Для установки трансформатора необходимо рассчитывать его номинальную мощность. Выбор агрегата по данному показателю зависит от планируемых режимов работы, уровня нагрузки, условий и типа охлаждения прибора. При расчетах учитываются особенности измерения мощности трансформатора распределение нагрузки на составные части цепи при аварийной и стандартной работе прибора.
Содержание
- Понятие номинальной мощности трансформатора
- В чем измеряется и указывается
- Шкала стандартных мощностей силовых трансформаторов
- Пример выбора трансформатора
- Выбор по конструктивному исполнению
- Выбор по мощности
Понятие номинальной мощности трансформатора
Номинальная мощность трансформатора – это полная мощность, на которую рассчитан прибор его изготовителем. То есть, напряжение, которое в течение всего срока эксплуатации трансформатор выдерживает без перерыва.
Заводы дают гарантию службы от 20 до 25 лет.
Данный показатель всегда связан с температурным режимом работы: насколько допускается нагрев обмоток и при каких условиях охлаждается агрегат. При разных мощностях обмоток трансформатора номинальной считают наибольшую. В основном, в трансформаторах установлено масляное охлаждение, которое напрямую зависит от температуры окружающей среды.
Поскольку погодные условия постоянно изменяются, наибольший нагрев обмоток при максимальной теплоте воздуха считается верхним пределом среднего показателя сопротивления температуры, возможной для соблюдения безопасности.
У приборов с другим типом охлаждения в паспорте от производителя прописываются номинальные температурные условия.
Помимо номинальной, есть типовая мощность трансформатора, которая считается, как сумма величин нагрузки на все обмотки, поделенная на два. А максимальная нагрузка на обмотки рассчитывается, как произведение наибольшей величины тока на максимально разрешенное напряжение данной части цепи.
В чем измеряется и указывается
Номинальную мощность трансформаторов измеряют в кВА (киловольт-амперах), а не в кВТ (киловаттах). Эти два показателя отличаются друг от друга и не тождественны. Первый – это полная (номинальная) мощность, второй – активная. Номинальная потребляется в работу не в полном объеме, поскольку часть ее распространяется на электромагнитные поля цепи, и только оставшаяся часть – это активная мощность – действует по назначению.
Нагрузка на трансформатор обуславливается потребляемым током, а не энергией, которая используется фактически. То есть, полная мощность представляет собой все напряжение, налагаемое во время работы прибора на все составляющие электрической цепочки. Поэтому данную номинальную величину указывают в единицах вольт-ампер.
В работе электроприборов также учитывают коэффициент, который выражается в отношении активной к номинальной (cos фи). Данный коэффициент отражает величину сдвижения переменного тока по фазе относительно нагрузки, приложенной к ней.
Шкала стандартных мощностей силовых трансформаторов
На территории России используется единая шкала стандартных мощностей. Она разделяется на два шага: 1,35 и 1,6, каждый включает ряд величин, представленных в таблице ниже.
| Шаг 1,35. В кВА | Шаг 1,6. В кВА |
| 100 | 100 |
| 135 | 160 |
| 180 | 250 |
| 240 | 400 |
| 320 | 630 |
| 420 | 1000 |
| 560 | 1600 |
В настоящее время заводы выпускают трансформаторные подстанции (ТП), применяя мощности шага 1,6. Шкала шага 1,35 уже не используется на производствах, но старые установки, выпущенные в советское время, проектировались именно по этой шкале. При этом, исследования определили старые приборы как более выгодные, поскольку они могут работать в полную силу, в отличие от современных агрегатов.
При выборе разных видов приборов, учитывается, что они должны быть максимально близкими по наибольшему показателю нагрузки в обычном режиме и предельному напряжению в аварийном.
При выборе трансформаторов для промышленных производств важно учитывать их количество для рационального распределения электроэнергии и их типовые мощности при определенной номинальной нагрузке.
Пример выбора трансформатора
Выбрать трансформатор можно исходя из их конструктивного исполнения, ориентируясь на необходимые характеристики, или по номинальной нагрузке.
Выбор по конструктивному исполнению
Силовые трансформаторы бывают нескольких видов:
- масляные – устанавливаются внутри или снаружи зданий, где нет опасности возгорания или взрыва веществ;
- сухие – находятся в пожароопасных помещениях;
- с негорючим жидким диэлектриком – устанавливаются внутри строений, отличающихся высокой взрыво- и пожароопасностью.
Масляные лучше остальных отводят тепло от сердечника и обмоток, составные части хорошо защищены от внешних воздействий. Также, данные трансформаторы меньше других по стоимости. К недостаткам относится необходимость установки в специальных помещениях или снаружи строений, из-за высокой вероятности возгорания или взрыва при поврежденной защите активных частей.
Сухие трансформаторы устанавливают в тех помещениях, где высокая вероятность возгорания и большое электрическое напряжение. Такие установки обладают повышенными огнеупорными свойствами благодаря жаропрочным изоляционным материалам. Но условия охлаждения уступают масляным, из-за чего плотность тока в обмотках меньше.
Агрегаты с негорючим диэлектриком обладают схожими огнеупорными свойствами с сухими, не наносят вред окружающей среде, за счет характеристик охлаждающей жидкостей и считаются более долговечными.
Выбор по мощности
Агрегаты для главных понизительных подстанций (ГПП) и цеховых трансформаторных подстанций выбирают по среднему напряжению за максимально загруженный период работы с контролем удельного расхода электроэнергии.
Фактор, которым характеризуется необходимая полная мощность трансформатора – это допустимое значение относительной аварийной нагрузки. Этот показатель регламентируется ГОСТом и определяется, как возможный тепловой износ изоляции агрегата за аварийный период с учетом температуры охлаждения, типа прибора и графика режима аварийной работы.
При определении необходимой номинальной нагрузки трансформатора используют два подхода, зависящие от наличия исходных данных:
- По заранее определенному суточному плану нагрузки производства за типичные сутки года в режиме аварийной и стандартной работы.
- По расчетной нагрузке в этих же режимах. По Государственному стандарту, цеховые ТП имеют мощности, указанные в таблице выше.
Расчет и выбор силового трансформатора по мощности и количеству
Расчетный срок службы трансформатора обеспечивается при соблюдений условий:
При проектировании, строительстве, пуске и эксплуатации эти условия никогда не выполняются (что и определяет ценологическаятеория).
Определение номинальной мощности трансформатора
Для правильного выбора номинальной мощности трансформатора (автотрансформатора) необходимо располагать суточным графиком нагрузки, из которого известна как максимальная, так и среднесуточная активная нагрузки данной подстанции, а также продолжительность максимума нагрузки.
График позволяет судить, соответствуют ли эксплуатационные условия загрузки теоретическому сроку службы (обычно 20…25 лет), определяемому заводом изготовителем.
Для относительного срока службы изоляции и (или) для относительного износа изоляции пользуются выражением, определяющим экспоненциальные зависимости от температуры. Относительный износ L показывает, во сколько раз износ изоляции при данной температуре больше или меньше износа при номинальной температуре. Износ изоляции за время оценивают по числу отжитых часов или суток: Н=Li.
В общем случае, когда температура изоляции не остается постоянной во времени, износ изоляции определяется интегралом:
В частности, среднесуточный износ изоляции:
Влияние температуры изоляции определяет, сколько часов с данной температурой может работать изоляция при условии, что ееизнос будет равен нормированному износу за сутки:
При температуре меньше 80°С износ изоляции ничтожен и им можно пренебречь. Температура охлаждающей среды, как правило, не равна номинальной температуре и, кроме того, изменяется во времени. В связи с этим для упрощения расчетов используют эквивалентную температуру охлаждающей среды, под которой понимают такую неизменную за расчетный период температуру, при которой износ изоляции трансформатора будет таким же, как и при изменяющейся температуре охлаждающей среды в тот же период.
Допускается принимать эквивалентную температуру за несколько месяцев или год равной среднемесячным температурам или определять эквивалентные температуры по специальным графикам зависимости эквивалентных месячных температур от среднемесячных и среднегодовых, эквивалентных летних (апрель—август), осенне-зимних (сентябрь—март) и годовых температур от среднегодовых.
Если при выборе номинальной мощности трансформатора на однотрансформаторной подстанции исходить из условия
(где Рмах — максимальная активная нагрузка пятого года эксплуатации; Рр — проектная расчетная мощность подстанции), то при графике с кратковременным пиком нагрузки (0,5… 1,0 ч) трансформатор будет длительное время работать с недогрузкой. 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 с полным использованием его перегрузочной способности с учетом систематических перегрузок в нормальном режиме.
Режимы работы трансформатора
Наиболее экономичной работа трансформатора по ежегодным издержкам и потерям будет в случае, когда в часы максимума он работает с перегрузкой (эксплуатация же стремится работать в режимах, когда в часы максимума загрузки данного трансформатора он не превышает свою номинальную мощность). 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, или коэффициент заполнения суточного графика нагрузки, практически всегда меньше единицы:
В зависимости от характера суточного графика нагрузки (коэффициента начальной загрузки и длительности максимума), эквивалентной температуры окружающей среды, постоянной времени трансформатора и вида его охлаждения согласно ГОСТ допускаются систематические перегрузки трансформаторов.
Перегрузки силовых трансформаторов
Перегрузки определяются преобразованием заданного графика нагрузки в эквивалентный в тепловом отношении (рис. 3.5). Допустимая нагрузка трансформатора зависит от начальной нагрузки, максимума нагрузки и его продолжительности и характеризуется коэффициентом превышения нагрузки:
Допустимые систематические перегрузки трансформаторов определяются из графиков нагрузочной способности трансформаторов, задаваемых таблично или графически. Коэффициент перегрузки передается в зависимости от среднегодовой температуры воздуха /сп вида охлаждения и мощности трансформаторов, коэффициента начальной нагрузки кн н и продолжительности двухчасового эквивалентного максимума нагрузки tmах.
Для других значений tmax допустимый 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%я 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.
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 заводом — изготовителя. Так, трехфазные трансформаторы с расщепленной обмоткой 110 кВ мощностью 20, 40 и 63 М ВА 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.
Расчет номинальной мощности трансформатора
Номинальная мощность, MB • А, трансформатора на подстанции с числом трансформаторов п > 1 в общем виде определяется из выражения
Для сетевых подстанций, где примерно до 25 % потребителей из числа малоответственных в аварийном режиме может быть отключено, обычно принимается равным 0,75…0,85. При отсутствии потребителей III категории К 1-2 = 1 Для производств (потребителей) 1й и особой группы известны проектные решения, ориентирующиеся на 50%ю загрузку трансформаторов.
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 сут.
При этом коэффициент заполнения суточного графика нагрузки трансформаторов кн в условиях его перегрузки должен быть не более 0,75, а коэффициент начальной нагрузки кпн — не более 0,93.
Так как К1-2 1 их отношение К = К 1-2 / К пер. всегда меньше единицы и характеризует собой ту резервную мощность, которая заложена в трансформаторе при выборе его номинальной мощности. Чем это отношение меньше, тем меньше будет закладываемый в трансформаторы резерв установленной мощности 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 трансформатора.
Таким образом, для двухтрансформаторной подстанции
В настоящее время существует практика выбора номинальной мощности трансформатора для двух трансформаторной подстанции с учетом значения к = 0,7, т.е.
Формально выражение (3.14) выглядит ошибочно: действительно, единица измерения активной мощности — Вт; полной (кажущейся) мощности — ВА. Есть различия и в физической интерпретации S и Р. Но следует подразумевать, что осуществляется компенсация реактивной мощности на шинах подстанции 5УР, ЗУР и что коэффициент мощности cos ф находится в диапазоне 0,92… 0,95.
Тогда ошибка, связанная с упрощением выражения (3.13) до (3.14), не превышает инженерную ошибку 10%, которая включает в себя и приблизительность значения 0,7, и ошибку в определении фиксированного Рмах
Таким образом, суммарная установленная мощность двухтрансформаторной подстанции
При этом значении к в аварийном режиме обеспечивается сохранение около 98 % Рмах без отключения неответственных потребителей. Однако, учитывая принципиально высокую надежность трансформаторов, можно считать вполне допустимым отключение в редких аварийных режимах какойто части неответственных потребителей.
При двух и более установленных на подстанции трансформаторах при аварии с одним из параллельно работающих трансформаторов оставшиеся в работе трансформаторы принимают на себя его нагрузку. Эти аварийные перегрузки не зависят от предшествовавшего режима работы трансформатора, являются кратковременными и используются для обеспечения прохождения максимума нагрузки.
Далее приведены значения кратковременных перегрузок масляных трансформаторов с системами охлаждения М, Д, ДЦ, Ц сверх номинального тока (независимо от длительности предшествующей нагрузки, температуры окружающей среды и места установки).
Аварийные перегрузки масляных трансформаторов со всеми видами охлаждения:
Для трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов указанные перегрузки относятся к наиболее нагруженной обмотке.
Источник
Указания по расчету нагрузок трансформаторов тока
Содержание
1. Общая часть
Всем доброго времени суток! Представляю Вашему вниманию типовую работу «Указания по расчету нагрузок трансформаторов тока» №48082-э «Теплоэлектропроект».
Вторичная нагрузка на трансформаторы тока (ТТ) складывается из:
- а) сопротивления проводов — rпр;
- б) полного сопротивления реле и измерительных приборов — Zр и Zп;
- в) переходного сопротивления принимаемого равным — rпер = 0,05 Ом.
Согласно ГОСТ трансформаторы тока должны соответствовать одному из следующих классов точности: 0,5; 1; 3; 5Р; 10Р.
Класс точности 0,5 должен обеспечиваться при питании от трансформатора тока расчетных счетчиков. При питании щитовых измерительных приборов класс точности трансформаторов тока должен быть не ниже 3. При необходимости для измерения иметь более высокий класс точности трансформаторы тока должны выбираться по классу точности на ступень выше, чем соответствующий измерительный прибор.
Например: для приборов класса 1 трансформаторов тока должен обеспечивать класс 0,5; для приборов — 1,5 трансформаторов тока должен обеспечивать класс точности 1,0.
Требования к трансформаторам тока для релейной защиты рассмотрены ниже.
При расчете нагрузки на ТТ в целях упрощения допускается сопротивления элементов вторичной цепи ТТ складывать арифметически, что создает некоторый расчетный запас.
Потребление токовых обмоток релейной и измерительной аппаратуры приведено в разделе «7. Справочные данные по потреблению релейной аппаратуры». Для удобства и упрощения расчета в указанных приложениях потребление дано в Омах. Для тех приборов и реле, для которых в каталогах указано их потребление в ВА, сопротивление в Омах определяется по выражению
где:
S – потребляемая мощность по токовым цепям, ВА;
I – ток, при котором задана потребляемая мощность, А.
При расчете сопротивления проводов (кабеля) во вторичных цепях ТТ используется:
- rпр — активное сопротивление проводов (жилы кабеля) от трансформатора тока до прибора или реле, Ом;
- l – длина провода (кабеля) от трансформатора тока до места установки измерительных приборов или релейной аппаратуры, м;
- S – сечение провода или жилы кабеля, мм2;
- γ –удельная проводимость, м/Ом.мм2(для меди γ = 57, для алюминия γ =34,5).
2. Определение нагрузки на трансформаторы тока для измерительных приборов
Нагрузка на ТТ для измерительных приборов складывается из сопротивлений последовательно включенных измерительной аппаратуры, соединительных проводов и переходных сопротивлений в контактных соединениях.
Величина расчетной нагрузки Zн зависит также от схемы соединения ТТ.
При расчете определяется нагрузка для наиболее загруженной фазы ТТ.
В случае включения релейной аппаратуры последовательно с измерительной в расчетную нагрузку вводится также сопротивление реле. При этом расчетная нагрузка не должна превосходить допустимую в требуемом классе точности данного ТТ для измерительных приборов.
При соединении трансформаторов тока в звезду.
При соединении трансформаторов тока в неполную звезду.
При соединении ТТ в треугольник и включении измерительных приборов последовательно с реле во всех линейных проводах.
— сопротивление нагрузки, включенной в линейном проводе трансформатора тока.
При соединении трансформаторов тока в треугольник и включении измерительного прибора последовательно с прибора последовательно с реле только в одном линейном проводе (например, в фазе А).
При использовании только одного ТТ.
В выражениях (3-7) известны сопротивления измерительных приборов Zп, сопротивления реле Zр, переходное сопротивление rпер и неизвестно сопротивление проводов rпр.
Поэтому расчет нагрузки на ТТ сводится к определению сопротивления соединительных проводов rпр.
Сопротивление rпр. определяется из условия обеспечения работа ТТ в требуемом классе точности при расчетной нагрузке. Поэтому должно быть Zн 
По найденному значению rпр определяется допустимое сечение соединительных проводов, пользуясь выражением (2).
Если в результате расчета сечение S окажется меньше 2,5 мм2, то оно должно быть принято равным 2,5 мм2 из условия механической прочности проводов в токовых цепях ТТ.
3. Определение напряжения на вторичной обмотке трансформатора тока
Сопротивление нагрузки трансформатора тока для измерительных приборов и релейной защиты по условию допустимого напряжения на вторичной обмотке трансформатора тока должно быть таким, чтобы при любом возможном виде короткого замыкания в месте установки трансформаторов тока измерения или защиты и любом возможном первичном токе трансформатора тока напряжение на зажимах вторичной обмотки трансформатора тока установившемся режиме не превышало 1000 В.
Это условие считается выполненным, если при любом виде к.з.
- I1- наибольший возможный первичный ток при к.з.;
- nт – номинальный коэффициент трансформации трансформатора тока;
- Zн – фактическое сопротивление вторичной нагрузки трансформатора тока с учетом сопротивления принятого провода (жилы кабеля)
Если в результате расчета оказалось, что при Zн напряжение больше 1000 В, то следует перейти на большее сечение соединительных проводов (жил кабеля) до 10 мм2 включительно.
Если при S=10 мм2 напряжение окажется больше 1000 В, то следует перейти на больший коэффициент трансформации и расчет для определения Zн должен быть повторен.
4. Определение нагрузки на трансформаторы тока для релейной защиты
Нагрузка на ТТ для релейной защиты складывается из последовательно включенных сопротивлений релейной аппаратуры , соединительных проводов и переходных сопротивлений в контактных соединениях. Величина вторичной нагрузки зависит также от схемы соединения ТТ и от вида КЗ.
Релейная защита в условиях КЗ обычно работает при больших токах, которые во много раз превышают номинальный ток ТТ. Расчетами и опытом эксплуатации установлено, что для обеспечения правильной работы релейной защиты погрешности ТТ не должны превышать предельно допустимых значений.
По ПУЭ эта погрешность, как правило, не должна быть более 10%.
В ГОСТ 7746-88 точность ТТ, используемых для релейной защиты, нормируется по их полной погрешности (ε), обусловленной током намагничивания. По условию ε 
- 1,1 – коэффициент, учитывающий 10%-ную погрешность ТТ при срабатывании защиты;
- Iс.з. – первичный ток срабатывания защиты;
- I1н – первичный номинальный ток ТТ.
5.2 Токовые отсечки
Для токовой отсечки Iмакс = 1,1*Ic.з., поскольку для этих защит точная работа ТТ требуется лишь при токе их срабатывания.
Расчетная кратность определяется в условиях срабатывания защиты:
5.3 Максимальные токовые защиты с зависимой характеристикой
Для МТЗ с зависимой характеристикой Iмакс должен соответствовать току КЗ, при котором производится согласование по времени защит смежных элементов.
Iк.з.макс.- максимальный ток короткого замыкания, при котором производится согласование смежных защит;
n=1,2-1,3
5.4 Направленные токовые и дистанционные защиты
Для предотвращения излишних срабатываний, многоступенчатых защит Iмакс определяется при КЗ в конце зоны первой ступени защит или в конце линии.
n – коэффициент, принимается при минимальном времени действия защиты: менее 0,5 сек равным 1,4-1,5, а при времени больше 0,5 сек равным 1,2-1,3.
5.5 Дифференциальные токовые защиты
Для предотвращения срабатывания защиты от токов небаланса Iмакс определяется при наибольшем токе внешнего КЗ.
I1расч.- максимальный ток при внешнем коротком замыкании;
n – коэффициент, принимается при выполнении защиты на реле с БНТ равным 1, а при реле без БНТ равным 1,8-2.
5.6 Дифференциально-фазные высокочастотные защиты
Для предотвращения срабатывания защиты от токов небаланса Iмакс определяется при наибольшем токе внешнего КЗ.
I1расч.- максимальный ток при коротком замыкании в конце защищаемой линии;
n — принимается 1,6-1,8.
5.7 Продольные дифференциальные токовые защиты линий
Для предотвращения срабатывания защиты от токов небаланса Iмакс определяется при наибольшем токе внешнего КЗ.
I1расч.- максимальный ток при коротком замыкании в конце защищаемой линии;
n – принимается 1,8-2,0.
По расчетной кратности, пользуясь кривыми предельных кратностей (по данным заводов-изготовителей трансформаторов тока) находится допустимое сопротивление Zдоп для трансформаторов тока рассматриваемой защиты.
В тех случаях, когда из-за отсутствия кривых предельных кратностей при проектировании вынужденно используются кривые 10%-ных кратностей, необходимо для учета возможного их завышения по сравнению с действительно допустимыми значениями по кривым предельных кратностей полученное по выражениям (13-19) значение Красч. увеличивать в 1,25 раз.
6.Определение расчетной нагрузки Zн
Расчетная нагрузка для трансформаторов тока релейной защиты определяется по выражениям, приведенным в таблице №1. В расчете принимается Zн=Zдоп.
По значению Zн можно определить сопротивление соединительных проводов (жил кабеля) во вторичных цепях трансформаторов тока.
Таблица 1 – расчетные формулы для определения вторичной нагрузки и сопротивления соединительных проводов трансформаторов тока для релейной защиты
7.Определение сопротивления соединительных проводов
В Таблице №1 приведены расчетные выражения, для определения сопротивления соединительных проводов во вторичных цепях трансформаторов тока в зависимости от их схем соединения и от вида КЗ.
При этом сопротивление релейной аппаратуры, подключенной к трансформаторам тока, может быть найдено по Справочные данные по потреблению релейной аппаратуры или по другим заводским данным.
По найденному значению rпр определяется допустимое сечение соединительных проводов.
Если в результате расчета S окажется менее 2,5 мм2, то оно должно быть принято равным 2,5 мм2 из условия механической прочности проводов в токовых цепях ТТ, после чего определяется фактическое сопротивление проводов по выражению (2).
Если в результате расчета сечение кабеля окажется чрезмерно большое (более 10 мм2), то для его уменьшения можно рекомендовать следующие мероприятия:
1. Применить последовательное соединение двух обмоток трансформаторов тока рассматриваемой защиты. При последовательном соединении одинаковых сердечников трансформаторов тока нагрузка на каждый сердечник ТТ уменьшается в 2 раза. При последовательном соединении разных сердечников трансформаторов тока расчетная нагрузка на ТТ уменьшается, так как она распределяется между обмотками трансформаторов тока пропорционально их ЭДС.
2. Изменить схему соединения трансформаторов тока вместо неполной звезды перейти к полной звезде; вместо схемы на разность токов перейти к схеме неполной звезды и т.п.
3. Применить другой трансформатор тока, допускающий большую вторичную нагрузку.
4. Установить дополнительный комплект трансформаторов тока и перевести на него часть вторичной нагрузки.
8.Справочные данные по потреблению релейной аппаратуры
| № п/п | Тип реле | Пределы уставок, А | Сопротивление обмотки реле, Ом | Примечание |
|---|---|---|---|---|
| 1 | РТ40/0,2 | 0,05-0,1 0,1-0,2 |
80 | — |
| 2 | РТ40/0,6 | 0,15-0,3 0,3-0,6 |
8,9 2,2 |
— |
| 3 | РТ40/2 | 0,5-1 1-2 |
0,8 0,2 |
— |
| 4 | РТ40/6 | 1,5-3 3-6 |
0,22 0,055 |
— |
| 5 | РТ40/10 | 2,5-5 5-10 |
0,08 0,02 |
— |
| 6 | РТ40/20 | 5-10 10-20 |
0,02 0,005 |
— |
| 7 | РТ40/50 | 12,5-25 25-50 |
0,0051 0,00128 |
— |
| 8 | РТ40/100 | 25-50 50-100 |
0,00288 0,00072 |
— |
| 9 | РТ40/200 | 50-100 100-200 |
0,0032 0,0008 |
— |
| 10 | РТ40/Ф | 1,75-3,5 2,9-5,8 4,4-8,8 8,8-17,6 |
0,090 0,036 0,020 0,008 |
— |
| № п/п | Пределы уставок, А | Полное сопротивление, Ом | ||
|---|---|---|---|---|
| Фазы | ||||
| А | В | С | ||
| 1 | 0,15 | 40 | 20 | 21 |
| 2 | 0,4 | 25 | 13 | 13 |
| 3 | 1 | 14 | 7 | 7 |
| 4 | 2 | 9 | 5 | 5 |
| 5 | 4 | 6 | 2,5 | 2,8 |
| 6 | 5 | 5 | 2 | 2 |
Зависимость величины полного сопротивления от величины подаваемого тока при питании всех трех обмоток реле
| № п/п | Пределы уставок, А | Полное сопротивление, Ом | ||
|---|---|---|---|---|
| Фазы | ||||
| А | В | С | ||
| 1 | 0,15 | 40 | 20 | 21 |
| 2 | 0,4 | 25 | 13 | 13 |
| 3 | 1 | 14 | 7 | 7 |
| 4 | 2 | 9 | 5 | 5 |
| 5 | 4 | 6 | 2,5 | 2,8 |
| 6 | 5 | 5 | 2 | 2 |
Зависимость величины полного сопротивления от величины подаваемого тока при питании всех трех обмоток реле
| № п/п | Пределы уставок, А | Полное сопротивление, Ом | ||
|---|---|---|---|---|
| Фазы | ||||
| А | В | С | ||
| 1 | 1 | 1,6 | 0,9 | 0,92 |
| 2 | 3 | 0,8 | 0,35 | 0,36 |
| 3 | 5 | 0,5 | 0,25 | 0,26 |
| 4 | 7 | 0,4 | 0,17 | 0,18 |
| 5 | 15 | 0,25 | 0,08 | 0,1 |
| 6 | 25 | 0,15 | 0,06 | 0,08 |
| № п/п | Тип реле | Сопротивление обмотки реле при разных уставках | Примечание | |
|---|---|---|---|---|
| Iном, А | Z, Ом | |||
| 1 | РТ81/1 | 4 | 0,62 | — |
| 2 | РТ81/1У | 5 | 0,4 | — |
| 3 | РТ82/1 | 6 | 0,28 | — |
| 4 | РТ82/1У | 7 | 0,204 | — |
| 5 | РТ83/1 | 8 | 0,156 | — |
| 6 | РТ83/1У | |||
| 7 | РТ84/1 | 9 | 0,123 | — |
| 8 | РТ84/1У | |||
| 9 | РТ85/1 | 10 | 0,1 | — |
| 10 | РТ85/1У | |||
| 11 | РТ86/1 | |||
| 12 | РТ86/1У | |||
| 13 | РТ81/2 | 2 | 2,5 | — |
| 14 | РТ81/2У | |||
| 15 | РТ82/2 | 2,5 | 1,6 | — |
| 16 | РТ82/2У | |||
| 17 | РТ83/2 | 3 | 1,11 | — |
| 18 | РТ83/2У | 3,5 | 0,82 | — |
| 19 | РТ84/2 | 4 | 0,625 | — |
| 20 | РТ84/2У | |||
| 21 | РТ85/2 | 4,5 | 0,495 | — |
| 22 | РТ86/2 | 5 | 0,4 | — |
| № п/п | Тип реле | Сопротивление обмотки реле при разных уставках | Примечание | |
|---|---|---|---|---|
| Iном, А | Z, Ом | |||
| 1 | РТ91/1 | 4 | 1,56 | — |
| 2 | РТ91/1 | 5 | 1 | — |
| 3 | РТ91/1У | 6 | 0,695 | — |
| 4 | РТ91/1У | 7 | 0,51 | — |
| 5 | РТ95/1 | 8 | 0,39 | — |
| 6 | РТ95/1У | 9 | 0,308 | — |
| 7 | РТ95/1У | 10 | 0,25 | — |
| 8 | РТ91/2 | 2 | 6,25 | — |
| 9 | РТ91/2 | 2,5 | 4 | — |
| 10 | РТ91/2У | 3 | 2,78 | — |
| 11 | РТ91/2У | 3,5 | 2,03 | — |
| 12 | РТ95/2 | 4 | 1,56 | — |
| 13 | РТ91/2У | 4,5 | 1,24 | — |
| 14 | РТ91/2У | 5 | 1 | — |
Фильтр-реле тока обратной последовательности серии РТФ
Источник
6.1Номинальная мощность
Исходя из формул
(1) и (2), мощность трансформатора находится
в зависимости от геометрических размеров
магнитопровода (точнее от сечения
стержня), поэтому Sтропределяют по эмпирической формуле,
кВА:
кВА (6)
где к–
коэффициент, зависящий от мощности
трансформатора и марки электротехнической
стали, при холоднокатанной стали и
мощности трансформатора от 25 до 630 кВА
принимается равным от 5 до 5,3.
По полученному
приближенному значению мощности, Sтрв соответствии с ГОСТ 9680-77 определяется
номинальная мощность рассчитываемого
трансформатораSн.
Для этой номинальной мощности из таблицы
3 [1], в которой даны параметры холостого
хода и короткого замыкания трехфазных
масляных силовых трансформаторов общего
назначения, классов напряжения 10 и 36 кВ
мощностью 25-630 кВА
(ГОСТ 12022-76), выписываем параметры,
необходимые для дальнейшего расчета:
потери холостого хода, потери короткого
замыкания, ток холостого хода с учетом
выбранной схемы соединения обмоток:
Рхх=1600Вт, Ркз=7600Вт,Uкз=5%,Iхх=2.0%.
6.2 Номинальные токи трансформатора
Они определяются
исходя из номинальной мощности и
номинальных напряжений трансформатора,
А:
=18.21
А (7)
=909.88А
где Iн(вн),Iн(нн)–
номинальный ток соответственно обмоток
высшего
напряжения
(ВН) и низшего напряжения (НН), А;
Sн
– номинальная мощность
трансформатора, кВА;
Uн(вн)
,Uн(нн) –
номинальные напряжения соответственно
обмоток
высшего
(ВН) и низшего напряжения (НН), кВ.
7. Определение рациональных величин магнитной индукции в магнитной цепи трансформатора
Рациональная
величина магнитной индукции (В)
зависит от установленных ГОСТ 12022-76 для
данного трансформатора потерь (Рхх)
и тока (Iхх) холостого
хода. Для ее определенияна первом
этапепользуются рекомендациями
производства и принимают в стержнях
(Вс) по табл. 5 [1] в зависимости
от марки стали и номинальной мощности
трансформатора, Тл: Вс=1,5
Тл.
Магнитная индукция
в ярме (Вя), будет равна, Тл
=1.733
Тл (8)
На втором этапепроводится проверка принятой магнитной
индукции по Рхх(гост)иIхх(гост),
т.к. завышенная магнитная индукция
приводит к перегреву магнитопровода
трансформатора и увеличенному току
холостого хода, а заниженная – к
перерасходу обмоточных проводов, обмотка
вообще может не разместиться на заданном
магнитопроводе.
7.1 Расчет потерь в магнитопроводе (потерь холостого хода)
В ремонтной практике
для расчета потерь в магнитной системе
трансформатора пользуются формулой,
Вт
Рхх=кД(pсGс+pяGя)(9)
где кД
– коэффициент добавочных
потерь, для горячекатанной стали
кД=1,0…1,1;
для холоднокатанной кД=1,25
[2];
pс,
pя–
удельные потери в одном кг стержня и
ярма, Вт/кг, берутся по таблицам ГОСТ в
зависимости от марки стали, толщины ее
листа δ мм, частоты токаfГц, величины магнитной индукции (в
стержнях Вси ярмах Вя Тл);
Gс,
Gя– масса
стали трех стержней и двух ярм, кг.
Gc=mpclcγ=3*1.1*985/1000*7650=642.48кг
Gя=(m-1)pяlяγ=(3-1)
1.61.1757650=442.23
кг (10)
где γ
– плотность трансформаторной стали,γ=7650 кг/м
m
– число стержней магнитопровода, шт;
(m-1)
– число ярм, шт;
lя
– полная длина ярма для трехстержневого
трансформатора, м.
lя=2С+
А1=20,49+0,195=1.175
м (11)
где С–
расстояние между осями стержней, м;
А1
– ширина большого пакета
стержня, м.
Рхх=кД(pсGс+pяGя)=1,25(1.1642.48+1,6442.23)
=1767.87 Вт
Полученная по
выражению (9) величина потерь холостого
хода сравнивается с допустимой по ГОСТ,
табл. 3, при этом
Соседние файлы в папке монтаж для Чикилевского
- #
22.02.2016226 б17Desktop.ini
- #
- #
- #
22.02.201633.79 Кб39Мой трансформатор.xls
- #
22.02.201634.3 Кб28расчеты CHIKATILЫ.xls
- #
- #
Расчетный срок службы трансформатора обеспечивается при соблюдений условий:
При проектировании, строительстве, пуске и эксплуатации эти условия никогда не выполняются (что и определяет ценологическаятеория).
Содержание
- Определение номинальной мощности трансформатора
- Режимы работы трансформатора
- Перегрузки силовых трансформаторов
- Расчет номинальной мощности трансформатора
Определение номинальной мощности трансформатора
Для правильного выбора номинальной мощности трансформатора (автотрансформатора) необходимо располагать суточным графиком нагрузки, из которого известна как максимальная, так и среднесуточная активная нагрузки данной подстанции, а также продолжительность максимума нагрузки.
График позволяет судить, соответствуют ли эксплуатационные условия загрузки теоретическому сроку службы (обычно 20…25 лет), определяемому заводом изготовителем.
Для относительного срока службы изоляции и (или) для относительного износа изоляции пользуются выражением, определяющим экспоненциальные зависимости от температуры. Относительный износ L показывает, во сколько раз износ изоляции при данной температуре больше или меньше износа при номинальной температуре. Износ изоляции за время оценивают по числу отжитых часов или суток: Н=Li.
В общем случае, когда температура изоляции не остается постоянной во времени, износ изоляции определяется интегралом:
В частности, среднесуточный износ изоляции:
Влияние температуры изоляции определяет, сколько часов с данной температурой может работать изоляция при условии, что ееизнос будет равен нормированному износу за сутки:
При температуре меньше 80°С износ изоляции ничтожен и им можно пренебречь. Температура охлаждающей среды, как правило, не равна номинальной температуре и, кроме того, изменяется во времени. В связи с этим для упрощения расчетов используют эквивалентную температуру охлаждающей среды, под которой понимают такую неизменную за расчетный период температуру, при которой износ изоляции трансформатора будет таким же, как и при изменяющейся температуре охлаждающей среды в тот же период.
Допускается принимать эквивалентную температуру за несколько месяцев или год равной среднемесячным температурам или определять эквивалентные температуры по специальным графикам зависимости эквивалентных месячных температур от среднемесячных и среднегодовых, эквивалентных летних (апрель—август), осенне-зимних (сентябрь—март) и годовых температур от среднегодовых.
Если при выборе номинальной мощности трансформатора на однотрансформаторной подстанции исходить из условия
(где Рмах — максимальная активная нагрузка пятого года эксплуатации; Рр — проектная расчетная мощность подстанции), то при графике с кратковременным пиком нагрузки (0,5… 1,0 ч) трансформатор будет длительное время работать с недогрузкой. 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 с полным использованием его перегрузочной способности с учетом систематических перегрузок в нормальном режиме.
Режимы работы трансформатора
Наиболее экономичной работа трансформатора по ежегодным издержкам и потерям будет в случае, когда в часы максимума он работает с перегрузкой (эксплуатация же стремится работать в режимах, когда в часы максимума загрузки данного трансформатора он не превышает свою номинальную мощность). 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, или коэффициент заполнения суточного графика нагрузки, практически всегда меньше единицы:
В зависимости от характера суточного графика нагрузки (коэффициента начальной загрузки и длительности максимума), эквивалентной температуры окружающей среды, постоянной времени трансформатора и вида его охлаждения согласно ГОСТ допускаются систематические перегрузки трансформаторов.
Перегрузки силовых трансформаторов
Перегрузки определяются преобразованием заданного графика нагрузки в эквивалентный в тепловом отношении (рис. 3.5). Допустимая нагрузка трансформатора зависит от начальной нагрузки, максимума нагрузки и его продолжительности и характеризуется коэффициентом превышения нагрузки:
Допустимые систематические перегрузки трансформаторов определяются из графиков нагрузочной способности трансформаторов, задаваемых таблично или графически. Коэффициент перегрузки передается в зависимости от среднегодовой температуры воздуха /сп вида охлаждения и мощности трансформаторов, коэффициента начальной нагрузки кн н и продолжительности двухчасового эквивалентного максимума нагрузки tmах.
Для других значений tmax допустимый 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%я 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.
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 заводом — изготовителя. Так, трехфазные трансформаторы с расщепленной обмоткой 110 кВ мощностью 20, 40 и 63 М ВА 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.
Расчет номинальной мощности трансформатора
Номинальная мощность, MB • А, трансформатора на подстанции с числом трансформаторов п > 1 в общем виде определяется из выражения
Для сетевых подстанций, где примерно до 25 % потребителей из числа малоответственных в аварийном режиме может быть отключено, обычно принимается равным 0,75…0,85. При отсутствии потребителей III категории К 1-2 = 1 Для производств (потребителей) 1й и особой группы известны проектные решения, ориентирующиеся на 50%ю загрузку трансформаторов.
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 сут.
При этом коэффициент заполнения суточного графика нагрузки трансформаторов кн в условиях его перегрузки должен быть не более 0,75, а коэффициент начальной нагрузки кпн — не более 0,93.
Так как К1-2 < 1, а Кпер > 1 их отношение К = К 1-2 / К пер. всегда меньше единицы и характеризует собой ту резервную мощность, которая заложена в трансформаторе при выборе его номинальной мощности. Чем это отношение меньше, тем меньше будет закладываемый в трансформаторы резерв установленной мощности 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 трансформатора.
Таким образом, для двухтрансформаторной подстанции
В настоящее время существует практика выбора номинальной мощности трансформатора для двух трансформаторной подстанции с учетом значения к = 0,7, т.е.
Формально выражение (3.14) выглядит ошибочно: действительно, единица измерения активной мощности — Вт; полной (кажущейся) мощности — ВА. Есть различия и в физической интерпретации S и Р. Но следует подразумевать, что осуществляется компенсация реактивной мощности на шинах подстанции 5УР, ЗУР и что коэффициент мощности cos ф находится в диапазоне 0,92… 0,95.
Тогда ошибка, связанная с упрощением выражения (3.13) до (3.14), не превышает инженерную ошибку 10%, которая включает в себя и приблизительность значения 0,7, и ошибку в определении фиксированного Рмах
Таким образом, суммарная установленная мощность двухтрансформаторной подстанции
При этом значении к в аварийном режиме обеспечивается сохранение около 98 % Рмах без отключения неответственных потребителей. Однако, учитывая принципиально высокую надежность трансформаторов, можно считать вполне допустимым отключение в редких аварийных режимах какойто части неответственных потребителей.
При двух и более установленных на подстанции трансформаторах при аварии с одним из параллельно работающих трансформаторов оставшиеся в работе трансформаторы принимают на себя его нагрузку. Эти аварийные перегрузки не зависят от предшествовавшего режима работы трансформатора, являются кратковременными и используются для обеспечения прохождения максимума нагрузки.
Далее приведены значения кратковременных перегрузок масляных трансформаторов с системами охлаждения М, Д, ДЦ, Ц сверх номинального тока (независимо от длительности предшествующей нагрузки, температуры окружающей среды и места установки).
Аварийные перегрузки масляных трансформаторов со всеми видами охлаждения:
Для трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов указанные перегрузки относятся к наиболее нагруженной обмотке.
Электротехника / Руководство по устройству электроуста… / Мощность нагрузки установки |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Выбор номинальной мощности трансформатора
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
где 
где 