Как осуществляется выбор трансформаторов для тп. Выбор мощности трансформаторов подстанций

Выбор числа и мощности силовых трансформаторов для главных понизительных (ГПП) и цеховых трансформаторных (ЦТП) подстанций промышленных предприятий должен быть правильным, технически и экономически обоснованным, так как он оказывает существенное влияние на рациональное построение схем промышленного электроснабжения.

При выборе числа и мощности силовых трансформаторов важными критериями являются надёжность электроснабжения, расход цветного металла и потребная трансформаторная мощность. Оптимальный вариант выбирается на основе сравнения капиталовложений и годовых эксплуатационных расходов, определяемых по выражению:

где - затраты;

- нормативный коэффициент экономической эффективности;

- капитальные вложения;

- эксплуатационные расходы.

Для удобства эксплуатации систем электроснабжения следует стремиться выбирать не более двух-трёх стандартных мощностей основных трансформаторов (не считая вспомогательных). Это ведёт к сокращению складского резерва и облегчает замену повреждённых трансформаторов. Желательна установка трансформаторов одинаковой мощности, однако такое решение не всегда выполнимо.

В целях удешевления ГПП напряжением 35-220 кВ рекомендуется применять схемы без установки выключателей на стороне высшего напряжения. У цеховых трансформаторов не следует использовать распределительное устройство на стороне высшего напряжения, а применять непосредственное (глухое) присоединение питающей кабельной линии к трансформатору при радиальных схемах питания трансформатора или присоединение через разъединитель или выключатель нагрузки при магистральных схемах питания. При магистральной схеме питания трансформатора мощностью 1000 кВА и выше вместо разъединителя необходимо устанавливать выключатель нагрузки, так как при напряжении 6-20 кВ разъединителем можно отключать холостой ход трансформатора мощностью не более 630 кВА.

При проектировании схем внутризаводского питания желательно использовать комплектные трансформаторные подстанции (КТП), т.к. их блочно-модульное исполнение обеспечивает наиболее дешёвый и быстрый способ монтажа (5 - 10дней).

Предпочтение КТП для внутренней установки следует отдавать только при наличии вредных агрессивных факторов.

Выбор типа трансформаторов

Выбор типа трансформаторов производится с учётом условий их установки, эксплуатации, температуры окружающей среды и т.п. В основном на промышленных предприятиях используют масляные двухобмоточные трансформаторы серий ТД*, ТМ*. Трёхобмоточные трансформаторы применяют на ГПП при наличии на предприятии удалённых потребителей средней мощности. Трансформаторы с расщеплёнными обмотками (серия ТР*) применяют при необходимости снижения тока КЗ и выделения питания ударных нагрузок (например, прокатные станы металлургических предприятий).

Трансформаторы ГПП напряжением 35-220 кВ изготавливают только с масляным охлаждением (обычно устанавливают на открытом воздухе). Для цеховых ТП (с высшим напряжением 6-20 кВ) применяют масляные трансформаторы типов ТМ, ТМН (для наружной установки), ТМЗ (для установки в помещениях). Сухие трансформаторы типа ТСЗ (для установки внутри административных и общественных зданий) и ТНЗ (совтоловые трансформаторы предназначены для установки внутри цехов, где недопустима открытая установка масляных трансформаторов; являются неразборными и техническое обслуживание производится на заводах изготовителях).

Буквенное обозначение трансформатора содержит следующие данные в указанном порядке: число фаз – для однофазных О; для трёхфазных Т; вид охлаждения (см. табл. 1), число обмоток (для обозначения трёхобмоточного трансформатора применяют букву Т), выполнение одной обмотки с устройством РПН обозначают дополнительной буквой Н. Для обозначения автотрансформатора впереди добавляют букву А.

Таблица 1.Классификация видов охлаждения трансформаторов.
Вид охлаждения	Условное обозначение	Вид охлаждения	Условное обозначение
Масляные трансформаторы		Сухие трансформаторы
Естественная циркуляция воз-духа и масла		Естественное воздушное при открытом исполнении
Принудительная циркуляция воздуха и естественная цирку-ляция масла		Естественное воздушное при за-щищенном исполнении
Естественная циркуляция воз-духа и принудительная цирку-ляция масла		Естественное воздушное при герметичном исполнении
Принудительная циркуляция воздуха и масла		Воздушное с дутьём
Принудительная циркуляция воды и естественная циркуля-ция масла		Трансформаторы с негорючим диэлектриком жидким
Принудительная циркуляция воды и масла		Естественное охлаждение него-рючим жидким диэлектриком
		Охлаждение негорючим жидким диэлектриком с дутьём

Трансформатор с естественным масляным охлаждением и азотной защитой (без расширителя) обозначают буквой З после вида охлаждения (например, ТМЗ).

Пример условного обозначения трансформатора: ТРДН-25000/110 – трёхфазный двухобмоточный с расщеплённой обмоткой, масляным охлаждением, с дутьём и естественной циркуляцией масла, с РПН, 25000 кВА, 110 кВ.

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

Раз уж Вы читаете данную статью, значит, конец света все-таки не наступил Итак, вернемся к теме, стоит задача запроектировать трансформаторную подстанцию. Есть какая-то расчетная нагрузка, согласно которой требуется подобрать трансформатор нужной мощности.

Существуют разные методики выбора силового трансформатора, но для проектировщика, на мой взгляд, они не годятся.

Я буду опираться лишь на требования нормативных документов.

По своему опыту могу сказать, что в основном применяют масляные трансформаторы, т.к. они дешевле. Применение сухого трансформатора должно быть обосновано.

Количество применяемых трансформаторов зависит от категории электроснабежения. Как правило, однотрансформаторные подстанции проектируют на объектах третей категории электроснабжения, двухтрансформаторые подстанции – второй и первой категории натежности.

Мощность двухтрансформаторных подстанций должна выбираться с учетом перегрузочной способности трансформатора в аварийном режиме.

Соотношения между коэффициентами допустимой перегрузки масляных трансформаторов в послеаварийном режиме и коэффициентами загрузки трансформаторов в нормальном режиме приведены в таблице.

Коэффициент допустимой перегрузкимасляного трансформатора, определенныйсогласно ГОСТ 14209-85	Коэффициент загрузки масляного,трансформатора в нормальном режиме
	двухтрансформат. подстанция	трехтрансформат. подстанция
1,0	0,5	0,666
1,1	0,55	0,735
1,2	0,6	0,8
1,3	0,65	0,86
1,4	0,7	0,93

Для сухих трансформаторов максимальное значение коэффициента допустимой перегрузки трансформатора следует принимать не более 1,2.

При заказе трансформатора лучше запросить у производителя соответствующие графики допустимых перегрузок. У разных производителей они могут отличаться.

Согласно СН 174-75 следует принимать следующие коэффициенты загрузки трансформаторов:

• для цехов с преобладающей нагрузкой I категории при двухтрансформаторных подстанциях — 0,65-0,7;
• для цехов с преобладающей нагрузкой II категории при однотрансформаторных подстанциях с взаимным резервированием трансформаторов — 0,7-0,8;
• для цехов с преобладающей нагрузкой II категории при возможности использования централизованного резерва трансформаторов и для цехов с нагрузками III категории — 0,9-0,95.

Отсюда можно заметить, что в нормальном режиме трансформатор должен быть загружен не более чем на 90-95%.

А сейчас я хочу остановиться на методических указаниях по выбору силового трансформатора.

По данной методичке выбор мощности трансформаторов должен выполняться с учетом их перегрузочной способности в нормальном и послеаварийном режимах работы.

Суть выбора трансформатора заключается в том, что нужно сравнить нашу полную мощность проектируемого объекта (кВА) с интервалами допустимой нагрузки трансформаторов для различных видов потребитилей в нормальном и аварийном режимах. В общем нужно проверить 3 условия.

В методических указаниях все очень подробно расписано, а также приведены 2 примера по выбору однотрансформаторной и двухтрансформаторной подстанций.

Но самое удивительное в том, что по данному методическому указанию наш трансформатор будет практически всегда работать с перегрузкой или будет загружен практически на 100%. Например, 135 кВА соответствует трансформатору 100 кВА.

Нормативные документы по выбору силовых трансформаторов:

1. НТП ЭПП-94. Проектирование электроснабжения промышленных предприятий. Нормы технологического проектирования (РФ, вместо СН 174-75).
2. СН 174-75. Инструкция по проектированию электроснабжения промышленных предприятий (вроде как не действует в РБ).
3. Методические указания по выбору мощности силовых трансформаторов 10/0,4 кВ (РБ).
4. ГОСТ 14209-97. Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов.

Страница 2 из 5

Для правильного выбора номинальной мощности трансформатора (автотрансформатора) необходимо располагать суточным графиком, отражающим как максимальную, так и среднесуточную активную нагрузки данной подстанции, а также продолжительность максимума нагрузки. При отсутствии суточного графика с достаточной для практических целей точностью определяется расчетный уровень максимальной активной нагрузки подстанции Д,ах(МВт).
Если при выборе номинальной мощности трансформатора на однотрансформаторной подстанции исходить из условия
Sном> Ртах >Pp (1.1)

(здесь Ртах - максимальная активная мощность на пятом году эксплуатации - сроке, в условиях рыночной экономики согласованном с инвестором; Рр - проектная расчетная мощность подстанции), то при графике работы с кратковременным пиком нагрузки (0,5... 1,0 ч) трансформатор будет длительное время недогружен. При этом неизбежно завышение номинальной мощности трансформатора и, следовательно, завышение установленной мощности подстанции. В ряде случаев выгоднее выбирать номинальную мощность трансформатора близкой к максимальной нагрузке достаточной продолжительности и в полной мере использовать его перегрузочную способность 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 выбирают в соответствии с графиком нагрузки и коэффициентом начальной нагрузки, а также в зависимости от температуры окружающей среды, при которой работает трансформатор.
Коэффициент нагрузки, или коэффициент заполнения суточного графика нагрузки, практически всегда меньше единицы:

Где Рс, Ртах и Iс, Iтах - соответственно среднесуточные и максимальные мощности и токи.
В зависимости от характера суточного графика нагрузки (коэффициента начальной нагрузки и длительности максимума), эквивалентной температуры окружающей среды, постоянной времени трансформатора и вида его охлаждения, допустимы систематические перегрузки трансформаторов.
На рис. 1.1 приведены фактический суточный график нагрузки и двухступенчатый, эквивалентный фактическому. С нуля часов начинается ночной провал нагрузки (от условно номинальной, равной 1,0), минимальный между 5 и 6 ч (для ряда объектов провал может быть в другие часы, например между 3 и 5 ч). С 6 ч начинается подъем нагрузки до дневной, обычно незначительно колеблющейся вокруг некоторого значения (но возможно и наличие утреннего пика нагрузки, например, между 9 и 11 ч). В 20 ч нагрузка достигает номинального значения (1,0), а затем превосходит его, образовав пиковую часть графика, и лишь к 24 ч вновь снижается до 1,0.
Реальный (фактический) график суточной нагрузки можно преобразовать в двухступенчатый. Для чего ввиду невозможности из-за ценологических свойств получить аналитическую зависимость реальный график разбивают на интервалы, в которых нагрузка осредняется.

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

Эти интервалы могут составлять от 3 мин до 0,5 ч. Интегрированием определяют площадь под фактическим графиком, а затем строят эквивалентный, в данном случае для периодов 0... 20 ч и 20... 24 ч. Первый период характеризуется коэффициентом начальной нагрузки к^ н, равным 0,705 (физический смысл kHh - отношение площади под графиком, характеризующим работу трансформатора с номинальной нагрузкой в период 0...20 ч, к фактической нагрузке, представленной ступенью, составляющей по оси ординат 0,705 номинальной). Аналогично для второго периода определяют коэффициент перегрузки кпер = 1,27. При этом возникает вопрос о допустимости работы трансформатора в течение 4 ч с такой перегрузкой (следует иметь в виду, что трансформатор работал какое-то время с недогрузкой 40%).

Таким образом, перегрузки определяются преобразованием заданного графика нагрузки в график, эквивалентный ему в тепловом отношении. Допустимая нагрузка трансформатора зависит от начальной нагрузки, ее максимума и его продолжительности и характеризуется коэффициентом превышения (перегрузки), определяемым выражением

а коэффициент начальной нагрузки

(1.2)
где Z,max - эквивалентный максимум нагрузки; Iэн - эквивалентная начальная нагрузка, определяемая за 10 ч, предшествующие началу ее максимума.
Эквивалентный максимум нагрузки (и эквивалентная начальная нагрузка) определяется по формуле
где аь а2, а„ - различные ступени средних значений нагрузок в долях номинального тока; tu t2, tn - длительность этих нагрузок, ч.
Формулы (1.2) и (1.3) помогают упростить расчеты по сравнению с построением графиков, приведенных на рис. 1.1, если ступень задана или делаются проектные предположения. Следует также иметь в виду, что кнм определяется не за 20, а за 10 ч. Во всех случаях формула (1.4) дает правильный результат.
Допустимые систематические перегрузки трансформаторов определяются нагрузочной их способностью, задаваемой с помощью таблиц или графически. Коэффициент перегрузки кпер дается в зависимости от средней годовой температуры воздуха tcr, вида охлаждения и мощности трансформаторов, коэффициента начальной нагрузки ким и продолжительности двухчасового эквивалентного максимума нагрузки tmax. Для других значений?тах допускаемый кпер можно определить по кривым нагрузочной способности трансформатора.
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 трансформаторов током на 5 % выше номинального при условии, что напряжение каждой из обмоток не будет превышать номинальное.
Допускается повышение напряжения трансформаторов сверх номинального:
длительно - на 5 % при нагрузке не выше номинальной и на 10 % при нагрузке не выше 0,25 от 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, для трехфазных трансформаторов с расщепленной обмоткой на 11ДкВ мощностью 20, 40 и 63 MB А

допускаются следующие относительные нагрузки: при нагрузке одной ветви обмотки, равной 1,2; 1,07; 1,05 и 1,03, нагрузка другой ветви должна составлять соответственно 0; 0,7; 0,8 и 0,9.
Номинальная мощность каждого трансформатора двухтрансфор-маторной 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 S„OM, MB А, на подстанции с числом трансформаторов п > 1 в общем виде определяется из выражения

где Рр = PmSLX к]_и - расчетная мощность, МВт; Ртах - суммарная активная максимальная мощность подстанции на пятом году эксплуатации, МВт; - коэффициент участия в нагрузке потребителей I и II категорий; кпер - коэффициент допустимой аварийной перегрузки; cos (р - коэффициент мощности нагрузки. Для двухтрансформаторной подстанции, т.е. при п - 2:

Для сетевых подстанций, где в аварийном режиме до 25 % потребителей из числа малоответственных может быть отключено, Ici_n обычно принимается равным 0,75...0,85 (единице он равен, когда все потребители I категории).
Рекомендуется широкое применение складского и передвижного резерва трансформаторов, причем при аварийных режимах допускается перегрузка трансформаторов на 40 % во время максимума общей суточной нагрузки продолжительностью не более 6 ч в течение не более 5 сут. При этом коэффициент заполнения суточного графика нагрузки трансформаторов кн в условиях его перегрузки должен быть не более 0,75, а коэффициент начальной нагрузки кнм - не более 0,93.
Коэффициент заполнения графика нагрузки определяется следующим отношением:

где W - электропотребление (площадь под кривой нагрузки); Г - полное время по оси абсцисс.

Причем кн - такой коэффициент заполнения, который имеет наибольшее значение во время аварийных режимов в течение пяти суток подряд.
Так как кх_и < 1, а кпер > 1, то их отношение к = ki_u/kmp всегда меньше единицы и характеризует собой резервную мощность трансформатора, заложенную при выборе его номинальной мощности. Чем это отношение меньше, тем меньше будет резерв установленной мощности трансформатора и тем более эффективным будет использование трансформаторной мощности с учетом перегрузки.
Завышение коэффициента к приводит к завышению суммарной установленной мощности трансформаторов на подстанции. Уменьшение коэффициента возможно лишь до такого значения, которое с учетом перегрузочной способности трансформатора и возможности отключения неответственных потребителей позволит покрыть основную нагрузку одним оставшимся в работе трансформатором при аварийном выходе из строя второго.

В настоящее время существует практика выбора номинальной мощности трансформатора для двухтрансформаторной подстанции с учетом значения к = 0,7, т. е. с учетом условия
£Р = 0,7Ртах. (1.6)
Формально запись (1.6) выглядит ошибочной: действительно, единицы измерения активной мощности - Вт, а полной (кажущейся) - В А. Есть различия и в физической интерпретации S и Р. Но следует всегда полагать, что осуществляется компенсация реактивной мощности на шинах подстанций 5УР и ЗУР и что коэффициент мощности cos ф находится на уровне 0,92...0,95 (tgcp на уровне 0,42... 0,33). Тогда ошибка, связанная с упрощением (1.5) до (1.6), не превосходит инженерную ошибку 10 %, которая включает в себя и приблизительность значения 0,7, и ошибку в определении фиксированного Ртах. Становится объяснимым выражение (1.1), где активная и полная мощность не различаются.
Таким образом, суммарная установленная мощность двухтрансформаторной подстанции
Х^пр = 2(0,7Ргаах) = 1,4Ртах. (1.7)
При значении к = 0,7 в аварийном режиме обеспечивается сохранение около 98 % Ртах без отключения неответственных потребителей. Однако учитывая высокую надежность трансформаторов, можно считать вполне допустимым отключение в редких аварийных режимах какой-то части неответственных потребителей.

При аварии одного из двух и более параллельно работающих на подстанции 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.
Приведем допустимые кратковременные перегрузки масляных трансформаторов с системами охлаждения естественной масляной (М), дутьем (Д), дутьем с принудительной циркуляцией (ДЦ) и циркуляцией (Ц) сверх номинального тока (независимо от длительности предшествующей нагрузки, температуры окружающей среды и места установки):

Перегрузка, %...........................30 45 60 75 100 200
Продолжительность
перегрузки, мин........................120 80 45 20 10 1,5
Для трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов указанные перегрузки относятся к наиболее нагруженной обмотке.

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.