4.2. Выбор и использование силовых трансформаторов

Для правильного выбора номинальной мощности трансформатора (автотрансформатора) необходимо располагать суточным графиком нагрузки, из которого известна как максимальная, так и активная среднесуточная нагрузка данной подстанции, а также продолжительность максимума нагрузки. При отсутствии суточного графика с достаточной для практических целей точностью на заданный расчетный уровень определяется активная максимальная нагрузка подстанции Р_max (МВт).

Если при выборе номинальной мощности трансформатора на одно-трансформаторной подстанции исходить из условия

где P_max— максимальная активная нагрузка пятого года эксплуатации; Р_p — проектная расчетная мощность подстанции, то при графи­ке с кратковременным пиком нагрузки (0,5 - 1 ч) трансформатор бу­дет длительное время работать с недогрузкой. При этом неизбежно за­вышение номинальной мощности трансформатора и, следовательно, за­вышение установленной мощности подстанции. В ряде случаев выгод­ней выбирать номинальную мощность трансформатора близкой к максимальной нагрузке достаточной продолжительности с полным ис­пользованием его перегрузочной способности 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 выбирается в соответствии с графиком нагрузки и коэффици­ентом начальной нагрузки и зависит также от температуры окружаю­щей среды, при которой работает трансформатор.

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

где P_c, P_max, и I_c, I_max.- соответственно среднесуточные и максимальные мощности и ток.

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

Перегрузки определяются преобразованием заданного графика на­грузки в эквивалентный в тепловом отношении (рис. 4.1). Допустимая нагрузка трансформатора зависит от начальной нагрузки, максимума нагрузки и его продолжительности и характеризуется коэффициентом

превышения нагрузки (перегрузки), определяемым из выражения

а коэффициент начальной нагрузки определяется из выражения

где I_{э max} - эквивалентный максимум нагрузки; I_{э. н} - эквивалентная начальная нагрузка, определяется за время 10 ч, предшествующее нача­лу максимума нагрузки.

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

где a_l, а₂, ..., а_п - различные ступени средних значений нагрузок в долях номинального тока; t₁, t₂,..., t_n — длительность этих нагрузок, ч.

Допустимые систематические перегрузки трансформаторов опреде­ляются из графиков нагрузочной способности трансформаторов, зада­ваемых таблично или графически. Коэффициент перегрузки k_nер дает­ся в зависимости от среднегодовой температуры воздуха t_СГ , вида охлаждения и мощности трансформаторов, коэффициента начальной нагрузки k_н.н и продолжительности двухчасового эквивалентного максимума нагрузки t_max. Для других значений t_max 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%-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.

На трансформаторах допускается повышение напряжения сверх но­минального: длительно - на 5% при нагрузке не выше номинальной и на 10% при нагрузке не выше 0,25 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, трехфазные трансформаторы с расщепленной обмоткой 110 кВ мощностью 20, 40 и 63 MB • А допускают следующие относительные нагрузки: при нагрузке одной ветви обмотки 1,2; 1,07; 1,05 и 1,03 нагрузки другой ветви должны 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 на подстанции с числом трансформаторов п > 1 в общем виде определяется, из выражения, MB • А,

где Р_р = P_max^k_l_₂ ~ расчетная мощность, МВт; Р_тах - суммарная активная максимальная нагрузка подстанции на расчетный уровень пять лет, МВт; k_1-2 - коэффициент участия в нагрузке потребителей 1- и 2-й категорий; k_пер - коэффициент допустимой аварийной пере­грузки; cos — коэффициент мощности нагрузки.

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

Для сетевых подстанций, где примерно до 25% потребителей из числа малоответственных в аварийном режиме может быть отключено, k_l-2 обычно принимается равным 0,75-0,85.

Рекомендуется широкое применение складского и передвижного резерва трансформаторов, причем при аварийных режимах допуска­ется перегрузка трансформаторов на 40% на время максимума об­щей суточной 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 и коэффициент начальной нагрузки k_{Н. H} не более 0,93.

Так как k_1-2 < 1, a к_пер > 1, то их отношение k = k_1-2 / k_nер всегда меньше единицы и характеризует собой ту резервную мощность, кото­рая заложена в трансформаторе при выборе его номинальной мощно­сти. Чем это отношение меньше, тем меньше будет закладываемый в трансформаторы резерв установленной мощности, тем более эффектив-

ным будет использование трансформаторной мощности с учетом пере­грузки.

Завышение коэффициента k 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, для двухтрансформаторной подстанции

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

Формально запись (4.8) выглядит ошибочной: действительно, едини­ца измерения активной мощности - Вт, полной (кажущейся) - В • А. Есть различия и в физической интерпретации S и Р. Но следует подра­зумевать, что осуществляется компенсация реактивной мощности на шинах подстанции 5УР, ЗУР и что коэффициент мощности cos  находит­ся на уровне 0,92-0,95. Тогда ошибка, связанная с упрощением (4.7) до (4.8), не превосходит инженерную ошибку 10%, которая включает и приблизительность значения 0,7, и ошибку в определении фиксиро­ванного P_max.

Таким образом, суммарная установленная мощность двухтрансфор­маторной подстанции

При этом значении k в аварийном режиме обеспечивается сохранение около 98% Р_тах без отключения неответственных потребителей. Одна­ко, учитывая принципиально 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 S_рез сети НН (СН) определяется выражением

При двух и более установленных на подстанции трансформаторах

при аварии с одним из параллельно работающих 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.

Ниже приведены значения кратковременных перегрузок масляных трансформаторов с системами охлаждения М, Д, ДЦ, Ц сверх номиналь­ного тока (независимо от длительности предшествующей нагрузки, температуры окружающей среды и места установки).

Аварийные перегрузки масляных трансформаторов со всеми видами охлаждения:

Перегрузка, %…………… 30 45 60 75 100 200

Продолжительность пере­

грузки, мин………… 120 80 45 20 10 1,5

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

В качестве примера выбора трансформаторов и связанных с этим схем ГПП для подстанции кислородной станции с расчетной нагрузкой Рр = Рр = 123 МВт рассмотрим кислородную станцию, которая пред­назначена для удовлетворения потребностей завода в продуктах разде­ления воздуха.

Основными потребителями электроэнергии станции являются: син­хронные электродвигатели 10 кВ мощностью р_ном ⁼ 3200  20000 кВт приводов компрессоров; асинхронные электродвигатели 6 кВ приво­дов турбодетандеров; электродвигатели и электроподогреватели 0,4 кВ технологической нагрузки, электроосвещение и другая низковольтная нагрузка. Пуск двигателей 20 МВт осуществляется плавным изменением частоты питающего напряжения. Пуск воздушных компрессоров 10 МВт предусматривается реакторным при напряжении на выводах двигателя не более 0,5 U_ном. Питание двигателей и трансформаторов ЗУР радиальное.

Для электроснабжения кислородной станции было рассмотрено че­тыре варианта: 1) четыре трансформатора на напряжении 110 кВ по 80 MB • А каждый; 2) три автотрансформатора 220/10 кВ по 125 MB • А; 3) два по 100 MB • А и два по 63 MB • А 110 кВ; 4) две группы одно­фазных трансформаторов 220/10 кВ (3 х 66,67) MB • А с двумя вольтодобавочными автотрансформаторами по 180 MB • А для регулирования напряжения под нагрузкой.

В результате сравнения для одного из заводов в проекте принят тре­тий вариант (см. рис. 1.2), для другого — первый. Результат отражает техноценологические свойства проектируемого объекта, неформализуе­мость принятия технического решения, необходимость профессиональ­но-логического анализа, применения экспертных систем.