نقش اضافه ولتاژهای موقت در طرح ایستگاههای فشار قوی و
رعایت پیش بینی های استاندارد
مقدمه
بخش عمده از مشخصات کلیه تجهیزات فشار قوی به ایزولاسیون هادیهاو سیم پیچی ها مربوط میشود.هادیها و سیم پیچی هاتحت ولتاژهای اسمی لازم است از یکدیگرواز زمین یا بدنه تجهیزات به طور مناسب وبا برخورداری از ولتاژ استقامت کافی ایزوله شوند.ماده ایزوله با ارائه ولتاژ دی الکتریک کافی مانع ازبروز قوس یا اختلال در فاصله فازها ویافاز وزمین تحت شدتمیدان الکتریکی ناشی از ولتاژ فرکانس 50 هادی می شود .طبق تعریف استاندارد عایق یا ماده ایزوله عبارت از ماده ای استکه تحت تاًثیرشدت میدان الکتر یکی واقع بر آن ،هیچگونه جریان تخلیه را بر قرار نسازد .اندازه فاصله ایزولاسیون و حداکثر ولتاژ فابل تحمل به عنوان سطح ایزولاسیون دستگاه فشار قوی موسوم بوده،لازم است در قبال انواع مختلف ولتاژهای ظاهر شده در شبکه مقدار استاندارد را دارا باشد.مقدار مناسب سطح ولتاژهای قابل تحمل در طی این فصل مورد مطالعه قرار می گیرد.
ایزولاسیون داخلی وخارجی شبکه و تجهیزات فشار قوی
ایزلاسیون پیش بینی شده هادیهای تحت ولتاژ در ایستگاهها ،تجهیزات فشار قوی وخطوط انتقال انرژی با توجه به عوارض ناشی از اختلال فشار قوی در ایزولاسیون به دو نوع داخلی و خارجی تفسیم میشود .ایزولاسیون خارجی در فضای باز توسط هوا تامین شده،شامل فواصل هوایی میباشد .
ایزولاسیون داخلی در داخل محفظه بسته وآب بندی شده تجهیزات فشار قوی توسط روغن ،روغن،کاغذ ،هوای فشرده ،گاز SF6 تامین می شود . هر گونه قوس واختلال در ایزولاسیون داخلی در داخل محفظه بسته تجهیزات فشار قوی با انفجار وانجام دستگاه همراه بوده،دستگاه فشار قوی قابل استفاده مجددنبوده ، بهره برداری مجدد شبکه و تامین انرژی مصرف کنندها تا هنگام رفع عیب وتعمییر یا تعویض دستگاه غیر ممکن خواهد بود .در حالیکه بروز قوس در ایزولاسیون ،با صدمه و انهدام تجهیزات فشار قوی همراه نبوده ،با قطع کلید و خفه شدن قوس در محل عیب ،امکان بهره برداری مجدد به فاصله زمانی چند دهم ثانیه فراهم می شود .حتی در قبال بروز قوس و اختلال در فواصل هوایی در ایزولاسیون خارجی به دفعات متعدد ،دستگاه مقابل بهره برداری بوده ،به فاصله زمانی کوتاه تحت ولتاژ قرار گرفته بهره برادری ادامه مییابد به عبارت دیگر بروز قوس در هوا و در را فواصل هوایی ،کیفیت ایزولاسیون هوا و شدت میدان قابل تحمل آن را به میزان E=600KV /m برای ولتاژهای موجی E=500KV/m برای ولتاژ فرکانس 50 تحت تاثیر قرار نمی دهد .
خسارات و صدمات ناشی از قوس در ایزولاسیون داخلی ،قابل ملاحظه بوده ،گذشته از صدمه به دستگاه و لزوم تعمییر یا تعویض آن پاره ای موارد تا ماهها به طول می انجامد ،قطع انرژی مصرف کننده هادر دراز مدت را موجب شده ،با توقف خط تولید در واحدهای صنعتی و عدم فروش انرژی همراه می باشد ،به همین علت هیچگونه بروز قوس در ایزولاسیون داخلی قابل قبول نمی باشد .در حالیکه در صورت بروز اختلال در ایزولاسیون خارجی برق دار نمودن دستگاه در فاصله چند دهم ثانیه نظیر خط انتقال انجام شده ،قطع انرژ ی دردراز مدت فوق از نظر مصرف کنندها محسوس نبوده ،هیچگونه تاثیر در خط تولید و توقف موتورها در مراکز صنعتی نخواهد داشت .
با توجه به تعریف ایزولاسیون داخلی وخارجی و عوارض بروز قوس ،خصوصیات دو نوع به شرح زیر نتیجه می شود .
1-بروز هر گونه قوس واختلال در ایزولاسیون داخلی با محفظه آب بندی شده تجهیزات به انهدام یا صدمه دستگاه فشار قوی منجر می شود.
2-انتخاب و طراحی سطح ولتاژ قابل تحمل ایزولاسیون داخلی به طور مناسب صورت می پذیرد . انچنانکه احتمال هبچگونه بروز قوس در قبال ولتاژ اعمال شده موجود نبوده ،احتمال بروز قوس حداقل ومعادل صفر باشد،در حالیکه ایزولاسیون خارجی با احتمال بروز قوس 10./. طراحی شده به عبارت دیگر ایزولاسیون خارجی با احتمال بروز قوس 10./. طراحی شده به عبارت دیگر ایزولاسیون خارحی از نظر تحمل ولتاژ اسمی واضافه ولتاژهای احتمالی ،به میزان 10./.ضعیف تر از ایزولاسیون داخلی بوده ،قوس با احتمال 10./.در آن روی می دهد.
3- ایزولاسیون داخلی در معرض آلودگی محیط ( فضا) تغییرات جوی ،آب و هوا ،باران و برف و تخلیه جوی مستقیم واقع نبوده ،احتمال بروز قوس و اختلال در ایزولاسیون تحت تاثیر عوامل طبیعی محدود می باشد .
در حالیکه ایزولاسیون خارجی در فضای باز واقع بوده به طور مداوم تحت تاثیر تغییرات جوی ،آب و هوا،درجه حرارت ،تخلیه جوی (رعد و برق)و آلودگی محیط واقع می باشد .
4-در ایزولاسیون داخلی امکان انجام آزمایشات و اطمینان از تامین ولتاژ دی الکتریک کافی از طریق بروز قوس موجود نمی باشد(اطمینان از تامین ولتاژ مقاوم مورد نظر توسط ایزولاسیون داخلی به طریق دیگر حاصل میشود.) د رحالیکه تامین ولتاژ دی الکتریک توسط فواصل هوایی واطمینان از ارایه ولتاژ دی الکتریک مورد نظر با انجام آزمایشات مستقیم و اعمال ولتاژ و بروز قوس های متوالی و تنظیم مناسب اندازه فاصله هوایی برآورد می شود .
غیر قابل قبول بودن قوس در ایزولاسیون داخلی ایجاب می نماید تا به هر ترتیب ممکن از فراهم شدن شرایط بروز قوس در ایزولاسیون داخلی تحت تاثیر تغییرات جوی ،اضافه ولتاژها و افزایش درجه حرارت جلوگیری شود.
به عنوان مثال پیش بینی های کافی به منظور ثابت نگاهداشتن درجه حرارت ماده ایزوله ،نظیر روغن ترانسفور -ماتور صورت پذیرد ،تاتقلیل ماده ایزوله تحت تاثیر افزایش درجه حرارت،اختلال در ماده ایزوله را موجب نشود.به همین عتت درجه حرارت هادیهای حامل جریان واقع در داخل محفظه بسته تجهیزات فشار قوی مجهز به ایزولاسیون داخلی به دقت کنترل می شود ،آنچنانکه انرژی حرارتی حال از برقراری جریان اسمی ،افزایش درجه حرارت هادی و ماده ایزوله راتا بیش ازمقدار مجاز موجب نشود نظیر سیم پیچی های تجهیزات فشار قوی در داخل محفظه بسته و هادیهای حامل جریان در کابلهای ،بو شینگها سر کابلها و غیره.
عامل اصلی بروز قوس و اختلال در ایزولاسیون داخلی اضافه ولتاژ ها می باشند ،افزایش ولتاژ تا بیش از مقدار اسمی یا قابل قبول ایزولاسیون داخلی به عنوان اضافه ولتاژمحسوب شده ، قوس و اختلال را در ایزولاسیون موجب می شود .آگاهی از نوع اضافه ولتاژ وعتت بروز آن ،همچنین عکس العمل ماده ایزوله از نظر ارائه ولتاژ دی الکتریک کافی در قبال آن ،انجام پیش بینی ها به منظور جلو گیری از بروز قوس در ایزولاسیون داخلی تحت تاثیر اضافه ولتاژها و تقویت مناسب ایزولاسیونداخلی حائز اهمیت بوده،لازم است مورد مطالعه قرار گیرد.
بخشی از مشخصات ایزولاسیون تجهیزات فشار قوی با توجه به تامین ولتاژ استقامت کافی در قابل انواع مختلف اضافه ولتاژها مورد مطالعه قرار می گیرند .
ایزولاسیون خارجی شامل فواصل هوایی ایزولاسیون به دو دسته به شرح زیر تقسیم می شود
-فواصل هوایی که در آن در فاصله ایزولاسیون،تنها هوا موجود بوده، به عبارت دیگر ولتاژ استقامت این نوع فواصل هوایی منحصراًتوسط هوا تامین می شود .
-فواصل هوایی که در آنان علاوه بر هوا به عنوان ماده ایزوله ،زنجیر یا ستون مقره به عنوان ماده ایزوله جامد موجود بوده،
ولتاژ استقامت یا ولتاژ قابل تحمل فاصله ،با توجه به ولتاژ فابل تحمل ستون مقره و مشخصات ایزوله آن ارائه می شود .
کلیه تجهیزات فشار قوی مجهز به ایزولاسیون داخلی به ایزولاسیون خارجی از نوع فاصله هوایی با ستون مقره مجهز بوده،ایزولاسیون خارجی یا فاصله هوایی آنان وستون مقره مربوطه با توجه به مقررات و دستور العملهای مناسب انتخاب و برآورد می شود .
خصوصیات ایزولاسیون عرضه شده توسط فواصل هوایی بدون زنجیر یا ستون مقره بوده ،ایزولاسیون عرضه شده توسط فواصل هوایی بدون زنجیر یا ستون مقره ،تنها با توجه به شدت میدان تحمل هوا به شرح زیر و ضریب اطمینان 3 برآورد می شود. شدت میدان بروز قوس در هوا در قبال ولتاژ فرکانس 500KV/m 500 یا KV/m 5 ،شدت میدان انتخاب شده برای فواصل هوایی ایزولاسیون ،در حدود KV /cm5/1، شدت میدان بروز قوس در هوا در قبال ولتاژهای موجی منفی ، KV/cm600 و یاKV /cm 6،شدت میدان انتخاب سده برای فواصل هوایی ایزولاسیون در حدود KV /cm2
شدت میدان قابل قبول هوا به شرح فوق تحت تاثیر کیفیت هوا و آلودگی محیط واقع نبوده ،در رطوبت زیاد تنها به میزان 3-2./.کاهش می یابد .در حالیکه شدت میدان قابل هوا در فواصل هوایی با زنجیر یا ستون مقره واقع به شدت تحت تاثیر آلودگی ولایه آلوده بر سطح خارجی مقره واقع بین هادی تحت ولتاژ وزمین قرار داشته ، در شرایط آلودگی سنگین همراه با رطوبت بالا KV/cm1تقلیل می یابد .(کتاب آلودگی محیط ایزولاسیون تجهیزات فشار قوی –انتشارات بازتاب ، سال 78-تهران).
اضافه ولتاژها در ایستگاههای فشار قوی
ولتاژ مقاوم یا ولتاژ قابل تحمل ایزولاسیون هادیها واقع در داخل محفظه بسته تجهیزات فشار قوی لازم است بطور مناسب پیش بینی شود ،آنچنانکه احتمال بروز هیچگونه قوس واختلال موجود نباشد . تهدید عمده ایزولاسیون داخلی از جانب اضافه ولتاژهای ظاهر شده ، در شبکه می باشد .به منظور جلو گیری از اختلال در ایزولاسیون داخلی در فبال کلیه انواع اضافه ولتاژها ،ولتاژ مقاوم ایزولاسیون داخلی تا حد امکان افزایش داده می شود . پیش بینی ولتاژ مقاوم به شرح فوق آنچنانکه کلیه انواع اضافه ولتاژها را تحمل نماید مستلزم آگاهی از نوع و میزان اضافه ولتاژ ها و عوامل موثر در کاهش دامنه آنان و روش مناسب در تقویت ایزولاسیون داخلی خواهد بود ،انچنانکه احتمکال قوس و اختلال در قبال اضافه ولتاژها در ایزولاسیون داخلی تجهیزاتفشار قوی تا حدود صفر کاهش یابد. در غیر این صورت تامین ایزولاسیون داخلی مطمئن در قبال کلیه انواع اضافه ولتاژها غیر ممکن بوده،اقتصادی نیز نخواهد بود .
اضافه ولتاژ های ظاهر شده در شبکه به طور کلی به دو دسته اضافه ولتاژ های موقت و اضافه ولتاژهای موجی تقسیم می شوند .
1- اضافه ولتاژهای موقت :افزایش ولتاژ فرکانس 50 شبکه به عنوان اضافه ولتاژهای موقت یاTemporary
نامیده می شود . افزایش ولتاژ فرکانس 50یا اضافه ولتاژ موقت به دو صورت در شبکه مشاهده می شود .
a- اضافه ولتاژ موقت دراز مدت ، (بیش از یک دقیقه) با افزایش محدود دامنه 5 تا 10./. (ضریب افزایش
05/1 تا 1/1 برابر ) ،این نوع اضافه ولتاژ به علت تغییرات اکتیو و رآکتیو بار شبکه در 24 ساعت مشاهده می شود .
b- اضافه ولتاژ موقت کوتاه مدت ،( کمتر از یک دقیقه) :این نوع اضافه ولتاژ موقت با افزایش دامنه 20 تا 80./. (ضریب اضافه ولتاژ 2/1-8/1 )در کمتر از یک دقیقه مشاهده می شود . اضافه ولتاژ از اتصالی یک فاز به زمین و افزایش ولتاژ فازهای سالم نتیجه می شود .
2-اضافه ولتاژهای موجی : اضافه ولتاژهای موجی با فاصله زمانی کمتر از ms 3 -2 بر روی نیم پریود ولتاژ سینوسی ظاهر شده ، همراه با ینم پریود فوق در طول شبکه منتشر می شوند. لذا به موج امپدانس یا ضربه موسوم است .اضافه ولتاژهای موجی یا ضربه تحت تاثیر دو پدیده زیر در شبکه ظاهر می شوند .
a- پدیده تخلیه جوی :با تخلیه بارهای الکتریکی از ابر بر هادیهای فاز شبکه در فاصله چند ده میکرو ثانیه ،اضافه ولتاژهای موجی ناشی از تخلیه جوی ظاهر شده به Lighting Overvoltage موسوم می باشد.
b- پدیده بروز Restrik در قوسهای طولی روی داده در شبکه :هنگامی که در مسیر جریان بار شبکه ،
پارگی یا قطع هادیهای فاز روی داده فاصله هادیها نیز در محل قطع نا چیز باشد ،جریان بار از طریق قوس ظاهر شده بین دو هادی موسئم به قوس طولی بر قرار بوده ،قوس در لحظات صفر سینوسی بطور طبیعی خاموش شده ،جریان بار مصرف برای فاصله زمانی 100-50 قطع شده ،تحت تاثیر ولتاژ ظاهر شده از طرف شبکه به عنوان ولتاژ اسقرار گذار یا TRV قوس مجدد روی داده ، جریان برقرار می شود .
زده شدن قوس در هر لحظه صفر در قوس طولی به عنوان Restrikeموسوم می باشد .زده شدن قوس در هر لحظه صفر سینوسی یا Restrike ،اضافه ولتاژ با دامنه بالا را با دامنه p.u.4-3 به صورت ولتاژ موجی یا ضربه در ولتاژ سینوسی هادی که به اضافه ولتاژ موجی ناشیRestrike موسوم می باشد.
از آنجا که قطع و وصل کلیدها بطور معمول در روز بطور دتی انجام می شود و در هنگام وصل نیز Restrike روی می دهد لذا این نوع اضافه ولتاژها به عنوان ولتاژهای قطع و وصل یا Switching Overvoltage موسوم می باشند.
در ردیف ولتاژهای دامنه اضافه ولتاژها ناشی از Restrike در کلیدها، محدود بوده پیش بینی اضافی را در ایزولاسیون مگر در موارد خاص ضروری نمی سازد. در حالیکه در کلیه ردیف ولتاژها، هادیها در فضای باز نصب بوده، در معرض تخلیه جوی مداوم واقع بوده، اضافه ولتاژهای موجی تخلیه بطور مداوم در شبکه ظاهر می شوند. به همین علت طبق کلیه استانداردها پیش بینی ایزولاسیون شبکه در ردیف ولتاژهای در قبال ولتاژهای موجی تخلیه جوی و در ردیف ولتاژهای در قبال ولتاژهای موجی و قطع و وصل صورت می پذیرد. در کتاب حاضر خصوصیات طراحی ایستگاهها در ردیف ولتاژهای KN 230-20 مورد نظر بوده، لذا اضافه ولتاژهای قطع و وصل در نظر گرفته نمی شوند.
بطور خلاصه طبق دستورالعمل استاندارد، طرح ایزولاسیون هادیها مشخصات ایزولاسیون فشار قوی در قبال ولتاژها به شرح زیر تعیین می شود.
1- تا ردیف ، با توجه به اضافه ولتاژهای موقت طبق دو بند a و b و اضافه ولتاژهای تخلیه جوی
2- تا ردیف با توجه به اضافه ولتاژهای موقت دو بند a و b و اضافه ولتاژهای موجی تخلیه جوی و قطع و وصل
اضافه ولتاژهای دراز مدت با دامنه محدود
در این نوع اضافه ولتاژهای موقت، ولتاژ اسمی شبکه به تدریج همزمان با کاهش باراکتیو و تبدیل قدرت اکتیو القایی مصرفی خطوط به قدرت اکتیو خازنی، فزونی یافته، با افزایش هر چه بیشتر قدرت اکتیو خازنی حاصل از خطوط، ولتاژ اسمی بیش از پیش فزونی می یابد. تبدیل خطوط انتقال انرژی، در پی کاهش بار اکتیو روی می دهد. کلیه خطوط انتقال انرژی با توجه به خاصیت القایی و خازنی هادیها در سرتاسر طول خط، قدرت راکتیو طبق رابطه زیر مصرف و یا تولید می نمایند.
1-6
- طول موج خط طبق رابطه طول خط سرعت انتشار موج معادل
P – قدرت اکتیو برقرار شده در خط
P0 – قدرت طبیعی خطوط طبق رابطه
Z0 – امپدانس طبیعی خط بر حسب اهم
امپدانس طبیعی خط طبق رابطه حدود مشخص و معین را با توجه به خاصیت القایی و خازنی واحد طول خط دارا بوده، لذا به موقعیت هادیها بر روی برج، تعداد هادیها در هر فاز، نوع و ضخامت ایزولاسیون کابلها بستگی داشته مستقل از طول خط می باشد. حدود امپدانس طبیعی به شرح می باشد:
- برای خطوط با ولتاژ (خطوط با یک هادی در هر فاز):
- برای خطوط با ولتاژ (خطوط با بیش از یک هادی در هر فاز)
- برای کابلها
- برای تاسیسات GIS ، (هادیهای سه فاز در داخل محفظه با ایزولاسیون گاز):
با توجه به دو کمیت مشخص و ثابت U و Z0 در هر خط، قدرت طبیعی خط مقدار ثابت و معین را در هر خط دارا می باشد، در حالیکه قدرت اکتیو خط P یا نسبت در 24 ساعت در فاصله وسیع تغییر نموده، تغییرات قدرت QR را بر حسب نسبت طبق رابطه 1-6 موجب می شود. در صورتی که تغییرات قدرت QR بر حسب نسبت در صفحه مختصات رسم شود، در رابطه فوق شبکه مصرف واقع در انتهای خط اهمی فرض شده، خط فاقد راکتوررشنت یا خازن سری بوده است. به عبارت دیگر منحنی فوق و قدرت QR تنها از خاصیت القایی و خازنی خط نتیجه می شود. طبق رابطه 1-6 و منحنی رسم شده به ازاء نسبت به یا قدرت اکتیو خط صفر بوده، مگاوارمتر خط صفر را نشان می دهد. از آنجا قدرت طبیعی خط به شرح زیر تعریف می شود. قدرت طبیعی در هر خط انتقال انرژی قدرتی است که به ازاء آن قدرت راکتیو حاصل از خط صفر بوده، هیچگونه قدرت راکتیو توسط خط تولید یا مصرف نشود، در این حالت خط خصوصیات خطوط انتقال انرژی جریان مستقیم را دارا بوده به عنوان خط در تحت شرایط : Self-Compensation نامیده می شود.
یا به ازاء P=0 ، خط بی بار قدرت راکتیو ناشی از خاصیت خازنی خط منفی بوده به عنوان قدرت راکتیو شارژر خط بیان می شود:
2-6
به ازاء یا قدرت راکتیو خاصل از خط القایی بوده توسط خط مصرف شده، به ازاء یا قدرت راکتیو حاصل از خط خازنی بوده توسط خط تولید می شود.
قدرت اسمی خط Pn با توجه به جریان بار اسمی هادیهای خط In بیان می شود. نسبت قدرت اسمی Pn به قدرت طبیعی خط P0 در ردیف ولتاژهای اسمی مختلف حدود زیر را در خطوط معمول موسوم به خطوط نوع کلاسیک دارا می باشد.
به عنوان مثال برای خط با نسبت ناحیه کار در قبال بار اسمی با A و برای خط با نسبت ناحیه کار در قبال بار اسمی باB است.
با توجه به ساعات شب و روز و تغییر میزان مصرف در ساعات فوق باراکتیو خط در طول 24 ساعت در فاصله 0-Pn تغییر نموده ، به عنوان مثال در خط تغییرات قدرت راکتیو خط در 24 ساعت از تغییرات قدرت اکتیو در فاصله 0-Pn نتیجه شده، هنگامی که نسبت باشد قدرت راکتیو حاصل از خط خازنی هنگامی که باشد قدرت راکتیو القایی می باشد بر طبق نواحی کار B , A برای خطوط 400 و قدرت راکتیو حاصل از خطوط در ساعات پیک بار تا 3-2 برابر قدرت راکتیو حاصل از خطوط بالغ می شود.
قدرت راکتیو خط در طی 24 ساعت به تعداد دوبار در فاصله دو نقطه y , x جابجا می شود. در ساعات پیک بار در نقطه y سپس همزمان با کاهش بار در ساعات 12-11 شب به تدریج در نقطه x واقع شده، تا ساعت 6-5 صبح به مدت 6 ساعت در این نقطه واقع بوده، در فاصله زمانی فوق خط قدرت راکتیو تولید نموده از ساعت 6 صبح به تدریج بار اکتیو افزایش یافته، در ساعات پیک به نقطه y جابجا می شود. در طی تغییرات باراکتیو، در نقطه y قدرت راکتیو القایی قابل ملاحظه توسط خاصیت القایی خط مصرف شده خط با افت ولتاژ روبرو می شود. در ساعات شب هنگامی که بار خط و نسبت در حدود نقطه x واقع می شود، قدرت راکتیو خازنی به میزان (به ازاء در رابطه 1-6) توسط خط تولید شده ، خط و شبکه با افزایش ولتاژ روبرو می شوند.
تغییرات قدرت اکتیو در 24 ساعت در کلیه خطوط واقع در یک منطقه طور همزمان روی می دهند به عنوان مثال برای 4 خط تغذیه شده از ایستگاه تغذیه شده از ایستگاه پیک بار در حدود ساعت مشخص روی داده، کلیه خطوط بطور همزمان قدرت راکتیو مصرف نموده، مجموع قدرت راکتیو مصرف شده توسط کلیه خطوط افت ولتاژ قابل ملاحظه و در ساعات شب ، مجموع قدرت راکتیو خازنی تولید شده توسط خطوط افزایش ولتاژ را در شینه موجب می شود.
مثال 1-6 :
ایستگاه نشان داده شده در شکل 6-6 به منظور تغذیه استان T احداث شده از طریق 4 خط با طول های نشان داده شده مجهز به هادی مشابه Lynx در کلیه آنان، (قدرت اسمی یکسان) شهرستان و ایستگاههای استان را تغذیه می نماید. قدرت راکتیو خازنی حاصل از کلیه خطوط در ساعت 12 شب در شینه مورد نظر می باشد. در سه خط 1، 2 و 4 بار اکتیو در ساعت 12 شب تا حدود 5% بار اسمی کاهش یافته، خط 3 به منظور تغذیه کارخانه سیمان با مصرف به صورت سه شیفت بکار می رود.
برای سه خط 1، 2 و 4 بار راکتیو تولید شده توسط هر یک از خطوط در ساعت 12 شب به ازاء محاسبه می شود. (رابطه 2-6).
برای کلیه خطوط قدرت طبیعی عبارتست از :
طول موج برای دو خط 2 و 4 عبارتست از :
افزایش و کاهش ولتاژ خطوط در 24 ساعت
با توجه به تبدیل همزمان قدرت راکتیو کلیه خطوط به قدرت راکتیو خازنی ولتاژ در شینه تغذیه به میزان قابل ملاحظه افزایش می یابد. به همین ترتیب افت ولتاژ در ساعات پیک بطور همزمان روی می دهد. افزایش ولتاژ تا بیش از مقدار اسمی و کاهش ولتاژ به صورت افت همزمان با تغییرات بار اکتیو و تغییر ماهیت قدرت راکنیو خطوط در کلیه شبکه ها در طول 24 ساعت بطور مداوم مشاهده می شود افزایش و کاهش ولتاژ اسمی به ترتیب فوق از نظر مصرف کننده ها و تجهیزات شبکه با عوارض و مشکلات متعدد در بهره برداری همراه می باشد. افزایش ولتاژ در ساعات نیمه شب ایزولاسیون شبکه را تهدید نموده، در نقاط با ایزولاسیون ضعیف اختلال و بروز عیب را موجب می شود. بسیاری از حوادث و عیوب روی داده در خطوط انتقال انرژی و تجهیزات فشار قوی در ساعات شب روی می دهند. به عنوان مثال فواصل هوایی ایزولاسیون با زنجیر یا ستون مقره در خطوط در تجهیزات و در سطح ایستگاه، نظیر ستون مقره برق گیرها ، کلیدها، CT ها، بوشینگ ها، پوشیده از لایه آلوده، در ساعات شب مختل شده، قوس سطحی و قطع شبکه را در اوقات رطوبی هوا موجب می شوند.
چنانکه در قسمت بعد شرح داده خواهد شد ایزولاسیون خارجی تجهیزات فشار قوی مجهز به ستون های مقره به اضافه ولتاژهای موقت دراز مدت، ظاهر شده در ساعات شب و بی باری شبکه، فوق العاده حساس بوده بروز قوس و عیب را سبب می شود. از نظر مصرف کننده های انرژی نیز افزایش ولتاژ در ساعات نیمه شب عیب در کابلها، موتورها، ترانسفورماتورها، در شبکه های توزیع و کارخانجات صنعتی و تولیدی موجب می شود. به همین علت کاهش ولتاژ در ساعات شب مورد نظر بوده بخشی از پیش بینی ها در هنگام طرح ایستگاه به همین منظور صورت می پذیرد. افت ولتاژ در ساعات پیک از نظر ایزولاسیون مشکل عمده را همراه نداشته ولی جریان مصرفی بارهای غیر خطی نظیر موتورها را فزونی می بخشد. مقابله با پدیده فوق و تغییرات ولتاژ شبکه در طول 24 ساعت از طرفی مستلزم تنظیم ولتاژ و از طرف دیگر تقویت مناسب ایزولاسیون تجهیزات فشار قوی خواهد بود.
طبق کلیه استانداردها سطح ایزولاسیون تجهیزات فشار قوی تا حدود مناسب 10-5% بیش از ولتاژ اسمی در نظر گرفته شده، کلیه کارخانجات سازنده تجهیزات فشار قوی را به منظور تحمل دائم اضافه ولتاژ موقت فرکانس 50 کوتاه مدت ناشی از ساعات بی باری شبکه طرح و پیش بینی می نمایند. درصد افزایش اضافه ولتاژ متناسب با افزایش ردیف ولتاژ اسمی کاهش می یابد. به عنوان مثال در ردیف افزایش قابل قبول ولتاژ در ساعات شب تا و مقدار اضافه ولتاژ یا 20% مقدار اسمی تعیین شده است در حالیکه در ردیف افزایش ولتاژ تا مقدار و مقدار اضافه ولتاژ به میزان یا 5% ولتاژ اسمی بوده قادر به تحمل ولتاژ فرکانس 50 بطور دائم به میزان می باشند.
کلیه تجهیزات فشار قوی با توجه به سطح افزایش ولتاژ درازمدت طبق مقادیر استاندارد طراحی شده، سطح فوق به عنوان حداکثر ولتاژ کار دستگاه یا Maxomum Contionous Operatling Voltage موسوم بوده، بر روی پلاک تجهیزات با همین عنوان قید می شود. بدین ترتیب افزایش ولتاژ اسمی در هر ردیف تا سطح مورد اشاره قید شده بر روی تجهیزات فشار قوی قابل می باشد. افزایش ولتاژ تا بیش از مقدار فوق ، قابل قبول نبوده، لازم است از طریق پیش بینی های مناسب به شرح زیر از افزایش ولتاژ تا پیش از سطح فوق جلوگیری شود.
1- تنظیم ولتاژ در طرف تغذیه ترانسفورماتورها به میزان ولتاژ اسمی با استفاده از تغییر تعداد دور سیم پیچی ها به میزان محدود توسط دستگاه Tap Changer : امکان تنظیم ولتاژ به میزان محدود در کلیه ترانسفورماتورها بطور دستی یا اتوماتیک ، در زیر بار و یا بدون بار (off-load) موجود می باشد. ترانسفورماتورهای توزیع به طور معمول از نوع off-load بوده ترانسفورماتورهای معمول 63 و یا KV 230 به دستگاه تنظیم ولتاژ One-load از نوع اتوماتیک و یا دستی مجهز می باشند. در ایستگاهها با اپراتور سه شیفت به صورت دائم از دستگاه تنظیم دستی در زیر بار استفاده می شود. در ایستگاهها فاقد اپراتور از دستگاه تنظیم اتوماتیک ولتاژ استفاده می شود.
2- استفاده از راکتورهای شنت: راکتور با خاصیت القایی بالا، بین فاز و زمین وصل شده قدرت راکتیو القایی مصرف می نماید. همزمان با تبدیل قدرت راکتیو شبکه به مشخصه خازنی و افزایش ولتاژ، راکتور به شبکه وصل شده، قدرت راکتیو تولید شده توسط راکتور به مصرف رسیده، قدرت تولیدی خطوط کمپانسه شده، ولتاژ کاهش می یابد. در ساعات پرباری شبکه همزمان با تبدیل قدرت راکتیو خازنی شبکه به مشخصه القایی، در ساعات صبح از شبکه جدا شده، ولتاژ مقدار عادی و اسمی را دارا می شود. بدین ترتیب راکتور شنت به تعداد 2 بار در 24 ساعت مورد قطع و وصل قرار گرفته ولتاژ اسمی شبکه را کنترل و تنظیم می نماید. به همین علت راکتورهای شنت پیش بینی شده، به منظور کمپانسه نمودن قدرت راکتیو خطوط ناشی از تغییرات بار شبکه به راکتور شنت قابل قطع و وصل یا Switchable راکتور موسوم می باشند.
قدرت راکتیو خازنی تولید شده توسط خطوط شبکه در شرایط بی باری، قدرت راکتیو شنت را مشخص ساخته با MVAR مشخص می شود. راکتورها در شبکه به دو نوع شنت و سری تقسیم می شوند راکتور از نوع سری در مسیر جریان بار نصب شده به منظور محدود ساختن جریان عیب و قدرت اتصال کوتاه بکار می رود،. راکتور سری تنها در شبکه های ولتاژ متوسط * بکار می رود در حالیکه راکتور شنت بین فاز و زمین وصل شده به منظور کمپانسه نمودن قدرت راکتیو خازنی حاصل از خطوط بکار می رود. برای این منظور قدرت راکتور شنت در حدود قدرت راکتیو ظاهر شده در محل شینه تغذیه، در ساعات بی باری شبکه، انتخاب می شود. در مثال 1-6 به منظور کاهش ولتاژ در ساعات شب پیش بینی راکتور با قدرت MVAR 5 مناسب بوده با وصل آن ولتاژ تا میزان قابل ملاحظه بالغ بر 4-3 بله تنظبم ولتاژ ترانسفور کاهش می یابد بدون اینکه تنظیم ولتاژ توسط دستگاه TC ترانسفورماتور نیاز باشد. بطور معمول تنظیم ولتاژ توسط ترانسفورماتور، به تغییرات محدود ولتاژ شبکه پاسخ داده مناسب می باشد، در حالیکه راکتور شنت در قبال تغییرات وسیع ولتاژ با سرعت بالا بکار برده شده، پیش بینی می شود.
در مثال مورد اشاره پیش بینی راکتور با قدرت MVAR 5 تحت ولتاژ KV 63 به منظور اتصال به شینه
KV 63 با هزینه بالا همراه خواهد بود. در حالیکه راکتور با قدرت فوق تحت ولتاژ 20، 15، 5/12، 10 از نظر اقتصادی مناسب و قابل قبول می باشد. لذا راکتور با قدرت MVAR 5 تحت ولتاژ 5/12 ساخته شده از طریق سیم پیچی سوم ترانسفورماتور 63/230 به شبکه وصل می شود. چنانکه ترانسفورماتورها بطور معمول با سیم پیچی سوم تحت ولتاژ 20-10 و با قدرت MVAR 5 هیچگونه تفاوت با راکتور با قدرت مشابه تحت ولتاژ KV 63 وصل به شینه KV 63 دارا نمی باشد. در حالیکه هزینه راکتور تحت ولتاژ KV 5/12 تا حدود 8-5 برابر کمتر خواهد بود.
در ردیف و لتاژهای KV 230-400 قدرت راکتور شنت مورد نیاز به حدود MVAR 1000-30 بالغ می ود. در این حالت ساخت راکتور تحت ولتاژهای KV 400-230 و بالاتر مقرون به صرفه بوده، راکتور تحت ولتاژ شینه ساخته شده، مستقیماً به شینه اصلی تغذیه وصل می شود. در ایران راکتورهای شنت از نوع Switchable در ردیف KV 230بکار برده نشده ولی در ردیف KV 400 در ایستگاههای KV 400 با قدرت راکتیو بالا در ساعات بی باری شبکه بکار برده می شود.
قدرت راکتیو خازنی حاصل از خصوص انتقال انرژی در ساعات بی باری شبکه، بستگی مستقیم با طول خطوط داشته، با توجه به طول بالای خطوط انتقال انرژی در ایران پیش بینی راکتورهای شنت تحت ولتاژ KV 20-10 و یا تحت ولتاژ انتقال KV 400 ضرورت می یابند.
مثال 2-6
در شکل 8-6 خط KV 230 تهران- سمنان – شاهرود- نشان داده شده است. به منظور جلوگیری از افزایش ولتاژ، نصب راکتور شنت در سیم پیچی سوم ترانسفورماتورها در ایستگاههای سمنان و شاهرود ضروری می باشد، قدرت راکتور شنت مورد نصب در ایستگاه سمنان مورد نظر می باشد.
قدرت راکتور شنت در ایستگاه سمنان به منظور کمپانسه نمودن قدرت راکتیو سه خط KV 63 ، 1،2،3 و خط KV 230 سمنان – شاهرود پیش بینی می شود. قدرت راکتیو خازنی هر یک از خطوط KV 63 با طول متوسط KV 50 در شرایط بی باری عبارتست از : (رابطه 2-6)
لذا راکتورها شنت با قدرت MVAR 15-12 مناسب خواهد بود. راکتور با قدرت MVAR 5/12 با ولتاژ
KV 5/10 در سیم پیچی سوم ترانسفورماتور KV 63/230 پیش بینی می شود.
مقابله با افت ولتاژ در ساعات پیک
افت ولتاژ در ساعات پیک از مصرف قدرت راکتیو توسط خطوط به ازاء بار اسمی و بارهای بیش از آن با توجه به نسبت طبق جدول 1-6 نتیجه می شود. در حالیکه قدرت راکتیو کلیه مصرف کننده ها و واحد صنعتی مجهز به موتورهای الکتریکی متعدد، در شبکه توزیع، از طریق نصب واحدهای خازنی، کمپانسه شده، شبکه مصرف KV 20-11 شهری و صنعتی فاقد قدرت راکتیو القایی فرض می شوند. در حال حاضر کلیه مصرف کننده ها با ضریب قدرت کمتر از 8/0 توسط شرکت های توزیع برق شناسایی شده. از طریق نصب واحدهای خازنی ضریب قدرت آنان اصلاح می شوند. بنابراین فرض مورد اشاره قابل قبول بوده، منطبق با واقعیت می باشد. در اینگونه شبکه های مصرف، قدرت راکتیو القایی ظاهر شده در شبکه های KV 63 و KV 230 را قدرت رادیواکتیو مصرف شده با توجه به خاصیت القایی خطوط فوق تشکیل می دهد. قدرت راکتیو مصرف شده به شرح فوق، افت ولتاژ را در ساعات پیک موجب می شود. اصلاح ولتاژ مستلزم کمپانسه نمودن قدرت فوق از طریق نصب بانگ خازنی تحت ولتاژ 20 یا KV 63 و وصل آن به شبکه در ساعات پیک بار می باشد. بدین ترتیب قدرت راکتیو بانک خازنی با توجه به قدرت راکتیو القایی مصرف شده توسط خطوط به ازاء بار اسمی برآورد می شود.
مثال 3-6 :
قدرت بانگ خازنی مورد نصب در ایستگاه KV 63 در برآورد می شود. قدرت راکتیو مصرف شده در ساعات پیک شامل قدرت راکتیو مصرفی خط AB و خطوط KV 20 خروجی L3,L2,L1 خو.اهد بود.
قدرت راکتیو مصرف شده توسط خطوط به ازاء بار اسمی Pn طبق رابطه زیر محاسبه می شود:
نسبت برای خطوط KV 63 در حدود 5/3 و خطوط KV 20 با بار اسمی MW 8 فرض می شوند. برای خط KV 63 AB, با بار اسمی MW 40 و قدرت طبیعی قدرت راکتیو مصرفی خط AB عبارتست از :
برای خطوط KV 20 هر یک به طول KV 20 عبارتست از :
لذا :
لذا بانک خازنی با قدرت MVAR 8 انتخاب می شود. بانگ خازنی تحت ولتاژ KV 20 متصل می شود.
اضافه ولتاژهای فرکانس 50 با دامنه بالا و مدت محدود
اضافه ولتاژها با دامنه بالا در فاصله زمانی محدود کمتر از یک دقیقه در هر فاز ظاهر می شوند، دامنه بالای اضافه ولتاژ به حدود 5/1 تا 2 برابر ولتاژ فاز محدود شده، در پی اتصال یک یا دو فاز به زمین، در فاز سالم ظاهر می شوند. همزمان با بروز عیب زمین در هر فاز ولتاژ در فازهای سالم به صورت لحظه ای افزایش یافته با برقراری جریان عیب زمین در فاز معیوب و تشخیص آن توسط رله های حفاظتی و سپس قطع کلید، اضافه ولتاژ از تجهیزات برداشته می شود. لذا مدت برقراری اضافه ولتاژ به فاصله زمانی برقراری جریان عیب و قطع جریان توسط کلید بستگی خواهد داشت. فاصله زمانی برقراری جریان عیب زمین، شامل فاصله زمانی کار رله حفاظتی و تاخیر زمانی مربوط آن و فاصله زمانی قطع جریان توسط کلید می باشد. فاصله زمانی فوق به حدود یک ثانیه بالغ می شود. در صورت وصل مجدد کلید به دفعات متوالی اضافه ولتاژ به صورت منقطع ممکن است تا حدود 1 دقیقه به طول انجامد. به همین علت مدت اضافه ولتاژ موقت در حدود 1 دقیقه در نظر گرفته می شود. در قبال این نوع اضافه ولتاژها نیز لازم است ایزولاسیون داخلی تجهیزات فشار قوی از تحمل الکتریکی کافی برخوردار باشند. برای این منظور در کلید استانداردها ولتاژ یک دقیقه در هر ردیف ولتاژ اسمی تعریف شده است بر طبق آن کلیه تجهیزات فشار قوی با ولتاژ استاندارد به عنوان ولتاژ یک دقیقه مورد آزمایش قرار گرفته، ولتاژ فرکانس 50 به مدت یک دقیقه به دستگاه فشار قوی اعمال می شود. مقدار ولتاژ یک دقیقه به دستگاه فشار قوی اعمال می شود.
افزایش ولتاژ فاز- زمین در فازهای سالم در پی بروز عیب زمین در محل عیب، در شکل b10-6 نشان داده شده است. میزان افزایش ولتاژ در فازهای سالم به مقدار جریان عیب زمین بستگی داشته، با افزایش جریان عیب زمین، میزان افزایش ولتاژ در فاز سالم کاهش می یابد. به عنوان مثال در صورت ایزوله بودن نقطه نول شبکه تغذیه و عدم برقراری جریان عیب زمین در اتصالی یک فاز به زمین، ولتاژ در فاز سالم حداقل تا برابر و بیشتر افزایش می یابد. به همین علت میزان افزایش ولتاژ در فاز سالم یا اضافه ولتاژ موقت کوتاه مدت با ضریب موسوم به ضریب زمین طبق رابطه زیر تعریف می شود:
3-6
U phs- ولتاژ فاز سالم پس از بروز عیب فاز – زمین
- ولتاژ فاز قبل از بروز عیب زمین
میزان افزایش ولتاژ فاز سالم با توجه به ضریب زمین Kg در استاندارد به شرح زیر تعیین شده است.
برای ردیف ولتاژهای توزیع
برای ردیف ولتاژهای انتقال
بدین ترتیب افزایش ولتاژ کوتاه مدت ناشی از عیوب فاز- زمین در ردیف توزیع تا 40% و در ردیف انتقال تا 5% قابل قبول می باشد. بنابراین طرح ایستگاه و انتخاب مشخصات تجهیزات فشار قوی لازم است بطور مناسب صورت گیرد، آنچنانکه ضریب زمین از حدود تعیین شده در استاندارد به شرح فوق تجاوز ننماید.
به منظور تعیین کمیات موثر در مقدار ضریب زمین و رعایت پیش بینی های لازم در هنگام انتخاب مشخصات تجهیزات، ولتاژ فاز سالم در قبال عیوب زمین محاسبه شده ضریب زمین و کمیات موثر مقدار آن تعیین می شوند، با محاسبه ولتاژ فاز سالم ضریب زمین به شرح زیر برآورد می شود:
4- 6
- راکتانس مولفه صفر دیده شده از محل عیب زمین
- راکتانس مولفه مستقیم دیده شده از محل عیب زمین
بنابراین مقدار ضریب زمین یا میزان افزایش ولتاژ در فاز سالم در پی بروز عیب زمین در هر یک از فازها، به نسبت بستگی داشته ، به منظور تامین ضریب زمین در ردیف انتقال و در ردیف توزیع، نسبت مناسبت و روش های تامین آن یافته می شوند.
1- در ردیف انتقال لازم است هیچگونه افزایش در ولتاژ فازهای سالم در پی عیب زمین در هر یک از فازها، روی نداده، ضریب زمین مقدار 05/1-1= Kg را دارا باشد. به منظور تعیین نسبت مربوطه آن، با استفاده از منحنی فوق نسبت مناسب در ردیف انتقال در محدود 3-1 نتیجه می شود. در نسبت راکتانس مستقیم دیده شده از محل عیب نسبتاً ثابت بوده راکتانس مولفه صفر به وضعیت نقطه نول شبکه بستگی داشته با افزایش تعداد نقاط نول و اتصال کلیه سیم پیچی های سه فاز، به صورت ستاره زمین شده به میزان قابل ملاحظه کاهش یافته به مقدار واحد نزدیک می شود. این نتیجه گیری قبلاً نیز حاصل گردید. کاهش راکتانس مولفه صفر جریان عیب زمین را فزونی می بخشد. بر طبق آن هنگامی که شود جریان عیب زمین تک فاز با جریان عیب سه فاز برابر می شود. رابطه زیر نیز برابری جریان عیب تک فاز را به سه فاز به ازاء تایید می نماید. در کلیه شبکه های انتقال و توزیع انرژی جریان عیب سه فاز مستقل از وضعیت نقطه نول بوده، تنها با توجه به مولفه مستقیم راکتانس دیده شده از محل عیب برآورده می شود یا :
به همین علت جریان عیب سه فاز به عنوان جریان مبنا در نظر گرفته شده، جریان عیب تک فاز نسبت به آن برآورد می شود.
جریان عیب تک فاز عبارتست از :
5-6
در این صورت نسبت جریان عیب تک فاز به سه فاز خواهد بود:
6-6
ملاحظه می شود هر دو منحنی به ازاء 1=m برابر واحد شده نتیجه می شود، بدین ترتیب به منظور تامین ضریب زمین لازم است جریان عیب زمین افزایش یافته با جریان عیب سه فاز برابر شود، این منظور به ازاء نسبت حاصل می شود. کاهش نسبت تا مقدار واحد مستلزم تقلیل راکتانس مولفه صفر تا مقدار مولفه مستقیم شبکه خواهد بود. به منظور تقلیل حداقل راکتانس مولفه صفر در مسیر جریان زمین و افزایش جریان زمین تا مقدار حداکثر ممکن ، دستورالعمل زیر ارائه شده است:
الف- پیش بینی کلیه اتصالات سه فاز در ردیف ولتاژهای انتقال نظیر سیم پیچی سه فاز ترانسفورماتورها و راکتورها به صورت ستاره زمین شده، آنچنانکه در صورت اتصال هر نقطه از هادیهای تحت ولتاژ در هر نقطه شبکه به زمین، جریان عیب زمین با مقدار بالا برقرار شود. تعداد هر چه بیشتر نقاط نول زمین شده، جریان عیب زمین را فزونی بخشیده، کاهش ضریب زمین را موجب
می شود. به همین علت کلیه اتصالات سه فاز در ردیف انتقال بدون استثناء به صورت ستاره زمین شده در نظر گرفته می شوند، بدین ترتیب در ردیف انتقال شامل ولتاژهای KV 400-230-132 و بالاتر اتصال سیم پیچی ها به صورت مثلث مجاز نبوده قابل قبول نمی باشد.
در ردیف KV 63 پیش بینی سه فاز به صورت مثلث در طرف اولیه با ثانویه موجود بوده چنانکه اتصال مثلث سیم پیچی ها در طرف مصرف واقع باشد، شبکه مصرف از طریق Earthing Transformer زمین می شود. بطور معمول سیم پیچی های طرف اولیه تحت ولتاژ KV 63 به صورت ستاره زمین شده پیش بینی می شود. هنگامی که سیم پیچی هر دو طرف اولیه و ثانویه ترانسفورماتورها تحت ولتاژ انتقال واقع باشند، طبق دستورالعمل فوق اتصال آنان خواهد بود.
به منظور سهولت کار رله های حفاظتی ترانسفورماتور نظیر رله دیفرانسیل، اختلاف فاز سیم پیچی های اولیه و ثانویه هر دو با اتصال ستاره زمین شده، معادل و0 یا در نظر گرفته می شود. در این صورت گروه اتصال سیم پیچی ترانسفورماتورها 12- و 11- یا 1- خواهد بود.
ب- پیش بینی سیم پیچی سوم با اتصال مثلث به منظور کاهش امپدانس هموپلر: چنانچه مدار معادل ترانسفور با اتصال ستاره- ستاره رسم رسم گردد، با برقراری جریان عیب فاز- زمین (جریان مولفه صفر)، امپدانس مغناطیسی ترانسفورماتور در مسیر جریان عیب فاز- زمین واقع گردیده موجب افزایش درجه حرارت ترانسفورماتور و مدار مغناطیسی آن می شود.
به عنوان مثال در ترانسفورماتور با نسبت تبدیل 132/230 کیلوولت، در صورت پیش بینی سیم پیچی سوم، امپدانس هموپلر از حدود 120% تا 50% تقلیل یافته جریان عیب فاز- زمین از 1535 به 6060 آمپر فزونی می یابد. بدین ترتیب در حالیکه امپدانس هموپلر تا حدود تقلیل یافته، جریان عیب فاز – زمین تا نزدیک 4 برابر افزایش یافته است. افزایش جریان عیب فاز- زمین به ترتیب فوق ضمن تامین حساسیت کافی رله های محافظتی، اضافه ولتاژ در فازهای سالم را تا حد مناسب محدود ساخته، نسبت مورد نظر را تامین را تامین می نماید.
به همین علت ترانسفورماتورهای انتقال با اتصال ستاره- ستاره بدون استثناء مجهز به سیم پیچی سوم با اتصال مثلث پیش بینی می شوند.
در صورت بالا بودن تعداد نقاط نول در محوطه ایستگاه و در مجاور یکدیگر نیاز به پیش بینی سیم پیچی نخواهد بود. این حالت در ایستگاههای بزرگ متشکل از 8 تا 10 ترانسفورماتور و نقاط نول متعدد در ایستگاه مشاهده می شود. در شبکه ها با فاصله قابل ملاحظه ایستگاهها از یکدیگر (بیش از 30-40 کیلومتر) و تعداد محدود ترانسقورماتورها در هر ایستگاه، کمتر از 2 یا 3 دستگاه تعداد نقاط نول به منظور کاهش امپدانس همپولر و سطح مناسب اضافه ولتاژ موقت ظاهر شده کافی نبوده، ضروری است ترانسفورماتورها و اتوترانسفورماتورها بدون استثنا به سیم پیچی سوم با اتصال مثلث مجهز شوند. شرایط فوق برای شبکه احداث شده در کشور ما با وسعت قابل ملاحظه و فاصله بالای بین شهرها و ایستگاهها تا حدود 100-50 کیلومتر صدق می نماید. همچنانکه دیده خواهد شد در پاره ای کشورها با وسعت محدود و تعداد قابل ملاحظه ترانسفورماتورها این پیش بینی ضرورت نمی یابد. از جمله در کشور انگلستان بسیاری از ترانسفورماتورهای انتقال با اتصال ستاره- ستاره فاقد سیم پیچی سوم می باشند.
در شرایط عادی و به ازاء جریان بار، جریان هارمونی سوم در سیم پیچی سوم برقرار و مدار آن بسته می شود، در صورت عدم پیش بینی سیم پیچی فوق، جریان هارمونی سوم با فرکانس بالا در خطوط انتقال انرژی برقرار شده، سطح تداخلات یا Interfernce را در خطوط تلفنی و مخابراتی به طور قابل ملاحظه افزایش می دهد.
تاثیر سیم پیچی سوم در کاهش امپدانس هموپلر در ترانسفورماتورها با قدرت بالا از نوع تک فاز بیش از سه فاز می باشد.
ج- پیش بینی اتوترانسفورماتورها به عوض ترانسفورماتورها، اتوترانسفورماتورها با اتصال ستاره زمین شده امپدانس هموپلر کمتر را نسبت به ترانسفوماتورها با اتصال ستاره- ستاره زمین عرضه می سازند.
استفاده از اتو ترانسفورماتورها به عوض ترانسفورماتورها هنگامی مناسب خواهد بود که نسبت تبدیل از 2 تجاوز ننماید نظیر اتوترانسفورماتورها با نسبت های تبدیل 230/400، 132/230 و غیره پیش بینی سیم پیچی سوم در ترانسفورماتورها امپدانس هموپلر را بیش از پیش کاهش می دهد. برای شبکه با خصوصیات ذکر شده در بند ب، اتوترانسفورماتورها نیز به سیم پیچی سوم با اتصال مثلث مجهز می باشند.
د- استفاده از نقطه نول راکتورهای شنت متصل به خطوط انتقال انرژی راکتورهای شنت با اتصال مستقیم به خطوط انتقال انرژی در ردیف ولتاژهای پیش بینی می شوند، با این همه در این ردیف ولتاژها نیز ترانسفورماتورها و اتوترانسفورماتورها به سیم پیچی سوم مجهز می باشند.
بدین ترتیب به طور خلاصه نتایج زیر حاصل می شوند.
1- کلیه ترانسفورماتورهای انتقال انرژی با اتصال ستاره- ستاره زمین شده در هر دو طرف طرح شده، به منظور گردش جریان هموپلر در هنگام بروز عیب و جریان هارمونی سوم در شرایط عادی به ازاء جریان بار به سیم پیچی سوم با اتصال مثلث مجهز می باشند. این سیم پیچی ممکن است جهت تغذیه با یا مصرف کننده مخصوص پیش بینی شده و یا بدون استفاده تنها به عنوان مدار گردشی جریان هموپلر یا جریان هارمونی سوم به کار رود.
2- کلیه اتو ترانسفورماتورهای به کار برده شده در انتقال انرژی مجهز به سیم پیچی سوم با اتصال مثلث پیش بینی می شوند.
3- سیم پیچی با ولتاژ اسمی در ترانسفورماتورهای انتقال که به عنوان سیم پیچی طرف دوم در ترانسفورماتورهای 63/230، 63/132 و 63/400 کیلو ولت محسوب می شود، به صورت مثلث پیش بینی شود. در این حالت اتصال مثلث سیم پیچی فوق به منظور برقراری جریان هموپلر وجریان هارمونی سوم به کار برده شده نیازی به سیم پیچی سوم با اتصال مثلث نخواهد بود. در عوض ضروری است. ترانسفورماتور زمین کننده یا Earthing Tr با اتصال ستاره- زیگزاگ زمین شده پیش بینی شود. نقطه نول اتصال زیگزاگ این ترانسفورماتور در طرف KV 63 زمین شده شبکه تغذیه 63 کیلوولت را به شبکه با نول زمین شده تبدیل می نماید. بر طبق استاندارد ترانسفورماتورهای زمین کننده یا E.T. در مجاور ترانسفورماتور اصلی نصب شده، شینه های خروجی ترانسفورماتور اصلی در طرف 63 کیلوولت بلافاصله پس از مقره های عبوری به ترانسفورماتورهای زمین کننده متصل خواهند شد نحوه انتخاب ترانسفورماتورهای زمین کننده و مشخصات مناسب و مورد نیاز آنان تعیین خواهند شد.
بدین ترتیب ترانسفورماتورهای 63/230 یا 63/400 یا KV 63/132 به صورت سه سیم پیچی سوم به صورت مثلث و یا دو سیم پیچی با اتصال ستاره زمین شده- مثلث همراه با ترانسفورماتور زمین کننده به کار خواهند رفت.
4- در ردیف توزیع KV 30-6/3، از نوع شبکه های توزیع تجاری، شهری، کشاورزی، فاقد مصرف کننده ها تحت ولتاژ بالا، است ضریب زمین از حدود 4/1 تجاوز ننماید، در حالیکه در شبکه های توزیع صنعتی تاسیسات و مصرف کننده ها تحت ولتاژ بالا نظیر موتورهای الکتریک فشار قوی، کوره های القایی، کوره های قوس الکتریکی، یکسو کننده و غیره موجود بوده، پیش بینی شبکه ها به صورت نول ایزوله و یا نول زمین شده از طریق مقاومت معمول و ضروری بوده، ضریب زمین تاحدود 7/1 افزایش می یابد
در صورت اتصال سیم پیچی تغذیه به صورت ستاره زمین شده، جریان عیب زمین افزایش یافته، ضریب زمین کمتر را عرضه می سازد. در حالیکه کاهش بیشتر ضریب زمین مورد نظر نبوده، افزایش ولتاژ تا
4/1 برابر در فازهای بیشتر ضریب زمین مورد نظر نبوده، لذا جریان عیب زمین تا مقادیر کمتر نیز کاهش داده می شود. کاهش ه چه بیشتر جریان عیب زمین مانع از استهلاک سریع دستگاههای قطع و وصل شده، افزایش ولتاژ نیز حدود قابل قبول را دارا می شود. به همین علت جریان عیب زمین، آنچنانکه ضریب اضافه ولتاژ از حدود 4/1 تجاوز ننماید در نظر گرفته می شود. در این حالت شبکه به عنوان شبکه با جریان زمین محدود شده نامیده می شود. در این شبکه ها هر مقدار جریان عیب زمین از طریق نصب مقاومت و یا راکتور در نقطه نول اتصال ستاره سیم پیچی های تغذیه، لذا با نصب مقاومت و یا راکتور در نقطه نول با مقدار مناسب محاسبه شده، جریان عیب زمین تا هر میزان مورد نظر کاهش می یابد. مقدار مناسب مقاومت
دانلود مقاله نقش اضافه ولتاژهای موقت در
