Про компенсанции реактивної потужності в мережах з силовими трансформаторами

Існуюча система виробництва, передачі і розподілу електроенергії неможлива без використання різних підвищувальних і понижувальних силових трансформаторів, велика частина яких знаходиться на балансі електропостачальних компаній. Однак при всіх своїх перевагах, як одна з ланок системи електропостачання не позбавлена і деяких недоліків.

Так трансформатор, що знаходиться на холостому ходу, тобто включений тільки під напругу і не несе навантаження, не робить корисною роботи, однак споживає з мережі потужність на покриття втрат ХХ. Втрати ХХ для трансформаторів потужністю понад 100 В. А практично цілком визначаються втратами в сталі, тобто втратами, що виникають у магнітопроводі при перемагнічуванні. Останні пропорційні масі сталі магнітопроводу і залежать від питомих (на одиницю маси) втрат в сталі даної марки за певних частоті та індукції.

Поряд з активною потужністю трансформатор, що знаходиться на холостому ходу, споживає також і реактивну потужність. Відповідна складова реактивних втрат ХХ носить назву намагнічує потужності Qµ.. Намагнічує потужність залежить не тільки від основних магнітних властивостей сталі, але і ряду конструктивних і технологічних факторів (величина немагнітних зазорів в сердечнику трансформатора, ступеня обпресування пластин сердечника), тому при тривалій експлуатації трансформатора в зв'язку з ослабленням стяжок магнітної системи трансформатора споживання намагнічує потужності Qµ. зростає і відповідно до [4] може збільшуватися до 200 % в порівнянні з паспортними даними трансформатора.

Струм ХХ зазвичай виражається у відсотках від номінального струму відповідної обмотки трансформатора, а відносне значення активної і реактивної складових струму ХХ визначається відповідно по відношенню Рв і Qµ. до номінальної потужності трансформатора Ѕн. Враховуючи, однак, що активна складова струму ХХ не перевищує 10 % реактивної складової, струм ХХ Іо, як правило вважають суто індуктивним. З урахуванням сказаного між Іо і Qµ. існує співвідношення



Qµ. = 10*Іо*Ѕн. (1)

де Qµ. – у вольт-амперах; Ѕн – в киловольтах-амперах; Іо – у відсотках.

Втрати в трансформаторі, що несе навантаження, поряд з складової втрат ХХ включає також і навантажувальні втрати, які визначаються з використанням такої характеристики, як втрати КЗ.

Розглянутий в цьому розділі режим КЗ-штучний (випробувальний) режим симетричного КЗ, призначений для визначення характерних параметрів трансформатора і відрізняється від експлуатаційних режимів КЗ, зокрема, тим, що струми в обмотках дорівнюють номінальним, а підводиться напруга знижена. Якщо висловити це знижений напруга у відсотках номінального, отримуємо так зване напруга КЗ; при цьому, так як напруга КЗ практично на порядок нижче номінального, втратами в сталі для цього режиму можна знехтувати.

Навантажувальні втрати Рн, що виникають в обмотках трансформатора в режимі завантаження його довільним струмом I, відповідним потужності S, пов'язані з втратами КЗ Рк, визначеними при струмі Ін (потужності Ѕн), співвідношенням



Рн=Рк*S2 / Ѕ2н (2)

Відносна активна складова напруги КЗ (у відсотках) пов'язана з втратами КЗ співвідношенням u=Рк /10Ѕн. Тут Рк – у ватах; Ѕн – в кіловольт-амперах.

Повне напруга КЗ



ік= √ (u20 + u2s) (3)

де us – реактивна складова напруги КЗ або напруги розсіювання.

Залежить від навантаження трансформатора складова споживаної ним реактивної потужності (навантажувальні реактивні втрати) визначається виразом



Qн т = us*S2/ (100*Ѕн) (4)

При us вираженому у відсотках номінальної потужності.



В цілому, незважаючи на досить високий К. П. Д. силових трансформаторів (див. Таблицю №1) доводиться враховувати наступний факт [5] :

близько 25% сумарних втрат припадає на мережі 220 В і вище, 25 – 27% на мережі 0,4 – 20 кВ і близько 40% - на мережі 35 – 154 кВ; інші 8 – 10% складають втрати на корону, в реакторах, у вимірювальних трансформаторах струму і напруги, а також витрата на власні потреби підстанцій. Втрати енергії в трансформаторах можна прийняти рівними приблизно третини втрат в мережі відповідної ступені напруги. Крім того, на трансформатори припадає на 20 – 25% всієї споживаної реактивної потужності в електромережах.

Передача значної кількості реактивної потужності по лініях і через трансформатори системи електропостачання невигідна власникам електромереж і підстанцій по наступним основних причинах:


Споживання трансформатором реактивної потужності викликає збільшення потоків потужності в живильній трансформатор мережі і призводить до збільшення втрат активної потужності в мережі. Ці додаткові втрати активної потужності в мережі визначаються за формулою



∆Р=ке*(Qμ + Qнт) (5)

де ке - коефіцієнт, що носить назву питомого приросту втрат активної потужності, економічного еквівалента реактивної потужності або економічного коефіцієнта.

Коефіцієнт се залежить від параметрів мережі та місця розташування джерела реактивної потужності, що покриває споживання її трансформатором. В першому наближенні можна приймати се для трансформаторів, встановлених на електростанціях, рівним 0,015 кВТ/(кВ-А), і для трансформаторів знижувальних підстанцій – 0,040 кВт/(кВ-А). Додаткові втрати збільшують навантаження на існуючі лінії електропередачі силових трансформаторів, що призводить до зменшення терміну служби, надійності і, отже, збільшення експлуатаційних витрат на утримання мереж і трансформаторних підстанцій. Так для силових трансформаторів, згідно діючих нормативних документів [5] збільшення температури нагріву трансформатора в порівнянні з заданим на 6 0 С прискорює швидкість зносу ізоляції в 2 рази, а саме порушення ізоляції є причиною відмови трансформаторів потужністю до 2500 кВА у 43,6 % випадків.


Виникають додаткові втрати напруги, які особливо суттєві в мережах, що живлять системи електропостачання промислових підприємств. Наприклад, при передачі потужностей P і Q через елемент мережі з активним опором R і реактивним Х втрати напруги складуть:



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

де ∆Ua - втрати напруги, зумовлені активною потужністю; ∆Up - втрати напруги, обумовлені реактивною потужністю.

Додаткові втрати напруги ∆Up збільшують відхилення напруги на затискачах приймача від номінального значення при змінах навантажень і режимів електричної мережі, що створює певні труднощі для компаній-постачальників електроенергії, оскільки вони повинні забезпечувати якість наданої електроенергії вимогам ГОСТ, в тому числі вимагає додаткових витрат на засоби регулювання напруги.


Зменшується оптимальний коефіцієнт навантаження трансформатора Кн макс, який визначає таку навантаження трансформатора, при якій його ККД максимальний.



Ѕопт=Кн макс*Ѕн (7),

де Ѕн – номінальна потужність трансформатора.

Відповідно оптимальне значення коефіцієнта завантаження одиночного трансформатора, при якому має місце максимальний ККД, визначиться як



Кн=√(( Р0 + I0*Ѕн*Ке)/(Рк + ік*Ѕн*Ке)) (8)

Розрахунки з використанням характеристик трансформаторів, регламентованих стандартами, показують, що облік втрат в мережі, пов'язаних з споживанням трансформатором реактивної потужності, що призводить до зниження оптимального завантаження трансформатора на 4 – 11%. Це може призвести до того, що існуючих потужностей може виявитися недостатньо для покриття необхідних потреб і з'являться додаткові витрати на заміну трансформаторів, або встановлення нових ТП.

2. Пропозиція щодо зменшення втрат.

Отже, яким же чином можна зменшити втрати ХХ в трансформаторах?

Зменшення активних втрат можливо, але вимагає значних капіталовкладень, оскільки передбачає заміну існуючих трансформаторів на нові, сердечники яких виготовлені з електротехнічних сталей з меншими, ніж раніше, питомими втратами і не з шихтованном, а кручений магнітною системою.

Зменшення ж, а то й повна ліквідація реактивних втрат, які, як було показано вище, також займають істотне місце в загальному балансі втрат можливо і при існуючих трансформаторах шляхом установки компенсуючих пристроїв. Причому найбільш зручними для даних цілей компенсуючими пристроями є конденсаторні батареї з робочою напругою 0.4 кВ.[2]

Сучасна промисловість випускає широкий асортимент косинусних конденсаторів, що дозволяє легко підібрати необхідну ємність конденсатори для компенсації реактивної складової втрат холостого ходу, причому в цьому, найбільш простому варіанті компенсуючого пристрою конденсаторна батарея підключається наглухо до вторинних клем трансформатора, що вмикається і вимикається разом з ним.

Якщо ж встановити конденсаторну батарею, що складається з декількох ступенів та системи автоматичного управління, можна компенсувати не тільки реактивну складову втрат холостого ходу, але і всі втрати, обумовлені реактивної складової навантаження підключених до даного конкретного трансформатора споживачів.



ВИСНОВКИ:

Компенсація реактивної потужності, споживаної трансформаторами, дозволяє:

1.Зменшити грошові витрати електропостачальної організації на погашення своєї частини безповоротних втрат придбаної на оптовому ринку електроенергії. Крім того, з'являється додатковий прибуток, що отримується в результаті різниці між оплаченими споживачами втратами електроенергії, що визначаються відповідно до чинної нормативної документації на основі паспортних даних силових трансформаторів і фактичними, які після застосування компенсуючих пристроїв стають менше паспортних.

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.


Довідник по електропостачанню промислових підприємств Кн. 1/ А. А. Федоров, Р. В. Сербиновский – М : Енергія, 1974 р.


Довідник по електропостачанню промислових підприємств Кн. 2/ А. А. Федоров, Р. В. Сербиновский – М: Енергія, 1974 р.


Тихомиров П. М. Розрахунок трансформаторів – М : Энергоатомиздат, 1986 р.


Цирель Я. А., Поляків В. С. Експлуатація силових трансформаторів на електростанціях та в електромережах – Л.: Энергоатомиздат, 1985 р.