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 Д,ах(МВт).
Если при выборе номинальной мощности трансформатора на однотрансформаторной подстанции исходить из условия
Sном> Ртах >Pp(1.1)
(здесь Ртах — максимальная активная мощность на пятом году эксплуатации — сроке, в условиях рыночной экономики согласованном с инвестором; Рр — 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 Рс, Ртах и Iс, Iтах — 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 реальный график разбивают на интервалы, в которых нагрузка осредняется.
Рис. 1.1. Расчетные графики нагрузки:
1 — фактический суточный; 2 — двухступенчатый, эквивалентный фактическому
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^ н, равным 0,705 (физический смысл kHh— 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 кпер = 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
(1.2)
где Z,max — эквивалентный максимум нагрузки; Iэн — эквивалентная начальная нагрузка, определяемая за 10 ч, предшествующие началу ее максимума.
Эквивалентный максимум нагрузки (и эквивалентная начальная нагрузка) определяется по формуле
где аь а2, а„ — различные ступени средних значений нагрузок в долях номинального тока; tu t2, tn — 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 кнм 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 кпер дается в зависимости от средней годовой температуры воздуха tcr, вида охлаждения и мощности трансформаторов, коэффициента начальной нагрузки ким и продолжительности двухчасового эквивалентного максимума нагрузки tmax. Для других значений ?тах допускаемый кпер 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 11ДкВ мощностью 20, 40 и 63 MB • 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 двухтрансфор-маторной 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 S„OM, MB • А, на подстанции с числом трансформаторов п > 1 в общем виде определяется из выражения
где Рр = PmSLX к]_и — расчетная мощность, МВт; Ртах — суммарная активная максимальная мощность подстанции на пятом году эксплуатации, МВт; — коэффициент участия в нагрузке потребителей I и II категорий; кпер — 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, Ici_n 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 кн в условиях его перегрузки должен быть не более 0,75, а коэффициент начальной нагрузки кнм — не более 0,93.
Коэффициент заполнения графика нагрузки определяется следующим отношением:
где W — электропотребление (площадь под кривой нагрузки); Г — полное время по оси абсцисс.
Причем кн — такой коэффициент заполнения, который имеет наибольшее значение во время аварийных режимов в течение пяти суток подряд.
Так как кх_и< 1, а кпер > 1, то их отношение к = ki_u/kmp 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 кприводит 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.
В настоящее время существует практика выбора номинальной мощности трансформатора для двухтрансформаторной подстанции с учетом значения к= 0,7, т. е. с учетом условия
£Р = 0,7Ртах. (1.6)
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 cos ф находится на уровне 0,92...0,95 (tgcp 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 Ртах. Становится объяснимым выражение (1.1), где активная и полная мощность не различаются.
Таким образом, суммарная установленная мощность двухтрансформаторной подстанции
Х^пр = 2(0,7Ргаах) = 1,4Ртах. (1.7)
При значении к = 0,7 в аварийном режиме обеспечивается сохранение около 98 % Ртах без отключения неответственных потребителей. Однако учитывая высокую надежность трансформаторов, можно считать вполне допустимым отключение в редких аварийных режимах какой-то части неответственных потребителей.
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), дутьем (Д), дутьем с принудительной циркуляцией (ДЦ) и циркуляцией (Ц) сверх номинального тока (независимо от длительности предшествующей нагрузки, температуры окружающей среды и места установки):
Перегрузка, %...........................30 45 60 75 100 200
Продолжительность
перегрузки, мин........................120 80 45 20 10 1,5
Для трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов указанные перегрузки относятся к наиболее нагруженной обмотке.