42

Предисловие

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

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

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

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

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

1. Силовые трансформаторы промышленных предприятий и их выбор

1.1. Общие требования и условия работы

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

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

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

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

Выбор трансформатора определяется теоретическими основами элек­тротехники и достаточно прост. Для трехфазного трансформатора номиналь­ной мощностью

_

S_ном = √3U_ном I_ном, (1.1)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

- основные архитертурно-строительные чертежи зданий и сооружений завода;

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

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

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

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

S_ном ≥ ∑ P_max ≥ Р_p, (1.3)

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

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

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

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

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

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

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

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

k_пер = I_эmax / I_ном, (1.5)

а коэффициент начальной нагрузки определяется из выражения

k_н.н = I_э.н / I_ном, (1.6)

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

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

_________________________________

I_эmax = I_ном√(a₁²t₁ + a₂²t₂ +…+ a_n²t_n)/(t₁ + t₂ +…+ t_n) , (1.7)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

S_ном ≥ Р_p / (k_пер(n–1)cosφ), (1.8)

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

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

S_max ≥ (Р_max k_1-2)/(k_перcosφ). (1.9)

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

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

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

Таким образом, для двухтрансформаторной подстанции

S_т ≥ (kР_max)/cosφ. (1.10)

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

S_т = 0,7P_max. (1.11)

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

Таким образом, суммарная установленная мощность двухтрансформаторной подстанции

∑S_т = 2(0,7P_max) = 1,4P_max. (1.12)

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

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

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

где п – количество рассматриваемых трансформаторов, объединенных усло­виями резервирования.

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