7.5. Аналіз трифазної мережі сн/нн з симетричним навантаженням за відхиленнями напруги
Метою аналізу за відхиленнями напруги мереж СН/НН є вибір положення ПБЗ (коефіцієнту трансформації) трансформаторів численних ТП цієї мережі, розрахунок рівнів напруги на шинах НН в характерних режимах, визначення відхилень напруги та порівняння їх з чинними нормами. Розглянемо порядок розрахунків на прикладі фрагменту принципової схеми трифазної мережі СН/НН, виконаної у вигляді подвійної магістралі, що складається з джерела живлення (шин ГПП), ліній, трансформаторів та навантажень та показана на рис.7.7.
Рис.7.7.Фрагмент принципової схеми мережі СН/НН
У випадку симетричного навантаження розрахунок виконують для однієї фази, як правило, в координатах лінійної напруги. Заступна схема може бути представлена для однієї фази (рис.7.5,а,б), зазвичай не враховують поперечні параметри та втрати потужності. Такі допущення значно спрощують розрахунки, не впливаючи суттєво на кінцевий результат. Метою розрахунків є визначення коефіцієнта трансформації (положення ПБЗ), розрахункових рівнів напруги на шинах НН, відхилень їх від номінального значення та порівняння з допустимими відхиленнями.
Послідовність операцій наступна.
1.Розраховують втрати напруги в лінії та трансформаторі в максимальному, мінімальному та післяаварійному режимах за формулами
,
якщо навантаження задані потужністю
S=P+jQ
або
,
якщо вони задані струмом I
та
cos
.
Рис.7.8.Розрахункові схеми для аналізу відхилень напруги
а) для наближеної ТП; б) для віддаленої ТП
2.Визначають приведену вторинну напругу для вказаних режимів:
.
. (7.20)
.
3.За
даними максимального та мінімального
режимів розраховують бажаний коефіцієнт
трансформації, який необхідно встановити
за допомогою ПБЗ на трансформаторі з
метою забезпечення бажаного рівня
напруги, як правило,
:
. (7.21)
4.З можливих коефіцієнтів трансформації, визначених за виразом
(
),
вибирають ближній до бажаного, та визначають можливі розрахункові значення вторинної напруги:
;
;
. (7.22)
5.Визначають відхилення напруг від номінальної, порівнюють їх з допустимими та вибирають той коефіцієнт та відповідне йому положення ПБЗ, який забезпечує мінімальні відхилення для всіх режимів:
;
;
,
після чого роблять висновок щодо забезпечення вимог ГОСТ 13109-97 відносно показника якості – відхилення напруги.
Приклад 7.2. Для мережі внутрішнього електропостачання промислового підприємства, що виконана за магістральною схемою подвійними кабельними лініями від шин ГПП і живить цехові ТП, провести аналіз якості електричної енергії за відхиленнями напруги на шинах нижчої напруги (0,4 кВ) підстанцій. Принципова схема ділянки мережі з найближчою та найвіддаленішою підстанціями та необхідні розрахункові параметри показані на рис.7.6.
Мета аналізу полягає у визначенні коефіцієнтів трансформації, рівнів напруг та їх відхилень для найближчого та найвіддаленішого трансформаторів. Якщо діапазон регулювання коефіцієнту трансформації для цих трансформаторів виявиться достатнім для забезпечення допустимих відхилень наруги, то він буде достатнім і для решти підстанцій.
Розрахункові схеми відповідають показаним на (рис.7.8,а,б). Заступні схеми (рис.7.9,а,б) складаємо з врахуванням вказаних вище спрощень, розраховуємо параметри елементів, визначаємо потокорозподіл та наносимо дані на схеми.
Параметри ліній:
Ом;
Rкл2=
Rкл3=0,05
Ом;
Ом;
Xкл2=
Xкл3=0,0016
Ом;
та
параметри трансформаторів (при Uk
=5,5% та
кВт):
Ом;
Ом.
Потокорозподіл визначаємо за навантаженнями ТП в максимальному, мінімальному та після аварійному режимах. Для спрощення розрахунків приймемо, що навантаження трансформаторів однакові ST1= ST2= ST3= ST:
STмакс=(700+j100)кВА; STмін=(350+j50)кВА та STп/а=(1400+200)кВА,
тоді потужності в лініях становитимуть:
Sкл1макс=(2100+300)кВА; Sкл1мін=(1050+150)кВА; Sкл1п/а=(4200+600)кВА; Sкл2макс=(1400+200)кВА; Sкл2мін=(700+100)кВА; Sкл2макс=(2800+400)кВА; Sкл3макс=(700+100)кВА; Sкл3мін=(350+50)кВА Sкл3макс=(1400+200)кВА.
На заступних схемах потокорозподіл показано тільки для максимального режиму.
А.Розраховуємо втрати напруги в лініях та трансформаторах для ближньої ТП:
В;
В;
В;
В;
В;
В.
Визначаємо приведену вторинну напругу для всіх режимів:
=
6300 – 28,25
– 83,87
= 6187,88
В;
.=
6300 –14,125
– 41,93
=6243,94
В;
=
6300 – 56,5
– 167,74
= 6075,76
В.
а)
б)
Рис.7.9.Заступні схеми до прикладу 7.2
Бажаний коефіцієнт трансформації для забезпечення ї напруги U2=400 В:
.
Коефіцієнти трансформації: KT1=14,25; KT2=14,625; KT3=15; KT4=15,375; KT5=15,75.
Вибираємо найближчій з них KT4=15,375. Вторинні напруги та їх відхилення:
U2макс=6187,85/15,375=402,46
В,
В,
або 0,62%;
U2мін=6243,94/15,375=406,11
В,
В,
або 1,52%;
U2п/а=6075,76/15,375=395,17
В,
В,
або –1,29%.
Допустимі
відхилення забезпечуються (
для
нормальних режимів та
для
після аварійного).
Б.Розраховуємо втрати напруги в лініях та трансформаторах для дальньої ТП:
В;
Uкл2макс=12,2В;
Uкл3макс=6,1; 
В;
В;
Uкл2мін=6,1В;
Uкл3мін=3,05В; 
В;
В;
Uкл2п/а=24,4В;
Uкл3п/а=12,2В; 
В.
Визначаємо приведену вторинну напругу для всіх режимів:
=
6300 – (28,25+12,2+6,1)
–83,87
= 6169,58 В;
=
6300 – (14,125+6,1+3,05)
–41,93 = 6234,80 В;
=
6300–(56,5+24,4+12,2)
–167,74
= 6039,16 В.
Бажаний коефіцієнт трансформації для забезпечення напруги U2=400 В:
.
З можливих коефіцієнтів вибираємо ближній: KT4=15,375.
Вторинні напруги для KT*4=15,375 з відхиленнями:
U2макс=6169,58/15,375=401,27
В,
В,
або 0,32%;
U2мін=6234,80/15,375=405,51
В,
В,
або 1,38%;
U2п/а=6039,16/15,375=392,79
В,
В,
або –1,79%.
Розраховані відхилення значно менші від допустимих, вимоги ГОСТ задовольняються.