Выбор силовых трансформаторов

Для правильного выбора номинальной мощности трансформатора (автотрансформатора) необходимо располагать суточным графиком, отражающим как максимальную, так и среднесуточную активную нагрузки данной подстанции, а также продолжительность максимума нагрузки. При отсутствии суточного графика с достаточной для практических целей точностью определяется расчетный уровень максимальной активной нагрузки подстанции ЛпаДМВт).

Если при выборе номинальной мощности трансформатора на однотрансформаторной подстанции исходить из условия.

(здесь? Р_тах — максимальная активная мощность на пятом году эксплуатации — сроке, в условиях рыночной экономики согласованном с инвестором; Р_р — проектная расчетная мощность подстанции), то при графике работы с кратковременным пиком нагрузки (0,5… 1,0 ч) трансформатор будет длительное время недогружен. При этом неизбежно завышение номинальной мощности трансформатора и, следовательно, завышение установленной мощности подстанции. В ряде случаев выгоднее выбирать номинальную мощность трансформатора близкой к максимальной нагрузке достаточной продолжительности и в полной мере использовать его перегрузочную способность с учетом систематических перегрузок в нормальном режиме.

Наиболее экономичной работа трансформатора по ежегодным издержкам и потерям будет в случае, когда в часы максимума он работает с перегрузкой. В реальных условиях значение допустимой нагрузки выбирают в соответствии с графиком нагрузки и коэффициентом начальной нагрузки, а также в зависимости от температуры окружающей среды, при которой работает трансформатор.

Коэффициент нагрузки, или коэффициент заполнения суточного графика нагрузки, практически всегда меньше единицы:

где P_Q, Р_тт и /_с, /_тах — соответственно среднесуточные и максимальные мощности и токи.

В зависимости от характера суточного графика нагрузки (коэффициента начальной нагрузки и длительности максимума), эквивалентной температуры окружающей среды, постоянной времени трансформатора и вида его охлаждения, допустимы систематические перегрузки трансформаторов.

На рис. 1.1 приведены фактический суточный график нагрузки и двухступенчатый, эквивалентный фактическому. С нуля часов начинается ночной провал нагрузки (от условно номинальной, равной 1,0), минимальный между 5 и 6 ч (для ряда объектов провал может быть в другие часы, например между 3 и 5 ч). С 6 ч начинается подъем нагрузки до’дневной, обычно незначительно колеблющейся вокруг некоторого значения (но возможно и наличие утреннего пика нагрузки, например, между 9 и 11 ч). В 20 ч нагрузка достигает номинального значения (1,0), а затем превосходит его, образовав пиковую часть графика, и лишь к 24 ч вновь снижается до 1,0.

Реальный (фактический) график суточной нагрузки можно преобразовать в двухступенчатый. Для чего ввиду невозможности из-за ценологических свойств получить аналитическую зависимость.

Рис. 1.1. Расчетные графики нагрузки:

I — фактический суточный; 2 — двухступенчатый, эквивалентный фактическому.

Р«_агр= /(/), реальный график разбивают на интервалы, в которых нагрузка осредняется. Эти интервалы могут составлять от 3 мин до 0,5 ч. Интегрированием определяют площадь под фактическим графиком, а затем строят эквивалентный, в данном случае для периодов 0… 20 ч и 20…24 ч. Первый период характеризуется коэффициентом начальной нагрузки к_и, равным 0,705 (физический смысл к»_м ^— отношение площади под графиком, характеризующим работу трансформатора с номинальной нагрузкой в период 0…20 ч, к фактической нагрузке, представленной ступенью, составляющей по оси ординат 0,705 номинальной). Аналогично для второго периода определяют коэффициент перегрузки к_иср = 1,27. При этом возникает вопрос о допустимости работы трансформатора в течение 4 ч с такой перегрузкой (следует иметь в виду, что трансформатор работал какое-то время с недогрузкой 40%).

Таким образом, перегрузки определяются преобразованием заданного графика нагрузки в график, эквивалентный ему в тепловом отношении. Допустимая нагрузка трансформатора зависит от начальной нагрузки, ее максимума и его продолжительности и характеризуется коэффициентом превышения (перегрузки), определяемым выражением.

а коэффициент начальной нагрузки.

где /_этах — эквивалентный максимум нагрузки; /_э" — эквивалентная начальная нагрузка, определяемая за 10 ч, предшествующие началу ее максимума.

Эквивалентный максимум нагрузки (и эквивалентная начальная нагрузка) определяется по формуле.

где 0|, а₂, …, а" — различные ступени средних значений нагрузок в долях номинального тока; /_ь /₂. —> t" — длительность этих нагрузок, ч.

Формулы (1.2) и (1.3) помогают упростить расчеты по сравнению с построением графиков, приведенных на рис. 1.1, если ступень задана или делаются проектные предположения. Следует также иметь в виду, что к_пм определяется не за 20, а за 10 ч. Во всех случаях формула (1.4) дает правильный результат.

Допустимые систематические перегрузки трансформаторов определяются нагрузочной их способностью, задаваемой с помощью таблиц или графически. Коэффициент перегрузки к_пср дается в зависимости от средней годовой температуры воздуха /_{с г}, вида охлаждения и мощности трансформаторов, коэффициента начальной нагрузки к" « и продолжительности двухчасового эквивалентного максимума нагрузки /_тах. Для других значений /_тах допускаемый к_тр можно определить по кривым нагрузочной способности трансформатора.

Если максимум графика нагрузки в летнее время меньше номинальной мощности трансформатора, то в зимнее время допускается длительная 1%-ная перегрузка трансформатора на каждый процент недогрузки летом, но не более чем на 15%. Суммарная систематическая перегрузка трансформатора не должна превышать 150%. При отсутствии систематических перегрузок допускается длительная нагрузка трансформаторов током на 5% выше номинального при условии, что напряжение каждой из обмоток не будет превышать номинальное.

Допускается повышение напряжения трансформаторов сверх номинального:

длительно — на 5% при нагрузке не выше номинальной и на 10% при нагрузке не выше 0,25 от номинальной;

кратковременно (до 6 ч в сутки) — на 10% при нагрузке не выше номинальной.

Дополнительные перегрузки одной ветви за счет длительной недогрузки другой допускаются в соответствии с указаниями завода-изготовителя. Так, для трехфазных трансформаторов с расщепленной обмоткой на ПО кВ мощностью 20, 40 и 63 МВ, А допускаются следующие относительные нагрузки: при нагрузке одной ветви обмотки, равной 1,2; 1,07; 1,05 и 1,03, нагрузка другой ветви должна составлять соответственно 0; 0,7; 0,8 и 0,9.

Номинальная мощность каждого трансформатора двухтрансформаторной подстанции, как правило, определяется аварийным режимом работы подстанции: при установке двух трансформаторов их мощность выбирается такой, чтобы при выходе из работы одного из них оставшийся в работе трансформатор с допустимой аварийной перегрузкой мог обеспечить нормальное электроснабжение потребителей.

Номинальная мощность трансформатора ^_ном, МВ А, на подстанции с числом трансформаторов п > 1 в общем виде определяется из выражения

где Р_р = Р_тах &|__и — расчетная мощность, МВт; Р_пт — суммарная активная максимальная мощность подстанции на пятом году эксплуатации, МВт; ?i_n — коэффициент участия в нагрузке потребителей I и II категорий; /с_ПС|) — коэффициент допустимой аварийной перегрузки; cos <�р — коэффициент мощности нагрузки.

Для двухтрансформаторной подстанции, т. е. при п = 2:

Для сетевых подстанций, где в аварийном режиме до 25% потребителей из числа малоответственных может быть отключено, &1_п обычно принимается равным 0,75…0,85 (единице он равен, когда все потребители I категории).

Рекомендуется широкое применение складского и передвижного резерва трансформаторов, причем при аварийных режимах допускается перегрузка трансформаторов на 40% во время максимума общей суточной нагрузки продолжительностью не более 6 ч в течение не более 5 сут. При этом коэффициент заполнения суточного графика нагрузки трансформаторов к_н в условиях его перегрузки должен быть не более 0,75, а коэффициент начальной нагрузки к" _н — не более 0,93.

Коэффициент заполнения графика нагрузки определяется следующим отношением:

где W — электропотребление (площадь под кривой нагрузки); Т — полное время по оси абсцисс.

Причем к" — такой коэффициент заполнения, который имеет наибольшее значение во время аварийных режимов в течение пяти суток подряд.

Так как &|_ц < 1, а k"_ef > 1, то их отношение к = к__и/к_тр всегда меньше единицы и характеризует собой резервную мощность трансформатора, заложенную при выборе его номинальной мощности. Чем это отношение меньше, тем меньше будет резерв установленной мощности трансформатора и тем более эффективным будет использование трансформаторной мощности с учетом перегрузки.

Завышение коэффициента к приводит к завышению суммарной установленной мощности трансформаторов на подстанции. Уменьшение коэффициента возможно лишь до такого значения, которое с учетом перегрузочной способности трансформатора и возможности отключения неответственных потребителей позволит покрыть основную нагрузку одним оставшимся в работе трансформатором при аварийном выходе из строя второго.

Таким образом, установленная мощность двухтрансформаторной подстанции.

В настоящее время существует практика выбора номинальной мощности трансформатора для двухтрансформаторной подстанции с учетом значения к = 0,7, т. е. с учетом условия.

Формально запись (1.6) выглядит ошибочной: действительно, единицы измерения активной мощности — Вт, а полной (кажущейся) — В • А. Есть различия и в физической интерпретации S и Р. Но следует всегда полагать, что осуществляется компенсация реактивной мощности на шинах подстанций 5УР и ЗУР и что коэффициент мощности coscp находится на уровне 0,92…0,95 (tg<�р на уровне 0,42…0,33). Тогда ошибка, связанная с упрощением (1.5) до (1.6), не превосходит инженерную ошибку 10%, которая включает в себя и приблизительность значения 0,7, и ошибку в определении фиксированного Р_тах. Становится объяснимым выражение (1.1), где активная и полная мощность не различаются.

Таким образом, суммарная установленная мощность двухтрансформаторной подстанции.

При значении к = 0,7 в аварийном режиме обеспечивается сохранение около 98% Р_тах без отключения неответственных потребителей. Однако учитывая высокую надежность трансформаторов, можно считать вполне допустимым отключение в редких аварийных режимах какой-то части неответственных потребителей.

Условие покрытия расчетной нагрузки в случае аварийного выхода из строя одного трансформатора с учетом использования резервной мощности 5_рез сетей низкого (НН) и среднего (СН) напряжений определяется выражением.

При аварии одного из двух и более параллельно работающих на подстанции трансформаторов оставшиеся в работе принимают на себя его нагрузку. Эти аварийные перегрузки не зависят от предшествовавшего режима работы трансформатора, являются кратковременными и используются для обеспечения прохождения максимума нагрузки.

Приведем допустимые кратковременные перегрузки масляных трансформаторов с системами охлаждения естественной масляной (М), дугьем (Д), дутьем с принудительной циркуляцией (ДЦ) и циркуляцией (Ц) сверх номинального тока (независимо от длительности предшествующей нагрузки, температуры окружающей среды и места установки):

Для трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов указанные перегрузки относятся к наиболее нагруженной обмотке.