Рейтинг@Mail.ru
Выбор силового трансформатора

Выбор

Выбор силового трансформатора

Выбор трансформаторов заключается в определении их требуемого числа, типа, номинальных напряжений и мощности, а также группы и схемы соединения обмоток. Правильное определение числа и мощности трансформаторов возможно только с учетом следующих факторов: категории надежности электроснабжения потребителей; компенсации реактивных нагрузок на напряжении до 1 кВ; перегрузочной способности трансформаторов в нормальном и аварийном режимах; шага стандартных мощностей; экономичных режимов работы трансформаторов в зависимости от графика нагрузки.

Выбор

Обычно на подстанции устанавливаются 1 или 2 трансформатора, в зависимости от категории надежности потребителей. Так один трансформатор выбирают для питания электроприемников III категории, которые допускают перерыв в энергоснабжении не более 24 часов подряд и не более 72 часов за год суммарно.

Два трансформатора устанавливают на подстанциях, питающих электроприемники I и II категории надежности. . Энергоснабжение электроприемников 2 категории надежности электроснабжения необходимо осуществлять от двух независимых источников питания. При нарушении энергоснабжения от одного источника питания, допустимо временное отсутствие энергоснабжения на время переключения на резервный источник оперативным персоналом потребителя или же выездной бригадой электросетей. Для потребителей с 1 категорией надежности электроснабжения также необходимо осуществлять от двух независимых источников питания. При этом для электроприемников 1 категории надежности допускается прекращение подачи электроэнергии при отключении одного источника питания только на время не превышающее автоматический переход на энергоснабжение потребителя по второму источнику питания.

По конструктивному исполнению трансформаторы делят на масляные, заполненные синтетическими жидкостями и сухие. Первые из них обладают хорошим отводом тепла от обмоток и сердечника, хорошей диэлектрической пропиткой изоляции, надежной защитой активных частей от воздействия окружающей среды, дешевизной. Их недостаток – возможность возникновения пожара, взрыва или выброса продуктов разложения масла при случайном повреждении изоляции, приводящая к дуговому короткому замыканию внутри бака трансформатора, особенно при отказе или неправильном срабатывании защиты. Поэтому такие трансформаторы используют для наружной установки или для установки в специальных трансформаторных помещениях подстанций. Если трансформаторы должны устанавливаться внутри цеха в целях приближения ТП к центру электрических нагрузок, то по соображениям пожарной безопасности используют сухие (без масляные) трансформаторы. Условия охлаждения таких трансформаторов хуже, чем у масляных, поэтому плотность тока в их обмотках меньше, а габариты, расход активных материалов и стоимость соответственно больше. Следовательно, выбор типа трансформатора (масляного или сухого) является технико-экономической задачей. В сухих трансформаторах используют различные изоляционные материалы. Наиболее надежной считается литая изоляция из затвердевающих синтетических смол и, обычно на две трети, кварцевого порошкового заполнителя.

Самостоятельное горение таких трансформаторов невозможно, а тепловыделение при их сгорании в огне в 5 - 10 раз меньше, чем в случае сухих трансформаторов с литой эпоксидной изоляцией, или 40 - 80 раз меньше, чем в случае масляных трансформаторов. Пожарная безопасность трансформатора обеспечивается и при применении синтетических негорючих заполняющих жидкостей. В настоящее время разработаны новые негорючие и при этом нетоксичные жидкости, например, тетрахлорбензилтолуол, которые пока не нашли широкого применения.

Для двухобмоточных трансформаторов в паспортных данных приводятся номинальные напряжения обмотки высшего и низшего напряжения – UВН и UНН соответственно. Для трехобмоточных – соответственно номинальные напряжения обмоток высшего, среднего и низшего напряжения - UВН, UСН и UНН. По способу регулирования вторичного напряжения трансформаторы делят на:

1) регулируемые при помощи переключения отводов первичной обмотки при отключении трансформатора; такие трансформаторы снабжены устройством ПБВ (переключения без возбуждения);

2) регулируемые под нагрузкой, т.е. при помощи переключения отводов первичной обмотки без отключения трансформатора; такие трансформаторы снабжены устройством РПН (регулирования под нагрузкой);

В первом случае возможны нечастые сезонные изменения коэффициента трансформации в пределах от -5 до +5 процентов; обычно применяются пять ступеней переключения (-5; -2,5; 0; +2,5; +5 процентов). Во втором случае число ступеней больше (например, 13 ступеней в пределах от -9 до +9 процентов или 17 ступеней в пределах от -12 до +12 процентов, или 19 ступеней в пределах от -16 до +16 процентов). Трансформатор с РПН снабжен внешним контактным устройством для автоматического переключения ступеней. В обоих случаях нулевой отвод имеет напряжение, соответствующее UВН трансформатора.

Основным фактором, определяющим требуемую номинальную мощность трансформатора, является допустимая относительная аварийная нагрузка. По ГОСТ 14209-97 она определяется по соображениям допустимого дополнительного теплового износа изоляции трансформатора за время аварийного режима с учетом температуры охлаждающей среды, типа трансформатора и формы суточного графика нагрузки в аварийных условиях. В зависимости от исходных данных различают два метода выбора номинальной мощности трансформаторов:

1) по заданному суточному графику нагрузки цеха за характерные сутки года для нормальных и аварийных режимов;

2) по расчетной мощности для тех же режимов.

В первом случае, исходный график нагрузки (рис.1а) преобразуют в эквивалентный двухступенчатый (рис.1б), ступеням которого соответствуют эквивалентная начальная нагрузка S1 и перегрузка S2 с продолжительностью соответственно t1 и h.

Выбор

Рисунок 1 – Переход от фактического суточного графика нагрузки (а) на эквивалентный двухступенчатый (б).

Так как мощность трансформатора неизвестна, то для преобразования графика используют приближенный подход. Определяют среднеквадратичную нагрузку по графику

Выбор

Где ∆t – интервал времени усреднения нагрузки;

n – число этих интервалов за период Т=24 ч;

ti – продолжительность нагрузки Si, ч.

Выделяют пиковую часть графика.

Определяют коэффициент начальной нагрузки по формуле

Выбор

где SH.Т – номинальная мощность трансформатора, кВА.

В этом случае вместо SH.T в расчете учитывают Scp кв.

Предварительно для большего по тепловому воздействию максимума нагрузки определяют коэффициент перегрузки К2 эквивалентного графика:

Выбор

где S '2 - перегрузка, кВА;

∑ ti = h', ч.

Значение К2 сравнивают с Кmaх, соответствующим нагрузке Smax на графике (при этом следует учесть, что нагрузке SH.T соответствует К = 1).

Если К '2 ≥ 0,9 Кmах, то следует принять К2 = К '2 . Если К '2 < 0,9 Кmах, то следует принять К2 = 0,9 Кmах. В последнем случае продолжительность перегрузки должна быть скорректирована по формуле

Выбор

Определяют допустимый коэффициент систематической перегрузки К2доп.

Выбор,

Где S`2 определяется по формуле Выбор

Если К2доп ≥ К2, то трансформатор можно систематически перегружать по данному графику. Принятые трансформаторы следует проверить по условию

Выбор

На двухтрансформаторных ТП дополнительно проверяется перегрузка трансформаторов в аварийном режиме с учетом возможного отключения потребителей третьей категории надежности по условию

Выбор

где Sр I, II - расчетная нагрузка потребителей первой и второй категории надежности;

К2 доп ав – допустимый коэффициент аварийной перегрузки.

Если условия проверки не выполняются, следует увеличить SH.Т.

Во втором случае мощность трансформаторов определяется по средней нагрузке SCM за максимально загруженную смену.

Выбор

Где N – число трансформаторов;

Кз – коэффициент загрузки трансформатора.

Рекомендуется принимать следующие значения Кз: - при преобладании нагрузок I категории для двухтрансформаторных ТП Кз = 0.65 - 0.7; - при преобладании нагрузок II категории для однотрансформаторных ТП в случае взаимного резервирования трансформаторов на низшем уровне Кз = 0.7 - 0.8; - при преобладании нагрузок II категории и наличии централизованного (складского) резерва трансформаторов, а также при нагрузках III категории Кз = 0.9 - 0.95. Принятые трансформаторы должны быть проверены по допустимой систематической и аварийной перегрузке по ГОСТ 14209-97 с помощью таблиц 1.38 и 1.39.

Группу соединения обмоток трансформаторов выбирают так, чтобы трансформаторы в максимально возможной степени отвечали следующим условиям:

- препятствовали возникновению высших гармоник в электрических сетях;

- выравнивали нагрузку между фазами первичной обмотки при несимметричной нагрузке вторичной обмотки;

- ограничивали сопротивление нулевой последовательности цепи КЗ в случае питания четырехпроводных сетей. Для выполнения первого и второго условий одну обмотку трансформаторов соединяют в звезду (Y), а другую - в треугольник (∆).

Выбор

Обозначения:

A, B, C – начала фазных обмоток высшего напряжения (ВН);

a, b,c – то же низшего напряжения (НН);

X, Y, Z – концы фазных обмоток высшего напряжения (ВН);

x, y, z – то же низшего напряжения (НН);

12 и 11 – угловое смещение вектора линейного напряжения обмотки НН по отношению к аналогичному вектору линейного напряжения обмотки ВН (12 – смещение на 3600 или, что то же, на 00; 11 – смещение на 3300).

Группу соединений Y/Y0-12 применяют в том случае, когда предполагается смешанная нагрузка – силовая (трехфазная) и осветительная (однофазная). Это соединение применяют для трансформаторов с U1≤35 кВ и при вторичном напряжении U2≤525 В. Группу Y/∆-11 применяют для мощных трансформаторов с U1≤35 кВ и при вторичном напряжении U2>525 В. Группу Y0/∆-11 применяют для мощных трансформаторов с S<6300 кВА и U1>35 кВ, предназначенных для линий передач.

С 1961 г. установлена следующая шкала мощностей трансформаторов:

10

100

1000

10000

100000

125000

16

160

1600

16000

160000

25

250

2500

25000

200000

32000

250000

40

400

4000

40000

320000

63

630

6300

63000

400000

63000

80000

500000

800000

Таблица 1. Распределение трансформаторов по габаритам

Габарит

Напряжение, кВ

Мощность, кВА

I

II

III

IV

V

VI

До 35 включительно

До 35 включительно

До 35 включительно

До 35 включительно

35-110

До 110 включительно

Выше 110

400 и 500

5-100

160-630

160-6300

10000 и выше

До 10000 включительно

Выше 10000

Независимо от мощности

Тоже

Выбор трансформаторов тока и трансформаторов напряжения.

Трансформаторы тока для присоединения счетчиков, по которым ведутся денежные расчеты, должны иметь класс точности 0,5. Для технического учета допускается применение трансформаторов тока класса точности 1; для включения указывающих электроизмерительных приборов — не ниже 3; для релейной защиты — класса 10(Р). Чтобы погрешность трансформатора тока не превысила допустимую для данного класса точности, вторичная нагрузка Z2, не должна превышать номинальную нагрузку Z2ном, задаваемую в каталогах.

Индуктивное сопротивление таковых цепей невелико, поэтому принимают Z = г. Вторичная нагрузка г2 состоит из сопротивления приборов rприб, соединительных проводов rпр и переходного сопротивления контактов rк:

Выбор

Для определения сопротивления приборов, питающихся от трансформаторов тока, необходимо составить таблицу — перечень электроизмерительных приборов, устанавливаемых в данном присоединении.

Суммарное сопротивление приборов, Ом, рассчитывается по суммарной мощности:

Выбор,

где S2 – суммарная мощность, потребляемая приборами, ВА;

I2ном – номинальный ток вторичной обмотки трансформатора, А.

В РУ 6—10 кВ применяются трансформаторы с I2ном = 5А; в РУ 110 — 220 кВ — 1 или 5 А. Сопротивление контактов ГК принимают 0,05 Ом при двух-трех приборах и 0,10 — при большем количестве приборов. Сопротивление проводов рассчитывается по их сечению и длине. Для алюминиевых проводов минимальное сечение — 4 мм2; для медных — 2,5 мм2.

Расчетная длина провода lр, м, зависит от схемы соединения трансформатора тока и расстояния от трансформатора до приборов.

При этом длина lр может быть принята ориентировочно для РУ 6—10 к В: при установке приборов в шкафах КРУ lр = 4... 6 м; на щите управления lр = 30...40 м; для РУ 35 кВ lр = 45...60 м; для РУ ПО — 220 кВ lр = 65...80 м.

Если при принятом сечении провода вторичное сопротивление цепи трансформаторов тока окажется больше ZHOМ для заданного класса точности, то необходимо определить требуемое сечение проводов с учетом допустимого сопротивления вторичной цепи:

Выбор.

Требуемое сечение, мм2, провода

Выбор

где ρ – удельное сопротивление.

Полученное сечение округляется до большего стандартного сечения контрольных кабелей: 2,5; 4; 6; 10 мм2.

Условия выбора трансформатора тока приведены в таблице 2.

Таблица 2. Условия выбора трансформатора тока

Расчетный параметр цепи

Каталожные данные трансформатора тока

Условие выбора

Uуст

Uном

Uуст≤Uном

Iраб.max

Iном

Iраб.max≤ Iном

iy

Iт.дин или кдин

iy≤ Iт.дин или iy≤кдин√2 I1ном

Bk

IT, tt или kT I1ном

Bk≤ I2Ttt или Bk≤( kT I1ном)2 tt

Z2

Z2ном

Z2≤ Z2ном

Трансформаторы напряжения выбирают по форме исполнения, конструкции и схеме соединения обмоток, номинальному напряжению, классу точности и вторичной нагрузке.

Условия выбора трансформаторов напряжения: конструкция, схема соединения; соблюдение условия Uc.ном = U1ном (где Uc.ном — номинальное напряжение сети, к которой присоединяется трансформатор напряжения, кВ; U1.ном — номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора, кВ); класс точности; соблюдение условия S2рас <S2ном (где S2рас — расчетная мощность, потребляемая вторичной цепью, ВA; S2ном — номинальная мощность вторичной цепи трансформатора напряжения, обеспечивающая его работу в заданном классе точности, ВА).

Для однофазных трансформаторов, соединенных в звезду, в качестве S2HOМ необходимо взять суммарную мощность всех трех фаз, а для соединенных по схеме неполного открытого треугольника — удвоенную мощность одного трансформатора. В выбранном классе точности, если нагрузка (вторичная) превышает номинальную мощность, часть приборов подключают к дополнительно установленному трансформатору напряжения. Вторичная нагрузка ТН — это мощность приборов и реле, подключенных к ТН.

Для упрощения расчетов расчетную нагрузку можно не разделять по фазам, тогда

Выбор

При определении вторичной нагрузки сопротивление соединительных проводов не учитывается, так как оно мало. Однако ПУЭ требует оценить потерю напряжения, которая в проводах от трансформаторов к счетчикам не должна превышать 0,5 %, а в проводах к щитовым измерительным приборам — 3 %. Сечение провода, выбранное по механической прочности, как правило, отвечает требованиям потерь напряжения.

Выбор типа трансформатора напряжения определяется его назначением. Если от ТН получают питание расчетные счетчики, то целесообразно использовать на напряжениях 6, 10, 35 кВ два однофазных трансформатора типа НОМ или НОЛ, соединенных по схеме открытого неполного треугольника. Два однофазных ТН обладают большей мощностью, чем один трехфазный, а по стоимости на напряжения 6 и 10 кВ они примерно равноценны. Если одновременно с измерением необходимо производить контроль изоляции в сетях 6—10 кВ, то устанавливают трехфазные, трехобмоточные, пятистержневые трансформаторы напряжения серии НТМИ или группу из трех однофазных трансформаторов серии ЗНОМ или ЗНОУТ, если мощность НТМИ недостаточна.

При использовании трех однофазных трансформаторов, соединенных в звезду, нейтральная точка обмотки высокого напряжения ТН должна быть заземлена для правильной работы приборов контроля состояния изоляции.

Для напряжения 110 кВ и выше применяют каскадные трансформаторы НКФ.

Правила портала и отказ от ответственности
Информационный специализированный ресурс Трансформаторы.ПРО
Проект B2B-Studio.ru