Выбор номинальной мощности трансформаторов

Опубликовано: 28 Май 2012

трансформатор

Важным условием оптимального выбора номинальной мощности трансформатора является наиболее точное определение исходных данных, характеризующих проектируемый объект.
Действующими директивными и нормативными документами Минэнерго России   и других министерств — потребителей трансформаторов  регламентированы общие требования к исходным данным, которые в большей или меньшей степени могут влиять на номинальную мощность выбираемых трансформаторов.
Проектировщик, выбирающий трансформаторы, должен четко представлять местоположение, назначение, роль и характерные режимы работы основного оборудования данного объекта в электрической системе.
Выбор трансформаторов следует производить в тесной увязке с главной схемой электрических соединений, которая оказывает решающее влияние на размеры капитальных вложений и ежегодных издержек по объекту в целом, определяет эксплуатационные и режимные характеристики объекта, в частности его надежность. Исходные данные для выбора трансформаторов обычно определяются при разработке схемы развития энергосистемы или ее электрических сетей на перспективу 5—10 лет. К их числу относятся район размещения объекта, основные напряжения, уровни и пределы регулирования напряжения на шинах, максимальные электрические нагрузки по годам расчетного периода с распределением нагрузок по категориям надежности и напряжениям, сезонные и, прежде всего, зимний и летний суточные графики нагрузок, годовая продолжительность использования максимума нагрузки, размеры перетоков мощности между распределительными устройствами разных напряжений и т. д. В схеме развития приводятся рекомендации по числу, мощности и номинальным напряжениям обмоток трансформаторов. Окончательный выбор трансформаторов осуществляется непосредственно в проекте конкретного объекта, в частности для понижающих подстанций мощность трансформаторов выбирается на расчетный уровень 5 лет, считая с года ввода в эксплуатацию первого трансформатора. Дальнейшее увеличение мощности подстанции в случае роста нагрузки сверх основного расчетного уровня рекомендуется осуществлять, как правило, путем замены работающих трансформаторов более мощными. В связи с этим аппаратура и ошиновка в цепях трансформаторов должны выбираться по номинальному току КЗ, как правило, с учетом установки в перспективе трансформаторов следующей по шкале ГОСТ номинальной мощности, причем при выборе по номинальному току необходимо учитывать не только нормальные, послеаварийные и ремонтные режимы, но и нагрузочную способность трансформаторов. Для трехобмоточных трансформаторов в цепях СН и НН (35, 10 и 6 кВ) выбор аппаратуры и ошиновки производят не по номинальному току, а по току перспективной нагрузки с учетом аварийных режимов (в том числе отключения второго трансформатора).

Важнейшими факторами, наиболее существенно влияющими на выбор номинальной мощности трансформатора и,  следовательно, на эффективность его использования, являются температура охлаждающей среды в месте его установки и режимные условия работы трансформатора (закономерности изменения нагрузки в разрезе суток, недели, месяца, сезона и года; продолжительность и темпы роста максимальных нагрузок по годам расчетного периода и т. п.).

Наибольший эффект может быть получен, если одновременно учитывать оба фактора.
Сведения о температуре охлаждающей среды с целью определения многолетней среднесуточной температуры расчетного периода (месяца, сезона, года) для трансформаторов с воздушным охлаждением, устанавливаемым на открытом воздухе, или для трансформаторов с масляно-водяным охлаждением могут быть получены из справочника «Температура воздуха и почвы», издаваемого Главным управлением гидрометеорологической службы, а для трансформаторов, устанавливаемых в закрытом помещении, — по результатам измерений или по расчетным оценкам.

Как показали исследования, выполненные в институте «Энергосетьпроект»   с целью разработки более совершенных методов использования нагрузочной способности, режимы работы силовых трансформаторов на действующих подстанциях 35—500 кВ отличаются следующими особенностями:

1) неизменная нагрузка трансформатора в течение суток, недели, сезона, года и по годам расчетного периода практически не встречается;

2) суточный график обычно характеризуется утренним и (или) вечерним максимумами и ночным (иногда дневным) спадом нагрузки; последний нередко достигает 40—50% и более суточного максимума нагрузки;

3) в разрезе недели спады максимальных нагрузок в субботние и воскресные дни составляют, как правило, 10—20% и более;

4) максимум нагрузки в разрезе года в подавляющем большинстве случаев имеет место зимой, т. е. при температурах, намного меньших предусмотренной стандартом расчетной среднегодовой температуры охлаждающей среды +20°С;

5) в летний период максимум нагрузки, как правило, существенно (на 10—30%) ниже, чем зимой, и поэтому повышенный износ изоляции летом вследствие повышения температуры охлаждающей среды сверх +20°С не имеет места или очень незначителен;

6) расчетный максимум нагрузки подстанции, определяющий в большинстве случаев номинальную мощность выбираемых трансформаторов, достигается только через 5—10 лет (нередко позже) с момента ввода трансформаторов в эксплуатацию, а в первые годы абсолютный максимум нагрузки составляет обычно 20—60% отсчетного; в результате этого на подавляющем большинстве вновь вводимых понижающих подстанций в течение первых нескольких лет трансформаторы даже в максимум сгружаются лишь на 15—40% номинальной мощности, т. е. используются очень слабо.

Подобные особенности и отклонения реальных режимов работы от номинального почти в такой же степени присущи трансформаторам связи на электростанциях и блочным (повышающим) трансформаторам на гидроэлектростанциях и в несколько меньшей — трансформаторам собственных нужд и повышающим трансформаторам тепловых электростанций.

Для подстанций 10—35 кВ электрических сетей сельскохозяйственного назначения в основном характерны те же особенности графиков нагрузки, за исключением смешанных нагрузок с орошением и теплично-парниковых хозяйств и комбинатов, у которых наблюдаются соответственно летний и весенний максимумы нагрузок.
Из сказанного становится понятным, что определению расчетных нагрузок при проектировании энергетических объектов должно уделяться особое внимание. Наилучшие результаты могут быть получены  если известны графики максимальных активных и реактивных нагрузок в характерные зимние и летние сутки по годам расчетного периода (5—10 лет). В крайнем случае при отсутствии графиков должны быть известны расчетные (не менее пятого года с начала эксплуатации) максимальные нагрузки зимнего и летнего дней. Следует иметь в виду, что при выборе поминальной мощности трансформаторов погрешность в определении расчетной нагрузки всего на 7—10% в сторону ее увеличения в ряде случаев может приводить к завышению установленной трансформаторной мощности на 25—100%. Это обусловлено дискретностью рядов номинальных мощностей («шкалы») трансформаторов, фактический «шаг» которых составляет от 1,25 до 2,0.

Число устанавливаемых на подстанции трансформаторов выбирают, исходя из следующих соображений.
Всякая понижающая подстанция как элемент электрической сети должна быть рассчитана, как правило, на полную нагрузку электроприемников потребителей при аварийных режимах. Допускается проектирование отдельных подстанций с автоматическим отключением в аварийном режиме части менее ответственных электроприемников, а также установка одного трансформатора, если имеется централизованный резерв и от подстанции питаются электроприемники только второй и третьей категорий. Поэтому в современной практике проектирования установка одного трансформатора рекомендуется только в двух случаях: а) при полном (100%-ном) резервировании электроприемников первой и второй категорий по сетям СН и НН, причем для электроприемников первой категории, когда по условиям подъездных дорог, а также резервного питания; б) для питания приемников третьей категории, когда по условиям подъездных дорог, а также по мощности и массе замена поврежденного трансформатора возможна в течение не более одних суток и при наличии централизованного резерва. В остальных случаях на подстанции устанавливаются два трансформатора и более.
Номинальная мощность трансформаторов однотрансформаторной подстанции в зависимости 6т схемы и режимов работы конкретной электрической сети в общем случае определяется нормальным или аварийным режимами ее работы, при этом расчетные нагрузки в нормальном режиме должны находиться в пределах экономически целесообразных интервалов нагрузок.

При отсутствии необходимости резервирования питания потребителей соседних подстанций со стороны СН или НН рассматриваемой подстанции определяющим является нормальный режим и при выборе номинальной мощности трансформатора по условию нагрузочной способности достаточно учитывать только систематические перегрузки.

Однако в практике проектирования и эксплуатации электрических сетей различного назначения и напряжения, особенно городских сетей 6—10 кВ, нередко встречаются случаи, когда рассматриваемая подстанция (для которой выбирается трансформатор или решается вопрос о его предельно допустимой перегрузке) должна кроме своих обеспечивать питание потребителей и соседних подстанций при аварийном выходе из строя или ремонте трансформаторов этих подстанций. В таких случаях в зависимости от соотношения собственной нагрузки данной подстанции и мощности, которую требуется передать через данный трансформатор на соседние подстанции, номинальная мощность трансформатора определяется либо нормальным, либо аварийным режимами работы сети.

Так как, не делая необходимых вычислений, невозможно заранее предсказать, какой из режимов является решающим для выбора трансформатора, в подобных случаях, т. е. для сетей с резервированием, номинальную мощность следует определять по условиям нормального режима с учетом систематических перегрузок и после этого проверять по условиям аварийного режима с учетом допустимых аварийных перегрузок.

При установке на подстанции двух и более трансформаторов определяющим, как правило, является аварийный режим работы.
В зависимости от способа задания расчетной нагрузки получаются два принципиально разных методических подхода к выбору номинальной мощности трансформаторов:
а)   когда известны графики нагрузок характерных суток года для нормальных и аварийных режимов;
б)   когда известны только расчетные максимумы нагрузок для тех же режимов.

Ещё по теме:

написано в рубрике: Статьи
Метки: ,

Оставить отзыв