Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 5)

кВт.

кВар.

кВА.

Суммарные потери активной и реактивной мощности в трансформаторах, цеховых подстанциях и цеховых сетях до 1 кВ принимаем равным 3℅ и 10℅ полной мощности трансформируемой мощности.

(4.16)

(4.17)

кВт.

кВар.

Коэффициент одновременности максимумов для шин ГПП К_ОМ выбираем из в зависимости от величины средневзвешенного коэффициента использования К_И всей группы электроприемников, подключенной к шинам ГПП.

К_ОМ=0,85

Расчетная полная, активная и реактивная мощности завода бензинов

(4.18)

(4.19)

(4.20)

кВт.

кВар

кВА.

Реактивная мощность Q_C, поступающая от питающей энергосистемы к шинам низшего напряжения ГПП, определяется исходя из условий задания на проект и вычисленной выше расчетной активной мощности.

, (4.21)

где N – количество цехов.

tgφ_С=0,8

(4.22)

кВар.

Расчетная мощность трансформаторов ГПП.

(4.23)

11936,2 кВА.

Мощность компенсирующих устройств.

(4.24)

кВар.

Так как число отрицательное, компенсирующие устройства на стороне 6 кВ не устанавливаю.

5 Определение количества и мощности трансформаторов

5.1 Предварительный выбор количества цеховых трансформаторов на предприятии

Количество трансформаторов при практически полной компенсации реактивной мощности в сети до 1 кВ N_min и при отсутствии компенсации в сети N_max вычисляется следующим образом:

, (5.1)

Так как проектируемое предприятие 1 категории электроснабжения коэффициент загрузки цеховых трансформаторов, принимаем К_ЗТ=0,6

(5.2)

Удельная плотность нагрузки:

(5.3)

Так как удельная плотность нагрузки больше 0,2÷0,3 кВА ∕м², то рекомендуется применять трансформаторы мощностью 1000 и 1600 кВА. Число типоразмеров рекомендуется ограничить до одного – двух, так как большое их разнообразие создает неудобство в эксплуатации и затруднения в отношении резервирования и взаимозаменяемости.

Берем два типоразмера трансформаторов 1000 и 1600 кВА.

S_НОМ=1000кВА.

N_Т=15…18;

S_НОМ=1600 кВА.

N_Т=10…11;

То есть необходимо рассмотреть варианты с количеством трансформаторов N_Т=10…18.

5.2 Определение мощности конденсаторов напряжением до 1 кВ.

1)Для типоразмера 1000 кВА, N_Т=15

Число трансформаторов определяет наибольшую реактивную мощность, которая может быть передана со стороны 6 кВ в сеть низшего напряжения, при N_Т=15.

(5.4)

кВар.

Мощность компенсирующего устройства в сети напряжением до 1кВ определяется по условию баланса реактивной мощности на шинах низшего напряжения, цеховых подстанциях.

В качестве компенсирующих устройств принимаем батареи конденсаторов, мощность которых определяем из уравнения баланса реактивных мощностей.

(5.5)

кВар.

Мощность компенсирующего устройства в сети напряжением выше 1кВ определяется по условию баланса реактивной мощности на шинах вторичного напряжения ГПП.

(5.6)

кВар.

2). Для типоразмера 1000 кВА , N_Т=18

кВар.

кВар.

кВар.

3). Для типоразмера 1600 кВА , N_Т=10

кВар.

кВар.

кВар.

4). Для типоразмера 1600 кВА , N_Т=11

кВар.

кВар.

кВар

5.3 Выбор варианта количества цеховых трансформаторов

Количество трансформаторов с вторичным напряжением до 1 кВ выбирается на основании технико-экономического расчета.

Удельные приведенные затраты на компенсацию реактивной мощности в сетях до и выше 1 кВ.

Стоимость трансформаторов 1000 и 1600 кВА:

К_Т.1000=1200 тыс.руб

К_Т.1600=2000 тыс.руб

Суммарные отчисления от капитальных затрат:

Капитальные затраты для каждого варианта:

(5.7)

1)

2)

3)

4)

Как видно из расчета, самым экономичным является вариант с 15-ю трансформаторами S_НОМ.Т=1000 кВА.

5.4 Выбор мощности и местоположения трансформаторов ГПП

Мощность, местоположение и другие параметры ГПП в основном обуславливаются величиной и характером электрических нагрузок, размещением их на плане, а также производственными, архитектурно-строительными и эксплуатационными требованиями. Важно, чтобы ГПП находилась возможно ближе к центру, питаемых от нее нагрузок. Это сокращает протяженность, а следовательно, стоимость и потери в питающих и распределительных сетях электроснабжения предприятия

Положение центра нагрузок:

(5.8)

(5.9)

см

Центр нагрузок попадает на территорию, занимаемую производственными помещениями, поэтому расположение ГПП смещаю в сторону внешнего источника питания. Поскольку в данном случае глубокий ввод невозможен, то новое место расположения ГПП определяю условиями минимальной длины кабельных линий, питающих цеховые РУ, минимального расстояния до питающей ЛЭП и условиями электробезопасности, то есть выбираю расположение ГПП на западной стороне проектируемого предприятия.(Приложение 3)

Выбираем трансформатор на ГПП с 40℅ перегрузом:

(5.10)

кВА.

Выбираем трансформатор ТДН 10000/110

℅;

5.5 Определение количества трансформаторов в каждом цехе

(5.11)

кВар

Количество трансформаторов, необходимое для каждого подразделения

, (5.12)

где Р_НЦ - мощность цеха с учетом осветительной нагрузки, кВт.;

k_ЗТ – коэффициент загрузки трансформатора, 0,7;

(5.13)

Пример расчета воздушной компрессорной:

кВт.

, (5.14)

где tgφ – средневзвешенный 0,8;

(5.15)

кВар.

кВт.

Результаты расчета для других цехов в таблице 5.1

Таблица 5.1 – Количество трансформаторов в каждом цехе.

Как видно из таблицы 5.1 в цехах 1,3,6 и 7 можно обойтись без установки трансформаторов (N_РАСЧ <0,5), т. е. Питание будет осуществлятся от других цехов. В результате расстановки трансформаторов получаем, что избыточная мощность, которую могут трансформировать трансформатор 2-го цеха будет передаваться по низшему (0,38 кВ) напряжению цеху 1; трансформаторы 4-го цеха 6- му;8-го – 3-му,от 4-го- 7-му.

6 Расчет токов короткого замыкания

6.1 Составление схемы замещения и расчет ее параметров

Расчет токов короткого замыкания проводится для выбора высоковольтного оборудования и для проверки чувствительности и селективности защиты на характерном участке внутризаводской сети.

Исходные данные для расчета параметров схемы замещения:

Система С: Мощность трехфазного короткого замыкания на стороне высшего напряжения подстанции энергосистемы

S_к⁽³⁾ = 2000 MBA , k_уд⁽³⁾ =1,8

Трансформатор Т:

ТДН 10000/110 S_T.HOM = 10МВА, U_вн=115кВ, U_нн=6,3кВ,

∆ Р_К.3 = 58 кВт, u_K = 10,5%

Линия Л1: l = 2 км, r_yд = 0,306Ом/км, x_уд = 0,434 Ом/км.

Технические данные цеховых трансформаторов и расчетные характеристики кабельных линий внутризаводских распределительных сетей приведены соответственно:

ТМЗ 1000/6,3. S_T.HOM = 1000кВА, U_вн=6,3кВ, U_нн=0,38кВ,

∆ Р_К.3 = 11кВт, u_K = 5,5%

Линия Л2: l = 900м, r_yд = 0,443*10^-3 Ом/м, x_уд = 0,08*10^-3 Ом/км

Для расчета составляется схема замещения, в которую входят все сопротивления цепи КЗ.

Рисунок 6.1 Схема замещения

Определяются параметры схемы замещения в относительных единицах.

Принимаем:

MBA, кВ, кВ,S_к=2000 MBA,X0=0,4Ом/км

Найдем силу базисных токов:

(6.1)

(6.2)

Найдем базисные сопротивления:

(6.3)

(6.2)

(6.3)

Сила тока короткого замыкания до точки К1:

(6.4)

где, Iб1 – базисный ток,кА

X_бк1 – полное базисное сопротивление

Найдем ударный ток в точке К1

(6.5)

где,Куд –ударный коэфициэнт, принимаем 1,8

Найдем мощность короткого замыкания в точке К1

(6.6)

Относительное базисное сопротивление трансформатора

(6.7)

Результирующее сопротивление до точки К2

(6.6)

Сила тока короткого замыкания до точки К2

(6.7)

Ударный ток до точки К2

(6.8)

Мощность короткого замыкания до точки К2

(6.9)

Сопротивление трансформатора, в относительных еденицах

(6.10)

(6.11)

Сопротивление трансформатора в мОм

;

Сопротивление шин

;

Суммарное активное сопротивление до точки К3

(6.12)

где, rш – сопротивление шин

rтт – сопротивление первичной обмотки трансформатора тока

rр – сопротивление трехфазного рубильника

Суммарное реактивное сопротивление до точки К3

(6.13)

где, xт – реактивное сопротивление трансформатора

xтт – реактивное сопротивление трансформатора тока

xш – реактивное сопротивление шины

Полное сопротивление до точки К3

(6.14)

Сила тока короткого замыкания в точке К3

(6.15)

Сила ударного тока короткого замыкания

Мощность короткого замыкания в точке К3

(6.16)

Результаты расчетов сведены в таблицу 6.1

Таблица 6.1– Сила токов короткого замыкания

7 Выбор схемы внутреннего электроснабжения и ее параметров

7.1 Выбор схемы межцеховой сети.

Схемы электрических сетей могут выполняться радиальными и магистральными. Схема межцеховой сети должна обеспечивать надежность питания потребителей ЭЭ, быть удобной в эксплуатации. Радиальные схемы распределения электроэнергии применяются главным образом в тех случаях, когда нагрузки расположены в различных направлениях от центра питания, а также для питания крупных электроприемников с напряжением выше 1 кВ.

Магистральные схемы целесообразны при распределенных нагрузках, при близком к линейному расположению подстанций на территории предприятия, благоприятствующем возможно более прямому прохождению магистралей от ГПП до ТП.

Расчет нагрузок трансформаторов. Результаты в таблице 7.1.

Таблица 7.1 – Нагрузки трансформаторных подстанций

7.2 Выбор сечений жил кабелей распределительной сети для обоих вариантов схем

При проектировании кабельных линий используется экономическая плотность тока. В ПУЭ установлены величины экономических плотностей тока j_ЭК зависящие от материала, конструкции провода, продолжительности использования максимума нагрузки Т_НБ и региона прокладки.

Экономически целесообразное сечение определяют предварительно по расчетному току линии I_{РАС.НОРМ} нормального режима и экономической плотности тока:

(7.1)

Найденное расчетное значение сечения округляется до ближайшего стандартного.

Для обеспечения нормальных условий работы кабельных линий и правильной работы защищающих аппаратов выбранное сечение должно быть проверено по допустимой длительной нагрузке, по нагреву в нормальном и послеаварийном режимах, а также по термической стойкости при токах КЗ.

Проверка по допустимой токовой нагрузке по нагреву в нормальном и послеаварийном режимах производится по условию Iрас ≤ Iдоп. факт,

где Iрас – расчетный ток для проверки кабелей по нагреву;

Iдоп. факт – фактическая допустимая токовая нагрузка.

Расчетный ток линии определяется как

, (7.2)

где Sкаб – мощность, передаваемая по кабельной линии в нормальном или послеаварийном режиме работы; Uном – номинальное напряжение сети.

Фактическая допустимая токовая нагрузка в нормальном и послеаварийном режимах работы вычисляется по выражению

, (7.3)

где I_{доп.табл} – допустимая длительная токовая нагрузка, при F_СТ=50мм² ÷ I_ДОП=165А; F_СТ=70мм² ÷ I_ДОП=210А; F_СТ=95мм² ÷ I_ДОП=255А;

К_t – коэффициент, учитывающий фактическую температуру окружающей среды, нормативная температура для кабелей, проложенных в земле +15°С;

К_пр – коэффициент, учитывающий количество проложенных кабелей в траншее;

К_пер – коэффициент перегрузки, зависящий от длительности перегрузки и способа прокладки (в земле или в воздухе), а также от коэффициента предварительной нагрузки.

Проверка сечений по термической стойкости проводится после расчетов токов КЗ. Тогда минимальное термически стойкое токам КЗ сечение кабеля:

, (7.4)

где - суммарный ток КЗ от энергосистемы и синхронных электродвигателей: t_п=0,7 - приведенное расчетное время КЗ; С - термический коэффициент (функция) для кабелей 6 кВ с алюминиевыми жилами: поливинилхлоридная или резиновая изоляция С=78 Ас2/мм2; полиэтиленовая изоляция С=65 Ас²/мм², бумажная изоляция - 83 Ас²/мм²[4]

Из четырех полученных по расчетам сечений - по экономической плотности тока, нагреву в нормальном и послеаварийных режимах и стойкости токам КЗ - принимается наибольшее, как удовлетворяющее всем условиям.

Пример расчета:

Экономическая плотность тока j_ЭК, необходимая для расчета экономически целесообразного сечения одной КЛ определяется по нескольким условиям.

а) в зависимости от числа часов использования максимума нагрузки Тнб=6200 ч/год.

б) в зависимости от вида изоляции КЛ – изоляция из сшитого полиэтилена.

в) в зависимости от материала, используемого при изготовлении жилы кабеля – медные.

г) в зависимости от района прокладки – европейская часть России.

В результате получаем:

Для КЛ №1:

S_каб= 4703,2 кВА.

(7.5)

А

(7.6)

мм²

Таким образом, изF_ст = 300 мм²

Аналогично рассчитываются сечения для остальных кабелей.

Результаты - в таблице 7.2.

Проверка кабелей по допустимому нагреву в нормальном и послеаварийном режимах работы.

В нормальном режиме:

K_t= 1 K_ПР= 1 K_ПЕР= 0,8 I_ДЛ.ДОП= 570 А

I_{ДОП.ФАКТ}=510 А

I_расч = 453,1 А

Iрасч < Iдоп, поэтому данное сечение удовлетворяет требованиям.

В послеаварийном режиме фактический длительный допустимый ток:

K_t= 1 K_ПР= 1 K_ПЕР= 1.25 I_ДЛ.ДОП= 570 А

I_{ДОП.ФАКТ}=712,5 А

I_расч = 390,5 А

Условие I рас.пав < I доп.пав выполняется. Результаты расчета для других линий в таблице 7.2

Проверка кабелей на термическую стойкость.

Расчетное значения тока короткого замыкания в точке 2 равно 13,5 кА.

I_Σ= 13500 А

t_П - приведенное расчетное время КЗ, t_П =0,7. Для кабелей, отходящих от ГПП, t_П =1.25с.

С - термический коэффициент кабелей 6 кВ с медными жилам для

Изоляции из сшитого полиэтилена С=65 Ас²/мм².[12]

Для кабеля №1:

мм²

Таким образом, минимальное допустимое сечение кабельной линии составляет 185 мм².

Таблица 7.2 – Результаты расчетных токов, для кабельных линий

В системе электроснабжения завода применяются всего три вида сечений КЛ, поэтому требуется производить унификацию. Таким образом для прокладки внутризаводской сети используем кабели следующих сечений:

ВВГ 3*50,ВВГ 3*300,ВВГ 3*150.

7.3 Выбор оборудования электрической сети напряжением до 1 кВ

7.3.1 Подбор совокупности приемников, питаемых от ТП

Подбор совокупности электроприемников выполняем для насосной № 2. План цеха представлен в графической части проекта. Нагрузка этого цеха питается от ТП 3,ТП 4 Распределение нагрузки показано в таблице 7.6

Таблица 7.6 – электрооборудование насосной №2

8 Выбор оборудования

8.1 Выбор ограничителей перенапряжения

Для защиты оборудования подстанции от набегающих с линии импульсов грозовых перенапряжений, на стороне высшего напряжения трансформаторов Т1 и Т2, устанавливаются ограничители перенапряжений ОПН-110.

8.2 Выбор измерительных трансформаторов тока

Условия выбора и проверки:

U_ном U_{ном.сети} ;

I_ном I_max.расч ;

; (8.1)

(8.2)

Результаты выбора измерительных трансформаторов тока сведены в таблицу 7.1

Таблица 8.1 – Результаты выбора трансформаторов тока

8.3 Выбор разъединителей

Условия выбора и проверки:

U_ном U_{ном.сети} ; (8.3)

I_ном I_max.расч ; (8.4)

i_дин i_уд ; (8.5)

(8.6)

Результаты выбора разъединителей сведены в таблицу 8.2.

8.4 Выбор заземлителей

Условия выбора и проверки:

U_ном U_{ном.сети} ; (8.7)

i_дин i_уд ; (8.8)

(8.9)

Результаты выбора заземлителей сведены в таблицу 7.3.

Таблица 8.3 Результаты выбора заземлителей

8.5 Выбор трансформатора напряжения

Для выработки сигналоизмерительной информации для электрических измерительных приборов и цепей учета, защиты и сигнализации выбираем трансформатор напряжения НКФ-110-58У1.

8.6 Выбор вводных и секционных выключателей на стороне 6,3 кВ.

На 1 секции 5 потребителей

А

Выключатель марки ВВЭ – 6 – 20/1000

U_ном=6 кВ, I_ном=1000 А.

I_{ном. откл}= 20кА.

I_{тор/I кр}=40/4 кА.

i_дин=128 кА.

I_дин=40 кА.

t_св=0,075 cек.

Цена=190 тыс.руб

На 2 секции 5 потребителей

Выключатель марки ВВЭ – 6 – 20/1000

U_ном=6 кВ, I_ном=1000А.

I_{ном. откл}= 20кА.

I_{тор/I кр}=40/4 кА.

i_дин=128 кА.

I_дин=40 кА.

t_св=0,075 cек.

Цена=190 тыс.руб

8.7. Выбор выключателей на отходящих линиях

Параметры трансформаторов цеховых ТП (ТМЗ -1000/10):

S_ном=1000 кВА. U_k=5,5% , ΔP_x=2,45 кВт. U=6.3 кВ. Цена=1000 тыс.руб

Выбираю ВВЭ – 6 – 20/630

U_ном=6 кВ, I_ном=630А.

I_{ном. откл}= 20кА.

Цена=190 тыс. руб

Выключатель нагрузки ВНПу – 6/400 – 10У3

Цена=50 тыс. руб

9 Расчет основных технико – экономических показателей спроектированной сети

В этом разделе определяются основные показатели, характеризующие полные расходы денежных средств и электрооборудование, необходимое для сооружения и эксплуатации сети.

Капиталовложения на сооружение спроектированной сети:

К=К_кл+К_выкл+К_тп+К_гпп+К_бк (9.1)

К_кл=К₀∙L , (9.2)

где К₀ – укрупненный показатель стоимости сооружения 1 км линии.

К_кл=330 тыс.руб.

К_выкл – капиталовложения в ячейки КРУ с выключателями.

К_тп – стоимость КТП, включая трансформатор, дополнительное оборудование и постоянную часть затрат.

К_ГПП - капиталовложения на сооружения ГПП 110/6 кВ.

К_бк – стоимость конденсаторных батарей.

К_кл – капиталовложения на сооружения линии.

Капиталовложения для схемы 1:

К_{ВЫКЛ б}=3∙190=570 тыс.руб.

К_{ВЫКЛ в}=10∙190=1900 тыс.руб.

К_тп=8∙1000=8000 тыс. руб.

Трансформаторная подстанция 110/6 кВ выполнена по схеме мостик с разъединителями в перемычке и в цепях трансформаторов,К_ору=2000 тыс.руб,

К_тр=8000 тыс.руб. , К_пост=3500 тыс.руб.

К_гпп=К_ору+К_тр+К_пост (9.3)

К_гпп=2000+2∙8000+3500=21500 тыс.руб.

К_∑=33200 тыс.руб

Эксплуатационные издержки

_вк=0,028 _кл=0,063 _пст=0,094 _тп=0,104

И_кл= _кл∙К_кл (9.4)

И_кл=0,063∙330=20,8тыс.руб./год.

И_гпп=_пст∙(К_гпп+К_выкл) (9.5)

И_гпп=0,094∙(21500+570+1900)=2253 тыс.руб./год.

И_тп=_тп∙(К_гпп+К_выкл)

И_тп=0,104∙(21500+570)=2295,3 тыс.руб./год.

И=И_кл+И_гпп+И_тп (9.6)

И=20,8+2253,3+2295=4569,1 тыс.руб./год.

Годовые потери в сети:

∆Р_∑=24673,8-2079,25-2035,32-1184,82-2055,22-1195,62-1591-2102-528-426,22-472,86-773-1133,5-491,22-2103-1231,22-2134-2504=633,55 кВт.

∆Р^`_∑=100∙∆Р_∑ / Р_н∑

∆Р^`_∑=633,55 / 24673,8∙100%=2,56 %

Потери холостого хода:

∆Р_х=к∙∆Р_хтр1+к∙∆Р_хтр2, (9.7)

где: к – количество трансформаторов.

∆Р_хтр1 и ∆Р_хтр2 – потери х.х. трансформаторов 1000 кВА и 10000 кВА.

∆Р_х=8∙2,45+2∙10=39,6 кВт.

Нагрузочные потери:

∆Р_н∑=633,55-39,6=593,4 кВт.

Время наибольших потерь: τ=3200 ч

∆W_Σ=ΔP_нΣ∙τ+ΔP_х∙Т_год (9.8)

∆W_Σ=593,4∙3200+39,6∙8760=536776 Вт ч / год.

∆W`_Σ=100∙∆W_Σ / Р_нΣ∙Т (9.9)

З`_эi=2,2 коп/кВт ч; З``_эi=1,7 коп/кВт ч.

И_пот=(2,2∙492,85∙3200+1,7∙140,65∙8760)∙10^-5=55,64 тыс.руб./год.

Суммарные издержки спроектированной заводской сети.

И_Σпп=И_Σ+И_пот (9.10)

И_Σпп=316,73+55,64=372,37 тыс.руб / год.

Удельная стоимость электроэнергии будет определятся как:

С=И_Σпп / ∆W_Σ

коп /кВт ч.

Эксплуатационные издержки для схемы 2:

И_кл=817,15∙0,063=51,48 тыс.руб./год.

И_гпп=0,094∙(460+57+437)=89,676 тыс.руб./год.

И_тп=0,104∙(1073+315)=144,35 тыс.руб./год.

И=51,48+89,676+144,35=285,5 тыс.руб./год.

Годовые потери в сети:

∆Р_∑=24673,8-2079,25-2035,32-1184,82-2055,22-1195,62-1591-2102-528-426,22-472,86-773-1133,5-491,22-2103-1231,22-2134-2504=633,55 кВт.

∆Р^`_∑=100∙∆Р_∑ / Р_н∑

∆Р^`_∑=633,55 / 24673,8∙100%=2,56 %

Потери холостого хода:

∆Р_х=37∙2,45+2∙25=140,65 кВт.

Нагрузочные потери:

∆Р_н∑=633,55-140,65=492,85 кВт.

Время наибольших потерь: τ=3200 ч.

∆W_Σ=ΔP_нΣ∙τ+ΔP_х∙Т_год (9.11)

∆W_Σ=492,85∙3200+140,65∙8760=2809214 Вт ч / год.

∆W`_Σ=100∙∆W_Σ / Р_нΣ∙Т (9.12)

З`_эi=2,2 коп/кВт ч; З``_эi=1,7 коп/кВт ч.

И_пот=(2,2∙492,85∙3200+1,7∙140,65∙8760)∙10^-5=55,64 тыс.руб./год.

Суммарные издержки спроектированной заводской сети.

И_Σпп=И_Σ+И_пот (9.13)

И_Σпп=285,5+55,64=341,146 тыс.руб / год.

Удельная стоимость электроэнергии будет определятся как:

С=И_Σпп / ∆W_Σ

коп /кВт ч.

Эксплуатационные издержки схемы 2 на 9% выгодней схемы 1

Суммарные потери активной мощности и энергии составляют:

ΔР`<sub>Σ</sub>=2,56 % , ΔW`_Σ=2,42 %

Таблица 9.3 – Основные показатели спроектированной сети

10 Релейная защита и автоматика

Защита трансформаторов.

Повреждения и ненормальные режимы работы:

Виды повреждений. Основными видами повреждений в трансформаторах и автотрансформаторах являются: замыкания между фазами внутри кожуха трансформатора (трехфазного) и на наружных выводах обмоток; замыкания в обмотках между витками одной фазы (витковые замыкания); замыкания на землю обмоток или их наружных выводов; повреждения магнитопровода трансформатора, приводящие к появлению местного нагрева и "пожару стали". Опыт показывает, что КЗ на выводах и витковые замыкания в обмотках происходят наиболее часто. Междуфазные повреждения внутри трансформаторов возникают значительно реже. В трехфазных трансформаторах они хотя и не исключены, но маловероятны вследствие большой прочности междуфазной изоляции. В трансформаторных группах, составленных из трех однофазных трансформаторов, замыкания между обмотками фаз практически невозможны.

При витковых замыканиях токи, идущие к местам повреждения от источников питания, могут быть небольшими. Чем меньше число замкнувшихся витков w_a, тем меньше будет ток, приходящий из сети.

Виды ненормальных режимов. Наиболее частым ненормальным режимом работы трансформаторов является появление в них сверхтоков, т. е. токов, превышающих номинальный ток обмоток трансформатора. Сверхтоки в трансформаторе возникают при внешних КЗ, качаниях и перегрузках. Последние возникло вследствие самозапуска электродвигателей, увеличения нагрузки в результате отключения параллельно работающего трансформатора, автоматического подключения нагрузки при действии АВР и т. п.

Внешние КЗ. При внешнем КЗ, вызванном повреждением на шинах трансформатора или не отключившимся повреждением на отходящем от шин присоединении, по трансформатору проходят токи КЗ J_K > /_Ном> которые нагревают его обмотки сверх допустимого значения, что может привести к повреждению трансформатора. В связи с этим трансформаторы должны иметь РЗ от внешних КЗ, отключающую трансформатор.

Защита от внешних КЗ осуществляется при помощи МТЗ, МТЗ с блокировкой минимального напряжения, дистанционной РЗ, токовых РЗ нулевой и обратной последовательностей. В зону действия РЗ от внешних КЗ должны входить шины подстанций (I участок) и присоединения, отходящие от этих шин (II участок). Эти РЗ являются также резервными от повреждений в трансформаторе.

Перегрузка. Время действия РЗ от перегрузки определяется только нагревом изоляции обмоток. Масляные трансформаторы допускают длительную перегрузку на 5%. В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка в следующих пределах:

Кратность перегрузки............ ……….. 1,3 1,6 1,75 2 3

Допустимое время перегрузки, мин . . 120 45 20 10 1,5

Из этих данных видно, что перегрузку порядка (1,5-2)Iном можно допускать в течение значительного времени, измеряемого десятками минут. Наиболее часто возникают кратковременные, само ликвидирующиеся перегрузки, неопасные для трансформатора ввиду их непродолжительности, например перегрузки, вызванные самозапуском электродвигателей или толчкообразной нагрузкой (электропоезда, подъемники и т. п.). Отключения трансформатора при таких перегрузках не требуется. Более длительные перегрузки, вызванные, например, автоматическим подключением нагрузки от АВР, отключением параллельно работающего трансформатора и др., могут быть ликвидированы обслуживающим персоналом, который располагает для этого достаточным временем. На подстанциях без дежурного персонала ликвидация длительной перегрузки должна производиться автоматически от РЗ отключением менее ответственных потребителей или перегрузившегося

Характеристики

Список файлов ВКР