Выбор мощности трансформаторов трансформаторных подстанций. Выбор мощности трансформаторов - как выполняются заводские подстанции

Общие положения. Выбор числа трансформаторов

Правильный технически и экономически обоснованный выбор числа и мощности силовых трансформаторов для главных понизительных и цеховых подстанций промышленных предприятий имеет существенное значение для рационального построения схемы электроснабжения этих предприятий.

Число трансформаторов определяется требованиями надежности электроснабжения. С этих позиций наилучшим является вариант с установкой двух трансформаторов, обеспечивающий практически бесперебойное электроснабжение предприятия или цеха. На рисунке 1 приведена схема с установкой одного и двух трансформаторов.

Рис. 1. Типичная схема электроснабжения:

На рисунке 2 даны схемы их замещения. В схеме изображены элементы цепи (с одним и двумя трансформаторами), соединенные последовательно: шинный разъединитель, выключатель на стороне высшего напряжения, трансформатор, выключатель на стороне низшего напряжения или автомат и разъединитель или штепсельный разъем на стороне низшего напряжения.

Рис. 2. Схема замещения для расчетов надежности схемы электроснабжения:

а - с одним трансформатором; б - с двумя трансформаторами

Задача заключается в том, чтобы из двух намеченных вариантов схем (см. рис. 1, а и б) выбрать одну с лучшими технико-экономическими показателями. Оптимальный вариант схемы выбирается на основе сравнения приведенных годовых затрат по каждому варианту:

где С э,i - эксплуатационные расходы i-гo варианта;

К i - капитальные затраты i-го варианта;

У i - убытки потребителя электрической энергии от перерывов

электроснабжения.

Следует заметить, что по схеме на рисунке 1 (а) наступает полный перерыв питания, а по схеме на рисунке 1 (б) оставшийся в работе трансформатор с перегрузкой обеспечивает питание всех потребителей. Здесь уместно подчеркнуть, что для схемы на рисунке 1 (а) питание со стороны низшего напряжения трансформатора по резервной кабельной линии от соседней трансформаторной подстанции не может быть принято во внимание, т.к. такая схема аналогична схеме подстанции с двумя трансформаторами, но с худшими показателями за счет длинной кабельной линии между системами шин двух подстанции, удаленных друг от друга.

Для рассматриваемого случая формула вероятности безотказной работы системы резервирования имеет вид:

Полученная формула чрезвычайно проста и удобна для практического использования. Так, например, пусть известна вероятность надежной работы каждого из n элементов в каждой цепи, равная р . Требуется найти такое число резервных цепей, при котором общая надежность не менее заданной величины Р об. Найдем из этой формулы требуемое количество резервных цепей m :

Таким образом, найдено необходимое число резервных цепей при данном числе «элементов в каждой цепи и известной вероятности надежности работы всех элементов, удовлетворяющее условию

Одним из основных количественных критериев надежности системы является вероятность безотказной работы ее за определенный промежуток времени. В таком случае под вероятностью безотказной работы понимается вероятность того, что система будет выполнять заданные функции в течение данною промежутка времени.

Рассмотрим надежность работы системы как функцию времени t, т.е. Р(t). Надежность системы с точки зрения продолжительности работы до первого отказа оценивается средним временем безотказной работы системы Т ср. Связь между вероятностью и средним вре-менем безотказной работы резервируемой системы выражается уравнением:

Другими словами, Т ср равно площади, ограниченной функцией надежности Р(t) и координатными осями.

Принимая в первом приближении интенсивность отказов элементов постоянной во времени, используем показательное (экспоненциальное) распределение наработки до отказа:

Важным свойством этого распределения является то, что вероятность безотказной работы системы в течение заданного времени t не зависит от того, сколько времени система проработала до этого.

Для одинаковых надежностей, которые мы рассматриваем, можно записать:

где λ 0 - интенсивность отказов цепи.

В этом случае среднее время безотказной работы системы равно:

Введем новую переменную:

Тогда

Проанализируем надежность резервируемой системы по среднегрупповым интенсивностям отказов элементов. В качестве исходных данных для расчета надежности берем из таблиц интенсивности отказов элементов различных типов λ i в каждой из m+1 цепей в зависимости от количества элементов n в каждой цепи. В этом случае все элементы k-й цепи разобьем на группы с примерно одинаковыми интенсивностями отказов.

Обозначим через N i количество элементов в каждой группе (пусть всего групп q). Найдем по справочным материалам интенсивность отказов элементов каждой группы λ i , (среднее или крайнее, если нужно взять максимальные или минимальные критерии надежности системы).

Вычислим N i λ i , характеризующие долю отказов, вносимых элементами данной группы в общую интенсивность отказов системы. Пользуясь изложенным выше, можно рассчитать общую интенсивность отказов цепи путем суммирования произведений N i λ i по группам:

Зная λ 0 и число резервных цепей, вычисляем:

С другой стороны, из-за того, что

Отсюда

Таким образом, получена зависимость вероятности безотказной работы резервируемой системы от среднего времени безотказной работы данной системы.

Проведенные расчеты показали, что установка на подстанциях промышленных предприятий двух трансформаторов (см. рис. 1, б) с необходимой аппаратурой включения и отключения обеспечивает надежное питание потребителей. Это означает, что при повреждении одного трансформатора второй, как правило, обеспечивает 100%-ную надежность питания в течение времени, вполне достаточного для замены поврежденного трансформатора или его ремонта. Можно подсчитать убытки производства от возможных перерывов электроснабжения (см. рис. 1, а).

Кроме требований надежности при выборе числа трансформаторов следует учитывать режим работы приемников электроэнергии. Так, например, при низком коэффициенте заполнения графика нагрузки (0,5 и ниже) бывает экономически целесообразна установка не одного, а двух трансформаторов. В этом случае для оперативных переключений необходима соответствующая аппаратура с ручным или дистанционным управлением.

Расчеты и опыт проектирования показывают, что главные понизительные и цеховые подстанции желательно выполнять с числом трансформаторов не более двух.

Двухтрансформаторные подстанции обычно экономически более целесообразны, чем подстанции с одним или с тремя и большим числом трансформаторов. При сооружении двухтрансформаторных подстанций желательно осуществлять наиболее простую схему электрических соединений со стороны высшего напряжения. Такой схемой является, например, схема, приведенная на рисунке 3.

Рис. 6-3. Однолинейные схемы электрических соединений главных понизительных

подстанций с двумя трансформаторами:

а - с выключателями на стороне высшего напряжения; б - без выключателей на стороне высшего напряжения

Применение простых схем с числом выключателей, меньшим числа присоединений, особенно выгодно, когда стоимость выключателя на стороне высшего напряжения соизмерима со стоимостью установки трансформатора. В нормальном режиме трансформаторы работают раздельно. При этом ток КЗ уменьшается вдвое, чем облегчаются условия работы аппаратов до 1000В. При отключении одного из трансформаторов второй включается с помощью секционного автомата или выключателя, принимает на себя всю или часть нагрузки и продолжает работать с перегрузкой до восстановления питания. При проектировании подстанций необходимо учитывать требование резервирования, исходя из следующих соображений. Потребители 1-й категории должны иметь питание от двух независимых источников электроэнергии; при этом может быть обеспечено резервирование питания и всех других потребителей. Обеспечивая надежное питание от двух подстанций, на них можно устанавливать по одному трансформатору. При питании потребителей 1-й категории от одной подстанции для обеспечения надежности необходимо иметь минимум по одному трансформатору на каждой секции шин; при этом мощность трансформаторов должна быть выбрана так, чтобы при отключении одного из них второй с учетом допустимой перегрузки обеспечивал питание потребителей 1-й категории. Ввод резервного питания для потребителей 1-й категории должен осу-ществляться автоматически.

Потребители 2-й категории должны быть обеспечены резервом, вводимым автоматически или действиями дежурного персонала. При питании от одной подстанции необходимо иметь два трансформатора или «складской» резервный трансформатор для нескольких подстанций, питающих потребителей 2-й категории, при условии, что замена трансформатора может быть произведена в течение нескольких часов. На время замены трансформатора может вводиться ограничение питания потребителей с учетом допустимой перегрузки оставшегося в работе трансформатора.

Выбор мощности силовых трансформаторов

В системах электроснабжения промышленных предприятий мощность силовых трансформаторов должна обеспечивать в нормальных условиях питание всех приемников электроэнергии. При выборе мощности трансформаторов следует добиваться экономически целесообразного режима работы и соответствующего обеспечения резервирования питания приемников при отключении одного из трансформаторов, причем нагрузка трансформаторов в нормальных условиях не должна (по нагреву) вызывать сокращения естественного срока его службы.

Целесообразно для учета увеличения потребляемой предприятием мощности предусматривать возможность расширения подстанций за счет замены менее мощных трансформаторов более мощными, т.е. предусматривать возможность установки трансформаторов большей на одну ступень мощности. Так, например, если устанавливают два трансформатора по 6300кВ·А, то фундаменты и конструкции нужно предусматривать для возможной установки двух трансформаторов по 10000кВ·А без существенных переделок подстанции.

Надежность электроснабжения предприятия достигается за счет установки на подстанции двух трансформаторов, которые, как правило, работают раздельно. При этом соблюдается условие, что любой из оставшихся в работе трансформаторов (при аварии с другим) обеспечивает полностью или с некоторым ограничением потребную мощней Обеспечение потребной мощности может осуществляться не только за счет использования номинальной мощности трансформаторов, но и за счет их перегрузочной способности (в целях уменьшения их установленной мощности).

Номинальной мощностью трансформатора называют мощность, на которую он может быть нагружен непрерывно в течение всего своего срока службы (примерно 20 лет) при нормальных температурных условиях охлаждающей среды. Под этими условиями согласно ГОСТ 14209-69 и 11677-65 понимают:

1) температуру охлаждающей среды, равную 20 о С;

2) превышение средней температуры масла над температурой охлаждающей среды для систем охлаждения М и Д 44 о С и для систем охлаждения ДЦ и Ц 36 о С (их расшифровка приведена ниже);

3) превышение температуры наиболее нагретой точки обмотки над средней температурой обмотки 13 о С;

4) отношение потерь КЗ к потерям х.х, равное 5-кратному (принимается наибольшее значение для обеспечения запаса по нагреву изоляции);

5) при изменении температуры изоляции на 6 о С от среднего ее значения при номинальной нагрузке, равного 85 о С, срок службы изоляции изменяется вдвое (сокращается при повышении температуры или увеличивается при ее понижении);

6) во время переходных процессов в течение суток наибольшая температура верхних слоев масла не должна превышать 95 о С, а наиболее нагретая точка металла обмотки 140 о С.

Здесь необходимо отметить, что последнее условие справедливо только для эквивалентной температуры охлаждающей среды, равной 20 о С. При резком снижении этой температуры необходимо следить за нагрузкой трансформатора по контрольно-измерительным приборам и во всех случаях не допускать превышения нагрузки сверх 150% номинальной (ГОСТ 14209-69).

Рис. 4. Кривая для определения повышенного износа изоляции трансформатора

по сравнению с нормальным износом в зависимости от повышения

температуры охлаждающей среды:

y - относительный повышенный износ изоляции;

Δθ о,с - превышение температуры охлаждающей среды над температурой,

соответствующей нормальному износу изоляции.

При превышении температуры охлаждающей среды над эквивалентной температурой для имеющегося графика нагрузок определяют повышенный износ изоляции в соответствии с зависимостью, приведенной на рисунке 4, и решают вопрос о допустимости этого износа. Если повышенный износ недопустим, то нагрузка на трансформатор должна быть соответственно уменьшена или должен быть выбран трансформатор большей мощности.

Основные обозначения силовых трансформаторов и автотрансформаторов (выдержки из ГОСТ 14209-69 и 11677-65).

Тип трансформатора или автотрансформатора условно обозначают буквами и цифрами. Буквами обозначают число фаз, систему охлаждения, число обмоток, встроенное регулирование напряжения под нагрузкой, а цифрами - номинальную мощность трансформатора и его высшее напряжение.

Буквенные обозначения трансформаторов: ТМ, ТС, ТД, ТЦ, ТДЦ, ТДТ, ТДЦГ, ОДГ, ОДЦГ и т. д. Первая буква указывает на число фаз (Т - трехфазный, О - однофазный); вторая, а у некоторых типов трансформаторов вторая и третья буквы указывают на систему охлаждения (М - естественное масляное; С - сухой трансформатор, т.е. с естественным воздушным охлаждением; Д - масляное с дутьем, т.е. с обдуванием бака при помощи вентилятора; Ц - принудительная циркуляция масла через водяной охладитель; ДЦ - принудительная циркуляция масла через пристроенные на баке охладители, обдуваемые вентиляторами). Следующие буквы указывают на число обмоток (Т - три), способ регулирования напряжения (Н - встроенное под нагрузкой), выполнение трансформатора с защитой при помощи азотной подушки, без расширителя (З), расщепление обмотки НН (Р - после числа фаз).

Цифры пишутся дробно, числитель означает номинальную мощность трансформатора в киловольт-амперах (кВ·А), а знаменатель - высшее напряжение или высший из классов напряжения обмоток ВН в киловольтах (кВ) (для трансформаторов 6-10-35кВ), применяемый в данном типе трансформатора.

У автотрансформаторов перед буквенным обозначением добавляется буква А.

Пример условного обозначения . ТМН-630/10 - трехфазные двухобмоточные трансформаторы с естественным масляным охлаждением, с РПН, номинальной мощностью 630кВ·А, класса 10кВ.

Пример 1. Трансформатор с системой охлаждения М и постоянной времени нагрева масла τ = 3,5 ч работает при начальной нагрузке, равной 50% номинальной, и температуре охлаждающей среды q 0 , с = 20 о С.

В аварийном режиме трансформатор может нести нагрузку, равную 140% его номинальной мощности, 5,5 ч в течение суток. Эта нагрузка должна иметь место 5 дней подряд. Следует выяснить, насколько сократится срок службы трансформатора при работе в этих условиях.

Находим, при какой температуре перегрузка на 40% в течение 5,5 ч возможна для данного трансформатора без повышенного износа изоляции. При К з =0,5 и q 0 , с = 0 о С (ГОСТ 14209-69, приложение 1, чертеж 4) перегрузка возможна в течение 5,7 ч. При этом можно считать, что 5,5 » 5,7 ч. Разность температур 20 – 0 = 20 о С.

В соответствии с рисунком 4 относительный износ при температуре q 0 , с = 20 о С равен 10 вместе 1,0 при q 0 , с = 0 о С. Отсюда следует, что за 5 сут изоляция будет изношена так, как если бы трансформатор работал в номинальных условиях 50 дней, При нормальном сроке службы трансформатора, равном 20 годам, срок службы последнего в данном случае сократится на

По методу, изложенному в ГОСТ 14209-69, предусматривается проверка допустимости действительного графика нагрузок для трансформатора, выбранного для обеспечения электроснабжения предприятия.

Для цеховых трансформаторов мощностью 1000кВ·А, особенно старых выпусков, можно применить упрощенный способ определения номинальной мощности. Этим способом можно проверять мощность трансформаторов типа ТМ при установке на открытом воздухе и изменяющейся температуре окружающего воздуха q 0 , в в пределе до +35 о С или среднегодовой температуре +5 о С. Для этих условий превышение температуры обмоток над температурой среды не должно превосходить 70 о С. Отсюда наибольшая допустимая температура металла обмоток составляет 35 + 70 = 105 о С. Эта температура имеет место только при q 0 , в = 35 о С, если она совпадает с максимумом нагрузки трансформатора. Практически максимум нагрузки приходится на зимние месяцы (декабрь-январь) и q 0 , в намного ниже, чем 35 о С, поэтому в зимнее время контроль за нагрузкой трансформатора ведут по измерительным приборам. В естественных условиях охлаждения она не должна превышать 130% его номинальной мощности, при форсировке охлаждения - 140%.

Следует иметь в виду, что температура верхних слоев масла - показатель косвенный. Если трансформатор будет иметь температуру верхних слоев масла 95 о С при температуре] окружающего воздуха, например, -50 о С, то он не проработает и 2-3 дней, т.к. эти условия будут соответствовать нагреву металла обмоток приблизительно до 200 о С. Поэтому при q 0 , в < 35 о С необходимо следить за нагрузкой трансформатора по измерительным приборам.

В местностях, где среднегодовая температура q ср ¹ 5 о С, номинальная мощность трансформатора снижается с повышением температур q 0 , в и q ср или повышается с понижением температур q 0 , в и q ср.

Номинальная мощность трансформатора определяется из выражения

где S ном,т,п - номинальная паспортная мощность трансформатора для условий

q ср = 5 о С и q о,в = 35 о С.

В условиях, когда q о,в > q о,в 35 о С, номинальная мощность трансформатора дополнительно снижается на 1 % на каждый градус повышения температуры окружающего воздуха в пределе до q о,в = 45 о С. При дальнейшем повышении q о,в обязательно применение форсированного охлаждения.

Мощность силовых трансформаторов целесообразно определять с учетом их перегрузочной способности. Если это не принимать во внимание, можно без всяких оснований завысить установленную мощность трансформатора. Перегрузочная способность определяется в зависимости от графика нагрузок для устанавливаемого трансформатора. Допускаются аварийная и возможная систематическая в условиях эксплуатации перегрузки трансформаторов.

а) Перегрузка аварийная . В соответствии с ГОСТ 14209-69 для сухих трансформаторов и имеющих системы охлаждения М, Д, ДЦ и Ц, можно допускать (вне зависимости от длительности предшествующей нагрузки, температуры охлаждающей среды и места установки) кратковременную перегрузку в соответствии с зависимостями, представленными на рисунке 5.

Трансформатор можно перегружать на срок до 5 сут на 40%, когда его нагрузка (для систем охлаждения М, Д, ДЦ и Ц) до аварийной перегрузки не превышала 0,93 его паспортной мощности, но при этом продолжительность перегрузки каждые сутки не должна превышать 6 ч (суммарная продолжительность перегрузки подряд или с перерывами).

Рис. 5. Кривые для определения допустимой аварийной перегрузки трансформаторов в зависимости от продолжительности этой перегрузки t н :

l - для трансформаторов исполнений М, Д, ДЦ и Ц; z - для сухих трансформаторов

б) Перегрузка систематическая. Перегрузочная способность трансформатора зависит от особенностей графика нагрузок, который характеризуется коэффициентом заполнения графика

Определив по кривым (см. рис. 5) продолжительность максимальной нагрузки, определяют значения допустимой перегрузки, которой можно подвергать трансформатор ежедневно в часы максимума его нагрузки. Допустимую нагрузку трансформатора можно определить и по формуле:

где S доп - допустимая дополнительная нагрузка трансформатора в часы максимальной нагрузки сверх номинальной паспортной мощности за счет неполного использования трансформатора в тече-ние остального времени суток, кВ·А.

Кроме, того, трансформатор может быть перегружен зимой за счет снижения его нагрузки в летнее время, т.е. когда нагрузка снижается вообще и естественный срок службы трансформатора увеличивается за счет снижения температуры металла обмоток. В соответствии с этим допускается перегрузка в зимнее время на 1% на каждый процент недогрузки в летнее время, но всего не более чем на 15%. Общая перегрузка не должна превышать 30%, т.е.

В системах электроснабжения промышленных предприятий довольно часто встречается несимметричная нагрузка трансформаторов. При работе трансформатора в таком режиме, если его мощность выбрана по максимально нагруженной фазе, будет иметь место явное недоиспользование его. Поэтому трансформатор следует выбирать с учетом возможной перегрузки его, что позволяет сократить потребную мощность трансформатора. Исследования показали, что ток в наиболее загруженной фазе может быть допущен выше номинального. Коэффициент перегрузки, допустимой в несимметричном режиме, определяется из выражения

гдеI А - ток наиболее нагруженной фазы,

I ном, т - номинальный ток фазы трансформатора;

I в и I с - токи в двух других фазах, нагруженных меньше фазы А.

Более точно систематические перегрузки для трансформаторов с системами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц можно определить в соответствии с ГОСТ 14209-69. В приложении 1 к ГОСТ 14209-69 приведены 36 графиков, один из которых для примера показан на рисунке 6.

Рис. 6. Кривые зависимости коэффициента допустимой перегрузки силовых трансформаторов (исполнений М, Д, ДЦ, Ц) от продолжительности перегрузки t п и коэффициента загрузки трансформатора К 3 . Здесь приведен один из 36 чертежей, помещенных в ГОСТ 14209-69 для трансформаторов равной мощности при различных условиях охлаждения

На этих графиках даны зависимости коэффициентов допустимой перегрузки трансформатора К д,п в функции:

1) коэффициента загрузки К 3 , имевшего место до периода времени, когда должна была последовать перегрузка трансформатора;

2) длительности максимума перегрузки t п. Графики построены для постоянных времени нагрева трансформаторов, равных 2,5 и 3,5ч и эквивалентной температуры охлаждающей среды от -10 до +40 о С. Указания к пользованию графиками приведены в таблице 1.

Пример 2. Трансформатор с естественным масляным охлаждением работает с коэффициентом загрузки К 3 = 0,8, после этого он в течение 2 ч нагружается на 1,35 S ном,т,п. Определить, допустим ли такой режим работы.

Постоянная времени нагрева τ = 2,5 ч для эквивалентной температуры охлаждающей среды q охл,э = 20 о С. По графику чертежа 7 ГОСТ 14209-69 (см. рис. 6) К д, п = 1,.35, следовательно, указанный режим работы трансформатора допустим.

Таблица 1

Сведения, используемые при определении перегрузки силовых трансформаторов по графикам ГОСТ 14209-09

охлаждения	Постоянная времени нагрева трансформатора, ч	Эквивалентная температура охлаждающей среды q охл,э, С						Мощность трансформатора, кВ×А
		Номер графика ГОСТ 4209-69
								От 1 до 1000
								Свыше 1000 до 6300
								Свыше 6300 до 32000
								Свыше 32 000 до 63 000
								Свыше 100000 до 125000
								Свыше 125000

Примечания:

1. Шкала мощностей трансформаторов указана только для определения ориентировочной постоянной времени нагрева.

2. При промежуточных температурах, не кратных 10 о С, и промежуточных значениях длительности перегрузки коэффициент допустимой перегрузки и длительность ее определяют методом интерполяции. При значениях К 3 > 1,5 кривые графиков нанесены пунктиром. Эти участки кривых могут быть использованы только по разрешению предприятия-изготовителя.

Расчет параметров, требующихся по ГОСТ 14209-69 для определения систематической допустимой перегрузки трансформатора, ведется следующим образом:

1. Определяется постоянная времени нагрева трансформатора, ч

где С - теплоемкость трансформатора, Вт/(ч· о С);

ΔР х - потери холостого хода, Вт;

ΔР к - потери короткого замыкания, Вт;

q м - превышение температуры верхних слоев масла над температурой

охлаждающей среды, °С.

Теплоемкость для трансформаторов с обмотками из меди определяется из выражения

для трансформаторов с обмотками из алюминия

где G маг - масса магнитопровода, т;

G м - масса масла, т;

G 6 , p - масса бака с радиаторами, т;

G 0 - масса обмоток, т.

2. Определяется эквивалентная температура охлаждающей среды. Когда температура охлаждающей среды существенно изменяется (например, в течение нескольких месяцев или всего года), эквивалентную температуру определяют по формуле

где q охл.1 , q охл.2 , q охл.3 , …, q охл, n - месячные эквивалентные температуры (°С),

которые допускается принимать равными среднемесячным температурам;

N - число месяцев.

Эквивалентные месячные температуры воздуха допускается определять приближенно в зависимости от среднегодовых температур (см. рис. 7).

Рис. 7. График эквивалентных месячных температур q э.м

в зависимости от среднегодовых температур q сг

Очевидно, что решить задачу выбора номинальной мощности трансформатора, исходя лишь из условия допустимой перегрузки, сразу невозможно, т.к. эта мощность определяется параметрами еще невыбранного трансформатора К д,п = f(К з, t н, t). Аналитически она может быть найдена только путем последовательного приближения. С другой стороны, строгое решение этой задачи вряд ли необходимо, поскольку в реальных условиях ряд номинальных мощностей трансформаторов является прерывистым. Поэтому в инженерной практике на первом этапе проектирования рекомендуется выбирать число и мощность трансформаторов, исходя из требований надежности и допустимой нагрузки в нормальном режиме и перегрузки в аварийном режиме. Обычно бывает достаточным принять к рассмотрению два варианта мощности трансформаторов. После этого на основе проведенных технико-экономических расчетов окончательно выбирают тип, количество и мощность трансформаторов.

В условиях эксплуатации следует предусматривать экономически целесообразный режим работы трансформаторов, сущность которого состоит в том, что при наличии на подстанции нескольких трансформаторов, могущих работать на общие шины, число включенных трансформаторов определяется условием, обеспечивающим минимум потерь мощности в этих трансформаторах при работе, их по заданному графику нагрузок. При этом должны учитываться не только потери активной мощности в самих трансформаторах, но и потери активной мощности, которые возникают в системе электроснабжения по всей цепочке питания от генераторов электростанций до рассматриваемых трансформаторов из-за потребления трансформаторами реактивной мощности (см. рис. 1). Эти потери называются приведенными в отличие от потерь в самих трансформаторах и определяются по выражению

где - приведенные потери мощности х.х. трансформатора (трансформаторов), учитывающие потери активной мощности как в самом трансформаторе, так и создаваемые им в элементах системы электроснабжения в зависимости от реактивной мощности, потребляемой трансформатором;

Аналогично приведенные потери КЗ;

ΔР х - потери мощности холостого хода (в расчете их приближенно полагают равными потерям в стали трансформатора);

ΔР к - потерн мощности КЗ (потери в металле обмоток трансформатора);

К и,п - коэффициент изменения потерь;

К 3 = S Ф,т /S ном,т,п - коэффициент загрузки;

S Ф, т - фактическая нагрузка трансформатора (или расчетная при проектировании);

- реактивная мощность холостого хода трансформатора;

- реактивная мощность, потребляемая трансформатором при номинальной паспортной нагрузке;

I х - ток холостого хода трансформатора;

u к - напряжение короткого замыкания трансформатора.

Зависимость приведенных потерь мощности трансформаторов от нагрузки S ф.т показана на рисунке 8.

Выражение (16) можно представить в иной форме:

Для упрощения дальнейшей записи обозначим:

Тогда получим:

Это уравнение параболы. На рисунке 8 точки пересечения кривых А, Б и В соответствуют нагрузкам S Ф,т,А, S Ф,т,Б, S Ф,т,В и каждая из них одновременно принадлежит двум параболам. Их координаты, например для точки А, удовлетворяют совместному решению уравнений:

В этих уравнениях индексы 1 и 2 соответствуют цифровым обозначениям кривых на рисунке 8.

Рис. 8. Зависимость приведенных потерь активной мощности

в силовых трансформаторах от нагрузки:

1 и 2 - кривые потерь активной мощности о трансформаторах при их раздельной работе;

3 - кривая суммарных потерь активной мощности в трансформаторах при их параллельной работе;

и - приведенные потери активной мощности холостого хода в трансформаторах

В общем случае это может быть любая пара подобных кривых, причем каждая кривая принадлежит соответствующему количеству параллельно включенных трансформаторов.

Для точки А справедливо равенство

или, что равносильно,

Из выражения (18) для трансформаторов одинаковой мощности получаем:

Точка А и соответствующая ей нагрузка S Ф,тА могут быть найдены графическим и аналитическим способами. Аналитический способ является более удобным. Обычно в расчетах интересуются только точками А, Б и В и соответствующими им нагрузками. Выражение (18) используется:

1) для установления экономически целесообразного режима работы двух параллельно работающих трансформаторов;

2) для решения вопроса об экономической целесообразности присоединения к группе трансформаторов дополнительно еще одного трансформатора.

Для группы из двух и более трансформаторов величины а и b в общем виде определяются из выражений

где n - количество трансформаторов в группе;

1, 2, 3, …, n - порядковые номера трансформаторов;

S - индекс, означающий, что величины а и b в данном случае являются общими

для всей группы, состоящей из n трансформаторов.

Заметим, что задачу о целесообразности добавления к группе работающих трансформаторов еще одного трансформатора удобнее решать путем вычисления разности приведенных потерь ΔР р после присоединения дополнительно трансформатора по формуле

Здесь индекс S означает, что величина b относится к группе, состоящей из n трансформаторов, индекс S+1 - то же, но к группе, состоящей из n+1 трансформаторов. Индекс n+1 означает, что величина а относится к (n+1)-му, т.е. добавляемому, трансформатору.

Необходимо указать, что разность b S +1 - b S всегда отрицательна, в соответствии с чем величина ΔР р может принимать положительные или отрицательные значения. Во втором случае присоединение дополнительного трансформатора целесообразно.

Уместно отметить, что такой подход должен применяться только для случаев эксплуатации, т.е. когда трансформаторы уже установлены и для них выбирается экономически целесообразный режим работы. При проектировании, когда решается вопрос об установке новых трансформаторов, по оси ординат вместо потерь активной мощности (см. рис. 8) должны быть отложены данные годовых приведенных затрат. В этом случае кривые зависимости годовых приведенных затрат имеют примерно такой же характер, но точки пересечения этих кривых смещаются в сторону повышения мощности трансформаторов.

Рис. 9. Электрические схемы трансформаторных подстанций:

а - однотрансформаторная; б - двухтрансформаторная подстанция с раздельно paсположенными трансформаторами; в - то же, с АВР на стороне 6-10 кВ на секционном масленом выключателе; г - то же, с АВР на стороне 380 В

Комплектные трансформаторные подстанции (КТП) 6(10)/0,4-0,23 кВ

внутренней установки

Показатели	Чирчикский трансформаторный			Хмельницкий		Армэлектрозавод		Биробиджанский з-д силовых тр-ов	Минский электротехнический з-д
S ном, кВ·А
Тип силового тр-ра					ТМЗ; ТСЗ; ТНЗ				ТСЗ; ТСЭС
Шкафы ввода ВН
		ШВВ-3; ШВВ-5	ШВВ-3; ШВВ-5			ВВ-1; ВВ-3; ВВ-4	ВВ-1; ВВ-3; ВВ-4		Кабельная коробка
Коммутационный аппарат				ВНПз-17; ПК-6(10)	ВНПз-17; ПК-6(10)	ВНПз-17; ПК-6(10)	РВ-10; ПК-6(10)
Габариты, мм		1200х860х2461; 1200х1190х2461	1200х860х2461; 1200х1190х2461
Масса, кг							Входит в КТП
Шкафы НН:
		ШНВ-2М; ШНВ-ЗМ		КБ-1; КБ-2; КБ-3	КН-1; КН-2; КН-6	Габ. I и II КРН-5	Габ. I и II КРН-7
секционные						КРН(5; 6 и 9)	КРН(5, 6, 8 и 9)
линейные	ШН-2; ШН-4М	ШНЛ-1М; ШНЛ-2М	ШНЛ-2К; ШНЛ-ЗК	КБ-5а; КБ-5б		А3144В; А3134В			Э-16В; Р-2515
Коммутационный аппарат:
на вводах и секционный		Э-40В; Э-25В	Э-40В; Э-25В					А3712Б; А3722Б
на отходящих линиях		Э-16В; Э-06В	Э-25В; Э-16В	БПВ-1; БПВ-2	ABM-10В; А3700	А3124В; А3134В	А3124В; А3134В	А3734С; А3744С
Габариты, мм:
	1250х1300х2274	1100х1556х2200	1100х1556х2243	1100(750)х820х2000	1300х1148х2380	375(750)х725х2000			1200х1200х2200
секционные	1250х1300х2274		1100х1556х2243		1300х1148х2380				1200х1200х2200

Пример 3

Основные характеристики каждого трансформатора указываются условными обозначениями. Так, например, трансформатор ТМ-160-10/0,4; Y/Y-0 представляет собой: Т - трехфазный; М - охлаждение масляное естественное; 160 - номинальная мощность, кВ·А; 10 - номинальное напряжение первичной обмотки, кВ; 0,4 - номинальное напряжение вторичной обмотки, кВ; Y/Y-0 - группа и схема соединения. Для трансформатора с воздушным охлаждением (сухой) вместо буквы М указывается буква С, т.е. ТС-160-10/0,4; Y/Y-0. Основные технические данные некоторых трехфазных двухобмоточных силовых трансформаторов без регулирования напряжения под нагрузкой приведены в таблице:

трансформатора	Номинальная мощность, кВ·А	Номинальное напряжение обмоток, кВ		Потери, кВт		Напряжение короткого замыкания % от номинального	Ток холостого % от номи-нального тока
				холостого хода,	короткого замыкания

Структурной называют схему трансформаторных соединений между распределительными устройствами (РУ) основных напряжений.

Понижающие подстанции предназначены для распределения энергии по сети низшего напряжения (НН) и создания пунктов соединения сети высшего (ВН) и среднего напряжения (СН).

Типовые структурные схемы подстанций с тремя или двумя напряжениями приведены на рис. 2.7. На подстанции с двухобмоточными трансформаторами (рис. 2.7, а) электроэнергия от системы поступает в РУ ВН, затем трансформируется и распределяется между потребителями, присоединенными к РУ НН. При наличии потребителей электроэнергии, получающих питание от РУ двух напряжений НН (6 или 10 кВ) и среднего напряжения (СН) (35кВ), применяют схемы с трехобмоточными трансформаторами (рис. 2.7, в).

Рис. 2.7. Структурные схемы подстанций

Применять понижающие трехобмоточные автотрансформаторы экономически всегда выгоднее, чем трехобмоточные трансформаторы, но их применение возможно только в тех случаях, когда сети ВН и СН работают с заземленными нейтралями, например сети 220 и 110 кВ (рис. 2.7, б).

Выбор структурной схемы подстанции производится с учетом типа подстанции, количества трансформаторов или автотрансформаторов, а также количества РУ различных классов напряжений.

Число трансформаторов, устанавливаемых на подстанциях всех категорий, принимается, как правило, не более двух. Установка более двух трансформаторов может быть допущена на основе технико-экономических расчетов, а также в тех случаях, когда на подстанции требуются два средних напряжения. Количество трансформаторов на подстанциях 1÷6 в выполняемом проекте указанно в задании.

Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены оставшиеся в работе обеспечивали питание нагрузки с учетом их допустимой по техническим условиям на трансформаторы аварийной перегрузки и резерва по сетям СН и НН.

Аварийные перегрузки - это такие перегрузки, которые можно допустить для трансформатора в редких аварийных случаях без его повреждения. При аварийных перегрузках идут на повышенный против нормального износ изоляции. Так как эти случаи в эксплуатации достаточно редки, а время аварийного режима ограничено, то значительного снижения срока службы по сравнению с нормативным не происходит.

При отсутствии графиков нагрузки потребителей проектируемого сетевого района выбор мощности трансформаторов на подстанциях рекомендуется производить из условия равенства их номинальных мощностей и выполнения неравенства:

, (2.12)

где - значение наибольшей мощности, протекающей через наиболее загруженную обмотку трансформатора подстанции; 1,4 - условно принимаемый коэффициент допустимой аварийной перегрузки.

При использовании вышеприведенной формулы следует помнить, что силовые трансформаторы в нормальном режиме должны быть загружены, по возможности, не менее чем на 70 %.

На однотрансформаторных подстанциях номинальная мощность трансформатора выбирается с учетом требований, которые рекомендуют принимать мощность силового трансформатора согласно формуле:

. (2.13)

При росте нагрузки сверх расчетного уровня увеличение мощности подстанции производится, как правило, путем замены трансформаторов на более мощные. Установка дополнительных трансформаторов должна иметь технико-экономическое обоснование.

В случаях, когда на подстанции требуется установить автотрансформаторы, необходимо производить проверку по перегрузке не только наиболее загруженной обмотки, но и обмотки НН, которая рассчитана на мощность меньше номинальной мощности автотрансформатора. Обычно ее мощность составляет

где - коэффициент выгодности обмотки НН автотрансформатора, принимаемый из ряда: 0,25; 0,4; 0,5.

Трансформаторы подстанций должны быть оборудованы устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН). При отсутствии трансформаторов с устройством РПН допускается дополнительно устанавливать регулировочные трансформаторы.

При питании потребителей от обмоток НН автотрансформаторов для независимого регулирования напряжения на шинах всех РУ последовательно с обмоткой НН следует предусматривать установку линейных регулировочных трансформаторов (ЛР).

Пример 4.

Требуется выбрать тип и мощность трансформаторов на двухтрансформаторной подстанции 110/10 кВ. Максимальная мощность нагрузки составляет 21,5 МВ×А. Нагрузка между трансформаторами распределена равномерно, т.е. трансформаторы загружены одинаково.

Так как график нагрузки трансформаторной подстанции не известен, то для выбора номинальной мощности силовых трансформаторов подстанции воспользуемся условием (2.12).

,

тогда ближайшее стандартное значение номинальной мощности трансформаторов составит 16 МВ×А. При установке на рассматриваемой подстанции двух трансформаторов с номинальной мощностью 16 МВ×А каждый из них будет загружен на 67,2%.

.

Таким образом, для рассматриваемой подстанции в качестве силовых трансформаторов могут использоваться два трансформатора типа ТДН-16000/110.

Пример 5.

Требуется выбрать тип и мощность трансформаторов на двухтрансформаторной подстанции 110/35/10 кВ. Максимальная мощность нагрузки подстанции на напряжении 10 кВ составляет 4,6 МВ×А. Мощность, отдаваемая в сеть 35 кВ в режиме наибольшей нагрузки равна 9,3 МВ×А. Коэффициенты мощности нагрузок и равны 0,93. Нагрузка между трансформаторами распределена равномерно.

Очевидно, что мощность самой загруженной обмотки (обмотки ВН) равна сумме мощностей, отдаваемых с шин НН и СН подстанции.

При одинаковых коэффициентах мощности нагрузки эта мощность составит величину (МВ×А):

Так как график нагрузки трансформаторной подстанции не известен, то для выбора номинальной мощности силовых трансформаторов подстанции воспользуемся условием (2.12). Поэтому

,

тогда ближайшее стандартное значение номинальной мощности трансформаторов составит 10 МВ×А. При установке на рассматриваемой подстанции двух трехобмоточных трансформаторов с номинальной мощностью 10 МВ×А обмотка ВН каждого из них будет загружена на 69,5 %.

В соответствии с требованиями нормативных документов для возможности осуществления встречного регулирования напряжения трансформатор должен быть оснащен устройством РПН. Таким образом, для рассматриваемой подстанции в качестве силовых трансформаторов могут использоваться два трансформатора типа ТДТН-10000/110/35.

Пример 6.

Требуется выбрать тип и мощность автотрансформаторов на двухтрансформаторной подстанции 220/110/10 кВ. Максимальная мощность нагрузки подстанции на напряжении 10 кВ составляет 39,9 + j17,33 МВ×А. Мощность, отдаваемая в сеть 110 кВ в режиме наибольшей нагрузки, равна 37,1 + j14,97 МВ×А. Нагрузка между автотрансформаторами распределена равномерно.

Очевидно, что мощность самой загруженной обмотки (обмотки ВН) равна сумме мощностей, отдаваемых с шин НН и СН подстанции. Таким образом, эта мощность составит величину (МВ×А):

.

Так как график нагрузки трансформаторной подстанции не известен, то для выбора номинальной мощности силовых автотрансформаторов подстанции воспользуемся условием (2.12). Поэтому

,

тогда ближайшее стандартное значение номинальной мощности автотрансформаторов составит 63 МВ×А. При установке на рассматриваемой подстанции двух трехобмоточных автотрансформаторов с номинальной мощностью 63 МВ×А обмотка ВН каждого из них будет загружена на 66,3 %.

.

Тип предполагаемых к установке автотрансформаторов с учетом требований нормативных документов - АТДЦТН - 63000/220/110. Коэффициент выгодности . Необходимо провести проверку на допустимость перегрузок обмотки НН. Согласно приведенной информации ее номинальная мощность составит (МВ×А):

Тогда в случае отключения одного из автотрансформаторов должно выполняться неравенство:

МВ×А,

что не противоречит условию, т.к. 31,5 > 30,71.

Кроме того, последовательно с обмоткой НН необходимо установить регулировочные трансформаторы для осуществления встречного регулирования напряжения на шинах 10 кВ подстанции. Выбор мощности таких аппаратов рекомендуется производить по мощности обмотки НН автотрансформатора, исходя из условия:

,

где - номинальная мощность линейного регулировочного трансформатора, приведенная в табл. П.10.

В рассматриваемом случае целесообразно предусмотреть установку на подстанции линейного регулировочного трансформатора ЛТДН-40000/10 с номинальной мощностью 40 МВ×А и номинальным напряжением 10 кВ.

Схемы электрических соединений подстанции

Схема электрической сети определяется применяемыми номинальными напряжениями, числом ступеней трансформации, надежностью электроснабжения потребителей электрической энергии, схемами электрических соединений подстанции (ПС).

Главная схема электрических соединений подстанций выбирается с использованием типовых схем РУ-35-750 кВ, нашедших широкое применение при проектировании. Отступления от типовых схем допускаются при наличии технико-экономических обоснований. Схема распределительных устройств подстанций определяется номинальным напряжением, количеством присоединений (числом линий и трансформаторов, подключенных к РУ), способом присоединения подстанции к сети. По типу присоединения подстанции делятся на тупиковые, ответвительные, проходные и узловые (рис. 2.8).

Тупиковая или концевая подстанция присоединяется в конце магистральных или радиальных сетей (рис. 2.8, а и 2.8, б).

Ответвительные подстанции питаются от линий электропередачи через ответвления. Присоединение к линии при помощи ответвлений дешевле, так как в точке присоединения не устанавливается коммутационная аппаратура. Эксплуатация линии с ответвлениями менее удобна, поскольку при ремонте каждого из ее участков надо отключать всю линию. Ответвительные подстанции могут присоединяться к одной или двум магистральным линиям, либо к линиям с двухсторонним питанием (рис. 2.8, в; 2.8, г).

Рис. 2.8. Основные типы присоединения подстанций к сети

Проходная подстанция присоединяется к сети путем захода на нее одной линии с двусторонним питанием (рис. 2.8, д). Проходные подстанции применяются в простых замкнутых сетях.

Узловые подстанции присоединяются к сети не менее, чем по трем линиям (рис. 2.8, г).

На рис. 2.8 подстанции ЦП1 и ЦП2, питающие сеть рассматриваемого напряжения, являются центрами питания.

На рис. 2.9 приведены типовые схемы РУ 35-750 кВ, а в табл. 2.9 - перечень схем и области их применения. Типовые схемы РУ обозначаются двумя числами, указывающими напряжение сети и номер схемы (например, 110-5Н, 35-9 и т.п.) .

Блочные схемы 1, 3Н являются, как правило, первым этапом двух-трансформаторной ПС с конечной схемой «сдвоенный блок без перемычки».

Схема 1 применяется в условиях загрязненной атмосферы, где целесообразна установка минимума коммутационной аппаратуры, или для ПС 330 кВ, питаемых по двум коротким ВЛ. Сдвоенная схема ЗН применяется вместо схемы 4Н в условиях стесненной площадки.

Мостиковые схемы 5Н и 5АН находят широкое применение в сетях 110-220 кВ. На первом этапе в зависимости от схемы сети возможна схема укрупненного блока (два трансформатора и одна ВЛ) либо установка одного трансформатора. Вновь введен-ная в новой редакции типовых схем схема 6 является, по существу, одним из вариантов первого этапа строительства ПС.

Схемы многоугольников . Схема 7 применяется на напряжении 220 кВ при невозможности использования схем 5Н или 5АН, а на на-пряжении 330-750 кВ - для всех ПС, присоединенных к сети по двум ВЛ. На напряжении 110 кВ практически не используется. На первом этапе развития электрической сети при одном автотрансформаторе АТ устанавливается три выключателя.

Рис. 2.9. Типовые схемы РУ 35-750 кВ. Цифры соответствуют номерам типовых схем

Таблица 2.9

Типовые схемы РУ 35-750 кВ

Номер типовой схемы по рис. 2.9	Наименование схемы	Область применения
Напряжение, кВ	Сторона подстанции	Количество присоединяе-мых линий	Дополнительные условия
	Блок (линия -трансформатор) с разъединителем	35-220	ВН		1. Тупиковые ПС, пи-таемые линией без от-ветвлений. 2. Охват трансформато-ра линейной защитой со стороны питающего конца или передача телеотключающего импульса
ЗН	Блок(линия -трансформатор) с выключателем	35-500	ВН
4Н	Два блока с выключателями и неавтоматической пере-мычкой со сторо-ны линий	35-220	ВН		Тупиковые и ответвительные ПС
5Н	Мостик с выключателями в цепях линий и ремонт-ной перемычкой со стороны линий	35-220	ВН		Проходные ПС при необходимости сохранения в работе трансформато-ров при повреждении на ВЛ
5АН	Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной пере-мычкой со стороны трансформаторов	35-220	ВН		Проходные ПС при необходимости сохране-ния транзита при по-вреждении в трансфор-маторе
	Заход-Выход	110-220	ВН		1. Проходные ПС 2. Начальный этап более сложной схемы
6Н	Треугольник	110-750	ВН		1. Для однотрансформаторных ПС 110-220 кВ 2. Для ПС 330-750 кВ как начальный этап более сложных схем
	Четырехугольник	110-750	ВН		1. Альтернатива схемам «мостика» для ПС 110-220 кВ 2. Начальный этап более сложных схем для ПС 330-750 кВ

Продолжение табл. 2.9

	Одна секционированная систе-ма шин	35-220	ВН, СН, НН	3 и более	Количество радиальных ВЛ не более одной на секцию
	Одна рабочая секционированная и обходная систе-мы шин	110-220	ВН, СН	3 и более	1. Количество радиальных ВЛ не более одной на секцию 2. Недопустимость отключения присоедине-ний при плановом ре-монте выключателей 3. При наличии устройств для плавки гололеда
	Две несекционированные системы шин	110-220	ВН, СН	3 и более	При невыполнении условий для применения схемы 12
13Н	Две рабочие и обходная системы шин	110-220	ВН, СН	3 и более	1. То же, что и для 13, но при недопустимости отключения присоеди-нений при плановом ремонте выключателей 2. При наличии устройств для плавки гололеда
	Трансформаторы - шины с присоединением линий через два выключателя	330-750	ВН, СН	330- 500 кВ - 4; 750 кВ-3	Отсутствие перспективы увеличения количества ВЛ

Схемы с одной и двумя системами шин применяются для РУ ВН узловых ПС 35-220 кВ и РУ СН подстанций 330-750 кВ. Схема 9 используется, как правило, на стороне СН и НН подстанции 110-330 кВ. Схема 110-12 используется на стороне ВН узловых ПС в сети 110 кВ (как правило, при четырех ВЛ) и на стороне СН ПС 220/110/10 кВ.

Ограничением для применения схемы 12 и замены ее схемой 13 является присоединение к каждой секции шин ПС более одной радиальной ВЛ. Для РУ 220 кВ, как правило, применяются одинарные секционированные системы шин, двойные и обходные системы шин применяются только при специальном обосновании, в частности, в недостаточно надежных и нерезервированных электрических сетях.

Схемы РУ 10 кВ приведены на рис. 2.10.

Рис. 2.10. Типовые схемы РУ-10(6) кВ

Схема с одной секционированной системой шин (рис.2.10, а) применяется при двух трансформаторах марки ТМН, ТДН, схема с двумя секционированными системами шин (рис. 2.10, б) - при двух трансформаторах с расщепленными обмотками марки ТРДН.

Для подстанций с ВН 35-220 кВ освоено заводское изготовление комплектных трансформаторных подстанций с выполнением РУ ВН по схемам 1, 3Н, 4Н, 5Н, 5АН.

В качестве примера на рис. 2.11, а изображена схема электрической сети, а на рис. 2.11, б - схема электрических соединений данной сети.

Рис. 2.11. Схема электрических соединений сетевого района

Страница 15 из 18

ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПОДСТАНЦИЯХ 6 (10)/0.4 кВ БЛОЧНЫХ УСТАНОВОК
Нагрузочная способность трансформаторов
При конкретном проектировании на стадии проекта и рабочей документации выбирают тип, число и мощность трансформаторов на объекте. Число и мощность трансформаторов определяют при условиях наименьших капиталовложений, минимума эксплуатационных расходов, обеспечивающих окупаемость в срок 8-10 лет, минимума цветных металлов и обеспечения надежности питания. Следует стремиться к установке трансформаторов с минимальным числом их типоразмеров. Это обеспечивает сокращение складского резерва трансформаторов.
В таблице 44 приведены основные технические данные наиболее распространенных трансформаторов 6/0,4 кВ для питания нефтепромысловых объектов. В таблице 45 приведены габариты этих трансформаторов (рис. 59).

Таблица 44
Техническая характеристика трансформаторов типа ТМ

Тип	Номинальная мощность, кВ-А	Номинальное напряжение обмоток, кВ		Потери мощности, кВт		Напряжение К.З., %	Ток Х.Х., % от номинального
				холостой ход	Корот кое замы кание
		6; 6,3; 10; 10,5
		6; 6,3; 10; 10,5;
		6; 6,3; 10; 10,5
ТМ-100/6-10-66		6; 6,3; 10; 10,5
ТМ-160/6-10-66
ТМ-250/6-10-66
ТМ-400/6-10-68
ТМ-630/6-10-68

Рис. 60. Графики экономической загрузки трансформаторов S = f(y)

ПУЭ допускают перегрузку трансформаторов при послеаварийных режимах до 40 % на время максимума общей суточной продолжительностью не более 6 ч в течение не более 5 сут. При этом коэффициент заполнения суточного графика нагрузки трансформатора а в условиях его перегрузки должен быть не выше 0,75, т.е. должно быть выдержано соотношение

или

Рис. 59. Габаритная схема силовых трансформаторов ТМ 6/0,4 кВ

где 5ср - среднесуточная нагрузка трансформатора; SH - номинальная мощность трансформатора.
Этим допущением необходимо широко пользоваться при выборе трансформаторов для питания потребителей II и III категории.
Таблица 45
Габариты трансформаторов типа ТМ

Тип	Размеры, мм (см. рис. 59)
					активной части
ТМ-100/6-10-66
ТМ-160/6-10-66
ТМ-400/6-10-66
ТМ-630/6-10-66

Мощность трансформатора необходимо выбирать с таким расчетом, чтобы загрузка его соответствовала наиболее экономичному режиму, который зависит в значительной степени от стоимости потерь электроэнергии 7.
На рис. 60 приведена графическая зависимость экономической загрузки трансформаторов от стоимости потерь электроэнергии. При малых значениях 7 оптимальная нагрузка трансформатора получается выше номинальной, т.е. выгодно работать с перегрузкой, если она допустима по условиям суточного графика нагрузки, эквивалентной температуры охлаждающей среды, постоянной времени нагрева трансформатора и вида системы его охлаждения. Подобные систематические перегрузки установлены ГОСТ 14209-85.
На каждый процент перегрузки летом допускается дополнительный процент перегрузки зимой, но не более 15 % при суммарной нагрузке не более 150 %.
Экономическая нагрузка трансформатора соответствует, как известно из теории электрических машин, такому режиму, когда потери холостого хода равны потерям короткого замыкания. Соответствующая этому условию экономическая нагрузка трансформатора:

где Qxx и QK3 - реактивные потери в стали и в меди; кэ - экономический эквивалент реактивной мощности.
Практически для трансформаторов подстанций в нефтяной промышленности 5ЭК = (0,6 - 0,7) 5Н.
Допустимые систематические перегрузки трансформаторов определяются по графикам нагрузочной способности, приведенным в ГОСТ, в Зависимости от суточного графика нагрузки, эквивалентной температуры охлаждающей среды, постоянной времени трансформатора и вида системы охлаждения. Для характеристики графика нагрузки применяют два коэффициента. Первый коэффициент начальной нагрузки кх определяют из отношения среднего квадратичного тока /ск за 10 ч, предшествующих наступлению перегрузочного максимума, к номинальному току трансформатора /н

Аналогично определяют среднее квадратичное значение тока за период перегрузки /ск таХ. Коэффициент перегрузки, соответствующий этому току к2 =/ск тах//н.

Средний квадратичный ток за 10 ч
Рис. 61. График нагрузочной способности трансформаторов кг ~f{ki)

На рис. 61 приведен график для определения нагрузочной способности трансформаторов мощностью до 1 ООО кВ А с масляным охлаждением при температуре окружающей среды 20 °С с постоянной времени нагрева 2,5 ч. Цифры у кривых соответствуют допустимому времени перегрузки в часах. Перегрузка выше 50 %, указанная пунктиром, допускается только по согласованию с заводом-изготовителем.
В аварийном режиме допускаются кратковременные перегрузки трансформатора в следующих пределах:
Перегрузка, % 30 45 60 75 100 200
Время, мин 120 80 45 20 10 1,5
Выбор мощности трансформатора необходимо проводить с учетом режима пуска и самозапуска короткозамкнутых электродвигателей.
На основании опыта многочисленных проектных проработок можно рекомендовать следующее соотношение между мощностью пускаемых или самозапускающихся электродвигателей и мощностью трансформатора: если принять, что напряжение при пуске или самозапуске должно быть не ниже 0,7 UH, то для обеспечения успешного пуска или самозапуска отношение суммарной установленной мощности двигателей Р к мощности трансформатора 5Т в зависимости от напряжения короткого замыкания UK должно Кчть ориентировочно не выше:
ик,% 8 10 0,15
%PylSr, кВт 1,2 1 0,7
Если допустимое напряжение при самозапуске может быть снижено, то Z/y5T может быть увеличено путем умножения на коэффициент с = = 0,7/ (U\/k3), где LI - допустимое напряжение самозапуска в относительных единицах.
Экономическая мощность и экономическое число подстанций на нефтяном промысле с насосной добычей
При составлении ТЭО, генеральных схем и комплексных проектов обустройства нефтепромыслов необходимо определить оптимальный объем капиталовложений на электроснабжение нефтепромысла.
Одной из важных задач на этом этапе проектирования является определение экономической мощности и экономического числа подстанций 6/0,4 кВ, питающих нагрузки нефтедобычи. Для решения этой задачи проектная организация располагает данными проекта разработки, способом добычи, числом скважин.
Конфигурация нефтепромысловой сети и электросетей неизвестны, так как изыскания на этой стадии еще не проводились. На основании указанных данных поставленная задача решается следующим образом.
Согласно определяются суммарные приведенные затраты
(27)
где Зпост - постоянная часть приведенных затрат на подстанции и питающие их сети 6-10 кВ; N3 - переменная часть приведенных затрат, зависящая от числа подстанций; Н3 - полные удельные затраты на промысловую электросеть; пп - число подстанций 6/0,4 кВ.

При конкретном проектировании на стадии технического проекта или рабочих чертежей могут иметь место отступления от экономического числа подстанций ип эк и экономической мощности Sn эк в связи с установкой в отдельных случаях мощных электродвигателей на дожимных насосных станциях (ДНС) или высокопроизводительных электропогружных насосов. Например на Усть-Балыкском нефтяном месторождении в Западной Сибири на некоторых участках установлены электропогружные насосы с электродвигателями ПЭД-250, ПЭД-500 мощностью 250 и 500 кВт дня закачки воды в нефтяной пласт из сеноманского горизонта.
Однако и в этих случаях приведенная методика расчета пп эк и Sn эк может быть использована для равномерно распределенной нагрузки, характерной, как правило, для нефтяного промысла. Поэтому в этом случае следует из расчета «п эки 5П эк исключить мощную сосредоточенную нагрузку (ДНС, ЭЦН с ПЭД-250 или ПЭД-500). Мощность и число подстанций для мощных сосредоточенных нагрузок определяют в этих случаях из условий пуска и самозапуска электродвигателей.

Правильный выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях промышленных предприятий является одним из важных вопросов электроснабжения и построения рациональных сетей. В нормальных условиях трансформаторы должны обеспечивать питание всех потребителей предприятия при их номинальной нагрузке.

Число трансформаторов на подстанции определяется требованием надёжности электроснабжения. С таким подходом наилучшим является вариант с установкой двух трансформаторов, обеспечивающий бесперебойное электроснабжение . Однако если в цехе установлены приёмники только II и III категории, то более экономичными, обычно, являются однотрансформаторные подстанции .

При проектировании внутризаводских сетей установка однотрансформаторных подстанций выполняется в том случае, когда обеспечивается резервирование потребителей по сети низкого напряжения, а также когда возможна замена повреждённого трансформатора в течение нормируемого времени.

Рис. 1 Схемы электроснабжения цеха с одним (а), и двумя (б) трансформаторами

Двухтрансформаторные подстанции применяются при значительном числе потребителей II категории, либо при наличии потребителей I категории. Кроме того, двухтрансформаторные подстанции целесообразны при неравномерном суточном и годовом графике нагрузки предприятия, при сезонном режиме работы при значительной разницей нагрузки в сменах. Тогда при снижении нагрузки один из трансформаторов отключается.

Задача выбора количества трансформаторов заключается в том, чтобы из двух вариантов (рис. 1 а и б) выбрать вариант с лучшими технико-экономическими показателями. Оптимальный вариант схемы электроснабжения выбирается на основе сравнения приведённых годовых затрат по каждому варианту:

Зi=Cэ,i+kн,эКi+Уi,

где Cэ,i – эксплуатационные расходы i-го варианта, kн,э – нормативный коэффициент эффективности, Кi – капитальные затраты i-го варианта, Уi – убытки потребителя от перерыва электроснабжения.

Следует отметить, что при варианте рис. 1 (а) наступает полный перерыв в электроснабжении, и здесь питание потребителей по резервной линии на напряжение 0,4 кВ не может быть принято во внимание, так как такая схема аналогична двухтрансформаторной схеме, но с худшими показателями за счёт длинной лини 0,4 кВ.

При сравнении вариантов немаловажную роль играет вопрос о перспективном развитии предприятия. Так, например, если в настоящее время в цехе имеются потребители только второй категории, то рассмотрение вариантов имеет смысл. Но если, через год планируется переоборудование производства, и в цехе появляются потребители первой категории, то необходимо, безусловно, выбирать вариант с двумя трансформаторами.

В основном, установка двух трансформаторов обеспечивает надёжное питание потребителей. Это значит, что при повреждении одного трансформатора, второй, с учётом его перегрузочной способности, обеспечивает 100 % надёжность питания в течении времени, необходимого для ремонта трансформатора.

Но, бывают случаи, когда мощность уже существующих двух трансформаторов становится недостаточной, для обеспечения питанием всех приёмников, например, при установке более мощного оборудования, изменение режима работы электроприёмников и т.п. Тогда рассматриваются варианты установки более мощных трансформаторов на подстанции, либо установки третьего трансформатора для покрытия возросшей мощности.

Второй вариант кажется предпочтительней, поскольку увеличивается надёжность подстанции, отпадает необходимость реализовывать старые трансформаторы и капитальные затраты на установку третьего трансформатора, как правило, значительно меньше, чем при переоборудовании всей подстанции.

Но такой вариант возможен не всегда, например, при плотной застройке территории предприятия для дополнительного трансформатора просто может не хватить места. С другой стороны, происходит значительное усложнение схемы, которое может оказаться невозможной при работе трансформаторов в параллель. Поэтому рассмотрение вариантов производится в каждом конкретном случае индивидуально.

Кроме требований надёжности при выборе числа трансформаторов следует учитывать режим работы приёмников. Так, например, при низком коэффициенте заполнения графика нагрузки бывает экономически целесообразна установка не одного, а двух трансформаторов.

На , ГПП, как правило, число трансформаторов выбирается не более двух. Это обусловлено, главным образом тем, что стоимость коммутационной аппаратуры на стороне высшего напряжения предприятия соизмерима со стоимостью трансформатора.

Выбор трансформаторов по мощности

Мощность трансформаторов ГПП и цеховых ТП (за исключением случаев резко переменного графика нагрузки) рекомендуется выбирать по средней нагрузке за наиболее загруженную смену с последующей проверкой и корректировкой ее по удельным расходам электроэнергии на единицу продукции, полученным в результате обследований электрических нагрузок предприятий.

На ГПП промышленных предприятий для бесперебойного питания нагрузок первой и второй категорий рекомендуется устанавливать два трансформатора с коэффициентом загрузки в нормальном режиме 0,6 - 0,7.

Коэффициенты загрузки трансформаторов цеховых подстанций целесообразно принимать следующие: двухгрансформаторных с преобладающей нагрузкой первой категории - 0,65 - 0,7, однотрансформаторных с преобладающей нагрузкой второй категории и резервированием по перемычкам на вторичном напряжении - 0,7 - 0,8.

Число и мощность цеховых трансформаторов следует выбирать на основании технико-экономических расчетов. При этом в первом приближении мощности трансформаторов в сетях напряжением 380 В можно принимать исходя из следующих удельных плотностей нагрузки: до 1000 кВА при плотностях до 0,2 кВ-А/м 2 , 1600 кВА при плотностях 0,2 - 0,3 кВА/м 2 , 1600 - 2500 кВА при плотностях 0,3 кВА/м 2 и более.

Шкала стандартных мощностей силовых трансформаторов

В нашей стране принята единая шкала мощностей трансформаторов. Выбор рациональной шкалы является одной из основных задач при оптимизации систем промышленного электроснабжения. На сегодняшний день существует две шкалы мощностей: с шагом 1,35 и с шагом 1,6. То есть первая шкала включает мощности: 100, 135, 180, 240, 320, 420, 560 кВА и т. д, а вторая включает 100, 160, 250, 400, 630, 1000 кВА и т. д. Трансформаторы первой шкалы мощностей в настоящее время не производятся и используются на уже существующих ТП, а для проектирования новых ТП применяется вторая шкала мощностей.

Следует отметить, что шкала с коэффициентом 1,35 более выгодна с точки зрения загрузки трансформаторов. Например, при работе двух трансформаторов с коэффициентом загрузки 0,7 при отключении одного из них второй перегружается на 30 %. Такой режим работы соответствует требованиям условий работы трансформатора. Таким образом, его мощность может использоваться полностью.

При допустимой перегрузке в 40 % появляется недоиспользование установленной мощности трансформаторов со шкалой 1,6.

Допустим, два трансформатора на ТП работают раздельно и нагрузка каждого составляет 80 кВА, при отключении одного из них второму требуется обеспечить нагрузку 160 кВА. Вариант установки двух трансформаторов по 100 кВА не может быть принят, поскольку в этом случае перегрузка составит 60 % при выводе из работы одного трансформатора. При установке же трансформаторов по 160 кВА ведёт к их загрузке в нормальном режиме лишь на 50%.

Исходя из этого примера видно, что шкала с шагом 1,35 более рациональна. А около 20% мощности выпускаемых трансформаторов не используется. Возможным решением этой проблемы является установка двух трансформаторов на ТП разной мощности. Однако это решение нельзя считать технически рациональным, поскольку при выводе из строя трансформатора большей мощности, оставшийся трансформатор не покроет всю нагрузку цеха.

Встаёт закономерный вопрос: чем был обусловлен переход на новый ряд мощностей? Ответ, видимо, кроется в сокращении многообразия мощностей для унификации оборудовании: не только трансформаторов, но и смежного с ним ( , и др.).

Исходя из всего сказанного, выбор числа и мощности трансформаторов для питания заводских подстанций производится следующим образом :

1) определяется число трансформаторов на ТП, исходя из обеспечения надёжности электроснабжения с учётом категории приёмников;

2) выбираются наиболее близкие варианты мощности выбираемых трансформаторов (не более трёх) с учётом допустимой нагрузки их в нормальном режиме и допустимой перегрузке перегрузки в аварийном режиме;

3) определяется экономически целесообразное решение из намеченных вариантов, приемлемое для конкретных условий;

4) учитывается возможность расширения или развития ТП и решается вопрос о возможной установке более мощных трансформаторов на тех же фундаментах, либо предусматривается возможность расширения подстанции за счёт увеличения числа трансформаторов.