7

1.1. Informacje ogólne

Elektroenergetyczna sieć dystrybucyjna może być przedstawiona jako zespół elementów służący do przesyłania, przetwarzania i rozdziału energii elektrycznej. Podstawowymi elementami tej sieci są: linie, stacje rozdzielcze i transformatorowe z układami szyn zbiorczych oraz instalacje odbiorcze, oświetleniowe i siłowe. Różne wzajemne powiązania wymieniony elementów (o zróżnicowanych parametrach) tworzą układy sieciowe zwane strukturą sieci powiązane w podsystem elektroenergetyczny.

Można przyjąć, że sieć dystrybucyjna składa się z węzłów i łączących ją gałęzi (łuków). Gałęzie (łuki) reprezentują liniowe elementy sieci (linie napowietrzne, kablowe, przewody szynowe), natomiast węzły – punktowe elementy sieci takie jak: stacje, rozdzielnice, odbiorniki.

1.2. Stosowane układy sieci dystrybucyjnych

Najczęściej spotykanymi układami sieci dystrybucyjnych są:

1. a) promieniowe,
2. b) magistralne;
3. c) pętlowe;
4. d) kratowe (oczkowe).

Ad a) Układ promieniowy jest układem najprostszym, każdy węzeł (stacja, rozdzielnica, transformator) jest zasilany oddzielną linią. W takim układzie jest prosty i selektywny układ zabezpieczeń elektroenergetycznych. Układy te odznaczają się dużą przejrzystością i małym prawdopodobieństwem dokonania nieprawidłowości połączeń. W układach tych małe są również prądy zwarciowe, natomiast mogą występować gorsze warunki napięciowe. W układach tych przerwy potrzebne na usunięcie zakłóceń mogą trwać do kilku godzin. Układ promieniowy jest układem otwartym. Układy promieniowe dzieli się na układy rezerwowane u nierezerwowane (rys. 5.1.,
rys. 5.2. i rys. 5.3.).

Rys. 5.1. Układy promieniowe nierezerwowane

Rys. 5.2. Układy sieci niskiego napięcia magistralne, nierezerwowane: a) magistrale jednostopniowe zasilane z SO; b) magistrale jednostopniowe zasilane bezpośrednio z transformatora; c) magistrale dwustopniowe; d) zasilanie z magistrali rozdzielnic odbiorczych (RO).

Rys. 5.3. Układy promieniowe rezerwowane; a) dwupromieniowe (zasilanie SO dwutransformatorowych); b) z rezerwowanie na napięciu niskim (zasilanie SO jednotransformatorowych); c) z rezerwowaniem magistralnym

W układach nierezerwowanych każdy węzeł sieci jest zasilany oddzielna linią, natomiast w układach rezerwowanych każdy węzeł sieci jest zasilany przez oddzielną linię oraz rezerwowany z linii między węzłami odbiorczymi. W praktyce takie układy są stosowane do wzajemnego rezerwowania się po stronie dolnego napięcia stacji jednotransformatorowych SN/nn zlokalizowanych blisko siebie.

Spotyka się w sieciach przemysłowych i miejskich układy dwuliniowe (dwupromieniowe)
(rys. 5.2a). Układ dwuliniowy charakteryzuje się następującymi cechami:

1. a) są identyczne obie linie zasilające węzeł odbiorczy;
2. b) praca układu jest możliwa zarówno przy jednej jak i obu liniach;
3. c) dużą pewnością zasilania;
4. d) nie wykorzystana jest obciążalność elementów sieci w normalnym jej stanie pracy;
5. e) duże są koszty inwestycyjne układu sieci.

Ad b) W układzie magistralnym jedna linia elektroenergetyczna zasila w różnych punktach sieci wiele odbiorów. Spotykane w kraju układu magistralne są zasilane jednostronnie lub wielostronnie. Układy magistralne zarówno pojedyncze, jak i podwójne mogą być rezerwowane lub nierezerwowane
(rys. 5.3 i rys. 5.4). Przy stosowaniu układów magistralnych w mieście, zakładzie uzyskuje się pewne oszczędności w długościach linii elektroenergetycznych i w ilości aparatury.

Układy magistralne w porównaniu z układami promieniowymi charakteryzują się następującymi cechami:

1. mniejsza jest liczba przyłączy w stacji zasilającej;
2. mniejsza jest łączna długość linii elektroenergetycznych a tym samym i koszt inwestycyjny;
3. mniejsza jest pewność zasilania odbiorów;
4. są trudniejsze w eksploatacji.

Przykłady układów magistralnych najczęściej stosowanych w praktyce przedstawia się na rys. 5.4 i
rys. 5.5.

Rys. 5.4. Układy magistralne dwustronne zasilane: a) magistrala dzielona; b) magistrala dzielona z zabezpieczeniem na odpływach

Rys. 5.5. Układy magistralne nierezerwowane, otwarte: a) magistrala ciągła; b) magistrala dzielona; c) magistrala dzielona z zabezpieczeniem na odpływach.

Ad c) Układy pętlowe są szeroko rozpowszechnione w kraju, w zakładach przemysłowych jak i w sieciach miejskich zasilających odbiorców komunalno – bytowych i użyteczności publicznej.

Układ pętlowy (czasem nazywany także pierścieniowym) jest to sieć magistralna dwustronnie zasilana z jednego punktu zasilającego. Najczęściej w praktyce w układ pętlowy są włączone szyny zbiorcze poszczególnych stacji transformatorowych SN/nn.

W normalnym stanie pracy pętle są dzielone łącznikiem w jednej z zasilanych rozdzielnic. Układy pętlowe mają cechy zbliżone do układów magistralnych. Stosowanie ich pozwala na znaczne szczególności w długościach linii przesyłowych i rozdzielczych na terenie zakładu.

Sieć pętlowa w układzie zamkniętym pracuje tylko w sieciach wysokich napięć; są tam stawiane duże wymagania dotyczące aparatury zabezpieczeniowej (wybiórcze zabezpieczenia nadmiarowo –prądowe i kierunkowe).

Sieć pętlowa średniego napięcia pracuje najczęściej jako otwarta, a więc w układzie sieci promieniowej najczęściej wielostopniowej. Zabezpieczenia w takich przypadkach znajdują się tylko w stacji zasilającej. Odbiorniki o większych wymaganiach niezawodnościowych zasila się z układów pętlowych zamkniętych, natomiast niezawodność pracy otwartego układu pętlowego jest wystarczająca dla odbiorników II i III kategorii. Rozwiązania układów pętlowych przedstawia się na rys. 5.6, rys 5.7 i rys. 5.8.

Rys. 5.6. Układ sieci pętlowej

Rys. 5.7. Układ sieci pętlowej z zabezpieczeniami w stacji zasilającej i stacjach pośrednich.

Rys. 5.8. Układy sieci niskiego napięcia pętlowej: a) zasilone z jednej sekcji SO; b) zasilone z dwu sekcji SO; c) zasilane z kilku stacji; d) układ zamknięty z centralnym zabezpieczeniem.

Ad d) Układy kratowe są nazywane układami oczkowymi. W układach kratowych niektóre węzły odbiorcze sieci są zasilane trzema i więcej liniami. Układy te przeważnie są stosowane do zasilania dużej liczby drobnych odbiorców wymagających niezawodnego zasilania. Dużą trudnością w realizacji w praktyce takich układów jest dobór odpowiednich wybiorczych zabezpieczeń. W spotykanych rozwiązaniach stosuje się przewody o jednakowych przekrojach, zabezpieczane bezpiecznikami o działaniu zwłocznym. Charakterystycznymi cechami układów kratowych są stosunkowo duże: koszty inwestycyjne, prądy zwarciowe, pewności zasilania odbiorców a także trudna obsługa i eksploatacja. W celu zmniejszenia prądów zwarciowych i ułatwienia eksplantacji, sieci kratowe w zakładach przemysłowych pracują tylko jako otwarte.

Rozwiązania układów kratowych sieci przemysłowej przedstawia się na rys. 5.9 i rys. 5.10.

Rys. 5.9. Schemat układu sieci kratowej (oczkowej)

Rys. 5.10. Sieć kratowa (oczkowa) zasilana: dwustronnie

1.3. Rozdzielnice niskiego napięcia

Zgodnie z definicją termin „rozdzielnica” oznacza urządzenia rozdzielcze główne i pomocnicze, zainstalowane w jednym pomieszczeniu, budynku lub wydzielonej przestrzeni zewnętrznej wraz z tym pomieszczeniem, budynkiem lub przestrzenią zewnętrzną. Rozdzielnica jest częścią sieci której zadaniem jest dostarczanie do odbiorników energii elektrycznej o parametrach zapewniających poprawną pracę tych odbiorników. Każdą rozdzielnicę można scharakteryzować za pomocą układu połączeń wewnętrznych oraz sposobu powiązania. Układ rozdzielnicy ma zasadniczy wpływ na wartości użytkowe sieci zasilającej lub instalacji odbiorczej. Przy ustalaniu układu rozdzielnicy należy kierować się następującymi przesłankami [17]:

1. a) układ rozdzielnicy powinien być każdorazowo dostosowany do współpracujących z nią układów sieci zasilających oraz odbiorczych, tj. do panujących w nich warunków zwarciowych, niezawodnościowych i innych,
2. b) należy dążyć do uzyskania układu o wysokim stopniu niezawodności przy minimalnych nakładach finansowych,
3. c) układ rozdzielnicy powinien być możliwie prosty i umożliwiać personelowi obsługującemu bezpieczną pracę podczas eksploatacji,
4. d) układ rozdzielnicy powinien zapewniać możliwość pracy części odbiorników przy wyłączeniu niektórych obwodów. Przełączanie powinno odbywać się przy możliwie małej liczbie operacji łączeniowych,
5. e) przy uszkodzeniach w rozdzielnicy, obszar dotknięty skutkami uszkodzeń powinien być, * możliwie najmniejszy,
6. f) układ rozdzielnicy powinien charakteryzować się możliwością dalszej jej rozbudowy. Podczas projektowania układu rozdzielnicy należy rozważyć możliwość zastosowania sprawdzonego rozwiązania typowego.

A. Układy rozdzielnic niskiego napięcia

W obiektach miejskich i przemysłowych oraz innych o podobnym charakterze stosuje się następujące układy rozdzielnic niskiego napięcia: bezszynowe, z pojedynczym systemem szyn zbiorczych, które dzieli się na [17]:

• niesekcjonowane,
• sekcjonowane odłącznikiem,
• sekcjonowane wyłącznikiem.

Układy niesekcjonowane stosuje się w niewielkich obiektach lub jako podrozdzielnice zainstalowane w rozległym obiekcie.

Połączenia pomiędzy aparatami wykonuje się bezpośrednio pomiędzy zaciskami, przewodami jednożyłowymi izolowanymi.

Układy z pojedynczym niesekcjonowanym systemem szyn zbiorczych stosuje się w większych : rozdzielnicach tablicowych, skrzynkowych oraz we wszystkich rozdzielnicach szafowych zasilających wyłącznie odbiorniki III kategorii [17].

Rozdzielnice te mogą być zasilane z dwóch źródeł: podstawowego i rezerwowego (rys. 8.11.).

Rys. 5.11. Układ rozdzielnicy nn z pojedynczym systemem szyn zbiorczych, zasilanej z dwóch niezależnych źródeł [17]

W przypadku zasilania rozdzielnicy odbiorników I lub II kategorii [17], lub gdy rozdzielnica zasilana jest z dwóch niezależnych źródeł energii elektrycznej, stosuje się układy z pojedynczym sekcjonowaniem szyn (rys. 5.12). W przypadku braku układu SZR sekcjonowanie wykonuje się odłącznikami, w przypadku przeciwnym stosuje się wyłączniki. W konfiguracji normalnej łącznik szyn zwykle jest otwarty.

Rys. 5.12. Układ rozdzielnicy nn z pojedynczym sekcjonowanym systemem szyn zbiorczych [17].

W przypadku dużych odbiorów, gdzie wymagane jest zasilanie przez stację trójtransformatorową lub większą, stosuje się układy rozdzielnic niskiego napięcia z pojedynczym wielokrotnym sekcjonowaniem szyn zbiorczych (rys. 5.13).

Rys. 5.13. Układ rozdzielnicy nn z pojedynczym wielokrotnie sekcjonowanym układem szyn zbiorczych [17]

W zależności od przeznaczenia, parametrów znamionowych oraz właściwości technicznych wynikających z rozwiązania konstrukcyjnego, rozdzielnice niskiego napięcia są urządzeniami bardzo zróżnicowanymi i muszą spełniać określone wymagania eksploatacyjne oraz konstrukcyjne.

Do podstawowych wymagań stawianych rozdzielnicom należą:

• łatwy montaż,
• odporność na wpływy środowiskowe,
• możliwość rozbudowy i modernizacji,
• uniwersalność zastosowania,
• bezpieczeństwo obsługi,
• komfort eksploatacji,
• odpowiednie gabaryty,
• niewielkie koszty.

Stosuje się również sieci rozdzielcze niskiego napięcia wykonane przewodami szynowymi
(rys. 5.14).

Rys. 5.14. Przykłady sieci rozdzielczej nn wykonanej przewodami szynowymi:

1 – przewód magistralny; 2 – przewody rozdzielcze; 3 – odpływy do odbiorników [17].

B. Podział rozdzielnic niskiego napięcia

Rozdzielnice niskiego napięcia można podzielić i sklasyfikować wg następujących kryteriów:

• miejsca zainstalowania, przeznaczenia i zastosowania,
• rodzaju konstrukcji zewnętrznej,
• sposobu zainstalowania,
• możliwości przemieszczania,
• sposobu wykonania części wsporczych i mocujących oraz osłon części będących pod napięciem,
• funkcji spełnianej w elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej,

oraz innych, takich jak np. rodzaj izolacji głównych torów prądowych lub dostęp do przedziału aparatowego itp.

Ze względu na miejsce zainstalowania rozdzielnice niskiego napięcia dzielimy na wnętrzowe i napowietrzne. W zależności od przeznaczenia i zastosowania można wyróżnić między innymi rozdzielnice energetyczno – dystrybucyjne: przemysłowe, słupowe, budowlane i mieszkaniowe.

Pod względem rozwiązań konstrukcji zewnętrznych wyróżnia się rozdzielnice otwarte, częściowo osłonięte oraz osłonięte. Natomiast ze względu na sposób zainstalowania rozdzielnice można podzielić na naścienne, przyścienne i wolno stojące. Rozdzielnice mogą być wykonane jako stacjonarne i ruchome (przenośne, przesuwne itp.). W zależności od sposobu wykonania części wsporczych i mocujących oraz osłony części będących pod napięciem rozdzielnice niskiego napięcia dzieli się na tablicowe (skrzynkowe, szafowe) oraz kolumny (np. piony rozdzielczo – licznikowe stosowane w budynkach mieszkalnych wielokondygnacyjnych i pulpity sterownicze). Ze względu na funkcję rozdzielnicy spełnianą w sieci dystrybucyjnej można wyróżnić rozdzielnice główne, oddziałowe (stosowane w budownictwie przemysłowym) piętrowe, mieszkaniowe specjalizowane (wydzielone) takie jak: komputerowe, oświetleniowe, zasilające, UPS itp. Poszczególne rodzaje rozdzielnic niskiego napięcia mogą być klasyfikowane bardziej szczegółowo np. rozdzielnice szafowe dzieli się na szkieletowe i bezszkieletowe, jednoczłonowe i dwuczłonowe oraz jednoprzedziałowe i wieloprzedziałowe.

C. Dobór rozdzielnic niskiego napięcia

Rozdzielnice niskiego napięcia powinny być tak projektowane i dobierane, aby zapewnić niezawodny rozdział i dostawę energii elektrycznej, gwarantując przy tym odpowiedni komfort ich eksploatacji oraz bezpieczeństwo obsługi. Wybór rozdzielnicy zależy przede wszystkim od funkcji, jaką ma pełnić w sieci lub instalacji, jej przeznaczenia i zastosowania. Producenci rozdzielnic podają w swoich katalogach lub albumach informacje dotyczące zarówno przeznaczenia, zastosowania oraz funkcji danej rozdzielnicy, jak i wersji jej wykonania. W katalogach producentów rozdzielnic można odnaleźć na przykład następujące rodzaje rozdzielnic niskiego napięcia: mieszkaniowe, budowlane, przemysłowe, słupowe, energetyczno – dystrybucyjne, główne, oddziałowe, piętrowe, manewrowo –stycznikowe, i inne.

Przy wyborze konkretnego typu rozdzielnicy należy ustalić i uwzględnić kilka parametrów, wśród których można wyróżnić: prądy robocze, prądy zwarciowe, rodzaje odbiorników zasilanych z rozdzielnicy, warunki środowiskowe, warunki eksploatacji i wymiary miejsca zainstalowania.

Właściwy dobór wyposażenia rozdzielnicy, parametrów znamionowych aparatów, przekrojów szyn, kabli oraz przewodów zapewnia prawidłową pracę rozdzielnicy w warunkach normalnych, natomiast w warunkach wystąpienia określonych zakłóceń pozwala minimalizować ich skutki. W celu prawidłowego doboru urządzeń, szyn zasilających oraz kabli i przewodów należy określić wartości prądów roboczych oraz zwarciowych, w miejscu sieci lub instalacji, w której ma być zainstalowana rozdzielnica. Przy szacowaniu prądów znamionowych pól i szyn zbiorczych rozdzielnic powinny one być większe od spodziewanych prądów roboczych. Prądy znamionowe szczytowe i n– sekundowe powinny natomiast odpowiadać prądom zwarciowym w miejscu zainstalowania rozdzielnicy. Przykładowo przy doborze wyłącznika mocy, który ma być zainstalowany w rozdzielnicy jego parametry znamionowe powinny być porównywane z obliczonymi wartościami tych parametrów w miejscu sieci lub instalacji, w której ma być zainstalowana rozdzielnica. Do parametrów tych należą między innymi [17]:

1.4. Stacje transformatorowo–rozdzielcze SN/nn

Stacja elektroenergetyczna jest elementem sieci elektroenergetycznej, jej zadaniem jest przetwarzanie oraz rozdział energii elektrycznej o określonych parametrach pomiędzy odbiorców.

Z zależności od roli spełnianej w sieci wyróżnia się następujące stacje:

• rozdzielcze,
• transformatorowo–rozdzielcze,
• transformatorowe.

Ze względu na napięcie znamionowe stacji (strony górnej w przypadku stacji transformatorowych lub transformatorowo–rozdzielczych) klasyfikacja jest następująca:

• stacja najwyższego napięcia (NN) ([latex]{{U}_{\text{n}}}\ge 220\ \text{kV}[/latex]),
• stacja wysokiego napięcia (WN) ([latex]60<{{U}_{\text{n}}}<220\ \text{kV}[/latex]),</li>
• stacja średniego napięcia (SN) ([latex]1<{{U}_{\text{n}}}<60\ \text{kV}[/latex]),</li>
• stacja niskiego napięcia (nn) ([latex]{{U}_{\text{n}}}<1\ \text{kV}[/latex]).</li>

Ze względu na miejsce pracy w sieci, stacje dzielimy na:

• sieciowe,
• przemysłowe,
• miejskie,
• wiejskie.

Ze względu na budowę stacje dzielimy na:

• napowietrzne,
• wnętrzowe.

A. Układy stacji SN/nn

W Polsce stosuje się następujące układy połączeń rozdzielnic stacji SN/nn [17]:

1. a) z pojedynczym systemem szyn zbiorczych (1S):

• niesekcjonowane,
• sekcjonowane wyłącznikiem, rzadziej tylko odłącznikiem,

1. b) z podwójnym systemem szyn zbiorczych (2S):

• niesekcjonowane,
• pojedynczo sekcjonowane,
• podwójnie sekcjonowane,

Do podstawowych elementów stacji elektroenergetycznej należy zaliczyć:

• 1) tor główny (obwód pierwotny): wyłączniki, rozłączniki, odłączniki, bezpieczniki, przekładniki (prądowe i napięciowe), dławiki przeciwzwarciowe, izolatory, szyny zbiorcze, odgromniki,
• 2) tor pomocniczy (obwód wtórny): układy pomiarowe, zabezpieczenia, automatyka SZR, SCO i SPZ oraz telemechanika i telemetria,
• 3) obwody pomocnicze: instalacja zasilania potrzeb własnych stacji, instalacja oświetlenia i ogrzewania itp.

Wyłącznik – jest to element, który może załączyć lub wyłączyć każdy rodzaj prądu płynącego przez jego tor prądowy (roboczy, przeciążeniowy i zwarciowy) przy pełnym napięciu zasilania. Spotykane rodzaje wyłączników: pełnoolejowe (wycofywane z eksploatacji), pneumatyczne (powietrzne), wyłączniki małoolejowe oraz SF6.

Rozłącznik (odłącznik mocy) – jest to element, który może załączyć i wyłączyć prądy robocze. W praktyce spotyka się również rozłączniki bezpiecznikowe, które wyposaża się w bezpieczniki umożliwiające wyłączenie prądów zwarciowych.

Odłącznik – jest to element, którego zadaniem jest stworzenie widocznej przerwy w obwodzie. Gdy odłącznik jest zamknięty przewodzi prądy robocze, przeciążeniowe oraz zwarciowe. Otwarcia lub zamknięcia odłącznika można dokonać tylko w obwodzie, przez który nie płynie prąd elektryczny.

Odłącznik jest aparatem elektrycznym, nie jest przeznaczony do przerywania prądów roboczych lub zakłóceniowych.

Bezpiecznik – zadaniem tego aparatu jest przerwanie obwodu elektrycznego, w którym nastąpiło zwarcie lub przeciążenie (prąd o wartości większej niż prąd znamionowy wkładki). Czas zadziałania bezpiecznika zależy od krotności prądu przepływającego przez niego.

Przekładnik – jest to transformator jednofazowy. Uzwojenie pierwotne dołączone jest do obwodu pierwotnego (wysokiego napięcia) natomiast do zacisków strony wtórnej przekładnika dołączone są najczęściej przyrządy pomiarowe, przekaźniki i inne aparaty niskiego napięcia.

Przekładniki dzielimy na:

1. a) prądowe,
2. b) napięciowe.

W skład stacji elektroenergetycznej może wchodzić transformator, wówczas możemy mieć do czynienia z następującymi przypadkami:

• - stacja transformatorowa (np. SN/nn)
• - stacja transformatorowo–rozdzielcza (w skład stacji wchodzi rozdzielnica).

B. Transformatory

Transformator elektroenergetyczny jest to urządzenie służące do przetwarzania energii elektrycznej za pośrednictwem pola magnetycznego bez udziału energii mechanicznej. Przetwarzanie polega na zmianie wartości napięcia i prądu przy nie zmienionej częstotliwości napięcia.

Transformatory można podzielić ze względu na:

1. a) czynnik chłodzący:

• olejowe,
• suche,

1. b) liczbę uzwojeń:

• jednouzwojeniowe (autotransformatory),
• dwuuzwojeniowe,
• trójuzwojeniowe,

1. c) funkcję spełnianą w sieci

• blokowe (współpracujące z generatorem i siecią przesyłową),
• sieciowe (łączące sieci przesyłowe lub sieć przesyłową z rozdzielczą),
• rozdzielcze (pracujące w sieciach rozdzielczych – 110/6,3 kV, 110/16,5 kV, 15/0,4 kV).

Transformator olejowy składa się z następujących elementów:

• rdzenia (zbudowany z blach stalowych z dodatkiem krzemu – tzw. blach transformatorowych);
• uzwojeń (zbudowane z przewodów miedzianych lub aluminiowych):
  • o pierwotnego (do którego doprowadzana jest energia),
  • o wtórnego (z którego odbierana jest energia do zasilania odbiorników);
• kadzi transformatora,
• zbiornika oleju umieszczonego w konserwatorze.

Stosunek prądu w uzwojeniu pierwotnym do prądu w uzwojeniu wtórnym można opisać następującą zależnością:

1. a) przekładnia prądowa

[latex]\displaystyle {{\upsilon }_{\text{I}}}=\frac{{\underline{{{{I}_{2}}}}}}{{\underline{{{{I}_{1}}}}}}[/latex]       (5.1)

1. b) przekładnia napięciowa

[latex]\displaystyle {{\upsilon }_{\text{U}}}=\frac{{\underline{{{{U}_{{\text{d1}}}}}}}}{{\underline{{{{U}_{{\text{g1}}}}}}}}[/latex]                                                                      (5.2)

C. Parametry transformatora

Poniżej podane zostaną pozostałe parametry transformatora:

• 1) [latex]\displaystyle {{S}_{{\text{nT}}}}[/latex]– moc znamionowa transformatora, w [kVA],
• 2) [latex]\Delta {{P}_{{\text{obc}\_\text{zn}}}}[/latex]– znamionowe obciążeniowe straty mocy czynnej transformatora, w [kW],
• 3) [latex]\Delta {{P}_{\text{0}}}[/latex]– straty mocy czynnej stanu jałowego transformatora, w [kW],
• 4) [latex]{{i}_{0}}[/latex]– prąd stanu jałowego transformatora, w [A] (lub i%, w [%]),
• 5) [latex]\Delta {{Q}_{{\text{obc }\!\!\_\!\!\text{ zn}}}}[/latex]– straty bierne stanu jałowego transformatora, w [kvar].

[latex]\displaystyle \Delta {{Q}_{{\text{obc }\!\!\_\!\!\text{ zn}}}}=\frac{{{{U}_{{\text{k }\!\!%\!\!\text{ }}}}}}{{100}}\cdot {{S}_{{\text{nT}}}}[/latex]                                    (5.3)

• 6) [latex]\Delta {{Q}_{0}}[/latex]– znamionowe obciążeniowe straty mocy biernej, w [kvar],

[latex]\displaystyle \Delta {{Q}_{\text{0}}}=\frac{{{{I}_{0}}}}{{100}}\cdot {{S}_{{\text{nT}}}}[/latex]                                    (5.4)

• 7) [latex]{{u}_{\text{k}}}[/latex]– napięcie zwarcia, w [–] lub [latex]{{u}_{{\text{k }\!\!%\!\!\text{ }}}}[/latex] w [%])
• 8) [latex]{{U}_{{\text{nT}}}}[/latex]– napięcie znamionowe transformatora, przy którym oblicza się impedancję zwarciową, w [V],
• 9) [latex]{{u}_{\text{x}}}[/latex]– składowa bierna napięcia zwarciowa, w [–]

[latex]\displaystyle {{u}_{\text{x}}}=\sqrt{{u_{\text{k}}^{2}-u_{\text{R}}^{2}}}[/latex]                                                                      (5.5)

• 10) [latex]{{u}_{\text{R}}}[/latex]– składowa czynna napięcia zwarciowa, w [–]

[latex]\displaystyle {{u}_{\text{R}}}=\frac{{\Delta {{P}_{{\text{obc }\!\!\_\!\!\text{ zn}}}}}}{{{{S}_{{\text{nT}}}}}}[/latex]               (5.6)

• 11) [latex]{{Z}_{\text{T}}}[/latex]– impedancja transformatora, w [Ω]

[latex]\displaystyle {{Z}_{\text{T}}}={{u}_{\text{k}}}\cdot \frac{{U_{{\text{nT}}}^{2}}}{{{{S}_{{\text{nT}}}}}}[/latex]                                       (5.7)

• 12) [latex]{{X}_{\text{T}}}[/latex]– reaktancja transformatora, w [Ω]

[latex]\displaystyle {{X}_{\text{T}}}={{u}_{\text{x}}}\cdot \frac{{U_{{\text{nT}}}^{2}}}{{{{S}_{{\text{nT}}}}}}[/latex]                                       (5.8)

• 13) [latex]{{R}_{\text{T}}}[/latex]– rezystancja transformatora, w [Ω]

[latex]\displaystyle {{R}_{\text{T}}}={{u}_{\text{R}}}\cdot \frac{{U_{{\text{nT}}}^{2}}}{{{{S}_{{\text{nT}}}}}}[/latex]                                       (5.9)

• 14) [latex]{{m}_{1}}[/latex]– liczba faz, w [–]
• 15) [latex]\cos \varphi[/latex]– współczynnik mocy, w [–].

D. Praca równoległa transformatorów

Jeżeli konieczna jest praca równoległa dwóch transformatorów to muszą być spełnione poniższe wymagania:

• 1) jednakowe napięcia znamionowe pierwotne i wtórne;
• 2) grupy połączeń muszą być identyczne;
• 3) napięcia zwarcia jednostek nie mogą się różnić o więcej niż o 0,5%; (dopuszczalna tolerancja [latex]\Delta {{P}_{T}}[/latex]);
• 4) moce jednostek nie mogą się różnić więcej niż w stosunku 1:3.

E. Regulacja napięcia w transformatorze

Występują dwa sposoby regulacji:

• 1) regulacja w stanie beznapięciowym;
• 2) regulacja pod obciążeniem.

Regulację w stanie beznapięciowym stosuje się w transformatorach średniej i małej mocy
(rys. 5.15). Zakres regulacji wynosi od kilku do kilkunastu procent napięcia znamionowego.

Rys. 5.15 Uproszczony schemat regulatora napięcia w stanie beznapięciowym [17]

Regulację pod obciążeniem (w trakcie normalnej pracy) wykonuje się najczęściej w jednostkach dużej mocy, przykład regulatora został przedstawiony na rys. 8.16.

Rys. 5.16. Uproszczony schemat regulatora napięcia w stanie obciążenia: 1) przed regulacją –1,2 zwarte, 3 rozwarty; 2) pierwszy etap regulacji –1,3 zwarte, 2 rozwarty; 3) drugi etap regulacji – 3 zwarty, 1, 2 rozwarty; 4) po regulacji – 2, 3 zwarty, 1 rozwarty. [17]

F. Transformator trójfazowy

W przypadku transformatora trójfazowego mamy do czynienia z następującymi przypadkami:

1. a) połączone ze sobą trzy transformatory jednofazowe,
2. b) jeden transformator, w którym występują trzy pary uzwojeń.

Wyróżniamy następujące rodzaje połączeń uzwojeń (grupy połączeń):

• - trójkąt,
• - gwiazda,
• -

Grupa połączeń – jest to oznaczenie transformatora składające się z informacji:

• - układzie połączeń uzwojeń strony górnego napięcia,
• - układzie połączeń uzwojeń strony dolnego napięcia,
• - kącie przesunięcia wektorów napięć.

Oznaczenia połączeń uzwojeń transformatora (przyjęto następującą zasadę: duża litera uzwojenie górnego napięcia, mała litera uzwojenie dolnego napięcia):

1.5. Dobór stacji transformatorowej SN/nn

Dobór stacji transformatorowej polega na określeniu:

1. a) typu i rodzaju wykonania stacji (w tym napięcia pracy),
2. b) liczby i mocy transformatorów,
3. c) przekładni transformatora,
4. d) grupy połączeń transformatora,
5. e) napięcia zwarcia transformatora,
6. f) częstotliwości znamionowej,
7. g) sposobu regulacji napięcia transformatora,
8. h) sposobu chłodzenia transformatora,
9. i) wytrzymałości zwarciowej dynamicznej i cieplnej.

W praktyce projektowej dobór stacji transformatorowej należy rozpocząć od określenia mocy zapotrzebowanej z uwzględnieniem kompensacji mocy biernej (jeżeli to konieczne). Na tej podstawie wstępnie należy dobrać z katalogu producenta transformator lub transformatory. Podczas wyboru należy zwrócić uwagę na następujące parametry:

1. a) moc znamionową transformatora z uwzględnieniem odpowiedniego zapasu mocy na ewentualną rozbudowę lub konieczność pracy w układzie rezerwowym.
2. b) wartość napięcia górnego i dolnego (np. 15/0,42 kV).
3. c) grupę połączeń np. Yzn5 lub Dyn5 – należy to skonsultować z działem technicznej obsługi klienta, spółki dystrybucyjnej o ile wcześniej nie zostało to określone w warunkach technicznych wydanych przez spółkę.
4. d) rodzaj chłodzenia – preferowane są transformatory suche tzn. powietrzne lub w zalewie żywicznej. Należy unikać stosowania transformatorów olejowych z uwagi na zagrożenia jakie mogą powstać w wyniku ich uszkodzenia (wyciek oleju itp.).
5. e) wymiary – jeśli miejsce, które mamy do dyspozycji, jest ograniczone.
6. f) pozostałe parametry: napięcie zwarcia, straty jałowe i obciążeniowe, prąd stanu jałowego.

W praktyce praca projektanta ogranicza się do określenia punktów: a, b, f, gdyż pozostałe punkty określa spółka dystrybucyjna.

Posiadając te dane można przystąpić do sprawdzenia poprawności doboru transformatora według wzorów (5.10, 5.14), następnie dokonania doboru zabezpieczenia transformatora według wskazówek zawartych rozdziale 5.5.1. W chwili obecnej na rynku dostępne są prefabrykowane stacje transformatorowe. Dobór stacji transformatorowej sprowadza się do określeniu typu stacji (na podstawie katalogu producenta) oraz określenia:

1. a) liczby pól odpływowych nn (z uwzględnieniem rezerwy),
2. b) układu rozdzielni średniego napięcia (liczba pól),
3. c) układu pomiarowego,
4. d) rodzaju stacji: słupowa, budynkowa, wnętrzowa, podziemna.

Moc transformatora musi pokrywać moc zapotrzebowaną przez zasilane odbiorniki po uwzględnieniu jego strat własnych, czyli:

[latex]\displaystyle {{S}_{{\text{nT}}}}\ge {{S}_{{\text{Zc}}}}[/latex] (5.10)

[latex]\displaystyle {{S}_{{\text{Zc}}}}=\sqrt{{{{{\left( {{{P}_{\text{Z}}}+\Delta {{P}_{\text{T}}}} \right)}}^{2}}+{{{\left( {{{Q}_{\text{Z}}}+\Delta {{Q}_{\text{T}}}-{{Q}_{\text{k}}}} \right)}}^{2}}}}[/latex]                                        (5.11)

[latex]\displaystyle \Delta {{P}_{\text{T}}}=\Delta {{P}_{0}}+\Delta {{P}_{{\text{obc }\!\!\_\!\!\text{ zn}}}}\cdot {{\left( {\frac{{{{S}_{\text{Z}}}}}{{{{S}_{{\text{nT}}}}}}} \right)}^{2}}[/latex]                                                    (5.12)

[latex]\displaystyle \Delta {{Q}_{\text{T}}}=\Delta {{Q}_{0}}+\Delta {{Q}_{{\text{obc }\!\!\_\!\!\text{ zn}}}}\cdot {{\left( {\frac{{{{S}_{\text{Z}}}}}{{{{S}_{{\text{nT}}}}}}} \right)}^{2}}[/latex]                                                    (5.13)

[latex]\displaystyle {{S}_{\text{Z}}}=\sqrt{{P_{\text{Z}}^{2}+Q_{\text{Z}}^{2}}}[/latex]                                                                     (5.14)

gdzie: [latex]{{S}_{{\text{Zc}}}}[/latex] – całkowita moc zapotrzebowana przez odbiorniki z uwzględnieniem strat własnych transformatora, w [kVA], [latex]{{P}_{\text{Z}}}[/latex] – moc czynna zapotrzebowana przez odbiorniki, w [kW], [latex]{{Q}_{\text{Z}}}[/latex] – moc bierna zapotrzebowana przez odbiorniki, w [kvar], [latex]{{S}_{\text{Z}}}[/latex] – moc pozorna zapotrzebowana przez odbiorniki, w [kVA], [latex]{{S}_{{\text{nT}}}}[/latex] – moc znamionowa transformatora, w[kVA], [latex]\Delta {{P}_{\text{T}}}[/latex] – straty czynne transformatora, w [kW], [latex]\Delta {{Q}_{\text{T}}}[/latex] – straty bierne transformatora, w [kvar], [latex]{{Q}_{\text{k}}}[/latex] – moc bierna kompensowana, w [kvar], [latex]\Delta {{P}_{0}}=\Delta {{P}_{{\text{Fe}}}}[/latex] – straty mocy czynnej stanu jałowego, w [kW], [latex]\Delta {{P}_{{\text{obc }\!\!\_\!\!\text{ zn}}}}=\Delta {{P}_{{\text{Cu}}}}[/latex] – znamionowe obciążeniowe straty mocy czynnej, w [kW], [latex]\Delta {{Q}_{\text{0}}}[/latex] – straty jałowe bierne transformatora, w [kvar], [latex]\Delta {{Q}_{{\text{obc }\!\!\_\!\!\text{ zn}}}}[/latex] – straty obciążeniowe bierne transformatora, w [kvar],
[latex]{{u}_{{\text{k }\!\!%\!\!\text{ }}}}[/latex] – napięcie zwarcia transformatora, w [%] (wartość ta podawana jest często w jednostkach względnych i oznaczona jako [latex]{{u}_{\text{k}}}[/latex], w [–]), [latex]{{i}_{\text{0}}}[/latex] – prąd biegu jałowego transformatora, w [%].

Po wyznaczeniu mocy zapotrzebowanej [latex]{{S}_{\text{Z}}}[/latex], należy z katalogu producenta dobrać transformator o mocy znamionowej [latex]{{S}_{{\text{nT}}}}[/latex] tak, aby spełnić określone warunki techniczne.

Uwaga!

• 1) Praktycznie należy starać się dobierać transformator tak by spełnić warunek określony wzorem (5.10).
• 2) Jeżeli planujemy zasilanie odbiorników w układzie rezerwy ukrytej lub jawnej wówczas transformator również należy dobrać tak jak poprzednio (na całą moc zapotrzebowaną przez odbiorniki), a następnie dokonać podziału odbiorników pomiędzy poszczególne transformatory. Podział obciążenia powinien zapewniać w miarę równomierne obciążenie obydwu transformatorów w warunkach normalnej pracy.
• 3) Jeżeli w stacji zastosowano kompensację mocy biernej, moc kompensacji należy uwzględnić przy wyznaczeniu mocy transformatora.

Przykład 5.1.

W wyniku obliczeń mocy zapotrzebowanej przez budynek użyteczności publicznej uzyskano następujące wartości mocy zapotrzebowanych (nie określono współczynnika [latex]\text{tg}\varphi[/latex])

1. a) [latex]{{P}_{\text{Z}}}=170\ \text{kW}[/latex],
2. b) [latex]{{Q}_{\text{Z}}}=68\ \text{kvar}[/latex].

Należy dobrać transformator SN/nn przeznaczony do zasilania budynku.

Rozwiązanie

[latex]\displaystyle \text{tg}\varphi =\frac{{{{Q}_{\text{Z}}}}}{{{{P}_{\text{Z}}}}}=\frac{{68}}{{170}}=0,4[/latex]       (5.15)

Kompensacja mocy biernej nie jest wymagana.

[latex]\displaystyle {{S}_{\text{Z}}}=\sqrt{{P_{\text{Z}}^{2}+Q_{\text{Z}}^{2}}}=\sqrt{{170_{{}}^{2}+68_{{}}^{2}}}=183,1\ \text{kVA}[/latex]                                                  (5.16)

Na podstawie wyznaczonej wartości mocy zapotrzebowanej, wstępnie należy przyjąć transformator o mocy [latex]{{S}_{\text{n}}}=250\ \text{kVA}[/latex]. Na podstawie katalogu firmy EMIT S.A., dane transformatora przedstawiono poniżej:

[latex]{{S}_{{\text{nT}}}}=250\ \text{kVA}[/latex]; [latex]\Delta {{P}_{{\text{obc }\!\!\_\!\!\text{ zn}}}}=4,5\ \text{kW}[/latex]; [latex]\Delta {{P}_{\text{0}}}=2,1\ \text{kW}[/latex]; [latex]\displaystyle \Delta {{i}_{{\text{0 }\!\!%\!\!\text{ }}}}=1\text{ }\!\!%\!\!\text{ }[/latex], [latex]{{u}_{\text{k}}}=0,045\ (4,5%)[/latex],

Zatem należy sprawdzić poprawność doboru transformatora:

[latex]\displaystyle \Delta {{P}_{{\text{obc }\!\!\_\!\!\text{ zn}}}}=\Delta {{P}_{0}}+\Delta {{P}_{{\text{obc }\!\!\_\!\!\text{ zn}}}}{{\left( {\frac{{{{S}_{\text{Z}}}}}{{{{S}_{{\text{nT}}}}}}} \right)}^{2}}=2,1+4,5\cdot {{\left( {\frac{{183,1}}{{250}}} \right)}^{2}}=4,51\ \text{kW}[/latex]                           (5.17)

[latex]\displaystyle \Delta Q=\Delta {{Q}_{0}}+\Delta {{Q}_{{\text{obc }\!\!\_\!\!\text{ zn}}}}\left( {\frac{{{{S}_{\text{Z}}}}}{{{{S}_{{\text{nT}}}}}}} \right)=\frac{1}{{100}}\cdot 250+\frac{{4,5}}{{100}}\cdot 250\cdot {{\left( {\frac{{183,1}}{{250}}} \right)}^{2}}=10,74\ \text{kvar}[/latex]                                    (5.18)

[latex]\displaystyle \begin{array}{l}{{S}_{{\text{nT}}}}=250\ \text{kVA}\ge {{\text{S}}_{{\text{Zc}}}}=\sqrt{{{{{\left( {{{P}_{\text{Z}}}+\Delta P_{T}^{{}}} \right)}}^{2}}+{{{\left( {{{Q}_{\text{Z}}}+\Delta Q_{T}^{{}}} \right)}}^{2}}}}=\\=\sqrt{{{{{\left( {170+4,51} \right)}}^{2}}+{{{\left( {68+10,74} \right)}}^{2}}}}=191,45\ \text{kVA}\end{array}[/latex]                                                 (5.19)

[latex]\displaystyle {{S}_{{\text{nT}}}}\ge {{S}_{{\text{Zc}}}}[/latex] (5.20)

Oszacowana wartość mocy zapotrzebowanej pozwala na przyjęcie transformatora o mocy
[latex]\displaystyle {{S}_{{\text{nT}}}}=250\ \text{kVA}[/latex], która pozwoli na zwiększenie obciążenia (pozostaje niewielka rezerwa mocy). Parametry transformatora: grupa połączeń Dy5, napięcie zwarcia [latex]{{u}_{{\text{k }\!\!%\!\!\text{ }}}}=4,5%[/latex], [latex]\Delta {{P}_{{\text{obc }\!\!\_\!\!\text{ zn}}}}=4,5\ \text{kW}[/latex], napięcie górne [latex]{{U}_{1}}=3\times {{15,75}}/{{9,1\ \text{kV}}}\;[/latex], napięcie dolne [latex]{{U}_{2}}=3\times {{230}}/{{420\ \text{V}}}\;[/latex].

1.5.1.     Zabezpieczenia transformatorów SN/nn

W obiektach komunalnych oraz użyteczności publicznej stosuje się zasilanie napięciem [latex]3\times {{230}}/{{400\ \text{V}}}\;[/latex] lub napięciem SN, które jest obniżane do poziomu [latex]3\times {{230}}/{{400\ \text{V}}}\;[/latex] w transformatorach [latex]\displaystyle {{\text{SN}}}/{{\text{0}\text{,4}}}\;\ \text{kV}[/latex]. W transformatorach tych stosuje się zabezpieczenia od zwarć zewnętrznych za pomocą przekaźników nadprądowych zwłocznych lub bezpieczników topikowych SN [17]. Układ zabezpieczeń zasila się z przekładników zainstalowanych od strony zasilania, a w przypadku zasilania dwustronnego – od strony o większej mocy zwarcia. Transformatory małej mocy ze średniego napięcia na niskie zabezpiecza się bezpiecznikami średniego napięcia lub wyłącznikami nadprądowymi (patrz rys. 5.17).

Rys. 5.17. Zasada współpracy zabezpieczeń nadprądowych zwłocznych transformatora
i linii [17]

Zestawienie stosowanych zabezpieczeń transformatorów przedstawia tabela 5.1.

Tabela 5.1. Zabezpieczenia transformatorów średniego napięcia [17]

Uwaga!

Zabezpieczenie transformatorów o mocy do 1000 kVA realizowane jest za pomocą bezpieczników topikowych.

Przy zabezpieczaniu transformatorów po stronie górnego napięcia prąd znamionowy wkładki bezpiecznikowej, w zależności od napięcia znamionowego i mocy transformatora, przedstawia tabela 5.2.

Tabela 5.2. Dobór bezpieczników SN do zabezpieczeń transformatorów [17]

Dobierany bezpiecznik topikowy SN musi spełniać warunek:

[latex]\displaystyle {{I}_{\text{n}}}=k\cdot {{I}_{\text{B}}}[/latex]    (5.21)

gdzie: [latex]k[/latex] – współczynnik uwzględniający prąd załączenia transformatora, w [–], [latex]{{I}_{\text{B}}}=\frac{{{{S}_{{\text{nT}}}}}}{{\sqrt{3}\cdot {{U}_{{\text{n1}}}}}}[/latex] – prąd znamionowy górnego uzwojenia transformatora SN/nn, w [A], [latex]{{U}_{{\text{n1}}}}[/latex] – napięcie znamionowe uzwojenia górnego transformatora, w [V], [latex]{{I}_{\text{n}}}[/latex] – prąd znamionowy zabezpieczenia, w [A].

Uwaga!

Producenci bezpieczników zalecają dobór tego współczynnika z przedziału [latex]k=\left( {1,6\div 2,0} \right)[/latex]. Praktyka instalacyjna wykazuje, że powinno się przyjmować [latex]k=2[/latex].

Przy zabezpieczaniu transformatora po stronie górnego napięcia prąd znamionowy wkładki bezpiecznika topikowego (w zależności od mocy transformatora oraz napięcia nominalnego sieci zasilającej) należy przyjmować na podstawie tabeli 5.2.

1.5.2.     Zabezpieczenie stacji transformatorowo–rozdzielczej SN/nn [17]

Zabezpieczenie stacji powinno być wykonane po stronie SN i nn. Na rysunku 8.18. przedstawiono sposoby zabezpieczenia stacji.

Rys. 5.18. Sposoby zabezpieczania stacji transformatorowej SN/nn

1. a) gdy nie występują przeciążenia transformatora; b) gdy występują przeciążenia transformatora;

Charakterystyki [latex]t=f(I)[/latex], wkładek bezpiecznikowych gTr mieszczą się w dopuszczalnych pasmach charakterystyk [latex]t=f(I)[/latex] klasycznych bezpieczników ogólnego stosowania gG, lecz są znacznie węższe. Zadziałanie wkładek gTr następuje wówczas, gdy transformator jest przeciążony ponad wartość dopuszczalną. Bezpieczniki te przeznaczone są do instalowana w typowych podstawach bezpiecznikowych lub rozłącznikach bezpiecznikowych na napięcie znamionowe 500 V.

Do zabezpieczenia transformatorów produkowane są następujące typy bezpieczników gTr:

• - od 50 do 250 kVA stosuje się wkładki wielkości 2,
• - od 250 do 400 kVA – wielkość 3,
• - od 400 do 1000 kVA – wielkość 4.

Wymiary wkładek są takie same jak wymiary wkładek o charakterystyce gG.

Zamiast prądu znamionowego wkładki podaje się moc znamionową transformatora SN/nn,
w [kVA], dla którego zabezpieczenia wkładka jest przeznaczona. Prąd znamionowy tej wkładki bezpiecznikowej wyznacza się z zależności:

[latex]\displaystyle {{I}_{{\text{ngTr}}}}\cong {{I}_{{\text{nT2}}}}=\frac{{{{S}_{{\text{nT}}}}}}{{\sqrt{3}\cdot {{U}_{{\text{n2}}}}}}[/latex]                               (5.22)

gdzie: [latex]{{S}_{{\text{nT}}}}[/latex] – moc znamionowa transformatora, w [kVA], [latex]{{U}_{\text{n}}}[/latex] – znamionowe napięcie strony wtórnej transformatora, w [V], [latex]{{I}_{{\text{ngTr}}}}[/latex] – prąd znamionowy bezpiecznika gTr, w [A], [latex]{{I}_{{\text{nT2}}}}[/latex] – prąd znamionowy dolnego uzwojenia transformatora, w [A].

Tabela 5.13. Prądy znamionowe bezpieczników gTr [17]

Wkładka topikowa przeznaczona do zabezpieczenia transformatora o mocy 50 – 1000 kVA powinna wytrzymywać dolny prąd probierczy [latex]1,3\cdot {{I}_{\text{n}}}[/latex] w ciągu 10 godzin i zadziałać przy obciążeniu górnym prądem probierczym wynoszącym [latex]1,5\cdot {{I}_{\text{n}}}[/latex]. Odporność na prądy zwarciowe tych wkładek wynosi 100 kA.

Rys. 5.19 Charakterystyki prądowo–czasowe oraz prądów ograniczających wkładek bezpiecznikowych gTr do zabezpieczania transformatorów o mocy 50–1000 kVA na podstawie katalogu SIBA [17] a) charakterystyka prądowo–czasowa, b) charakterystyka prądów ograniczonych

Wkładka topikowa gTr jest stosowana do zabezpieczenia transformatora w przypadku, gdy spodziewane są przeciążenia transformatora (rys. 5.18)

Selektywność zadziałania wkładek zabezpieczających gdy są odejścia liniowe z wkładkami gTr sprawdza się na ogólnych zasadach. Prąd znamionowy wkładki gTr w stosunku do prądu znamionowego wkładki zabezpieczenia liniowego powinien spełniać warunek [latex]\frac{{{{I}_{{\text{ngTr}}}}}}{{{{I}_{\text{n}}}}}>1,6[/latex].

Natomiast dobór wkładek topikowych po stronie średniego napięcia w zależności od wartości napięcia znamionowego sieci zasilającej oraz mocy transformatora od 50 do 1000 kVA, przedstawiono w tabeli 5.2.

1.6. Dobór transformatorów

Uwagi ogólne

Przy doborze transformatorów należy ustalić, oprócz liczby, mocy i przekładni transformatorów, także ich podstawowe dane znamionowe, a mianowicie:

1. a) typ i rodzaj wykonania,
2. b) układy i grupy połączeń,
3. c) napięcie zwarcia,
4. d) wytrzymałość zwarciową cieplną i dynamiczną.

Moce transformatorów są dobierane do potrzeb różnych grup odbiorców. Im wyższe jest napięcie sieciowe, tym większe są moce przesyłane i rozdzielane oraz tym większe moce transformatorów. Można jednak podać wartości mocy znamionowych transformatorów najczęściej stosowanych w praktyce. Wynoszą one [17]:

• - dla transformatorów 110/15 kV i 110/20 kV – 16, 20, 25, 31.5, 40, 63 MV×A
• - dla transformatorów 20 kV/nn; 15 kV/nn; 6 kV/nn:
• - w sieciach energetyki zawodowej 40, 63, 100, 160, 200, 250, 315, 400, 500, 630 kV×A;
• - w sieciach energetyki przemysłowej 315, 400, 500, 650, 800, 1000, 1250 kV×A;
• - w przypadku transformacji w sieciach energetyki przemysłowej SN/660 V:
• - jak wyżej oraz 1600, 2000, 2500, 3150 kV×

Najczęściej są stosowane transformatory w wykonaniu olejowym. Wadą oleju jest jego palność oraz możliwość wybuchu par oleju powstających w razie pojawienia się łuku elektrycznego. Izolację suchą mogą mieć tylko transformatory o napięciach średnich i niewielkich mocach (100¸1250 kV×A). Są one droższe od olejowych, wrażliwe na wilgoć; stosuje się je tylko tam gdzie istnieje niebezpieczeństwo wybuchu i pożaru, a skutki ich byłyby szczególnie dotkliwe.

Najszerzej są stosowane transformatory dwuuzwojeniowe. Jedynie w przypadkach potrzeby zasilania dwóch sieci o różnych napięciach można użyć transformatorów trójuzwojeniowych lub transformatorów z tzw. uzwojeniami dzielonymi. Są to również transformatory trójuzwojeniowe z tym, że dwa uzwojenia SN są na to samo napięcie, np. 110/15/15 kV i każde z nich przenosi połowę mocy uzwojenia pierwotnego. Transformatory te cechuje ponadto podwyższone w stosunku do dwuuzwojeniowych, napięcie zwarcia. Zostały one wprowadzone dla uniknięcia dławików ograniczających prądy zwarciowe.

Transformatory mocy olejowe buduje się w Polsce w wykonaniu napowietrznym. Stosuje się je zarówno w stacjach napowietrznych, jak i wnętrzowych.

W krajowej sieci elektroenergetycznej są stosowane transformatory o następujących grupach połączeń: Yy0, Yz5, Dy5, Yd5 oraz Yd11 i Dy11.

Układ Yy0 jest stosowany w przypadkach, gdy obciążenie przewodu neutralnego nie przekracza 10% prądu znamionowego transformatora. Przy większych obciążeniach przewodu zerowego stosuje się układ Yz5 dla transformatorów o mocy do 250 kVA lub Dy5 dla mocy większych od 250 kVA. Układy transformatorów Yd11 i Dy11 są stosowane dla mocy powyżej 1600 kVA.

Krajowe transformatory posiadają znormalizowane wartości napięć zwarcia, wynoszące od kilku do kilkunastu procent. Wartość napięcia zwarcia zależy od mocy i górnego napięcia znamionowego transformatorów. Na zamówienie wykonuje się również transformatory z podwyższanym napięciem zwarcia oraz z dzielonymi uzwojeniami strony wtórnej, stosowane w przypadkach konieczności ograniczenia mocy zwarciowych.

Dobrane do warunków roboczych transformatory należy sprawdzić pod względem wytrzymałości zwarciowej określa je norma PN–EN 60865–1 [24].

Ogólne zasady doboru mocy i liczby transformatorów

Moc jednostek transformatorowych w danej stacji, ich ilość i lokalizacja stacji są głównie uzależnione od następujących czynników:

• - wielkości i rozkładu obciążeń,
• - wymaganego stopnia rezerwowania,
• - rozmieszczenia urządzeń technologicznych i warunków terenowych.

W ogólnym przypadku moc stacji transformatorowej [latex]\displaystyle {{U}_{\text{N}}}[/latex] musi wynosić co najmniej:

[latex]\displaystyle {{S}_{\text{t}}}\ge {{k}_{\text{r}}}\cdot \frac{{{{P}_{\text{s}}}}}{{\cos \varphi }}[/latex]  (5.17)

gdzie: [latex]{{P}_{\text{s}}}[/latex] – obliczeniowa moc szczytowa na szynach dolnego napięcia, [latex]\displaystyle \cos \varphi[/latex] – współczynnik mocy na szynach dolnego napięcia (z uwzględnieniem kompensacji mocy biernej), [latex]\displaystyle {{k}_{\text{r}}}[/latex] – współczynnik rezerwy mocy stacji.

Wartość współczynnika rezerwy mocy [latex]\displaystyle {{k}_{\text{r}}}[/latex] zależy od wymagań odnośnie do rezerwowania mocy. Dla zasilania odbiorników III kategorii przyjmuje się zwykle [latex]\displaystyle {{k}_{\text{r}}}=1,1\div 1,2[/latex]; dla odbiorników I kategorii minimalna wartość współczynnika [latex]\displaystyle {{k}_{\text{r}}}[/latex] wynosi 2.

Ilość transformatorów pracujących w stacji powinna być wyznaczona (przy znajomości przebiegu obciążenia), z kryterium minimalizacji strat. Należy przy tym przestrzegać pewnych zasad.

W dużych stacjach o napięciu górnym 110 kV/SN przewiduje się od 1¸2 transformatorów przy zastosowaniu tak zwanej ukrytej rezerwy, dzięki której przy wypadnięciu jednego z transformatorów z pracy pozostałe będą zdolne pokryć całkowite zapotrzebowanie mocy. W stacjach średnich napięć zasilanych z sieci rejonowych z reguły stosuje się 2 transformatory. Natomiast w stacjach miejskich, wiejskich i przemysłowych oddziałowych o napięciu dolnym niskim z reguły projektuje się stacje jednotransformatorowe o mocach transformatorów:

• - w stacjach miejskich do 630 kVA,
• - w stacjach wiejskich do 400 kVA,
• - w stacjach przemysłowych do 1600 kVA.

W przypadku zasilania odbiorników I i II kategorii, w razie braku możliwości rezerwowego zasilania należy projektować stacje dwutransformatorowe.

Przy doborze liczby i mocy transformatorów w stacjach zasilających zakłady przemysłowe należy założyć, że całkowita moc dobranych transformatorów jest nie tylko w warunkach roboczych co najmniej równa mocy zapotrzebowanej przez zakład, lecz także w warunkach zakłóceniowych moc transformatorów z uwzględnieniem dopuszczalnej przeciążalności powinna być wystarczająca do pokrycia mocy odbiorów wymagających rezerwowania.

Przy zastosowaniu w stacji jednego lub dwu transformatorów należy dążyć, aby moc poszczególnych jednostek była jednakowa. Dopuszcza się zastosowanie transformatora rezerwowego o mniejszej mocy niż moc pozostałych transformatorów w przypadku, gdy moc odbiorów wymagających rezerwowania jest mała w stosunku do obciążenia całkowitego lub jeśli występują znaczne różnice w obciążeniu.

Stacje oddziałowe są zazwyczaj projektowane jako jednotransformatorowe. W przypadku odbiorników wymagających rezerwowania z tej samej stacji można wyposażyć stacje oddziałowe w dwa transformatory.

Oprócz podanych wyżej zasad przy doborze liczby i mocy transformatorów należy brać pod uwagę następujące wskazówki:

• - w sieciach przemysłowych ogranicza się moc pojedynczego transformatora (do 1600 kVA przy napięciu 400 V i 2500 kVA przy 690 V) z uwagi na trudności z doborem aparatury i łączników,
• - w przypadkach wymagania dużej niezawodności ruchowej nie należy zakładać możliwości przeciążenia transformatorów.

Stacje transformatorowe SN/nn w sieciach terenowych budowane są jako jednotransformatorowe.

Dobór przekładni i zakresu regulacji transformatorów

O doborze przekładni transformatora decydują w danym miejscu układu elektroenergetycznego następujące parametry:

• - napięcie górne i dolne,
• - dopuszczalne wahania napięcia dla odbiorników przyłączonych do transformatora po stronie dolnego napięcia.

Aby utrzymać wahania napięcia w dopuszczalnych granicach, stosuje się regulację zaczepową, przy czym są stosowane następujące sposoby regulacji:

• - regulacja zaczepowa w stanie beznapięciowym,
• - regulacja zaczepowa pod obciążeniem automatyczna i półautomatyczna – stacje 110 kV/SN.

Regulacja zaczepów znajdujących się zwykle po stronie uzwojenia napięcia znajdujących się zwykle po stronie uzwojenia napięcia wyższego wpływa na zmianę przekładni transformatora.

Regulację zaczepową w stanie beznapięciowym stosuje się dla stacji SN/nn, gdy występuje konieczność zmiany przekładni (kilka razy w roku).

Normalne zakresy regulacji w stanie beznapięciowym w transformatorach o mocy do 160 kVA wynoszą ± 5%, w transformatorach o mocy 2¸16 MVA – ± 5%.

W przypadku częstej konieczności zmiany przekładni stosowana jest regulacja napięcia przez zmianę zaczepów pod obciążeniem. Normalny zakres regulacji napięcia pod obciążeniem w transformatorach o mocach 2¸16 MVA wynosi ± 10%, a w transformatorach o mocy do 16 MVA wzwyż ± 16%, może być także 23, 25 zaczepów.

Regulacja zaczepowa pod obciążeniem może być wykonana jako półautomatyczna (stosowana tylko w stacjach ze stałą obsługą) i automatycznie.

Ekonomiczny dobór transformatorów

O ostatecznym doborze liczby i mocy jednostek transformatorowych decyduje analiza techniczno– ekonomiczna. Po ustaleniu kilku wariantów mocy transformatorów spełniających wymagane warunki techniczne z uwzględnieniem pokrycia mocy zapotrzebowanej odbiorów w warunkach normalnych i przy dopuszczalnym przeciążeniu transformatorów w warunkach zakłóceniowych, przeprowadza się rachunek ekonomiczny porównania wariantów i wybiera wariant optymalny. Rachunek ten pozwala na ustalenie tak zwanej ekonomicznej mocy transformatorów.

Przy porównywaniu wariantów różniących się znacznie niezawodnością zasilania (np. stacja z jednym lub z dwoma transformatorami) do obliczenia kosztów rocznych należy stosować wzór uwzględniający koszty zawodności rozpatrywanych wariantów.

Obciążalność transformatorów

Sposób określania dopuszczalnego obciążenia mocą transformatorów energetycznych podaje norma PN–IEC 76–1/AK [25].

Przewodnik zawiera wskazówki dotyczące obciążenia transformatorów ze względu na temperatury pracy i starzenie cieplne izolacji. Zawiera zalecenia do obciążenia powyżej wartości znamionowych i wytyczne umożliwiające projektantowi wybór odpowiednich wartości znamionowych i warunków obciążenia nowych instalacji.

Przewodnik podaje matematyczne modele służące do oceny skutków rozmaitych obciążeń – nieustalonych oraz zmieniających się cyklicznie – w różnych temperaturach czynnika chłodzącego. Przedstawia również zalecenia dotyczące dopuszczalnego obciążenia na podstawie wyników obliczeń temperatury. Zalecenia te odnoszą się do różnych wielkości i znaczenia kategorii transformatorów, a także do różnych rodzajów obciążenia – obciążenie ciągłe, normalne, cykliczne obciążenie bez zakłóceń lub doraźne obciążenie awaryjne.

Podaje się w tabelach 5.4. i 5.5. dane znamionowe transformatorów WN/SN i SN/nn [17], [18].

Tabela 5.5 Transformatory SN/nn – dane znamionowe [17], [18]