Евминов л.и. короткие и простые замыкания в распределительных сетях — файл n1.doc

Введение

Энергоэффективность силового трансформатора, как указано в , определяется тремя факторами:

  • загрузкой трансформатора;
  • мощностью его потерь холостого хода (далее — потери хх);
  • мощностью его потерь короткого замыкания (далее — потери кз).

В работе автор выводит главную парадигму повышения энергоэффективности трансформации электроэнергии — «Для обеспечения максимальной энергоэффективности трансформаторной подстанции при заданном коэффициенте нагрузки должно быть обеспечено совершенно определенное соотношение потерь хх и кз в устанавливаемом трансформаторе».

Потери хх и кз в силовых трансформаторах I — III габарита, которые имеют большинство установленных сегодня трансформаторах, приведены, в частности, в работе . На ближайшие перспективы к энергоэффективным трансформаторам предъявляются требования по потерям хх и кз, указанные в таблицах 1 и 2.

Таблица 1. Планируемые характеристики силовых трансформаторов 6-10 кВ номинальной мощностью 63-2500 КВА до 1 июля 2021 года

Номинальная мощность (кВА)

Стандартные трансформаторы

Энергоэффективные трансформаторы

Потери холостого хода (Вт)

Потери короткого замыкания (Вт)

Потери холостого хода (Вт)

Потери короткого замыкания (Вт)

63

160–175

1270–1280

160

1270

100

217–260

1591–1970

217

1591

160

300–375

2350–2900

300

2136

250

425–520

3250–3700

425

2955

400

565–750

4600–5400

565

4182

630

696–1000

6136–7600

696

6136

1000

957–1400

9545–10600

957

9545

1250

1350–1500

13250–13500

1350

13250

1600

1478–1980

15455–16500

1478

15455

2500

2130–2600

23182–26500

2130

23182

Таблица 2. Планируемые характеристики силовых трансформаторов 6-10 кВ номинальной мощностью 63-2500 КВА с 1 июля 2021 года

Номинальная мощность (кВА)

Энергоэффективные трансформаторы

Высокоэнергоэффективные трансформаторы

Потери холостого хода (Вт)

Потери короткого замыкания (Вт)

Потери холостого хода (Вт)

Потери короткого замыкания (Вт)

63

160

1270

128

1031

100

217

1591

180

1475

160

зоо

2136

260

2000

250

425

2955

360

2750

400

565

4182

520

3850

630

696

6136

730

5600

957

9545

940

9000

1250

1350

13250

1150

11000

1600

1478

15455

1450

14000

2500

2130

23182

2100

22000

Указанные требования соответствуют стандарту СТО 34.01 — 3.2 — 011 — 2017.

Конструктивные мероприятия, с помощью которых могут быть достигнуты указанные в таблицах значения потерь хх и кз, вытекают из теории проектирования трансформаторов. Рассмотрим отдельно конструктивные способы уменьшения потерь холостого хода и короткого замыкания.

Опыт — короткое замыкание — трансформатор

При проведении опыта короткого замыкания трансформатора, в отличие от опасного режима короткого замыкания, возникающего в аварийных условиях самопроизвольно, к первичной обмотке трансформатора подводится такое напряжение, при котором в его обмотках возникают токи, равные соответствующим номинальным их значениям.

Почему в опыте короткого замыкания трансформатора значительно снижают напряжения на фазах первичной обмотки.

Каким образом производится опыт короткого замыкания трансформатора.

Каким образом производится опыт короткого замыкания трансформатора и какие измерительные приборы необходимы при этом.

Каким образом производится опыт короткого замыкания трансформатора.

Так как при опыте короткого замыкания трансформатора магнитный поток в его сердечнике незначителен по величине, то магнитными потерями в стали сердечника здесь можно пренебречь. В обмотках же трансформатора во время этого опыта протекают номинальные токи, поэтому потребляемая им активная мощность из сети в этом случае практически расходуется на покрытие потерь в этих обмотках.

На практике производят так называемый опыт короткого замыкания трансформатора. При этом опыте напряжение t / t U1K подбирают таким образом, чтобы ток / 2 / 2К был равен номинальному ( нормальному) вторичному току. Ток / о при этом уменьшается в значительно большее число раз вследствие работы сердечника в ненасыщенном режиме.

На практике производят так называемый опыт короткого замыкания трансформатора. При этом опыте напряжение U) UIK подбирают таким образом, чтобы ток / 2 / зк был равен номинальному ( нормальному) вторичному току. Обычно при этом t / 1K в несколько раз меньше номинального напряжения Ul.

На практике проводят так называемый опыт короткого замыкания трансформатора. При этом опыте напряжение t / i UIK подбирают таким образом, чтобы ток / 2 / 2iC был равен номинальному ( нормальному) вторичному току. Ток / 0 при этом уменьшается в значительно большее число раз вследствие работы магнитопровода в ненасыщенном режиме.

Какие приборы необходимы для опыта короткого замыкания трансформатора.

Что показывает ваттметр в опыте короткого замыкания трансформатора.

На практике производят так на зываемый опыт короткого замыкания трансформатора. При этом опыте напряжение U J K подбирают таким образом, чтобы ток / 2 / 2к был равен номинальному ( нормальному) вторичному току. Обычно при этом ( / IK в несколько раз меньше номинального напряжения U. Ток / о при этом уменьшается в значительно большее число раз вследствие работы сердечника в ненасыщенном режиме.

Какие приборы необходимы для постановки опыта короткого замыкания трансформатора.

Как и с какой целью проводится опыт короткого замыкания трансформатора.

Для определения параметров короткого замыкания производят опыт короткого замыкания трансформатора. На рис. 17 — 6 изображена схема короткого замыкания однофазного трансформатора.

Расчет напряжения короткого замыкания

Активная составляющая напряжения короткого замыкания, %, Uка = , где    Рк      –      мощность короткого замыкания, определенная выше, Вт; S      – пол-ная мощность трансформатора, кВА. Реактивная составляющая напряжения короткого замыкания,     %, Uкр= × 10-3, где     – ширина, см, приведенного канала рассеяния для трансформа-торов до 10000 кВА, При расчете трансформаторов мощностью от 10000 кВА и выше=, где    d12    –       средний диаметр канала между обмотками, см; Кр –       коэффи-циент приведения идеального поля рассеяния к реальному, Кр ≈ 0,95. Следует определить действительное значение коэффициента b по выражению , где , здесь a1 – действительное значение радиального размера обмотки НН; – действительная высота обмоток; при равенстве обмоток НН и ВН по высоте  при разной высоте обмоток , см. Напряжение короткого замыкания, %, Uк = . При расчете Uкр, а также при всех дальнейших расчетах необходимо пользоваться реальными размерами рассчитанных обмоток трансформатора (), а не приближенными значениями предварительного расчета основных размеров. В тех случаях, когда полученное значение Uк отклоняется более, чем на  ± 5 % от заданной величины, изменение Uк в нужном направлении лучше всего вести за счет изменения его реактивной составляющей. Небольших изменений Uкр можно достичь, изменяя  (за счет изменения ) или . Более резкое изменение Uкр достигается изменением напряжения одного витка Uв и числа витков, которое может быть достигнуто путем увеличения или уменьшения диаметра стержня или индукции в нем Вс.

Понятие потерь

При работе установки часть мощности поступает на первичный контур. Она рассеивается в системе. Поэтому поступающая мощность в нагрузку определяется на меньшем уровне. Разница составляет суммарное снижение мощности в трансформаторе.

Существует два вида причин, из-за которых происходит рост потребление энергии оборудованием. На них влияют различные факторы. Их делят на такие виды:

  1. Магнитные.
  2. Электрические.

Их следует понимать, дабы иметь возможность снизить электрические потери в силовом трансформаторе.

Магнитные потери

В первом случае потери в стали магнитопривода состоят из вихревых токов и гистериза. Они прямо пропорциональны массе сердечника и его магнитной индукции. Само железо, из которого выполнен магнитопривод, влияет на эту характеристику. Поэтому сердечник изготавливают из электротехнической стали. Пластины делают тонкими. Между ними пролегает слой изоляции.

Электрические потери

Снижение мощности может определяться в обмотках при их нагреве током. В сетях на такие затраты приходится 4-7% от общего количества потребляемой энергии. Они зависят от нескольких факторов. К ним относятся:

  • Электрическая нагрузка системы.
  • Конфигурация внутренних сетей, их длина и размер сечения.
  • Режим работы.
  • Средневзвешенный коэффициент мощности системы.
  • Расположение компенсационных устройств.

Потери мощности в трансформаторах являются величиной переменной. На нее влияет показатель квадрата тока в контурах.

Как рассчитать

На практике используют два основных способа вычисления потерь электромагнитного оборудования, для которых применяют технические характеристики трансформаторов. Министерством энергетики РФ рекомендовано в отчетном периоде рассчитывать потери нагрузки на основе схемы энергосети:

ΔWHj= KК *ΔРСР * ТJ * K2Ф, где

ΔРСР – средние потери мощности, кВт;

K2Ф – коэффициент формы графика;

KК – уточняющий параметр (0,99);

ТJ – длительность расчетного периода.

Если графика нагрузки нет, K2Ф = (1+2КЗ) / 3КЗ), а при отсутствии информации о коэффициенте заполнения графика, КЗ = 0,5.

Для двухобмоточных

Чтобы выполнить вычисления, нужно пользоваться техническими (каталожными) параметрами трансформатора, к которым относится:

  • номинальная мощность;
  • потери холостого хода;
  • затраты при замыкании накоротко.

Также для вычислений нужны расчетные данные:

  • фактически потребленная энергия в период времени;
  • число отработанных часов (в месяц/квартал);
  • время эксплуатации трансформатора при номинальной нагрузке сети.

После получения перечисленных данных проводят измерение угла cos φ, выступающего средневзвешенным коэффициентом мощности, отталкиваясь от значения tg φ – коэффициента компенсации узла диэлектрических потерь:

Если в энергосистему не включен счетчик реактивных мощностей, используют выражение:

Формулы

Для расчетов используют формулу:

К = ЭА / РНОМ * ТОЧ * cos φ, где

ЭА – активная электроэнергия;

cos φ = r / Z – угол сдвига фаз (r – активное и Z – полное сопротивление цепи).

Или такая запись:

Соответственно потери трансформатора в рабочем режиме (при нагрузке, а не во время холостого хода) вычисляют так:

Р = РХХ * ТОЧ * РКЗ * К2 * ТНЧ

или такая запись:

Описанную методику используют при проведении вычислений потерь в двухконтурных трансформаторах.

Для трехобмоточных

Чтобы посчитать убыль электроэнергии в трехобмоточных силовых узлах в формулу расчета дополнительно включают технические характеристики оборудования, указанные производителем в паспорте. Расчетная формула:

Э = ЭСН + ЭНН,

где Э – фактически потребленная энергия;

ЭСН и ЭНН соответственно электроэнергия в контурах среднего и низкого напряжения или по формуле, где коэффициенты находят так:

В формуле используют номинальную мощность каждого контура обмотки и потери, которые возникают при замыкании накоротко.

Трансформаторы 110 кВ

Трёхфазные двухобмоточные трансформаторы 110 кВ
Тип Sном,

МВА

Пределы

регулирования

Каталожные данные Расчетные данные
Uном обмоток Uк, % ΔРк, кВт Рх, кВт Iх, % Rт, Ом Хт, Ом ΔQх, квар
ВН НН
ТМН-2500/110 2,5 +10*1,5 % −8*1,5 % 110 6,6;11 10,5 22 5,5 1,5 42,6 508,2 37,5
ТМН-6300/110 6,3 ±9*1,78 % 115 6,6;11 10,5 44 11,5 0,8 14,7 220,4 50,4
ТДН-10000/110 10 ±9*1,78 % 115 6,6;11 10,5 60 14 0,7 7,95 139 70
ТДН-16000/110 16 ±9*1,78 % 115 6,5;11 10,5 85 19 0,7 4,38 86,7 112
ТРДН(ТРДНФ25000/110 25 ±9*1,78 % 115 6,3/6,5;6,3/10,5;10,5/10,5 10,5 120 27 0,7 2,54 55,9 175
ТДНЖ-25000/110 25 ±9*1,78 % 115 27,5 10,5 120 30 0,7 2,5 55,5 175
ТД-40000/110 40 ±2*2,5 % 121 3,15;6,3;10,5 10,5 160 50 0,65 1,46 38,4 260
ТРДН-40000/110 40 ±9*1,78 % 115 6,3/6,3;6,3/10,5;10,5/10,5 10,5 172 36 0,65 1,4 34,7 260
ТРДЦН-63000/110 63 ±9*1,78 % 115 6,3/6,3;6,3/10,5;10,5/10,5 10,5 260 59 0,6 0,87 22 410
ТРДЦНК-63000/110 63 ±9*1,78 % 115 6,3/6,3;6,3/10,5;10,5/10,5 10,5 245 59 0,6 0,8 22 378
ТДЦ-80000/110 80 ±2*2,5 % 121 6,3;10,5;13,8 10,5 310 70 0,6 0,71 19,2 480
ТРДЦН(ТРДЦНК)-80000/110 80 ±9*1,78 % 115 6,3/6,3;6,3/10,5;10,5/10,5 10,5 310 70 0,6 0,6 17,4 480
ТДЦ-125000/110 125 ±2*2,5 % 121 10,5;13,8 10,5 400 120 0,55 0,37 12,3 687,5
ТРДЦН-125000/110 125 ±9*1,78 % 115 10,5/10,5 10,5 400 100 0,55 0,4 11,1 687,5
ТДЦ-200000/110 200 ±2*2,5 % 121 13,8;15,75;18 10,5 550 170 0,5 0,2 7,7 1000
ТДЦ-250000/110 250 ±2*2,5 % 121 15,75 10,5 640 200 0,5 0,15 6,1 1250
ТДЦ-400000/110 400 ±2*2,5 % 121 20 10,5 900 320 0,45 0,08 3,8 1800

Примечания.
1. Регулирование напряжения осуществляется за счет РПН в нейтрали, за исключением трансформаторов типа ТМН-2500/110 с РПН на стороне НН и ТД с ПБВ на стороне ВН.
2. Трансформаторы типа ТРДН могут изготавливаться также с нерасщепленной обмоткой НН 38,5 кВ, трансформатор 25 МВА — с 27,5 кВ (для электрификации железных дорог).

Трёхфазные трехобмоточные трансформаторы 110 кВ
Тип Sном,

МВА

Каталожные данные Расчетные данные
Uном обмоток Uк, % ΔРк, кВт Рх, кВт Iх, % Rт, Ом Хт, Ом ΔQх, квар
ВН СН НН ВН СН НН ВН СН НН ВН СН НН
ТМТН-6300/110 6,3 115 38,5 6,6;11 10,5 17 6 58 14 1,2 9,7 9,7 9,7 225,7 131,2 75,6
ТДТН-10000/110 10 115 38,5 6,6;11 10,5 17 6 76 17 1,1 5 5 5 142,2 82,7 110
ТДТН-16000/110* 16 115 38,5 6,6;11 10,5 17 6 100 23 1 2,6 2,6 2,6 88,9 52 160
ТДТН-25000/110 25 115 11;38,5 6,6;11 10,5 17,5 6,5 140 31 0,7 1,5 1,5 1,5 56,9 35,7 175
ТДТНЖ-25000/110 25 115 38,5;27,5 6,6;11; 27,5 10,5(17) 17(10,5) 6 140 42 0,9 1,5 1,5 1,5 57 0(33) 33(0) 225
ТДТН-40000/110* 40 115 11;22;38, 5 6,6;11 10,5(17) 17(10,5) 6 200 43 0,6 0,8 0,8 0,8 35,5 0(22,3) 22,3(0) 240
ТДТНЖ-40000/110 40 115 27,5;35,5 6,6;11; 27,5 10,5(17) 17(10,5) 6 200 63 0,8 0,9 0,9 0,9 35,5 0(20,7) 20,7(0) 320
ТДТН(ТДЦНТ) −63000/110* 63 115 38,5 6,6;11 10,5 17 6,5 290 56 0,7 0,5 0,5 0,5 22 13,6 441
ТДТН(ТДЦТН, ТДЦТНК) −80000/110* 80 115 38,5 6,6;11 11(17) 18,5(10,5) 7(6,5) 390 82 0,6 0,4 0,4 0,4 18,6(21,7) 0(10,7) 11,9(0) 480

При Хт обмотки СН, равном нулю, обмотки НН изготавливаются с Uном, равным 6,3 или 10,5 кВ.

Примечание. Все трансформаторы имеют РПН ±9*1,78 % в нейтрали ВН за исключением трансформатора ТНДТЖ-40000 с РПН ±8*1,5 % на ВН.

Режим короткого замыкания (КЗ)

Этот режим в условиях эксплуатации является аварийным. Он применяется только для экспериментального определения
индуктивности рассеивания трансформатора. Измерения проводят в следующей последовательности. Входное напряжение устанавливают
равным нулю. Замыкают выходные клеммы (U2 = 0). Плавно поднимают входное напряжение
(U1) до тех пор, пока в обмотках не установятся номинальные токи. Величина
U1 = UКЗ называется напряжением короткого замыкания,
является паспортной величиной трансформатора и обычно составляет 5…10% от номинального напряжения U1ном.
При этом, ток холостого хода I10 весьма мал по сравнению с номинальным и им можно пренебречь (считать
равным нулю). Тогда эквивалентная схема трансформатора в режиме КЗ принимает вид, показанный на рисунке 5.

Ток холостого хода мы приняли равным нулю I10= 0, поэтому в эквивалентной схеме трансформатора параллельная цепь
Lr отсутствует. Входное сопротивление трансформатора полностью определяются индуктивностью рассеивания первичной и вторичной
обмоток, а также их омическим сопротивлением:

Результирующее сопротивление — это сопротивление короткого замыкания трансформатора. Зная полное сопротивление короткого замыкания:

можно найти коэффициент передачи трансформатора, а в случае малой индуктивности рассеивания потери мощности в обмотках трансформатора.

Намагничивающая сила, создающая магнитный поток в сердечнике в режиме короткого замыкания (измерительный режим) практически равна нулю:

и если I10 = 0, то I1W1 = −I2W2
откуда находим отношение токов, а значит и коэффициент трансформации по току:

Знак минус в формуле (15) говорит о том, что магнитные потоки Ф1 и Ф2 направлены навстречу друг другу и взаимно компенсируются.

Рабочий режим (нагруженный или номинальный). Если к вторичной обмотке W2 подключить нагрузку Rн, то ее
напряжение U2 вызовет ток нагрузки I2, как это показано на рисунке 1б. Токи I1 и
I2 ориентированы различно относительно магнитного потока Ф. Ток I1 создает поток Ф1, а ток
I2 создаёт поток Ф2 и стремится уменьшить поток Ф1. Иначе говоря, в магнитопроводе появляются магнитные потоки
Ф1 и Ф2, которые на основании закона Ленца направлены встречно и их алгебраическая сумма
даёт: Ф1 + Ф2 = Ф — магнитный поток холостого хода трансформатора.

Отсюда можно записать уравнение намагничивающих сил (закон полного тока):

Видно, что изменение тока I2 обязательно приведёт к изменению тока I1. Нагрузка образует второй контур, в котором
ЭДС вторичной обмотки е2  является источником энергии. При этом, справедливы уравнения:

где   r2 — омическое сопротивление вторичной обмотки
         х2 — сопротивление индуктивности рассеяния вторичной обмотки.

По закону Киргофа сумма токов (6) может быть обеспечена параллельным соединением электрических цепей, поэтому в рабочем режиме трансформатор можно
представить эквивалентной схемой, приведенной на рисунке 4.

Рисунок 4 Схема замещения трансформатора в рабочем режиме

Расчет МТЗ линии

3.1. Определим ток срабатывания МТЗ по условию отстройки от самозапуска двигателей нагрузки после восстановления питания действием автоматики по выражению 1-1 :

где:

  • kн = 1,1 – 1,15 – коэффициент надежности, берется по ана0логии из расчета ТО;
  • kв — коэффициент возврата, для цифровых терминалов рекомендуется принимать – 0,96, для Sepam принимается 0,935;
  • kсзп. – коэффициент самозапуска, в связи с тем, что в данном примере линия питает только бытовую нагрузку (двигательная нагрузка — отсутствует), по опыту эксплуатации и проведенных исследований рекомендуется принимать kсзп. = 1,2 – 1,3 , при условии, что время срабатывания защиты будет не менее 0,5 с.

Если же у вас в виде нагрузки преобладают асинхронные двигатели напряжением до 1000 В, в этом случае нужно определить коэффициент самозапуска.

В качестве примера, расчет коэффициента самозапуска, рассмотрен в статье: «Пример выбора уставок секционного выключателя 6(10) кВ».

Iраб.макс. – максимальный рабочий ток линии, то есть Iраб.макс. – это сумма номинальных токов всех трансформаторов, питаемых по защищаемой линии, без учета коэффициента загрузки трансформаторов.

Определяя Iраб.макс. без учета коэффициента загрузки, мы создаем определенный расчетный запас на несколько лет.

3.2. Определяем вторичный ток срабатывания реле по выражению 1-3 :

3.3. Определяем коэффициент чувствительности при двухфазном КЗ в основной зоне действия защиты (точка КЗ с наименьшим током КЗ) по выражению 1-5 :

3.4. Определяем коэффициент чувствительности в зоне резервирования, т.е. когда КЗ у нас на шинах 0,4 кВ трансформаторов ответвления.

3.4.1. Определим токи КЗ за трансформаторами:

3.4.2. Определяем коэффициенты чувствительности при двухфазном КЗ в зоне резервирования:

Согласно ПУЭ 7-издание пункт 3.2.25 kч ≥1,2. Очень часто МТЗ не чувствительна к повреждениям за маломощными трансформаторами, в этом случае, допускается не резервировать отключение КЗ за трансформаторами, согласно ПУЭ 7-издание пункт 3.2.17.

3.5. Определяем ток срабатывания МТЗ по условию согласования с плавкими вставками предохранителей трансформаторов по выражению 4.3 :

где:

  • kотс. = 1,3 – коэффициент отстройки;
  • k”отс. = 2 – коэффициент отстройки от номинального тока плавкой вставки предохранителей;
  • Iвс.ном.макс. – наибольший из номинальных токов плавких вставок предохранителей, А;
  • ∑Iраб.макс. – суммарный ток нагрузки неповрежденных присоединений, А.

Если же в место предохранителя у вас установлен автоматический выключатель, то ток срабатывания определяется по формуле 4.4 :

Предварительно принимает наибольший ток срабатывания МТЗ Iс.з. = 195 A.

3.6. Определяем выдержку времени МТЗ с независимой времятоковой характеристикой.

Как видно из рис. П-11 при токе МТЗ Iс.з. = 195 A время плавления плавкой вставки достигает 8 с, что неприемлемо, поэтому нужно увеличить ток срабатывания МТЗ, что бы уменьшить время срабатывания.

Построим карту селективности для предохранителя ПКТ-50 по следующим точкам используя типовую времятоковую характеристику (см. рис. П-11): 200А – 8 с, 400 А – 0,55 с, 500 А – 0,3 с, 600 А – 0,18 с, 700 А – 0,14 с, 800 А – 0,09 с, 900 А – 0,07 с, 1000 А – 0,05 с.

В соответствии с ГОСТ 2213-79 отклонения значения ожидаемого тока КЗ при данном времени плавления плавкого элемента tпл. от значения тока КЗ, получаемого по типовой времятоковой характеристике плавления, не должно превышать ±20%.

Исходя из этого, типовая характеристика предохранителя типа ПКТ 50 должна быть смещена вправо на 20%.

Построим времятоковую характеристику с учетом 20% по следующим точкам:

  • 200А + 20% = 240 А – 8 с;
  • 400А + 20% = 480 А – 0,55 с;
  • 500А + 20% = 600 А – 0,3 с;
  • 600А + 20% = 720 А – 0,18 с;
  • 700А + 20% = 840 А – 014 с;
  • 800А + 20% = 960 А – 0,09 с;
  • 900А + 20% = 1080 А – 0,07 с;
  • 1000А + 20% = 1200 А – 0,05 с;

Исходя из времятоковой характеристики плавких предохранителей, принимаем ток срабатывания МТЗ Iс.з. = 500 A, при таком токе плавкая вставка предохранителя расплавится за время tвс = 0,3 с.

Согласно ступень селективности между защитой линии 10 кВ и предохранителем должна быть в пределах ∆t = 0,5 – 0,7 с.

3.6.1. Определяем время срабатывания МТЗ линии:

tс.з. = tвс + ∆t = 0,3 + 0,5 = 0,8 с

Принимает ток срабатывания МТЗ Iс.з. = 500 A и время срабатывания МТЗ tс.з. = 0,8 с.

Литература:

Примеры реальных конструкций современных энергоэффективных трансформаторов

Указанные выше конструктивные способы уменьшения потерь хх и кз в наиболее полной мере реализованы в нескольких линейках энергосберегающих масляных силовых трансформаторов серий ТМГ12, ТМГ15, ТМГ32, ТМГ33, ТМГ35. Динамика изменений электротехнических и массогабаритных характеристик на примере трансформатора мощностью 1000 кВА представлена в таблице 5.

Таблица 5. Характеристики энергоэффективных трансформаторов МЭТЗ им. В.И. Козлова (г. Минск, РБ)

Потери хх в трансформаторе ТМГ35 снижены на 52% по сравнению со стандартным трансформатором ТМГ11. Потери кз уменьшены на 11,5%. Масса трансформатора ТМГ35 по сравнению с массой стандартного трансформатора ТМГ11 увеличилась почти на 35%. Стоимость трансформатора увеличилась (по данным завода-изготовителя) практически на 50%. Однако принципиально важным является факт, что стоимость потерь энергоэффективного трансформатора ТМГ35 за 30 лет нормативного срока службы в 11 раз меньше стоимости потерь в обычном трансформаторе ТМГ11. Т.е. разность в стоимости энергоэффективного и обычного трансформаторов окупается примерно за 4 года.

2.4. Определение группы соединения обмоток трансформатора.

Группа соединения обмоток трансформатора имеет особо важное значение для параллельной работы его с другими трансформаторами. Метод двух вольтметров для определения группы соединения обмоток является распространенным и доступным

Метод основан на совмещении векторных диаграмм первичного и вторичного напряжений, измерении напряжений между соответствующими выводами и последующем сравнении этих напряжений с условным

Метод двух вольтметров для определения группы соединения обмоток является распространенным и доступным. Метод основан на совмещении векторных диаграмм первичного и вторичного напряжений, измерении напряжений между соответствующими выводами и последующем сравнении этих напряжений с условным.

Для проведения опыта собирают схему, показанную на рис.3.

Рис.3 Определение группы соединения обмоток трансформатора методом двух вольтметров.

Вводы А-а соединяют между собой, а на линейные вводы А, В, С обмотки ВН подают трехфазовое напряжение 220 В. это напряжение измеряется вольтметром PV1. вольтметром PV2 измеряется напряжение между вводами В-в, С-с, В-с, С-в. измеренные напряжения сравнивают с условным Uусл. Условное напряжение определяется по формуле:

Где U2л – линейное напряжение на вводах обмотки НН во время опыта В.

Кл – линейный коэффициент трансформации.

Где Uл1 – линейное напряжение, подведенное к обмотке ВН при опыте.

Результаты измерений группы соединений заносятся в таблицу 3

Напряжение на вводах

Полученные напряжения сравнивают с условным напряжением. На основании сравнения и по таблице 4 определяется группа соединений обмоток трансформатора.

Сравнение на вводах Uусл

Примечание: М – меньше, Б – больше, Р – равно.

2.5 Определение сопротивления обмоток трансформатора постоянному току.

При заданном измерении могут выявится следующие характерные дефекты:

а) недоброкачественная пайка и плохие контакты в обмотке и в присоединении вводов;

б) обрыв одного или нескольких параллельных проводников в обмотке.

Измерение сопротивления обмоток в данном случае производится мостовым методом – мостом Р 353. Измерение производится на всех ответвлениях и на всех фазах. При наличии выведенной нейтрали (0) измерение производится между фазными выводами и нулем. Если обмотка соединена в «звезду», то сопротивление фазы можно определить /1/

Где RAB, RВС, RАС – сопротивления на линейных зажимах АВ, ВС, АС.

Полученные значения сопротивления разных фаз при одном положении переключателя не должны отличаться друг от друга более чем на 2%. Данные измерений следует занести в таблицу 5.

Примечание в данной работе трансформатор имеет одно положение переключателя.

Назначение, устройство и работа прибора Э236.

Прибор Э236 предназначен для контроля технического состояния и испытания изоляции при техническом обслуживании и ремонте якорей автотракторных генераторов, стартеров и электродвигателей постоянного тока с номинальным напряжением 12 и 24 В. Диаметр проверяемых якорей от 25 до 180 мм при питании прибора от однофазной электрической цепи переменного тока напряжением 220В. /2/

Рис.4 Вид на лицевую панель прибора Э236

Конструктивно прибор представляет собой настольную измерительную установку, имеющую дроссель, измерительную цепь, контактные устройства.

С черным проводом (левое) контактное устройство используется при испытании электрической прочности изоляции. При нажатии рукоятки стержень утопает до упора, замыкая цепь. В свободном состоянии цепь обесточена.

С синим проводом (правое) контактное устройство служит для снятия с коллектора наводимой в якоре ЭДС, и применяется при определении короткозамкнутых секций и витков, обрывов и т.д. Верхняя пластина устройства – подвижная и позволяет установить в зависимости от шага и ширины пластин коллектора якоря необходимый размер между торцами пластин. В нерабочем положении оба контактных устройства должны быть установлены на задней стенке прибора в кронштейнах.

На рис.5 приведена принципиальная электрическая схема прибора.

Рис.5 Принципиальная электрическая схема прибора Э236.

Дроссель L1 имеет основную обмотку (1000 витков проводом ПЭВ-2 диаметром 0,4мм) для создания магнитного потока в магнитопроводе и проверяемом якоре, и дополнительную обмотку (1100 витков проводом ПЭВ-2 диаметром 0,2мм). Питание обмоток дросселя осуществляется напряжением 220В. Основная обмотка дросселя имеет отвод от 54 витка, что обеспечивает питание лампы HL2, служащей для сигнализации включенного состояния прибора. Для защиты питающей сети от перегрузок и КЗ в цепи основной обмотки установлен предохранитель F1.

Общая информация о трансформаторе ТСЗ-400

Трансформатор ТСЗ-400 используется во многих отраслях народного хозяйства, он предназначен для преобразования электрической энергии в электросетях трехфазного переменного тока частотой 50Гц, также трансформатор оборудован защитным кожухом, и имеет степень защиты IP21.

Трансформаторы устанавливаются в промышленных помещениях и общественных зданиях, к которым представляются повышенные требования в части пожаробезопасности, взрывозащищенности, экологической чистоты, обмотки и изоляционные детали активной части трансформаторов выполнены из материалов, не поддерживающих горения.

Трансформаторы имеют высокую надежность, требуют минимальных затрат на обслуживание, экономичны, просты в эксплуатации.

Сопротивление элементов схемы замещения в сети 0,4 кВ

Для того чтобы рассчитать токи КЗ в сети до 1000 В, следует первоначально составить схему замещения, которая состоит из всех сопротивлений цепи КЗ. Активные и индуктивные сопротивления всех элементов схемы замещения выражают в миллиомах (мОм).

Как определять сопротивления отдельных элементов схемы замещения, об этом вы и узнаете в этой статье.

Активные и индуктивные сопротивления питающей энергосистемы рассчитывают на стороне ВН понижающего трансформатора и приводят к стороне НН по формуле 2-6 .

На практике можно не учитывать активное сопротивление энергосистемы, а значение индуктивного сопротивления приравнивать как к полному сопротивлению энергосистемы (на точность расчетов это никак не скажется). В этом случае значение (в Омах) индуктивное (полное) сопротивление энергосистемы определяется по формуле 2-7 .

После того как определили индуктивное сопротивление системы по формуле 2-7 , данное сопротивление нужно привести к стороне НН по формуле 2-6 .

Индуктивное сопротивление системы, также можно определить по формулам представленных в ГОСТ 28249-93:

Как мы видим формула 1 из ГОСТ 28249-93 соответствует формулам 2-6, 2-7 из .

Пример

Определить сопротивление энергосистемы, учитывая, что ток КЗ со стороны энергосистемы на зажимах ВН трансформатора 6/0,4 кВ составляет в максимальном режиме – 19 кА, в минимальном – 13 кА.

Решение

Определяем индуктивное сопротивление энергосистемы по формулам 2-6, 2-7.

Сопротивление энергосистемы в максимальном режиме, приведенное к напряжению 0,4 кВ:

Сопротивление энергосистемы в минимальном режиме, приведенное к напряжению 0,4 кВ:

Значения (в мОм) полного (zт), активного (rт) и индуктивного (хт) сопротивления понижающего трансформатора приведенных к стороне НН определяются по формулам: 2-8, 2-9, 2-10 .

На большинстве трансформаторов 10(6)/0,4 кВ имеется возможность регулирования напряжения путем переключения без возбуждения (ПБВ) при отключенном от сети трансформаторе как со стороны высшего так и низшего напряжения. Напряжение регулируется со стороны высшего напряжения на величину ±2х2,5% от номинального значения.

Для трансформаторов с пределом регулирования ПБВ ±2х2,5%, полное сопротивление будет изменятся в пределах:

Значения индуктивного и активного сопротивления трансформатора по ГОСТ 28249-93 определяются по формулам:

Выполнение опыта КЗ на практике

При подключении обмотки-1 трансформатора к сети и замыкании обмотки-2 на клеммах, наступит опасный режим, известный как короткое замыкание. Под влиянием токов провода обмоток выделяют большой объем теплоты, пагубно воздействующий на изоляцию. В аварийном режиме нередко возникают механические напряжения, разрушающие трансформаторные обмотки.

Во избежание разрушительного воздействия полных токов, обмотка № 2 все также замыкается накоротко, а к обмотке-1 выполняется подводка сниженного напряжения. В этом случае ток КЗ становится равным величине номинала, при котором трансформатор обычно и работает. То есть, во время проверки с ним ничего не произойдет.

Данная процедура известна как опыт короткого замыкания трансформатора, когда потенциал подключенной обмотки-1 будет равно всего лишь нескольким процентам от номинала. Оно получило название напряжения короткого замыкания. Этот показатель у силовых устройств, в том числе у трехфазного трансформатора, равняется 5-10% от номинального значения. Полученное значение измеряется вольтметром, подключенным в цепь первичной обмотки. Дополнительно устанавливаются амперметры для замеров номинальных токов в обеих обмотках, а ваттметр учитывает мощность потерь, выявленных во время короткого замыкания.

Ранее уже отмечалось, что величина магнитного потока трансформатора будет пропорциональна напряжению в его первичной обмотке. Во время проведения опыта КЗ его значение в сердечнике слишком маленькое, поскольку напряжение в данном режиме, во много раз ниже номинала. В связи с этим, потери в стальных пластинках можно не учитывать и условно считать основным назначением мощности перекрытие потерь в трансформаторных обмотках.

Используемая схема опыта короткого замыкания и ее результаты создают предпосылки для определения коэффициента мощности cos φ, активного и реактивного сопротивления обмоток.

В любых трансформаторах определяют так называемые обязательные потери. Они включают в себя потери в обмотках и стальном сердечнике. Первая часть относится к категории электрических потерь, пропорциональных квадрату тока. Они определяются показаниями ваттметра, полученными в процессе опыта. Вторая часть представляет собой магнитные потери, связанные с частотой данной электрической сети и значением магнитной индукции. Данные потери также определяет ваттметр, когда трансформатор вводится в режим холостого хода.

Проводимые исследования позволяют установить коэффициент полезного действия трансформатора. При его определении нужно активную мощность обмотки-2, соотнести с мощностью обмотки № 1. КПД трансформаторных устройств достаточно высокий и в некоторых случаях доходит до 98-99%.

Оцените статью:
Оставить комментарий
Adblock
detector