1 УТВЕРЖДАЮ

1
Кафедра «Электроснабжение»
УТВЕРЖДАЮ
Первый проректор –
Проректор по учебной работе
_______________Е.А. Кудряшов
«____»________________2010 г.
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА
(ПРОИЗВОДСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ)
Методические указания по выполнению контрольных работ
для студентов по специальности 140211 заочной формы обучения
Курск 2010
2
Составитель: Н.В. Хорошилов
УДК 621.311
М 54
Рецензент:
Кандидат технических наук, доцент кафедры «Электроснабжение»
В.Н. Алябьев
Электроэнергетика (Производство электроэнергии) [Текст]:
методические указания по выполнению контрольных работ /
Курск. гос. техн. ун-т; сост.: Н.В. Хорошилов. Курск, 2010. 32 с.,
ил. 5, табл. 5, прилож. 1. Библиогр.: с. 26.
Содержат сведения об экономическом режиме, параллельной работе и
методике выбора силовых трансформаторов на подстанциях.
Методические указания соответствуют содержанию программы курса
«Электроэнергетика».
Предназначены для студентов специальности 140211 заочной формы
обучения.
Текст печатается в авторской редакции
Усл.печ.л.
Подписано в печать
. Формат 60х84 1/16.
.Уч.–изд.л.
Тираж 100 экз. Заказ.
Бесплатно.
Курский государственный технический университет.
305040, г. Курск, ул. 50 лет Октября, 94.
3
СОДЕРЖАНИЕ
Перечень принятых сокращений ……………………….
Введение…………………………………………….…....
1. Выбор силовых трансформаторов…….…………….…
1.1. Приближенный выбор по аварийной перегрузке…...
1.2. Расчет графика нагрузки для нормального режима...
1.3. Корректировка заданного графика нагрузки для
послеаварийного режима………………………………….
1.4. Определение параметров двухступенчатого прямоугольного графика нагрузки для послеаварийного режима...
1.5. Определение возможности аварийных перегрузок...
1.6 Окончательный выбор типа и мощности…………….
2. Параллельная работа трансформаторов………….……
3. Экономический режим работы трансформаторов……
4. Задания к контрольной работе…………………………
5. Контрольные вопросы………………………………….
Библиографический список………...………………..….
Приложения …………………………………………..….
стр.
4
5
6
7
7
7
8
10
12
15
18
23
25
26
27
4
ПЕРЕЧЕНЬ ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ
ВН – высшее напряжение,
НН – низшее напряжение,
СН – среднее напряжение,
КЗ – короткое замыкание,
ПС – понижающая трансформаторная подстанция,
РПН – устройство регулирования напряжения под нагрузкой,
ГН – график нагрузки,
ПАВ – послеаварийный режим,
П – приложение,
М – естественная циркуляция масла и воздуха,
Д – принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла,
ДЦ – принудительная циркуляция воздуха и масла с ненаправленным потоком масла,
МУ– методические указания,
ПБВ – регулирование напряжения путем переключения числа
витков обмоток без возбуждения,
Ц – принудительная циркуляция воды и масла с ненаправленным потоком масла.
5
ВВЕДЕНИЕ
С каждым годом неуклонно увеличивается потребность в
электроэнергии, что заставляет уделять большое внимание вопросам проектирования энергетических объектов и экономическому
режиму работы трансформаторов.
Силовые трансформаторы относятся к основному электрооборудованию, поэтому потери электроэнергии в них значительны,
что вызывает необходимость снижать их до возможного минимума
следующими путями:
– правильный выбор мощности и числа трансформаторов;
– рациональный режим их работы;
– исключение холостых ходов при малых нагрузках.
Значительную экономию электроэнергии в трансформаторах
можно получить, используя экономически целесообразный режим
их работы. Суть этого режима состоит в том, что в зависимости от
суммарной нагрузки в работе будет находиться определенное число одновременно работающих трансформаторов, обеспечивающих
минимум потерь электроэнергии в этих трансформаторах (или минимум приведенных затрат). В реальных условиях значение допустимой нагрузки выбирают в соответствии с графиком нагрузки,
коэффициентом начальной нагрузки и в зависимости от температуры окружающей среды.
Настоящие МУ посвящены выбору количества, типа, мощности трансформатора, а также экономическому режиму, параллельной работе силовых трансформаторов и могут быть использованы
студентами специальности 140211 «Электроснабжение» при выполнении ими контрольной работы, а также курсовых проектов.
Задания на контрольную работу приведены в приложении А.
6
1. ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Совокупность допустимых для трансформатора нагрузок и
перегрузок по току в условиях, отличных от номинальных, называется нагрузочной способностью.
Номинальными приняты условия, при которых среднегодовая
температура охлаждающего воздуха равна плюс 20°С. Срок службы силовых трансформаторов составляет 25 лет и определяется в
основном сроком службы изоляции [3].
На большей части территории нашей страны температура
охлаждающего воздуха в зимнее время достигает от минус 5 до
минус 15°С, а среднегодовая температура от плюс 8 до плюс 15°С.
Если трансформатор будет установлен в условиях со среднегодовой температурой воздуха меньшей плюс 20°С, например,
плюс 8°С, то его срок службы увеличится до 40–50 лет. За это время трансформатор морально и физически устареет. Поэтому более
целесообразным является режим систематических (ежедневных)
нагрузок (перегрузок), который предусматривает увеличенные
нагрузки, превышающие номинальную мощность трансформатора
в течение нескольких часов.
Аварийные перегрузки вызывают повышенный износ витковой изоляции, что может привести к сокращению нормированного
срока службы трансформатора, если повышенный износ впоследствии не компенсирован нагрузкой с износом изоляции ниже нормального.
Поэтому выбор мощности силовых трансформаторов делают
с расчетом систематических нагрузок и аварийных перегрузок по
ГОСТ 14209–97. В контрольной работе проверка силового трансформатора достаточна по аварийным перегрузкам.
Наиболее часто проектируются двухтрансформаторные ПС,
другое количество силовых трансформаторов применяется редко и
должно быть экономически обосновано, при этом трансформаторы
выбираются однотипными и располагаются обычно на открытой
части ПС.
7
1.1. Приближенный выбор по аварийной перегрузке
Сначала следует проделать приближенный выбор мощности и
типа силовых трансформаторов в следующем порядке:
а) вычислить расчетную мощность трансформатора по
формуле [2, 5]:
Sp 
Pmax  K I,II,III 1000
,кВА,
cos   (N  1 )  K п
(1.1)
где Pmax – заданная максимальная нагрузка, МВт (см. приложение
А, табл. А.3),
K I,II,III – коэффициент участия в максимальной нагрузке потребителей I и II категорий и 70% потребителей III категории,
cos – коэффициент мощности (см. приложение А, табл. А.4),
N – количество трансформаторов на ПС,
K п – коэффициент аварийной перегрузки, равный 1,3–1,5 [1];
б) округлить расчетную мощность трансформатора до ближайшего стандартного номинального значения Sном [2, 3, 4, 6, 7];
в) выбрать тип понижающего трансформатора с устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) в зависимости от заданных величин ВН и НН и номинальной мощности [2,
3, 4, 6, 7].
1.2. Расчет графика нагрузки для нормального режима
График нагрузки (ГН) для нормального режима (см. приложение А, рис. А.1), заданный в процентах, необходимо выразить в
именованных единицах полной мощности, учитывая, что 100% соответствуют максимальной полной нагрузке, вычисляемой по формуле:
S max 
Pmax  1000
,МВ  А .
cos 
(1.2)
1.3. Корректировка заданного графика нагрузки для послеаварийного режима
Необходимо провести корректировку заданного графика
нагрузки для послеаварийного режима. Послеаварийный режим
8
наступает после повреждения в силовом трансформаторе и отключения его релейной защитой.
На время ремонта поврежденного трансформатора или его
замены часть малоответственных потребителей III категории могут
быть переведены в режим работы «провала» в ночное время заданного ГН без ущерба для технологического процесса промышленного предприятия.
В контрольной работе принять, что нагрузка группы малоответственных потребителей составляет 30% нагрузки потребителей
III категории, а их ГН в послеаварийном режиме соответствует ГН,
изображенном на рисунке А.1 (приложение А).
Для повышения надежности электроснабжения потребителей
кроме основного источника питания должен быть и резервный, от
которого можно получить необходимый процент резервной мощности.
В результате этого ГН в именованных единицах должен быть
скорректирован с учетом заданного процента резерва. Но если силовой трансформатор не пройдет по аварийной перегрузке, то далее необходимо перевести группу малоответственных потребителей III категории из нормального режима в послеаварийный режим.
1.4. Определение параметров двухступенчатого прямоугольного графика нагрузки для послеаварийного режима
Пример преобразования заданного ГН в двухступенчатый
прямоугольный ГН показан на рисунке 1.1.
На ГН (рис. 1.1) нанести горизонтальную прямую с ординатой, равной S ном . Верхняя часть ГН, отсекаемая проведенной прямой ( S ном ), является зоной максимальных нагрузок послеаварийного режима, т. е. зоной аварийных перегрузок силового трансформатора.
Вычислить эквивалентную нагрузку в зоне максимальных
нагрузок послеаварийного режима для силового трансформатора
можно по формуле:
(S1//ппа )2t1//ппа  (S 2// ппа )2t 2// ппа  ...  (S k//п п )2t k//п п
S Э 2 пав 
, МВ·А, (1.3)
t1//ппа  t 2// ппа  ...  t k//п п
9
где S1//пав , S 2//пав , ..., S k//пав – нагрузки в МВ·А на различных ступенях ГН продолжительностью t1//пав , t2//пав , ..., t k// пав соответственно
в зоне максимальных систематических нагрузок послеаварийного
режима (зона аварийных перегрузок силового трансформатора).
заданный ГН нормального режима,
ступенчатый прямоугольный ГН
ГН ПАВ,
двух-
Рис. 1.1. Пример преобразования графика нагрузки
На ГН нанести горизонтальную прямую с ординатой, равной
S Э2пав . Определить продолжительность аварийной перегрузки ha,
отметив ее на ГН. Она может состоять из нескольких участков.
В этом случае при вычислении S Э2пав учитываются все участки максимальной нагрузки послеаварийного режима, а продолжительность аварийной перегрузки hà определяется как сумма интервалов времени h1а , h2 а , ..., hnа на отдельных участках ГН, как,
например, на рисунке 1.1:
hа  h1а  h2 а , ч.
(1.4)
10
Вычислить эквивалентную нагрузку в зоне начальной нагрузки послеаварийного режима для силового трансформатора по формуле:
(S1/ пав )2t1/ пав  (S 2/ пав )2t 2/ пав  ...  (S n/ пав )2t n/ пав
S Э1 пав 
, МВ·А, (1.5)
t1/ пав  t 2/ пав  ...  t n/ пав
где S1/ пав , S 2/ пав , ..., S n/ пав – нагрузки на различных ступенях суточного
ГН
продолжительностью
соответственно
t1/ пав , t 2/ пав , ..., t n/ пав в зоне начальной нагрузки послеаварийного
режима.
При вычислении SЭ1 пав следует учесть все ступени, относящиеся к начальной нагрузки до начала максимальной нагрузки послеаварийного режима, в перерывах между максимальными
нагрузками послеаварийного режима и после них, т.е. должно выполняться равенство
t1/ ппа  t2/ ппа  ...  tn/ п п  hа  24 ч .
(1.6)
Вычислить расчетные коэффициенты:
K1а  S Э1 пав /S ном ,
(1.7)
K 2 а  S Э 2 пав /S ном .
(1.8)
Если окажется, что K1а  1, увеличить номинальную мощность силового трансформатора до следующей стандартной величины.
1.5. Определение возможности аварийных перегрузок
Возможность аварийных перегрузок определить по ГОСТ
14209-97.
Для этого:
а) скорректировать заданную эквивалентную зимнюю температуру  ЭК в зависимости от системы охлаждения силового трансформатора по графику (рис. 1.2), если она отрицательная, т.к. условия охлаждения силового трансформатора зависят от вида системы
охлаждения.
Для каждого района нашей страны имеются летние, зимние,
11
среднемесячные и среднегодовые эквивалентные температуры
охлаждающего воздуха, значения которых помещены в справочные
таблицы. Поскольку на большинстве главных понизительных подстанциий силовые трансформаторы расположены на открытом воздухе, температура окружающего воздуха является температурой
охлаждающего воздуха;
 СЭК , ºС
OFAF (ДЦ)
-15
-10
ONAN (М)
ONAF (Д)
-5
0
-5
-10
-15
-20
 ЭК , ºС
Рис. 1.2 График корректировки эквивалентной температуры
б) определить допустимый коэффициент аварийных перегрузок K 2// по таблице 1.1, используя значения эквивалентной  ЭК или
эквивалентной скорректированной зимней температуры  СЭК , продолжительность аварийной перегрузки ha, коэффициент начальной
нагрузки послеаварийного режима K1а .
Для промежуточных значений K 2// и эквивалентной температуры окружающей среды, т.е. в интервале между указанными их
значениями в таблице 1.1 K 2// следует определять линейной интерполяцией;
в) сопоставить расчетный коэффициент K 2 а с допустимым
коэффициентом K 2// , возможность аварийных перегрузок определяется условием:
K 2 а  K 2// .
(1.9)
Реальным проектированием предусмотрена проверка систематических нагрузок и аварийных перегрузок как для зимнего, так
12
и для летнего периода.
В контрольной работе достаточно проделать проверку только
для зимнего периода;
г) увеличить номинальную мощность силового трансформатора до следующей стандартной величины, если аварийные перегрузки оказались недопустимыми;
д) проделать определение нагрузок послеаварийного режима
для силового трансформатора увеличенной номинальной мощности, если это целесообразно;
е) уменьшить номинальную мощность силового трансформатора до предыдущей стандартной величины, если аварийные перегрузки оказались допустимыми;
ж) проделать определение нагрузок послеаварийного режима
для силового трансформатора уменьшенной номинальной мощности, если это целесообразно.
1.6 Окончательный выбор типа и мощности
На основании расчетов, проверок и сопоставлений сделать
окончательный вывод о выбранном типе и мощности силовых
трансформаторов.
13
Таблица 1.1. Нормы допустимых аварийных перегрузок силовых
трансформаторов /K2///
Эквивалентная температура охл. среды, оС
1
– 20
– 10
0
+ 10
– 20
– 10
0
Система охлаждения ONAN (M)
0,25 0,5
0,7
0,8
К1а
продолжительность
аварийной
К2//
перегрузки, ч
2
3
4
5
6
1,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
4,0
1,8
1,8
1,8
1,8
8,0
1,7
1,7
1,7
1,7
24,0
1,6
1,6
1,6
1,6
1,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
1,9
1,9
4,0
1,8
1,8
1,7
1,7
8,0
1,6
1,6
1,6
1,6
24,0
1,6
1,6
1,6
1,6
1,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
1,9
1,9
1,9
1,8
4,0
1,7
1,7
1,7
1,6
8,0
1,6
1,6
1,5
1,5
24,0
1,5
1,5
1,5
1,5
1,0
2,0
2,0
2,0
1,9
2,0
1,9
1,8
1,8
1,7
4,0
1,6
1,6
1,6
1,6
8,0
1,5
1,5
1,5
1,5
24,0
1,4
1,4
1,4
1,4
Система охлаждения ONAF (Д)
1,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
1,9
1,8
1,8
1,8
4,0
1,6
1,6
1,6
1,6
8,0
1,5
1,5
1,5
1,5
24,0
1,5
1,5
1,5
1,5
1,0
2,0
2,0
1,9
1,9
2,0
1,8
1,7
1,7
1,7
4,0
1,6
1,6
1,5
1,5
8,0
1,5
1,5
1,5
1,5
24,0
1,5
1,5
1,5
1,5
1,8
1,8
1,8
1,8
1,0
1,7
1,7
1,6
1,6
2,0
1,5
1,5
1,5
1,5
4,0
1,4
1,4
1,4
1,4
8,0
24,0
1,4
1,4
1,4
1,4
0,9
1
7
2,0
2,0
1,8
1,7
1,6
2,0
1,9
1,7
1,6
1,6
2,0
1,8
1,6
1,5
1,5
1,9
1,7
1,6
1,5
1,4
8
2,0
1,9
1,8
1,7
1,6
2,0
1,9
1,7
1,6
1,6
1,9
1,8
1,6
1,5
1,5
1,8
1,7
1,5
1,5
1,4
1,9
1,7
1,6
1,5
1,5
1,8
1,7
1,5
1,5
1,5
1,7
1,6
1,5
1,4
1,4
1,9
1,7
1,6
1,5
1,5
1,8
1,6
1,5
1,5
1,5
1,7
1,6
1,5
1,4
1,4
14
Окончание табл. 1.1
1
+ 10
– 20
– 10
0
+ 10
2
3
4
5
1,0
1,8
1,8
1,7
2,0
1,6
1,6
1,5
4,0
1,4
1,4
1,4
8,0
1,3
1,3
1,3
24,0
1,3
1,3
1,3
Система охлаждения OFAF (ДЦ)
1,0
1,7
1,6
1,6
2,0
1,6
1,6
1,6
4,0
1,5
1,5
1,5
8,0
1,5
1,5
1,5
24,0
1,5
1,5
1,5
1,0
1,7
1,6
1,6
2,0
1,5
1,5
1,5
4,0
1,5
1,4
1,4
8,0
1,4
1,4
1,4
24,0
1,4
1,4
1,4
1,0
1,6
1,6
1,6
2,0
1,5
1,5
1,4
4,0
1,4
1,4
1,4
8,0
1,4
1,4
1,4
24,0
1,4
1,4
1,4
1,0
1,5
1,5
1,5
2,0
1,4
1,4
1,4
4,0
1,3
1,3
1,3
8,0
1,3
1,3
1,3
24,0
1,3
1,3
1,3
6
1,7
1,5
1,4
1,3
1,3
7
1,6
1,5
1,4
1,3
1,3
8
1,6
1,5
1,4
1,3
1,3
1,6
1,6
1,5
1,5
1,5
1,6
1,5
1,4
1,4
1,4
1,5
1,4
1,4
1,4
1,4
1,5
1,4
1,3
1,3
1,3
1,6
1,6
1,5
1,5
1,5
1,6
1,5
1,4
1,4
1,4
1,5
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,3
1,3
1,3
1,6
1,5
1,5
1,5
1,5
1,6
1,5
1,4
1,4
1,4
1,5
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,3
1,3
1,3
15
2. ПАРАЛЛЕЛЬНАЯ РАБОТА ТРАНСФОРМАТОРОВ
При параллельной работе двух или нескольких двухобмоточных трансформаторов выходы их обмоток, относящиеся к одноименным фазам, соединяются между собой как на стороне ВН, так
и на НН. Обычно это соединение выполняется на общих, с каждой
стороны, шинах подстанции.
Для параллельной работы трехобмоточных трансформаторов
подобные соединения должны быть выполнены у обоих трансформаторов соответственно на каждой из трех сторон напряжения (на
стороне ВН, СН, НН). Если у трансформаторов соединяются одноименные выводы обмоток только одной стороны напряжения, то
при этом получается их совместная, но не параллельная работа.
Несоблюдение условий параллельной работы вызывает уравнительные токи в обмотках включаемых трансформаторов или неравномерное распределение нагрузок и тем большей величины,
чем больше отклонение от установленных допусков.
Если напряжения обмоток НН трансформаторов не равны, то
величина уравнительного тока будет


I ур 


U1  U 2
,
z к1  z к 2
(2.1)

где U 1 и U 2 – комплексы вторичных напряжений первого и второго трансформаторов;
zк1 и z к 2 – комплексы сопротивления трансформаторов.
Модуль сопротивления z к трансформаторов определяется
приближенно по упрощенной схеме замещения (из опыта КЗ)
zк 
uк % U ном
,

100 I ном
(2.2)
где u к % – напряжение короткого замыкания;
U ном и I ном – номинальные напряжение и ток трансформатора.
При неравенстве напряжений короткого замыкания u к % общая нагрузка распределяется между трансформаторами неравномерно, т. е. непропорционально номинальным мощностям транс-
16
форматоров. Нагрузки будут распределяться обратно пропорционально величинам напряжений короткого замыкания трансформаторов. В связи с этим трансформаторы меньших мощностей, имеющие обычно меньшее напряжение короткого замыкания, оказываются перегруженными, а более мощные – недогруженными.
При параллельном включении трансформаторов с равными
напряжениями обмоток ВН и НН и с одинаковыми u к % , но принадлежащих к различным группам соединений обмоток, между
трансформаторами возникает уравнительный ток
I ур 
U
,
zк1  zк 2
(2.3)
где U  2U ном sin  / 2 – напряжение между одноименными зажимами трансформаторов, определяемое из векторной диаграммы рисунка 2.1 при равенстве модулей напряжений U1  U 2 ;
 – угловое смещение векторов линейных напряжений трансформаторов с неодинаковыми группами соединений;
zк1 и z к 2 – сопротивления трансформаторов.
Рис. 2.1. Векторная диаграмма напряжений при параллельном
включении трансформаторов с разными группами соединений
Если подставить в это уравнение выражение z к (2.2), то при
равенстве u к % и номинальных токов трансформаторов можно получить приближенное выражение для определения уравнительного
тока
I ур 
200 sin  / 2
100 sin  / 2
или I ур 
 I ном .
uк1% uк 2%
u
к%

I1ном I 2 ном
(2.4)
17
Из этого выражения видно, что уравнительные токи при неодинаковых группах соединений достигают очень больших величин.
Так, при угловом смещении векторов линейных напряжений
включаемых трансформаторов  =180° (трансформаторы включены с группами соединений  / 0  0 и  /   6 ) имеет место короткое замыкание на выводах трансформаторов. Так как u к % лежит
в пределах 5–10%, то уравнительный ток при этом достигает 20–
10-кратной величины по отношению к номинальному току трансформатора.
Этот случай включения трансформаторов при  =180° является наиболее тяжелым; в других случаях, при меньших угловых
смещениях  , уравнительные токи хотя и будут меньше, но все же
недопустимо велики.
Так, например, если угловое смещение у трансформаторов
различных групп составляет 30°, то для этого угла сдвига уравнительный ток будет равен
I ур
100 sin 15о
100  0,259
25,9

 I ном 
 I ном 
 I ном.
uк %
uк %
uк %
При расчете распределения токов нагрузки следует иметь в
виду, что напряжения короткого замыкания трехобмоточных
трансформаторов при различных мощностях отдельных обмоток
всегда должны быть приведены к обмотке большей номинальной
мощности [1, 2, 3, 8].
18
3. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РЕЖИМ РАБОТЫ
ТРАНСФОРМАТОРОВ
При эксплуатации и проектировании подстанций необходимо
предусматривать экономически целесообразный режим работы
трансформаторов, который определяется их параметрами и нагрузкой подстанции.
Значительные суточные снижения нагрузки подстанций
обычно приходятся на весенне-летний период. В такие периоды
снижения нагрузок трансформаторы подстанции оказываются длительное время недогруженными, что, как известно, вызывает в них
относительное увеличение потерь энергии. Очевидно, что в таких
случаях не все трансформаторы подстанции должны находиться в
работе, а только часть, соответствующая мощности нагрузки. При
любой нагрузке подстанции число включенных трансформаторов
должно быть таким, чтобы потери мощности в них были наименьшими.
Определение наиболее выгодного по экономическим соображениям числа параллельно включенных трансформаторов производится с учетом активных и реактивных потерь в них. Потери активной мощности в трансформаторе прямо связаны с уменьшением
активной мощности, отдаваемой потребителю.
Потери в трансформаторе разделяются на постоянные – в стали магнитопровода (не зависящие от нагрузки) и переменные – в
обмотках, которые изменяются в зависимости от квадрата нагрузки
трансформатора:
2
S 
рт  рст  роб   .
 Sн 
(3.1)
Трансформатор потребляет намагничивающий ток (сталь и
обмотки), и потребление реактивной мощности косвенно вызывает
увеличение активных потерь в цепи трансформатора.
Для того чтобы передать реактивную мощность от места ее
генерирования до трансформатора, нужно затратить активную
мощность на покрытие потерь в сети. Увеличение реактивного потребления в трансформаторах связано с увеличением общего тока в
проводах и, следовательно, с возрастанием активных потерь.
19
Реактивная мощность холостого хода, обусловленная намагничиванием стали сердечника трансформатора, пропорциональна
току холостого хода и номинальной мощности трансформатора:
iхх%
Sн .
(3.2)
100
Реактивное потребление, связанное с протеканием тока
нагрузки через индуктивное сопротивление обмотки, пропорционально напряжению короткого замыкания u к % :
qст 
uк %
Sн .
(3.3)
100
Таким образом, потребление реактивной мощности в трансформаторах увеличивает потоки реактивной мощности в звеньях
системы и поэтому вызывает в них повышение потерь активной
мощности.
Это повышение потерь учитывается коэффициентом k э ,
называемым экономическим эквивалентом реактивной мощности.
Экономический эквивалент учитывает потери активной мощности, связанные с передачей 1 кВАр реактивной мощности из сети до трансформатора, и выражается в кВт/кВАр. Значения экономического эквивалента приведены на схеме-таблице рисунка 3.1. В
скобках даны значения k э в часы минимума нагрузки.
Потери мощности в цепи трансформатора с учетом потребления трансформатором реактивной мощности называются приведенными:
рп.ст.  рст  k э qст – приведенные потери в стали трансформатора;
рп.об.  роб  k э qоб – приведенные потери в обмотках трансформатора.
После внесения указанных значений потерь в формулу (3.1)
приведенные потери в трансформаторе будут:
qоб 
2
S 
рп  ( рст  k э qcт )  ( роб  k э qоб )  .
 Sн 
(3.4)
Трансформатор может иметь наибольший к.п.д. в таком ре-
20
жиме, когда постоянные потери сравняются с переменными потерями.
Нагрузка трансформатора, при которой потери холостого хода равны потерям короткого замыкания называется, экономической
( S эк ).
Рис. 3.1. Схема-таблица значений экономического
эквивалента
Тогда условие режима наименьших потерь будет:
2
рст  k э qcт
S 
 ( роб  k э qоб ) эк  .
 Sн 
(3.5)
Отсюда определяется экономическая нагрузка трансформатора, когда общие потери в нем будут наименьшими:
S эк  S н
рст  k э qcт
.
роб  k э qоб
(3.6)
На подстанции с трансформаторами одинакового типа и
мощности число включенных трансформаторов может быть опре-
21
делено из уравнения потерь.
Нагрузка подстанции S, при которой экономически выгодно
переходить с п трансформаторов на п+1, определяется из равенства
потерь мощности при п и п+ 1 трансформаторах:
2
S 
1
n( рст  k э qcт )  ( роб  k э qоб )  
n
 Sн 
2
(n  1)( рст  k э qcт ) 
S 
1
( роб  k э qоб )  .
n 1
 Sн 
(3.7)
Решая это уравнение относительно S, находим:
S  S н n(n  1)
рст  k э qcт
.
роб  k э qоб
(3.8)
Таким образом, когда нагрузка подстанции превысит S, кВА,
то параллельно к п работающим трансформаторам экономически
целесообразно подключить еще один.
Потери в трехобмоточных трансформаторах определяются
как:
1
рВ  ( рВС  рВН  рСН ) ;
2
1
рС  ( рВС  рСН  рВН ) ;
2
1
рН  ( рВН  рСН  рВС ) .
2
Потери в автотрансформаторах определяются как:
(3.9)
рСН
1
р
рВ  ( рВС  ВН

);
2
кТ2
кТ2
р
1
рВН
рС  ( рВС  СН

);
2
кТ2
кТ2
рСН
1 р
рН  ( ВН

 рВС ) ,
2
2 кТ2
кТ
(3.10)
22
где р ВС , рВН и рСН – междуобмоточные потери короткого замыкания, отнесенные к собственной мощности обмоток (справочные
данные);
1
– коэффициент выгодности (коэффициент типовой
кТ  1
nВС
мощности).
Суммарные потери в обмотках трехобмоточных трансформаторах определяются отдельно для каждой обмотки в зависимости
от ее нагрузки и затем суммируются:
роб  рном.В
S В2
2
S ном
.В
 рном.С
SС2
2
S ном
.С
 рном.Н
S Н2
2
S ном
.Н
,
(3.11)
где S В , S С , S Н – соответствующие нагрузки обмоток высшей,
средней и низшей стороны трансформатора;
рном.В , рном.С , рном.Н – потери в обмотках высшего, среднего и
низшего напряжений при протекании в каждой из них номинальной мощности соответствующей обмотки S ном.В , S ном.С , S ном.Н .
Суммарные потери в обмотках автотрансформатора:
роб
SС2
S В2
S Н2
 рВ 2  рС 2  рН 2 .
S ном
S ном
S ном
(3.12)
Эти уравнения дают возможность рассчитать полные потери в
трансформаторах и автотрансформаторах в зависимости от режима
нагрузки и решить вопрос о наименьших потерях в трансформаторах подстанции при их параллельной работе [8].
23
4. ЗАДАНИЯ НА КОНТРОЛЬНУЮ РАБОТУ
Задача №1. Параллельно включены два трансформатора Т
одинаковой мощности, с одинаковыми коэффициентами трансформации и u к % , но с различными группами соединения:
один с соединением  /   0 , а другой –  /   11.
Найти циркулирующий между ними уравнительный ток на
стороне НН.
Задача №2. Параллельно включены два трансформатора Т1 и
Т2 разной мощности, с одинаковыми коэффициентами трансформации, u к %1 , но с различными группами соединения:
один с соединением  /   6 , а другой –  /   11.
Найти циркулирующий между ними уравнительный ток на
стороне НН.
Задача №3. Параллельно включены два трансформатора Т1 и
Т2 разной мощности, с одинаковыми коэффициентами трансформации, но с различными u к %2 , u к %3 и группами соединения:
один с соединением  /   0 , а другой –  /   11.
Найти циркулирующий между ними уравнительный ток на
стороне НН.
Исходные данные для задач № 1–3 приведены в приложении
А (табл. А.1).
Задача №4. Определить потери мощности в автотрансформаторе Т. Автотрансформатор работает как понижающий, получает
из сети 220 кВ мощность S В (МВА), из которых S С выдается в
сеть 110 кВ и S Н – в сеть 10 кВ.
Задача №5. На подстанции установлены три трансформатора
Т1. Определить нагрузку подстанции, при которой экономически
целесообразно подключить в работу третий трансформатор.
Задача №6. На подстанции установлены два трансформатора
Т1.Определить, при какой нагрузке подстанции экономически целесообразно переходить на параллельную работу двух трансформаторов.
24
Задача №7. На подстанции установлены три трансформатора
Т1. Определить нагрузку подстанции, при которой экономически
целесообразно отключить третий трансформатор.
Задача №8. На подстанции установлены два трансформатора
Т1.Определить, при какой нагрузке подстанции экономически целесообразно отключить один из трансформаторов.
Исходные данные для задач №4–8 приведены в приложении
А (табл. А.2).
Задача №9. Выбрать количество, тип и мощность силовых
трансформаторов установленных на понижающей подстанции.
Определить является ли послеаварийный режим работы трансформатора допустимым и почему?
Исходные данные для задачи №9 приведены в приложении А
(табл. А.3 и А.4).
25
5. КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1. В каких случаях в электроустановках ВН применяются однофазные трансформаторы вместо трехфазных? Почему габариты
автотрансформатора меньше, чем трансформатора с теми же параметрами?
2. Типы трансформаторов и их параметры.
3. Что учитывает экономический эквивалент реактивной
мощности? Почему потребление реактивной мощности увеличивает потери активной мощности?
4. Схемы и группы соединений обмоток трансформаторов.
5. Назначение и устройство РПН. Чем отличается система регулирования напряжения трансформаторов РПН от ПБВ?
6. Элементы конструкции силовых трансформаторов.
7. Допустимые систематические нагрузки трансформатора.
8. Допустимые аварийные перегрузки трансформатора.
9. Чем отличаются допустимые нагрузки сверх номинальной
мощности от аварийных перегрузок? Могут ли работать трансформаторы с системой охлаждения ДЦ и Ц с отключенными маслонасосами?
9. Системы охлаждения трансформаторов. Чем отличается система охлаждения трансформаторов М и Д?
10. Назначение и устройство ПБВ? Чем отличается система
регулирования напряжения трансформаторов ПБВ от РПН?
11. Что такое приведенные потери в трансформаторе? Какие
конструктивные мероприятия позволяют снизить потери Рк и Рх в
трансформаторах?
12. Какие условия должны соблюдаться для нормальной параллельной работы трансформатора? Почему?
13. Особенности конструкции и режимы работы автотрансформаторов.
14. Как определить типовую, проходную и номинальную
мощность автотрансформаторов?
15. Какие технические и экономические преимущества имеет
параллельная работа трансформаторов по сравнению с работой одного мощного трансформатора?
26
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Электрооборудование электрических станций и подстанций
[Текст]: учебник / Рожкова Л.Д., Карнеева Л.К., Чиракова Т.В. М.:
Издательский центр «Академия», 2004, 448 с.
2. Электрическая часть станций и подстанций [Текст]: под
ред. А.А. Васильева. М.: Энергия, 1990, 608с.
3. Электрическая часть электростанций и подстанций [Текст]:
Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. / справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. 4-ое изд., перераб. и доп. М.:
Энергоатомиздат, 1989, 608с.
4. Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ
[Текст]: под ред. С.С. Рокотяна и Я.С. Самойлова. М.: Энергоатомиздат, 1982, 352 с.
5. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для
электроэнергетических специальностей [Текст]: учебное пособие
для студентов вузов / под ред. В.М. Блок. М.: Высшая школа, 1981,
304 с.
6. Комплектные электротехнические устройства [Текст]:
справочник Т.1–3. М.: Институт промышленного развития «Информэлектро», 1999. 168 с.,167 с.,104 с.
7. Электротехнический справочник [Текст]: т.1-3 /под ред.
профессоров МЭИ, М.: Энергоатомиздат, 1986. 711 с.
8. Электрические станции и подстанции [Текст]: учебное пособие / А.И. Руцкий; Минск, «Вышэйш. школа», 1974.
Тип трансформатора
Т
ТМ-1000/10
ТМ-1000/35
ТМ-6300/10
ТМ-6300/35
ТДНС-10000/35
ТМ-10000/35
ТД-16000/35
ТМ-2500/110
ТМ-6300/110
ТМН-6300/110
ТДН-10000/110
ТДН-16000/110
ТД-80000/220
ТЦ-125000/220
ТЦ-200000/220
№
варианта
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
5,5
6,5
7,5
7,5
14
6,5
7,5
10,5
10,5
10
10,5
10,5
11
11
11
ТМ-1000/10
ТМН-6300/35
ТМН-6300/35
ТДНС-10000/35
ТДНС-10000/35
ТМ-100/35
ТМ-100/35
ТМ-400/35
ТМ-400/35
ТДН-10000/110
ТМ-4000/110
ТМ-6300/110
ТД-80000/220
ТЦ-125000/220
ТД-80000/220
Напряже- Тип трансфорние
матора
короткого
Т1
замыкания
Uк%
ТМ-1600/10
ТДНС-10000/35
ТДНС-10000/35
ТДНС-16000/35
ТДНС-16000/35
ТМ-160/35
ТМ-160/35
ТМ-630/35
ТМ-630/35
ТДН-16000/110
ТМ-6300/110
ТДН-16000/110
ТЦ-125000/220
ТЦ-200000/220
ТЦ-200000/220
Тип трансформатора
Т2
Таблица А.1. Исходные данные для задач №1–3
5,5
7,5
8
14
10
6,5
8
6,5
5,5
10,5
11
10,5
11
12,5
11
Напряжение
короткого
замыкания
Uк%1
5,6
7,5
7,5
14
14
6,5
5,5
8
5,5
10,5
10,5
10,5
12,5
11
11
Напряжение
короткого
замыкания
Uк%2
5,5
8
14
10
8
8
6,5
6,5
8
11
11
11
11
12,5
12,5
Напряжение
короткого
замыкания
Uк%3
6,3
10,5
3,15
10,5
10,5
11
10,5
6,3
10,5
11
6,3
10,5
10,5
15,75
18
Напряжение
на стороне
НН, кВ
ПРИЛОЖЕНИЕ А
27
АТДЦТН-200000/330/110/10
200
180
190
АТДЦТН-200000/220/110/10
7
8
9
200
180
190
198
188
170
120
110
100
АТДЦТН-125000/220/110/10
4
5
6
10
11
12
13
14
15
60
50
58
АТДЦТН-63000/220/110/10
1
2
3
100
90
90
98
100
70
100
80
95
60
40
40
30
30
38
100
90
100
100
88
100
100
100
95
60
70
60
30
20
20
Мощность на Мощность на Мощность на
ВН
СН
НН
SB, МВА
SC, МВА
SН, МВА
Тип трансформатора
Т
№
варианта
Таблица А.2. Исходные данные для задач №4–8
ТМ-6300/110/11
ТД-80000/110/10,5
ТДЦ-125000/110/10
ТДН-10000/110/11
ТДН-16000/110/11
ТЦ-630000/220/15
ТДЦ-250000/220/13,8
ТДЦ-400000/220/20
ТМ-6300/35/10,5
ТМН-6300/35/11
ТД-10000/35/10,5
ТДЦ-80000/35/10,5
ТДНС-16000/35/11
ТДЦ-125000/330/10,5
ТДЦ-200000/330/13,8
Тип трансформатора
Т1
28
29
Таблица А.3. Исходные данные для задачи №9
№
варианта
1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
№
ГН
Эквивалентная
зимняя
температура,
0
С
Номинальное
напряжение
ВН,
кВ
2
1
2
3
4
5
6
1
2
3
4
5
6
1
2
3
4
1
2
3
4
5
6
1
2
3
4
5
6
1
2
3
4
1
2
3
3
-6
-19
-4
-8
-8
-19
+1
-6
-13
-5
+5
-11
-5
-11
-6
-8
-4
-12
+2
-2
+5
-9
-8
-16
-11
-2
-9
-2
-2
-8
-5
-2
-11
-10
-20
4
35
35
35
35
35
110
110
110
110
110
110
35
35
35
35
35
110
110
110
110
110
110
35
35
35
35
35
110
110
110
110
110
110
35
35
Номинальное
напряжение
НН,
кВ
5
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
6
6
6
10
10
6
6
6
10
10
10
6
6
Общая
Коэффициент
максиучастия в
мальная
максимальной
нагрузка нагрузке потребителей
(зимняя),
I
II
III
МВт
кате- кате- категория гория гория
6
7
8
9
12
─
0,35
0,65
15
0,12
0,28
0,6
16
0,2
0,4
0,4
10
0,15
0,4
0,45
13
─
0,3
0,7
11
0,2
0,3
0,5
40
0,15
0,4
0,45
26
0,1
0,2
0,7
35
0,2
0,2
0,6
18
0,05
0,1
0,85
38
0,15
0,2
0,65
13
0,15
0,65
0,2
12
0,25
0,25
0,5
15
0,02
0,45
0,35
8
0,15
0,3
0,55
11
0,1
0,15
0,75
38
0,15
0,2
0,65
26
0,1
0,15
0,75
24
0,15
0,25
0,6
38
0,25
0,1
0,65
30
0,1
0,2
0,7
44
0,2
0,2
0,6
12
0,1
0,3
0,6
10
0,12
0,28
0,6
9
0,14
0,16
0,7
8,5
0,16
0,19
0,65
12
0,18
0,27
0,55
14
0,22
0,12
0,56
18
0,2
0,3
0,5
20
0,15
0,3
0,55
18
0,2
0,25
0,55
42
0,17
0,23
0,6
48
0,19
0,31
0,5
14
0,23
0,27
0,5
10
0,05
0,15
0,8
30
Продолжение табл. А.3
1
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
61
62
63
64
65
66
67
68
69
70
71
72
73
74
75
76
77
78
2
4
5
6
1
2
3
4
5
6
4
3
5
2
1
2
3
4
5
6
5
6
1
2
3
4
5
6
1
2
1
2
3
4
5
6
3
4
5
6
1
2
3
4
3
-2
-3
-12
-12
-15
-6
-6
-9
-8
-7
-6
-5
-4
-4
-4
-4
-19
-6
0
-14
-4
-17
-11
-18
-15
-1
-20
-13
-17
+7
-7
-20
-20
-4
-12
-2
-9
-9
-14
-18
0
+3
-3
4
35
35
35
110
110
110
110
110
110
35
35
35
35
35
110
110
110
110
110
110
35
35
35
35
35
110
110
110
110
110
110
35
35
35
35
35
110
110
110
110
110
110
110
5
10
10
10
6
6
10
10
10
10
10
6
6
10
10
6
10
10
10
10
10
6
6
6
10
10
10
6
6
10
10
10
6
10
6
10
10
6
10
10
10
10
10
10
6
11,5
7,5
8,7
14
12
16
20
40
48
10
11
12
13
14
10
12
18
30
48
20
12
10
16
14
15
10
12
10
10
38
42
14
12
15
13
10
20
14
16
22
14
30
15
7
0,14
0,21
0,2
0,1
0,12
0,17
0,16
0,1
0,05
0,2
0,15
0,25
0,04
0,1
0,18
0,2
0,15
0,22
0,17
0,16
0,1
0,11
0,13
0,15
0,17
0,1
0,2
0,15
0,25
0,2
0,3
0,14
0,1
0,6
0,1
0,14
0,03
0,1
0,05
0,15
0,2
0,15
0,1
8
0,16
0,24
0,3
0,15
0,18
0,12
0,19
0,1
0,15
0,25
0,2
0,3
0,16
0,15
0,17
0,25
0,2
0,28
0,13
0,24
0,1
0,19
0,17
0,15
0,13
0,25
0,2
0,25
0,3
0,2
0,3
0,16
0,2
0,1
0,2
0,26
0,07
0,2
0,15
0,15
0,3
0,3
0,2
9
0,7
0,55
0,5
0,75
0,7
0,71
0,65
0,8
0,8
0,55
0,65
0,45
0,8
0,75
0,65
0,55
0,65
0,5
0,7
0,6
0,8
0,7
0,7
0,7
0,7
0,65
0,6
0,6
0,45
0,6
0,4
0,7
0,7
0,3
0,7
0,6
0,9
0,7
0,8
0,7
0,5
0,45
0,7
31
Окончание табл. А.3
79
80
81
82
83
84
85
86
87
88
89
90
91
92
93
94
95
96
97
98
99
100
111
112
113
114
115
116
117
118
119
120
121
122
123
5
6
1
2
3
4
5
6
1
2
3
4
5
6
2
3
4
5
1
2
3
4
5
6
6
5
4
3
1
2
3
4
5
6
2
-4
-16
-11
-15
0
-8
-11
-15
-6
+6
-7
-7
-10
+6
-4
-20
-20
-11
-5
-6
-4
-11
0
+2
-2
-11
-15
-1
-18
-15
-1
-20
-13
-17
+7
-7
110
110
110
110
35
35
35
35
35
110
110
110
110
110
110
35
35
35
35
35
110
110
110
110
110
110
35
35
35
35
110
110
110
110
35
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
6
6
6
10
10
6
6
10
10
10
10
10
6
6
6
6
10
10
10
10
14
12
42
14
10
16
14
12
15
18
22
26
38
30
44
12
10
16
14
12
14
18
10
12
22
18
21
12
11
12
13
14
10
12
18
30
0,2
0,05
0,15
0,22
0,1
0,15
0,05
0,15
0,15
0,25
0,2
0,15
0,1
0,15
0,1
0,15
0,25
0,1
0,2
0,1
0,12
0,14
0,2
0,15
0,1
0,05
0,25
0,1
0,2
0,3
0,05
0,2
0,1
0,2
0,12
0,3
0,2
0,1
0,2
0,65
0,25
0,45
0,3
0,15
0,2
0,15
0,25
0,1
0,2
0,2
0,3
0,28
0,16
0,4
0,35
0,4
0,45
0,3
0,4
0,3
0,4
0,5
0,5
0,6
0,2
0,35
0,6
0,85
0,65
0,56
0,6
0,65
0,85
0,65
0,2
0,5
0,35
0,55
0,75
0,65
0,75
0,6
0,65
0,7
0,6
0,6
0,6
0,7
0,4
0,5
0,5
0,5
0,45
0,6
0,7
0,6
0,5
0,4
0,2
0,5
0,6
32
Таблица А.4. Исходные данные для задачи № 9
Номер графика
нагрузки
1
1
2
3
4
5
6
Коэффициент мощности
Заочная форма
обучения
2
0,94
0,9
0,93
0,82
0,85
0,88
Другие формы
обучения
3
0,9
0,79
0,89
0,8
0,9
0,81
33
1)
100%
2)
100%
Р
Р
80
80
60
60
40
40
20
20
0
4 8 12 16 20 24 ч
3)
100%
Р
0
4 8 12 16 20 24 ч
4)
100%
Р
80
80
60
60
40
40
20
20
0
4 8 12 16 20 24 ч
5)
100%
Р
0
4 8 12 16 20 24 ч
6)
100%
Р
80
80
60
60
40
40
20
20
0
4
8 12 16 20 24 ч
Рис. А.1 Суточные графики
зимних электрических нагрузок
0
4 8 12 16 20 24 ч
7)
100%
Р
80
60
40
20
0
4
8 12 16 20 24 ч