Учитывая, что практически не всегда можно подобрать трансформаторы с одинаковыми напряжениями короткого замыкания, ГОСТ допускает включение трансформаторов на параллельную работу при разнице напряжений короткого замыкания не более чем 10% от их среднего арифметического значения. Разница в напряжениях короткого замыкания трансформаторов тем больше, чем больше эти трансформаторы отличаются друг от друга по мощности. Поэтому ГОСТ рекомендует, чтобы отношение номинальных мощностей трансформаторов, включенных параллельно, было не более чем 3:1 [2].
Помимо соблюдения указанных трех условий необходимо перед включением трансформаторов на параллельную работу проверить порядок чередования фаз, который должен быть одинаковым у всех трансформаторов [2].
Соблюдение всех перечисленных условий проверяется фазировкой трансформаторов, сущность которой состоит в том, что одну пару, противоположно расположенных зажимов на рубильнике (рисунок 1), соединяют проводом и вольтметром V0 (нулевой вольтметр) измеряют напряжение между оставшимися несоединенными парами зажимов рубильника. Если вторичные напряжения трансформаторов равны, их группы соединения одинаковы и порядок следования фаз у них один и тот же, то показания вольтметра V0 равны нулю. В этом случае трансформаторы можно подключать на параллельную работу. Если вольтметр V0 покажет некоторое напряжение, то необходимо выяснить, какое из условий параллельной работы нарушено. Необходимо устранить это нарушение и вновь провести фазировку трансформаторов [2].
Следует отметить, что при нарушении порядка следования фаз вольтметр V0 покажет двойное линейное напряжение. Это необходимо учитывать при подборе вольтметра, предел измерения которого должен быть не менее двойного линейного напряжения на вторичной стороне трансформаторов [2].
Общая нагрузка всех включенных на параллельную работу трансформаторов S не должна превышать суммарной номинальной мощности этих трансформаторов [2]
(7)
Распределение нагрузки между параллельно работающими трансформаторами определяется следующим образом [2]
(8)
где Sx — нагрузка одного из параллельно работающих трансформаторов, кВ·А;
S — общая нагрузка всей параллельной группы, кВ·А;
ukx —напряжение к.з. данного трансформатора, %;
Sном х — номинальная мощность данного трансформатора, кВ·А.
В выражении (8) [2]
. (9)
К мерам по защите трансформаторов от перенапряжений относятся внешняя защита – применение заземленных тросов и вентильных разрядников (эти меры позволяют ограничить амплитуду волн напряжения, подходящих к трансформатору) и внутренняя защита – усиление изоляции входных витков; установка емкостных колец и электростатических экранов (емкостная компенсация); применение обмоток с пониженным значением коэффициента 
(здесь Сq – паперечная емкость, Сd – продольная емкость). Цель последних двух мероприятий внутренней защиты сводится к сближению начального и конечного распределения напряжения. При этом практически устраняется переходной колебательный процесс [2].
Емкостные кольца представляют собой разомкнутые шайбообразные экраны, изготовляемые из метализированного электрокартона. Этими кольцами покрывают
начало и конец обмотки [2].
Уменьшение неравномерности начального распределения напряжения и сближение его с конечным распределением достигаются применением в трансформаторах дополнительных электростатических экранов в виде разомкнутых металлических колец (витков), охватывающих начальную часть обмотки и соединенных с ее выводом. Такой экран создает дополнительные емкости Сэ, через которые заряжаются поперечные емкости Сq в обход продольных емкостей Сd [2].
Трансформаторы с изолированной нейтралью также могут снабжаться электростатическими экранами, но в этом случае применяют специальные устройства – импидоры, включаемые между нейтралью и землей. Это устройство содержит емкость, включенную параллельно разряднику и реактору, которая при волновых процессах заземляет нейтраль трансформатора, а при промышленной частоте имеет большое сопротивление и практически изолирует нейтраль [2].
3 Нормирование и снижение потерь электроэнергии: результаты, проблемы, пути решения
С точки зрения снижения расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций необходимо обратить внимание в первую очередь на оптимизацию работы системы охлаждения силовых трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов. В настоящее время разработаны микропроцессорные устройства, способные в зависимости от температуры воздуха и температуры масла в баках оптимизировать длительность работы охладителей и уменьшить расход электроэнергии на обдув электрических аппаратов. Имеются разработки по вторичному использованию теплоты нагрева силовых трансформаторов и автотрансформаторов для отопления зданий управления подстанций. Необходимо закончить работу по разделению учета электроэнергии на собственные и хозяйственные нужды подстанций, по недопущению подключения к трансформаторам собственных нужд потребителей, не имеющим к ним никакого отношения [6].
Существенное снижение потерь электроэнергии может дать выполнение некоторых профилактических работ под напряжением без их отключения, т.к. любой ремонтный режим, как правило, увеличивает потери в сети по сравнению с нормальным режимом [6].
Потери электроэнергии в трансформаторах значительны и их необходимо снижать до возможного минимума путем [7]:
- правильного выбора мощности и числа трансформаторов;
- рационального режима их работы;
- исключения холостых ходов при малых нагрузках.
Число одновременно работающих трансформаторов определяет дежурный персонал в зависимости от нагрузки из условий наименьших потерь электроэнергии в трансформаторах [7].
Практика эксплуатации отдает предпочтение трансформаторам мощностью 1000 кВ·А, считая эту мощность оптимальной [7].
Наиболее эффективные мероприятия по снижению потерь электроэнергии в распределительных сетях связаны в основном со снижением коммерческих потерь, совершенствованием и автоматизацией учета электроэнергии, исключением потребителей из процесса снятия показаний приборов учета, с их защитой от несанкционированного доступа и от безучетного потребления электроэнергии. Опыт передовых сетевых компаний показывает, что применение выносных систем учета электроэнергии в совокупности с заменой голых проводов на изолированные на вводах в здания снижают коммерческие потери в сетях на 10–30 % и окупаются за срок не более 2 лет [6].
Основным и наиболее эффективным мероприятием по снижению технических потерь электроэнергии является компенсация реактивной мощности в электрических сетях и у потребителей, а также ряд других мероприятий, которые окупаются, а сроки, приемлемые для инвесторов программ снижения потерь. Чем меньше срок окупаемости, тем выше приоритет внедрения данного мероприятия [6].
Наиболее экономичной по ежегодным издержкам и потерям будет работа трансформатора в часы максимум – работа с перегрузкой. В реальных условиях значение допустимой нагрузки выбирают в соответствии с графиком нагрузки и коэффициентом начальной нагрузки и в зависимости от температуры окружающей среды [5].
Значительную экономию электроэнергии в трансформаторах можно получить, использовав экономически целесообразный режим их работы. Суть этого режима состоит в том, что в зависимости от суммарной нагрузки в работе будет находиться определенное число одновременно работающих трансформаторов, обеспечивающих минимум потерь электроэнергии в этих трансформаторах (или минимум приведенных затрат) [7].
Наметилась тенденция к переходу от традиционных программ снижения потерь электроэнергии в электрических сетях к бизнес-процессам планирования и управления потерями [6].
Решение всех задач требует новых подходов к оценке технико-экономической эффективности принятия решений по инвестиционным проектам развития сетей и применению новых технологий передачи электроэнергии. Применение таких технологий и практическая реализация перечисленных путей совершенствования работы потребуют и дальнейшего повышения эффективности нормирования потерь [6].
4 Трансформаторные подстанции
На подстанциях всех напряжений, как правило, применяется не более двух трансформаторов по соображениям технической и экономической целесообразности. В большинстве случаев это обеспечивает надежное питание потребителей и в то же время дает возможность применять простейшие блочные схемы подстанций без сборных шин на первичном напряжении, что резко упрощает их конструктивные решения и уменьшает стоимость. Резервирование осуществляется при помощи складского и передвижного резерва [9].
Целесообразное число и мощность цеховых трансформаторов выбирают на основе технико-экономических расчетов (ТЭР) с учетом следующих основных факторов [7]:
- категории надежности электроснабжения потребителей;
- компенсации реактивных нагрузок на напряжении до 1 кВ;
- перегрузочной способности трансформаторов в нормальном и аварийном режимах;
- экономичных режимов работы трансформаторов в зависимости от графика нагрузки.
По количеству трансформаторов все подстанции подразделяют на однотрансформаторные, двухтрансформаторные, трехтрансформаторные. Однотрансформаторные подстанции применяют для питания потребителей III категории, а также части приемников II категории, допускающих перерыв питания на время замены трансформатора [8].
Для электроприемников I и II категорий по надежности электроснабжения, требующих резервирования питания, как правило, устанавливают двухтрансформаторные подстанции [8].
В последние годы разработана серия трехтрансформаторных подстанций, применение которых с симметричным распределением нагрузки в послеаварийном режиме на оставшиеся в работе два трансформатора позволяет увеличить загрузку каждого из трех трансформаторов в нормальном режиме [8].
Применение трехтрансформаторных подстанций при условии полного резервирования нагрузки обеспечивает 25% экономию трансформаторной мощности по сравнению с двухтрансформаторными подстанциями [8].
К преимуществам трехтрансформаторных подстанций относится также значительное снижение токов вводных и секционных выключателей в послеаварийных режимах. В то же время у трехтрансформаторных подстанций сборные шины РУ до 1 кВ конструктивно выполнить труднее вследствие необходимости соединений секций между собой, а схема АВР получается более сложной по сравнению с двухтрансформаторной подстанцией [8].
Трехтрансформаторные подстанции целесообразно применять для питания потребителей I и II категорий как при сосредоточенной, так и при распределенной нагрузке, питаемой по магистральным сетям [8].
С точки зрения замены поврежденных трансформаторов, а также удобства монтажа и эксплуатации, рекомендуется унифицировать единичные мощности трансформаторов, т.е. иметь ограниченное число типов трансформаторов [8].
Наиболее простым и дешевым решением является применение однотрансформаторных цеховых подстанций. На крупных предприятиях, имеющих складской резерв трансформаторов, их можно применять для питания электроприемников III и даже I категории [8].
Однотрансформаторные подстанции могут применяться и для питания электроприемников I категории, если мощность последних не превышает 15 - 20% мощности трансформатора и возможно резервирование подстанций на вторичном напряжении перемычками с АВР. Правила проектирования и общая тенденция повышения надежности электроснабжения ведет к установке двухтрансформаторных подстанций и для рассматриваемых случаев, т.е. к обеспечению всех потребителей как потребителей I категории. При установке однотрансформаторных подстанций они могут быть закольцованы на стороне 0,4 кВ (соединены магистралями или кабельными перемычками) [8].
Это обеспечивает сохранение электроснабжения при отключении любого трансформатора и возможность загрузки каждого трансформатора до номинального значения [8].
Двухтрансформаторные цеховые подстанции применяют при преобладании электроприемников I и II категорий и в энергоемких цехах [8].
Двухтрансформаторные цеховые подстанции применяются в тех случаях, когда большинство электроприемников относится к первой или второй категориям, которые не допускают перерыва в питании во время доставки и установки резервного трансформатора со склада, на что требуется не менее 3...4 ч. Двухтрансформаторные подстанции целесообразно применять также независимо от категории питаемых потребителей при неравномерном графике нагрузки, когда выгодно уменьшать число включенных трансформаторов при длительных снижениях нагрузки в течение суток или года [9].
Применение цеховых подстанций с числом трансформаторов более двух, как правило, экономически нецелесообразно. Более двух трансформаторов на одной цеховой подстанции применяется в следующих случаях [9]:
- при наличии крупных сосредоточенных нагрузок;
- при отсутствии места в цехе для рассредоточенного расположения подстанций по производственным условиям;
- при раздельных трансформаторах для «силы» и «света», если установка этих трансформаторов целесообразна на одной подстанции;
- при питании территориально совмещенных силовых нагрузок на различных напряжениях;
- при необходимости выделения питания нагрузок с резкими, часто повторяющимися толчками, например крупных сварочных аппаратов и т. п.
Число и мощность трансформаторов цеховых подстанций являются взаимосвязанными величинами, поскольку при заданной расчетной нагрузке цеха число трансформаторов будет меняться в зависимости от принятой единичной мощности подстанции [8].
Увеличение единичной мощности снижает общее количество устанавливаемых трансформаторов, но увеличивает протяженность сетей, а также затраты на коммутационную аппаратуру и другие, связанные с ростом токов КЗ. Практика проектирования и эксплуатации отдает предпочтение трансформаторам 1000 кВ·А (и в меньшей степени 630 кВ·А), считая эту мощность оптимальной [8].
5 Компенсация реактивной мощности
Экономию электроэнергии в силовых трансформаторах можно получить также, уменьшив мощность цеховых трансформаторов за счет компенсации реактивной мощности. Известно, что большинство электроприемников промышленных предприятий потребляет реактивную мощность (асинхронные двигатели, трансформаторы, дроссели и др.) [7].
Компенсация реактивной мощности означает снижение реактивной мощности, циркулирующей между источником тока и приемником, а, следовательно, снижение реактивного тока в генераторах и сетях. Снизить потребление реактивной мощности, т.е. уменьшить потери активной мощности, можно двумя способами: без применения и с применением компенсирующих устройств (КУ) [10].
Потребление реактивной мощности только на 30 % может покрываться синхронными генераторами электростанций, работающими при cosφ = 0,85. Важной задачей при эксплуатации систем цехового электроснабжения является уменьшение потребления реактивной мощности. Уменьшение потоков реактивной мощности приводит к существенному снижению потерь электроэнергии в системах электроснабжения. Компенсация реактивной мощности необходима в тех случаях, когда cosφ ниже нормативного cosφн = 0,95. При этом разгрузить цеховой трансформатор от реактивной мощности можно, установив компенсирующие устройства на НН цеховых ТП. Низкий cosφ может иметь место, например, при наличии большого числа асинхронных двигателей на напряжение 0,4 кВ [7].
Наиболее эффективный путь уменьшения реактивной мощности, потребляемой электроприводом, состоит в замене асинхронных двигателей синхронными там, где это возможно [7].
Другим эффективным путем уменьшения реактивной мощности является замена малозагруженных двигателей двигателями меньшей мощности [7].
При выборе средств КРМ следует учитывать, что наибольший экономических эффект достигается при их размещении вблизи электроприемников, потребляющих реактивную мощность [7].
Следует помнить, что в сетях 0,4 и 6 — 10 кВ следует в первую очередь для КРМ использовать работающие с cosφ ≥ 0,9 синхронные двигатели, а затем дополнительно, если необходимо, и батареи конденсаторов [7].
За счет КРМ по НН можно разгрузить цеховой трансформатор ТП и при росте нагрузки загрузить его дополнительно активной мощностью [9].
Пример. Полностью загруженный цеховой трансформатор имеет мощность Sт.ном = 1600 кВ·А, причем РТ = 1000 кВт, QT = 1250 квар 
[10].
После установки батареи конденсаторов, реактивная мощность трансформатора снизилась до 500 квар, т.е. QKУ = 1250 — 500 = 750 квар. Полная нагрузка трансформатора составила 
т.е. коэффициент загрузки трансформатора снизился с 1 до 0,7 (
). Эксплуатация трансформатора с k3 = 0,7 соответствует более экономичному режиму его работы, так как потери активной мощности в нем меньше, чем с k3 = 1,0. При росте нагрузке этот трансформатор можно дополнительно нагрузить активной мощностью, равной [10]
Если бы КРМ не было, то для присоединения такой мощности потребовался еще один трансформатор мощностью 630 кВ·А [10].
Заключение
Трансформаторы являются основным оборудованием подстанций. В связи с тем, что производство электроэнергии происходит при генераторном напряжении 6...20 кВ, передача ее от электростанций на крупные районные подстанции осуществляется при напряжении 110...750 кВ; предприятия промышленности питаются напряжением 35...220 кВ, а потребители электроэнергии на предприятиях и в быту — напряжением 6 (10) кВ и 380/220 В; на пути электроэнергии от производителя к потребителям происходит три-четыре трансформации напряжения. Поэтому мощность трансформаторов в электрической системе в несколько раз больше, чем генераторов или приемников электроэнергии [4].
Область применения силовых автотрансформаторов в системах электроснабжения — связь двух электрических сетей высокого напряжения. Для этого используются две электрически связанные соединенные в звезду обмотки. К третьей обмотке подключаются генераторы, трансформаторы собственных нужд электростанций или синхронные компенсаторы и статические конденсаторы районных подстанций, либо же она не имеет присоединений [4].
Список литературы
1 Эффективное использование электроэнергии / Под ред. К. Смита: Пер. с англ. под ред. Д.Б. Вольфберга. – М.: Энергоиздат, 1981. – 400 с.
2 Кацман М.М. Электрические машины: Учеб. для студентов сред. проф. учебных заведений. – 3-е изд., испр. – М.: Высш. шк.; Издательский центр «Академия»; 2000. – 463 с.
3 Макаров Е.Ф. Обслуживание и ремонт электрооборудования электростанций и сетей: Учебник для нач. проф. образования / Евгений Федорович Макаров. – М.: ИРПО: Издательский центр «Академия», 2003. – 448 с.
4 Сибикин Ю.Д. Электроснабжение промышленных и гражданских зданий: учеб. для студ. Сред. Проф. образования / Юрий Дмитриевич Сибикин. – М.: Издательский центр «Академия», 2006. – 368 с.
5 Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебник для студентов высших учебных заведений / Б.И. Кудрин. – М.: Интермет Инжиниринг, 2005. – 672 с.
6 Воротницкий В.Э. Нормирование и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях: результаты, проблемы, пути решения. ОАО «НТЦ электроэнергетики».; ВНИИЭ; 2007.
7 Киреева Э. А. Повышение надежности, экономичности и безопасности систем цехового энергоснабжения. — М.: НТФ "Энергопрогресс", 2002. – 76 с.
8 Киреева Э. А., Орлов В. В., Старкова Л. Е. Электроснабжение цехов промышленных предприятий. — М.: НТФ "Энергопрогресс", 2003. — 120 с.
9 Конюхова Е. А. Электроснабжение объектов: Учеб. пособие для студ. учреждений сред. проф. образования. - М.: Издательство «Мастерство», 2002. -320 с.
10 Конюхова Е. А., Киреева Э. А. Надежность электроснабжения промышленных предприятий. — М.: НТФ "Энергопрогресс", 2001. — 92 с.
29-04-2015, 03:09