Введення
Силові трансформатори підрозділяють на сухі, що встановлюються в приміщеннях з пжаро-і вибухонебезпечним середовищем, масляні для зовнішньої і внутрішньої установки в безпечними з точки зору пожежі і вибуху середовищі і трансформатори з заповненням негорючим рідким діелектриком (совтола), встановлювані в закритих приміщеннях підвищеної пожежонебезпеки [4 ].
Застосування трансформаторів призводить до втрат енергії. Шляхом правильного вибору устаткування і робочої напруги можна скоротити число необхідних трансформаторів і зменшити втрати енергії. Слід пам'ятати, що якщо трансформатори експлуатуються споживачем, то він оплачує відповідні втрати енергії. У цілому краще замовити обладнання з електродвигунами потрібної напруги, навіть якщо це коштуватиме дорожче, ніж встановлювати спеціальні трансформатори [1].
Втрати енергії характерні для всіх систем розподілу електроенергії головним чином завдяки втрат активної потужності і втрат в трансформаторах. Правильні проектування та експлуатація електричних систем дозволяють не тільки звести до мінімуму втрати енергії, але і забезпечують зниження витрат на електроенергію. Втрати енергії викликаються наявністю включених трансформаторів навіть за відсутності навантаження. Коли обладнання повинно бути відключене [1].
Низькі коефіцієнти потужності на додаток до значних втрат напруги в мережі і збільшення розмірів штрафів, що накладаються енергопостачальними компаніями, можуть призвести до зростання втрат енергії та вартості електропостачання. Необхідно провести дослідження електроенергетичної системи, а також вивчити можливості використання конденсаторів для зміни значень коефіцієнта потужності. Для підприємств, неефективно витрачають енергію, це дозволить у деяких випадках досягти економії в розмірі 10-15% [1].
Коефіцієнт завантаження являє собою ще один параметр, що характеризує здатність підприємства ефективно використовувати електроенергію. Зменшення навантаження, що дозволяє наблизити це відношення до одиниці без зниження рівня виробництва, призводить до підвищення економічності роботи підприємства [1].
Зниження пікових навантажень. Велика частина другорядних навантажень може бути відключена в періоди піків без перерви виробничого процесу [1].
З 2000 р. впроваджується нова серія трансформаторів напругою 35 кВ потужністю 1000 ... 6300 кВ · А. Маса трансформаторів нової серії і втрати холостого ходу знижені в середньому на 20% [4].
1 Допустимі перевантаження
В енергосистемах, а також на підприємствах в більшості випадків застосовують трифазні трансформатори. Група з трьох однофазних трансформаторів коштує дорожче й вимагає приблизно на 20% більше міді і сталі, ніж один трифазний трансформатор тієї ж потужності. Тому однофазні трансформатори встановлюють лише в тих випадках, коли за умовами транспортування не можна застосовувати трифазні, а також при відсутності I трифазних трансформаторів необхідної потужності [4].
Термін природного зносу трансформатора, що працює в номінальному режимі, становить приблизно 25 років (ГОСТ 11677 - 85, п. 3.4). Термін визначається старінням ізоляції обмоток - паперу, тканин, лаків та інших матеріалів-під впливом температур, що перевищують допустиму; для даного класу ізоляції. Процес старіння веде до зміни вихідних електричних, механічних і хімічних властивостей ізоляційних матеріалів [3].
У процесі експлуатації трансформаторів їх навантаження, а отже, і нагрівання змінюються в значних межах. У період недовантаження трансформатор недовикористовується. Тому при збереженні розрахункового терміну служби 25 років дозволяється перевантажувати трансформатори, коли це потрібно. На кожні 3% недовантаження допускається на такий же час перевантаження трансформатора на 1%, крім того, на 1% недовантаження трансформатора влітку дозволяється 1% перевантаження в зимовий час. Це нормальна систематична перевантаження, яка в цілому не повинна перевищувати 30% для масляних і совтолових і 20% для сухих трансформаторів [4].
За рекомендаціями Міжнародної енергетичної комісії (МЕК) для нормального добового зносу ізоляції трансформатора температура найбільш нагрітої точки обмоток не повинна перевищувати + 98 ° С. Якщо температуру збільшити на 6 ° С, термін служби ізоляції скоротиться майже вдвічі. Тут під температурою найбільш нагрітої точки мається на увазі температура найбільш нагрітого внутрішнього шару обмотки верхньої котушки трансформатора [3].
Температура верхніх шарів масла при нормальному навантаженні трансформатора і максимальній температурі охолоджуючої середовища (середньодобова температура охолоджуючого повітря +30 ° С, температура охолоджуючої води +25 ° С біля входу в охолоджувач) не повинна перевищувати таких максимально допустимих значень: +95 С - в трансформаторах, що мають природне масляне охолоджування (М) або дутьевой охолодження (Д); +75 ° С - в трансформаторах, що мають циркуляційне охолодження з примусовою циркуляцією масла та повітря (ДЦ), коли в технічних умовах на трансформатор заводом-виробником не обговорений інша температура; + 70 ° С - в трансформаторах, що мають олійно-водяне охолодження з примусовою циркуляцією масла (Ц), на вході в маслоохолоджувач, коли в технічних умовах обумовлена інша температура [3].
В енергосистемах трансформатори працюють зі змінним навантаженням в умовах постійно мінливої температури охолоджувальної середовища. Велика частина з них (а, отже, і ізоляція) несе номінального навантаження протягом всього терміну служби. Інша частина трансформаторів, навпаки, систематично перевантажується, що прискорює знос ізоляції. Очевидно, що обидва варіанти економічно недоцільні [3].
Оптимальним для трансформатора повинен бути такий режим роботи, при якому знос його ізоляції був би близький до розрахункового. Найкраще використання ізоляції трансформаторів досягається завантаженням їх у відповідність до так званої навантажувальною здатністю, яка передбачає короткочасні режими роботи з перевантаженням. Згідно ПТЕ допускається тривале перевантаження масляних трансформаторів по силі струму на 5%, якщо напруга обмоток не вище номінальної, при цьому для обмоток з відгалуженнями навантаження не повинна перевищувати більш ніж в 1,05 рази номінальний струм відгалуження. Однак у деяких випадках припустиме перевантаження для повного використання ізоляції трансформатора виявляється недостатньою. Тоді тривалість і значення перевантажень трансформаторів потужністю до 100 MB · А, виготовлених відповідно до ГОСТ 11677 - 85, знаходять за графіками навантажувальної здатності в залежності від добового графіка навантаження, еквівалентної температури охолоджуючого середовища та постійної часу трансформатора для еквівалентної температури повітря +20 ° С . Графіки навантажувальної здатності трансформаторів і методика користування ними наведені у ГОСТ 14209-85. Застосування вказівок ГОСТ 14209-85 допускається і для трансформаторів потужністю понад 100 MB · А, якщо в стандартах і технічних умовах на такі трансформатори немає інших вказівок по навантажувальної здатності [3].
Трансформатори з розщепленими обмотками допускають такі ж перевантаження кожної гілки, віднесені до її номінальної потужності, як і трансформатори з цілими обмотками. Систематичні перевантаження, що визначаються за графіками навантажувальної здатності, допускаються не більше 1,5-кратного значення номінального струму і тільки за узгодженням з заводом-виробником [3].
В експлуатаційній практиці нерідкі випадки, коли при настанні перевантаження у оперативного персоналу відсутній з тієї чи іншої причини добовий графік навантаження і персонал не може скористатися графіками навантажувальної здатності для визначення допустимого перевантаження. У таких випадках рекомендується користуватися табличними даними в залежності від системи охолодження трансформатора. Згідно з цими таблицями систематичні перевантаження, допустимі слідом за навантаженням нижче номінальної, встановлюються залежно від перевищення температури верхніх шарів масла над температурою охолоджуючого середовища, яке визначається, не пізніше початку наступу перевантаження [3].
Допустиме перевантаження трансформаторів з охолодженням Д при відключених вентиляторах визначається по відношенню до потужності, яку вони мають без дуття (охолодження М) [3].
Обидва види перевантажень (за навантажувальної здатності і однопроцентному правилом) можуть застосовуватися одночасно за умови, якщо сумарна навантаження не перевищує 150% від номінальної потужності трансформатора [3].
В аварійних умовах, коли відключився один із двох трансформаторів, дозволяється перевантаження що залишився в роботі трансформатора на 40% вище номінальної потужності тривалістю до 6 год щоденно протягом 5 діб. Тому при виборі номінальної потужності трансформатора Sт.н. на 35 ... 220 / 6 ... 10 кВ керуються таким співвідношенням потужності Sт.н. та розрахункового навантаження Sp [4]
Sт.н. ≥ Sp / l, 4. (1)
Автотрансформатори мають дві електрично пов'язані з'єднані в зірку обмотки із загальною заземленою нейтраллю і третю, з'єднану у трикутник і має з двома іншими обмотками тільки електромагнітний зв'язок [4].
Наявність обмотки, з'єднаної в трикутник, призводить до компенсації електрорушійної сили (ЕРС) третьої гармоніки та інших гармонік, кратних трьом, а також до зменшення опору нульової послідовності в мережі з заземленою нейтраллю. Це важливо для підвищення чутливості релейного захисту та плавких запобіжників в мережах [4].
Для захисту від перенапруг застосовують вентильні розрядники, які захищають від перенапруг незаземлені нейтралі трансформаторів напругою 110 ... 220 кВ. Це викликано тим, що в даний час всі трифазні трансформатори напругою 110 ... 220 кВ випускаються зі зниженою ізоляцією нейтралі (порівняно з класом ізоляції лінійного вводу). Так, у трансформаторів напругою 110 кВ з регулюванням напруги під навантаженням рівень ізоляції нейтралі відповідає стандартному класу напруги 35 кВ, що обумовлюється включенням з боку нейтралі пристроїв РПН з класом ізоляції 35 кВ. Трансформатори напругою 220 кВ також мають знижений рівень ізоляції нейтралі. У всіх випадках це дає значний економічний ефект і тим більший, чим вище клас напруги трансформатора [3].
При аваріях, наприклад при виході з роботи одного з паралельно працюючих трансформаторів і відсутності резерву дозволяється аварійна перевантаження залишилися в роботі трансформаторів незалежно від тривалості і значення попереднього навантаження і температури охолоджувальної середовища. У порівнянні з номінальним зносом ізоляції аварійні перевантаження підвищують знос ізоляції. Однак форсований знос ізоляції вважається обгрунтованим, тому що скорочення розрахункового часу роботи ізоляції трансформатора завдає менше шкоди, ніж відключення споживачів [3].
За час аварійної перевантаження персонал зобов'язаний вжити заходів до заміни пошкодженого обладнання резервним, а по закінченні зазначеного терміну зобов'язаний розвантажити перевантажені трансформатори до номінальної потужності відключенням частини споживачів. Величини і час аварійних перевантажень повинні контролюватися. Неконтрольовані перевантаження можуть призвести до пошкодження трансформаторів і розвитку аварії [3].
Крім систематичних перевантажень в зимові місяці допускаються 1% перевантаження трансформаторів на кожен відсоток недовантаження влітку, але не більше ніж на 15%. Це правило застосовується в тому випадку, коли максимум річного графіка навантаження не перевищував номінальної потужності трансформатора [3].
Трансформатори допускають тривалу роботу при підвищенні напруги, що підводиться за умови, що лінійна напруга на будь-якій обмотці не перевищує найбільшої робочої напруги, встановленого державним стандартом [3]:
Клас напруги, кВ ... .. 3 6 10 15 20 35
Найбільша робоча
напруга, кВ ... ... ... .... 3,5 6,9 11,5 17,5 23 40,5
Клас напруги, кВ ... ... 110 150 220 330 500 750
Найбільша робоча
Напруга, кВ ... ... ... .... 126 172 252 363 525 787.
Допускається підвищення напруги понад номінального напруги будь-якого відгалуження трансформатора і номінального напруги будь обмотки, що не має відгалужень: 1) довгостроково, але не більше ніж на 5% при навантаженні не більше номінальної; 2) довгостроково, але не більше ніж на 10% при навантаженні не більше 0,25 від номінальної для всіх трансформаторів і при навантаженні не більше номінальною для трансформаторів, що працюють у блоці з генераторами, а також для автотрансформаторів без відгалужень в нейтралі і працюють без регулювальних в нейтралі; 3) короткочасно (до 6 год на добу) на 10% при навантаженні не більше номінальної [3].
2 Паралельна робота трансформаторів
Паралельна робота трансформаторів з навантаженнями, пропорційними їх номінальним потужностям, можлива при рівності первинних і вторинних напружень (рівність коефіцієнтів трансформації), рівність напруг короткого замикання і тотожності груп з'єднання обмоток [3].
При паралельному з'єднанні однойменні затискачі трансформаторів приєднують до одного і того ж проводу мережі (рисунок 1) [2].
Малюнок 1 - Включення трансформаторів на паралельну роботу
Найкраще використання встановленої потужності трансформаторів може бути тільки при рівності напруг короткого замикання. Проте в експлуатації допускається включення на паралельну роботу трансформаторів з відхиленням напруги короткого замикання від їх середнього значення, але не більше ніж на ± 10%. Це припущення пов'язане з можливим відхиленням (в межах виробничих допусків) при виготовленні трансформаторів у розмірах обмоток, що впливають на напругу короткого замикання [3].
Не рекомендується включення на паралельну роботу трансформаторів зі ставленням номінальних потужностей більше трьох. Пояснюється це тим, що навіть при невеликих реальних перевантаженнях трансформатор меншої потужності може виявитися сильно перевантаженим у відсотковому відношенні і особливо в тому випадку, якщо він має меншу напругу короткого замикання [3].
Паралельна робота трансформаторів, що належать до різних груп сполук, неможлива з тієї причини, що між їх вторинними обмотками виникає напруга, обумовлене кутом зсуву між векторами вторинних напруг [3].
Застосування декількох паралельно включених трансформаторів замість одного трансформатора сумарної потужності необхідно для забезпечення безперебійного енергопостачання в разі аварії в будь-якому трансформаторі або відключення його для ремонту. Це також доцільно при роботі трансформаторної підстанції з змінним графіком навантаження, наприклад, коли потужність навантаження значно змінюється в різні години доби. У цьому випадку при зменшенні потужності навантаження можна відключити один або декілька трансформаторів для того, щоб навантаження трансформаторів, що залишилися включеними, була близька до номінальної. У результаті експлуатаційні показники роботи трансформаторів (ККД і cosφ2) будуть досить високими [2].
Для того щоб навантаження між паралельно працюючими трансформаторами розподілялася пропорційно їх номінальним потужностям, допускається паралельна робота двообмоткових трансформаторів за наступних умов [2]:
1 При однаковій первинній напрузі вторинні напруги повинні бути рівні. Іншими словами, трансформатори повинні мати однакові коефіцієнти трансформації: kI = kII = kIII = .... При недотриманні цієї умови, навіть в режимі холостого ходу, між паралельно включеними трансформаторами виникає зрівняльний струм, обумовлений різницею вторинних напруг трансформаторів [2]
(2)
де ZkI і ZkII - внутрішні опору трансформаторів.
При включенні на паралельну роботу трансформаторів з різними коефіцієнтами трансформації напруги на затискачах їх вторинних обмоток будуть різними. Різниця вторинних напруг викликає проходження зрівняльних струмів [3].
Зрівняльні струми, завантажуючи обмотки трансформаторів, збільшують втрати енергії і знижують сумарну потужність підстанції, тому проходження їх неприпустимо. У зв'язку з цим згідно з ГОСТ 11677 - 85 у трансформаторів, що включаються на паралельну роботу, коефіцієнти трансформації не повинні відрізнятися більш ніж на ± 5% [3].
При навантаженні трансформаторів зрівняльний струм накладається на навантажувальний. При цьому трансформатор з більш високим вторинною напругою холостого ходу (з меншим коефіцієнтом трансформації) виявляється перевантаженим, а трансформатор рівної потужності, але з більшим коефіцієнтом трансформації - недовантаженим. Так як перевантаження трансформаторів неприпустима, то доводиться знижувати загальну навантаження. При значній різниці коефіцієнтів трансформації нормальна робота трансформаторів стає практично неможливою. Однак ГОСТ допускає включення на паралельну роботу трансформаторів з різними коефіцієнтами трансформації, якщо різниця коефіцієнтів трансформації не перевищує ± 0,5% їх середнього значення [2]
(3)
де - середнє геометричне значення коефіцієнтів трансформації.
2 Трансформатори повинні належати до однієї групи з'єднання. При недотриманні цієї умови вторинні лінійні напруги трансформаторів виявляться зрушеними по фазі відносно один одного і в ланцюзі трансформаторів з'явиться різницеве напруга ΔU, під дією якого виникне значний зрівняльний струм. Так, якщо включити на паралельну роботу два трансформатора з однаковими коефіцієнтами трансформації, але один з них належить до нульової (Y/Y-0), а інший - до одинадцятої (Y/Δ- 11) групам з'єднання, то лінійна напруга U2I перший трансформатора буде більше лінійної напруги U2II другого трансформатора в раз ( 
Групу з'єднання обмоток трансформатора вибирають з таких умов, щоб вони [7]:
- Перешкоджали виникненню вищих гармонік в електричних мережах;
- Вирівнювали навантаження між фазами первинної обмотки при несиметричного навантаження вторинної обмотки;
- Обмежували опір нульової послідовності ланцюга короткого замикання в разі живлення чотирипровідних мереж.
Для виконання першого і другого умов одну обмотку трансформаторів з'єднують в зірку, а іншу - в трикутник [7].
3 Трансформатори повинні мати однакові напруги короткого замикання:. Дотримання цієї умови необхідно для того, щоб загальне навантаження розподілялася між трансформаторами пропорційно їх номінальним потужностям [2].
З деяким наближенням, нехтуючи струмами холостого ходу, можна паралельно включені трансформатори замінити їх опорами короткого замикання ZkI і Zkii [2].
Відомо, що струми в паралельних гілках розподіляються обернено пропорційно їх опорам [2]
(4)
Помножимо обидві частини рівності на IIIномUном / (IIномUном), ліву частину - на Uном / Uном, а праву частину - на 100/100, отримаємо [2]
Рисунок 2 - До поняття про розподіл навантаження при паралельній роботі трансформаторів
Потім перетворимо отримане рівність, маючи на увазі наступне: IIUном = SI і IIIUном = SII - фактичне навантаження першого і другого трансформаторів відповідно, В · А; IIномUном = SIном і IIIномUном = SIIном - номінальні потужності цих трансформаторів, В · А; (IIномZkI / Uном) 100 = uIk і (IIIномZkII / Uном) 100 = uIIk - напруги короткого замикання трансформаторів,%. У результаті отримаємо [2]
(5)
або
(6)
де, 
Зі співвідношення (6) випливає, що відносні потужності (навантаження) паралельно працюючих трансформаторів обернено пропорційні їх напруженням короткого замикання. Іншими словами, при нерівності напруг короткого замикання паралельно працюючих трансформаторів більше навантажується трансформатор з меншою напругою короткого замикання. У результаті це веде до перевантаження одного трансформатора (з меншою напругою короткого замикання) і недовантаження іншого (з великою напругою короткого замикання). Щоб не допустити перевантаження трансформатора, необхідно знизити загальне навантаження. Таким чином, нерівність напруг короткого замикання не допускає повного використання за потужністю паралельно працюючих трансформаторів [2].
Враховуючи, що практично не завжди можна підібрати трансформатори з однаковими напругами короткого замикання, ГОСТ допускає включення трансформаторів на паралельну роботу при різниці напруг короткого замикання не більше ніж 10% від їх середнього арифметичного значення. Різниця в напруженнях короткого замикання трансформаторів тим більше, чим більше ці трансформатори відрізняються один від одного по потужності. Тому ГОСТ рекомендує, щоб ставлення номінальних потужностей трансформаторів, включених паралельно, було не більше ніж 3:1 [2].
Окрім дотримання зазначених трьох умов необхідно перед включенням трансформаторів на паралельну роботу перевірити порядок чергування фаз, який повинен бути однаковим у всіх трансформаторів [2].
Дотримання всіх перерахованих умов перевіряється фазування трансформаторів, сутність якої полягає в тому, що одну пару, протилежно розташованих затискачів на рубильнику (рисунок 1), з'єднують дротом і вольтметром V0 (нульовий вольтметр) вимірюють напругу між рештою несполученими парами затисків рубильника. Якщо вторинна напруга трансформаторів рівні, їх групи з'єднання однакові і порядок проходження фаз у них один і той же, то показання вольтметра V0 дорівнюють нулю. У цьому випадку трансформатори можна підключати на паралельну роботу. Якщо вольтметр V0 покаже деяке напруження, то необхідно з'ясувати, яке з умов паралельної роботи порушено. Необхідно усунути це порушення і знову провести фазировку трансформаторів [2].
Слід зазначити, що при порушенні порядку проходження фаз вольтметр V0 покаже подвійне лінійну напругу. Це необхідно враховувати при підборі вольтметра, межа вимірювання якого повинен бути не менше подвійного лінійної напруги на вторинній стороні трансформаторів [2].
Загальне навантаження всіх включених на паралельну роботу трансформаторів S не повинна перевищувати сумарної номінальної потужності цих трансформаторів [2]
(7)
Розподіл навантаження між паралельно працюючими трансформаторами визначається наступним чином [2]
(8)
де Sx - навантаження одного з паралельно працюючих трансформаторів, кВ · А;
S - загальне навантаження всієї паралельної групи, кВ · А;
ukx-напруга к.з. даного трансформатора,%;
SНОМ х - номінальна потужність даного трансформатора, кВ · А.
У виразі (8) [2]
. (9)
До заходів по захисту трансформаторів від перенапруг відносяться зовнішній захист - застосування заземлених тросів і вентильних розрядників (ці заходи дозволяють обмежити амплітуду хвиль напруги, що підходять до трансформатора) і внутрішній захист - посилення ізоляції вхідних витків; установка ємнісних кілець і електростатичних екранів (емкостная компенсація); застосування обмоток із зниженим значенням коефіцієнта (тут Сq - паперечная ємність, СD - поздовжня ємність). Мета останніх двох заходів внутрішнього захисту зводиться до зближення початкового і кінцевого розподілу напруги. При цьому практично усувається перехідною коливальний процес [2].
Ємнісні кільця являють собою розімкнуті шайбообразние екрани, виготовлені з металізованого електрокартону. Цими кільцями покривають
початок і кінець обмотки [2].
Зменшення нерівномірності початкового розподілу напруги і зближення його з кінцевим розподілом досягаються застосуванням у трансформаторах додаткових електростатичних екранів у вигляді розімкнутих металевих кілець (витків), що охоплюють початкову частину обмотки і з'єднаних з її висновком. Такий екран створює додаткові ємності Се, через які заряджаються поперечні ємності Сq в обхід поздовжніх ємностей Сd [2].
Трансформатори з ізольованою нейтраллю також можуть забезпечуватися електростатичними екранами, але в цьому випадку застосовують спеціальні пристрої - імпідори, що включаються між нейтраллю і землею. Це пристрій містить ємність, включену паралельно розрядника і реактору, яка при хвильових процесах заземлює нейтраль трансформатора, а при промисловій частоті має великий опір і практично ізолює нейтраль [2].
3 Нормування та зниження втрат електроенергії: результати, проблеми, шляхи вирішення
З точки зору зниження витрат електроенергії на власні потреби підстанцій необхідно звернути увагу в першу чергу на оптимізацію роботи системи охолодження силових трансформаторів, автотрансформаторів і шунтуючих реакторів. В даний час розроблені мікропроцесорні пристрої, здатні в залежності від температури повітря і температури масла в баках оптимізувати тривалість роботи охолоджувачів і зменшити витрати електроенергії на обдування електричних апаратів. Є розробки по вторинному використанню теплоти нагріву силових трансформаторів і автотрансформаторів для опалення приміщень управління підстанцій. Необхідно закінчити роботу з розділення обліку електроенергії на власні та господарські потреби підстанцій, щодо недопущення підключення до трансформаторів власних потреб споживачів, що не мають до них ніякого відношення [6].
Істотне зниження втрат електроенергії може дати виконання деяких профілактичних робіт під напругою без їх відключення, оскільки будь-ремонтний режим, як правило, збільшує втрати в мережі в порівнянні з нормальним режимом [6].
Втрати електроенергії в трансформаторах значні і їх необхідно знижувати до можливого мінімуму шляхом [7]:
- Правильного вибору потужності і числа трансформаторів;
- Раціонального режиму їх роботи;
- Виключення холостих ходів при малих навантаженнях.
Число одночасно працюючих трансформаторів визначає черговий персонал в залежності від навантаження з умов найменших втрат електроенергії в трансформаторах [7].
Практика експлуатації віддає перевагу трансформаторів потужністю 1000 кВ · А, вважаючи цю потужність оптимальної [7].
Найбільш ефективні заходи щодо зниження втрат електроенергії в розподільних мережах пов'язані в основному зі зниженням комерційних втрат, вдосконаленням та автоматизацією обліку електроенергії, винятком споживачів з процесу зняття показань приладів обліку, з їх захистом від несанкціонованого доступу і від безоблікового споживання електроенергії. Досвід передових мережевих компаній показує, що застосування виносних систем обліку електроенергії в сукупності з заміною голих проводів на ізольовані на вводах у будинки знижують комерційні втрати в мережах на 10-30% і окупаються за термін не більше 2 років [6].
Основним і найбільш ефективним заходом щодо зниження технічних втрат електроенергії є компенсація реактивної потужності в електричних мережах і у споживачів, а також ряд інших заходів, які окупаються, а терміни, прийнятні для інвесторів програм зниження втрат. Чим менший термін окупності, тим вищий пріоритет впровадження даного заходу [6].
Найбільш економічною в щорічним витратам і втрат буде робота трансформатора в години максимум - робота з перевантаженням. У реальних умовах значення допустимого навантаження вибирають відповідно до графіка навантаження і коефіцієнтом початковій навантаження і залежно від температури навколишнього середовища [5].
Значну економію електроенергії в трансформаторах можна отримати, використавши економічно доцільний режим їх роботи. Суть цього режиму полягає в тому, що залежно від сумарного навантаження в роботі буде знаходитися певна кількість одночасно працюючих трансформаторів, які забезпечують мінімум втрат електроенергії у цих трансформаторах (або мінімум приведених витрат) [7].
Намітилася тенденція до переходу від традиційних програм зниження втрат електроенергії в електричних мережах до бізнес-процесів планування та управління втратами [6].
Вирішення всіх завдань вимагає нових підходів до оцінки техніко-економічної ефективності прийняття рішень по інвестиційним проектам розвитку мереж і застосування нових технологій передачі електроенергії. Застосування таких технологій і практична реалізація перерахованих шляхів вдосконалення роботи зажадають і подальшого підвищення ефективності нормування втрат [6].
4 Трансформаторні підстанції
На підстанціях всіх напруг, як правило, застосовується не більше двох трансформаторів з міркувань технічної та економічної доцільності. У більшості випадків це забезпечує надійне живлення споживачів і в той же час дає можливість застосовувати найпростіші блокові схеми підстанцій без збірних шин на первинній напрузі, що різко спрощує їх конструктивні рішення і зменшує вартість. Резервування здійснюється за допомогою складського і пересувного резерву [9].
Доцільне число і потужність цехових трансформаторів вибирають на основі техніко-економічних розрахунків (ТЕР) з урахуванням наступних основних факторів [7]:
- Категорії надійності електропостачання споживачів;
- Компенсації реактивних навантажень на напрузі до 1 кВ;
- Перевантажувальної здатності трансформаторів у нормальному й аварійному режимах;
- Економічних режимів роботи трансформаторів в залежності від графіка навантаження.
За кількістю трансформаторів всі підстанції підрозділяють на однотрансформаторних, двотрансформаторних, трехтрансформаторние. Однотрансформаторних підстанції застосовують для живлення споживачів III категорії, а також частини приймачів II категорії, що допускають перерва харчування на час заміни трансформатора [8].
Для електроприймачів I і II категорій з надійності електропостачання, що вимагають резервування живлення, як правило, встановлюють двотрансформаторних підстанції [8].
В останні роки розроблена серія трехтрансформаторних підстанцій, застосування яких з симетричним розподілом навантаження в післяаварійному режимі на залишилися в роботі два трансформатора дозволяє збільшити завантаження кожного з трьох трансформаторів у нормальному режимі [8].
Застосування трехтрансформаторних підстанцій за умови повного резервування навантаження забезпечує 25% економію трансформаторної потужності в порівнянні з двотрансформаторних підстанціями [8].
До переваг трехтрансформаторних підстанцій відноситься також значне зниження струмів вступних і секційних вимикачів у післяаварійних режимах. У той же час у трехтрансформаторних підстанцій збірні шини РП до 1 кВ конструктивно виконати важче внаслідок необхідності з'єднань секцій між собою, а схема АВР виходить більш складною в порівнянні з двохтрансформаторної підстанцією [8].
Трехтрансформаторние підстанції доцільно застосовувати для живлення споживачів I і II категорій як при зосередженої, так і при розподіленому навантаженні, що живиться по магістральних мережах [8].
З точки зору заміни пошкоджених трансформаторів, а також зручності монтажу та експлуатації, рекомендується уніфікувати одиничні потужності трансформаторів, тобто мати обмежене число типів трансформаторів [8].
Найбільш простим і дешевим рішенням є застосування однотрансформаторних цехових підстанцій. На великих підприємствах, що мають складської резерв трансформаторів, їх можна застосовувати для живлення електроприймачів III і навіть I категорії [8].
Однотрансформаторних підстанції можуть застосовуватися і для живлення електроприймачів I категорії, якщо потужність останніх не перевищує 15 - 20% потужності трансформатора і можливо резервування підстанцій на вторинному напрузі перемичками з АВР. Правила проектування і загальна тенденція підвищення надійності електропостачання веде до встановлення двотрансформаторних підстанцій і для розглянутих випадків, тобто до забезпечення всіх споживачів як споживачів I категорії. При установці однотрансформаторних підстанцій вони можуть бути закільцьовані на стороні 0,4 кВ (з'єднані магістралями або кабельними перемичками) [8].
Це забезпечує збереження електропостачання при відключенні будь-якого трансформатора і можливість завантаження кожного трансформатора до номінального значення [8].
Двотрансформаторних цехові підстанції застосовують при перевазі електроприймачів I і II категорій і в енергоємних цехах [8].
Двотрансформаторних цехові підстанції застосовуються в тих випадках, коли більшість електроприймачів належить до першої або другої категорій, які не допускають перерви у харчуванні під час доставки і установки резервного трансформатора зі складу, на що потрібно не менше 3 ... 4 год двотрансформаторних підстанції доцільно застосовувати також незалежно від категорії живляться споживачів при нерівномірному графіку навантаження, коли вигідно зменшувати кількість включених трансформаторів при тривалих зниженнях навантаження протягом доби або року [9].
Застосування цехових підстанцій з числом трансформаторів більше двох, як правило, економічно недоцільно. Більше двох трансформаторів на одній цехової підстанції застосовується в наступних випадках [9]:
- За наявності великих зосереджених навантажень;
- При відсутності місця в цеху для розосередженого розташування підстанцій за виробничих умов;
- При роздільних трансформаторах для «сили» і «світла», якщо установка цих трансформаторів доцільна на одній підстанції;
- При харчуванні територіально суміщених силових навантажень на різних напругах;
- При необхідності виділення харчування навантажень з різкими, часто повторюваними поштовхами, наприклад великих зварювальних апаратів і т. п.
Число і потужність трансформаторів цехових підстанцій є взаємопов'язаними величинами, оскільки при заданій розрахункової навантаженні цеху число трансформаторів буде змінюватися в залежності від прийнятої одиничної потужності підстанції [8].
Збільшення одиничної потужності знижує загальну кількість встановлюваних трансформаторів, але збільшує протяжність мереж, а також витрати на комутаційну апаратуру та інші, пов'язані зі зростанням струмів КЗ. Практика проектування і експлуатації віддає перевагу трансформаторів 1000 кВ · А (і в меншій мірі 630 кВ · А), вважаючи цю потужність оптимальної [8].
5 Компенсація реактивної потужності
Економію електроенергії в силових трансформаторах можна отримати також, зменшивши потужність цехових трансформаторів за рахунок компенсації реактивної потужності. Відомо, що більшість електроприймачів промислових підприємств споживає реактивну потужність (асинхронні двигуни, трансформатори, дроселі та ін) [7].
Компенсація реактивної потужності означає зниження реактивної потужності, що циркулює між джерелом струму і приймачем, а, отже, зниження реактивного струму в генераторах і мережах. Знизити споживання реактивної потужності, тобто зменшити втрати активної потужності, можна двома способами: без застосування і з застосуванням пристроїв, що компенсують (КУ) [10].
Споживання реактивної потужності тільки на 30% може покриватися синхронними генераторами електростанцій, що працюють при cosφ = 0,85. Важливим завданням при експлуатації систем цехового електропостачання є зменшення споживання реактивної потужності. Зменшення потоків реактивної потужності призводить до істотного зниження втрат електроенергії в системах електропостачання. Компенсація реактивної потужності необхідна в тих випадках, коли cosφ нижче нормативного cosφн = 0,95. При цьому розвантажити цехової трансформатор від реактивної потужності можна, встановивши компенсуючі пристрої на ПН цехових ТП. Низький cosφ може мати місце, наприклад, при наявності великої кількості асинхронних двигунів на напругу 0,4 кВ [7].
Найбільш ефективний шлях зменшення реактивної потужності, споживаної електроприводом, полягає в заміні асинхронних двигунів синхронними там, де це можливо [7].
Іншим ефективним шляхом зменшення реактивної потужності є заміна малозавантажених двигунів двигунами меншої потужності [7].
При виборі засобів КРП слід враховувати, що найбільший економічних ефект досягається при їх розміщенні поблизу електроприймачів, які споживають реактивну потужність [7].
Слід пам'ятати, що в мережах 0,4 і 6 - 10 кВ слід в першу чергу для КРМ використовувати працюють з cosφ ≥ 0,9 синхронні двигуни, а потім додатково, якщо необхідно, і батареї конденсаторів [7].
За рахунок КРМ по ПН можна розвантажити цехової трансформатор ТП і при зростанні навантаження завантажити його додатково активною потужністю [9].
Приклад. Повністю завантажений цехової трансформатор має потужність Sт.ном = 1600 кВ · А, причому РТ = 1000 кВт, QT = 1250 квар [10].
Після установки батареї конденсаторів, реактивна потужність трансформатора знизилася до 500 квар, тобто QKУ = 1250 - 500 = 750 квар. Повне навантаження трансформатора склала тобто коефіцієнт завантаження трансформатора знизився з 1 до 0,7 (). Експлуатація трансформатора з k3 = 0,7 відповідає більш економічному режиму його роботи, так як втрати активної потужності в ньому менше, ніж з k3 = 1,0. При зростанні навантаженні цей трансформатор можна додатково навантажити активною потужністю, що дорівнює [10]
Якби КРМ не було, то для приєднання такої потужності потрібен був ще один трансформатор потужністю 630 кВ · А [10].
Висновок
Трансформатори є основним обладнанням підстанцій. У зв'язку з тим, що виробництво електроенергії відбувається при генераторному напрузі 6 ... 20 кВ, передача її від електростанцій на великі районні підстанції здійснюється при напрузі 110 ... 750 кВ; підприємства промисловості живляться напругою 35 ... 220 кВ, а споживачі електроенергії на підприємствах і в побуті - напругою 6 (10) кВ і 380/220 В; на шляху електроенергії від виробника до споживачів відбувається три-чотири трансформації напруги. Тому потужність трансформаторів в електричній системі в кілька разів більше, ніж генераторів або приймачів електроенергії [4].
Область застосування силових автотрансформаторів в системах електропостачання - зв'язок двох електричних мереж високої напруги. Для цього використовуються дві електрично пов'язані з'єднані в зірку обмотки. До третьої обмотці підключаються генератори, трансформатори власних потреб електростанцій або синхронні компенсатори і статичні конденсатори районних підстанцій, або ж вона не має приєднань [4].
Список літератури
1 Ефективне використання електроенергії / Под ред. К. Сміта: Пер. з англ. під ред. Д.Б. Вольфберга. - М.: Енергоіздат, 1981. - 400 с.
2 Кацман М.М. Електричні машини: Учеб. для студентів середовищ. проф. навчальних закладів. - 3-е изд., Испр. - М.: Вищ. шк.; Видавничий центр «Академія»; 2000. - 463 с.
3 Макаров Є.Ф. Обслуговування та ремонт електрообладнання електростанцій і мереж: Підручник для поч. проф. освіти / Євген Федорович Макаров. - М.: ІРПО: Видавничий центр «Академія», 2003. - 448 с.
4 Сібікін Ю.Д. Електропостачання промислових і цивільних будинків: навч. для студ. Серед. Проф. освіти / Юрій Дмитрович Сібікін. - М.: Видавничий центр «Академія», 2006. - 368 с.
5 Кудрін Б.І. Електропостачання промислових підприємств: Підручник для студентів вищих навчальних закладів / Б.І. Кудрін. - М.: Інтермет Інжиніринг, 2005. - 672 с.
6 Воротніцкій В.Е. Нормування та зниження втрат електроенергії в електричних мережах: результати, проблеми, шляхи вирішення. ВАТ «НТЦ електроенергетики».; ВНІІЕ; 2007.
7 Кірєєва Е. А. Підвищення надійності, економічності та безпеки систем цехового енергопостачання. - М.: НТФ "Енергопрогрес", 2002. - 76 с.
8 Кірєєва Е. А., Орлов В. В., Старкова Л. Є. Електропостачання цехів промислових підприємств. - М.: НТФ "Енергопрогрес", 2003. - 120 с.
9 Конюхова Є. А. Електропостачання об'єктів: Учеб. посібник для студ. установ середовищ. проф. освіти. - М.: Видавництво «Майстерність», 2002. -320 С.
10 Конюхова Є. А., Киреєва Е. А. Надійність електропостачання промислових підприємств. - М.: НТФ "Енергопрогрес", 2001. - 92 с.