Комплектность

В базовый комплект поставки КТП-630 в соответствии с заказом входят:

• РУ ВН;

• РУ НН;

• Кабельные и шинные соединения, предусмотренные конструкцией КТП;

• Шкаф собственных нужд (ШСН);

• Шкаф оперативного тока (ШОТ) (при необходимости);

• Шкаф учета электроэнергии (ШУ) (при необходимости);

• Запасные части и принадлежности согласно спецификации;

• Техническая документация;

• Силовой трансформатор (транспортируется отдельно).

Дополнительно в комплект поставки КТП-630 могут входить:

• Воздушный ввод с комплектом опорных изоляторов, кабели внешнего подключения к воздушным линиям 6(10) кВ, комплект ограничителей перенапряжений наружной установки;

• Шкаф управления уличным освещением внутренней или наружной установки;

• Первичные средства пожаротушения;

• Охранная и пожарная сигнализация;

• Комплект электрозащитных средств.

КТПШ - Комплектная трансформаторная подстанция шкафного типа представляет собой разновидность КТП, чаше всего распространена КТПШ собранная на 4 пасынках (стойках УСО) с наличием Шкафа РУНН и УВН.

В отличие от предыдущих вариаций КТПШ требует выполнения ограждения, как правило, оно сетчатое.

Внешний вид и возможные габариты КТПШ с расположением на пасынках (стойках УСО) представлены на рисунке ниже:

Оборудование КТПШ:

1. Трансформатор.

2. Шкаф предохранителя.

3. Шкаф РУНН.

4. Защитный кожух выводов трансформатора.

5. Изолятор проходной 10кВ.

6. Изолятор штыревой 10кВ.

7. Вентильный разрядник (ограничитель перенапряжений).

8. Стойка УСО 3А длиной 3600мм

24. 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.

Существуют три основных способа соединения фазовых обмоток каждой стороны трёхфазного трансформатора:

• Y-соединение ("звезда"), где каждая обмотка соединена одним из концов с общей точкой, называемой нейтральной. Различают "звезду" с выводом от общей точки (обозначение Y₀ или Y_n) и без него (Y)

• Δ-соединение ("треугольник"), где три фазных обмотки соединены последовательно

• Z-соединение ("зигзаг"). При данном способе соединения каждая фазная обмотка состоит из двух одинаковых частей, размещенных на разных стержнях магнитопровода и соединенных последовательно, встречно. Полученные три фазные обмотки соединяются в общей точке, аналогично "звезде". Обычно применяется "зигзаг" с отводом от общей точки (Z₀)

Как первичная, так и вторичная обмотки трансформатора могут быть соединены любым из трёх способов, показанным выше, в любых комбинациях. Конкретный способ и комбинация определяются назначением трансформатора.

Сдвиг фаз между ЭДС первичной и вторичной обмоток принято выражать группой соединений. Для описания напряжения смещения между первичной и вторичной, или первичной и третичной обмотками, традиционно используется пример с циферблатом часов. Так как этот сдвиг фаз может изменяться от 0° до 360°, а кратность сдвига составляет 30°, то для обозначения группы соединений выбирается ряд чисел от 1 до 12, в котором каждая единица соответствует углу сдвига в 30°. Одна фаза первичной указывает на 12, а соответствующая фаза другой стороны указывает на другую цифру циферблата.

Наиболее часто используемая комбинация Yd11 означает, например, наличие 30º смещения нейтрали между напряжениями двух сторон.

Примечание: на диаграмме зелёным цветом обозначены векторы обмотки Звезда, синим — Треугольник, красным смещение вектора AB.

В железнодорожных трансформаторах также встречается группа соединений «разомкнутый треугольник — неполная звезда».

Число трансформаторов.

В настоящее время цеховые ТП выполняют комплектными (КТП). Правильное определение числа КТП и мощности трансформаторов на них возможно только на основе технико-экономических расчетов (ТЭР) с учетом компенсации реактивных нагрузок на напряжении до 1 кВ. Число цеховых трансформаторов изменяется от минимально возможного Nmm (при полной компенсации реактивных нагрузок) до максимального Nmax (при отсутствии компенсирующих устройств) при среднем для всех ТП значении коэффициента загрузки Kt T. На двух- трансформаторных цеховых подстанциях при преобладании нагрузок I категории К-,. , принимают в пределах 0,65 — 0,7; при преобладании нагрузок II категории 0,7—0,8, а при нагрузках III категории 0,9 — 0,95. Минимальное и максимальное число цеховых трансформаторов определяют по выражениям где Ртах, Smax — расчетная нагрузка цеха; SHom,t — номинальная мощность цехового трансформатора.

Мощность трансформаторов.

Выбор номинальной мощности трансформаторов

Выбор мощности трансформаторов производится исходя из расчётной нагрузки объекта электроснабжения, числа часов использования максимума нагрузки, темпов роста нагрузок, допустимой перегрузки трансформаторов.

Мощность силовых трансформаторов должна обеспечивать в нормальных условиях питание всех приёмников электроэнергии. При выборе мощности трансформаторов следует добиваться наиболее целесообразного режима работы и соответствующего обеспечения резервирования питания приёмников при отключении одного из трансформаторов, причём нагрузка трансформатора в нормальных условиях не должна вызывать сокращения естественного срока службы.

Надёжность электроснабжения достигается установкой на подстанции двух трансформаторов, которые, как правило, работают раздельно.

Совокупность допустимых нагрузок, систематических или аварийных перегрузок определяет нагрузочную способность трансформаторов, в основу расчёта которой положен тепловой износ изоляции трансформаторов. Если не учитывать нагрузочную способность трансформатора, то можно необоснованно завысить выбираемую установленную мощность, что экономически нецелесообразно. Исследования показали, что систематические перегрузки трансформаторов не приводят к заметному сокращению их срока службы. Это объясняется компенсацией недоиспользования трансформатора с нагрузками ниже номинальных.

Номинальной мощностью трансформатора называют мощность, на которую он может быть нагружен непрерывно в течение всего срока службы при нормальных температурных условиях окружающей среды.

Если известны расчётная максимальная мощность объекта Sнагр и коэффициент допустимой перегрузки βдоп то номинальная мощность трансформатора:

Коэффициент допустимой перегрузки обычно выбирается на основе опытных данных. Рекомендуемые значения βдоп указаны в таблице 1.

После выбора трансформатора таким образом должна производиться проверка трансформатора по температурному режиму.

При превышении температуры окружающей среды для имеющегося графика нагрузок определяют повышенный износ изоляции и решают вопрос о допустимости этого износа. Если такой износ недопустим, то нагрузка на трансформатор должна быть уменьшена.

Таблица 1

Для выбора мощности трансформатора с учётом допустимых нагрузок и перегрузок удобно пользоваться суточным графиком нагрузки, преобразованным в двухступенчатый (рис. 2).

трансформатор подстанция электроснабжение цех

Рис. 2 - Суточный график нагрузки и его преобразованный вид в двухступенчатый

Если график нагрузок многоступенчатый, то его следует разбить на участки с одно-, двухступенчатой нагрузкой. Расчёт в этом случае производится для каждого участка.

Для цеховых трансформаторов мощностью до 1000 кВА можно применить упрощённый способ определения мощности по температуре. Этим способом можно проверять мощность трансформаторов с естественным масляным охлаждением при установке на открытом воздухе и изменяющейся температуре окружающего воздуха до +35^○С или среднегодовой температуре до +5○С. Для этих условий превышение температуры обмоток над температурой среды не должно превосходить 70^○С, отсюда наибольшая температура обмотки составляет 35+70=105^○С. Эта температура имеет место только при +35^○С. При меньших температурах окружающей среды температура трансформатора должна быть меньше на соответствующую величину.

При условиях, отличных от вышеуказанных номинальная мощность трансформатора определяется из:

,

где Sном, п – номинальная паспортная мощность трансформатора, θсг – среднегодовая температура.

Как указывалось выше, при расчёте мощности трансформатора необходимо учитывать его перегрузочную способность. Допускаются аварийная и систематическая перегрузки.

Аварийная перегрузка. В соответствии с нормативными документами трансформатор длительно до 5 суток можно перегружать на 40 %, но суммарная перегрузка за сутки не должна превышать 6 ч.

Систематическая перегрузка. Перегрузочная способность зависит от графика нагрузок, а именно коэффициентом заполнения:

,

где Sср – средняя мощность, Smax – максимальная мощность.

Допустимую нагрузку на трансформатор можно определить:

Sдоп=Sном, п(1-kзап)0,3

Кроме того, трансформатор может быть перегружен зимой за счёт снижения его нагрузки в летнее время. В соответствии с этим допускается перегрузка в зимнее время на 1 % на каждый процент недогрузки в летнее время, но не более чем на 15%.

В системах электроснабжения предприятий довольно часто встречается несимметричная нагрузка по фазам. При работе трансформатора в таком режиме, при выборе мощности по максимально нагруженной фазе, будет иметь место явное недоиспользование трансформатора. Ток в наиболее загруженной фазе может быть допущен выше номинального. Коэффициент перегрузки при этом, определяется как:

,

где IA – ток наиболее загруженной фазы.

Очевидно, что решить задачу выбора номинальной мощности трансформатора, исходя лишь из условий допустимой температуры сразу невозможно, так как эта мощность определяется ещё не выбранным трансформатором. Аналитически эта задача может быть решена только методом последовательных приближений. С другой стороны, точное решение задачи вряд ли необходимо, поскольку график нагрузок предприятия, а, следовательно, и трансформаторов является весьма неравномерным. Поэтому на первом этапе рекомендуется выбирать из условий надёжности и допустимой нагрузки в нормальном режиме и перегрузки в аварийном режиме. Обычно принимают к рассмотрению два варианта мощности трансформатора.

В условиях эксплуатации, когда трансформаторы уже установлены, следует предусматривать экономически целесообразный режим работы трансформаторов, суть его заключается в том, что при наличии на ТП нескольких трансформаторов, число включенных в работу определяется условием, обеспечивающим минимум потерь мощности в этих трансформаторах. При этом должны учитываться не только потери активной мощности в трансформаторах, но и потери в смежном оборудовании. Эти потери называются приведёнными. Тогда расчётная нагрузка трансформатора будет определяться из выражения:

,(6.7)

где n – количество трансформаторов на ТП, ∆Рх! – приведённые потери холостого хода, ∆Рк! – приведённые потери короткого замыкания.

25. Заземляющее устройство КТПП 10/0,4 кВ с ВЛ 0,4 кВ.

Рис. 1. Установка комплектных трансформаторных подстанций тупикового типа напряжением 10/0,4, кВ: а - КТП мощностью 25-160 кВ • А; б - КТПП мощностью 160-400 кВ - А; 1 - ВЛ 10 кВ; 2 — концевая опора 10 кВ; 3 - разъединитель; 4 - КТП; 5 — КТПП; 6 - портал ввода высокого напряжения; 7 — портал ввода низкого напряжения; 8 — опора 0,4 кВ; 9 — В Л 0,4 кВ; 10 — заземляющее устройство ниже 40°С и в других случаях, связанных с опасностью повреждений линии.

РУ 0,4 кВ содержат панельные и шкафные щиты с рубильниками, предохранителями, автоматическими выключателями и измерительными приборами. Простейшая распространенная конструкция установки комплектной трансформаторной подстанции КТП-10/0,4 кВ показана на рис. 1. Подстанция устанавливается на специальном металлическом или железобетонном основании в зависимости от конструкций. Рядом с ней устанавливаются концевые опоры воздушных линий, а в траншее монтируется заземляющее устройство, к которому присоединяются трансформатор подстанции, распределительные устройства 10 и 0,4 кВ, металлические элементы опор и разъединителей, а также нулевой провод электросети низкого напряжения. На рис. 1 указаны также общие габаритные размеры подстанций и другие размеры, необходимые для установки остальных элементов.

26. Опоры воздушных линий поддерживают провода на необходи­мом расстоянии от поверхности земли, проводов других линий, крыш зданий и т. п. Опоры должны быть достаточно механически прочными в различных метеорологических условиях (ветер, голо­лед и пр.).

По материалам опоры воздушных линий подразделя­ют на деревянные, железобетонные и металлические.

Деревянные опоры применяют на линиях 0,38, 6, 10, реже 35 кВ, железобетонные — практически на линиях всех классов напряже­ний распределительных сетей. Опоры состоят из вертикальных стоек и поперечной траверсы, на которой с помощью изоляторов и арматуры крепят провода. Обычно стойки и траверсы изготавли­вают из различных материалов.

Почти половина всех опор — железобетонные, они обладают высокой механической прочностью и более долговечны. Их изго­тавливают на специальных предприятиях. Для напряжений не бо­лее 35 кВ линии изготовляют на вибрированных стойках, на двух-цепных линиях 35 и 110 кВ — также на центрифугированных стой­ках. Их срок службы в среднем в два раза выше, чем на деревян­ных, хорошо пропитанных опорах. Отпадает необходимость в использовании древесины, повышается надежность электроснаб­жения.

Железные опоры (металлические), используемые на линиях электропередачи напряжением 35 кВ и выше, довольно металлоемкие и требуют расцветки в процессе использования для защиты от коррозии. Устанавливают железные опоры на железобетонных фундаментах. Независимо от конструктивного решения и схемы железные опоры производятся в виде пространственных решетчатых конструкций.

Анкерные опоры предназначены для жесткого закрепления про­водов. Они делят всю линию на участки, за пределы которых не должны распространяться аварии, связанные с обрывом проводов. Так, на линиях напряжением 10 кВ анкерные опоры устанавлива­ют на расстоянии 3...5 км.

Промежуточные опоры самые распространенные; с их помощью провод в пролете поддерживают на определенной высоте. По сравнению с другими опорами они несут меньшую механическую нагрузку и поэтому имеют самую простую конструкцию. Провода на промежуточных опорах закрепляют таким образом, чтобы при обрыве они могли проскальзывать в зажимах и не нагружать опору односторонним натяжением.

Концевые опоры устанавливают в начале и в конце линии. С од­ной стороны они нагружены проводами пролета нормальной дли­ны, а с другой стороны нагрузка практически отсутствует, так как вводы и выводы с подстанций, у которых начинается и кончается линия, значительно короче проводов в пролете, кроме того, про­вода на них подвешены свободно, чтобы не нагружать подстанционные конструкции. Концевые опоры выполняют с подкосами или оттяжками для уравновешивания односторонней нагрузки.

Угловые опоры применяют при изменении направления трассы воздушной линии. При малых углах поворота линии в качестве уг­ловых можно применять промежуточные опоры. Если же угол по­ворота значителен, то необходимы опоры специальной конструк­ции, способные выдержать постоянные нагрузки, направленные в одну сторону.

Промежуточные прямые опоры устанавливаются на прямых участках линии.

Переходные — для осуществления переходов через реки и другие водные пространства. Высота в ряде случаев достигает 100 м.

По количеству трехфазных цепей различают опоры:

- одноцепные, которые применяются при сооружении ВЛ любых номи­нальных напряжений;

- двухцепные, которые в России применяются для ВЛ 35—330 кВ, а за рубежом и на линиях 380—500 кВ;

Ответвительные опоры служат для выполнения ответвления от магистрали. Их ставят в начале ответвления, а затем обычные про­межуточные.