Рассмотрение допустимых падений напряжения в электрической сети.
Цель лекции:
Ознакомление с расчетами нагрузки отдельных ветвей сети.
Допустимые падения напряжения
При любом потреблении из электрической сети происходит возникновение электрического тока. Он при своем прохождении вызывает на этих проводках падения напряжения, следовательно, напряжение, подведенное к электроприемнику не равно напряжению на клеммах источника питания, а оно ниже. Для отдельных частей электрической проводки в то же время предписаны различные падения напряжения.
Для падения напряжения от источника питания к месту потребления можно исходить из предписанных отклонений напряжения (IEC 60 038), которые должны находиться в пределах + 6 % и 10 % от номинального значения (с 2003 года данные пределы должны быть ). Это означает, что общее падение напряжения от источника питания к самому месту потребления может составлять до 16 %.
В самой электрической инсталляции здания (т. е. внутри объекта) согласно IEC 60 634-5-52 рекомендовано, чтобы падение напряжения между началом инсталляции и эксплуатируемым оборудованием пользователя не было больше 4 % номинального напряжения инсталляции. Эта рекомендация в некоторой степени противоречит требованиям других национальных стандартов (например, CSN 33 2130 в Чешской Республике).
Можно допустить, что с учетом выполнения остальных требований при расчете параметров проводки могут возникнуть в некотором отрезке падения больше, чем указано выше, если в проводке от шкафа присоединения до самого электроприемника не будут превышены следующие падения: у осветительных выводов 4 %; у выводов для плит и отопительных приборов (стиральные машины) 6 %; у штепсельных розеток и остальных выводов 8 %.
«Правила устройств электроустановок» (ПУЭ) устанавливают наибольшие длительные допустимые нагрузки (силы тока в амперах) для изолированных проводов. Кабелей и голых проводов, которые приведены в виде таблицы. Таблицы эти составлены на основании теоретических расчетов и результатов непосредственных испытаний проводов и кабелей на нагревание.
Максимально допустимые по условиям нагрева нагрузки для проводов и кабелей с алюминиевыми жилами при одинаковым геометрическом сечении и одинаковом периметре с медными проводниками следует принимать равным 77% нагрузок для соответствующих медных проводников. Для силовых сетей допустимая длительная потеря напряжения не должна превышать 5%, а для сетей освещения 2,5% номинального.
Видно, что при суммировании всех допустимых падений напряжения (в распределительной сети и в электрической инсталляции) можем попасть на сам предел работоспособности некоторых приборов и оборудования. Например, у реле и контакторов гарантирована их функция от 85 % номинального напряжения и выше, у электродвигателей это, начиная с 90 % номинального напряжения. Поэтому необходимо руководствоваться выше указанной рекомендацией (падение напряжения до 4 %), приведенной в IEC 60 634-5-52.
Отмечаем, что требования национальных стандартов не касаются падений напряжения на некоторой части проводки, а требования, насколько напряжение может упасть по отношению к номинальному напряжению. На клеммах трансформатора может быть, например, напряжение равное 110 % номинального напряжения, от них потом падения напряжения могут быть 15 %, или же 13 %. Значит, у проектировщика определенное свободный простор, каким образом распределить падения напряжения в этих случаях от источника к электроприемнику.
Необходимо сказать, каким образом падения напряжения рассчитываются, или же, как они суммируются. Что касается чисто активных нагрузок, какими являются электрическое тепловое электрооборудование, и небольших сечений проводки, ситуация простая. Падения напряжения - это произведения токов и сопротивлений проводки, которые можно простым способом суммировать. В том случае, если речь идет об электрооборудовании, например, двигателях, характер потребления которых активный и индуктивный, и об общем импедансе Z проводки, состоящем из реальной составляющей (активное сопротивление) R и мнимой составляющей (индуктивное сопротивление) X, то данные комплексные величины взаимно умножаются. Результатом этого произведения опять является комплексная величина, значит комплексное падение напряжения. Она описывает падения напряжения в реальной и мнимой оси координат. Абсолютные значения этих падений напряжения на отдельных частях проводки от источника к электроприемнику поэтому не должны суммироваться стандартным способом, а должны суммироваться опять только как комплексные величины (т. е. реальные и мнимые составляющие отдельно).
Поэтому не должно удивлять то, что суммы абсолютных значений падений напряжения часто не являются точной суммой их абсолютных значений на отдельных, связанных друг с другом проводках.
Расчет нагрузки отдельных ветвей сети
Токовые нагрузки отдельных ветвей невозможно суммировать просто как арифметическую сумму абсолютных значений токов, а нужно суммировать отдельно реальные и мнимые составляющие. При соблюдении этих правил можно определить нагрузку при любой конфигурации сети. Аналогичные правила соблюдаются и при расчете токов короткого замыкания. И при коротком замыкании вычисления выполняются с импедансом сети, выраженным в комплексной форме.
Влияние нагрузки на ток короткого замыкания.
Нагрузка может оказывать существенное влияние на токи короткого замыкания. На рисунке 1 приведены простейшие схемы включения нагрузки. Характер нагрузок и соотношения их разные (асинхронные и синхронные двигатели, бытовая нагрузка, освещение), величина меняется в разные дни года, время суток, для различной сменности работ предприятий. Определить действительное значение нагрузки и увеличение ее сопротивления в момент короткого замыкания практически невозможно.
Условно считается, что сопротивление нагрузки постоянно по и величину , определенную по (1).
В нормальном режиме сопротивление нагрузки определяется по соотношению:
, (1)
где U – расчетное напряжение, равное вторичному напряжению питающего трансформатора;
I н и S н – ток и мощность нагрузки.
Мощность нагрузки принимается в зависимости от числа питающих трансформаторов. При одном трансформаторе мощность нагрузки принимается равной мощности трансформатора. При двух одинаковых трансформаторах мощность нагрузки принимается равной 0,65-0,7 мощности одного трансформатора. При аварийном отключении одного из двух трансформаторов всю нагрузку должен принять оставшийся в работе трансформатор. Нагрузка его при этом составит 130-140 % номинальной мощности.
Рисунок 1 - Распределение тока с учетом нагрузки, подключенной
к линии (а) и к шинам (б)
Из рисунка 1 видно, что при удаленном КЗ, когда напряжение на шинах снижается не до нуля, полный ток , проходящий через трансформатор, состоит из тока, ответвляющегося в нагрузку , и тока в месте короткого замыкания . Для схемы на рисунке 1,а полный ток КЗ определится по соотношению:
, (2)
а для схемы на рисунке 1 б – по соотношению:
, (3)
В действительности сопротивления имеют разные соотно- шения х/r и вычислять токи по формулам (2) и (3) следовало бы в комплексной форме. Но для большинства сетей отношение z и L нагрузки и линий близки, мало по сравнению с , и для упрощения расчетов уравнения (2) и (3) решаются в полных сопротивлениях z. Такое допущение тем более оправдано, что действительная нагрузка в момент КЗ неизвестна.
Полный ток делится на две части: часть тока , идущая к месту КЗ в схеме на рисунке 1,а, определяется:
, (4)
а для схемы на рисунке 1,б – по формуле:
, (5)
Из выражения (5) видно, что при z с = 0 ток к месту КЗ составляет , то есть нагрузка не влияет на значение тока короткого замыкания, если она подключена к шинам бесконечной мощности.
Методы арифметического подсчета воздушных электронных сетей с проводами из различных материалов по потере напряжения. Допустимую потерю напряжения в электронной сети определяют по вероятно разрешенным отклонениям напряжения у потенциальных пользователей. Поэтому рассмотрению запроса для ответа об отклонениях напряжения уделено значительный интерес.
Для всякого приемника электрической энергии возможны конкретные падения вольтажа. К примеру, неодновременные силовые агрегаты в стандартных нормах допустимое отклонение аномалий напряжения ±5%. Это обозначает следовательно, что в курьезном инциденте если номинальное вольтажа предоставленного электрического двигателя составит 380 В, из этого вольтажа U"доп = 1,05 Uн = 380 х 1,05 = 399 В и U"доп = 0,95 Uн = 380 х 0,95 = 361 В нужно исходить из его наиболее вероятно дозволительными индикаторами вольтажа. Конечно же, что все буферные вольтажи, вмещенные среди обозначениями 361 и 399 В, еще будут довольствовать покупающего пользователя и скомпонуют некий диапазон, тот или иной без вариантов можно прозвать диапазоном желаемых напряжений.
Пользователи электронной энергетической активности трудовую загрузку делают нормально, когда на их зажимы подается то напряжение, опираясь на математический подсчет изготовленного электрического прибора либо аппарата. При передаче электрической энергии по линиям часть вольтажа пропадает на противодействие самих линий и в итоге под самый конец полосы, т. е. у покупающего пользователя, вольтажа выходит падение, чем в начале линии. Падение вольтажа у покупающего пользователя, если сравнивать с обыденным, отражается на работе приемника тока, хоть силовая либо световая нагрузка.
Из-за чего при подсчете каждый полосы электропередачи отличия вольтажа не обязаны превосходить с большой вероятностью возможных норм, сети, общепризнанные выбором электрической загрузки и подсчитанные на подогрев, в главном, измеряют по потере, падении вольтажа.
Падением вольтажа ΔU именуют разность вольтажа на начале линии и на ее конце. ΔU принято предопределять в условно сравнительных единицах измерения - по отношению к обозначенному вольтажу.
При пользовании встречного урегулирования вольтажа есть возможность усилить вероятно допустимую потерю напряжения. К сожалению, район внедрения его имеет ограничения. Большинство деревенских пользователей запитано от шин подстанций энергетической системы своего района, индустриальных либо коммунальных электрических установок. При этом может быть электроэнергия от подстанций напряжением 35/10 либо 110/35 кВ.
Потерю напряжения на линиях воздушных рядов вычисляют методикой для наибольшей возможной нагрузки. Поскольку потеря напряжения примерно равно увеличена нагрузке при наименьше возможной потребляемой мощи, на линиях деревенской воздушной сети она имеет наибольшее значение 25%.
ПУЭ – это главный документ, подсчитывающий запросы к разнообразным формам электрического оборудования. Точность реализации запросов ПУЭ гарантирует безошибочность и защищенность работы электрических установок.
Запросы ПУЭ непременны для всех учреждений безотносительно от формальной собственности и организационно правовых форм, равно как для частных предпринимателей и физических лиц, работающими проектировщиками, сборкой, настройкой и использования электрических установок.
Уровни и контроль вольтажа, возмещения реактивной мощи:
В распределительных сетях 0,4 кВ существует проблема, связанная со значительными перекосами напряжений по фазам: на нагруженных фазах напряжение падает до 200...208 В, а на менее нагруженных за счет смещения «нуля» может возрастать до 240 В и более. Повышенное напряжение может привести к выходу из строя электрических приборов и оборудования потребителей. Асимметрия напряжений возникает из-за разного падения напряжения в проводах линии при перекосах фазных токов, вызванных неравномерным распределением однофазных нагрузок. При этом в нулевом проводе четырехпроводной линии появляется ток, равный геометрической сумме фазных токов. В некоторых случаях (например, при отключении нагрузки одной или двух фаз) по нулевому проводу может протекать ток, равный фазному току нагрузки. Это приводит к дополнительным потерям в ЛЭП (линии электропередач) 0,4 кВ, распределительных трансформаторах 10/0,4 кВ и, соответственно, в высоковольтных сетях.
Подобная ситуация характерна для многих сельских районов и может возникнуть в жилых многоквартирных домах, где практически не реально равномерно распределить нагрузку по фазам питания, в результате чего в нулевом проводе появляются достаточно большие токи, что приводит к дополнительным потерям в проводниках групповых и питающих линий и вызывает необходимость увеличения сечение нулевого рабочего провода до уровня фазных.
Перекосы напряжений сильно сказываются на работе оборудования [Л.1]. Так небольшая асиметрия напряжения (например, до 2%) на зажимах асинхронного двигателя приводит к значительному увеличению потерь мощности (до 33% в статоре и 12% в роторе), что в свою очередь, вызывает дополнительный нагрев обмоток и снижает срок службы их изоляции (на 10,8%), а при перекосах в 5% общие потери возрастают в 1,5 раза и, соответственно, растет потребляемый ток. Причем, дополнительные потери, обусловленные несиметрией напряжений, не зависят от нагрузки двигателя.
При увеличении напряжения на лампах накаливания до 5% световой поток увеличивается на 20%, а срок службы сокращается в два раза.
На трансформаторных подстанциях 10/0,4 кВ, как правило, установлены трансформаторы со схемой соединений У/У н. Уменьшить потери и симметрировать напряжение в ЛЭП 10 кВ возможно, применив со схемой соединений Y/Zjj или A/Zjj, или (выпускаемый УП МЭТЗ им. В.И. Козлова), но такая замена связана с большими финансовыми затратами и не компенсирует дополнительные потери в ЛЭП 0,4 кВ.
Для компенсации перекоса напряжений целесообразно перераспределить токи нагрузки по фазам, выровняв их значения.
Необходимость ограничения тока нулевого провода вызвана еще и тем, что в распределительных сетях 0,4 кВ, выполненных кабелем, сечение нулевого провода обычно принимается на ступень меньше сечения фазного провода.
В целях уменьшения потерь электроэнергии в сетях 0,4 кВ за счет перераспределения токов по фазам, ограничения тока в нулевом проводе и снижения перекосов напряжений, предлагается использовать трехфазный симметрирующий автотрансформатор, устанавливая его в конце ЛЭП, в узлах нагрузки. При этом, если на линии 0,4 кВ до узла нагрузки произойдет короткое замыкание одной из фаз на нулевой провод (что в сожалению не редко бывает на воздушных ЛЭП в сельских районах), потребители за установленным автотрансформатором будут защищены от больших перенапряжений.
Автотрансформатор трехфазный, сухой, симметрирующий (сокращенно - АТС-С) содержит трехстержневой магнитопровод, первичные обмотки W 1 размещенные на всех трех стержнях, соединенные в звезду с нейтралью и подключаются к сетевому напряжению, компенсационная обмотка W K выполнена в виде открытого треугольника (некоторые авторы называют его разомкнутым [Л.3]) и включена последовательно с нагрузкой.
Основные электрические схемы автотрансформатора представлены на рис.1...4.
На рис.1 представлена электрическая схема автотрансформатора с компенсационной обмоткой, когда секции этой обмотки, выполненные на каждой фазе, соединены в классический открытый треугольник и подключены к нейтрали сети, и к нагрузке.
На рис.2 представлена электрическая схема автотрансформатора с компенсационной обмоткой, выполненной в виде витков из проводникового материала, лежащих поверх обмоток всех трех фаз автотрансформатора, образуя открытый треугольник. Применение этой схемы, по сравнению с предыдущей, позволяет не только уменьшить расход обмоточного провода дополнительной обмотки, но и габаритную мощность автотрансформатора за счет освобождения окна магнитопровода и уменьшения межосевого расстояния между первичными обмотками.
Эти схемы применимы в тех случаях, когда нулевой провод нагрузки не имеет жесткой связи с заземлением и во всех случаях в пятипроводной системе с РЕ- и N-проводниками.
На рис.3 представлена электрическая схема автотрансформатора с компенсационными обмотками, выполненными в виде фазных обмоток соединенных в открытые треугольники, включенные согласно к фазным обмоткам автотрансформатора.
Конструктивно схема, представленная на рис.4, может быть выполнена аналогично схеме рис.2, т.е. фазные компенсационные обмотки выполнены поверх обмоток всех трех фаз автотрансформатора и включены в разрыв фазных проводов сети со стороны нагрузки.
Данные схемы могут использоваться, в том числе, когда нейтраль нагрузки глухо заземлена, т. е. когда нет возможности включить компенсационную обмотку автотрансформатора в разрыв нулевого провода между нагрузкой и сетью, или когда нулевой провод нагрузки по требованиям безопасности должен быть «жестко» заземлен.
При асимметрии токов нагрузки и, соответственно, токов в компенсационных обмотках, магнитные потоки, создаваемые этими обмотками в магнитопроводе автотрансформатора, будут геометрически складываться. В стержнях магнитопровода будут возникать направленные в одну сторону во всех фазах автотрансформатора потоки нулевой последовательности. Эти магнитные потоки, создают э.д.с. нулевой последовательности и, соответственно, токи I 01 в первичной обмотке пропорционально коэффициенту трансформации к тр (обратно пропорционально соотношению числа витков W1/Wk).
Подключение обмотки W K выбрано таким образом, чтобы фазные токи автотрансформатора векторно вычитались из фазного тока линии наиболее нагруженной фазы и добавлялись к токам менее нагруженных фаз. Такое перераспределение приводит к более симметричному распределению токов по фазам в ЛЭП, выравниванию падений напряжения в проводах линии и, следовательно, к симметрированию напряжения на нагрузке, а так же к уменьшению тока нулевого провода и потерь в линии электропередач, и силовых распределительных трансформаторах, обеспечивая экономию электроэнергии.
Максимальная компенсация тока в нулевом проводе выполняется при равенстве ампервитков (магнитодвижущей силы) рабочей I 01 -W 1 и компенсационной I 02 -W K обмоток, т.е. при I 01 -W 1 =3I 02 -W K , или W K =W 1 /3. При этом габаритная мощность автотрансформатора Р ат, в зависимости от схемы подключения компенсационных обмоток, может быть в 3 раза меньше потребляемой мощности нагрузки Р н.
Для ограничения тока нулевого провода до уровня допустимого для ЛЭП, число витков компенсационной обмотки может быть соответственно уменьшено: например, для ограничения тока нулевого провода на уровне 1/3 фазного, должно быть скомпенсировано 2/3 его величины, следовательно, W K =W 1 /4,5. При этом габаритная мощность автотрансформатора может быть в 4,5 раза меньше потребляемой мощности нагрузки.
Перекосы фазных токов приводят к дополнительным потерям в ЛЭП 0,4кВ и далее по всей цепи транспортирования электроэнергии. Рассмотрим это на примере условной линии электропередач длиной 300м, выполненной алюминиевым кабелем сечением (3х25+1х16)мм (сопротивление фазных проводов 0,34 Ом, нулевого провода 0,54 Ом) при активной нагрузке по фазам 40, 30 и 10А. Ток в нулевом проводе, равный векторной сумме фазных токов, будет (см. векторную диаграмму на рис.5) 26,5 А. Потери в линии, как в любом проводнике, зависят от сопротивления линии и квадрата тока, проходящего по этой линии (I 2 -Z^). Потери в фазных проводах, соответственно, составят -40 2 -0,34=544 Вт, 30 2 -0,34=3 06 Вт, 10 2 -0,34=34 Вт, в нулевом проводе -26,5 -0,54=379 Вт, суммарные потери в линии - 1263 Вт.
Применение АТС-С позволит перераспределить токи в линии. При коэффициенте трансформации 1/3 одна треть тока нулевого провода векторно вычитается из токов нагруженных фаз и прибавляется к току менее нагруженной фазы. Токи, соответственно, станут
Равными 33,8, 29,6 и 18,6 А, при этом ток нулевого провода (учитывая некоторую асимметрию магнитной системы автотрансформатора) может составлять до 10% среднего фазного тока т.е. 2,7 А.
При таком перераспределении токов суммарные потери в линии составят (33,82+29,62+18,62)·0,34+2,72·0,54 = 805Вт.
Таким образом, установка автотрансформатора АТС-С позволяет снизить потери в ЛЭП-0,4 кВ на 36 %.
Очевидно, что уменьшение падения напряжения в проводах линии пропорционально изменению тока по фазам, существенно выравнивает напряжение в узле нагрузки, в первую очередь за счет смещения «нуля».
Увеличение коэффициента трансформации выше 1/3 для трехфазных нагрузок не целесообразно и, несмотря на более равномерное перераспределение токов по фазам, приводит к увеличению потерь в ЛЭП за счет более существенного увеличения тока нулевого провода, а так же потребует больших затрат на материалы.
Относительное значение мощности автотрансформатора АТС-С составит – S*ат= k·Sн, где: Sн – мощность нагрузки; k – коэффициент в зависимости от схемы автотрансформатора и коэффициента трансформации (kтр), представленный в таблице 1.
Таблица 1 значения коэффициента к
| Схема, рис. | 1 | 2 | 3 | 4 |
| ктр= 1/3 | 0,58 | 0,33 | 0,90 | 0,55 |
| ктр = 1/4,5 | 0,38 | 0,22 | 0,66 | 0,33 |
Если гарантированно известен максимальный ток, протекающий в нулевом проводе нагрузки, то габаритная мощность автотрансформатора по схеме рис.1 может быть рассчитана, исходя из этого тока - Б ат = 1 02 -и л /л/3, а по схеме рис.2 - Б ат = 1 02 -и л /3 и для выше приведенного примера трехфазной несимметричной нагрузки составит, соответственно, 8,3 и 4,8 кВ-А.
Наиболее эффективным является установка автотрансформатора непосредственно у потребителя, в точке разветвления трехфазной линии в однофазные, например на вводе дачного кооператива, где практически невозможно выровнять нагрузку по фазам. В жилых многоквартирных домах установка АТС-С на ответвлениях к каждому стояку, питающему квартиры жилых домов, позволяет симметрировать напряжение, и снизить потери в трехфазных групповых и питающих линиях распределительной сети. На малых промышленных предприятиях он может применяться для питания однофазных нагрузок большой мощности: сварочных трансформаторов, выпрямителей, водонагревателей и т. д.
В настоящее время все большее применение находят статические преобразователи (выпрямители, тиристорные регуляторы, высокочастотные преобразователи), газоразрядные осветительные устройства с электромагнитными и электронными балластами, электродвигатели переменного тока с регулируемой скоростью вращения и т.д. Указанные устройства, а также сварочные трансформаторы, специальные медицинские и другие приборы могут генерировать высшие гармоники тока в системе электропитания. Например, однофазные выпрямители могут генерировать все нечетные гармоники, а трехфазные все, не кратные трем, что отражено на рис. 6 [Л.2].
Гармоники тока, создаваемые нелинейными нагрузками, могут представлять собой серьезные проблемы для систем электропитания. Гармонические составляющие представляют собой токи с частотами, кратными основной частоте источника питания. Высшие гармоники тока, накладываемые на основную гармонику, приводят к искажению формы тока. В свою очередь, искажения тока влияют на форму напряжения в системе электропитания, вызывая недопустимые воздействия на нагрузки системы. Увеличение общего действующего значения тока при наличии высших гармонических составляющих в системе может привести к перегреву всего оборудования распределенной сети. При несинусоидальных токах возрастают потери в трансформаторах, главным образом за счет потерь на вихревые токи, что требует увеличения их установочной мощности. Как правило, для ограничения гармоник в этих случаях устанавливаются высокочастотные фильтры, состоящие из сетевых реакторов и конденсаторов.
К достоинствам АТС-С следует отнести то, что они обладают способностью фильтрации токов высших гармоник, кратных трем (т.е. 3, 9, 15 и т.д.), ограничивая их протекание как из сети к нагрузке, так и наоборот. Этим самым повышается качество сети и снижаются колебания напряжения.
Как уже указывалось выше, электромагнитные балластные пускорегулирующие аппараты (ПРА) газоразрядных ламп генерируют высшие гармоники. Так, в токах натриевых ламп ДНаТ, широко используемых для целей уличного освещения, третья гармоника является превалирующей и, в зависимости от мощности лампы и типа ПРА, составляет до 5% и более (по [Л.4] третья гармоника допускается до 17,5%). Токи третьих гармоник совпадают по фазе и арифметически складываются в нулевом проводе трехфазной сети, создавая ощутимые добавочные потери, что вынуждает выполнять сечение нулевых рабочих проводников трехфазных питающих и групповых линий, равным фазному.
В этой ситуации применение АТС-С позволяет уменьшить сечение нулевых проводников, как минимум, в два раза и решить три задачи: компенсировать потери от третьей гармоники, обеспечить перевод системы освещения на «ночной режим» (одна или две фазы распределительной сети отключаются в ночные часы), перераспределяя нагрузку на три фазы; и выйти на энергосберегающий режим, выполнив отводы на автотрансформаторе для понижения напряжения. Для решения только первой задачи можно применить автотрансформатор минимальной мощности, рассчитанный на ток нулевого провода (суммарный ток третьей гармоники).
При необходимости компенсировать 5, 7 или 11 гармоники можно воспользоваться схемами рис.3 или 4. В этом случае затраты на сетевые реакторы могут быть уменьшены, т.к. компенсационные обмотки, обладая повышенным индуктивным сопротивлением для высокочастотных гармоник, могут выполнять роль сетевого реактора и, в совокупности с конденсаторами, образовывать фильтр высших гармоник. Конденсаторы подключаются между точками соединения в открытые треугольники секций компенсационных обмоток и нулевым проводом, и могу образовывать одно (см. рис.7), двух или трехступенчатый фильтр для разных частот. Величину индуктивности
секции компенсационной обмотки с достаточной достоверностью можно определить из номинальных параметров - номинального тока и коэффициента трансформации. Например, при номинальном токе I н =25А и коэффициенте трансформации kтр=1/3 напряжение секции
будет U сек =Uф к тр =220/3=73В, сопротивление Z сек =Uсек/Iном=73/25=2,9Ом (пренебрегая малым активным сопротивлением обмотки) считаем индуктивным, и тогда индуктивность секции
Lсек =Z сек /w=2,9/314-10 =9,2мГн. При этом надо учитывать нелинейный характер сопротивления: с уменьшением нагрузки сопротивление возрастает.
При заказе автотрансформатора возможность подключения конденсаторов должна быть оговорена в заявке на изготовление.
Частным случаем является симметрирующий автотрансформатор, целенаправленно предназначенный для питания однофазной нагрузки (см. рис.8 и 9). Для большей симметрии токов по фазам коэффициент трансформации можно сделать больше, чем 1/3, с некоторым увеличением тока нулевого провода.
Рассмотрим это на примере. На вводе трехфазной сети установлен автоматический выключатель, рассчитанный на длительно допустимый ток 25 А. Требуется подключить сварочный трансформатор мощностью 10 кВА (напряжение сети 220 В, ток сварки 160 А, напряжение холостого хода 60 В, ПВ 60%). Потребляемый сварочным трансформатором ток составит 10-1000/220=45,5 А, а с учетом ПВ эквивалентный ток будет 45,5-//0,6=35,2 А, что в 1,4 раза превышает допустимый. Конечно, можно применить обычный автотрансформатор 380/220 В, выполненный на базе трансформатора ОСМР-6,3 (мощностью 6,3 кВА), в этом случае нагрузка будет перераспределена только на две фазы (линейный ток - 20,3 А), но можно применить симметрирующий автотрансформатор (см. схему рис.9) с коэффициентом трансформации 1/2, преобразующий однофазную нагрузку в трехфазную и выровнять нагрузку по всем фазам, снизив ток в сети до 17,6 А, при этом ток в нейтрали, при отсутствии других нагрузок так же будет 17,6 А.
В этом случае автотрансформатор можно изготовить на базе трансформатора ТСР-6,3. Можно также использовать симметрирующий автотрансформатор с коэффициентом трансформации 1/3, ограничив ток в рабочей фазе длительно допустимым для автоматических выключателей - током 23,4А, при этом в двух других фазах будет протекать ток 11,8А при отсутствии тока в нулевом проводе.
Автотрансформатор может быть сделан на базе трансформатора ТСР-2,5.
Снижение потерь в сети по сравнению с прямым включением приведено в таблице 2.
Таблица 2
| Автотрансформатор | На базе ОСМР-6,3 | Симметрирующий АТС-С |
| Коэффициент трансформации | 1/1,73 | 1/3 1/2 |
Учитывая, что сварочный трансформатор генерирует высокочастотные гармоники, в том числе кратные трем, предпочтение следует отдавать симметрирующему автотрансформатору.
Проведенные испытания автотрансформаторов АТС-С в лаборатории УП МЭТЗ им. В.И. Козлова показали положительные результаты и полностью подтвердили свою эффективность (см. Приложение 1 «Результаты испытаний автотрансформатора АТС-С-25»).
Планируется разработка серии автотрансформаторов от 25 до 100 кВА как в открытом исполнении IP00, так и в защитных кожухах исполнений IP21 для установки под навесом и IP54 для установки на открытом воздухе, в том числе непосредственно на опорах ЛЭП 0,4кВ. В автотрансформаторах, при необходимости, в целях повышения или понижения напряжения, может быть предусмотрена возможность переключений регулировочных отводов при его монтаже.
В настоящее время заводом принимаются индивидуальные заказы на автотрансформаторы АТС-С мощностью до 100 кВА.
Приложение 1
Результаты испытаний автотрансформатора АТС-С-25
На примере четырехпроводной ЛЭП-0,4кВ
| Длина линии, м | 300 | |||
| Провод алюминиевый сечением, мм² | фазы - | 25 | нуля - | 10 |
| Сопротивление провода, Ом | фазы - | 0,34 | нуля - | 0,86 |
| Сопротивление нагрузки (активное), Ом | Фаза: А-5,99 | В-5,83 | С-5,59 | |
| Режим нагрузки без автотрансформатора | 3х-ф | 2х-ф | 1о-ф | |
| Линейные токи нагрузки, 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 нулевом провода N | 2,2 | 37,0 | 36,5 | |
| фаза А | 456 | 456 | 456 | |
| фаза В | 481 | 481 | 0 | |
| 520 | 0 | 0 | ||
| в нулевом провода "N" | 4 | 1172 | 1140 | |
| ИТОГО | 1461 | 2109 | 1596 | |
| Режим нагрузки с автотрансформатором | 3х-ф | 2х-ф | 1о-ф | |
| Линейные токи 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 нулевом проводе "n" | 3,8 | 11,0 | 11 | |
| Потери мощности в линии, Вт | ||||
| фаза А | 443 | 361 | 255 | |
| фаза В | 443 | 398 | 30 | |
| фаза С | 520 | 28 | 24 | |
| в нулевом проводе N | 12 | 103 | 103 | |
| ИТОГО в линии | 1419 | 890 | 412 | |
| с учетом потерь в АТС-С | ||||
| сопротивление фазной обмотки, Ом | 0,2443 | |||
| сопротивление компенсирующей 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 | |
| Потери мощности 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 нулевом проводе N | 0,18 | 52,09 | 50,67 | |
| Потери холостого хола АТС-С, Вт | 50 | |||
| ИТОГО в АТС-С | 51,1 | 158,1 | 156,8 | |
| ИТОГО | 1470,1 | 1048,2 | 568,8 | |
| Экономия электроэнергии, Вт | -8,7 | 1061 | 1027 | |
Лекция № 10
Расчет местных сетей (сетей напряжением ) по потере
напряжения
Допустимые потери напряжения в линиях местных сетей.
Допущения, положенные в основу расчета местных сетей.
Определение наибольшей потери напряжения.
Частные случаи расчета местных сетей.
Потеря напряжения в ЛЭП с равномерно распределенной нагрузкой.
К местным сетям относятся сети номинальным напряжение 6 – 35 кВ. Местные сети по протяженности значительно превосходят протяженность сетей районного значения. Расход проводникового материала и изоляционных материалов значительно превосходят их потребность в сетях районного значения. Это обстоятельство требует ответственно подходить к проектированию сетей местного значения.
Передача электроэнергии от источников питания к электроприемникам сопровождается потерей напряжения в линиях и трансформаторах. Поэтому напряжение у потребителей не сохраняет постоянного значения.
Различают отклонения и колебания напряжения.
Отклонения напряжения обусловлены медленно протекающими процессами изменения нагрузок в отдельных элементах сети, изменением режимов напряжения на источниках питания. В результате таких изменений напряжения в отдельных точках сети меняется по величине, отклоняясь от номинального значения.
Колебания напряжения – это быстро протекающие (со скоростью не менее 1% в минуту) кратковременные изменения напряжения. Возникают при резких нарушениях нормального режима работы при резких включениях или отключениях мощных потребителей, коротких замыканиях.
Отклонения напряжения выражаются в процентах по отношению к номинальному напряжению сети
Колебания напряжения рассчитываются следующим образом:
где
наибольшее
и наименьшее значения напряжения в
одной и той же точке сети.
Чтобы обеспечить нормальную работу электроприемников, на их шинах необходимо поддерживать напряжение, близкое к номинальному.
ГОСТ устанавливает следующие допустимые отклонения в нормальном режиме работы:
В послеаварийных режимах допускается дополнительное понижение напряжения на 5% к указанным величинам.
Чтобы обеспечить должный уровень напряжения на шинах электроприемников, применяют следующие меры:
При коэффициенте
трансформации
фактическое напряжение на шинах низкого
напряжения будет ближе к номинальному:
Обмотки трансформаторов снабжаются ответвлениями, которые позволяют менять коэффициент трансформации в некоторых пределах. Напряжение, в узлах схемы, расположенных ближе к источнику питания обычно выше номинального, а в удаленных – ниже номинального. Чтобы на вторичной стороне трансформаторов, включенных в этих узлах, получить напряжение требуемого уровня, необходимо подобрать ответвления в обмотках трансформаторов. В узлах с повышенным уровнем напряжения устанавливаются коэффициенты трансформации выше номинального, а в узлах с пониженным уровнем напряжения коэффициенты трансформации трансформаторов устанавливаются ниже номинальных.
Схему сети, номинальное напряжения, сечения проводов выбирают таким образом, чтобы потеря напряжения не превышала допустимого значения.
Допустимая потеря напряжения устанавливается с некоторой степенью точности, исходя из нормированных значений отклонений напряжения на шинах электроприемников:
для сетей напряжением 220 – 380 В на всем протяжении от источника питания до последнего электроприемника от 5 – 6,5%;
для питающей сети напряжением 6 – 35 кВ – от 6 до 8% в нормальном режиме; от 10 до 12 % в послеаварийном режиме;
для сельских сетей напряжением 6 – 35 кВ –до 10 % в нормальном режиме.
Эти значения допустимой потери напряжения подобраны таким образом, чтобы при надлежащем регулировании напряжения в сети удовлетворялись требования ПУЭ в отношении отклонений напряжений на шинах электроприемников.
При расчете сетей напряжением до 35 кВ включительно принимаются следующие допущения:
не учитывается зарядная мощность ЛЭП;
не учитывается индуктивное сопротивление кабельных ЛЭП;
не учитываются потери мощности в стали трансформаторов. Потери мощности в стали трансформаторов учитываются лишь при подсчете потерь активной мощности и электроэнергии во всей сети;
при расчете потоков мощности не учитываются потери мощности, т.е. мощность в начале участка равна мощности в конце участка;
не учитывается поперечная составляющая падения напряжения. Это значит, что не учитывается сдвиг напряжения по фазе между узлами схемы;
расчет потерь напряжения ведется по номинальному напряжению, а не по реальному напряжению в узлах сети.
С учетом допущений, принятых при расчете местных сетей, напряжение в любом i -м узле сети рассчитывается по упрощенной формуле:
где
соответственно
активная и реактивная мощности,
протекающие по участкуj
;
соответственно
активное и индуктивное сопротивления
участка j
.
Неучет потери мощности в местных сетях позволяет рассчитывать потери напряжения либо по мощностям участков, либо по мощностям нагрузок.
Если расчет ведется по мощностям участков, то учитываются активное и реактивное сопротивления этих же участков. Если расчет ведется по мощности нагрузок, то необходимо учитывать суммарные активные и реактивные сопротивления от ИП до узла подключения нагрузки. Применительно к рис. 10.2 имеем:
по мощностям участков
по мощностям нагрузок
.
В разветвленной сети наибольшая потеря напряжения определяется следующим образом:
рассчитывается потеря напряжения от ИП до каждой конечной точки;
среди этих потерь выбирается наибольшая. Ее величина не должна превышать допустимую потерю напряжения для данной сети.
На практике встречаются следующие частные случаи расчета местных сетей (формулы приведены для расчета по мощностям участков):
ЛЭП по всей длине выполнена проводами одного сечения одинаково рас-положенными
ЛЭП по всей длине выполнена проводами одного сечения одинаково рас-положенными. Нагрузки имеют одинаковый cosφ
ЛЭП, питающие чисто активные нагрузки (Q = 0, cosφ =1), или кабельные ЛЭП напряжением до 10 кВ (Х =0)
