4 Дослідження навантаження силових трансформаторів підстанції

Метою дослідження режимів навантаження силових трансформаторів є визначення ступеня використання встановленого обладнання на підстанції. У таблиці 4.1. представлена відомость добового навантаження ПС "Шебелінка" на грудень 2011 року.

Таблиця 4.1 - Відомость показань навантаження ПС "Шебелінка"

Час	Т – 1 ввод 10 кВ			Т – 2 ввод №1			Т – 2 ввод №2
	Р, МВт	Q, МВар		Р, МВт	Q, МВар		Р, МВт			Q, МВар
1	2	3		4	5		6			7
1-2	2,5	1		4	2		2			0
2-3	2,5	1		4	2		2			0
3-4	2,5	1		4	2		2			0
4-5	2,5	1		4	2		2			0
5-6	2,5	1		4	2		3			0
6-7	2,5	1		4	2		3			0
7-8	2,5	1		4	2		3			0
8-9	7	1,5		5	3		3,5			1
9-10	7	1,5		5,5	3		3,5			1
10-11	6	2		5	3		3,5			1
11-12	6	2		5	3		3,5			1
12-13	6	2		5	3		3,5			1
13-14	6	2		5	3		3,5			1
Продовження таблиці 4.1.
1	2	3		4	5		6			7
14-15	6	2		5	3		3			1
15-16	6	2		5	3		3			1
16-17	6	2		5	3		3			1
17-18	6	2		6	3		4			1
18-19	5	1		5	2		4			1
19-20	5	1	5			2		4	1
20-21	5	1	5			2		3	1
21-22	3	1	5			2		3	1
22-23	3	1	5			2		3	0
23-24	3	1	5			2		3	0

Повну потужність за характерний проміжок часу визначимо за виразом, МВА

, (4.1)

де Р_i - часовий максимум активної потужності i - ого інтервалу часу, МВт;

Q_i - часовий максимум реактивної потужності i - ого інтервалу часу, МВАр.

Коефіцієнт завантаження трансформатора:

, (4.2)

де - повна максимальна потужність за характерний часовий інтервал, МВА;

- номінальна потужність трансформатора (для підстанції в цілому сума номінальних потужностей трансформаторів 80 МВА), МВА.

Результати розрахунку представлені у вигляді таблиці 4.2.

Таблиця 4.2 - Коефіцієнти завантаження силових трансформаторів та

підстанції в цілому

Час, години	Т1		Т2		П\ст
	Sнав, МВА	Кз	Sнав, МВА	Кз	Sнав, МВА	Кз
1	2	3	4	5	6	7
1--2	2,693	0,067	6,325	0,158	9,017	0,113
2--3	2,693	0,067	6,325	0,158	9,017	0,113
3--4	2,693	0,067	6,325	0,158	9,017	0,113
4--5	2,693	0,067	6,325	0,158	9,017	0,113
5--6	2,693	0,067	7,280	0,182	9,973	0,125
6--7	2,693	0,067	7,280	0,182	9,973	0,125
7--8	2,693	0,067	7,280	0,182	9,973	0,125
8--9	7,159	0,179	9,394	0,235	16,553	0,207
9--10	7,159	0,179	9,849	0,246	17,008	0,213
10--11	6,325	0,158	9,394	0,235	15,719	0,196
11--12	6,325	0,158	9,394	0,235	15,719	0,196
12--13	6,325	0,158	9,394	0,235	15,719	0,196
13--14	6,325	0,158	9,394	0,235	15,719	0,196
Продовження таблиці 4.2
1	2	3	4	5	6	7
14--15	6,325	0,158	8,944	0,224	15,269	0,191
15--16	6,325	0,158	8,944	0,224	15,269	0,191
16--17	6,325	0,158	8,944	0,224	15,269	0,191
17--18	6,325	0,158	10,770	0,269	17,095	0,214
18--19	5,099	0,127	9,487	0,237	14,586	0,182
19--20	5,099	0,127	9,487	0,237	14,586	0,182
20--21	5,099	0,127	8,544	0,214	13,643	0,171
21--22	3,162	0,079	8,544	0,214	11,706	0,146
22--23	3,162	0,079	8,246	0,206	11,408	0,143
23--24	3,162	0,079	8,246	0,206	11,408	0,143

За отриманими даними таблиці 4.2. зобразимо графічно залежності зміни потужності, що протікає через трансформатори і коефіцієнта завантаження силових трансформаторів і підстанції в часі протягом характерних діб (рисунок 4.1 та 4.2).

Рисунок 4.1 - Залежність зміни потужності на трансформаторах та

підстанції в цілому за характерну добу.

Рисунок 4.2 - Залежність зміни коефіцієнта завантаження за добу

Кз=f(t)

Аналізуючи рисунки та дані таблиці 4.2. можна зробити висновки:

- величина максимального навантаження підстанції не перевищує 17,095 МВА, а навантаження трансформаторів Т - 1: 7,159 МВА, Т - 2: 10,77 МВА;

- режими роботи силових трансформаторів характеризуються малим коефіцієнтом завантаження, максимальне значення якого за характерні добу становить для Т - 1: 0,179, Т - 2: 0,269 в цілому ж по підстанції максимальний коефіцієнт завантаження дорівнює 0,214.

5. Розрахунок струмів короткого замикання

При експлуатації електричних станцій, підстанцій та мереж часто виникають короткі замикання.

Можна виділити кілька наслідків КЗ:

1. Системна аварія, викликана порушенням стійкості системи. Це найбільш небезпечний наслідок коротких замикань, воно призводить до значних техніко-економічних збитків.

2. Термічне пошкодження електрообладнання, пов'язане з його неприпустимим нагріванням струмами КЗ.

3. Механічне пошкодження електрообладнання, викликаєме впливом великих електромагнітних сил між струмоведучими частинами.

4. Погіршення умов роботи споживачів. При зниженні напря-вання, наприклад до 60 ... 70% від номінального, протягом 1 с і більше можлива зупинка двигунів, що в свою чергу може викликати порушення технологічного процесу, що приводить до економічного збитку.

5. Наведення при несиметричних КЗ в сусідніх лініях зв'язку і сиг-налізації ЕРС, небезпечних для обслуговуючого персоналу.

Найбільша небезпека при короткому замиканні загрожує елементам системи, прилеглим до місця його виникнення. В залежності від місця і тривалості КЗ його наслідки можуть мати місцевий характер (віддалене від джерел живлення КЗ) або відбиватися на функціонуванні всієї системи.

Розрахунки струмів КЗ необхідні для досягнення наступних цілей:

1) визначення умов роботи споживачів в аварійних режимах;

2) вибору апаратів і провідників та їх перевірки за умовами електродинамічної і термічної стійкості;

3) проектування та налаштування пристроїв релейного захисту та автоматики;

4) зіставлення, оцінки та вибору схеми електричних з'єднань;

5) проектування і перевірки захисних пристроїв;

6) визначення впливу ліній електропередачі на лінії зв'язку;

7) визначення числа заземлених нейтралей та їх розміщення в ЕС;

8) вибору розрядників;

Токи к.з. з урахуванням дії пристроїв релейного захисту зазвичай існують не значний час, але їх доводиться ретельно розраховувати і враховувати на увазі того, що через термічного і електродинамічного впливу можливі серйозні пошкодження електрообладнання і провідників, які ведуть до відмови основного обладнання електроустановок, аварій на підстанціях, а в гіршому випадку - і до системних аварій.

Розрахунок струмів к.з. також необхідний для вибору уставок релейного захисту та визначення її чутливості.

Вихідною точкою розрахункової при визначенні струмів к.з. є шини низького (НН) або середньої напруги (СН) розглянутої підстанції, від якої живиться задана розподільна мережа. Силові трансформатори з вищою напругою (ВН) 35, 110 кВ і більше обладнані пристроями РПН. При регулюванні напруги перемикачем РПН змінюється не тільки коефіцієнт трансформації, а й реактивний опір трансформатора. Крім цього, енергосистема, що живить трансформатор, також змінює своє реактивний опір в залежності від режиму роботи (максимальний або мінімальний). У зв'язку з цим, в розрахунковій точці необхідно визначити значення як максимальних, так і мінімальних струмів к.з. для коректного вибору уставок захистів.

При визначенні опору короткого замикання (реактанса) в розрахунковій точці, тобто на шинах НН підстанції рекомендується користуватися наступними узагальненими виразами, справедливого для будь-якого трансформатора:

; (5.1)

, (5.2)

де U_нн - номінальна напруга трансформатора боку НН, кВ; в залежності від типу трансформатора може мати значення 6,6; 6,3; 10,5; 11 кВ;

U_ном.вн, U_ср.вн, U_max.вн - значення відповідно номінального, середнього та максимального напруг живильної енергосистеми, рівні 110, 115, 126 кВ або 35, 37, 40,5 кВ;

∆U - відносний діапазон регулювання напруги переключателем РПН, рівний 0,16 или 0,1 при границях регулювання ±16 % та ±10 %;