Содержание
Введение
I. Общиетребования и условия работы силовых трансформаторов
II. Выборсиловых трансформаторов
III. Трансформаторы главныхпонижающих подстанций
Заключение
Список используемойлитературы
Введение
Данная темаявляется чрезвычайно актуальной, так как в системах электроснабженияпромышленных предприятий главные понизительные и цеховые подстанции используютдля преобразования и распределения электроэнергии, получаемой обычно отэнергосистем. На всех подстанциях для изменения напряжения переменного токаслужат силовые трансформаторы различного конструктивного исполнения,выпускаемые в широком диапазоне номинальных мощностей и напряжений.
Выбортрансформаторов заключается в определении их требуемого числа, типа,номинальных напряжений и мощности, а также группы и схемы соединения обмоток.
Цеховыетрансформаторные подстанции (ТП) в настоящее время часто выполняются комплектными(КТП), и во всех случаях, когда этому не препятствуют условия окружающей средыи обслуживания, устанавливаются открыто.
Правильноеопределение числа и мощности цеховых трансформаторов возможно только с учетомследующих факторов: категории надежности электроснабжения потребителей;компенсации реактивных нагрузок на напряжении до 1 кВ; перегрузочнойспособности трансформаторов в нормальном и аварийном режимах; шага стандартныхмощностей; экономичных режимов работы трансформаторов в зависимости от графика.
Целью даннойработы является необходимость описать силовые трансформаторы промышленныхпредприятий и их выбор.
Достижениеданной цели предполагает решение ряда следующих задач:
1. Описатьобщие требования и условия работы силовых трансформаторов.
2. Описатьпроцесс выбора силовых трансформаторов.
3.Охарактеризовать трансформаторы главных понижающих подстанций.
В процессенаписания данной работы нами была использована монографическая, учебная ипублицистическая литература.
I. Общие требования и условияработы силовых трансформаторов
Силовыетрансформаторы являются основой системы электроснабжения крупных предприятий,имеющих в своем составе главные понижающие подстанции – ГПП (5УР), в среднихпредприятиях, имеющих распределительные подстанции – РП на 6;10 кВ (4УР) сразветвленными высоковольтными сетями и несколькими трансформаторнымиподстанциями ТП на 6;10 кВ(3УР). Производственная деятельность малыхпредприятий, как правило, имеющих в своем составе одну – две ТП на 6;10/0,4КВ,во многом зависит от надежной работы силовых трансформаторов [щитов и шкафов,распределительных пунктов РП на 0,4кВ (2УР)]. В реальных условиях каждый изшести уровней системы электроснабжения может быть границей раздела предприятие– энергосистема, решения по которой юридически согласовываются междуэнергоснабжающими организациями и потребителем (абонентом) [1, с. 10].
По расчетнойэлектрической нагрузке Рр предприятия определяется необходимостьсооружения ГПП (или ПГВ – подстанции глубокого ввода, или ОП – опорной подстанцииэлектроснабжения предприятия). Наиболее распространенное число подстанций снапряжением пятого уровня на одном предприятии одна – две, но бывает до двух иболее десятков. ГПП принимают электроэнергию от трансформаторов энергосистемыили, например, от блочной ТЭЦ или гидроэлектростанции (ГРЭС). Высшее напряжениетрансформаторов ГПП в России35,110,154,220,330кВ; питание подводится повоздушным и кабельным линиям электропередач (ЛЭП). Отходящие от ГППвысоковольтные распределительные сети, рассчитанные на 6;10 кВ (хотя могут бытьи на 110кВ), называют межцеховыми (заводскими). Обычно ряд мощностей ГПП:10,16,25,40,63,80,110, 125МВ∙А, а в отдельных случаях и выше.
Дляэлектроснабжения потребителей напряжением до 1 кВ (220,380,500,600В) сооружаюттрансформаторные подстанции с высшим напряжением чаще всего на 6;10 кВ (носуществуют подстанции, напряжением 3,20 кВ), которые обычно называют цеховыми,а с учетом комплектной поставки (с транформаторами, щитом низкого напряжения иоцинковкой, вводным высоковольтным отключающим устройством) их обозначают КТП.Ряд применяемых мощностей ТП:100, 160,250,400, 630, 1000, 1600,2500кВ∙А.Из – за больших токов короткого замыкания (КЗ) на стороне 0,4кВ, вызывающихсложности коммутации и передачи электроэнергии приемникам, трансформаторы на2500кВ∙А применяются только в специальных случаях [1, с. 11].
Крометрансформаторов, устанавливаемых на 5 УР для присоединения предприятия кэнергосистеме, и трансформаторов, устанавливаемых на 3УР, обеспечивающихпотребителей низким (до 1кВ) напряжением трехфазного переменного тока,существуют специальные подстанции со своими силовыми трансформаторами: печными,выпрямительными (для создания сети постоянного тока до 1,5кВ),преобразовательными, сварочными и другими, которые могут использоваться и какГПП, и как цеховые ТП.
Решение остроительстве трансформаторной подстанции принимается в составе решения остроительстве завода (цеха). Особенностью решения о строительстветрансформаторной подстанции является то, что она не выделяется, а рассматриваетсяи утверждается как часть предприятия, сооружения – объекта, подлежащего новомустроительству, реконструкции, модернизации, расширению перевооружению. Конечно,для электриков подстанции и сети являются самостоятельными объектами,согласование параметров которых с субъектами электроснабжения, а также ихпоследующее проектирование, строительство и принятие в эксплуатациюосуществляется по отдельным срокам и графикам, не зависящих от основногопроизводства [3, с. 23].
Принятиетехнологического решения начинается с утверждения технологического задания настроительство завода определенного состава. По технологическим данным оцениваютпараметры энергопотребления, определяют нагрузку по цехам (для выбора мощности цеховыхтрансформаторов и выявления высоковольтных двигателей) и заводу в целом (длявыбора ГПП, их числа и единичной мощности трансформаторов на каждойподстанции).
Готовыерешения служат материалом для получения технических условий отэнергосберегающей организации (энергосистемы). Одновременно собирают следующиесведения: особенности энергосистемы и вероятных мест присоединенияпотребителей; данные по объектам – аналогам и месту строительства.Определяющими данными на начальном этапе являются:
— значениярасчетного максимума нагрузки и число часов использования этого максимума,связанных с электропотреблением;
— схемапримыкающей районной энергосистемы с характеристиками источников питания, исетей внешнего электроснабжения, позволяющая решать вопрос выбора мощноститрансформатора и схемы его присоединения (размещение трансформатора следуетувязывать с заходами ЛЭП) [1, с. 12].
Предложенияили проектные проработки по выбору трансформатора 3УР (в диапазоне мощности100…..2500кВ∙А), определяются условиями потребителя, а для средних икрупных предприятий – особенностями энергосистемы, к сетям которой ониподключены.
Основнымипараметрами, определяющими конструктивное выполнение и построение сетиявляются:
— для линийэлектропередачи – номинальное напряжение, направление (откуда и куда),протяженность, число цепей, сечение провода;
— дляподстанций – сочетание номинальных напряжений, число и мощностьтрансформаторов, схема присоединения к сети и компенсация реактивной мощности[1, с. 12].
В Россиисложились две системы электрических сетей на номинальные напряжения 110 кВ ивыше (110, 200, 500кВ), принятая на востоке страны, и 110(154), 330, 750 кВ,принятая в западной части страны.
Дляэлектроэнергетики страны это означает:
— увеличениепотерь электроэнергии из – за повышения числа ее трансформаций, необходимостьсоздания сложных коммутационных узлов и ограничения пропускной способностимежсистемных связей;
— дополнительную нагрузку предприятий электропромышленности, то есть номенклатурывыпускаемых видов продукции;
— финансирование дополнительного строительства подстанций и линий передачпредприятиям, попавшим в зону «стыковки»;
— необходимость учета тенденций развития электрохозяйства, то есть расчет ипрогнозирование параметров электропотребления.
Такимобразом, подводя итог, необходимо сделать следующие выводы.
На всехподстанциях для изменения напряжения переменного тока служат силовыетрансформаторы различного конструктивного исполнения, выпускаемые в широкомдиапазоне номинальных мощностей и напряжений.
Выбортрансформаторов заключается в определении их требуемого числа, типа,номинальных напряжений и мощности, а также группы и схемы соединения обмоток.
II. Выборсиловых трансформаторов
Для правильновыбора номинальной мощности трансформатора (автотрансформатора), необходимо располагатьсуточным графиком, отражающим как максимальную, так и среднесуточную активнуюнагрузки данной подстанции, а также продолжительность максимума нагрузки [1, с.14]. При отсутствии суточного графика с достаточной для практических целейопределяется расчетный уровень максимальной активной нагрузки подстанции Pmax(МВт).
Если привыборе номинальной мощности трансформатора на однотрансформаторной подстанцииисходить из условия:
/> (1)
(здесь ∑Pmax– максимальная активная мощность на пятом году эксплуатации – сроке, в условияхрыночной экономики согласованном с инвестором; Pр – проектнаярасчетная мощность подстанции), то есть при графике работы с кратковременнымпиком нагрузки (0,5…..1,0ч)трансформатор будет длительное время недогружен. Приэтом неизбежно завышение номинальной мощности трансформатора и, следовательно,завышение установленной мощности подстанции. В ряде случаев более выгодновыбирать номинальную мощность трансформатора близкой к максимальной нагрузкедостаточной продолжительности и в полной мере использовать ее перегрузочнуюспособность с учетом систематических перегрузок в нормальном режиме [1, с. 15].
Наиболееэкономичной работа трансформатора по ежегодным издержкам и потерям будет вслучае, когда в часы максимума он будет работать с перегрузкой. В реальных жеусловиях значения допустимой нагрузки выбирают в соответствии с графикомнагрузки и коэффициентом начальной нагрузки, а также в зависимости оттемпературы окружающей среды, при которой работает трансформатор.
Коэффициентнагрузки, или коэффициент заполнения суточного графика нагрузки, практическивсегда меньше единицы.
/> (2)
где Pc,Pmax и Ic и Imax – соответственносреднесуточные и максимальные мощности и токи.
В зависимостиот коэффициента суточного графика нагрузки (коэффициента начальной нагрузки идлительности максимума), эквивалент температуры окружающей среды, постояннойвремени трансформатора и вида его охлаждения, допустимы систематическиеперегрузки трансформаторов.
На рисунке 1приведены фактический суточный график нагрузки и двухступенчатый, эквивалентныйфактическому. С нуля часов начинается ночной провал нагрузки (от условнономинальной, равной 1,0), минимальный между 5 и 6 ч. (для объекта провал можетбыть и другие часы, например, между 3 и 5ч). С 6 ч. начинается подъем нагрузкидо дневной, обычно незначительно колеблющейся вокруг некоторого значения (новозможно наличие утреннего пика перегрузки, например, между 9 и 11 ч.) В 20 ч.нагрузка достигает номинального значения (1,0), а затем превосходит его,образовав пиковую часть графика, и лишь к 14 ч. вновь снижается до 1,0.
Реальный(фактический) график суточной нагрузки можно преобразовать в двухступенчатый.Для чего в виду невозможности из-за ценологических свойств получитьаналитическую зависимость Рнагр =∫ (t), реальный графикразбивают на интервалы, в которых нагрузка осредняется. Эти интервалы могутсоставлять от 3 мин. до 0,5 ч. Интегрированием определяют площадь подфактическим графиком, а затем строят эквивалентный, в данном случае дляпериодов 0…..20ч. и 20….24 ч.
/>
Рис.1Расчетные графики нагрузки
1 –фактический суточный; 2- двухступенчатый, эквивалентный физическому.
Первый периодхарактеризуется коэффициентом начальной нагрузки kи.н., равным 0,705(физический смысл kи.н. – отношение площади под графиком,характеризующим работу трансформатора с номинальной нагрузкой в период 0……20ч., к фактической нагрузке, представленной ступенью, составляющей по осиординат 0,705 номинальной). Аналогично для второго периода определяюткоэффициент перегрузки kпер. = 1,27.
Такимобразом, перегрузки определяются преобразованием заданного графика нагрузки вграфик, эквивалентный ему в тепловом отношении. Допустимая нагрузкатрансформатора зависит от его начальной нагрузки, ее максимума и егопродолжительности и характеризуется коэффициентом превышения (перегрузки),определяемой выражением:
/> (3)
а коэффициентначальной нагрузки:
/> (4)
где Iэmax – эквивалентный максимум нагрузки; Iэ.н. – эквивалентнаяначальная нагрузка, определяемая за 10ч. предшествующие началу ее максимума.
Эквивалентныймаксимум нагрузки (и эквивалентная начальная нагрузка) определяется по формуле:
/> (5)
где a1,a2 ……..an – различные ступени средних значений нагрузок вдолях номинального тока; t1,t2,………tn –длительность этих нагрузок, ч.
Формулы (3) и(4) используются для упрощения расчетов по сравнению с построением графиков,заданных на рис.1, если ступень задана или делаются проектные предположения.Следует также иметь в виду, что kи.н. определяется не за 20ч., а за10ч. во всех случаях формула (5) дает правильный результат.
Допустимыесистематические перегрузки трансформаторов определяются нагрузочнойспособностью, задаваемой с помощью таблиц или же графически. Коэффициентперегрузки kпер. дается в зависимости от среднегодовой температурывоздуха tс.г., вида охлаждения и мощности трансформаторов,коэффициента начальной нагрузки kи.н. и продолжительностидвухчасового эквивалентного максимума нагрузки tmax. Для другихзначений tmax. допускаемый kпер. можно определить покривым нагрузочной способности трансформатора.
Если максимумграфика нагрузки в летнее время меньше номинальной мощности трансформатора, тов зимнее время допускается длительная 1% — перегрузка трансформатора на каждыйпроцент недогрузки летом, но не более, чем на 15%. Суммарная систематическаяперегрузка трансформатора не должна превышать 150%. При отсутствиисистематических перегрузок допускается длительная нагрузка трансформаторовтоком на 5% выше номинального при условии, что напряжение каждой из обмоток небудет превышать номинальное.
Допускаетсяпревышение напряжение трансформаторов сверх номинального:
— длительно –на 5% при нагрузке не выше номинальной и на 10% при нагрузке не выше 0,25 отноминальной;
— кратковременно (до 6 ч) в сутки – на 10% пери нагрузке не выше номинальной.
Дополнительныеперегрузки одной ветви за счет длительной недогрузки другой допускаются всоответствие с указаниями завода – изготовителя. Так, для трехфазныхтрансформаторов с расщепленной обмоткой на 110кВ мощностью 20,40, и 63МВ∙А допускаются следующие относительные нагрузки: при нагрузке одной ветвиобмотки, равной 1,2; 1,07; 1,05 и 1,03, нагрузка другой ветви должна составлятьсоответственно 0; 0,7; 0,8 и 0,9.
Номинальнаямощность каждого трансформатора двухтрансформаторной подстанции, как правило,определяется аварийным режимом работы подстанции: при установке двух трансформаторових мощность выбирается такой, чтобы при выходе из работы одного из нихоставшийся в работе трансформатор с допустимой аварийной перегрузкой могобеспечить нормальное электроснабжение потребителей.
Номинальнаямощность трансформатора Sном, МВ∙ А на подстанции, числомтрансформаторов n>1 в общем виде определяется из выражения:
/> (6)
где Рр=РmaxkI-II – расчетная мощность, МВт; Рmax – суммарнаяактивная максимальная мощность подстанции на пятом году эксплуатации, МВт; kI-II– коэффициент участия в нагрузке потребителей I-II категорий; kпер– коэффициент допустимой аварийной перегрузки; cos φ – коэффициентмощности нагрузки.
Длядвухтрансформаторной подстанции, то есть при n=2:
/> (7)
Для сетевыхподстанций, где в аварийном режиме до 25% потребителей из числамалоответственных может быть отключено kI-II обычно принимаетсяравным 0,75……0,85 (единице он равен, когда все потребители относятся к первойкатегории) [4, с. 28].
Рекомендуетсяширокое применение складского и передвижного резерва трансформаторов, причемпри аварийных режимах допускается перегрузка трансформаторов на 40% во времямаксимума общей суточной нагрузки продолжительностью не более 6 ч. в течение неболее 5 сут. При этом коэффициент заполнения суточного графика нагрузкитрансформаторов kн в условиях его перегрузки должен быть не более0,75, а коэффициент начальной нагрузки k и.н. – не более 0,93.
Коэффициентзаполнения графика нагрузки определяется следующим отношением:
/> (8)
где W –электропотребление (площадь под кривой нагрузки); Т – полное время по осиабсцисс.
Необходимоучитывать, что kн –такой коэффициент заполнения, которыйимеет наибольшее значение во время аварийных режимов в течение пяти сутокподряд.
Так как kI-II1, то их отношение k = kI-II /kпер,всегда меньше единицы, и характеризует собой резервную мощность трансформатора,заложенную при выборе его номинальной мощности. Чем данной отношение меньше,тем меньше будет резерв установленной мощности трансформатора и тем болееэффективным будет использование трансформаторной мощности с учетом перегрузки.
Завышение коэффициентаk приводит к завышению суммарной установленной мощности трансформаторов наподстанции. Уменьшение коэффициентов возможно лишь до такого значения, котороес учетом перегрузочной способности трансформатора и возможности отключениянеответственных потребителей позволяет покрыть основную нагрузку однимоставшимся в работе трансформатором при аварийном выходе из строя второго.
Такимобразом, установленная мощность трансформатора на подстанции:
/> (9)
В настоящеевремя существует практика выбора номинальной мощности трансформатора длядвухтрансформаторной подстанции с учетом значения k = 0,7, то есть с учетомусловия:
/> (10)
Формально этаформула выглядит ошибочной: Действительно, единицы измерения активной мощности– Вт, а полной (кажущейся) — В∙А. Есть различия и в физическойинтерпретации S и P. Но следует всегда полагать, что осуществляется компенсацияреактивной мощности на шинах подстанций 5УР и 3УР и что коэффициент мощностиcos φ находиться на уровне 0,92…..0,95 (tg на уровне 0,42….0,33). Такаяошибка, связанная с упрщением формулы (9) до (10), не превосходит инженернуюошибку 10%, которая включает в себя и приблизительность значения 0,7, и ошибкуопределения фиксированного Pmax. Становиться объяснимым формула (1),где активная и полная мощность не различаются.
Такимобразом, суммарная установленная мощность двухтрансформаторной подстанции:
/> (11)
При значенииk = 0,7 в аварийном режиме обеспечивается сохранение около 98% Pmax безотключения неответственных потребителей. Однако, учитывая высокую надежностьтрансформаторов, можно считать вполне допустимым отключение в редких, аварийныхрежимах какой – то части неответственных потребителей.
Условиепокрытия расчетной нагрузки в случае аварийного выхода из строя одноготрансформатора с учетом использования резервной мощности Sрез. сетейнизкого и среднего напряжений определяется выражением:
/> (12)
При аварииодного из двух или более параллельно работающих на подстанции трансформаторов,оставшиеся в работе принимают на себя его нагрузку. Эти аварийные перегрузки независят от предшествующего режима работы трансформатора, являютсякратковременными и используются для прохождения минимума нагрузки.
III.Трансформаторы главных понижающих подстанций
Проектированиеподстанций с высшим напряжением 35….330 кВ, к которым относятся главныепонижающие подстанции (ГПП), подстанции глубокого ввода, опорные,осуществляется на основе технических условий, определяемыми схемами развитияэнергосистемы (возможностями источников питания) и электрических сетей района,а также схемами внешнего энергоснабжения предприятия, то есть присоединения кподстанциям энергосистемы или ВЛ, схемами организации их ремонта и применениемсистем автоматики и релейной защиты [1, с. 20]
/>
Рис.2 Схемаприсоединения потребителей к подстанциям энергосистемы -а…… г соответственно содной, двумя, тремя, четырьмя системами сборных шин; д – с двойной системойшин.
На рис. 2приведены схемы присоединения потребителей к подстанциям энергосистемы, котораявсе оперативные переключения производит выключателем Q. Самая простая схемапоказана на рисунке а, обычная на рисунке – б, редкая на рисунке г. Наиболеераспространенная на ответственных районных подстанциях схема с двойнойсекционированной и обходной системами шин, что обеспечивает высокую надежностьи маневренность управления с помощью выключателя QI.
/>
Рис. 3Варианты схем присоединения подстанция 5УР…… 3УР к воздушной линии.
Варианты схемприсоединения подстанций 5УР5УР…… 3УР к воздушной линии отражены на рис. 3
В качественеобходимых данных при выборе трансформаторов ГПП необходимо знать:
— районразмещения подстанции и загрязненность атмосферы;
— значения ирост нагрузки по годам с указанием ее распределения по напряжениям;
— значениепитающего напряжения;
— уровни ипределы регулирования напряжения на шинах подстанции, необходимостьдополнительных регулирующих устройств;
— режимызаземления нейтралей трансформаторов, значение емкостных токов в сетях на 10; 6кВ;
— расчетныезначения токов короткого замыкания;
-требующуюсянадежность и технологические особенности потребителей и отдельныхэлектроприемников [1, с. 20].
Выбортрансформаторов выполняется на расчетный период (пять лет с моментапредполагаемого срока ввода трансформатора в эксплуатацию). Дальнейшеерасширение подстанции, включая резерв территории, производиться с учетомвозможности ее развития в последующие пять лет. Площадка подстанции должнаразмещаться вблизи центра электрических нагрузок, автомобильных дорог (длятрансформаторов, мощностью 10МВ∙А и выше) и существующих инженерныхсетей. Учитывается также и наличие железнодорожных путей промышленных предприятий.
Наподстанциях устанавливается, как правило, не более двух трансформаторов.Большее их число допускается устанавливать на основе соответствующих технико –экономических расчетов и в тех случаях, когда на подстанциях требуются двасредних напряжения, а по соотношению нагрузок, например 6 и 10 кВ, 10 и 3 кВ,не удается подобрать трансформатор с расщепленными обмотками.
При наличиикрупных усредненных нагрузок и необходимости выделения питания ударных,резкопеременных и других специальных электрических нагрузок для производств,цехов и предприятий, преимущественно с электроприемниками I категории и особойгруппы I категории возможно применение трех и более трансформаторов спроведением соответствующего технико – экономического обоснования. В первыйпериод эксплуатации при постепенном росте нагрузки подстанций допускаетсяустановка одного трансформатора при условии обеспечения резервирования питанияпотребителей по сетям среднего и низкого напряжений[1, с. 24].
Мощностьтрансформаторов выбирается таковой, чтобы при отключении наиболее мощного изних, оставшиеся в работе обеспечивали бы питание нагрузки во время ремонта илизамены этого трансформатора с учетом допустимой перегрузки оставшихся в работеи резерва по сетям низкого и среднего напряжений. При установке двухтрансформаторов и отсутствии резервирования по сетям среднего и низкогонапряжений мощность каждого из них выбирается с учетом загрузки трансформаторане более чем 70% от суммарной максимальной нагрузки подстанции на расчетныйпериод. При росте нагрузки сверх расчетного уровня увеличение мощностиподстанции производиться, как правило, путем замены трансформаторов болеемощными.
Трансформаторыдолжны быть оборудованы устройством регулирования напряжения под нагрузкой. Приотсутствии трансформаторов с устройством регулирования напряжения под нагрузкойдопускается использование регулировочных трансформаторов
Предохранителина стороне высокого напряжения подстанций 35; 110кВ с двухобмоточнымитрансформаторами могут применяться при условии обеспечения селективностипредохранителей и релейной защиты линий высокого и низкого напряжений, а такженадежной защиты трансформаторов с учетом режима заземлений нейтрали и класса ееизоляции. Для трансформаторов высшим напряжением 110 кВ, нейтраль, которых впроцессе эксплуатации может быть разземлена, установка предохранителейнедопустима. Определители на стороне высшего напряжения могут применяться как скороткозамыкателями, так и с передачей отключающего сигнала. Применениепередачи отключающего сигнала должно быть обосновано (удаленностью от питающейподстанции, мощностью трансформатора, ответственностью линии, характеромпотребителя). При передаче отключающего импульса по высокочастотным каналам (кабелямсвязи) необходимо выполнять резервирование по другому высокочастотному каналу(кабелю связи) или с помощью короткозамыкателя.
Распределительныеустройства на 6; 10 кВ на двухтрансформаторных подстанциях выполняются, какправило, с одной секционированной или двумя одиночными секционированнымивыключателями системами сборных шин с отходящими линиями. Наоднотрансформаторных подстанциях РУ выполняются, как правило, с одной секцией.На стороне напряжений 6; 10кВ подстанций должна быть предусмотриватьсяраздельная работа трансформаторов.
Принеобходимости ограничения токов короткого замыкания (КЗ) на стороне напряжений6; 10 кВ могут предусматриваться:
— применениетрехобмоточных трансформаторов с максимальным сопротивлением между обмоткамивысшего и низшего напряжений и двухобмоточных трансформаторов с повышеннымсопротивлением;
— применениетрансформаторов с расщепленными обмотками на 6;10 кВ;
— применениетокоограничивающих реакторов в цепях вводов трансформаторов на цепях вводов оттрансформаторов [1, с. 26].
Выборварианта ограничения токов КЗ следует обосновать технико – экономическимсравнением. Степень ограничения токов КЗ распределительных устройств на 6; 10кВ определяется с учетом применения наиболее легкой аппаратуры, кабелей,проводников и допустимых колебаний напряжения при резкопеременных и толчковыхнагрузках.
Принеобходимости компенсации емкостных токов в сетях на 35, 10,
6 кВ наподстанциях должны устанавливаться заземляющие реакторы. При напряжении на 6;10 кВ заземляющие реакторы подключаются к сборным шинам через выключатели иотдельные трансформаторы. Не допускается подключение к трансформаторам длясобственных нужд, присоединенным к трансформаторам подстанций до ввода на шинынизшего напряжения, а также трансформаторам, защищенным плавкимипредохранителями.
В закрытыхраспределительных устройствах на все напряжения должны устанавливатьсявоздушные, малообъемные масляные или элегазовые выключатели. Баковыевыключатели устанавливаются, когда отсутствуют малообъемные выключатели ссоответствующим током отключения. Могут применяться и другие типы выключателейпосле начала их серийного производства. В открытых распределительныхустройствах на 330 кВ и выше должны устанавливаться воздушные выключатели.
При выбореаппаратов и ошиновки по номинальному току оборудования (синхронныхкомпенсаторов, реакторов, трансформаторов), необходимо учитывать нормальныеэксплутационные, послеаварийные и ремонтные режимы, а также перегрузочнуюспособность оборудования. Аппаратура и ошиновка в цепи трансформатора должнывыбираться, как правило, с учетом установки в перспективе трансформаторовследующего габарита.
Выборместоположения, типа, мощности и других параметров ГПП в основномобуславливаются значениями и характером электрических нагрузок и размещением ихна генплане, а также производственными, архитектурно – строительными иэксплуатационными требованиями. Важно, чтобы ГПП располагалась возможно ближе кцентру питаемых мим нагрузок, что сокращает протяженность питающих ираспределительных сетей электроснабжения предприятия, а, следовательно, ихстоимость и потери в них. Намеченное месторасположение уточняется по условиямпланировки предприятия, ориентировочным габаритным размерам и типу подстанции(отдельно стоящая, пристроенная, внутренняя, закрытая, комплектная) ивозможности подвода высоковольтных линий от энергосистемы (место ввода ЛЭП) кГПП.
Допускаетсясмещение подстанции на некоторое расстояние от геометрического центра питаемыхею нагрузок в сторону подвода линии от энергосистемы.
ГППвыполняется двухтрансформаторной. Мощность трансформаторов определяетсяактивной нагрузкой предприятия и реактивной мощностью, передаваемой от системыв период максимума нагрузок. Мощность трансформатора выбирается такой, чтобыпри выходе из работы одного трансформатора второй воспринял бы основнуюнагрузку подстанции с учетом допускаемой перегрузки в послеаварийном режиме ивозможного временного отключения потребителей третьей категории. В соответствиис существующей практикой проектирования мощность трансформаторов на понижающихподстанциях рекомендуется выбирать из условия допустимой их перегрузки впослеаварийных режимах до 60….70% (на время максимума суточной нагрузки,продолжительностью не более 6 ч. в течение не более 5 сут.):
/> (13)
Масляныетрансформаторы в большинстве случаев устанавливаются открыто, а РУ на 10 кВ –внутри помещения или пристраиваются к цеху
(хотя впоследнее время наметилась тенденция закрытой установки трансформаторов).
Приразработке схем коммутации ГПП предприятий средней мощности следует стремитьсяк их максимальному упрощению и применению минимума коммутационных аппаратов.Линии и трансформаторы, как правило, работают раздельно. На высшем напряженииГПП рекомендуется следующая схема: мостик с выключателем в перемычке ивыключателями в цепи ВЛ.
На вторичномнапряжении ГПП применяется лишь одна система шин, секционированнаявыключателем, который в большинстве случаев оборудуется устройствомавтоматического включения резерва (АВР).
Большинствоподстанций промышленных предприятий выполняется без сборных шин на сторонепервичного напряжения по блочному принципу, реализуемому в виде схем:
— линия –трансформатор;
— линия –трансформатор – токопровод (магистраль).
Блочные схемыпросты и экономичны. Установка их на подстанция промышленных предприятий, какправило, двух трансформаторов удовлетворяет по надежности электроснабжениепотребителем I категории.
/>
Рис. 4Безмостиковые схемы блочных ГПП
На рис. 4показаны схемы блочных ГПП, выполненных без перемычки (мостика) между питающимилиниями 35; 110; 220; 330кВ, с двухобмоточными трансформаторами. При конкретномпроектировании могут применяться трансформаторы с расщепленными обмотками,трехобмоточные и др. При напряжении 110 кВ в нейтрали трансформаторовустанавливается заземляющий разъединитель – разрядник, при 220 кВ нейтральзаземляется наглухо. При необходимости высокочастотной связи на вводах ВЛустанавливается аппаратура высокочастотной (ВЧ) обработки линии.
Схемасоединений распределительных устройств ГПП со стороны высокого напряженияопределяется скорее внешними требованиями субъекта электроэнергетики иреальными сетями энергосистемы, чем мощностью трансформатора. Однаковозможность переключений предопределяет предпочтительность различных режимовработы трансформатора, в том числе и аварийного, влияя тем самым на выбор егомощности.
Заключение
Такимобразом, подводя итог всему вышесказанному, необходимо сделать ряд следующихвыводов.
Силовыетрансформаторы являются основой системы электроснабжения крупных предприятий,имеющих в своем составе главные понижающие подстанции – ГПП (5УР), в среднихпредприятиях, имеющих распределительные подстанции – РП на 6;10 кВ (4УР) сразветвленными высоковольтными сетями и несколькими трансформаторнымиподстанциями ТП на 6;10 кВ(3УР). Производственная деятельность малыхпредприятий, как правило, имеющих в своем составе одну – две ТП на 6;10/0,4КВ,во многом зависит от надежной работы силовых трансформаторов [щитов и шкафов,распределительных пунктов РП на 0,4кВ (2УР)]. В реальных условиях каждый изшести уровней системы электроснабжения может быть границей раздела предприятие– энергосистема, решения по которой юридически согласовываются междуэнергоснабжающими организациями и потребителем (абонентом) [1, с. 10].
Выбортрансформаторов заключается в определении их требуемого числа, типа,номинальных напряжений и мощности, а также группы и схемы соединения обмоток.
Цеховыетрансформаторные подстанции (ТП) в настоящее время часто выполняются комплектными(КТП), и во всех случаях, когда этому не препятствуют условия окружающей средыи обслуживания, устанавливаются открыто.
Правильноеопределение числа и мощности цеховых трансформаторов возможно только с учетомследующих факторов: категории надежности электроснабжения потребителей;компенсации реактивных нагрузок на напряжении до 1 кВ; перегрузочнойспособности трансформаторов в нормальном и аварийном режимах; шага стандартныхмощностей; экономичных режимов работы трансформаторов в зависимости от графика.
Списокиспользуемой литературы
1. Быстрицкий, Г.Ф., Кудрин,Б.И. Выбор и эксплуатация силовых трансформаторов/Г.Ф. Быстрицкий, Б.И.Кудрин.- М.: Техническая литература, 2003.- 176с.
2. Кацман, М.М.Электрические машины/М.М. Кацман.- М.: Высшая школа, 2004.- 464с.
3. Могузов, В.Ф.Обслуживание силовых трансформаторов/В. Ф. Могузов.- М.: Энергоиздат,1991.-192с.
4. Перемутер, Н.М.,Электромонтер – обмотчик и изолировщик по ремонту электрических машин итрансформаторов: Учебник/Н.М. Перельмутер.- М.: Высшая школа, 1984.- 328с.
5. Силовые трансформаторы.Справочная книга/Под ред. С.П. Лизунова, А.К. Лоханина.- М.: Энергоиздат,2004.-616с.
6. Соколова, Е.М.Электрическое и электромагнитное оборудование. Общепромышленные механизмы ибытовая техника/Е.М. Соколова.- М.: Академия, 2006.- 224с.
7. Хренников, А Силовыетрансформаторы. Проблема электродинамической стабильности/А. Хренников//Новостиэлектротехники.- 2008.- №6.- с. 14-18.
8. Щеховцов, В.П.,Электрическое и электромеханическое оборудование/В.П. Шеховцов.- М.:Издательство «Профессиональное образование», 2004.- 407с.