Основные требования к качеству электроэнергии

 

ГОСТ 13109-87 допускает отклонение напряжения:

- на зажимах электроосветительных приборов от -2,5 до +5%;

- на зажимах электродвигателей, станций их управления – от –5 до +10%;

- на зажимах остальных электроприёмников ±5%;

- в послеаварийных режимах дополнительное понижение напряжения на 5%.

Для расчёта отклонений напряжения и ЭП необходимо знать уровни напряжения в электрической сети. ЭП промышленных предприятий могут быть присоединены в различных точках сети и для каждого из них отклонения напряжения должны быть в пределах, нормируемых ГОСТ 13109-87.

Следует отметить, что из-за потерь напряжения практически невозможно поддержать напряжение, равное номинальному, у всех ЭП, связанных общей электрической сетью. Но между потерями и отклонениями напряжения существует тесная взаимозависимость. При эксплуатации электрических сетей было установлено, что допустимые потери напряжения в питающих сетях 6-8%; в распределительных сетях 5-6%; при полной загрузке трансформаторов и коэффициенте мощности потребителя равном 0,92-0,87, допустимые потери


 

напряжения в сопротивлениях обмоток трансформаторов равны 2,5-3%. Во внутренней сети освещения потери напряжения обычно принимаются равными 2-2,5%.

Сети 6-20 кВ должны быть проверены на максимальную потерю напряжения от ИП до наиболее удалённой ТП по удельным потерям напряжения.

Сети 6-10 кВ, питающие электроприёмники этого напряжения, должны быть проверены на допустимые отклонения напряжения.

Сети 35 кВ и выше проверке по допустимым потерм напряжения не подлежат, так как повышение уровня напряжения у ЭП за счёт увеличения сечения проводников менее целесообразно, чем применение средств регулирования напряжения.

Для обеспечения допустимых отклонений напряжения в сети, силовые трансформаторы снабжают со стороны обмотки ВН регулировочными устройствами, позволяющими создавать как положительные, так и отрицательные «надбавки» напряжения (±ЕТ). значения надбавки следует выбирать таким образом, чтобы в периоды максимальных и минимальных нагрузок отклонения напряжения у всех ЭП сети не выходили за допустимые пределы.

При совместном питании дуговых сталеплавильных печей и общецеховой «спокойной» нагрузки от одной ТП допустимые колебания напряжения на линиях 6-35 кВ можно определить с достаточной точностью:

 

= SП 100/ SК

 

где SП – полная мощность печи, МВ·А;

SК – мощность КЗ в сети, МВ·А.

Как правило, колебания напряжения должны быть не более 2%, следовательно, мощность КЗ электрической сети, к которой подключена печь, должна быть примерно в 50 раз больше полной мощности печи.

Мощность трёхфазных электрических печей, присоединяемых к электрическим сетям общего назначения, должна быть не более 20%, а однофазных – не более 10% суммарной мощности трансформаторов питающей подстанции (ГПП или ПГВ). Если указанное условие не соблюдается, то следует предусматривать мероприятия, снижающие колебания напряжения в данной электрической сети.

 

9.3. Расчёт сетей с симметричной нагрузкой на конце по потере напряжения

 

Выбранные по длительно допустимому току и согласованные с током защиты аппаратов сечения проводников внутрицеховых электрических сетей должны быть про­верены на потерю напряжения. Нормированных значений потери напряжения нет, однако в ГОСТ 13109—87* указаны предельные значения отклонений напряжения от номинального для различных ЭП, присоединяемых к распределительным сетям. Поэтому при эксплуатации


 

электрических сетей, зная уровень напряжения на выводах у наиболее удаленного ЭП и рассчитав потерю напряжения, можно определить напряжение на вторичной стороне питающего трансформатора и выбрать устройства для регулирования напряжения на питающем конце линии. Для нормальной работы ЭП напряжение на его выводах должно быть по возможности ближе к номинальному значению. Допустимые потери напряжения в сети можно установить с учетом результата расчета сети до 1 кВ на допустимые отклонения напряжения.

 

 

Рис. 9.1. Изменение уровня напряжения вдоль длины линии

Отклонением напряжения у электроприемника называется алгебраическая разность между фактическим (действительным) напряжением сети Uфакт и номинальным напряжением ЭП, отнесенная к номинальному напряжению UHOM:

±V%=[(Uфакт-Uном)/Uном]·100%.

 

На рис. 9.1 изображены схема сети с равномерно распределенной нагрузкой по ее длине и график распределения напряжения по линии. Номинальное напряжение на вторичной обмотке трансформатора согласно ГОСТ 721—77 принято на + 5 % выше номинального напряжения сети иной для компенсации потерь напряжения в сети. Допустимое нормальное отклонение напряжения у наиболее удаленного ЭП (согласно ГОСТ 13109—87*) должно быть не ниже—5%. Электроприемники 1—4 получают питание на напряжении выше номинального, электроприемники 6—10 питаются на пониженном напряжении. В точке б напряжение сети совпадает с номинальным напряжением ЭП. Таким образом, общее снижение напряжения в сети от источника питания до наиболее удаленного ЭП равно [+ 5% — (—5%)] =10 % номинального значения.

Алгебраическая разность между напряжением источника питания U1 и напряжением в месте подключения ЭП к сети U2 называется потерей напряжения. В,

 

U = U1 - U2

 

или в процентах к номинальному напряжению

 

U% = [(U1 - U2)/ UНОМ ] 100%.


 

Падением напряжения называется геометрическая разность векторов напряжений переменного тока в начале UФ1 и конце UФ2 рассматриваемого участка электрической сети:

 

UФ1 - UФ2 = IZ = I(r + jx),

 

где Z, r и х—соответственно полное, активное и реактивное сопротивления линии; I—ток линии.

Рассмотрим простейшую схему одной фазы линии трехфазного тока с симметричной нагрузкой на конце, заданной током нагрузки I и коэффициентом мощности cos j2. Напряжение UФ2 в конце линии известно. Следует определить напряжение в начале линии UФ1 и cosj1 в начале линии с помощью векторной диаграммы.

По положительному направлению вещественной оси системы координат располагаем вектор UФ2 (ОА). Так как нагрузка I имеет индуктивную составляющую, то вектор тока будет находиться под углом j2 к вектору напряжения в сторону отставания.

Чтобы определить напряжение в начале линии, надо от конца вектора UФ2 отложить параллельно вектору тока I вектор падения напряжения в активном сопротивлении линии r, т.е. Ir, и под углом 90° к нему в сторону опережения - вектор падения напряжения в реактивном сопротивлении x, т.е. jIx (см. треугольник АВС на рис. 9.2.). Соединив полученную точку С с началом координат О, получим искомый вектор напряжения в начале линии UФ1, ориентированный по отношению к току на угол j1.

Отрезок АС, численно равный модулю вектора IZ, т.е. Iпредставляет собой величину полного падения напряжения в заданной фазе рассматриваемой линии. Это падение напряжения можно разложить на две составляющие—продольную и поперечную.

Продольная составляющая, обозначенная UФ (отрезок AD), направлена вдоль вектора UФ2.

Поперечная составляющая UФ (отрезок DC).

Тогда можно записать:

IZ = UФ + jUФ. (9.1)

 

Определим эти составляющие. Для этого спроектируем Ir и Iх соответственно на вещественную и мнимую оси, в результате чего продольная составляющая

UФ = Ir cos j2 + Ix sin j2 . (9.2.)

 

Зная, что

I = = . (9.3)


 

 

Рис. 9.2. Векторная диаграмма одной фазы трехфазной линии переменного тока с нагрузкой на конце

 

получаем:

UФ = + . (9.3.а)

 

Поперечная составляющая

 

UФ = Iх cos j2 - Ir sin j2 . (9.4.)

 

После преобразований

UФ = - .

 

Следовательно, напряжение в начале линии UФ1:

 

UФ1 = UФ2 + (UФ + jUФ) = Ir cos j2 + Ix sin j2 +

+ j (Iх cos j2 - Ir sin j2 = UФ2 + + j. 9.5)

 

Геометрическая разность UФ1—UФ2 называется падением напряжения.

В сетях промышленных предприятий, имеющих относительно небольшую длину и напряжение питающих линий, пользуются понятием «потеря напряжения».

Для определения потери напряжения на диаграмме рис. 9.2. делаем засечку радиусом, равным длине отрезка ОС на вещественной оси, получив точку Е. Длина отрезка АЕ представляет собой потерю напряжения в линии. Если пренебречь отрезком DE, то длину отрезка AD, равную можно считать потерей напряжения.

Заменив в (9.3) значения сопротивлений получим для двухпроводной линии однофазного переменного тока:

 

U% = = (9.6)

или


 

U% = r 0 + Qx0) = Pl(r 0 + x0tg j); (9.7)

 

здесь ток I, А; мощность Р, кВт; Q, квар; Uном, В.

Для трехфазной линии переменного тока линейные потери напряжения:

U = UФ, тогда

U% = r 0 cos j + x0 sin j); (9.8)

или

 

U% = r 0 + Qx0) = Pl(r 0 + x0tg j); (9.9)

 

При чисто активной нагрузке, к которой относятся электрические нагревательные печи, лампы накаливания и т.п. (cosj=l, sinj=0), выражения (9.8), (9.9) приобретают вид:

 

U% = = ; (9.10)

U% = = . (9.11)

 

В сетях до 1 кВ при условии, что сечения не превышают значении, указанных в табл. 9.1. можно определить потери напряжения без учета индуктивного сопротивления (x0=0).

 

Таблица 9.1. Предельные сечения кабелей и проводов, мм2, при которых индуктивное сопротивление можно не учитывать

Исполнение сети cosj не менее  
0.95   0.9   0.85   0.8   0.75   0.7  
Кабели и провода в трубах
Провода, проложенные открыто

 

 

9.4. Расчёт потери напряжения в линии с несколькими распределёнными нагрузками

 

Потеря напряжения в линии с несколькими нагрузками определяется как сумма потерь напряжения на отдельных участках сети.

На рис. 9.3 каждая нагрузка на отдельных участках сети обозначена через параметры: I, А; Р, кВт; Q, квар; l—длина участков, км; p1, q1, p2, q2 — узловые


 

нагрузки (нагрузки в точках присоединения к сети). Мощности, передаваемые по участкам сети Р01, Р12, определяются суммированием узловых нагрузок в сторону источника питания.

 

 

Рис. 9.3 Схема сети переменного тока с двумя нагрузками

 

Для схемы рис. 9.3.

U = U01 +U12.

Для сети трехфазного переменного тока с несколькими распределенными нагрузками потеря напряжения

 

U% = 100 =

= . (9.12)

где n—число присоединенных нагрузок.

 

или

U% = =

= . (9.12.а)

 

Мощности на участках сети, входящие в (9.12а). определяют как сумму нагрузок, питаемых по данному участку.

Суммарная потеря напряжения в сети однофазного переменного тока

 

U% = =

= . (9.13)

или

U% = = =

= . (9.13.а)


 

Когда индуктивное сопротивление проводов можно не учитывать (табл. 9.1 (при проводке в каналах и трубах), (9.12) примет вид:

 

U% = = . (9.14)

 

С учетом того, что r0=1/F, где —удельная проводимость материала провода, м/(0м·мм2); F— сечение, мм2.

 

U% = = . (9.15)

 

В системе СИ единицей удельного сопротивления материала проводника ρ является ом·метр (Ом·м), удельной проводимости —сименс на метр (См/м) (1 Ом-м=106Ом·мм2/м). При температуре 20°'С для алюминиевых проводов = 34 См/м, для медных = 57 См/м.

Обозначив величину, зависящую только от материала провода и напряжения сети, через С, получим

 

U% = /СF = /СF (9.16)

 

Для двухфазных и однофазных линий можно получить аналогичные выражения, в которых будут изменяться только величины С, приведенные в табл. 9.2.

 

9.5. Расчёт потерь напряжений в магистральной линии
по сумме моментов нагрузки

 

Произведения Pl, Il, pl, iL называют моментами нагрузок по мощности или току и обозначают М.

С учетом обозначения момента нагрузок M (9.16) примет вид

 

U% = M/СF. (9.16а)

 

При нескольких сосредоточенных нагрузках или если участок линии имеет равномерно распределенную по длине нагрузку, можно сумму моментов заменить моментом одной нагрузки с длиной линии, равной приведенной длине lприв.

В частности, для нагрузки, равномерно распределенной по длине линии (рис. 9.4),м,

lприв. = l0 + l (9.17)

 


 

Таблица 9.2. Значения коэффициента С

Номинальное напряжение сети. КВ Система сети н род тока Значения коэффициента С для проводов
с медными жилами с алюминие­выми жилами
0,66/0,38 Три фазы с нулевым проводом­  
Две фазы с нулевым проводом
0.38/0.22 Три фазы с нулевым проводом­  
Две фазы с нулевым Проводом
Одна фаза и нулевой провод 12.8 7.7

 

где l0 — расстояние от пункта питания А до точки присоединения первой нагрузки,м; l —длина участка сети с равномерно распределенной нагрузкой, м. В этом случае момент нагрузки

М = lприв . (9.18)

Потери напряжения в зависимости от моментов нагрузки, входящих в (9.16), и от сечения проводников с алюминиевыми жилами приведены в табл. 9.3., потери напряжения в шинопроводах —в табл. 9.4.

По данным табл. 9.3. и 9.4. можно определить потери напряжения в сети, если известны нагрузки и выбраны сечения проводников.

 

Рис. 9.4.Схема сети с равномерно распределенной нагрузкой

 

Таблица 9.3.Потери напряжения в шинопроводах напряжением 0.38кВ

Шинопровод Номинальный ток шинопровода. А   Потери напряжения, %/(А·км), при соsj    
0,95 0.9 0,85 0.5  
 
ШРЛ-73     0.114   0,128   0,13   0,131 0.129    
      0.082   0.0961   0.1   0,102 0.1022    
    6.30   0,0455   0.0575   0.0607   0,0626 0.0637    
ШМА-73     0.0155   0.018   0.0185   0,0187 0.0187    
ШМА-68Н     0,0091   0.0115   0.0121   0,0125 0.0127    
ШМА-68Н     0.0059   0,00845   0.0098   0,0098 0,0104    

 


 

Таблица 9.4. Потери напряжения, %, в зависимости от моментов нагрузки М, кВт·м

ΔU,% Сечения проводников с алюминиевыми жилами, мм2
            2,55          
Трехфазные линии 380/220 В   Однофазные линии 220 В  
0.2                        
0.4     !76                    
0.6                        
0.8                        
                       
1.2                        
1.4                        
1.6                        
1.8                        
                       
2.2                        
2.4                        
2.6                        
2.8                        
                       
3.2                        
3.4                        
3.6                        
3.8                        
                       

 

Потери напряжения в трансформаторах с достаточной для практических целей точностью можно рассчитать:

 

UТ = cos (Uа% + Uр% tg ) (9.19)

 

где = S/SНОМ.Т — коэффициент загрузки трансформатора расчетной

средней мощностью Sсм за максимально загруженную смену, кВ·А;

Sном,т — номинальная мощность трансформатора, кВ·А;

Ua %10Рк.ном·Sном.т — активная составляющая напряжения КЗ трансформатора;

Рк.ном— номинальные потери мощности КЗ трансформатора, кВт (принимаются по табл. П 1.1);

Uр% = — реактивная составляющая напряжения КЗ трансформатора;

uk% — напряжение КЗ трансформатора (принимается по табл. П1.1);

cos— коэффициент мощности нагрузки трансформаторам и соответствующий его значению tg

В табл. 9.5. приведены наибольшие располагаемые (допустимые) потери напряжения от шин ТП до наиболее удаленного ЭП, для которого отклонение напряжения принято не более 5%, т. е. допустимое напряжение у наиболее


 

удаленного ЭП составляет 95% Uном, а вторичное напряжение холостого хода трансформатора составляет 400 В.

В осветительных сетях в соответствии с ГОСТ 13109—87* допустимый уровень напряжения у наиболее удаленных светильников должен быть не менее 95% номинального. Снижение напряжения более 10% номинального не гарантирует надежное зажигание и горение газоразрядных ламп.

 

Таблица 9.5. Наибольшие располагаемые потери напряжения от шин ТП до наиболее удаленного ЭП силовой сети

Мощность трансфор­матора, кВ.А   Коэффициент загрузки трансформа­тора Т   Располагаемые потери напряжения, %, для коэффициента мощности  
0.95 0.9 0.8 0.7 0,6 0.5
    8.34   7.12   6.71   6,21   5.88   5.85   5.53  
0,9   8.51   7.41   7.04   6.49   6.30   6.09   5.97  
0.8   8.67   7.70   7,37   6.97   6.71   6.52   6.43  
0.7   8.84   7.98   7.7   7,35   7.12   6.96   6.87  
0,6   9,01   8.27   8.03   7.73   7.53   7.39   7,32  
    8.52   7.27   6.84   6.31   5.94   5,71   5.57  
0.9   8.67   7.55   7.16   6.68   6.36   6.14   6.02  
0.8   8.82   7.82   7.47   6.75   6.75   6.57   6.46  
0.7   8.96   8.09   7.79   7,52   7.16     6.9  
0.6   9.11   8.36   8.11   7.79   7.57   7.44   7.35  
  8.63   7.37   6.93   6.37   5.99   5.76   5.60  
0.9   8,77   7.64   7.24   6,74   6.4   6.18   6.04  
0.8   8.9   7.89   7.6   7.09   6.79   6.61   6.48  
0.7   9.04   8.16   7.85   7.46   7.19   7.03   6.92  
0.6   9.18   8.42   8.16   7.82   7.60   7.46   7.36  
630—1000     8.79   7.19   6.6   5.87   5.34   4.98   4.73  
0,9   8.91   7.48   6.94   6.29   5.81   5.49   5.26  
0.8   9.03   7.76   7.28   6.70   6.28   5.99   5.79  
0.7   9.15   8.03   7.62   7.12   6.74   6.49   6.31  
0.6   9.27   8.31   7.96   7.52   7,21   6.99   6.84  

Располагаемая потеря напряжения в сети определяется с учетом потери напряжения в трансформаторе

UС = U0 - UТ - Uламп (9.20)

 

где U0 — напряжение холостого хода трансформатора, соответствующее номинальному напряжению на зажимах вторичной обмотки трансформатора по ГОСТ 721—77 и равное 105% номинального напряжения лампы;

UТ — потеря напряжения в трансформаторе. %;

Uламп — минимально допустимое напряжение лампы, % номинального.

Считая, что U0=105%·Uном, а Uламп = 95%·Uном, получаем

 

UС % = 105 - UТ % - 95 = 10 - UТ %. (9.21)


 

Так, например, если минимально допустимое напряжение у наиболее удаленной лампы составляет 95% номинального и потеря напряжения в питающем трансформаторе оказалась равной 4%, то располагаемая потеря напряжения в сети составит

UС % =105 – 4,0 – 95 = 6 %.

Если потери напряжения, определенные по(9.6) для различных сетей и нагрузок, приводят к отклонениям напряжения на выводах электроприемников больше допустимых значений, то выбирают проводники большего на одну ступень сечения и повторяют поверочный расчет.