Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Некоммерческое акционерное общество
АЛМАТИНСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ
Кафедра “Электрические станции сети и системы”
ОТЧЕТ
по производственной практике
Тема: «Экономически целесообразный режим работы трансформаторов».
Специальность 5В0718 Электроэнергетика
Выполнила: Кабдикаримов Е. Группа ЭСк-10-01
Руководитель: аға оқ. Дуйсенова Ш. Т.
_____ «___»_______________20__г.
Алматы 2013 г.
Прохождения вводного инструктажа и первичного инструктажа на рабочем месте .Ознакомление с технологическим процессом и оборудование станции .
Ознакомилась с главной схемой электрических присоединений 6-35-110кВ, основным оборудованием турбогенераторов ТВФ 60-2 СТN №9,10 и ТФП -25- 2УЗ . Ознакомилась силовыми оборудованиями ОРУ -110 кВ, 35кВ.Анализ полученной информации.
Чернбробое Н.В., Семенов В.А. Релейная защита энергетических систем:
Учеб. По собие техническумов. – М.:Энергоатомиздат. 1998 г.
Содержание
2. Экономически целесообразный режим работы трансформаторов…...........13
Введение
Во время прохождения производственной практики в ТЭЦ – 1 я ознакомился рабочим инструктором изучал работу электрических аппаратов и инструкцию электромонтеров .
Ознакомился со схемой электрических станций и подстанций и знакомился с главной схемой электрических присоединений 6-35-110кВ, основным оборудованием турбогенераторов ТВФ 60-2 СТN №9,10 и ТФП -25- 2УЗ Ознакомился силовыми оборудованиями ОРУ -110 кВ, 35кВ.Анализ полученной информации и рабочими проектами.
Изучил технику безопасности на производственном практике и соблюдал изученные техники безопасности на практике.
На производстве данной мне темой «Экономически целесообразный режим работы трансформаторов» узнал как работает трансформаторы. Изучал их виды и принцип работы.
II. ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ
Краткая характеристика АЛЭС ТЭЦ-1
Алматинская ТЭЦ-1 является одним из основных источников энергоснабжения г. Алматы
Станция отпускает потребителям продукцию в виде :
Проектирование и строительство Алма-Атинской ЦЭС (ныне АлЭС ТЭЦ-1) началось в 1931 году. А 25 октября 1935 года первый агрегат был поставлен под промышленную нагрузку.
За 1935-й год было выработано 1,8 млн.кВт*чэлектроэнергии.Для сегодняшнего дня - это выработка электроэнергии за сутки работы станции, однако для Алма-Аты середины сороковых годов пуск турбины стал большим праздником.
К 1940 году было установлено три котла и три турбины. Общая мощность 10,5 МВт. До 1946 года введены в строй еще две турбины и один котел. На этом закончилась первая очередь строительства электростанции.
Во второй очереди в 1953-54гг. смонтированы и пущены в работу два котла и турбина ст.№ 6 мощностью 6,3 МВт. Третья и четвертая очереди расширения решают вопрос выработки электроэнергии на тепловом потреблении.
В 1957 году смонтирован котел среднего давления и теплофикационная турбина AT-12, мощность 12 МВт.
В 1960-61 годах установлены и включены в работу два котла высокого давления БКЗ-160-100 и турбина с отпуском пара промышленным потребителям и на подогреватели воды турбины Р-25-90/18.
В 1960 году Алма-Атинская ЦЭС переименована в Алма-Атинскую ТЭЦ. Впервые тепло от Алма-Атинской ТЭЦ отпущено в 4 квартале 1961 года. Монтаж в 1966-67гг. двух водогрейных котлов окончил четвертую очередь расширения Алма-Атинской ТЭЦ.
Пятая очередь расширения станции спроектирована с учетом генерального плана развития г.Алма-Аты.
На ТЭЦ с 1969 по 1972гг. установлены две турбины с отборами пара для подогрева воды и отпуска его промышленным потребителям. Смонтированы четыре котла БКЗ-160-100 и два водогрейных котла ПТВМ-100 по 100 Гкал/час.
В 1976-79гг. введены в работу еще три водогрейных котла. На конец 2000 года выведено из работы и демонтировано устаревшее малоэффективное оборудование. Действуют три паровые турбины - одна Р-25-90/18 и две ПТ-60-90/13 суммарной мощностью 145 МВт, шесть паровых котлов высокого давления БКЗ-160-100 и семь водогрейных котлов ПТВМ-100 по 100 Гкал/час. После реформирования АО АПК ТЭЦ-1 начала функционировать с 15 февраля 2007г. в составе АО «Алматинские электрические станции».
На сегодняшний день на Алматинской ТЭЦ-1 работают:
Установленная электрическая мощность станции – 145 МВт
Установленная тепловая мощность ТЭЦ-1 – 1203 Гкал
электроэнергию
Основные мероприятия выполненные в 2008 г.
Общий вид на ЗУУ котла ст. № 9
Исходные данные
АО АлЭС ТЭЦ-1 расположена в центральной части города Алматы. Установленная электрическая мощность ТЭЦ-1 на 01.01.2006г составляла 145 МВт, установленная тепловая – 1 203 Гкал/ч, располагаемая около 860 Гкал/ч.
В состав основного оборудования АО АлЭС ТЭЦ-1 входят 6 энергетических котлов типа БКЗ-160-100ФБ, введённые в работу в период с 1960 по 1972гг, 7 водогрейных котлов типа ПТВМ-100, введённые в работу в период с 1966 по 1979гг, а также паровые турбины:
1х Р-25-90/18
2хПТ-60-90/13
АО АлЭС ТЭЦ-1 обеспечивает около 40% суммарной тепловой нагрузки «зоны теплофикации» города.
Тепло от ТЭЦ-1 отпускается в виде пара для технологических нужд промпредприятий и горячей воды – для теплоснабжения промышленных и коммунально-бытовых потребителей города.
Вырабатываемая электроэнергия выдается в городские электрические сети и, частично, непосредственно близлежащим промпредприятиям. Уровень напряжения, на котором производится выдача электроэнергии - 110, 35 и 6 кВ.
Отпуск тепла с паром осуществляется по трём паропроводам.
Отпуск тепла с горячей водой осуществляется по 8-ми двухтрубным тепломагистралям. Приборами учета оборудован каждый трубопровод, по которому теплоноситель отпускается/возвращается на ТЭЦ-1.
Расчётный температурный график с учетом разрегулировки теплосети - 132/70°С. Система горячего водоснабжения - открытая.
Подающие и обратные тепломагистрали присоединены к коллекторным:
- коллекторная подающих сетевых магистралей «А», хорошо сформированная, защищённая навесом от осадков, и к которой присоединены 5 тепломагистралей сетевой воды южного направления (три подающих тепломагистрали западного направления присоединены к напорным коллекторам водогрейных котлов);
-коллекторная «обратных» сетевых магистралей «Б», представляющая собой недостаточно упорядоченную систему трубопроводов с расположением на ней отключающей арматуры, осложняющим оперативные переключения.
ТЭЦ-1 может работать на трех типах топлива, и все три типа топлива подаются на нее: природный газ, уголь и мазут. Природный газ является приоритетным типом топлива, остальные два типа топлива используются только тогда, когда ощущается нехватка природного газа, что обычно происходит в зимний период. Кроме того, стратегическое ограничение использования угля и мазута связано с вышеуказанными экологическими требованиями.
В среднем потребление составляет 350 000 тонн в год, изменения объема потребления незначительны,с апреля по сентябрь уголь на ТЭЦ-1 не используется.
Мазут в основном используется в качестве резервного топлива, как для паровых, так и водогрейных котлов, и поэтому его потребление такое низкое, все лишь порядка 25 000 тонн в год. Также это топливо используется только в зимние месяцы, когда объемы поставок природного газа ограничены.
Природный газ используется всегда, когда он есть в наличии, водогрейные котлы работают только на газе. Общие объемы потребления, являются высокими по сравнению с объемами потребления угля и мазута, кроме того, видно, что в 2008 произошло значительное изменение объема потребления. Это соответствует тенденции производства и связано с недостаточностью поставок газа в город в течение последних нескольких лет.
Водоподогревательная установка сетевой воды АО АлЭС ТЭЦ-1 состоит из:
- основных и пиковых сетевых подогревателей, включенных параллельно по сетевой воде в машинном зале главного корпуса и получающих пар как от отборов турбин, так и от редукционно-охладительных установок (РОУ);
- групп сетевых насосов (I-го подъёма, II-го подъёма), установленных в машзале, в отдельно стоящем здании повысительной насосной;
- пиковых водогрейных котлов;
- системы сетевых и подпиточных трубопроводов на площадке ТЭЦ.
Установка подпитки теплосети включает в себя:
- вакуумные деаэраторы суммарной производительностью 5600т/ч;
- баки аккумуляторы - 2х5 000 м3;
- подпиточную насосную.
ТЭЦ-1 имеет такую конфигурацию, которая основана на производстве тепла, а производство электроэнергии является побочным продуктом. Выработка электроэнергии имеет низкую эффективность по сравнению с процессом выработки тепловой энергии.
На ТЭЦ-1 в последние годы наблюдалось устойчивое сокращение производства электроэнергии. Причиной этого является расположение ТЭЦ-1 внутри города. Станция расположена в центре Алматы, и ее выбросы загрязняющих веществ должны укладываться в определенные жесткие лимиты, чтобы снизить неблагоприятное воздействие на окружающую среду в городе. Среди прочих ограничений ТЭЦ-1 должна гарантировать общее максимальное количество выбросов пыли (тонн/год). Следовательно, станции приходится сокращать свою нагрузку в те периоды, когда отсутствуют пики теплопотребления, чтобы выбросы не превышали установленного лимита. По этой причине, более предпочтительным вариантом представляется выработка части электроэнергии (и тепла) ТЭЦ-1 на других электростанциях (особенно на ТЭЦ-2), не расположенных в центре.
Снижение объема производства в основном происходит летом, когда потребление тепла минимально.Самым важным продуктом на ТЭЦ-1 является тепло для теплосети города.
Соединительный магистраль АО АлЭС ТЭЦ2 и ТЭЦ1
Масштаб проекта реконструкции АО АлЭС ТЭЦ-1 рассматривается как городской.
Проект существенно влияет на социальную ситуацию города, так как реализация решений по реконструкции тепловой схемы с целью возможности приёма тепла от АПК ТЭЦ-2 и выдачи его потребителям города вместе с соединительной тепломагистралью позволит:
- задействовать в базовом режиме неиспользуемую (запертую) часть установленной тепловой мощности АО АлЭС ТЭЦ-2, в перспективе и наращиваемой на ней установленной тепловой мощности, для теплоснабжения Восточного теплового района «зоны теплофикации» города Алматы;
- сократить базовую отопительную нагрузку АО АлЭС ТЭЦ-1 и осуществлять на последней преимущественно пиковый режимы работы водогрейных котлов;
- сократить годовое количество сжигаемого АО АлЭС ТЭЦ-1 топлива за счёт изменения режима её работы с соответствующим снижением выбросов загрязняющих веществ в атмосферу города;
- повысить надежность теплоснабжения промышленности, коммунально-бытового сектора и населения г.Алматы.
В результате реализации этих мероприятий будет обеспечена комфортность жизни жителей города Алматы в существующих жилых районах и во вновь вводимых районах на длительную перспективу.
Основные технические решения
Основными решениями по реконструкции тепловой схемы водоподогревательной установки сетевой воды АО АлЭС ТЭЦ-1 при подключении соединительной тепломагистрали ТЭЦ-2 с ТЭЦ-1 предусматривается:
-использовать участок тепломагистрали М-18 от насосной станции «Гульдер» до врезки в тепломагистрали М-2 и М-5 в качестве конечного участка соединительной тепломагистрали ТЭЦ-2 и ТЭЦ-1;
- установить две группы повысительных насосов на трубопроводах подачи и приёма сетевой воды с АО АлЭС ТЭЦ-2:
• на трубопроводе приёма сетевой воды - для выравнивания давления сетевой воде, поступающей с АО АлЭС ТЭЦ-2, с давлением воды в подающих коллекторах АО АлЭС ТЭЦ-1;
• на трубопроводе подачи обратной сетевой воды на АО АлЭС ТЭЦ-2 – для создания давления, обеспечивающего подачу обратной сетевой вода на АО АлЭС ТЭЦ-2;
- построить новую коллекторную обратных трубопроводов южного направления;
-реконструировать коллекторную «Б» обратных трубопроводов с увеличением диаметра трубопроводов коллекторной до 1000мм;
-проложить дополнительные трубопроводы между коллекторными для пропуска увеличивающегося количества сетевой воды;
- реконструировать в местах присоединения к коллекторным «А» и «Б» все ранее подключённые к ним трубопроводы с заменой арматуры;
- установить аккумуляторные баки 2х10000м3 в дополнение к существующим, а также один бак перелива и сбора сетевой воды объемом 5000м3 с необходимыми трубопроводами зарядки и разрядки баков;
- установить малогабаритные градирни для оборотной системы охлаждения подшипников новых насосов;
- построить новую подпиточную насосную для разрядки вновь устанавливаемых аккумуляторных баков.
- для рабочего электроснабжения подпиточной насосной расширить ОРУ 110кВ на одну ячейку для подключения к ней трансформатора ТРДН-32000/110У1, а также построить здание ЗРУ 6кВ;
- резервное питание подпиточной насосной выполнить на напряжение 6кВ от ячеек I и II секций нового ГРУ 6кВ, освободившихся ТОО “Институт “КазНИПИЭнергопром” при переводе резервного питания существующих секций КРУсн №5 и КРУсн№6 с ячеек I и II секций нового ГРУ 6кВ на секции ЗРУ 6кВ;
- организовать в подпиточной насосной для электроснабжения потребителей две секции РУСН 6кВ и четыре секции РУСН 0,4кВ;
- электроснабжение электроприемников аккумуляторных баков выполнить на напряжении 0,4кВ от секций РУСН 0,4кВ подпиточной насосной.
- при реконструкции коллекторной обратных трубопроводов Б заменить два трансформатора ТМ-160/6 мощностью 160 кВА на два сухих трансформатора типа ТСЛ-250/6У3, напряжением 6,3/0,4кВ мощностью 250 кВА;
- электроснабжение потребителей коллекторной обратных трубопроводов Б осуществить на напряжении 0,4кВ от вновь устанавливаемой силовой сборки ПР и сборки задвижек.
- электроснабжение коллекторной обратных трубопроводов (новой) осуществить на напряжении 0,4кВ от резервных фидеров двух секций существующего РУСН 0,4 кВ №1
Экономически целесообразный режим работы трансформаторов
Экономически целесообразный режим работы трансформаторов на подстанциях относится к эффективным мероприятиям по снижению потерь электроэнергии. Определяем экономически целесообразный режим работы трансформаторов. Чтобы выбрать экономически целесообразный режим работы трансформаторов, определяем приведенные потери в трансформатореВ условиях эксплуатации следует предусматривать экономически целесообразный режим работы трансформаторов, сущность которого состоит в том, что при наличии на подстанции нескольких трансформаторов, могущих работать на общие шины, число включенных трансформаторов определяется условием, обеспечивающим минимум потерь мощности в этих трансформаторах при работе их по заданному графику нагрузки. При этом должны учитываться не только потери активной мощности в самих трансформаторах, но и потери активной мощности, которые возникают в системе электроснабжения по всей цепочке питания от генераторов электростанций до рассматриваемых трансформаторов из-за потребления трансформаторами реактивной мощности.При проектировании и в условиях эксплуатации следует предусматривать экономически целесообразный режим работы трансформаторов. Сущность экономически целесообразного режима состоит в том, что при наличии на подстанции нескольких трансформаторов, могущих работать на общие шины, число включенных трансформаторов определяется условием, обеспечивающим минимум потерь мощности в этих трансформаторах при работе их по заданному графику нагрузки..В связи с этим при шкале номинальных мощностей силовых трансформаторов с шагом 1 6 нельзя обеспечитьэкономически целесообразный режим работы трансформаторов в аварийных условиях и номинальная мощность устанавливаемых на промышленных предприятиях трансформаторов примерно на 20 % превышает возможный минимальный уровень общей мощности используемых трансформаторов. Кривые, представленные на рис. 7 - 3 и 7 - 4, служат для ориентировочной оценки экономически целесообразного режима работы трансформаторов. Практически отключение трансформаторов согласовывают с графиком изменения их нагрузок, стремясь к минимально возможному числу переключений в сети.
Параллельная работа трансформаторов
Параллельная работа трансформаторов с нагрузками, пропорциональными их номинальным мощностям, возможна при равенстве первичных и вторичных напряжений (равенстве коэффициентов трансформации), равенстве напряжений короткого замыкания и тождественности групп соединения обмоток. При параллельном соединении одноименные зажимы трансформаторов присоединяют к одному и тому же проводу сети Наилучшее использование установленной мощности трансформаторов может быть только при равенстве напряжений короткого замыкания. Однако в эксплуатации допускается включение на параллельную работу трансформаторов с отклонением напряжения короткого замыкания от их среднего значения, но не более чем на ± 10%. Это допущение связано с возможным отступлением (в пределах производственных допусков) при изготовлении трансформаторов в размерах обмоток, влияющих на напряжение короткого замыкания Не рекомендуется включение на параллельную работу трансформаторов с отношением номинальных мощностей более трех. Объясняется это тем, что даже при небольших реальных перегрузках трансформатор меньшей мощности может оказаться сильно перегруженным в процентном отношении и особенно в том случае, если он имеет меньшее напряжение короткого замыкания. Параллельная работа трансформаторов, принадлежащих к разным группам соединений, невозможна по той причине, что между их вторичными обмотками возникает напряжение, обусловленное углом сдвига между векторами вторичных напряжений.Применение нескольких параллельно включенных трансформаторов вместо одного трансформатора суммарной мощности необходимо для обеспечения бесперебойного энергоснабжения в случае аварии в каком-либо трансформаторе или отключения его для ремонта. Это также целесообразно при работе трансформаторной подстанции с переменным графиком нагрузки, например, когда мощность нагрузки значительно меняется в различные часы суток. В этом случае при уменьшении мощности нагрузки можно отключить один или несколько трансформаторов для того, чтобы нагрузка трансформаторов, оставшихся включенными, была близка к номинальной. В итоге эксплуатационные показатели работы трансформаторов (КПД и cosφ2) будут достаточно высокими. Для того чтобы нагрузка между параллельно работающими трансформаторами распределялась пропорционально их номинальным мощностям, допускается параллельная работа двухобмоточных трансформаторов при следующих условиях.При одинаковом первичном напряжении вторичные напряжения должны быть равны. Другими словами, трансформаторы должны иметь одинаковые коэффициенты трансформации: kI = kII = kIII = … . При несоблюдении этого условия, даже в режиме холостого хода, между параллельно включенными трансформаторами возникает уравнительный ток, обусловленный разностью вторичных напряжений трансформаторов. При включении на параллельную работу трансформаторов с различными коэффициентами трансформации напряжения на зажимах их вторичных обмоток будут различными. Разность вторичных напряжений вызывает прохождение уравнительных токов. Уравнительные токи, загружая обмотки трансформаторов, увеличивают потери энергии и снижают суммарную мощность подстанции, поэтому прохождение их недопустимо. В связи с этим согласно ГОСТ 11677 — 85 у трансформаторов, включаемых на параллельную работу, коэффициенты трансформации не должны отличаться более чем на ± 5% .При нагрузке трансформаторов уравнительный ток накладывается на нагрузочный. При этом трансформатор с более высоким вторичным напряжением холостого хода (с меньшим коэффициентом трансформации) оказывается перегруженным, а трансформатор равной мощности, но с большим коэффициентом трансформации — недогруженным. Так как перегрузка трансформаторов недопустима, то приходится снижать общую нагрузку. При значительной разнице коэффициентов трансформации нормальная работа трансформаторов становится практически невозможной. Однако ГОСТ допускает включение на параллельную работу трансформаторов с различными коэффициентами трансформации, если разница коэффициентов трансформации не превышает ±0,5% их среднего значения среднее геометрическое значение коэффициентов трансформации. Трансформаторы должны принадлежать к одной группе соединения. При несоблюдении этого условия вторичные линейные напряжения трансформаторов окажутся сдвинутыми по фазе относительно друг друга и в цепи трансформаторов появится разностное напряжение ∆U, под действием которого возникнет значительный уравнительный ток. Так, если включить на параллельную работу два трансформатора с одинаковыми коэффициентами трансформации, но один из них принадлежит к нулевой (Y/Y-0), а другой - к одиннадцатой (Y/∆- 11) группам соединения, то линейное напряжение U2I первого трансформатора будет больше линейного напряжения U2II второго трансформатора в раз. Кроме того, векторы этих напряжений окажутся сдвинутыми по фазе относительно друг друга на угол 30°. В этих условиях во вторичной цепи трансформаторов появится разностное напряжение ∆U. Если разностное напряжение ∆U = U2II. Появление такого разностного напряжения привело бы к возникновению во вторичной цепи трансформаторов уравнительного тока, в 15—20 раз превышающего номинальный ток нагрузки, т. е. возникла бы аварийная ситуация. Величина ∆U становится еще большей, если трансформаторы принадлежат нулевой и шестой группам соединения (∆U = 2U2)Группу соединения обмоток трансформатора выбирают из таких условий, чтобы они
- препятствовали возникновению высших гармоник в электрических сетях; - выравнивали нагрузку между фазами первичной обмотки при несимметричной нагрузке вторичной обмотки; - ограничивали сопротивление нулевой последовательности цепи короткого замыкания в случае питания четырех проводных сетей. Для выполнения первого и второго условий одну обмотку трансформаторов соединяют в звезду, а другую — в треугольник. Трансформаторы должны иметь одинаковые напряжения короткого замыкания: . Соблюдение этого условия необходимо для того, чтобы общая нагрузка распределялась между трансформаторами пропорционально их номинальным мощностям. С некоторым приближением, пренебрегая токами холостого хода, можно параллельно включенные трансформаторы заменить их сопротивлениями короткого замыкания ZkI и Zkii .Известно, что токи в параллельных ветвях распределяются обратно пропорционально их сопротивлениям .Умножим обе части равенства на IIIномUном/(IIномUном), левую часть — на Uном/Uном , а правую часть — на 100/100, получим затем преобразуем полученное равенство, имея в виду следующее: IIUном = SI и IIIUном = SII - фактическая нагрузка первого и второго трансформаторов соответственно, В·А; IIномUном = SIном и IIIномUном = SIIном - номинальные мощности этих трансформаторов, В·А; (IIномZkI/Uном)100 = uIk и (IIIномZkII/Uном)100 = uIIk - напряжения короткого замыкания трансформаторов, %. Из соотношения следует, что относительные мощности (нагрузки) параллельно работающих трансформаторов обратно пропорциональны их напряжениям короткого замыкания. Другими словами, при неравенстве напряжений короткого замыкания параллельно работающих трансформаторов больше нагружается трансформатор с меньшим напряжением короткого замыкания. В итоге это ведет к перегрузке одного трансформатора (с меньшим напряжением короткого замыкания) и недогрузке другого (с большим напряжением короткого замыкания). Чтобы не допустить перегрузки трансформатора, необходимо снизить общую нагрузку. Таким образом, неравенство напряжений короткого замыкания не допускает полного использования по мощности параллельно работающих трансформаторов. Учитывая, что практически не всегда можно подобрать трансформаторы с одинаковыми напряжениями короткого замыкания, ГОСТ допускает включение трансформаторов на параллельную работу при разнице напряжений короткого замыкания не более чем 10% от их среднего арифметического значения. Разница в напряжениях короткого замыкания трансформаторов тем больше, чем больше эти трансформаторы отличаются друг от друга по мощности. Поэтому ГОСТ рекомендует, чтобы отношение номинальных мощностей трансформаторов, включенных параллельно, было не более чем 3:1. Помимо соблюдения указанных трех условий необходимо перед включением трансформаторов на параллельную работу проверить порядок чередования фаз, который должен быть одинаковым у всех трансформаторов Соблюдение всех перечисленных условий проверяется фазировкой трансформаторов, сущность которой состоит в том, что одну пару, противоположно расположенных зажимов на рубильнике, соединяют проводом и вольтметром V0 (нулевой вольтметр) измеряют напряжение между оставшимися несоединенными парами зажимов рубильника. Если вторичные напряжения трансформаторов равны, их группы соединения одинаковы и порядок следования фаз у них один и тот же, то показания вольтметра V0 равны нулю. В этом случае трансформаторы можно подключать на параллельную работу. Если вольтметр V0 покажет некоторое напряжение, то необходимо выяснить, какое из условий параллельной работы нарушено. Необходимо устранить это нарушение и вновь провести фазировку трансформаторов Следует отметить, что при нарушении порядка следования фаз вольтметр V0 покажет двойное линейное напряжение. Это необходимо учитывать при подборе вольтметра, предел измерения которого должен быть не менее двойного линейного напряжения на вторичной стороне трансформаторов Общая нагрузка всех включенных на параллельную работу трансформаторов S не должна превышать суммарной номинальной мощности этих трансформаторов.Распределение нагрузки между параллельно работающими трансформаторами определяется следующим образом , где Sx — нагрузка одного из параллельно работающих трансформаторов,кВ·А; S — общая нагрузка всей параллельной группы, кВ·А; ukx —напряжение к.з. данного трансформатора, %; Sном х — номинальная мощность данного трансформатора, кВ·А. К мерам по защите трансформаторов от перенапряжений относятся внешняя защита – применение заземленных тросов и вентильных разрядников (эти меры позволяют ограничить амплитуду волн напряжения, подходящих к трансформатору) и внутренняя защита – усиление изоляции входных витков; установка емкостных колец и электростатических экранов (емкостная компенсация); применение обмоток с пониженным значением коэффициента. Цель последних двух мероприятий внутренней защиты сводится к сближению начального и конечного распределения напряжения. При этом практически устраняется переходной колебательный процесс. Емкостные кольца представляют собой разомкнутые шайбообразные экраны, изготовляемые из металлизированного электрокартона. Этими кольцами покрывают начало и конец обмотки .Уменьшение неравномерности начального распределения напряжения и сближение его с конечным распределением достигаются применением в трансформаторах дополнительных электростатических экранов в виде разомкнутых металлических колец (витков), охватывающих начальную часть обмотки и соединенных с ее выводом. Такой экран создает дополнительные емкости Сэ, через которые заряжаются поперечные емкости Сq в обход продольных емкостей Сd Трансформаторы с изолированной нейтралью также могут снабжаться электростатическими экранами, но в этом случае применяют специальные устройства – импидоры, включаемые между нейтралью и землей. Это устройство содержит емкость, включенную параллельно разряднику и реактору, которая при волновых процессах заземляет нейтраль трансформатора, а при промышленной частоте имеет большое сопротивление и практически изолирует нейтраль.
Трансформаторные подстанции
На подстанциях всех напряжений, как правило, применяется не более двух трансформаторов по соображениям технической и экономической целесообразности. В большинстве случаев это обеспечивает надежное питание потребителей и в то же время дает возможность применять простейшие блочные схемы подстанций без сборных шин на первичном напряжении, что резко упрощает их конструктивные решения и уменьшает стоимость. Резервирование осуществляется при помощи складского и передвижного резерва Целесообразное число и мощность цеховых трансформаторов выбирают на основе технико-экономических расчетов (ТЭР) с учетом следующих основных факторов :
- категории надежности электроснабжения потребителей; - компенсации реактивных нагрузок на напряжении до 1 кВ; - перегрузочной способности трансформаторов в нормальном и аварийном режимах; - экономичных режимов работы трансформаторов в зависимости от графика нагрузки. По количеству трансформаторов все подстанции подразделяют на однотрансформаторные, двухтрансформаторные, трехтрансформаторные. Однотрансформаторные подстанции применяют для питания потребителей III категории, а также части приемников II категории, допускающих перерыв питания на время замены трансформатора .Для электроприемников I и II категорий по надежности электроснабжения, требующих резервирования питания, как правило, устанавливают двухтрансформаторные подстанции . В последние годы разработана серия трехтрансформаторных подстанций, применение которых с симметричным распределением нагрузки в послеаварийном режиме на оставшиеся в работе два трансформатора позволяет увеличить загрузку каждого из трех трансформаторов в нормальном режиме.
Применение трехтрансформаторных подстанций при условии полного резервирования нагрузки обеспечивает 25% экономию трансформаторной мощности по сравнению с двухтрансформаторными подстанциями .К преимуществам трехтрансформаторных подстанций относится также значительное снижение токов вводных и секционных выключателей в послеаварийных режимах. В то же время у трехтрансформаторных подстанций сборные шины РУ до 1 кВ конструктивно выполнить труднее вследствие необходимости соединений секций между собой, а схема АВР получается более сложной по сравнению с двухтрансформаторной подстанцией .
Трехтрансформаторные подстанции целесообразно применять для питания потребителей I и II категорий как при сосредоточенной, так и при распределенной нагрузке, питаемой по магистральным сетям .
С точки зрения замены поврежденных трансформаторов, а также удобства монтажа и эксплуатации, рекомендуется унифицировать единичные мощности трансформаторов, т.е. иметь ограниченное число типов трансформаторов. Наиболее простым и дешевым решением является применение однотрансформаторных цеховых подстанций. На крупных предприятиях, имеющих складской резерв трансформаторов, их можно применять для питания электроприемников III и даже I категории Однотрансформаторные подстанции могут применяться и для питания электроприемников I категории, если мощность последних не превышает 15 - 20% мощности трансформатора и возможно резервирование подстанций на вторичном напряжении перемычками с АВР. Правила проектирования и общая тенденция повышения надежности электроснабжения ведет к установке двухтрансформаторных подстанций и для рассматриваемых случаев, т.е. к обеспечению всех потребителей как потребителей I категории. При установке однотрансформаторных подстанций они могут быть закольцованы на стороне 0,4 кВ (соединены магистралями или кабельными перемычками).
Это обеспечивает сохранение электроснабжения при отключении любого трансформатора и возможность загрузки каждого трансформатора до номинального значения. Двухтрансформаторные цеховые подстанции применяют при преобладании электроприемников I и II категорий и в энергоемких цехах .Двухтрансформаторные цеховые подстанции применяются в тех случаях, когда большинство электроприемников относится к первой или второй категориям, которые не допускают перерыва в питании во время доставки и установки резервного трансформатора со склада, на что требуется не менее 3...4 ч. Двухтрансформаторные подстанции целесообразно применять также независимо от категории питаемых потребителей при неравномерном графике нагрузки, когда выгодно уменьшать число включенных трансформаторов при длительных снижениях нагрузки в течение суток или года .
Применение цеховых подстанций с числом трансформаторов более двух, как правило, экономически нецелесообразно. Более двух трансформаторов на одной цеховой подстанции применяется в следующих случаях
- при наличии крупных сосредоточенных нагрузок;
- при отсутствии места в цехе для рассредоточенного расположения подстанций по производственным условиям;
- при раздельных трансформаторах для «силы» и «света», если установка этих трансформаторов целесообразна на одной подстанции;
- при питании территориально совмещенных силовых нагрузок на различных напряжениях;
- при необходимости выделения питания нагрузок с резкими, часто повторяющимися толчками, например крупных сварочных аппаратов и т. п. Число и мощность трансформаторов цеховых подстанций являются взаимосвязанными величинами, поскольку при заданной расчетной нагрузке цеха число трансформаторов будет меняться в зависимости от принятой единичной мощности подстанции .Увеличение единичной мощности снижает общее количество устанавливаемых трансформаторов, но увеличивает протяженность сетей, а также затраты на коммутационную аппаратуру и другие, связанные с ростом токов КЗ. Практика проектирования и эксплуатации отдает предпочтение трансформаторам 1000 кВ·А (и в меньшей степени 630 кВ·А), считая эту мощность оптимальной .
Заключение
Трансформаторы являются основным оборудованием подстанций. В связи с тем, что производство электроэнергии происходит при генераторном напряжении 6...20 кВ, передача ее от электростанций на крупные районные подстанции осуществляется при напряжении 110...750 кВ; предприятия промышленности питаются напряжением 35...220 кВ, а потребители электроэнергии на предприятиях и в быту — напряжением 6 (10) кВ и 380/220 В; на пути электроэнергии от производителя к потребителям происходит три-четыре трансформации напряжения. Поэтому мощность трансформаторов в электрической системе в несколько раз больше, чем генераторов или приемников электроэнергии.
.
Список литературы
1.Кацман М.М. Электрические машины: Учеб. для студентов сред. проф.учебных заведений. – 3-е изд., испр. – М.: Высш. шк.; Издательский центр «Академия»; 2000. – 463 с.
2. Киреева Э. А. Повышение надежности, экономичности и безопасности систем цехового энергоснабжения. — М.: НТФ "Энергопрогресс", 2002. – 76 с
3. Сибикин Ю.Д. Электроснабжение промышленных и гражданских зданий: учеб. для студ. Сред. Проф. образования / Юрий Дмитриевич Сибикин. – М.: Издательский центр «Академия», 2006. – 368 с.
4. http://forca.ru/knigi/arhivy/elektricheskaya chast-elektrostanciy-6.html
11