Реферат: Силовые трансформаторы
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.
Таким
образом, суммарная установленная мощность двухтрансформаторной подстанции:
(11)
Страницы: 1, 2, 3, 4 |