Силовые трансформаторы

Размещено на http://www.allbest.ru/

Предисловие

Силовые трансформаторы являются основными элементами систем электроснабжения и используются во всех отраслях экономики, включая промышленность, жилищно-коммунальное и сельское хозяйство, отдельные учреждения, организации, фирмы. Надежность электроснабжения и экономичность работы электрооборудования во многом определяются при выборе вида и мощности силовых трансформаторов. Последующая эксплуатация и возможность развития оценивают правильность такого выбора.

В пособии изложены общие представления об условиях, которые влияют на выбор количества и мощности трансформаторов, о необходимых согласованиях и технических решениях, которые должны учитываться при построении схемы электроснабжения. Трансформаторы являются системообразующими элементами и по своим техническим и конструктивным параметрам не подлежат частой замене, аварийный выход трансформатора ставит под угрозу нормальное функционирование объекта, поэтому возникает необходимость некоторой интуитивной (техноценологической) оценки принимаемого решения по выбору конкретного трансформатора.

В учебном пособии представлены материалы, позволяющие выбрать трансформаторы для их установки на главных понизительных подстанциях (ГПП) предприятия и цеховых трансформаторных подстанциях приводятся схемы ГПП и ТП, основные конструктивные решения и характеристики различных видов трансформаторов.

Пособие содержит приложение по основным данным трансформаторов на различные напряжения, что позволяет осуществить правильный выбор трансформаторов для различных схем электроснабжения в курсовом и дипломном проектировании.

Пособие предназначено для студентов, обучающиеся по специальности «Электрооборудование и электрохозяйство предприятий, организаций и учреждений», а также может быть использовано студентами других электротехнических специальностей.

1. Силовые трансформаторы промышленных предприятий и их выбор

1.1 Общие требования и условия работы

Силовые трансформаторы являются основой системы электроснабжения крупных предприятий, имеющих в своем составе главные понизительные подстанции (ГПП - пятый уровень системы электроснабжения 5УР), и сред-них - распределительные подстанции РП-10(6) кВ (4УР) с разветвленными высоковольтными сетями. Производственная деятельность мелких предпри-ятий, как правило имеющих в своем составе одну-две ТП-10(6) кВ, во мно-гом зависит от надежной работы силовых трансформаторов, щитов и шка-фов, распределительных пунктов РП - 0,4 кВ. В реальных условиях каждый из уровней системы электроснабжения может быть границей раздела пред-приятие - энергосистема (6УР), решение по которой юридически согласовы-вается энергоснабжающей организацией и потребителем (абонентом).

Величина предприятия по расчетной электрической нагрузке Р_р опреде-ляет необходимость сооружения ГПП (или ПГВ - подстанции глубокого вво-да, ОП - опорной подстанции района электроснабжения предприятия). Коли-чество подстанций 5УР на одном предприятии бывает от одной - двух, что бывает часто, и до двух и более десятков. ГПП принимают электроэнергию от трансформаторов энергосистемы или, например, от блочной ТЭЦ (ГРЭС). Высшее напряжение трансформаторов ГПП в России 35, 110, 154. 220, 330 кВ; питание по воздушным и кабельным ЛЭП. Отходящие от ГПП высоко-вольтные распределительные сети 6-10 кВ (хотя есть и 110 кВ) называют межцеховыми (заводскими). Обычный ряд мощностей ГПП: 10, 16, 25, 40, 63, 80, 100, 125 MB•А, а в отдельных случаях выше.

Для электроснабжения потребителей напряжением до 1 кВ (220, 380, 500, 660 В) сооружаются трансформаторные подстанции с высшим напряже-нием 10 (6) кВ. Эти подстанции обычно называют цеховыми, а с учетом ком-плектной поставки трансформаторов, щита низкого напряжения и ошиновки, вводного высоковольтного отключающего устройства, их обозначают КТП. Ряд применяемых мощностей ТП: 100, 160, 250, 400, 630, 1000, 1600, 2500 кВ•А.

Кроме трансформаторов, устанавливаемых на 5УР для присоединения предприятия к энергосистеме, и трансформаторов ЗУР, обеспечивающих по-требителей низким, до 1 кВ, напряжением трехфазного переменного тока, существуют специальные подстанции со своими силовыми трансформатора-ми (в пособии не рассматриваются): печные, выпрямительные для создания сети постоянного тока до 1,5 кВ, преобразовательные, сварочные и др. Они могут рассматриваться как ГПП, и как цеховые преобразовательные под-станции.

Выбор трансформатора определяется теоретическими основами элек-тротехники и достаточно прост. Для трехфазного трансформатора номиналь-ной мощностью

S_ном = v3U_ном I_ном, (1.1)

расчетный срок службы трансформатора в 25 лет (указываемый заводом-изготовителем) обеспечивается при соблюдении условий:

S_нг = S_ном; U_сети = U_ном; t₀ = t_0,ном, (1.2)

где S_нг - нагрузка трансформатора; U_сети - напряжение сети, к которой подключен трансформатор; t₀ - температура окружающей среды.

При проектировании, строительстве, пуске и эксплуатации эти условия никогда (что и определяет теория техноценозов) не выполняются. Сами условия меняются в течение суток (и в пределах каждого получаса, определяемого тридцатиминутным максимумом P₃₀, принимаемого за расчетный максимум P_max = P₃₀ = Р_р), дней недели и праздничных дней, по месяцам (сезонная составляющая), кварталам и год от года.

Для оценки реальной системы электроснабжения можно рассмотреть Магнитогорский металлургический комбинат, где в 2000 г. при максимальной нагрузке 580 МВт установлено 2374 шт. силовых трансформаторов, в том числе 6-10 кВ 2260 шт. средней мощностью 1270 кВ•А, высоковольтных ячеек 6923 шт. Фактическое разнообразие установленных трансформаторов далеко от рекомендуемых. Например, на одном из заводов установлено около 50 видов трансформаторов, включая (мощность, кВ-А, - штук): 1000-263; 630-30; 560-21; 250-2; 160-5; 400-23; 180-15; 320-7; 200000-2; 10000-8; 40500-2 и так далее.

Таким образом, правильный выбор силового трансформатора для реальных данных и условий требует учета самых различных технических, организационных, экономических, социальных и иных факторов. Такой учет требует овладеть техноценологическими представлениями, по-новому взглянуть на окружающую реальность.

Для правильного выбора силовых трансформаторов, которые неразрывно связаны со схемой электроснабжения, необходимо учитывать:

- особенности энергосистемы и вероятных мест присоединения (главный трансформатор и выключатель, напряжение, мощность короткого замыкания энергосистемы; магистральное, радиальное или концевое присоединение; параметры ЛЭП);

- схему примыкающего района энергосистемы с характеристиками источников питания и сетей (внешнего электроснабжения);

- технологические и электрические данные по объектам аналогам и месту строительства;

- значение расчетного максимума нагрузки, числа часов использования максимума; расчетного суточного и годового графика нагрузки;

- генеральный план завода с размещением основных и вспомогательных производственных зданий и сооружений, основных подземных и наземных коммуникаций;

- данные по электроемкости, удельным расходам электроэнергии, по составу и характеру электрических нагрузок и электроприемников как технологических механизмов, так и вспомогательных устройств цехов и сооружений завода с выделением энергоемких агрегатов;

- перечень объектов основного производственного, обслуживающего и подсобного назначения, энергетического хозяйства, включая сети и сооружения водоснабжения и канализации с указанием производственных показателей и объемно-планировочных архитектурных решений, сменности работы, структуры управления;

- данные по характеру производства, условиям пожаро- и взрывоопасности, включая температуру, влажность, запыленность, агрессивность выделяемых веществ, загрязнение атмосферы и грунта;

- требования к надежности электроснабжения отдельных производств, цехов, агрегатов и механизмов с выделением электроприемников особой группы первой категории по надежности электроснабжения;

- данные по нагрузкам сторонних потребителей, подключаемых к заводским сетям, данные по токам и мощности короткого замыкания на шинах источников питания, требования к компенсации реактивной мощности в сетях завода, к устройствам релейной защиты, автоматики, связи и телемеханики;

- геологические и климатические данные, включающие: характер грунта в различных районах площадки завода, его состав, состояние, температуру, удельное тепловое и электрическое сопротивления; глубину промерзания грунта, уровень грунтовых вод, расчетную температуру почвы в зонах прокладки электрических коммуникаций, высоту площадки завода над уровнем моря, сейсмичность,

- метеорологические условия: количество грозовых дней в году; скорость ветра; влажность; гололедность; максимальную, минимальную и среднюю температуру воздуха; наличие и характер загрязненности воздуха пылью, химически активными газами и парами, естественную освещенность;

- основные чертежи (планы и разрезы) цехов и сооружений завода с установкой технологического и вспомогательного оборудования;

- основные архитертурно-строительные чертежи зданий и сооружений завода;

- данные по силовому электрооборудованию (паспорта основных агрегатов, включая расчеты по приводу) и электроосвещению объектов завода;

- сведения по организации электроремонта, возможности кооперации и специализации; близлежащих трансформаторно-масляных хозяйств.

Для правильного выбора номинальной мощности трансформатора (автотрансформатора) необходимо располагать суточным графиком нагрузки, из которого известна как максимальная, так и среднесуточная активная нагрузка данной подстанции, а также продолжительность максимума нагрузки. При отсутствии суточного графика с достаточной для практических целей точностью на заданный расчетный уровень определяется максимальная активная нагрузка подстанции P_max (МВт).

Если при выборе номинальной мощности трансформатора на однотрансформаторной подстанции исходить из условия

S_ном ЎЭ ? P_max ЎЭ Р_p, (1.3)

где ? P_max - максимальная активная нагрузка пятого года эксплуатации; Р_р - проектная расчетная мощность подстанции, то при графике с кратковременным пиком нагрузки (0,5-1 ч) трансформатор будет длительное время работать с недогрузкой. При этом неизбежно завышение номинальной мощности трансформатора и, следовательно, завышение установленной мощности подстанции. В ряде случаев выгодней выбирать номинальную мощность трансформатора близкой к максимальной нагрузке достаточной продолжительности с полным использованием его перегрузочной способности с учетом систематических перегрузок в нормальном режиме.

Наиболее экономичной работа трансформатора по ежегодным издержкам и потерям будет в случае, когда в часы максимума он работает с перегрузкой. В реальных условиях значение допустимой нагрузки выбирается в соответствии с графиком нагрузки и коэффициентом начальной нагрузки и зависит также от температуры окружающей среды, при которой работает трансформатор.

Коэффициент нагрузки k_н, или коэффициент заполнения суточного графика нагрузки, практически всегда меньше единицы:

k_н = P_с / P_max = I_с / I_max, (1.4)

где P_с, P_max и I_с, I_max - соответственно среднесуточные и максимальные мощности и ток.

В зависимости от характера суточного графика нагрузки (коэффициента начальной загрузки и длительности максимума), эквивалентной температуры окружающей среды, постоянной времени трансформатора и вида его охлаждения допускаются систематические перегрузки трансформаторов.

При эксплуатации из-за происходящих химических реакций изоляция изнашивается или стареет. Для изоляции применяют шестиградусное правило старения изоляции: срок службы изоляции изменяется вдвое при изменении температуры на шесть градусов.

Перегрузки определяются преобразованием графика нагрузки в эквивалентный в тепловом отношении (рис.1.1). Допустимая нагрузка трансформатора зависит от начальной нагрузки, максимума нагрузки и его продолжительности и характеризуется коэффициентом превышения нагрузки (перегрузки), определяемым из выражения

k_пер = I_эmax / I_ном, (1.5)

а коэффициент начальной нагрузки определяется из выражения

k_н.н = I_э.н / I_ном, (1.6)

где I_эmax - эквивалентный максимум нагрузки; I_э.н - эквивалентная начальная нагрузка, определяется за время 10 ч, предшествующее началу максимума нагрузки.

Эквивалентный максимум нагрузки (и эквивалентная начальная нагрузка) определяется по формуле

I_эmax = I_номЃг(a₁Іt₁ + a₂Іt₂ +…+ a_nІt_n)/(t₁ + t₂ +…+ t_n) , (1.7)

где а₁, а₂,…, a_n - различные ступени средних значений нагрузок в долях номинального тока; t₁, t₂,…, t_n - длительность этих нагрузок, ч.

Пример рис.1.1 иллюстрирует простейший случай, когда фактический суточный график преобразуется в двухступенчатый так, что эквивалентно сохраняется износ изоляции. Перегрузка k_пер = 1,27 (1.5) при начальной нагрузке k_н.н = 0,70 (1.6) не ухудшает условия (1.2). Важно, что при коэффициенте заполнения суточного графика (1.4) близком к единице, перегрузочная способность трансформатора практически равна нулю.

Допустимые систематические перегрузки трансформаторов определяются из графиков нагрузочной способности трансформаторов, задаваемых таблично или графически. Коэффициент перегрузки k_пер дается в зависимости от среднегодовой температуры воздуха t_сг, вида охлаждения и мощности трансформаторов, коэффициента начальной нагрузки k_н.н и продолжительности двухчасового эквивалентного максимума нагрузки t_max. Для других значений t_max допускаемый k_пер можно определить по кривым нагрузочной способности трансформатора.



Рис.1.1. Расчетные графики нагрузки: 1 - фактический суточный график; 2 - двухступенчатый, эквивалентный фактическому графику

Рис.1.2. Схемы присоединения потребителей к подстанциям энергосистемы: 1-4 - соответственно с одной, двумя, тремя и четырьмя системами сборных шин; 5 - с двойной и обходной системами шин

Если максимум графика нагрузки в летнее время меньше номинальной мощности трансформатора, то в зимнее время допускается длительная 1%-ная перегрузка трансформатора на каждый процент недогрузки летом, но не более чем на 15 %. Суммарная систематическая перегрузка трансформатора не должна превышать 150 %. При отсутствии систематических перегрузок допускается длительная нагрузка трансформатора током на 5% выше номинального при условии, что напряжение каждой из обмоток не будет превышать номинальное.

На трансформаторах допускается повышение напряжения сверх номинального: длительно - на 5 % при нагрузке не выше номинальной и на 10 % при нагрузке не выше 0,25 номинальной; кратковременно (до 6 ч в сутки) - на 10% при нагрузке не выше номинальной. Дополнительные перегрузки одной ветви за счет длительной недогрузки другой допускаются в соответствии с указаниями завода-изготовителя. Так, трехфазные трансформаторы с расщепленной обмоткой 110 кВ мощностью 20, 40 и 63 МВ•А допускают следующие относительные нагрузки: при нагрузке одной ветви обмотки 1,2; 1,07; 1,05 и 1,03 нагрузки другой ветви должны составлять соответственно 0; 0,7; 0,8 и 0,9.

Номинальная мощность каждого трансформатора двухтрансформаторной подстанции, как правило, определяется аварийным режимом работы подстанции: при установке двух трансформаторов их мощность выбирается такой, чтобы при выходе из работы одного из них оставшийся в работе трансформатор с допустимой аварийной перегрузкой мог обеспечить нормальное электроснабжение потребителей.

Номинальная мощность трансформатора на подстанции с числом трансформаторов п>1 в общем виде определяется из выражения, МВ•А

S_ном ЎЭ Р_p / (k_пер(n-1)cosц), (1.8)

где Р_р = Р_maxk_1-2 - расчетная мощность, МВт, Р_max - суммарная активная максимальная нагрузка подстанции на расчетный уровень пять лет, МВт, k_1-2 - коэффициент участия в нагрузке потребителей 1-й и 2-й категорий; k_пер - коэффициент допустимой аварийной перегрузки; cosц - коэффициент мощности нагрузки.

Для двухтрансформаторной подстанции, т.е. при п = 2,

S_max ЎЭ (Р_max k_1-2)/(k_перcosц). (1.9)

Для сетевых подстанций, где примерно до 25% потребителей из числа малоответственных в аварийном режиме может быть отключено, k_1-2 обычно принимается равным 0,75 - 0,85.

Рекомендуется широкое применение складского и передвижного резерва трансформаторов, причем при аварийных режимах допускается перегрузка трансформаторов на 40 % на время максимума общей суточной продолжительностью не более 6 ч в течение не более 5 суток. При этом коэффициент заполнения суточного графика нагрузки трансформаторов k_н в условиях его перегрузки должен быть не более 0,75 и коэффициент начальной нагрузки k_н.н не более 0,93.

Так как k_1-2 < 1, а k_пер > 1, то их отношение k = k_1-2 / k_пер всегда меньше единицы и характеризует собой ту резервную мощность, которая заложена в трансформаторе при выборе его номинальной мощности. Чем это отношение меньше, тем меньше будет закладываемый в трансформаторы резерв установленной мощности, тем более эффективным будет использование трансформаторной мощности с учетом перегрузки.

Таким образом, для двухтрансформаторной подстанции

S_т ЎЭ (kР_max)/cosц. (1.10)

В настоящее время существует практика выбора номинальной мощности трaнсформaтора для двухтрансформаторной подстанции с учетом значения k = 0,7, т.е.

S_т = 0,7P_max. (1.11)

Формально запись (1.11) выглядит ошибочной: действительно, единица Измерения активной мощности - Вт, полной (кажущейся) - ВА. Есть различия и в физической интерпретации S и Р. Но следует подразумевать, что (Осуществляется компенсация реактивной мощности на шинах подстанции 5УР, 3УР и что коэффициент мощности cosц находится на уровне 0,92-0,95. Тогда ошибка, связанная с упрощением (1.10) до (1.11), не превосходит инженерную ошибку 10 %, которая включает и приблизительность значения 0,7, и ошибку в определении фиксированного Р_max.

Таким образом, суммарная установленная мощность двухтрансформаторной подстанции

?S_т = 2(0,7P_max) = 1,4P_max. (1.12)

При этом значении k в аварийном режиме обеспечивается сохранение около 98 % P_max без отключения неответственных потребителей. Однако учитывая принципиально высокую надежность трансформаторов, можно считать вполне допустимым отключение в редких аварийных режимах какой-то части неответственных потребителей.

Условие покрытия расчетной нагрузки в случае аварийного выхода из строя одного трансформатора с учетом использования резервной мощности P_рез сети НН(СН) определяется выражением

S_т(п-1)k_пер+ S_рез ЎЭ P_рk_1-2, (1.13)

где п - количество рассматриваемых трансформаторов, объединенных условиями резервирования.

При двух и более установленных на подстанции трансформаторах при аварии с одним из параллельно работающих трансформаторов, оставшиеся в работе принимают на себя его нагрузку. Эти аварийные перегрузки не зависят от предшествовавшего режима работы трансформатора, являются кратковременными и используются для обеспечения прохождения максимума нагрузки.

1.2 Трансформаторы главных понизительных подстанций

Выбор силовых трансформаторов ГПП по напряжению, количеству и мощности для предприятия в целом или для отдельного производства (района) осуществляется на предпроектных стадиях с последующим согласованием с энергоснабжающей организацией, администрацией, надзорными органами. После принятия решения развертывается проектирование на стадии технико-экономического обоснования с последующим уточнением в рабочей документации параметров ГПП. Дальнейшее проектирование подстанций с высшим напряжением 35 - 330 кВ проводится на основе технических условий, определяемых схемами развития региона (отрасли) и электросистемы (возможности источников питания) и электрических сетей района, схемами внешнего электроснабжения предприятия присоединения к подстанции энергосистемы (рис. 1.2) или к ВЛ (рис. 1.3), схемами организации электроремонта и проектами системной автоматики и релейной защиты.

В качестве исходных данных необходимо знать: район размещения подстанции и загрязненность атмосферы; значение и рост нагрузки по годам с указанием их распределения по напряжениям; значение питающего напряжения; уровни и пределы регулирования напряжения на шинах подстанции, необходимость дополнительных регулирующих устройств; режимы заземления нейтралей трансформаторов; значение емкостных токов в сетях 10(6)кВ; расчетные значения токов короткого замыкания; требующая надежность и технологические особенности потребителей.

При наличии крупных сосредоточенных нагрузок, при необходимости выделения питания ударных, резкопеременных и других специальных электрических нагрузок, для производств, цехов и предприятий с преимущественным количеством электроприемников 1 категории и особой группы 1 категории возможно применение трех и более трансформаторов с соответствующим технико-экономическим обоснованием.

Мощность трансформаторов выбирается такой, чтобы при отключении наиболее мощного из них оставшиеся в работе обеспечивали питание нагрузки во время ремонта или замены этого трансформатора с учетом допустимой перегрузки оставшихся в работе и резерва по сетям среднего и низкого напряжений. При установке двух трансформаторов и отсутствии резервирования по сетям среднего и низшего напряжений мощность каждого из них выбирается с учетом загрузки трансформатора не более 70 % суммарной максимальной нагрузки подстанции на расчетный период. При росте нагрузки сверх расчетного уровня увеличение мощности подстанции производится, как правило, путем замены трансформаторов более мощными.

Трансформаторы должны быть оборудованы устройством регулирования напряжения под нагрузкой. При отсутствии трансформаторов с устройством регулирования напряжения под нагрузкой допускается использование регулировочных трансформаторов.



Рис. 1.3. Варианты схем присоединения подстанций 5УР-ЗУР к одинарной или двойной ВЛ: а - радиальная с одной линией; б - радиальная с двумя линиями; в - с двусторонним питанием по одной линии, г - то же по двум линиям, д - присоединение с заходом на подстанцию с автоматической перемычкой; е - то же с неавтоматической перемычкой; ж - с присоединением в рассечку каждой линии и с заходом обеих ВЛ на подстанцию

трансформатор силовой промышленный энергосистема

Распределительные устройства 6-10 кВ выполняются на двухтрансформаторных подстанциях, как правило, с одной секционированной или двумя одиночными секционированными выключателем, системами сборных шин с нереактированными отходящими линиями; РУ на однотрансформаторных подстанциях выполняются, как правило, с одной секцией. На стороне 6-10 кВ предусматривается раздельная работа трансформаторов.

При выборе аппаратов и ошиновки по номинальному току трансформаторов необходимо учитывать нормальные эксплуатационные, послеаварийные и ремонтные режимы, а также перегрузочную способность оборудования. Аппаратура и ошиновка в цепи трансформатора выбирается, как правило, с учетом установки в перспективе трансформаторов следующего габарита.

На выбор трансформаторов накладывает ограничения их компоновки. Хотя открытая установка существенно дешевле, но общая тенденция - закрытая установка трансформаторов ГПП. Это вызвано меньшими габаритами ГПП, лучшими условиями эксплуатации как для самого трансформатора, так и для обслуживающего персонала, возможностью перехода на глухое присоединение кабельных ЛЭП-110 (220) кВ.

В настоящее время большинство подстанций промышленных предприятий 5УР выполняется без сборных шин на стороне первичного напряжения по блочному принципу, реализуемому в виде схем: 1) линия -- трансформатор; 2) линия -- трансформатор -- токопровод (магистраль). Блочные схемы просты и экономичны. Установка на подстанциях промышленных предприятий, как правило, двух трансформаторов обеспечивает по надежности электроснабжение потребителей 1 категории.

На рис. 1.4 показаны схемы блочных ГПП, выполненные без перемычки (мостика) между питающими линиями (35) 110-220(330) кВ. На схеме показаны двухобмоточные трансформаторы. При конкретном проектировании могут применяться трансформаторы с расщепленными обмотками, трехобмоточные и др. При напряжении 110 кВ в нейтрали трансформаторов устанавливается заземляющий разъединитель - разрядник, при 220 кВ нейтраль заземляется наглухо.

Схема на рис. 1.4, а является простейшей при радиальном питании и получила широкое распространение при закрытом вводе кабельной линии в трансформатор (глухое присоединение). Она особенно целесообразна при загрязненной окружающей среде, при высокой стоимости земли, при необходимости размещения ПГВ на плотно застроенном участке, например при расширении или реконструкции предприятия При повреждении в трансформаторе отключающий импульс защиты трансформатора передается на отключение выключателя на питающей подстанции. Глухое присоединение допускается при радиальном питании и для ВЛ, если территория - с загрязненной атмосферой, а проектируемая ГПП и источник питания эксплуатируются одной организацией. Обычно на спуске проводов от ВЛ к трансформатору устанавливается разъединитель (рис. 1.4, 6), создающий ремонтный разъем.

На рис. 1.4, в показана схема с воздушными линиями с установкой короткозамыкателей и ремонтных разъединителей. При возникновении повреждения в трансформаторе короткозамыкатель включается под действием релейной защиты от внутренних повреждений в трансформаторе (газовой, дифференциальной), к которым не чувствительна защита головного участка линии, и производит искусственное короткое замыкание линии, вызывающее отключение выключателя на головном участке этой линии, головной выключатель защищает не только линию, но и трансформатор.

Схема на рис. 1.4, г используется при магистральном питании для отпаечных ГПП. Отделителем осуществляются оперативные отключения трансформатора.

На рис. 1.4, д показана схема с воздушными линиями с установкой короткозамыкателей, отделителей и ремонтных разъединителей. Эта схема применяется при питании от одной воздушной линии нескольких подстанций так называемыми отпайками. В отдельных случаях она может быть применена и при радиальном питании, когда имеется реальная вероятность подсоединения в дальнейшем к этой линии других подстанций.



Рис. 1.4. Безмостиковые схемы блочных ГПП

На схеме на рис. 1.4, е приведен вариант с силовыми выключателями, который может быть применен как для отпаечных подстанций, питаемых по магистральным линиям, так и для тупиковых подстанций, питаемых по радиальным линиям. Эта схема может оказаться целесообразной для подстанций, расположенных близко к источнику питания (применение короткозамыкателей в этих случаях приводит к значительным падениям напряжения на шинах ИП).

Схемы с перемычками между питающими линиями следует применять при обоснованной необходимости. В загрязненных зонах их надо избегать, так как наличие дополнительных элементов, подвергающихся загрязнению, увеличивает вероятность аварий на подстанции. Достаточно распространена схема с отделителями и короткозамыкателями на линиях и с неавтоматизированной перемычкой из двух разъединителей, установленной со стороны питающих линий (рис. 1.5, а). Эта перемычка позволяет: присоединить оба трансформатора к одной линии (при таком режиме при повреждении одного трансформатора отключаются оба); сохранить в работе трансформатор при повреждении питающей его линии, переключив его на вторую линию (перекрестное питание); обеспечить питание подстанции на время ревизии или ремонта трансформатора. В схеме может быть применен отключающий импульс вместо короткозамыкателя.

Рис. 1.5. Схемы подстанций с перемычками (мостиками) между питающими линиями

Схема на рис. 1.5, б применяется при питании подстанций по транзитным линиям 110-220 кВ или по линиям с двухсторонним питанием. Как вариант может быть использована схема со второй (показанной пунктиром) перемычкой со стороны линий, выполненная разъединителями.

Схема на рис. 1.5, в может быть применена для тупиковых подстанций с автоматикой в перемычке, если применение короткозамыкателя не представляется возможным по техническим причинам, а стоимость оборудования для передачи отключающего импульса соизмерима со стоимостью выключателя или же передача отключаемого импульса неприемлема по другим причинам. Эта схема может быть применена также при включении трансформаторов в рассечку транзитных линий или линий с двусторонним питанием между головным выключателем питающей подстанции и отпайкой. При этом повреждение трансформатора не нарушает питание всех других подстанций, связанных с этими линиями.

Мощность трансформаторов, присоединяемых по приведенным схемам, должна находиться в пределах коммутационной способности разъединителей и отделителей по отключению тока холостого хода, а при применении силовых выключателей определяется их параметрами.

При выборе схемы подключений решающими являются: мощность подстанции, определяющая число выводов и секций шин 6-10 кВ; единичная мощность и напряжение крупных потребителей (электропечей, воздуходувок и др.); мощность КЗ на стороне 6-10 кВ, определяющая необходимость установки реакторов; характер нагрузок, определяющих подпитку места КЗ и число секций на стороне 6-10 (35) кВ.

1.3 Цеховые подстанции третьего уровня системы электроснабжения

Цеховые трансформаторные подстанции напряжением 6-10/(0,4ч0,69) кВ выполняются без сборных шин первичного напряжения как при радиальном, так и при магистральном питании. При радиальной схеме питания цеховой трансформатор обычно имеет глухое присоединение к линии 6-10 кВ (рис. 1.6). идущей от распределительной подстанции 4УР. Коммутационный аппарат (разъединитель или выключатель нагрузки) перед цеховым трансформатором применяется в следующих случаях: источник питания находится в ведении другой эксплуатирующей организации, подстанция значительно (более 3 км) удалена от источника питания, она питается по воздушной линии, на стороне низкого напряжения не установлен отключающий аппарат.

При магистральной схеме питания (рис. 1.7) на вводе к цеховому трансформатору в большинстве случаев устанавливают выключатель нагрузки последовательно с предохранителем или разъединитель в комплекте с предохранителем, позволяющий осуществить селективное отключение цеховой ТП при повреждении или ненормальном режиме работы трансформатора. Рекомендуется схема включения предохранителя - перед выключателем нагрузки. Глухое присоединение трансформаторов при магистральной схеме питания применяется редко, так как повреждение трансформатора приводит к отключению всей магистрали выключателем головного участка. При этом теряют питание все цеховые ТП, подключенные к магистрали.

Целью выбора трансформаторов 3УР является определение типа, количества, единичной мощности каждого, места размещения, способа присоединения со стороны высокого напряжения и выхода на щит (шкаф, магистраль) низкого напряжения. К моменту выбора размещения полного списка электроприемников 1УР не требуется и он обычно еще отсутствует, как и количество шкафов 2УР.

Выбор типа трансформаторов осуществляется в зависимости от требований окружающей среды. Для наружной установки применяют масляные трансформаторы. Для внутренней установки также преимущественно рекомендуется применение масляных трансформаторов, но с ограничениями по количеству и мощности. Для внутрицеховых подстанций с трансформаторами сухими или с негорючим жидким (твердым) диэлектриком мощность трансформаторов, их количество, расстояние между ними, этаж,

Рис. 1.6. Радиальная схема питания трансформаторов 3УР

Рис. 1.7. Магистральная схема питания трансформаторов ЗУР

на котором они могут быть установлены, не ограничиваются.

Трансформаторы с охлаждением негорючей жидкостью целесообразно применять в тех производственных помещениях, где по условиям среды, по количеству, значению, мощности и этажности нельзя применять масляные трансформаторы. Сухие трансформаторы мощностью не более 100-630 кВ•А применяют главным образом в административных и общественных зданиях, где возможны большие скопления людей, а также на испытательных станциях, в лабораториях и других установках с ограничениями по условиям пожарной безопасности.

Главное преимущество этих трансформаторов заключается в отсутствии горючего масла. Поэтому их можно устанавливать непосредственно в производственных и других помещениях без ограничения суммарной мощности, а также в необычных местах, например в подвале.

Широко применяемые КТП не имеют сборных шин первичного напряжения и отличаются только конструкцией (в зависимости от завода -изготовителя). Они комплектуются из следующих основных элементов: устройства высокого напряжения - шкаф ВН; трансформатора; распределительного устройства низкого напряжения - шкаф НН. Шкаф ВН представляет собой блок высоковольтного ввода трех типов: ВВ-1 - с глухим присоединением кабеля; ВВ-2 - с присоединением кабеля через разъединитель; ВВ-3 - с присоединением кабеля через разъединитель и предохранитель. В шкафу находится коммутационно-защитный аппарат КТП, тип которого зависит от мощности трансформатора. Выбор в качестве коммутационного аппарата выключателя нагрузки или разъединителя определяется необходимостью отключения холостого хода трансформатора.

Выбор числа и мощности трансформаторов для промышленных предприятий определяется применением одно- и двухтрансформаторных цеховых подстанций. Это позволяет создавать и рассматривать различные варианты схемы электроснабжения. Число N_тр трансформаторов 3УР определяется нагрузкой цеха, исключая высоковольтную нагрузку, и требованиями надежности электроснабжения:

N_тр = S_р / (k₃S_ном), (1.14)

где S_р - полная расчетная нагрузка объекта, для которого определялись Р_mах и cosц при расчете нагрузок; k₃ - коэффициент загрузки; S_ном - номинальная мощность трансформатора.

Наиболее простым и дешевым решением является применение однотрансформаторных цеховых подстанций. На крупных предприятиях, имеющих складской резерв трансформаторов, их можно применять для питания электроприемников III и даже I категории. Однотрансформаторные подстанции могут применяться и для питания электроприемников I категории, если мощность последних не превышает 15-20 % мощности трансформатора и возможно резервирование подстанций на вторичном напряжении перемычками с АВР. Правила проектирования и общая тенденция повышения надежности электроснабжения ведет к установке двухтрансформаторных подстанций и для рассматриваемых случаев, т.е. к обеспечению всех потребителей как потребителей I категории. При установке однотрансформаторных подстанций они могут быть закольцованы на стороне 0,4 кВ (соединены магистралями или кабельными перемычками). Это обеспечивает сохранение электроснабжения при отключении любого трансформатора и возможность загрузки каждого трансформатора до номинального значения, считая за расчетную нагрузку не максимум P_max, а среднюю Р_с (см. рис. 1.1).

Двухтрансформаторные цеховые подстанции применяются при преобладании электроприемников I и II категорий и в энергоемких цехах.

Число и мощность трансформаторов цеховых подстанций являются взаимосвязанными величинами, поскольку при заданной расчетной нагрузке цеха Р_р число трансформаторов будет меняться в зависимости от принятой единичной мощности КТП. При выборе цеховых трансформаторов обычно приходится сравнивать трансформаторы КТП единичной мощностью 630, 1000, 1600, 2500 кВ•А. Увеличение единичной мощности снижает общее количество устанавливаемых трансформаторов, но увеличивает протяженность сетей к 2УР и 1УР, а также затраты на коммутационную аппаратуру и др., связанные с ростом токов КЗ. Практика проектирования и эксплуатации отдает предпочтение трансформаторам 1000 кВ•А (и в меньшей степени 630 кВ•А), считая эту мощность оптимальной.

Число и мощность трансформаторов зависят от распределения нагрузок по площади цеха, наличия места для расположения цеховых подстанций, характера и режима работы электроприемников. Выбор цеховых трансформаторов осуществляется одновременно с решением задачи компенсации реактивной мощности цеховых потребителей электроэнергии.

В проектной практике для двухтрансформаторных цеховых подстанций при преобладании нагрузок I категории коэффициент загрузки трансформаторов k_з.тр, принимается в пределах 0,6-0,7. Для однотрансформаторных подстанций при наличии взаимного резервирования по перемычкам с другими подстанциями на вторичном напряжении мощность трансформаторов выбирается с учетом степени резервирования. Коэффициент загрузки цеховых трансформаторов может быть принят: при преобладании нагрузок II категории 0,7-0,8, а при нагрузках III категории - единице.

При этом число трансформаторов N_тр связано с их номинальной мощностью следующим образом:

N_тр = S_p / (k_з.тр / S_ном.э), (1.15)

где S_ном.э - экономически целесообразная номинальная мощность трансформатора.

Значение S_ном.э в выражении (1.15) принимается в зависимости от удельной плотности расчетной нагрузки. Максимальная мощность трансформаторов при плотностях нагрузки

до 0,2 кВ•А/м² - до 1000 кВ•А

от 0,2 до 0,5 кВ•А/м² - от 1000 до 1600 кВ•А

свыше 0,5 кВ•А/м² - 1600 и 2500 кВ•А

Если S_уд ЎЭ 0,4 кВ•А/м², то независимо от требований надежности электроснабжения целесообразно применять Двухтрансформаторные подстанции. Выражение (1.15) не означает, что если вначале целесообразна установка трансформаторов 1000 кВ•А, то через 5 лет они заменятся на большие при росте нагрузок. Обычно осуществляют дополнительную установку трансформаторов, стараясь сохранить тип и мощность. Трансформаторы мощностью 630 кВ•А и менее следует применять для питания вспомогательных цехов и участков предприятий.

С целью наибольшего приближения цеховых подстанций к электроприемникам сети до 1 кВ рекомендуется размещать их внутри цехов открыто, но ограждая (рис. 1.8, а, б) или пристраивать в зависимости от производственных условий и требований архитектурно- строительного оформления производственных зданий и сооружений. По возможности внутрицеховые подстанции размещают в центре электрических нагрузок, это позволяет сократить протяженность сетей 0,4 кВ и уменьшить потери мощности и энергии в них. Для цехов небольшой ширины и для случая, когда часть нагрузок расположена за пределами цеха, а также при затруднительном размещения подстанции внутри цеха применяют ТП, пристроенные к цеху.

Возможно применение цеховых ТП с размещением щита низкого напряжения в цехе, а трансформатора - снаружи около питаемых им производственных зданий (рис. 1.8, в). В результате подстанция занимает значительно меньше площади цеха, чем встроенная.



Рис. 1.8. Компоновки встроенных цеховых подстанций

а) однотрансформаторные с внутренней установкой трансформатора;

б) двухтрансформаторная с внутренней установкой трансформатора;

в) двухтрансформаторная с наружной установкой трансформатора

Рис. 1.9. Встроенное РП с двухтрансформаторной КТП

Отдельно стоящие закрытые цеховые подстанции применяются тогда, когда невозможно разместить ТП внутри цехов или у наружных их стен по требованиям технологии или пожаро- и взрывоопасности производства. Отдельно стоящие ТП могут применяться также для небольших предприятий при значительной разбросанности электрических нагрузок по их территории.

Внутрицеховые подстанции целесообразны, главным образом, в много-пролетчых цехах большой ширины и в машинных залах.

На каждой открыто установленной внутрицеховой подстанции могут применяться масляные трансформаторы с суммарной мощностью до 3,2 МВ•А. Расстояние в свету между масляными трансформаторами разных КТП должно быть не менее 10м. Если масляный трансформатор установлен в закрытой камере (КТП в отдельном помещении) внутри производственного здания, то расстояние не нормируется. В одном помещении внутрицеховой подстанции рекомендуется устанавливать одну КТП.

Суммарная мощность масляных трансформаторов внутрицеховой подстанции, установленных на втором этаже, должна быть не более 1000 кВ•А. Установка выше второго этажа не допускается.

Комплектные ТП 6-10 кВ общего назначения для внутренней установки выпускаются одно- и двухтрансформаторными с трансформаторами ТМФ, ТМЗ, ТСЗ, НТЗ. Шкала трансформаторов стандартная: 250, 400, 630, 1000, 1600, 2500, кВ•А. Все КТП выпускаются со вторичным напряжением 0,4 кВ, модифицированные 2КТПМ-1000-6 и 2КТПМ-2500-10 выпускаются на 0,69 кВ. Шкафы низкого напряжения КТП комплектуются шкафами типа КРН, КН, ШНВ, ШНЛ, ШНС, ШН и др.

Подстанции с трансформаторами 630 и 1000 кВ•А комплектуются шкафами типа КН, КРН, ШРН с универсальными втычными (выкатными) автоматическими выклюючателями с моторным приводом или без него со следующими схемами заполнения: шкафы ввода - с выводами шин вверх на магистраль и двумя отходящими линиями; шкафы ввода и секционный - с двумя выключателями на отходящих линиях; шкаф отходящих линий - с тремя выключателями.

Подстанции с трансформаторами 1600 и 2500 кВ•А комплектуются выключателями на вводе, которые отключают соответствующие номинальные токи и токи КЗ. На отходящих линиях могут устанавливаться выключатели как и для 1000 кВ•А.

2. Конструктивная схема и назначение основных элементов трансформатора

2.1 Основные элементы трансформатора

Известно, что развитие энерговооруженности промышленных предприятий, применение повышенного напряжения основных сетей энергосистемы и систем внутризаводского электроснабжения обусловливает рост парка силовых трансформаторов и их технических показателей

Трансформатор высокого напряжения представляет собой сложное устройство, состоящее из большого числа конструктивных элементов, основными из которых являются: магнитная система (магнитопровод), обмотки, изоляция, выводы обмоток, бак, охлаждающее устройство, механизм регулирования напряжения, защитные и измерительные устройства. Конструктивная схема трансформатора и его элементы представлены на рис. 2.1.

В магнитной системе проходит магнитный поток трансформатора (отсюда название «магнитопровод»). Магнитопровод является конструктивной и механической основой трансформатора. Он выполнен из отдельных листов электротехнической стали, изолированных друг от друга. В настоящее время применяется холоднокатаная сталь марок 3405, 3406, т.е. сталь с определенной ориентировкой зерен, допускающая индукцию до 1,7 Тл. Применение такой стали позволяет значительно уменьшить сечение магнитопровода за счет большой допустимой магнитной индукции, уменьшить диаметр витков обмотки, уменьшить массу и габариты трансформаторов. Для изоляции листов трансформаторной стали широко применяется изоляция листов лаком с толщиной слоя 0,01 мм. Лаковая пленка создает достаточно надежную изоляцию между листами, обеспечивает хорошее охлаждение магнитопровода, обладает высокой нагревостойкостью и не повреждается при сборке.

Обмотки трансформаторов могут быть концентрическими и чередующимися. В первом случае обмотки ВН и НН выполняют в виде цилиндров и располагают на стержне концентрически одна относительно другой (рис. 2.2, а). Такое выполнение принято в большинстве силовых трансформаторов. Во втором случае обмотки ВН и НН выполняются в виде невысоких цилиндров с одинаковыми диаметрами и располагаются на стержне одна над другой (рис. 2.2, 6). Такая обмотка применяется для специальных электропечных трансформаторов и для сухих трансформаторов, так как обеспечивает лучшее охлаждение обмоток.

Изоляция трансформатора является ответственной частью, так как надежность работы трансформатора определяется в основном надежностью его изоляции. В масляных трансформаторах основной изоляцией является масло в сочетании с твердыми диэлектриками: бумагой, электрокартоном, гетинаксом. В сухих трансформаторах широко применяются новые виды изолирующих материалов повышенной нагревостойкости на основе кремнийорганических материалов.

В бак трансформатора помещают активную часть вместе с отводами и переключающими устройствами для регулирования напряжения. Основные части бака - стенки, дно и крышка. Крышку используют для установки вводов, выхлопной трубы, крепления расширителя, термометров и других элементов. На стенках бака укрепляют охладительные устройства - радиаторы.

Для уменьшения потерь от потоков рассеяния стальные баки экранируются с внутренней стороны пакетами электротехнической стали или пластинами из немагнитных материалов (медь, алюминий).



Рис. 2.1. Конструктивная схема трансформатора ТМ: 1 - тележка с катками; 2 - бак, 3 - устройство РПН; 4 - термосифонный фильтр, 5 - воздухоочиститель; 6 - указатель уровня масла; 7 - расширитель; 8 - соединительная трубка; 9 - выхлопная труба; 10 - газовое реле; 11 - ввод НН; 12 - ввод ВН, 13 - обмотки высшего и низшего напряжения; 14 - радиаторы системы охлаждения; 15 - магнитопровод; 16 - кран для слива масла

Расширитель трансформатора представляет собой цилиндрический сосуд, соединенный с баком трубопроводом и служащий для уменьшения площади соприкосновения с воздухом. Объем расширителя составляет 9-10 % объема масла в трансформаторе и системе охлаждения. Бак трансформатора полностью залит маслом, изменение объема масла при нагреве и охлаждении приводит к колебанию уровня масла в расширителе, при этом воздух вытесняется или всасывается в расширителе. Масло очень гигроскопично, и если расширитель непосредственно связан с атмосферой, то влага из воздуха поступает в масло, резко снижая его изоляционные свойства. Для предотвращения этого расширитель связан с окружающей средой через силикагелевый воздухоосушитель. Силикагель поглощает влагу из всасываемого воздуха. Силикагелевый фильтр полностью не осушает воздух, поэтому постепенно влажность воздуха в расширителе повышается. Для предотвращения этого применяются герметичные баки с газовой подушкой из инертного газа или свободное пространство в расширителе заполняется инертным газом (азотом), поступающим из специальных эластичных емкостей. Возможно также применение специальной пленки - мембраны в расширителе на границе масло - воздух.

Рис. 2.2. Обмотки трансформатора: а - концентрическая; б - чередующаяся

Выхлопная (предохранительная) труба на крышке бака защищает его от разрыва при интенсивном выделении газа во время крупных повреждений внутри трансформатора (короткого замыкания). Верхний конец выхлопной трубы герметично закрывается диафрагмой из тонкого стекла или медной фольги. При взрывоопасных выделениях газа диафрагма разрушается, давление в баке понижается, что и предохраняет его от деформации. Верхняя полость выхлопной трубы и воздушное пространство над поверхностью масла в расширителе соединены между собой трубкой. Это необходимо для выравнивания давлений с обеих сторон диафрагмы при изменении объема масла в нормальных эксплуатационных условиях.

Вместо выхлопной трубы в настоящее время находят применение механические пружинные предохранительные клапаны, устанавливаемые на верхней части стенки трансформатора. Клапан срабатывает при повышении давления в баке до 80 кПа и закрывается при давлении ниже 35 кПа.

Маслоуказатель служит для контроля уровня масла в трансформаторе. Применяются плоские и трубчатые стеклянные маслоуказатели, работающие по принципу сообщающихся сосудов. На шкале маслоуказателя нанесены три контрольные риски, соответствующие уровням масла в неработающем трансформаторе при температурах -45, +15 и + 40° С. В корпус маслоуказателя встроен также специальный герметичный контакт (геркон), подающий сигнал в случае недопустимого понижения уровня масла в трансформаторе.

Термосифонный фильтр крепится к баку трансформатора и заполнен силикагелем или другим веществом, поглощающим продукты окисления масла. При циркуляции масла за счет разности плотностей горячего и холодного масла происходит непрерывная регенерация его. Адсорбентом может служить как силикагель, так и активная окись алюминия, алюмагель и др. Адсорбенты удерживают воду в своих порах, не вступая с ней в химическое соединение. Насыщенный водой адсорбент заменяется, а использованный регенерируется нагреванием до определенной температуры (400-500° С). Для индиксации насыщения силикагеля в него добавляют хлористый кобальт (около 3 %). Примесь хлористого кобальта придает составу голубую окраску. Появление розовой окраски является признаком насыщения состава водой

...