Силовые трансформаторы (стр. 2 из 4)
Наиболее экономичной работа трансформатора по ежегодным издержкам и потерям будет в случае, когда в часы максимума он будет работать с перегрузкой. В реальных же условиях значения 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.
(2)где Pc, Pmax и Ic и Imax – соответственно среднесуточные и максимальные мощности и токи.
В зависимости от коэффициента суточного графика нагрузки (коэффициента начальной нагрузки и длительности максимума), эквивалент температуры окружающей среды, постоянной времени трансформатора и вида его охлаждения, допустимы систематические перегрузки трансформаторов.
На рисунке 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 объекта провал может быть и другие часы, например, между 3 и 5ч). С 6 ч. начинается подъем нагрузки до дневной, обычно незначительно колеблющейся вокруг некоторого значения (но возможно наличие утреннего пика перегрузки, 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 14 ч. вновь снижается до 1,0.
Реальный (фактический) график суточной нагрузки можно преобразовать в двухступенчатый. Для чего в виду невозможности из-за ценологических свойств получить аналитическую зависимость Рнагр =∫ (t), 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…..20ч. и 20….24 ч.
 |
Рис.1 Расчетные графики нагрузки
1 – фактический суточный; 2- двухступенчатый, эквивалентный физическому.
Первый период характеризуется коэффициентом начальной нагрузки kи.н., равным 0,705 (физический смысл kи.н. – отношение площади под графиком, характеризующим работу трансформатора с номинальной нагрузкой в период 0….. 20ч., к фактической нагрузке, представленной ступенью, составляющей по оси ординат 0,705 номинальной). Аналогично для второго периода определяют коэффициент перегрузки k пер. = 1,27.
Таким образом, перегрузки определяются преобразованием заданного графика нагрузки в график, эквивалентный ему в тепловом отношении. Допустимая нагрузка трансформатора зависит от его начальной нагрузки, ее максимума и его продолжительности и характеризуется коэффициентом превышения (перегрузки), определяемой выражением:
(3)
а коэффициент начальной нагрузки:
(4)где Iэ max – эквивалентный максимум нагрузки; Iэ.н. – эквивалентная начальная нагрузка, определяемая за 10ч. предшествующие началу ее максимума.
Эквивалентный максимум нагрузки (и эквивалентная начальная нагрузка) определяется по формуле:
(5)где a1, a2 ……..an – различные ступени средних значений нагрузок в долях номинального тока; t1,t2,………tn – длительность этих нагрузок, ч.
Формулы (3) и (4) используются для упрощения расчетов по сравнению с построением графиков, заданных на рис.1, если ступень задана или делаются проектные предположения. Следует также иметь в виду, что kи.н. определяется не за 20ч., а за 10ч. во всех случаях формула (5) дает правильный результат.
Допустимые систематические перегрузки трансформаторов определяются нагрузочной способностью, задаваемой с помощью таблиц или же графически. Коэффициент перегрузки k пер. дается в зависимости от среднегодовой температуры воздуха tс.г., вида охлаждения и мощности трансформаторов, коэффициента начальной нагрузки kи.н. и продолжительности двухчасового эквивалентного максимума нагрузки tmax. Для других значений tmax. допускаемый k пер. 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% - 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 превышение напряжение 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% пери нагрузке не выше номинальной.
Дополнительные перегрузки одной ветви за счет длительной недогрузки другой допускаются в соответствие с указаниями завода – изготовителя. Так, для трехфазных трансформаторов с расщепленной обмоткой на 110кВ мощностью 20,40, и 63МВ∙ 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 Sном, МВ∙ А на подстанции, числом трансформаторов n>1 в общем виде определяется из выражения:
(6)где Рр=Рmax kI-II – расчетная мощность, МВт; Рmax – суммарная активная максимальная мощность подстанции на пятом году эксплуатации, МВт; kI-II – коэффициент участия в нагрузке потребителей I-II категорий; kпер – коэффициент допустимой аварийной перегрузки; cos φ – коэффициент мощности нагрузки.
Для двухтрансформаторной подстанции, то есть при n=2:
(7)Для сетевых подстанций, где в аварийном режиме до 25% потребителей из числа малоответственных может быть отключено kI-II обычно принимается равным 0,75……0,85 (единице он равен, когда все потребители относятся к первой категории) [4, с. 28].
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 kн в условиях его перегрузки должен быть не более 0,75, а коэффициент начальной нагрузки k и.н. – не более 0,93.
Коэффициент заполнения графика нагрузки определяется следующим отношением:
(8)где W – электропотребление (площадь под кривой нагрузки); Т – полное время по оси абсцисс.
Необходимо учитывать, что kн –такой коэффициент заполнения, который имеет наибольшее значение во время аварийных режимов в течение пяти суток подряд.
Так как kI-II<1, а kпер>1, то их отношение k = kI-II /kпер, всегда меньше единицы, и характеризует собой резервную мощность трансформатора, заложенную при выборе его номинальной мощности. Чем данной отношение меньше, тем меньше будет резерв установленной мощности трансформатора и тем более эффективным будет использование трансформаторной мощности с учетом перегрузки.
Завышение коэффициента k приводит к завышению суммарной установленной мощности трансформаторов на подстанции. Уменьшение коэффициентов возможно лишь до такого значения, которое с учетом перегрузочной способности трансформатора и возможности отключения неответственных потребителей позволяет покрыть основную нагрузку одним оставшимся в работе трансформатором при аварийном выходе из строя второго.
Таким образом, установленная мощность трансформатора на подстанции:
(9)В настоящее время существует практика выбора номинальной мощности трансформатора для двухтрансформаторной подстанции с учетом значения k = 0,7, то есть с учетом условия:
(10)Формально эта формула выглядит ошибочной: Действительно, единицы измерения активной мощности – Вт, а полной (кажущейся) - В∙А. Есть различия и в физической интерпретации S и P. Но следует всегда полагать, что осуществляется компенсация реактивной мощности на шинах подстанций 5УР и 3УР и что коэффициент мощности cos φ находиться на уровне 0,92…..0,95 (tg на уровне 0,42….0,33). Такая ошибка, связанная с упрщением формулы (9) до (10), не превосходит инженерную ошибку 10%, которая включает в себя и приблизительность значения 0,7, и ошибку определения фиксированного Pmax. Становиться объяснимым формула (1), где активная и полная мощность не различаются.