- Преподавателю
- Другое
- Методические рекомендации для студентов по выполнению практической или лабораторной работы Расчет и выбор трансформаторов
Методические рекомендации для студентов по выполнению практической или лабораторной работы Расчет и выбор трансформаторов
Раздел | Другое |
Класс | - |
Тип | Другие методич. материалы |
Автор | Зайнилова И.В. |
Дата | 12.08.2015 |
Формат | docx |
Изображения | Есть |
Государственное бюджетное профессиональное образовательное учреждение
«Байконурский электрорадиотехнический техникум им. И.М. Неделина»
УТВЕРЖДЕНО
заместитель директора
по учебной работе
____________ М.М. Иванова
«___»____________ 2015 г.
Методические рекомендации
по выполнению лабораторной работы и практического занятия
Расчет и выбор числа и мощности трансформаторов
по междисциплинарному курсу «Внутреннее электроснабжение промышленных и гражданских зданий»
2015 г.
Цель работы: Научиться производить выбор числа и мощности силовых трансформаторов.
Краткие теоретические сведения
Построение картограммы нагрузок.
Для построения рациональной системы электроснабжения предприятия, важное значение имеет правильное расположение главных понизительных подстанций. Подстанции рекомендуется как можно ближе приближать к центрам электрических нагрузок (ЦЭН), которые предполагается подключить к данной подстанции.
При расположении подстанций в ЦЭН обеспечиваются наилучшие технико-экономические показатели системы электроснабжения по уменьшению потерь электроэнергии и напряжения в распределительных сетях и снижению стоимости электрической сети, вследствие экономии проводникового материала токоведущих частей.
Для определения наиболее выгодного расположения ГПП и цеховых ТП составляют картограмму нагрузок, которая представляет собой очертания цехов, зданий и сооружений и их полные расчётные нагрузки, выраженные в виде кругов определённого диаметра с центром нагрузки цеха, здания или сооружения, расположенные на генеральном плане предприятия. Картограмма нагрузок позволяет максимально сократить протяжённость распределительных электрических сетей и определить наиболее выгодное месторасположение подстанции.
Выбор места расположения подстанции также зависит от неблагоприятных условий окружающей среды, которые вредно воздействуют на изоляцию электрооборудования; от наличия в месте установки подстанции значительного количества подземных коммуникаций; от технологического процесса производства связанного с взрывами и уносом промышленных выбросов; от динамического развития нагрузок;
Выбор числа трансформаторов.
Правильный выбор числа и мощности трансформаторов на подстанции предприятий является основным вопросом рационального проектирования системы электроснабжения предприятия. Количество трансформаторов определяется категорией электроснабжения предприятия или объекта.
Для потребителей 1 категории должны применяться двухтрансформаторные подстанции, обеспечивающие бесперебойное электроснабжение потребителей при наличии устройств АВР.
Для потребителей 2 категории рекомендуется применять двухтрансформаторные подстанции или однотрансформаторные подстанции, но при наличии централизованного «складского» резерва на предприятии.
Для потребителей 3 категории рекомендуется применять однотрансформаторные подстанции.
Для ГПП, УРП, ПГВ должны устанавливаться не менее 2 трансформаторов, которые обеспечивают надёжное питание потребителей всех категорий.
Двухтрансформаторные подстанции также целесообразно применять при неравномерности суточных и годовых графиков нагрузки предприятия для возможности отключения одного трансформатора в период минимальных нагрузок, а также при раздельной работе трансформаторов на подстанции для уменьшения токов короткого замыкания.
Выбор мощности трансформаторов на подстанции производится исходя из следующих параметров:
- Максимальной полной расчетной нагрузки предприятия или объекта электроснабжения;
- Характерного суточного графика нагрузки предприятия или объекта, который определяется в зависимости от отрасли промышленности;
- Количество трансформаторов на подстанции, определяемое в зависимости от категории электроснабжения;
- Количество часов максимальной нагрузки, определяемое по фактическому графику нагрузки предприятия или объекта;
- Средней полной нагрузки предприятия, которая определяется по фактическому графику нагрузки предприятия или объекта;
- Рекомендуемый коэффициент загрузки трансформаторов на подстанции, определяемый в зависимости от категории электроснабжения предприятия и количества трансформаторов на подстанции;
При выборе мощности и марок силовых трансформаторов рекомендуется:
- Применять однотипные трансформаторы с одинаковыми параметрами;
- На двухтрансформаторных подстанциях мощность трансформатора должна выбираться с таким расчётом, чтобы при выходе в ремонт одного трансформатора оставшийся в работе трансформатор мог нести нагрузку потребителей 1 и 2 категории, а потребители 3 категории в это время отключаются;
- Трансформаторы мощностью 1000 кВА и более необходимо применять в производственных цехах с высокой плотностью нагрузок (05-0,7 кВА/м²) и при наличии электроприёмников с частыми пиками нагрузки и электроприёмников большой мощности.
- Трансформаторы допускают послеаварийную перегрузку при выходе из строя одного из трансформаторов двухтрансформаторной подстанции не более 140% не более 6 часов в сутки и не более 5 суток.
- Трансформаторы ГПП, ПГВ, УРП рекомендуется выбирать с напряжением высокой стороны не менее Uвн = 35 кВ и с системой регулирования напряжения под нагрузкой (РПН), марки ТМН;
- Трансформаторы цеховых ТП или КТП предприятия или объекта рекомендуется выбирать с напряжением высокой стороны не менее Uвн = 6-10 кВ и с системой регулирования напряжения путём переключения без возбуждения ПБВ, марки ТМ;
Методические указания по выполнению лабораторной работы
-
Построение картограммы нагрузок
1.1. В масштабе нарисовать план предприятия, изобразив его на координатной плоскости, для удобства дальнейших расчетов. Размеры промышленного предприятия (любого варианта по заданию) численно равны 1,5км х 2,0км.
1.2. Определить масштаб ген. плана и рассчитать масштаб активных и реактивных нагрузок предприятия. Центр электрических нагрузок определяется на основании метода «Определение центра тяжести плоских фигур».
1.3. Нанести место установки ГПП (ПГВ, ЦРП и т.д.) на план предприятия по определенным координатам Ха, Уа.
1.4. Радиус полной расчётной нагрузки цеха, здания или сооружения
Ri = √ Si / (π*m)
где: Ri - радиус круга нагрузки данного цеха, здания или сооружения, мм;
Si - полная мощность данного цеха, здания или сооружения, кВА или МВА;
π =3,14
m - масштаб, для определения площади круга, кВА/мм² или МВА/мм²
II. По выбору трансформаторов на подстанции
Выбор трансформаторов на подстанции может производиться следующими методами:
-
Выбор трансформаторов с учётом характерного суточного графика нагрузки.
Выбор трансформаторов с учётом характерного суточного графика нагрузки должен производится в основном для выбора трансформаторов основной подстанции предприятия или объекта (ГПП, ПГВ, УРП, ТП) или каждого объекта, если они питаются от одной ГПП, но имеют различные графики нагрузок и относятся к различным отраслям промышленности.
Выбор трансформаторов с учётом характерного
суточного графика нагрузки
Исходные данные для расчета:
- максимальная активная нагрузка предприятия - ∑Рр, кВт;
- максимальная реактивная нагрузка предприятия - ∑Qр, кВАр;
- максимальная полная нагрузка предприятия - ∑Sр, кВА;
-отрасль промышленности предприятия - типовой график нагрузок предприятия или отрасли.
1.1. В зависимости от отрасли промышленности определяется характерный суточный график нагрузки предприятия, определенный в процентах в течении 24 часов.
1.2. Определяется фактический суточный график нагрузок, который пересчитывается на основании максимальных активных и реактивных нагрузок предприятия
Рi = (P%\100)* ∑Рр
Qi = (Q%\100)* ∑Qр
Si = √ Рi² + Qi²
где:
P%, Q% - активная и реактивная мощность, определённая по характерному суточному графику нагрузки на промежутке времени ti , в %;
∑Рр - максимальная активная нагрузка предприятия , кВт;
∑Qр- максимальная реактивная нагрузка предприятия, кВАр;
Рi , Qi, Si - активная, реактивная и полная нагрузка предприятия на промежутке времени ti, кВт, кВАр, кВА;
ti - промежуток времени на котором активная и реактивная нагрузка суточного графика нагрузки не изменяется, час.
Расчёт фактического графика производится в виде таблицы
Таблица
ti , час
P , %
Рi, кВт
Q, %
Qi , кВАр
Si, кВА
1.3. По произведенным расчетам строится реальный (фактический) график нагрузки данного предприятия, с учетом полной мощности нагрузки предприятия в КВА.
1.4. Определяется средняя полная нагрузка по фактическому графику предприятия
Sср = (Si* ti )/24
средняя нагрузка вычерчивается на фактическом графике нагрузки в виде прямой линии.
Шаблон реального суточного графика нагрузки предприятия
1.5. Определяется коэффициент заполнения графика нагрузки по формуле:
α = Sср/∑Sр
1.6. Определяется коэффициент допустимой перегрузки трансформаторов Кα по справочной литературе в зависимости от коэффициента заполнения графика α и количества часов максимальной нагрузки tмах.
1.7. Определяется расчётная номинальная мощность трансформатора
Sтр.расч. = ∑Sр / (nтр* Кα )
где:
Sтр.расч - расчётная номинальная мощность трансформатора, кВА;
∑Sр - максимальная полная нагрузка предприятия, кВА;
nтр - количество трансформаторов на подстанции, шт
Кα - коэффициент допустимой перегрузки трансформаторов.
1.8. Предварительно выбирается стандартная мощность трансформаторов и рекомендуется в зависимости от расчётной номинальной мощности трансформатора Sтр.расч предварительно выбирать мощность трансформатора стандартной мощности Sтр.ном меньше чем Sтр.расч , а затем больше чем Sтр.расч.
1.9. Проверка работы трансформатора в послеаварийном режиме при выводе одного трансформатора в ремонт
для двухтрансформаторных подстанций.
1,4*Sтр. ном. ≥ 0,75*∑Sр
где:
1,4 - коэффициент, учитывающий максимально возможную перегрузку трансформатора в послеаварийном режиме двухтрансформаторной подстанции;
Sтр. ном - предварительно выбранная номинальная мощность трансформатора выбранная из стандартного ряда, кВА;
∑Sр - максимальная полная нагрузка предприятия, кВА;
0,75 - коэффициент, учитывающий отключение неответственных потребителей в период послеаварийной перегрузки.
Если мощность трансформатора не проходит по данному условию, то рекомендуется выбрать трансформатор большей стандартной мощности и произвести проверку повторно.
для однотрансформаторных подстанций.
Sтр. ном. ≥ ∑Sр
где:
Sтр. ном - предварительно выбранная номинальная мощность трансформатора выбранная из стандартного ряда, кВА;
∑Sр - максимальная полная нагрузка предприятия, кВА;
для трехтрансформаторных подстанций.
1,2*Sтр. ном. ≥ 0,666*∑Sр
где:
1,2 - коэффициент, учитывающий максимально возможную перегрузку трансформатора в послеаварийном режиме двухтрансформаторной подстанции;
Sтр. ном - предварительно выбранная номинальная мощность трансформатора выбранная из стандартного ряда, кВА;
∑Sр - максимальная полная нагрузка предприятия, кВА;
0,666 - коэффициент, учитывающий отключение неответственных потребителей в период послеаварийной перегрузки.
1.10. Проверка фактического коэффициента загрузки трансформатора в нормальном режиме работы.
βфакт = ∑Sр /(nтр* Sтр. ном)
где:
βфакт - фактический коэффициент загрузки трансформатора
Если мощность трансформатора не проходит по данному условию, то рекомендуется выбрать трансформатор большей стандартной мощности и произвести проверку повторно.
Таблица. Фактический и рекомендуемый коэффициенты загрузки трансформаторов на подстанциях
Характер нагрузки и вид трансформаторной подстанции
βреком
βфакт
Для трансформаторов ГПП, ПГВ, УРП с напряжением высокой стороны 35кВ и выше
0,5 - 0,55
0,5 - 0,6
Коэффициент допустимой перегрузку
βреком
масляного трансформатора ГОСТ 14209-85
2-х трансф
3-х трансф
1,0
0,5
0,666
1,1
0,55
0,735
1,2
0,6
0,8
1,3
0,65
0,86
1,4
0,7
0,93
Для сухих трансформаторов предельное значение коэффициента допустимой перегрузки трансформатора следует принимать равным 1,2.
-
Составляется таблица каталожных параметров выбранного трансформатора.
Тип, марка
Мощность
Sном , кВА
Напряжение на сторонах, U, кВ
Потери трансформатора, кВт
Uкз, %
Iхх, %
ВН
НН
Рхх
Ркз
Кривые кратности допустимых нагрузок трансформатора
II. Выбор трансформаторов упрощенным способом
Выбор трансформаторов по упрощенному способу допускается производить в основном для ТП и КТП цехов предприятий или объектов, при условии, что трансформатор основной подстанции предприятия или завода выбирался с учётом характерного суточного графика нагрузки.
2.1. Определяется расчётная номинальная мощность трансформатора
Sтр.расч. = ∑Sр / (nтр* βреком )
где:
Sтр.расч - расчётная номинальная мощность трансформатора, кВА;
∑Sр - максимальная полная нагрузка предприятия, кВА;
nтр - количество трансформаторов на подстанции, шт
βреком - Рекомендуемый коэффициент загрузки трансформаторов;
2.2. Выбирается стандартная мощность трансформатора Sтр. ном.
Рекомендуется в зависимости от расчётной номинальной мощности трансформатора Sтр.расч предварительно выбирать мощность трансформатора стандартной мощности Sтр.ном меньше чем Sтр.расч , а затем больше чем Sтр.расч.
2.3. Проверяем работу трансформатора в послеаварийном режиме при выводе одного трансформатора в ремонт для двухтрансформаторных подстанций. При проверке работы трансформатора двухтрансформаторной подстанции в послеаварийном режиме должно выполняться условие:
1,4*Sтр. ном. ≥ 0,75*∑Sр
где:
1,4 - коэффициент, учитывающий максимально возможную перегрузку трансформатора в послеаварийном режиме двухтрансформаторной подстанции;
Sтр. ном - предварительно выбранная номинальная мощность трансформатора выбранная из стандартного ряда, кВА;
∑Sр - максимальная полная нагрузка предприятия, кВА;
0,75 - коэффициент, учитывающий отключение неответственных потребителей в период послеаварийной перегрузки.
Если трансформатор не проходит по данному условию, то рекомендуется выбрать трансформатор большей стандартной мощности и произвести проверку повторно.
2.4. Проверяем фактический коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме работы.
βфакт = ∑Sр /(nтр* Sтр. ном)
где:
βфакт - фактический коэффициент загрузки трансформатора, который зависит от количества трансформаторов на подстанции, категории электроснабжения потребителей, а также от характера нагрузки;
Если трансформатор не проходит по данному условию, то рекомендуется выбрать трансформатор большей стандартной мощности и произвести проверку повторно.
Таблица. Фактические рекомендуемые коэффициенты загрузки трансформаторов на подстанциях
Характер нагрузки и вид трансформаторной подстанции
βреком
βфакт
При преобладании потребителей 1 категории
для двухтрансформаторной подстанции
0,65 - 0,7
0,6 - 0,7
При преобладании потребителей 2 категории
для двухтрансформаторных подстанций
0,65-0,75
0,6 - 0,8
При преобладании потребителей 2 категории
для однотрансформаторных подстанций, при наличии централизованного складского резерва трансформаторов,
для потребителей 3 категории
0,9 - 0,95
0,8 - 1,0
2.5. Составляется таблица каталожных параметров выбранного трансформатора.
Тип, марка
Мощность
Sном , кВА
Напряжение на сторонах,
U, кВ
Потери трансформатора, кВт
Uкз, %
Iхх, %
ВН
НН
Рхх
Ркз
Справочные данные
Таблица 1. Технические данные трехфазных сухих трансформаторов, Uном < 1000 В
Тип
Sном, кВА
Uном обмоток, В
Потери, Вт
Uкз, %
Iхх, %
ВН
НН
ХХ
КЗ
ТС10/ 0,66
ТСЗ-10/ 0,66
10
380; 660
230; 400
75(90)
280
4,5
7,0
380
36; 42
ТС-16/ 0,66
ТСЗ-16/ 0,66
16
380; 660
230; 400
100 (125)
400
5,8
220
230
380
36; 42
ТС-25/ 0,66
ТСЗ-25/ 0.66
25
380; 660
230; 400
140 (180)
560
4,8
220
230
380
36; 42
ТС-40/ 0,66
ТСЗ-40/ 0,66
40
380; 660
230; 400
200 (250)
800
4,0
220
230
380
36; 42
ТС-63/ 0,66
ТСЗ-63/ 0,66
63
380; 660
230; 400
280 (350)
1050
3,3
220
230
ТС-100/ 0,66
ТСЗ-100/ 0.66
100
380; 660
230; 400
390 (490)
1450
2,7
ТС-160/ 0,66
ТСЗ-160/ 0,66
160
560 (700)
2000
2,3
Примечание. Схема и группа соединений обмоток Y/Yн - 0.
Таблица 2. Технические данные трехфазных сухих трансформаторов, UномВН >1000 В
Тип
Sном, кВА
Uном обмоток, кВ
Потери, кВт
Uкз, %
Iхх, %
ВН
НН
ХХ
КЗ
ТСЗ-160/10
160
6; 6,3; 10; 10,5
0,23; 0,4; 0,69
0,7
2,7
5,5
4
ТСЗ-250/10
250
6; 10
1
3,8
3,5
ТСЗ-400/10
400
6; 6,3; 10; 10,5
1,3
5,4
3
ТСЗА-400/10
6; 10
1,8
ТСЗА-400/10
6,3; 10,5
0,4
1,12
ТСЗА-630/10
630
6; 6,3; 10; 10,5
0,4; 0,69
2,0
7,3
1,5
ТСЗА-630/10
6,3; 10,5
0,4
1,72
ТСЗА-630/10
6; 10
0,4; 0,69
2
ТСЗС-630/10
6; 6,3; 10; 10,5
0,4
8,5
8
2
ТСЗ-1000/10
1000
6; 10
0,4; 0,69
3
11,2
5,5
1,5
ТСЗС-1000/10
6; 6,3; 10; 10,5
0,4
12
8
2
ТСЗА-1000/10
6; 6,3; 10
2,5
1,1
ТСЗА-1000/10
2,15
ТСЗУ-1000/10
6; 10
0,4; 0,69
2,45
10,4
5,5
1
ТСЗ-1600/10
1600
4,2
16
1,5
ТСЗУ-1600/10
6; 10; 10,5
3,4
17
0,7
ТСЗЛ-630/10
630
6; 6,3; 10; 10,5
1,65
7,1
1,4
ТСЗЛ-1000/10
1000
6; 10
2
10,2
1,0
ТСЗЛ-1600/10
1600
2
15
0,7
ТСЗЛ-2500/10
2500
4
20,5
6
0,65
Примечание. Схема и группа соединений обмоток ∆/Yн - 11 для всех исполнений и Y/Yн - 0 до 1000 кВА включительно.
Таблица 3. Технические данные трехфазных масляных трансформаторов
-
Тип
Sном,
кВА
Uном обмоток, кВ
Схема и группа со-
единения обмоток
Потери, Вт
Напряжение
КЗ, %
Ток
XX, %
ВН
НН
XX
КЗ
Напряжение до 35 кВ
ТМ-25/10
25
6; 10
0,4
Y/Yн-0
Y/Yн-11
130
600; 690
4,5; 4,7
3,2
ТМ-40/10
40
175
880; 1000
3
ТМ-63/10
63
240
1280; 1470
2,8
ТМ-100/10
100
330
1970
2270
2,6
ТМ-100/35
35
420
6,5; 6,8
ТМ-160/10
160
6; 10
0,4; 0,69
Y/Yн-0
∆/Yн-11
Y/ Yн-11
510
2650
4,5; 4,7
2,4
ТМФ-160/10
3100
ТМ-160/35
35
620
3100
6,5; 6,8
ТМ-250/10
250
6; 10
740
3700
4,5; 4,7
2,3
ТМФ-250/10
4200
ТМ-250/35
35
900
4200
6,5; 6,8
ТМ-400/10
400
6; 10
∆/Yн-0
∆/Yн-11
∆/Yн-11
950
5900
4,5
2,1
ТМФ-400/10
ТМН-400/10
ТМ-400/35
35
Y/Yн-0
∆/Yн-11
1200
5500
6,5
ТМН-400/35
5900
ТМ-630/10
630
6; 10
0,4
Y/Yн-0
1310
7600
5,5
2,0
ТМФ-630/10
0,4
∆/Yн-11
8500
ТМН-630/10
0,69
∆/Yн-11
ТМ-630/35
35
0,4
Y/Yн-11
1600
7600
6,5
ТМФ-630/35
0,69
∆/Yн-11
8500
ТМН-630/35
6,3; 11
Y/∆-11, Y/∆-11
7600
ТМ-1000/10*
1000
6; 10
0,4
Y/Yн-0
-
-
-
-
0,69
∆/Yн-11; ∆/Yн-11
3,15; 6,3
Y/∆-11
10
10,5
ТМ-1000/35
13,8 15,75
0,4; 0,69
Y/Yн-0; ∆/Yн-11
2000
12200
6,5
1,4
20
6,3; 10,5
Y/∆-11
35
3,15; 6,3;
10,5
Y/∆-11
11600
ТМН-1000/35
20
0,4
Y/Yн-0; ∆/Yн-11
2100
0,69
∆/Yн-11
6,3; 11
Y/∆-11
35
0,4; 0,69
Y/Yн-0
12200
6,3; 11
Y/∆-11
11600
ТМ-1600/10*
1600
6
0,4
Y/Yн-0; ∆/Yн-11
-
-
-
-
0,69
∆/Yн-11
10
3,15; 6,3
Y/∆-11
ТМ-1600/35
20
0,4
Y/Yн-0; ∆/Yн-11
2750
18000
6,5
1,3
0,69
∆/Yн-11
6,3; 10,5
Y/∆-11
35
0,4; 0,69
Y/Yн-0
3,15; 6,3; 10,5
Y/∆-11
16500
ТМН-1600/35
13,8
0,4
Y/∆н-11
2900
15,75
11
Y/∆-11
20
0,4
Y/Yн-0; ∆/Yн-11
0,69
∆/Yн-11
6,3; 11
35
0,4; 0,69
Y/Yн-0
18000
6,3; 11
Y/∆-11
16500
ТМ-2500/10*
2500
6
0,4; 0,69
∆/Yн-11
3850
23500
6,5
1,0
10
3,15
Y/∆-11
10
6,3; 10,5
ТМ-2500/35
2500
20
0,69
∆/Yн-11
3900
23500
6,5
1
35
3,15
Y/∆-11
20; 35
6,3; 10,5
ТМН-2500/35
13,8; 15,75
6,3; 11
Y/∆-11
4100
20
0,69
∆/Yн-11
35
Y/Yн-0
20; 35
6,3
Y/∆-11
11
ТМ-4000/10
4000
6; 10
3,15
5200
33500
7,5
0,9
10
6,3
ТМ-4000/35
35
3,15
5300
20; 35
6,3; 10,5
ТМН-4000/35
13,8; 15,75;
20; 35
6,3;
11
5600
ТМ-6300/10
6300
10
3,15; 6,3; 10,5
7400
46500
7,5
0,8
ТМ-6300/35
35
3,15
7600
20; 35
6,3; 10,5
ТМН-6300/35
35
6,3; 11
8000
ТД-10000/35*
10000
38,5
6,3; 10,5
-
-
-
-
ТД-16000/35*
16000
-
-
-
-
-
-
-
ТДЦ-80000/35
8000
15,75
6,3; 10,5
∆/∆-0
58000
280000
10,0
0,45
Модернизированные с масляным диэлектриком
ТМ-400/10
400
6; 10
0,4; 0,69
-
900
5500
4,5
1,5
ТМ-630/10
630
1250
7600
1,25
ТМ-1000/10
1000
1900
10500
5,5
1,15
ТМВМЗ-630/10
630
1200
8500
0,4
ТМВМЗ-1000/10
1000
1650
11000
Для комплектных трансформаторных подстанций
ТМЗ-250/10
250
6; 10
0,4; 0,69
-
740
3700
4,5
2,3
ТМЗ-400/10
400
950
5500
2,1
ТМЗ-630/10
630
1310
7600
5,5
1,8
ТНЗ-630/10
ТМЗ-1000/10
1000
1900
10800
1,2
ТНЗ-1000/10
ТМЗ-1600/10
1600
2650
16500
6,0
1,0
ТНЗ-1600/10
ТМЗ-2500/10
2500
3750
24000
0,8
ТНЗ-2500/10
Напряжение до 220 кВ (номинальная мощность в МВА, потери в КВт)
ТМН-2500/110
2,5
110
6,6; 11
-
5,5
22
10,5
1,5
ТМН-6300/110
6,3
115
6,6; 11; 16,5
10
44
1
ТДН-10000/110
10
6,6; 11; 16,5
14
58
0,9
ТДН-16000/110
16
22; 34,5
18
85
0,7
ТДН-25000/110
25
38,5
25
120
0,65
ТДН-40000/110
40
34
170
0,55
ТРДН-25000/110
25
6,3-6,3;
10,5-10,5
25
120
0,65
ТРДН-40000/110
40
6,3-10,5
34
170
0,55
ТРДН-63000/110
63
50,5
245
0,5
ТРДН-80000/110
80
58
310
0,45
ТРДН-63000/110
63
242
38,5
50
245
0,5
ТДН-80000/110
80
10,5-10,5
58
310
0,45
ТРДЦН-125000/110
125
6,3
105
400
11,0
0,55
ТД-80000/220
80
10,5; 13,8
79
315
0,45
ТДЦ-125000/220
125
10,5; 13,8
120
380
0,55
ТРДН-32000/220
32
230
6,3-6,3
6,6-6,6
11-11
11-6,6
-
45
150
11,5
0,65
ТРДНС-40000/220
40
50
170
0,6
ТРДН-63000/220
63
6,3-6,3
6,6-6,6
70
265
-
0,5
ТРДЦН-63000/220
11,0-11,0
11,0-6,6
ТРДЦН-100000/220
100
11,0-11,0
102
340
125
0,65
ТРДЦН-160000/220
160
155
500
-
0,5
ТРДЦН-200000/220*
200
-
-
-
-
Примечания:
-
У трансформаторов, отмеченных звездочкой (*), потери определяются при приемочных испытаниях.
-
Трансформатор ТМВМЗ имеет витой магнитопровод.
-
Для трансформаторов с расщепленной обмоткой НН указано напряжение КЗ для обмоток ВН-НН; для обмоток BH-HHl (HH2) Uкз =20 % (110 кB), Uкз = 21 % (220 кВ) (у трансформаторов ТРДЦН-100000/220 и 160000/220 для обмоток ВН-НН1 (НН2) Uкз =23 %); для обмоток НН1-НН2 Uкз > 30% (110 кB), Uкз > 28 % (220 кВ).
-
Потери КЗ для трансформаторов с расщепленной обмоткой приведены для обмоток ВН-НН.
-
Схема и группа соединений обмоток трансформаторов Yн/∆-11, для трансформаторов с расщепленной
обмоткой НН - Yн/∆-∆-11-11. -
Трансформаторы 110 кВ должны допускать работу с заземленной нейтралью обмоток ВН при условии
защиты нейтрали соответствующим разрядником. -
Вводы и отводы нейтрали НН трансформаторов 110 кВ и выше должны быть рассчитаны на продолжительную нагрузку током, равным номинальному току обмоток ВН.
-
Режим работы нейтрали обмоток ВН трансформаторов 220 кВ - глухое заземление. При этом изоляция
нейтрали должна выдержать одноминутное напряжение промышленной частоты, равное 85 кВ (действующее значение).
Таблица 4. Технические данные трехфазных масляных трехобмоточных трансформаторов общего назначения
-
Тип
Sном,
МВА
Uном обмоток, кВ
Потери, кВт
Напряжение КЗ, %
Ток
XX, %
ВН
СН
НН
XX
КЗ
ВН-СН
ВН-СН
СН-НН
ТМТН-6300/35
6,3
35
10,5;
13,8;
15,75
6,3
-
55
7,5
7,5
16
-
ТДТН-10000/35
10
36,75
75
8;
(16,5)*
16,5;
(8,0)*
7
ТДТН-16000/35
16
115
ТМТН-6300/110
6,3
115
16,5; 22; 38,5
6,6; 11
12,5
52
10,5
17
6
1,1
ТДТН-10000/110
10
16,5; 22; 34,5; 38,5
17
76
17,5
6,5
1,0
ТДТН-16000/110
16
22; 34,5; 38,5
21
100
0,8
ТДТН-25000/110
25
11; 22; 34,5; 38,5
6,6
28,5
140
0,7
ТДТН-40000/110
40
11
6,6
39
200
0,6
22; 34,5; 38,5
6,6; 11
ТДТН-63000/110
63
11
6,6
53
290
18,0
7,0
0,55
38,5
6,6; 11
ТДТН-80000/110
80
11
6,6
64
365
11,0
18,5
0,5
38,5
6,6; 11
ТДЦТН-80000/110
11
6,6
38,5
6,6; 11
ТДТН-25000/220
25
230
38,5
6,6; 11
45
130
12,5
20
6,5
0,9
ТДТН-40000/220
40
54
220
22
9,5
0,55
ТДТН-63000/220
63
-
-
-
-
-
-
Примечания.
1. Номинальные мощности всех обмоток равны номинальной мощности трансформатора (за исключением обмотки СН напряжением 34,5 кВ, которая рассчитана на нагрузку, равную 90 % номинальной мощности трансформатора).
2. Потери КЗ и напряжения КЗ указаны для основных ответвлений обмоток.
3. Звездочкой (*) указаны напряжения КЗ при изменении расположения обмоток СН и НН относительно стержня магнитопровода.
Контрольные вопросы
-
Что называется трансформатором, устройство и принцип действия?
-
Условия параллельной работы трансформаторов?
-
Почему рекомендуется установка трансформаторной подстанции в центре электрических нагрузок?
-
В чём заключается экономичность установки трансформаторной подстанции в центре электрических нагрузок?
-
В каких случаях допускается трансформаторную подстанцию не устанавливать в центре электрических нагрузок?
-
Сколько трансформаторов рекомендуется устанавливать на подстанциях для потребителей 1 и 2 категории?
-
В каких случаях допускается для потребителей 2 категории установка однотрансформаторных подстанций?
-
Почему на ГПП напряжением 35 кВ и выше устанавливаются всегда 2 трансформатора?
-
Какая допустимая перегрузка допускается для трансформаторов двухтрансформаторной подстанции?
-
Условие выбора трансформаторов для послеаварийного режима двухтрансформаторной подстанции?
-
Условие выбора трансформаторов для нормального режима двухтрансформаторной подстанции?
-
Почему трансформаторы с напряжением ВН 6-10 кВ для цеховых ТП, должны выбираться с системой регулирования напряжения ПБВ?
-
Почему трансформаторы с напряжением ВН 35 кВ и выше для ГПП, должны выбираться с системой регулирования напряжения РПН?
-
Почему силовые трансформаторы главных подстанций объектов и ГПП должны выбираться по методу с учётом характерного суточного графика нагрузок, а цеховые ТП по упрощённому методу?
-
Для чего и каким образом определяется коэффициент допустимой перегрузки трансформаторов?
-
В чём отличие трансформаторов от автотрансформаторов?
-
Какие группы соединений существуют и каким образом они сочетаются со схемами соединений?
-
Почему кпд автотрансформатора выше чем кпд трансформатора?
-
Почему при опыте короткого замыкания на трансформатор нельзя подавать номинальное напряжение?
-
Что называется напряжением короткого замыкания трансформатора?