Допустима втрата напруги в лінії 10 кв. втрата напруги
У розподільних мережах 0,4 кВ існує проблема, пов'язана зі значними перекосами напруг по фазах: на навантажених фазах напруга падає до 200 ... 208 В, а на менш навантажених за рахунок зміщення «нуля» може зростати до 240 В і більше. Підвищена напруга може привести до виходу з ладу електричних приладів і обладнання споживачів. Асиметрія напруг виникає через різне падіння напруги в проводах лінії при перекоси фазних струмів, викликаних нерівномірним розподілом однофазних навантажень. При цьому в нульовому проводі чьотирьох лінії з'являється струм, рівний геометричній сумі фазних струмів. У деяких випадках (наприклад, при відключенні навантаження однієї або двох фаз) по нульового проводу може протікати струм, рівний фазному току навантаження. Це призводить до додаткових втрат в ЛЕП (лінії електропередач) 0,4 кВ, розподільних трансформаторах 10 / 0,4 кВ та, відповідно, в високовольтних мережах.
Подібна ситуація характерна для багатьох сільських районів і може виникнути в житлових багатоквартирних будинках, Де практично не реально рівномірно розподілити навантаження по фазах харчування, в результаті чого в нульовому проводі з'являються досить великі струми, Що призводить до додаткових втрат в провідниках групових і живлять ліній і викликає необхідність збільшення перетин нульового робочого проводу до рівня фазних.
Перекоси напруг сильно позначаються на роботі обладнання [Л.1]. Так невелика асіметрія напруги (наприклад, до 2%) на затискачах асинхронного двигуна призводить до значного збільшення втрат потужності (до 33% в статорі і 12% в роторі), що в свою чергу, викликає додатковий нагрів обмоток і знижує термін служби їх ізоляції (на 10,8%), а при перекоси в 5% загальні втрати зростають в 1,5 рази і, відповідно, зростає струм. Причому, додаткові втрати, зумовлені несіметріей напруг, які не залежать від навантаження двигуна.
При збільшенні напруги на лампах розжарювання до 5% світловий потік збільшується на 20%, а термін служби скорочується в два рази.
На трансформаторних підстанціях 10 / 0,4 кВ, як правило, встановлені трансформатори зі схемою з'єднань У / У н. Зменшити втрати і сімметріровать напруга в ЛЕП 10 кВ можливо, застосувавши до схеми з'єднань Y / Zjj або A / Zjj, або (що випускається УП МЕТЗ ім. В.І. Козлова), але така заміна пов'язана з великими фінансовими витратами і не компенсує додаткові втрати в ЛЕП 0,4 кВ.
Для компенсації перекосу напруг доцільно перерозподілити струми навантаження по фазах, вирівнявши їх значення.
Необхідність обмеження струму нульового проводу викликана ще й тим, що в розподільних мережах 0,4 кВ, виконаних кабелем, перетин нульового дроти зазвичай приймається на щабель менше перетину фазного проводу.
З метою зменшення втрат електроенергії в мережах 0,4 кВ за рахунок перерозподілу струмів по фазах, обмеження струму в нульовому проводі і зниження перекосів напружень, пропонується використовувати трифазний сімметрірующій автотрансформатор, встановлюючи його в кінці ЛЕП, в вузлах навантаження. При цьому, якщо на лінії 0,4 кВ до вузла навантаження відбудеться коротке замикання однієї з фаз на нульовий провід (що в сожалению не рідко буває на повітряних ЛЕП в сільських районах), споживачі за встановленим автотрансформатором будуть захищені від великих перенапруг.
Автотрансформатор трифазний, сухий, сімметрірующій (скорочено - АТС-С) містить трехстержневой муздрамтеатр, первинні обмотки W 1 розміщені на всіх трьох стрижнях, з'єднані в зірку з нейтраллю і підключаються до мережевої напруги, компенсаційна обмотка WK виконана у вигляді відкритого трикутника (деякі автори називають його розімкненим [Л.3]) і включена послідовно з навантаженням.
Основні електричні схеми автотрансформатора представлені на рис.1 ... 4.
На рис.1 представлена електрична схема автотрансформатора з компенсаційною обмоткою, коли секції цієї обмотки, виконані на кожній фазі, з'єднані в класичний відкритий трикутник і підключені до нейтралі мережі, і до навантаження.
На рис.2 представлена \u200b\u200bелектрична схема автотрансформатора з компенсаційною обмоткою, виконаною у вигляді витків з провідникового матеріалу, що лежать поверх обмоток всіх трьох фаз автотрансформатора, утворюючи відкритий трикутник. Застосування цієї схеми, в порівнянні з попередньою, дозволяє не тільки зменшити витрату обмотувального дроту додаткової обмотки, а й габаритну потужність автотрансформатора за рахунок звільнення вікна муздрамтеатру і зменшення міжосьової відстані між первинними обмотками.
Ці схеми можуть застосовуватися в тих випадках, коли нульовий провід навантаження не має жорсткого зв'язку із заземленням і у всіх випадках в п'ятипровідні системі з РЕ- і N-провідниками.
На рис.3 представлена \u200b\u200bелектрична схема автотрансформатора з компенсаційними обмотками, виконаними у вигляді фазних обмоток з'єднаних в відкриті трикутники, Включені згідно до фазним обмоткам автотрансформатора.
Конструктивно схема, представлена \u200b\u200bна рис.4, може бути виконана аналогічно схемі рис.2, тобто фазні компенсаційні обмотки виконані поверх обмоток всіх трьох фаз автотрансформатора і включені в розрив фазних проводів мережі з боку навантаження.
Дані схеми можуть використовуватися, в тому числі, коли нейтраль навантаження глухо заземлена, т. Е. Коли немає можливості включити компенсаційну обмотку автотрансформатора в розрив нульового проводу між навантаженням і мережею, або коли нульовий провід навантаження за вимогами безпеки повинен бути «жорстко» заземлений.
При асиметрії струмів навантаження і, відповідно, струмів в компенсаційних обмотках, магнітні потоки, створювані цими обмотками в муздрамтеатрі автотрансформатора, будуть геометрично складатися. В стрижнях муздрамтеатру будуть виникати спрямовані в одну сторону у всіх фазах автотрансформатора потоки нульової послідовності. Ці магнітні потоки, створюють е.р.с. нульової послідовності і, відповідно, струми I 01 в первинної обмотці пропорційно коефіцієнту трансформації до тр (обернено пропорційно співвідношенню числа витків W1 / Wk).
Підключення обмотки W K вибрано таким чином, щоб фазні струми автотрансформатора векторно віднімати з фазного струму лінії найбільш навантаженої фази і додавалися до струмів менш навантажених фаз. Такий перерозподіл призводить до більш симетричного розподілу струмів по фазах ЛЕП, вирівнюванню падінь напруги в проводах лінії і, отже, до симетрування напруги на навантаженні, а так само до зменшення струму нульового проводу і втрат в лінії електропередач, і силових розподільних трансформаторах, забезпечуючи економію електроенергії.
Максимальна компенсація струму в нульовому проводі виконується за однакової кількості ампер витків (магніторушійної сили) робочої I 01 -W 1 і компенсаційної I 02 -W K обмоток, тобто при I 01 -W 1 \u003d 3I 02 -W K, або W K \u003d W 1/3. При цьому габаритна потужність автотрансформатора Р ат, в залежності від схеми підключення компенсаційних обмоток, може бути в 3 рази менше споживаної потужності навантаження Р н.
Для обмеження струму нульового проводу до рівня допустимого для ЛЕП, число витків компенсаційної обмотки може бути відповідно зменшена: наприклад, для обмеження струму нульового проводу на рівні 1/3 фазного, має бути скомпенсировано 2/3 його величини, отже, WK \u003d W 1 / 4,5. При цьому габаритна потужність автотрансформатора може бути в 4,5 рази менше споживаної потужності навантаження.
Перекоси фазних струмів призводять до додаткових втрат в ЛЕП 0,4 кВ і далі по всьому ланцюгу транспортування електроенергії. Розглянемо це на прикладі умовної лінії електропередач довжиною 300м, виконаної алюмінієвим кабелем перетином (3х25 + 1х16) мм (опір фазних проводів 0,34 Ом, нульового проводу 0,54 Ом) при активному навантаженні за фазами 40, 30 і 10А. Струм в нульовому проводі, рівний векторній сумі фазних струмів, буде (див. Векторну діаграму на рис.5) 26,5 А. Втрати в лінії, як в будь-якому провіднику, залежать від опору лінії і квадрата струму, що проходить по цій лінії (I 2 -Z ^). Втрати в фазних проводах, відповідно, складуть -40 2 -0,34 \u003d 544 Вт, 30 2 -0,34 \u003d 3 06 Вт, 10 2 -0,34 \u003d 34 Вт, в нульовому проводі -26,5 -0, 54 \u003d 379 Вт, сумарні втрати в лінії - 1263 Вт.
Застосування АТС-С дозволить перерозподілити струми в лінії. При коефіцієнті трансформації 1/3 одна третина струму нульового проводу векторно віднімається з струмів навантажених фаз і додається до току менш навантаженої фази. Токи, відповідно, стануть
Рівними 33,8, 29,6 і 18,6 А, при цьому струм нульового проводу (з огляду на деяку асиметрію магнітної системи автотрансформатора) може становити до 10% середнього фазного струму тобто 2,7 А.
При такому перерозподілі струмів сумарні втрати в лінії складуть (33,82 + 29,62 + 18,62) \u200b\u200b· 0,34 + 2,72 · 0,54 \u003d 805Вт.
Таким чином, установка автотрансформатора АТС-С дозволяє знизити втрати в ЛЕП-0,4 кВ на 36%.
Очевидно, що зменшення падіння напруги в проводах лінії пропорційно зміні струму по фазах, істотно стабілізує напругу в вузлі навантаження, в першу чергу за рахунок зміщення «нуля».
Збільшення коефіцієнта трансформації вище 1/3 для трифазних навантажень не доцільно і, незважаючи на більш рівномірний перерозподіл струмів по фазах, призводить до збільшення втрат в ЛЕП за рахунок більш істотного збільшення струму нульового проводу, а так само потребують великих витрат на матеріали.
Відносне значення потужності автотрансформатора АТС-С складе - S * ат \u003d k · S н, де: S н - потужність навантаження; k - коефіцієнт в залежності від схеми автотрансформатора і коефіцієнта трансформації (Kтр), представлений в таблиці 1.
Таблиця 1 значення коефіцієнтадо
| Схема, рис. | 1 | 2 | 3 | 4 |
| КТР \u003d 1/3 | 0,58 | 0,33 | 0,90 | 0,55 |
| КТР \u003d 1 / 4,5 | 0,38 | 0,22 | 0,66 | 0,33 |
Якщо гарантовано відомий максимальний струм, Що протікає в нульовому проводі навантаження, то габаритна потужність автотрансформатора за схемою рис.1 може бути розрахована, виходячи з цього струму - Б ат \u003d 1 02-і л / л / 3, а за схемою рис.2 - Б ат \u003d 1 02 -і л / 3 і для вище наведеного прикладу трифазної несиметричного навантаження складе, відповідно, 8,3 і 4,8 кВ-А.
Найбільш ефективним є установка автотрансформатора безпосередньо у споживача, в точці розгалуження трифазної лінії в однофазні, наприклад на введенні дачного кооперативу, де практично неможливо вирівняти навантаження по фазах. У житлових багатоквартирних будинках установка АТС-С на відгалуженнях до кожного стояка, який живить квартири житлових будинків, дозволяє сімметріровать напруга, і знизити втрати в трифазних групових і живильних лініях розподільної мережі. На малих промислових підприємствах він може застосовуватися для живлення однофазних навантажень великої потужності: зварювальних трансформаторів, випрямлячів, водонагрівачів і т. Д.
В даний час все більше застосування знаходять статичні перетворювачі (випрямлячі, тиристорні регулятори, високочастотні перетворювачі), газорозрядні освітлювальні пристрої з електромагнітними та електронними баластами, електродвигуни змінного струму з регульованою швидкістю обертання і т.д. Зазначені пристрої, а також зварювальні трансформатори, спеціальні медичні та інші прилади можуть генерувати вищі гармоніки струму в системі електроживлення. Наприклад, однофазні випрямлячі можуть генерувати всі непарні гармоніки, а трифазні все, що не кратні трьом, що відображено на рис. 6 [Л.2].
Гармоніки струму, створювані нелінійними навантаженнями, можуть являти собою серйозні проблеми для систем електроживлення. Гармонійні складові являють собою струми з частотами, кратними основній частоті джерела живлення. Вищі гармоніки струму, що накладаються на основну гармоніку, призводять до спотворення форми струму. У свою чергу, спотворення струму впливають на форму напруги в системі електроживлення, викликаючи неприпустимі дії на навантаження системи. збільшення загального діючого значення струму при наявності вищих гармонійних складових в системі може привести до перегріву всього обладнання розподіленої мережі. При несинусоїдальних токах зростають втрати в трансформаторах, головним чином за рахунок втрат на вихрові струми, що вимагає збільшення їх настановної потужності. Як правило, для обмеження гармонік в цих випадках встановлюються високочастотні фільтри, що складаються з мережевих реакторів і конденсаторів.
До переваг АТС-С слід віднести те, що вони мають здатність фільтрації струмів вищих гармонік, кратних трьом (тобто 3, 9, 15 і т.д.), обмежуючи їх протікання як з мережі до навантаження, так і навпаки. Цим самим підвищується якість мережі і знижуються коливання напруги.
Як вже зазначалося вище, електромагнітні баластні пускорегулюючі апарати (ПРА) газорозрядних ламп генерують вищі гармоніки. Так, в токах натрієвих ламп ДНаТ, широко використовуваних для цілей вуличного освітлення, третя гармоніка є переважаючою і, в залежності від потужності лампи і типу ПРА, становить до 5% і більше (по [Л.4] третя гармоніка допускається до 17,5 %). Токи третє гармонік збігаються по фазі і арифметично складаються в нульовому проводі трифазної мережі, Створюючи відчутні додаткові втрати, що змушує виконувати перетин нульових робочих провідників трифазних живильних і групових ліній, дорівнює фазному.
У цій ситуації застосування АТС-С дозволяє зменшити перетин нульових провідників, Як мінімум, в два рази і вирішити три завдання: компенсувати втрати від третьої гармоніки, забезпечити переведення системи освітлення на «нічний режим» (одна або дві фази розподільної мережі відключаються в нічні години), перерозподіляючи навантаження на три фази; і вийти на енергозберігаючий режим, виконавши відводи на автотрансформаторі для зниження напруги. Для вирішення тільки першого завдання можна застосувати автотрансформатор мінімальній потужності, розрахований на струм нульового проводу (сумарний струм третьої гармоніки).
При необхідності компенсувати 5, 7 або 11 гармоніки можна скористатися схемами рис.3 або 4. В цьому випадку витрати на мережеві реактори можуть бути зменшені, тому що компенсаційні обмотки, володіючи підвищеним індуктивним опором для високочастотних гармонік, можуть виконувати роль мережевого реактора і, в сукупності з конденсаторами, утворювати фільтр вищих гармонік. Конденсатори підключаються між точками з'єднання в відкриті трикутники секцій компенсаційних обмоток і нульовим проводом, і можу утворювати одне (див. Рис.7), двох або триступеневий фільтр для різних частот. величину індуктивності
секції компенсаційної обмотки з достатньою достовірністю можна визначити з номінальних параметрів - номінального струму і коефіцієнта трансформації. Наприклад, при номінальному струмі I н \u003d 25А і коефіцієнті трансформації Kтр \u003d 1/3 напруга секції
буде U сек \u003d Uф до тр \u003d 220/3 \u003d 73В, опір Z сек \u003d Uсек / Iном \u003d 73/25 \u003d 2,9Ом (нехтуючи малим активним опором обмотки) вважаємо індуктивним, і тоді індуктивність секції
Lсек \u003d Z сек / w \u003d 2,9 / 314-10 \u003d 9,2мГн. При цьому треба враховувати нелінійний характер опору: зі зменшенням навантаження опір зростає.
При замовленні автотрансформатора можливість підключення конденсаторів повинна бути обговорена в заявці на виготовлення.
Окремим випадком є \u200b\u200bсімметрірующій автотрансформатор, цілеспрямовано призначений для живлення однофазної навантаження (див. Мал.8 і 9). Для більшої симетрії струмів по фазах коефіцієнт трансформації можна зробити більше, ніж 1/3, з деяким збільшенням струму нульового проводу.
Розглянемо це на прикладі. На введенні трифазної мережі встановлено автоматичний вимикач, розрахований на тривало допустимий струм 25 А. Потрібно підключити зварювальний трансформатор потужністю 10 кВА (напруга мережі 220 В, струм зварювання 160 А, напруга холостого ходу 60 В, ПВ 60%). Споживаний зварювальним трансформатором ток складе 10-1000 / 220 \u003d 45,5 А, а з урахуванням ПВ еквівалентний струм буде 45,5 - // 0,6 \u003d 35,2 А, що в 1,4 рази перевищує допустимий. Звичайно, можна застосувати звичайний автотрансформатор 380/220 В, виконаний на базі трансформатора ОСМР-6,3 (потужністю 6,3 кВА), в цьому випадку навантаження буде перерозподілена тільки на дві фази (лінійний струм - 20,3 А), але можна застосувати сімметрірующій автотрансформатор (див. схему рис.9) з коефіцієнтом трансформації 1/2, перетворює однофазную навантаження в трифазну і вирівняти навантаження по всіх фазах, знизивши струм в мережі до 17,6 А, при цьому струм в нейтралі, при відсутності інших навантажень так само буде 17,6 А.
В цьому випадку автотрансформатор можна виготовити на базі трансформатора ТСР-6,3. Можна також використовувати сімметрірующій автотрансформатор з коефіцієнтом трансформації 1/3, обмеживши ток в робочій фазі тривало припустимим для автоматичних вимикачів - струмом 23,4А, при цьому в двох інших фазах буде протікати струм 11,8А при відсутності струму в нульовому проводі.
Автотрансформатор може бути зроблений на базі трансформатора ТСР-2,5.
Зниження втрат в мережі в порівнянні з прямим включенням приведено в таблиці 2.
Таблиця 2
| автотрансформатор | На базі ОСМР-6,3 | Сімметрірующій АТС-С |
| коефіцієнт трансформації | 1/1,73 | 1/3 1/2 |
З огляду на, що зварювальний трансформатор генерує високочастотні гармоніки, в тому числі кратні трьом, перевагу слід віддавати сімметрірующему автотрансформатора.
Проведені випробування автотрансформаторів АТС-С в лабораторії УП МЕТЗ ім. В.І. Козлова показали позитивні результати і повністю підтвердили свою ефективність (див. Додаток 1 «Результати випробувань автотрансформатора АТС-С-25»).
Планується розробка серії автотрансформаторів від 25 до 100 кВА як у відкритому виконанні IP00, так і в захисних кожухах виконань IP21 для установки під навісом і IP54 для установки на відкритому повітрі, в тому числі безпосередньо на опорах ЛЕП 0,4 кВ. У автотрансформаторах, при необхідності, з метою підвищення або зниження напруги, може бути передбачена можливість перемикань регулювальних відводів при його монтажі.
В даний час заводом приймаються індивідуальні замовлення на автотрансформатори АТС-С потужністю до 100 кВА.
Додаток 1
Результати випробувань автотрансформатора АТС-С-25
На прикладі чьотирьох ЛЕП-0,4 кВ
| Довжина лінії, м | 300 | |||
| Провід алюмінієвий перетином, мм² | фази - | 25 | нуля - | 10 |
| Опір проводу, Ом | фази - | 0,34 | нуля - | 0,86 |
| Опір навантаження (активне), Ом | Фаза: А-5,99 | По-5,83 | З-5,59 | |
| Режим навантаження без автотрансформатора | 3х-ф | 2х-ф | 1о-ф | |
| Лінійні струми навантаження, А | ||||
| фаза А | 36,5 | 36,5 | 36,5 | |
| фаза В | 37,5 | 37,5 | 0,0 | |
| фаза С | 39,0 | 0,0 | 0,0 | |
| в нульовому проводу N | 2,2 | 37,0 | 36,5 | |
| фаза А | 456 | 456 | 456 | |
| фаза В | 481 | 481 | 0 | |
| 520 | 0 | 0 | ||
| в нульовому проводу "N" | 4 | 1172 | 1140 | |
| РАЗОМ | 1461 | 2109 | 1596 | |
| Режим навантаження з автотрансформатором | 3х-ф | 2х-ф | 1о-ф | |
| Лінійні струми до АТС-С, А | ||||
| фаза А | 36,0 | 32,5 | 27,3 | |
| фаза В | 36,0 | 34,1 | 9,3 | |
| фаза С | 39,0 | 9,0 | 8,4 | |
| в нульовому проводі "n" | 3,8 | 11,0 | 11 | |
| Втрати потужності в лінії, Вт | ||||
| фаза А | 443 | 361 | 255 | |
| фаза В | 443 | 398 | 30 | |
| фаза С | 520 | 28 | 24 | |
| в нульовому проводі N | 12 | 103 | 103 | |
| РАЗОМ в лінії | 1419 | 890 | 412 | |
| з урахуванням втрат в АТС-С | ||||
| опір фазної обмотки, Ом | 0,2443 | |||
| опір компенсує обмотки, Ом | 0,038 | |||
| Токи фазной обмотки АТС-С, А | ||||
| фаза А | 0,4 | 8,1 | 8,9 | |
| фаза В | 1,4 | 9,2 | 9,3 | |
| фаза С | 1,3 | 8,9 | 8 | |
| Втрати потужності в обмотках АТС-С, Вт | ||||
| фаза А | 0,04 | 16,03 | 19,35 | |
| фаза В | 0,48 | 20,68 | 21,13 | |
| фаза С | 0,41 | 19,35 | 15,64 | |
| в нульовому проводі N | 0,18 | 52,09 | 50,67 | |
| Втрати холостого хола АТС-С, Вт | 50 | |||
| РАЗОМ в АТС-С | 51,1 | 158,1 | 156,8 | |
| РАЗОМ | 1470,1 | 1048,2 | 568,8 | |
| Економія електроенергії, Вт | -8,7 | 1061 | 1027 | |
Лекція № 10
Розрахунок місцевих мереж (мереж напругою) по втраті
напруги
Допустимі втрати напруги в лініях місцевих мереж.
Допущення, покладені в основу розрахунку місцевих мереж.
Визначення найбільшої втрати напруги.
Окремі випадки розрахунку місцевих мереж.
Втрата напруги в ЛЕП з рівномірно розподіленим навантаженням.
Допустимі втрати напруги в лініях місцевих мереж
До місцевих мереж відносяться мережі номінальним напругу 6 - 35 кВ. Місцеві мережі по протяжності значно перевершують протяжність мереж районного значення. Витрата провідникового матеріалу і ізоляційних матеріалів значно перевершують їх потреба в мережах районного значення. Ця обставина вимагає відповідально підходити до проектування мереж місцевого значення.
Передача електроенергії від джерел живлення до електроприймачів супроводжується втратою напруги в лініях і трансформаторах. Тому напруга у споживачів не зберігає постійного значення.
розрізняють відхилення і коливання напруги.
відхиленнянапруги обумовлені повільно протікають процесами зміни навантажень в окремих елементах мережі, зміною режимів напруги на джерелах живлення. В результаті таких змін напруги в окремих точках мережі змінюється за величиною, відхиляючись від номінального значення.
коливаннянапруги - це швидко протікають (зі швидкістю не менше 1% в хвилину) короткочасні зміни напруги. Виникають при різких порушеннях нормального режиму роботи при різких включеннях або відключеннях потужних споживачів, коротких замикань.
Відхилення напруги виражаються в процентах по відношенню до номінальної напруги мережі
Коливання напруги розраховуються наступним чином:
де 
найбільше і найменше значення напруги в одній і тій же точці мережі.
Щоб забезпечити нормальну роботу електроприймачів, на їх шинах необхідно підтримувати напругу, близьке до номінального.
ГОСТ встановлює наступні допустимі відхилення в нормальному режимі роботи:
У післяаварійних режимах допускається додаткове зниження напруги на 5% до вказаних величинам.
Щоб забезпечити належний рівень напруги на шинах електроприймачів, застосовують такі заходи:
При коефіцієнті трансформації 
фактичне напруга на шинах низької напруги буде ближче до номінального:
Обмотки трансформаторів забезпечуються відгалуженнями, які дозволяють змінювати коефіцієнт трансформації в деяких межах. Напруга, в вузлах схеми, розташованих ближче до джерела живлення зазвичай вище номінального, а у віддалених - нижче номінальної. Щоб на вторинній стороні трансформаторів, включених в цих вузлах, отримати напруга необхідного рівня, необхідно підібрати відгалуження в обмотках трансформаторів. У вузлах з підвищеним рівнем напруги встановлюються коефіцієнти трансформації вище номінального, а в вузлах зі зниженим рівнем напруги коефіцієнти трансформації трансформаторів встановлюються нижче номінальних.
Схему мережі, номінальне напруги, перерізу проводів вибирають таким чином, щоб втрата напруги не перевищувала допустимого значення.
Допустима втрата напруги встановлюється з деяким ступенем точності, виходячи з нормованих значень відхилень напруги на шинах електроприймачів:
для мереж напругою 220 - 380 В на всьому протязі від джерела живлення до останнього електроприймача від 5 - 6,5%;
для мережі живлення напругою 6 - 35 кВ - від 6 до 8% в нормальному режимі; від 10 до 12% в післяаварійний режимі;
для сільських мереж напругою 6 - 35 кВ -до 10% в нормальному режимі.
Ці значення допустимої втрати напруги підібрані таким чином, щоб при належному регулюванні напруги в мережі задовольнялися вимоги ПУЕ щодо відхилень напруг на шинах електроприймачів.
Допущення, покладені в основу розрахунку місцевих мереж
При розрахунку мереж напругою до 35 кВ включно приймаються такі припущення:
не враховується зарядна потужність ЛЕП;
не враховується індуктивний опір кабельних ЛЕП;
не враховуються втрати потужності в сталі трансформаторів. Втрати потужності в сталі трансформаторів враховуються лише при підрахунку втрат активної потужності і електроенергії у всій мережі;
при розрахунку потоків потужності не враховуються втрати потужності, тобто потужність на початку ділянки дорівнює потужності в кінці ділянки;
не враховується поперечна складова падіння напруги. Це означає, що не враховується зсув напруги по фазі між вузлами схеми;
розрахунок втрат напруги ведеться по номінальній напрузі, а не по реальному напрузі в вузлах мережі.
Визначення найбільшої втрати напруги
З урахуванням припущень, прийнятих при розрахунку місцевих мереж, напруга в будь-якому i-м вузлі мережі розраховується за спрощеною формулою:
де 
відповідно активна і реактивна потужності, що протікають по ділянці j;
відповідно активне і індуктивне опору ділянки j.
Неврахування втрати потужності в місцевих мережах дозволяє розраховувати втрати напруги або за потужностями ділянок, або за потужностями навантажень.
Якщо розрахунок ведеться за потужностями ділянок, то враховуються активний і реактивний опори цих же ділянок. Якщо розрахунок ведеться по потужності навантажень, то необхідно враховувати сумарні активні і реактивні опору від ІП до вузла підключення навантаження. Стосовно до рис. 10.2 маємо:
за потужностями дільниць
за потужностями навантажень
.
У неразветвленной мережі найбільша втрата напруги - це втрата напруги від ІП до кінцевої точки мережі.
У розгалуженої мережі найбільша втрата напруги визначається наступним чином:
розраховується втрата напруги від ІП до кожної кінцевої точки;
серед цих втрат вибирається найбільша. Її величина не повинна перевищувати допустиму втрату напруги для даної мережі.
Окремі випадки розрахунку місцевих мереж
На практиці зустрічаються такі окремі випадки розрахунку місцевих мереж (формули наведені для розрахунку за потужностями дільниць):
ЛЕП по всій довжині виконана проводами одного перетину однаково рас-покладеними
ЛЕП по всій довжині виконана проводами одного перетину однаково рас-покладеними. Навантаження мають однаковий cosφ
ЛЕП, що живлять чисто активні навантаження ( Q = 0, cosφ \u003d 1), або кабельні ЛЕП напругою до 10 кВ ( Х =0)
Методи арифметичного підрахунку повітряних електронних мереж з проводами з різних матеріалів по втраті напруги. Допустиму втрату напруги в електронній мережі визначають по ймовірно дозволеним відхилень напруги у потенційних користувачів. Тому розгляду запиту для відповіді про відхилення напруги приділено значну цікавість.
Для будь-якого приймача електричної енергії можливі конкретні падіння вольтажа. Наприклад, неодночасно силові агрегати в стандартних нормах допустиме відхилення аномалій напруги ± 5%. Це означає отже, що в курйозний інцидент якщо номінальне вольтажа наданого електричного двигуна складе 380 В, з цього вольтажа U "доп \u003d 1,05 Uн \u003d 380 х 1,05 \u003d 399 В і U" доп \u003d 0,95 Uн \u003d 380 х 0,95 \u003d 361 В потрібно виходити з його найбільш ймовірно дозволительного індикаторами вольтажа. Звичайно ж, що все буферні вольтаж, вміщені серед позначеннями 361 і 399 В, ще будуть задовольняти купує користувача і скомпонуют якийсь діапазон, той чи інший без варіантів можна прозвати діапазоном бажаних напруг.
Допустима втрата напруги в лінії
Користувачі електронної енергетичної активності трудову завантаження роблять нормально, коли на їх затискачі подається напруга, спираючись на математичний підрахунок виготовленого електричного приладу або апарату. При передачі електричної енергії по лініях частина вольтажа пропадає на протидію самих ліній і в підсумку під самий кінець смуги, т. Е. У купує користувача, вольтажа виходить падіння, ніж на початку лінії. Падіння вольтажа у купує користувача, якщо порівнювати зі звичайним, відбивається на роботі приймача струму, хоч силова або світлова навантаження.
Через що при підрахунку кожен ліній електропередач відмінності вольтажа нічого не винні перевищувати з великою ймовірністю можливих норм, Мережі, загальновизнані вибором електричної завантаження і підраховані на підігрів, в головному, вимірюють по втраті, падінні вольтажа.
Падінням вольтажа ΔU називають різницю вольтажа на початку лінії і на її кінці. ΔU прийнято визначати в умовно порівняльних одиницях виміру - по відношенню до визначеного вольтажу.
При користуванні зустрічного врегулювання вольтажа є можливість посилити ймовірно допустиму втрату напруги. На жаль, район впровадження його має обмеження. Більшість сільських користувачів живиться від шин підстанцій енергетичної системи свого району, індустріальних або комунальних електричних установок. При цьому може бути електроенергія від підстанцій напругою 35/10 або 110/35 кВ.
Втрату напруги на лініях повітряних рядів обчислюють методикою для максимально можливої \u200b\u200bнавантаження. Оскільки втрата напруги приблизно дорівнює збільшена навантаженні при найменше можливої \u200b\u200bспоживаної потужності, на лініях сільської повітряної мережі вона має найбільше значення 25%.
Допустима втрата напруги ПУЕ
ПУЕ - це головний документ, що підраховує запити до різноманітних форм електричного обладнання. Точність реалізації запитів ПУЕ гарантує безпомилковість і захищеність роботи електричних установок.
Запити ПУЕ неодмінні для всіх установ безвідносно від формальної власності та організаційно-правових форм, так само як для приватних підприємців та фізичних осіб, які працюють проектувальниками, складанням, настроюванням і використання електричних установок.
ПУЕ 7-го видання
Рівні і контроль вольтажу, відшкодування реактивної потужності:
- Пункт 1.2.22. Для електромереж слід обумовити інженерні процедури по гарантії властивостей електроенергії в співвідношенні із запитом ГОСТ 13109
- Пункт 1.2.23. Установка коригування вольтажа зобов'язана створити стабілізацію вольтажа на шинах вольтажем 3-20 кВ підстанцій і електростанцій, де той чи інший підключені електророзподільний мережі, в діапазоні не менше 105%, позначеного в проміжок максимальних навантажень і не більше 100%, позначеного в проміжок мінімальних навантажень цих ж мереж. Неточність від згаданого рівнів вольтажа зобов'язана бути виправданою
- Пункт 1.2.24. Альтернативність і позиціонування апаратів відшкодування реактивної потужності в електромережах робиться через безвихідь постачання потрібної пропускної можливості мережі в нормальних і після аварійних порядках при утриманні потрібних рівнів вольтажа і резервів витривалості.
Розгляд допустимих падінь напруги в електричної мережі.
Мета лекції:
Ознайомлення з розрахунками навантаження окремих гілок мережі.
Допустимі падіння напруги
При будь-якому споживанні з електричної мережі відбувається виникнення електричного струму. Він при своєму проходженні викликає на цих проводках падіння напруги, отже, напруга, підведене до електроприймачів не дорівнює напрузі на клемах джерела живлення, а воно нижче. Для окремих частин електричної проводки в той же час запропоновані різні падіння напруги.
Для падіння напруги від джерела живлення до місця споживання можна виходити з запропонованих відхилень напруги (IEC 60 038), які повинні знаходитися в межах + 6% і 10% від номінального значення (з 2003 року дані межі повинні бути). Це означає, що загальне падіння напруги від джерела живлення до самого місця споживання може становити до 16%.
У самій електричної інсталяції будівлі (т. Е. Усередині об'єкта) відповідно до IEC 60 634-5-52 рекомендовано, щоб падіння напруги між початком інсталяції та експлуатованим устаткуванням користувача не було більше 4% номінальної напруги інсталяції. Ця рекомендація в деякій мірі суперечить вимогам інших національних стандартів (наприклад, CSN 33 2130 в Чеській Республіці).
Можна припустити, що з урахуванням виконання інших вимог при розрахунку параметрів проводки можуть виникнути в деякому відрізку падіння більше, ніж вказано вище, якщо в проводці від шафи приєднання до самого електроприймача НЕ будуть перевищені наступні падіння: у освітлювальних висновків 4%; у висновків для плит і опалювальних приладів (пральні машини) 6%; у штепсельних розеток та інших висновків 8%.
«Правила пристроїв електроустановок» (ПУЕ) встановлюють найбільші тривалі допустимі навантаження (сили струму в амперах) для ізольованих проводів. Кабелів і голих проводів, які наведені у вигляді таблиці. Таблиці ці складені на підставі теоретичних розрахунків і результатів безпосередніх випробувань проводів і кабелів на нагрівання.
Максимально допустимі за умовами нагріву навантаження для проводів і кабелів з алюмінієвими жилами при однаковим геометричному перетині і однаковому периметрі з мідними провідниками слід приймати рівним 77% навантажень для відповідних мідних провідників. Для силових мереж допустима тривала втрата напруги не повинна перевищувати 5%, а для мереж освітлення 2,5% номінального.
Видно, що при підсумовуванні всіх допустимих падінь напруги (в розподільній мережі і в електричної інсталяції) можемо потрапити на сам межа працездатності деяких приладів і обладнання. Наприклад, у реле і контакторів гарантована їх функція від 85% номінальної напруги і вище, у електродвигунів це, починаючи з 90% номінальної напруги. Тому необхідно керуватися вище зазначеної рекомендацією (падіння напруги до 4%), наведеної в IEC 60 634-5-52.
Відзначаємо, що вимоги національних стандартів не стосуються падінь напруги на деякій частині проводки, а вимоги, наскільки напруга може впасти по відношенню до номінальної напруги. На клемах трансформатора може бути, наприклад, напруга рівне 110% номінальної напруги, від них потім падіння напруги можуть бути 15%, або ж 13%. Значить, у проектувальника певний вільний простір, яким чином розподілити падіння напруги в цих випадках від джерела до електроприймачів.
Необхідно сказати, яким чином падіння напруги розраховуються, або ж, як вони підсумовуються. Що стосується чисто активних навантажень, якими є електричне теплове електрообладнання, і невеликих перетинів проводки, ситуація проста. Падіння напруги - це твори струмів і опорів проводки, які можна простим способом підсумовувати. У тому випадку, якщо мова йде про електрообладнання, наприклад, двигунах, характер споживання яких активний і індуктивний, і про загальний імпедансі Zпроводки, що складається з реальною складовою ( активний опір) Rі уявної складової (індуктивний опір) X, то дані комплексні величини взаємно множаться. Результатом цього твору знову є комплексна величина, значить комплексне падіння напруги. Вона описує падіння напруги в реальному і уявної осі координат. Абсолютні значення цих падінь напруги на окремих частинах проводки від джерела до електроприймачів тому не повинні підсумовуватися стандартним способом, а повинні підсумовуватися знову тільки як комплексні величини (т. Е. Реальні і уявні складові окремо).
Тому не повинно дивувати те, що суми абсолютних значень падінь напруги часто не є точною сумою їх абсолютних значень на окремих, пов'язаних один з одним проводках.
Розрахунок навантаження окремих гілок мережі
Струмові навантаження окремих гілок неможливо підсумовувати просто як арифметичну суму абсолютних значень струмів, а потрібно підсумовувати окремо реальні і уявні складові. При дотриманні цих правил можна визначити навантаження при будь-якій конфігурації мережі. Аналогічні правила дотримуються і при розрахунку струмів короткого замикання. І при короткому замиканні обчислення виконуються з опором мережі, вираженим в комплексній формі.
Вплив навантаження на струм короткого замикання.
Навантаження може робити істотний вплив на струми короткого замикання. На малюнку 1 наведені найпростіші схеми включення навантаження. Характер навантажень і співвідношення їх різні (асинхронні та синхронні двигуни, побутова навантаження, освітлення), величина змінюється в різні дні року, час доби, для різної змінності робіт підприємств. Визначити дійсне значення навантаження і збільшення її опору в момент короткого замикання практично неможливо.
Умовно вважається, що опір навантаження постійно по і величину, визначену за (1).
У нормальному режимі опір навантаження визначається по співвідношенню:
, (1)
де U - розрахункове напруження, яке дорівнює вторинному напрузі живлячої трансформатора;
I н і S н - струм і потужність навантаження.
Потужність навантаження приймається в залежності від числа що живлять трансформаторів. При одному трансформаторі потужність навантаження приймається рівною потужності трансформатора. При двох однакових трансформаторах потужність навантаження приймається рівною 0,65-0,7 потужності одного трансформатора. При аварійному відключенні одного з двох трансформаторів всю навантаження повинен прийняти залишився в роботі трансформатор. Навантаження його при цьому складе 130-140% номінальної потужності.
Малюнок 1 - Розподіл струму з урахуванням навантаження, підключеної
до лінії (а) і до шин (б)
З малюнка 1 видно, що при віддаленому КЗ, коли напруга на шинах знижується не до нуля, повний струм, що проходить через трансформатор, складається з струму, відгалужується в навантаження, і струму в місці короткого замикання. Для схеми на малюнку 1, а повний струм КЗ визначиться по співвідношенню:
, (2)
а для схеми на малюнку 1 б - по співвідношенню:
, (3)
Насправді опору мають різні співвідносячи ня х / r і обчислювати струми за формулами (2) і (3) слід було б в комплексній формі. Але для більшості мереж відношення z і L навантаження і ліній близькі, мало в порівнянні з, і для спрощення розрахунків рівняння (2) і (3) вирішуються в повних опорах z. Таке припущення тим більше виправдано, що справжня навантаження в момент КЗ невідома.
Повний струм ділиться на дві частини: частина струму, що йде до місця КЗ в схемі на малюнку 1, а, визначається:
, (4)
а для схеми на малюнку 1, б - за формулою:
, (5)
З виразу (5) видно, що при z з \u003d 0 струм до місця КЗ складає, тобто навантаження не впливає на значення струму короткого замикання, якщо вона підключена до шин нескінченної потужності.