Корзина
47 отзывов

О компенсанции реактивной мощности в сетях с силовыми трансформаторами

О компенсанции реактивной мощности в сетях с силовыми трансформаторами

01.10.12

Существующая система производства, передачи и распределения электроэнергии невозможна без использования различных повышающих и понижающих силовых трансформаторов, большая часть которых находится на балансе электроснабжающих компаний. Однако при всех своих достоинствах, как одно из звеньев системы электроснабжения не лишено и некоторых недостатков.

Так трансформатор, находящийся на холостом ходу, т. е. включенный только под напряжение и не несущий нагрузки, не совершает полезной работы, однако потребляет из сети мощность на покрытие потерь ХХ. Потери ХХ для трансформаторов мощностью более 100 В.А практически всецело определяются потерями в стали, т. е. потерями, возникающими в магнитопроводе при перемагничивании. Последние пропорциональны массе стали магнитопровода и зависят от удельных (на единицу массы) потерь в стали данной марки при определённых частоте и индукции.

Наряду с активной мощностью трансформатор, находящийся на холостом ходу, потребляет также и реактивную мощность. Соответствующая составляющая реактивных потерь ХХ носит название намагничивающей мощности Qµ.. Намагничивающая мощность зависит не только от основных магнитных свойств стали, но и ряда конструктивных и технологических факторов (величина немагнитных зазоров в сердечнике трансформатора, степени опрессовки пластин сердечника), поэтому при длительной эксплуатации трансформатора в связи с ослаблением стяжек магнитной системы трансформатора потребление намагничивающей мощности Qµ. возрастает и согласно [4] может увеличиваться до 200 % по сравнению с паспортными данными трансформатора.

Ток
ХХ выражается обычно в процентах номинального тока соответствующей обмотки трансформатора, а относительное значение активной и реактивной составляющих тока ХХ определяется соответственно по отношению Ро и Qµ. к номинальной мощности трансформатора Sн. Учитывая, однако, что активная составляющая тока ХХ не превышает 10 % реактивной составляющей, ток ХХ Iо, как правило полагают чисто индуктивным. С учётом сказанного между Iо и Qµ. существует соотношение



Qµ. = 10*Iо*Sн. (1)

где Qµ. – в вольт-амперах; Sн – в киловольтах-амперах; Iо – в процентах.

Потери в трансформаторе, несущем нагрузку, наряду с составляющей потерь ХХ включает также и нагрузочные потери, которые определяются с использованием такой характеристики, как потери КЗ.

Рассматриваемый в настоящем разделе режим КЗ-искусственный (испытательный) режим симметричного КЗ, предназначенный для определения характерных параметров трансформатора и отличающийся от эксплуатационных режимов КЗ, в частности, тем, что токи в обмотках равны номинальным, а подводимое напряжение снижено. Если выразить это сниженное напряжение в процентах номинального, получаем так называемое напряжение КЗ; при этом, так как напряжение КЗ практически на порядок ниже номинального, потерями в стали для этого режима можно пренебречь.

Нагрузочные потери Рн, возникающие в обмотках трансформатора в режиме загрузки его произвольным током I, соответствующим мощности S, связаны с потерями КЗ Рк, определенными при токе Iн (мощности Sн), соотношением



Рн=Рк*S2 / S2н (2)

Относительная активная составляющая напряжения КЗ (в процентах) связана с потерями КЗ соотношением u=Pк /10Sн. Здесь Рк – в ваттах; Sн – в киловольт-амперах.

Полное напряжение КЗ



uк= √ (u20 + u2s) (3)

где us – реактивная составляющая напряжения КЗ или напряжения рассеивания.

Зависящая от нагрузки трансформатора составляющая потребляемой им реактивной мощности (нагрузочные реактивные потери) определяется выражением



Qн т = us*S2/ (100*Sн) (4)

При us выраженном в процентах номинальной мощности.



В целом, несмотря на достаточно высокий К.П.Д. силовых трансформаторов (см. Таблицу №1) приходится учитывать следующий факт [5] :

около 25% суммарных потерь приходится на сети 220 В и выше, 25 – 27% на сети 0,4 – 20 кВ и около 40% - на сети 35 – 154 кВ; остальные 8 – 10% составляют потери на корону, в реакторах, в измерительных трансформаторах тока и напряжения, а также расход на собственные нужды подстанций. Потери энергии в трансформаторах можно принять равными примерно трети потерь в сети соответствующей ступени напряжения. Кроме того, на трансформаторы приходится 20 – 25% всей потребляемой в электросетях реактивной мощности.

Передача значительного количества реактивной мощности по линиям и через трансформаторы системы электроснабжения невыгодна собственникам электросетей и подстанций по следующим основным причинам:


Потребление трансформатором реактивной мощности вызывает увеличение потоков мощности в питающей трансформатор сети и приводит к увеличению потерь активной мощности в этой сети. Эти дополнительные потери активной мощности в сети определяются по формуле



∆Р=кэ*(Qμ + Qнт) (5)

где кэ - коэффициент, носящий название удельного прироста потерь активной мощности, экономического эквивалента реактивной мощности или экономического коэффициента.

Коэффициент кэ зависит от параметров сети и места размещения источника реактивной мощности, покрывающего потребление её трансформатором. В первом приближении можно принимать кэ для трансформаторов, установленных на электростанциях, равным 0,015 кВТ/(кВ-А), и для трансформаторов понижающих подстанций – 0,040 кВт/(кВ-А). Дополнительные потери увеличивают нагрузку на существующие линии электропередачи силовых трансформаторов, что приводит к уменьшению срока службы, надежности и, следовательно, увеличению эксплуатационных расходов на содержание сетей и трансформаторных подстанций. Так для силовых трансформаторов, согласно действующих нормативных документов [5] увеличение температуры нагрева трансформатора по сравнению с заданным на 6 0 С ускоряет скорость износа изоляции в 2 раза, а именно нарушение изоляции является причиной отказа трансформаторов мощностью до 2500 кВА в 43,6 % случаев.


Возникают дополнительные потери напряжения, которые особенно существенны в сетях, питающих системы электроснабжения промышленных предприятий. Например, при передаче мощностей P и Q через элемент сети с активным сопротивлением R и реактивным Х потери напряжения составят:



∆U=(P*R + Q*X)/U=P*R/U + Q*X/U= ∆Ua + ∆Up (6)

где ∆Ua - потери напряжения, обусловленные активной мощностью; ∆Up - потери напряжения, обусловленные реактивной мощностью.

Дополнительные потери напряжения ∆Up увеличивают отклонение напряжения на зажимах приёмника от номинального значения при изменениях нагрузок и режимов электрической сети, что создаёт определённые трудности для компаний-поставщиков электроэнергии, т.к. они должны обеспечивать качество поставляемой электроэнергии требованиям ГОСТ, в том числе требует дополнительных затрат на средства регулирования напряжения.


Уменьшается оптимальный коэффициент нагрузки трансформатора Кн макс, который определяет такую нагрузку трансформатора, при которой его КПД максимальный.



Sопт=Кн макс*Sн (7),

где Sн – номинальная мощность трансформатора.

Соответственно оптимальное значение коэффициента загрузки одиночного трансформатора, при котором имеет место максимальный КПД, определится как



Кн=√(( Р0 + I0*Sн*Кэ)/(Рк + uк*Sн*Кэ)) (8)

Расчёты с использованием характеристик трансформаторов, регламентированных стандартами, показывают, что учёт потерь в сети, связанных с потреблением трансформатором реактивной мощности, приводит к снижению оптимальной загрузки трансформатора на 4 – 11%. Это может привести к тому, что существующих мощностей может оказаться недостаточно для покрытия необходимых потребностей и появятся дополнительные затраты на замену трансформаторов, либо установку новых ТП.

2. Предложение по уменьшению потерь.

Итак, каким же образом можно уменьшить потери ХХ в трансформаторах?

Уменьшение активных потерь возможно, но требует значительных капиталовложений, так как предполагает замену существующих трансформаторов на новые, сердечники которых изготовлены из электротехнических сталей с меньшими, чем раньше, удельными потерями и не с шихтованной, а витой магнитной системой.

Уменьшение же, а то и полная ликвидация реактивных потерь, которые, как было показано выше, также занимают существенное место в общем балансе потерь возможно и при существующих трансформаторах путём установки компенсирующих устройств. Причём наиболее удобными для данных целей компенсирующими устройствами являются конденсаторные батареи с рабочим напряжением 0.4 кВ.[2]

Современная промышленность выпускает широкий ассортимент косинусных конденсаторов, что позволяет легко подобрать необходимую ёмкость конденсатора для компенсации реактивной составляющей потерь холостого хода, причём в этом, наиболее простом варианте компенсирующего устройства конденсаторная батарея подключается наглухо к вторичным клеммам трансформатора, включается и выключается вместе с ним.

Если же установить конденсаторную батарею, состоящую из нескольких ступеней и системы автоматического управления, можно скомпенсировать не только реактивную составляющую потерь холостого хода, но и все потери, обусловленные реактивной составляющей нагрузки подключённых к данному конкретному трансформатору потребителей.



ВЫВОДЫ:

Компенсация реактивной мощности, потребляемой трансформаторами, позволяет:

1.Уменьшить денежные расходы электроснабжающей организации на погашение своей части безвозвратных потерь приобретенной на оптовом рынке электроэнергии. Кроме того, появляется дополнительная прибыль, получаемая в результате разницы между оплаченными потребителями потерями электроэнергии, определяемыми согласно действующей нормативной документации на основе паспортных данных силовых трансформаторов и фактическими, которые после применения компенсирующих устройств становятся меньше паспортных.

2.Снизить активные потери в трансформаторе и подводящих электросетях на 0, 04 кВт на каждый скомпенсированный кВАр реактивной мощности, тем самым увеличить срок службы электросетей и трансформаторных подстанций и снизить эксплуатационные расходы.

3.Увеличить коэффициент загрузки трансформатора в среднем на 4 – 11% и в связи с этим обеспечить возможность продажи большего количества электроэнергии без затрат на изменение схемы электроснабжения.

4.Поддерживать напряжение на выходе трансформатора на уровне требований нормативных документов и тем самым соблюдать договорные обязательства по поставкам электроэнергии.

5.Использовать денежные средства, высвободившиеся в результате компенсации реактивной мощности для обновления и дальнейшего развития систем электроснабжения.



ЛИТЕРАТУРА


Методика по визначенню втрат електроенергії в трансформаторах і лініях електропередач/ затверджена Заст.. Міністра енергетики України з енергетичного нагяляду В. А. Дарчук – Київ, 1998 р.


Справочник по электроснабжению промышленных предприятий Кн. 1/ А. А. Федоров, Г. В. Сербиновский – М. : Энергия, 1974 г.


Справочник по электроснабжению промышленных предприятий Кн. 2/ А. А. Федоров, Г. В. Сербиновский – М.: Энергия, 1974 г.


Тихомиров П. М. Расчёт трансформаторов – М. : Энергоатомиздат, 1986 г.


Цирель Я. А., Поляков В. С. Эксплуатация силовых трансформаторов на электростанциях и в электросетях – Л. : Энергоатомиздат, 1985 г.

Контакты
  • Телефон:
    +380965420465, Киевстар ( WhatsApp )( Telegram)
    +380487887541, Интертелеком
    +380934100210, Лайф
    +380668200667, МТС ( Viber )
  • Контактное лицо:
    Александр Кулик
  • Адрес:
    ул. Колонтаевская ,27, Одесса, Одесская область, Украина
  • Email:
    kulik_a@sv-altera.od.ua
  • Skype:
    kulic_arm79