Быстрицкий Г.Ф., Кудрин Б.И. Силовые трансформаторы промышленных предприятий - файл n1.doc

Быстрицкий Г.Ф., Кудрин Б.И. Силовые трансформаторы промышленных предприятий
скачать (202.9 kb.)
Доступные файлы (3):
n1.doc413kb.20.08.2002 10:37скачать
n2.doc529kb.20.08.2002 10:51скачать
n3.doc28kb.18.08.2002 11:28скачать

n1.doc

  1   2



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 Рр 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

_

Sном = ?3Uном Iном, (1.1)
расчетный срок службы трансформатора в 25 лет (указываемый заводом-изготовителем) обеспечивается при соблюдении условий:
Sнг = Sном; Uсети = Uном; t0 = t0,ном, (1.2)
где Sнг нагрузка трансформатора; Uсети – напряжение сети, к которой под­ключен трансформатор; t0температура 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 Pmax = P30 = Рр), 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 Pmax (МВт).

Если при выборе номинальной мощности трансформатора на однотрансформатор­ной подстанции исходить из условия
Sном ? ? Pmax ? Рp, (1.3)
где ? Pmax – максимальная активная нагрузка пятого года эксплуатации; Ррпроектная 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 kн, или коэффициент заполнения суточного гра­фика нагрузки, практически всегда меньше единицы:
kн = Pс / Pmax = Iс / Imax, (1.4)
где Pс, Pmax и Iс, Imax – 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
kпер = Iэmax / Iном, (1.5)
а коэффициент начальной нагрузки определяется из выражения
kн.н = Iэ.н / Iном, (1.6)
где Iэmax эквивалентный максимум нагрузки; Iэ.н – эквивалентная начальная нагрузка, определяется за время 10 ч, предшествующее началу максимума нагрузки.

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

_________________________________

Iэmax = Iном?(a1Іt1 + a2Іt2 +…+ anІtn)/(t1 + t2 +…+ tn) , (1.7)
где а1, а2,…, an – различные ступени средних значений нагрузок в долях но­минального тока; t1, t2,…, tn – 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 kпер = 1,27 (1.5) при начальной на­грузке kн.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 kпер дается в зависимости от среднегодовой температуры воздуха tсг, вида охлаждения и мощности транс­форматоров, коэффициента начальной нагрузки kн.н и продолжительности двухчасового эквивалентного максимума нагрузки tmax. Для других значений tmax допускаемый kпер 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
Sном ? Рp / (kпер(n–1)cos?), (1.8)
где Рр = Рmaxk1-2 – расчетная мощность, МВт, Рmax – суммарная активная мак­симальная нагрузка подстанции на расчетный уровень пять лет, МВт, k1-2 – коэффициент участия в нагрузке потребителей 1-й и 2-й категорий; kпер – ко­эффициент допустимой аварийной перегрузки; cos? – коэффициент мощно­сти нагрузки.

Для двухтрансформаторной подстанции, т.е. при п = 2,
Smax ? (Рmax k1-2)/(kперcos?). (1.9)
Для сетевых подстанций, где примерно до 25% потребителей из числа малоответственных в аварийном режиме может быть отключено, k1-2 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 kн в условиях его перегрузки должен быть не более 0,75 и коэффициент начальной нагрузки kн.н не более 0,93.

Так как k1-2 < 1, а kпер > 1, то их отношение k = k1-2 / kпер 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
Sт ? (kРmax)/cos?. (1.10)
В настоящее время существует практика выбора номинальной мощности трaнсформaтора для двухтрансформаторной подстанции с учетом значения k = 0,7, т.е.
Sт = 0,7Pmax. (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 cos? 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 Рmax.

Таким образом, суммарная установленная мощность двухтрансформаторной подстанции
?Sт = 2(0,7Pmax) = 1,4Pmax. (1.12)
При этом значении k в аварийном режиме обеспечивается сохранение около 98 % Pmax 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 Pрез сети НН(СН) определяется выражением
Sт(п–1)kпер+ Sрез ? Pрk1-2, (1.13)
где п – количество рассматриваемых трансформаторов, объединенных усло­виями резервирования.

При двух и более установленных на подстанции трансформаторах при аварии с одним из параллельно работающих трансформаторов, оставшиеся в работе принимают на себя его нагрузку. Эти аварийные перегрузки не зави­сят от предшествовавшего режима работы трансформатора, являются крат­ковременными и используются для обеспечения прохождения максимума на­грузки.
1.2. Трансформаторы главных понизительных подстанций
Выбор силовых трансформаторов ГПП по напряжению, количеству и мощности для предприятия в целом или для отдельного производства (рай­она) осуществляется на предпроектных стадиях с последующим согласова­нием с энергоснабжающей организацией, администрацией, надзорными ор­ганами. После принятия решения развертывается проектирование на стадии технико-экономического обоснования с последующим уточнением в рабочей документации параметров ГПП. Дальнейшее проектирование подстанций с высшим напряжением 35 – 330 кВ проводится на основе технических усло­вий, определяемых схемами развития региона (отрасли) и электросистемы (возможности источников питания) и электрических сетей района, схемами внешнего электроснабжения предприятия присоединения к подстанции энер­госистемы (рис. 1.2) или к ВЛ (рис. 1.3), схемами организации электроремон­та и проектами системной автоматики и релейной защиты.

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

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

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

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

Рис. 1.3. Варианты схем присоединения подстанций 5УР-ЗУР к одинар­ной или двойной ВЛ: а – радиальная с одной линией; б – радиальная с двумя линиями; в – с двусторонним питанием по одной линии, г – то же по двум линиям, д – присоединение с заходом на подстанцию с автома­тической перемычкой; е – то же с неавтоматической перемычкой; ж – с присоединением в рассечку каждой линии и с заходом обеих ВЛ на под­станцию
Распределительные устройства 6-10 кВ выполняются на двухтрансформаторных подстанциях, как правило, с одной секционированной или двумя одиночными секционированными выключателем, системами сборных шин с нереактированными отходящими линиями; РУ на однотрансформаторных подстанциях выполняются, как правило, с одной секцией. На стороне 6-10 кВ предусматривается раздельная работа трансформаторов.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

При выборе схемы подключений решающими являются: мощность под­станции, определяющая число выводов и секций шин 6-10 кВ; единичная мощность и напряжение крупных потребителей (электропечей, воздуходувок и др.); мощность КЗ на стороне 6-10 кВ, определяющая необходимость ус­тановки реакторов; характер нагрузок, определяющих подпитку места КЗ и число секций на стороне 6-10 (35) кВ.
1.3. Цеховые подстанции третьего уровня системы электроснабжения
Цеховые трансформаторные подстанции напряжением 6-10/(0,4ч0,69) кВ выпол­няются без сборных шин первичного напряжения как при радиаль­ном, так и при магистральном питании. При радиальной схеме питания цехо­вой трансформатор обычно имеет глухое присоединение к линии 6-10 кВ (рис. 1.6). идущей от распределительной подстанции 4УР. Коммутационный аппарат (разъединитель или выключатель нагрузки) перед цеховым транс­форматором применяется в следующих случаях: источник питания находится в ведении другой эксплуатирующей организации, подстанция значительно (более 3 км) удалена от источника питания, она питается по воздушной ли­нии, на стороне низкого напряжения не установлен отключающий аппарат.

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

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

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


Рис. 1.6. Радиальная схема питания трансформаторов 3УР

Рис. 1.7. Магистральная схема питания трансформаторов ЗУР
на котором они могут быть установлены, не ограничиваются.

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

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

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

Выбор числа и мощности трансформаторов для промышленных пред­приятий определяется применением одно- и двухтрансформаторных цеховых подстанций. Это позволяет создавать и рассматривать различные варианты схемы электроснабжения. Число Nтр трансформаторов 3УР определяется на­грузкой цеха, исключая высоковольтную нагрузку, и требованиями надежно­сти электроснабжения:
Nтр = Sр / (k­3Sном), (1.14)
где Sр – полная расчетная нагрузка объекта, для которого определялись Рmах и cos? при расчете нагрузок; k3коэффициент загрузки; Sном – номинальная мощность трансфор­матора.

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

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

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

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

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

При этом число трансформаторов Nтр связано с их номинальной мощно­стью следующим образом:
Nтр = Sp / (kз.тр / Sном.э), (1.15)
где Sном.э – экономически целесообразная номинальная мощность трансформатора.

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

до 0,2 кВ∙А/м2 – до 1000 кВ∙А

от 0,2 до 0,5 кВ∙А/м2 – от 1000 до 1600 кВ∙А

свыше 0,5 кВ∙А/м2 – 1600 и 2500 кВ∙А

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

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

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


Рис. 1.8. Компоновки встроенных цеховых подстанций

а) однотрансформаторные с внутренней установкой трансформатора;

б) двухтрансформаторная с внутренней установкой трансформатора;

в) двухтрансформаторная с наружной установкой трансформатора

Рис. 1.9. Встроенное РП с двухтрансформаторной КТП
Отдельно стоящие закрытые цеховые подстанции применяются тогда, когда невозможно разместить ТП внутри цехов или у наружных их стен по требованиям технологии или пожаро- и взрывоопасности производства. От­дельно стоящие ТП могут применяться также для небольших предприятий при значительной разбросанности электрических нагрузок по их территории.

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

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

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

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

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

Подстанции с трансформаторами 1600 и 2500 кВ∙А комплектуются вы­ключателями на вводе, которые отключают соответствующие номинальные токи и токи КЗ. На отходящих линиях могут устанавливаться выключатели как и для 1000 кВ∙А.
  1   2


Учебный материал
© bib.convdocs.org
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации