Выбор и эксплуатация силовых трансформаторов

Скачать 3.31 Mb.

Название	Выбор и эксплуатация силовых трансформаторов
страница	2/29
Тип	Документы

rykovodstvo.ru > Руководство эксплуатация > Документы

1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 29

Глава 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 понижающие подстанции — ГПП (ЗУР), и средних предприятий, имеющих распределительные подстанции — РП на 6; 10 кВ (4УР) с разветвленными высоковольтными сетями и несколькими трансформаторными подстанциями ТП на 6; 10 кВ (ЗУР). Производственная деятельность мелких предприятий, как правило, имеющих в своем составе одну-две ТП на 6; 10/0,4 кВ, во многом зависит от надежной работы силовых трансформаторов [щитов и шкафов, распределительных пунктов РП на 0,4 кВ (2УР)]. В реальных условиях каждый из шести уровней системы электроснабжения может быть границей раздела предприятие — энергосистема, решения по которой юридически согласовываются между энергоснабжающими организациями и потребителем (абонентом).

По расчетной электрической нагрузке Рр предприятия определяется необходимость сооружения ГПП (или ПГВ — подстанции глубокого ввода, или ОП — опорной подстанции электроснабжения предприятия). Наиболее распространенное число подстанций с напряжением пятого уровня на одном предприятии одна-две, но бывает до двух и более десятков. ГПП принимают электроэнергию от трансформаторов энергосистемы или, например, от блочной ТЭЦ или гидроэлектростанции (ГРЭС). Высшее напряжение трансформаторов ГПП в России 35, 110, 154, 220, 330 кВ; питание подводится по воздушным и кабельным линиям электропередач (ЛЭП). Отходящие от ГПП высоковольтные распределительные сети, рассчитанные на 6; 10 кВ (хотя могут быть и на 110 кВ), называют межцеховыми (заводскими). Обычный ряд мощностей ГПП: 10, 16, 25, 40, 63, 80, 100, 125 MB -А, а в отдельных случаях и выше.

Для электроснабжения потребителей напряжением до 1 кВ (220, 380, 500, 600 В) сооружают трансформаторные подстанции с высшим напряжением чаще всего на 6; 10 кВ (но существуют и

подстанции с напряжением 3 и 20 кВ), которые обычно называют цеховыми, а с учетом комплектной поставки (с трансформаторами, щитом низкого напряжения и ошиновкой, вводным высоковольтным отключающим устройством) их обозначают КТП. Ряд применяемых мощностей ТП: 100, 160, 250, 400, 630, 1000, 1600, 2500 кВ-А. Из-за больших токов короткого замыкания (КЗ) на стороне 0,4 кВ, вызывающих сложности коммутации и передачи электроэнергии приемникам, трансформаторы на 2500 кВ-А применяются только в специальных случаях.

Кроме трансформаторов, устанавливаемых на 5УР для присоединения предприятия к энергосистеме, и трансформаторов, устанавливаемых на ЗУР, обеспечивающих потребителей низким (до 1 кВ) напряжением трехфазного переменного тока, существуют специальные подстанции со своими силовыми трансформаторами: печными, выпрямительными (для создания сети постоянного тока до 1,5 кВ), преобразовательными, сварочными и другими, которые могут использоваться и как ГПП, и как цеховые ТП, но в этой книге они не рассматриваются.

Решение о строительстве трансформаторной подстанции принимается в составе решения о строительстве завода (цеха). Особенностью решения о строительстве трансформаторной подстанции является то, что она не выделяется, а рассматривается и утверждается как часть предприятия, сооружения — объекта, подлежащего новому строительству, реконструкции, модернизации, расширению, перевооружению (далее все называется строительством). Конечно, для электриков подстанции и сети являются самостоятельными объектами, согласование параметров которых с субъектами электроснабжения, а также их последующее проектирование, строительство и принятие в эксплуатацию осуществляются по отдельным срокам и графикам, не зависящим от основного производства.

Принятие технического решения начинается с утвержденного технологического задания на строительство завода определенного состава. По технологическим данным оценивают параметры электропотребления, определяют нагрузку по цехам (для выбора мощности цеховых трансформаторов и выявления высоковольтных двигателей) и заводу в целом (для выбора ГПП, их числа и единичной мощности трансформаторов на каждой подстанции). Готовые решения служат материалом для получения технических условий от энергоснабжающей организации (энергосистемы). Одновременно собирают следующие сведения; особенности энергосистемы и вероятных мест присоединения потребителей; данные по объектам-аналогам и месту строительства. Определяющими данными на начальном этапе являются значение расчетного максимума нагрузки и число часов использования этого максимума, связанных с электропотреблением.

Исходными для окончательного выбора схемы электроснабжения (включающей в себя данные по силовым трансформаторам ГГШ или трансформаторам ЗУР, если отсутствует необходимость в сооружении ГПП) служат следующие материалы:

генеральный план завода, определяющий размещение основных и вспомогательных производственных зданий и сооружений, основных подземных и наземных коммуникаций и являющийся ключевым документом при размещении трансформаторных подстанций (в отдельных случаях компоновка цехов влияет на мощность единичного трансформатора), а также устанавливающий условия транспортировки трансформаторов (автомобильная или железнодорожная), что особенно важно для ГПП;

данные по электроемкости, удельным расходам электроэнергии, составу и характеру электрических нагрузок и электроприемников как технологических механизмов, так и вспомогательных устройств цехов и сооружений завода с выделением энергоемких агрегатов (характер электрических нагрузок и особенно мощные энергоемкие агрегаты влияют, а в отдельных случаях определяют мощность, число и схему соединения обмоток трансформатора);

перечень объектов основного производственного, обслуживающего и подсобного назначения, а также энергетического хозяйства (включая сети и сооружения водоснабжения и канализации) с указанием производственных показателей и объемно-планировочных архитектурных решений, сменности работы, структуры управления (все эти данные на выбор мощности трансформатора влияют незначительно, но на стадии разработки рабочих чертежей определяют компоновку и размещение подстанции);

данные по характеру производства, условиям пожаро- и взрывобезопасности (включая температуру, влажность, запыленность, агрессивность выделяемых веществ, загрязнение атмосферы и грунта), что при выборе трансформатора может определить повышение класса его изоляции (например, по проектным соображениям следует выбрать трансформатор 110/10 кВ, но неблагоприятные условия эксплуатации могут потребовать установки трансформатора 220 кВ, а следовательно, повлиять на стоимость и габаритные размеры подстанции);

требования к надежности электроснабжения отдельных производств, цехов, агрегатов и механизмов с выделением потребителей особой группы I категории по надежности электроснабжения (категория потребителей определяет число трансформаторов на подстанции, которое обычно принимается не менее двух для потребителей I и II категорий с установкой третьего и четвертого трансформаторов при наличии специальной технологической нагрузки);

данные по нагрузкам сторонних потребителей, подключаемых к заводским сетям, а также по токам и мощностям короткого замыкания на шинах источников питания, и требования к компенсации реактивной мощности в сетях завода, устройствам релейной зашиты, автоматики, связи и телемеханики. Эти данные во многом определяются требованиями, выдаваемыми в технических условиях энергоснабжающей организацией, и могут обусловить увеличение мощности трансформатора (при значительной нагрузке сторонних потребителей) или изменение схемы его подключения (по условиям КЗ, компенсации, релейной защиты);

геологические и климатические данные, т.е. характер грунта в различных районах площадки завода, его состав, состояние, температура, удельное тепловое и электрическое сопротивления, глубина промерзания, уровень грунтовых вод, расчетная температура почвы в зонах прокладки электрических коммуникаций, высота площадки завода над уровнем моря, сейсмичность (эти данные не определяют выбор мощности трансформатора, но они необходимы при выполнении рабочих чертежей, устройстве заземления, выполнении строительной части подстанций и сетей, сооружении фундаментов под трансформатор);

метеорологические условия, т. е. число грозовых дней в году, скорость ветра, влажность, гололедность, максимальная, минимальная и средняя температуры воздуха, а также наличие и характер загрязненности воздуха пылью, химически активными газами и парами, естественная освещенность (эти данные определяют место размещения подстанции, а в отдельных случаях и необходимость выбора специального трансформатора или повышение класса его изоляции);

основные чертежи (планы и разрезы) цехов и сооружений завода с указанием установки технологического и вспомогательного оборудования (необходимы на стадии выбора места установки трансформаторов);

основные архитектурно-строительные чертежи зданий и сооружений завода (необходимы при решении вопроса о встраивании, пристраивании, размещении в цехе или обоснования отдельной установки трансформатора);

данные по силовому электрооборудованию (паспорта основных агрегатов и расчеты по приводу) и электроосвещению объектов завода (требуются на стадии разработки рабочей документации трансформаторной подстанции для унификации решений по силовому электрооборудованию);

сведения по организации ремонта электрооборудования, возможности кооперации и специализации (необходимы для решения вопросов по обслуживанию и ремонту трансформатора, в том числе капитального, организации трансформаторно-масляного Хозяйства, установке специальных подъемно-транспортных устройств и выделению соответствующих площадей при определении габаритов подстанции);

схема примыкающей районной энергосистемы с характеристиками источников питания и сетей внешнего электроснабжения, позволяющая решить вопросы выбора мощности трансформатора и схемы его присоединения (размещение трансформатора следует увязывать с заходами ЛЭП).

Предложения (проектные проработки) по выбору трансформатора ЗУР (в диапазоне мощности 100...2500 кВ-А) определяются условиями потребителя, а для средних и крупных предприятий — особенностями энергосистемы, к сетям которой они подключены. Основными параметрами, определяющими конструктивное выполнение и построение сети являются:

для линий электропередачи — номинальное напряжение, направление (откуда и куда), протяженность, число цепей и сечение провода;

для подстанций — сочетание номинальных напряжений, число и мощность трансформаторов, схема присоединения к сети и компенсация реактивной мощности.

В России сложились две системы электрических сетей на номинальные напряжения НО кВ и выше (110, 220, 500 кВ), принятая на востоке страны, и ПО (154), 330, 750 кВ, принятая в западной части страны. Для электроэнергетики страны это означает:

увеличение потерь электроэнергии из-за повышения числа ее трансформаций, необходимость создания сложных коммутационных узлов и ограничение пропускной способности межсистемных связей;

дополнительную загрузку предприятий электропромышленности, т. е. увеличение номенклатуры выпускаемых видов продукции;

финансирование дополнительного строительства подстанций и линий передачи предприятиям, попавшим в зону «стыковки»;

необходимость учета тенденций развития электрохозяйства, т. е. расчет и прогнозирование параметров электропотребления.

1.2. Выбор силовых трансформаторов

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 Ртах(МВт).

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

(1.1)

Sном≥∑ Ртax ≥ Рр (1.1)

(здесь ∑Ртax — 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, Рмах и Iс, Iмах — 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 б 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.

Рис. 1.1. Расчетные графики нагрузки:

1 — фактический суточный; 2 — двухступенчатый, эквивалентный фактическому
Реальный (фактический) график суточной нагрузки можно преобразовать в двухступенчатый. Для чего ввиду невозможности из-за ценологических свойств получить аналитическую зависимость Рнагр=f(t), реальный график разбивают на интервалы, в которых нагрузка усредняется. 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 kH H, равным 0,705 (физический смысл kH.H — 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 knQp= 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

(1.2)

а коэффициент начальной нагрузки

(1.3)

где Iэмах— эквивалентный максимум нагрузки; Iэ.н — эквивалентная начальная нагрузка, определяемая за 10 ч, предшествующие началу ее максимума.

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

(1.4)

где а₁, а_2,..., а_n — различные ступени средних значений нагрузок в долях номинального тока; t₁, t_2, ..., t_n — 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 k_Н.Н 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 k_ПЕР дается в зависимости от средней годовой температуры воздуха t_С.Г, вида охлаждения и мощности трансформаторов, коэффициента начальной нагрузки k_Н.Н и продолжительности двухчасового эквивалентного максимума нагрузки t_МАХ. Для других значений t_МАХ допускаемый k_ПЕР 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 110 кВ 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 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 S_НОМ, MB•А, на подстанции с числом трансформаторов n> 1 в общем виде определяется из выражения

где Р_р= Р_мах k_1-11 - расчетная мощность, МВт; Р_мах — суммарная активная максимальная мощность подстанции на пятом году эксплуатации, МВт; k_1-11 — коэффициент участия в нагрузке потребителей I и II категорий; k_ПЕР— коэффициент допустимой аварийной перегрузки; cos φ— коэффициент мощности нагрузки. Для двухтрансформаторной подстанции, т. е. при n = 2:

Для сетевых подстанций, где в аварийном режиме до 25 % потребителей из числа малоответственных может быть отключено, k_1-11 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 k_Н в условиях его перегрузки должен быть не более 0,75, а коэффициент начальной нагрузки k_Н.Н — не более 0,93.

Коэффициент заполнения графика нагрузки определяется следующим отношением:

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

Причем k_Н— такой коэффициент заполнения, который имеет наибольшее значение во время аварийных режимов в течение пяти суток подряд.

Так как k_1-11 < 1, а k_ПЕР> 1, то их отношение k = k_Н/k_ПЕРвсегда 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 k 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.

Таким образом, установленная мощность двухтрансформаторной подстанции

(1.5)

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

(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 cosφ находится на уровне 0,92...0,95 (tgφ 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 Р_мах. Становится объяснимым выражение (1.1), где активная и полная мощность не различаются.

Таким образом, суммарная установленная мощность двухтрансформаторной подстанции

(1.7)

При значении k= 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.

Условие покрытия расчетной нагрузки в случае аварийного выхода из строя одного трансформатора с учетом использования резервной мощности S_РЕЗсетей низкого (НН) и среднего (СН) напряжений определяется выражением

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.