегазовые выключатели марки LTB-145Е1/B-31,5/2000, в ОРУ-35 кВ – вакуумные выключатели ВРС-35/2500 УХЛ1;
• для установки в ОРУ-110 кВ выбраны новые современные разъединители марки РГ-1б-110/1000 УХЛ1, для установки в ОРУ-35 кВ – разъединители марки РГ-35/1000 УХЛ1 (производитель – ЗАО «ЗЭТО»).

Таким образом, в работе расчётно-аналитическим путём решена комплексная задача по разработке, проверке и внедрению предложенных мероприятий по замене силовых трансформаторов на ПС-110/35 кВ «Западно-Салымская» Западно-Салымского нефтяного месторождения и модернизации основного оборудования ОРУ-110 кВ и ОРУ-35 кВ данной подстанции с проверкой принятых технических решений.

Страницы 1 2 3