Кузнецов К.И.2 (1232726), страница 3
Текст из файла (страница 3)
Таблица 1.2 – Потребление района в день зимних КЗ
| Час | РХТЭЦ-1, МВт | РЛЭП 110 РЦ-ХТЭЦ-1 у шин ХТЭЦ-1, МВт | Р1АТ (110 кВ) Хехцир, МВт | Р2АТ (110 кВ) Хехцир, МВт | Pпотребления, МВт |
| 1 | 253,2 | 0 | 6 | 4,6 | 263,8 |
| 2 | 248,7 | -10,3 | 5,8 | 1,3 | 245,5 |
| 3 | 247,6 | -9,2 | 5 | 2,3 | 245,7 |
| 4 | 252,6 | -7,0 | 5,1 | 3,5 | 254,2 |
| 5 | 253,6 | -12,6 | 5,1 | 1,4 | 247,5 |
| 6 | 249,4 | -10,4 | 7,7 | 8,4 | 255,1 |
| 7 | 263,5 | -11,6 | 10 | 12,5 | 274,4 |
| 8 | 262,5 | -4,0 | 12,3 | 19,7 | 290,5 |
| 9 | 259,1 | -3,2 | 13,7 | 22,9 | 292,5 |
| 10 | 258 | 3,5 | 15,7 | 27 | 304,2 |
| 11 | 264 | 3,5 | 14,7 | 23,9 | 306,1 |
| 12 | 261,8 | -4,1 | 12,3 | 17,7 | 287,7 |
| 13 | 255,9 | -4.5 | 13 | 20 | 284,4 |
| 14 | 264,8 | -4,0 | 14,3 | 22,3 | 297,4 |
| 15 | 266 | -6,1 | 12 | 19,3 | 291,2 |
| 16 | 261,7 | 1,5 | 12,9 | 18,5 | 294,6 |
| 17 | 264,3 | 0 | 14,7 | 25,5 | 304,5 |
| 18 | 260,6 | 2,1 | 15,5 | 25 | 303,2 |
| 19 | 258,4 | 3,2 | 16 | 30,2 | 307,8 |
| 20 | 262,1 | 2,2 | 13,9 | 22,9 | 301,1 |
| 21 | 262,9 | 0,3 | 12,1 | 19,3 | 294,6 |
| 22 | 261,6 | -3,2 | 7 | 9,1 | 274,5 |
| 23 | 265,8 | -8,0 | 8,8 | 10,8 | 277,4 |
| 24 | 262,6 | -7,1 | 6,7 | 6 | 268,2 |
При величине суммарной максимальной нагрузки автотрансформаторов по активной мощности, равной 69,8 МВт, зафиксированной в 11-00 дня летнего контрольного замера очевидно, что при нормативном возмущении – отключение одного из параллельных трансформаторов ПС 220 кВ «Хехцир» - 2АТ (125 МВА), оставшийся в работе 1АТ (63 МВА) перегрузится на 10,8% что недопустимо для осуществления длительной работы с перегрузкой (допускается длительная перегрузка трансформаторов величиной не более 5% в соответствии с [1]). При этом аналогичная режимная ситуация наблюдается на протяжении интервала времени с 11часов до 16 часов.
Исключить недопустимую по величине и длительности перегрузку возможно следующими мероприятиями: а) увеличением нагрузки неэкономичной Хабаровской ТЭЦ-1, б) вводом ограничений потребителей электроэнергии, в) увеличением пропускной способности силовых трансформаторов питающей подстанции - ПС 220 кВ «Хехцир», г) применением противоаварийной автоматики для автоматической ликвидации недопустимой по величине и длительности перегрузки электросетевого оборудования.
1.4 Режимы работы шунтирующих реакторов на подстанции
Электроснабжение потребителей собственных нужд (далее – СН) подстанции 220 кВ «Хехцир» осуществляется от трансформаторов собственных нужд (ТСН), подключенных к шинам 6 кВ и 10 кВ от третичных обмоток силовых автотрансформаторов.
Данная схема электроснабжения потребителей СН не является проектной. С момента ввода в эксплуатацию подстанции, электроснабжение потребителей СН осуществлялось по проектной схеме с шин низкого напряжения рядом расположенной подстанции 110/35/10 кВ «Корфовская».
Действующая в настоящее время схема СН была реализована в период разделения АО «Хабаровскэнерго» на отдельные виды бизнеса и выделением в отдельную компанию организации по эксплуатации единой национальной электрической сети. В результате реорганизации подстанции 220 кВ «Хехцир» и 110 кВ «Корфовская» стали собственностью разных субъектов электроэнергетики.
Для обеспечения нормальных уровней напряжения на шинах 6 кВ и 10 кВ ПС 220 кВ «Хехцир» собственником подстанции было принято техническое решение и установлены неиспользуемые на ПС 220 кВ «Старт» Комсомольского энергорайона 4 группы шунтирующих реакторов (ШР) типа РТМ-33/10.
Две группы ШР подключены к КРУН 6 кВ и обмотке низкого напряжения 6 кВ 1АТ (63 МВА) и две группы ШР подключены к КРУН 10 кВ и обмотке низкого напряжения 10 кВ 2АТ (125 МВА).
ШР по условиям обеспечения допустимого уровня напряжения на шинах КРУН 6 кВ и 10 кВ, от которых осуществляется питание трансформаторов собственных нужд подстанции 220 кВ «Хехцир» (РУСН 0,4 кВ) и осуществляется резервирование потребителей собственных нужд расположенной в непосредственной близости ПС 500 кВ «Хехцир 2», постоянно включены в работу.
Параметры шунтирующих реакторов ПС 220 кВ «Хехцир» приведены в таблице 1.3
Таблица 1.3 – Параметры ШР
| Параметр | РТМ 1гр. | РТМ 2гр. | РТМ 3 гр. | РТМ 4 гр. |
| Номинальное напряжение, кВ | 11 | 11 | 11 | 11 |
| Наибольшее рабочее напряжение, кВ | 12 | 12 | 12 | 12 |
| Напряжение подключения, кВ | 6,6 | 6,6 | 11 | 11 |
| Номинальная мощность паспортная, Мвар | 9,9 | 9,9 | 9,9 | 9,9 |
| Номинальная мощность фактическая, Мвар | 3,6 | 3,6 | 3,6 | 3,6 |
| Потери активной мощности, МВт | 0,035 | 0,035 | 0,035 | 0,035 |
При осуществлении расчетов электрических режимов, проводимых в настоящей работе, все группы ШР принимаются включенными.
2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ И ВЫБОР АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ
2.1 Критерии и порядок определения максимальной нагрузки подстанции
Для выбора номинальной мощности трансформаторов необходимо определить максимальную полную электрическую нагрузку подстанции.
Номинальная мощность трансформаторов подстанции, как правило, определяется допустимым уровнем нагрузки трансформаторов (по величине и продолжительности) в послеаварийном режиме работы подстанции, т.е. должны учитываться допустимые аварийные перегрузки.
При выборе установленной мощности трансформаторов транзитной подстанции их единичная установленная мощность должна быть выбрана из условий:
-
Нагрузка трансформаторов в нормальной (ремонтной) схеме не должна превышать длительно допустимого значения;
-
Нагрузка трансформаторов в послеаварийном режиме после возникновения скачкообразного аварийного небаланса активной мощности (отключения наиболее загруженного генератора электростанции района) не должна превышать допустимой по величине аварийной перегрузки [7], допустимой в течение времени послеаварийного режима (длительность послеаварийного режима определяется временем, необходимым диспетчеру для восстановления условий нормального режима, не более 20 минут в соответствии с [6]);
-
Нагрузка оставшегося в работе трансформатора(ов) после аварийного отключения одного из параллельно работающего трансформатора также не должна превышать допустимой аварийной перегрузки в течение нормативного времени послеаварийного режима.
Следовательно, при установке (n) трансформаторов одинаковой номинальной мощности их единичная номинальная мощность Sном (МBА) определяется как максимальное значение из совокупности выражений:
, (2.1)
где Smax – суммарная максимальная нагрузка первичной (наиболее загруженной) обмотки трансформатора, МВА; 1,05 – коэффициент длительно допустимой перегрузки трансформатора, kав– коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформатора, n – количество параллельно работающих трансформаторов.
При аварийных режимах допускается перегрузка трансформаторов в зависимости от температуры охлаждающей среды (воздух или вода) и продолжительности перегрузки. В соответствии с [7], допустимая величина перегрузки устанавливается также в зависимости от системы охлаждения трансформатора (М, Д, ДЦ или Ц) и срока его эксплуатации – до или более 30 лет.
При установке трёхобмоточных трансформаторов их загрузка определяется нагрузкой наиболее загруженной обмотки. На понижающих подстанциях, как правило, это обмотка высокого напряжения. Таким образом, максимальная загрузка трансформатора определяется по формуле, МВА:
, (2.2)
где Smax.(сн) – максимальная мощность нагрузки со стороны среднего напряжения, МВА; Smax.(нн) – максимальная мощность нагрузки со стороны низкого напряжения, МВА.
С учетом перспективы роста нагрузки в энергорайоне, вызванного как естественным ростом бытового потребления, так и присоединением новых потребителей, максимальная мощность нагрузки должна определяться следующим выражением, МВА:
, (2.3)
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
