Podręcznik

O wyborze napięcia sieci zasilającej decydują następujące czynniki [12]:

1. moc przyłączeniowa i umowna,
2. zakres wymaganej mocy zwarciowej,
3. napięcia sieci dystrybucyjnej w zakładzie, mieście, gminie,
4. kształt sieci energetyki zawodowej, z której będzie zasilany zakład, miasto.

W literaturze orientacyjną zależność ekonomicznego napięcia zasilania $U$ [kV], od mocy pozornej $S$ [MVA] (mocy szczytowej $P$ w [MW]) i odległości zasilania $l$ [km] podaje wzór Weikerta [11]:

Na podstawie wzoru (2.1) można jedynie obliczyć orientacyjne wartości napięcia zasilającego sieci elektroenergetycznej.

W tabeli 2.1 podaje się zalecane w kraju napięcia zasilania w zależności od mocy szczytowej zakładu [11]. Podane tam wartości napięć są również przybliżone. O ostatecznym wyborze napięcia zasilającego w danym zakładzie przemysłowym powinna zadecydować przeprowadzona przez projektantów analiza ekonomiczna.

Tabela 2.1 Zalecane (dotychczas stosowane) napięcia zasilania w zależności od mocy szczytowej [11]

W mieście, gminie, zakładzie przemysłowym o wyborze napięcia sieci dystrybucyjnej średniego napięcia decydują następujące czynniki:

1. napięcie sieci zasilającej,
2. liczba i lokalizacja odbiorników wysokiego napięcia na terenie miasta, zakładu,
3. istniejąca elektrownia lub elektrociepłownia lub jej brak;
4. napięcie sieci dystrybucyjnej do 1 kV.

Ze względu na napięcie, sieci średniego napięcia (SN) dzieli się następująco:

1. sieci 6 kV; jest to najczęściej napięcie znamionowe dużych odbiorników i małych generatorów w obiektach przemysłowych;
2. sieci 10 kV; przy pomocy tego napięcia możliwe jest bezpośrednie zasilanie dużych odbiorników; silniki na to napięcie są droższe i trudniejsze w eksploatacji niż silniki i urządzenia na napięcie 6 kV;
3. sieci 15 kV i 20 kV; sieci te posiadają znacznie większą przepustowość niż sieci 6 kV i 10 kV, są one prostsze i odznaczają się mniejszymi kosztami rocznymi;
4. sieć 15 kV i 20 kV jest najczęściej stosowaną siecią rozdzielczą średniego napięcia w miastach i na terenach wiejskich;
5. sieci 30 kV są stosowane w zakładach przemysłowych , konieczna jest dodatkowa transformacja najczęściej np. 30/6 kV;
6. sieci 40 kV i 60 kV praktycznie są już niestosowane.

Analiza techniczno – ekonomiczna decyduje na ogół o wyborze napięcia sieci dystrybucyjnej wyższego niż 1 kV w zakładzie, mieście i gminie. Projektanci korzystają często z tabeli 2.2. przy wyborze napięcia sieci powyżej 1 kV.

Tabela 2.2. Zalecane napięcia sieci dystrybucyjnej wyższe niż 1 kV [11]

W literaturze krajowej [9], [10], [11], [13] do podstawowych parametrów jakości energii elektrycznej zalicza się:

1. odchylenie napięcia,
2. wahania napięcia,
3. zapad napięcia,
4. współczynnik odkształcenia napięcia,
5. poziom odkształcenia napięcia,
6. dopuszczalne odchylenia napięcia,
7. dopuszczalne współczynniki asymetrii napięć i prądów.

Ad 1) Odchylenie napięcia jest to różnica między rzeczywistą i znamionową wartością napięcia. Względne odchylenie napięcia określa się wzorem:

gdzie: $U$ – wartość skuteczna napięcia w określonym punkcie sieci, $U_N$ – napięcie znamionowe rozpatrywanego urządzenia lub sieci.

Od napięcia w punkcie zasilania sieci elektroenergetycznej i od spadku napięcia w sieci przemysłowej zależą wartości odchylenia napięcia. W tabeli 3.1 podaje się dopuszczalne wartości spadku napięcia w instalacjach elektroenergetycznych wnętrzowych [11].

Tabela 3.1. Dopuszczalne spadki napięcia w instalacjach elektroenergetycznych wnętrzowych [11]

Ad 2) Wahania napięcia są spowodowane nagłymi, kolejno po sobie występującymi zmianami obciążenia wywoływanymi pracą odbiorników zakłócających jest nim odbiornik niespokojny, charakteryzujący się powtarzającymi się, nagłymi zmianami obciążenia. Najczęstszą przyczyną wahań napięcia są rozruchy silników pracujących na terenie zakładu. W silnikach prąd rozruchowy jest wielokrotnie większy (3÷6 krotnie) niż prąd znamionowy silnika, przy czym współczynnik mocy jest na ogół mały w granicach 0,15÷0,3.

Przyczyną wahań napięcia są także piece łukowe spotykane w zakładach przemysłowych.

Praca pieca, zwłaszcza w okresie topienia wsadu jest bardzo niespokojna. Spotykane piece łukowe mają jednostkowe moce duże lub bardzo duże, dochodzą nawet do wartości 75 MV·A. Praca tak dużego odbioru powoduje duże wahania napięcia nie tylko w sieci średniego napięcia lecz również w sieci wysokiego napięcia. Zdarza się w wielu przypadkach, że piece łukowe oddziaływują niekorzystnie nie tyko na sieć zakładu przemysłowego lecz również na sieć miejską terenową czy sieć energetyki zawodowej.

Wahania napięcia szczególnie mocno wpływają na pracę odbiorników oświetleniowych i komputerów pracujących na terenie zakładu. W literaturze wahania napięcia definiuje się jako serie zmian wartości skutecznej napięcia zachodzących z szybkością nie mniejszą niż 1% napięcia znamionowego na sekundę w odstępach czasu nie dłuższych niż 10 min [11].

Miarą wahań napięcia jest amplituda największej zmiany napięcia, tzw. zapad napięcia $\Delta U$ oraz amplituda zastępczych zmian napięcia $\delta U$.

W rozpatrywanym przedziale czasu zapad napięcia przedstawia się wzorem:

gdzie: $U_{e1}, U_{e2}$ – sąsiednie ekstremalne skuteczne wartości napięcia.

Zgodnie z normą PN–IEC 60038 [20] od 1.01.2004 w Polsce są stosowane standardy jakościowe obowiązujące w Unii Europejskiej, a więc obecnie odchylenia napięcia w sieci powinny wynosić ±10%.

Ad 3) Jednym z najważniejszych zagadnień związanych z jakością energii elektrycznej w przemyśle są zapady napięcia i krótkie przerwy w zasilaniu. Głównymi przyczynami zapadów napięcia i krótkich przerw w zasilaniu odbiorników są zwarcia w sieci lub zwarcia w instalacjach oświetleniowych i siłowych w zakładzie.

Zapad napięcia jest określany w literaturze jako nagłe obniżenie napięcia do wartości miedzy 90% a 10% napięcia, do którego po krótkim czasie ok. 1 minuty następuje powrót [12]. Wahania napięcia w sieci oświetleniowej zakładu nie powinny przekraczać następujących wartości [12]:

1. 1÷2% przy częstości 3÷20 wahań/s;
2. 2÷4% przy częstości do 3 wahań/s i większej niż 20 wahań/s.

Ad 4) Podczas eksploatacji odbiorników odkształcenie krzywej napięcia od idealnej sinusoidy występuje na skutek pojawienia się w sieciach przemysłowych wyższych harmonicznych prądu i napięcia. Pojawiają się one na skutek obecności w sieci przemysłowej odbiorników o nieliniowej charakterystyce, źródłem wyższych harmonicznych, napięcia są maszyny synchroniczne; natomiast nowoczesne prądnice synchroniczne wytwarzają napięcia praktycznie sinusoidalne. W praktyce odkształcenie napięcia w sieciach elektroenergetycznych jest głównie powodowane przez odbiorniki pobierające wyższe harmoniczne prądu. Do takich odbiorników w zakładach należą: piece łukowe, prostowniki sterowane i niesterowane, lampy wyładowcze itp.

Wpływ poszczególnych odbiorników nieliniowych na odkształcenie napięcia zależy od rodzaju odbiornika, jego mocy oraz od mocy zwarciowej w punkcie przyłączenia odbiornika do sieci przemysłowej. Jeżeli moc zwarciowa sieci elektroenergetycznej jest większa, tym wpływ odbiorników jest mniejszy.

Kształt krzywej napięcia można scharakteryzować za pomocą współczynnika odkształcenia napięcia. Współczynnik ten określa się wzorem:

gdzie: $U^2_{h_\%}$ – wartość skuteczna $h$–tej harmonicznej napięcia wyrażona w procentach napięcia znamionowego sieci, $n$ – granica sumowania.

Przy obliczeniach współczynnika $\nu$ w praktyce przyjmuje się $k=25$ [12].

Ad 5) Zgodnie z definicja poziom odkształcenia napięcia $\nu_p$ [12] w danym punkcie sieci jest to wartość współczynnika odkształcenia napięcia, która nie jest przekraczana w ciągu 90% doby.

W sieciach elektroenergetycznych obowiązują wytyczne dotyczące odkształcenia napięcia, w tabeli 3.2 podaje się dopuszczalne odkształcenia napięcia w sieciach energetyki zawodowej [12].

Tabela 3.2. Dopuszczalne odkształcenia napięcia w sieciach energetyki zawodowej

Wytyczne pozwalają na to, że wartości chwilowe współczynnika odkształcenia napięcia mogą być większe niż zalecane i graniczne wartości poziomu odkształcenia w czasie 2,4 godziny w ciągu doby, Ale nie mogą one przekraczać wartości dopuszczalnych. Przedstawione w tabeli 3.2 zalecenia są stosowane w sieciach energetyki zawodowej. Może się okazać ze względu na specyfikę zakładu przemysłowego, że należy wprowadzić ostrzejsze wymagania w stosunku do sieci wewnątrzzakładowej. Zaleca się aby maksymalne chwilowe wartości współczynnika odkształcenia napięcia nie przekraczały 2–krotnej wartości $\nu_{dp}$ [11].

Występowanie wyższych harmonicznych napięci i prądów sieci może powodować zjawiska niekorzystne, także jak:

1. krótszy czas eksploatacji wyładowczych źródeł światła;
2. zakłócenia w pracy zabezpieczeń elektroenergetycznych;
3. niekorzystne warunki pracy kondensatorów;
4. nieprecyzyjne działanie przekaźników i wyłączników;
5. starzenie się szybsze izolacji związane ze wzrostem napięcia oraz prądu pojemnościowego;
6. błędne wyniki pomiarów przyrządów zbudowanych na przebiegi sinusoidalne, np. liczników energii elektrycznej w obwodach z przebiegiem odkształconym.

Projektanci i eksploatatorzy sieci przemysłowej powinni zwrócić szczególne uwagę na możliwość występowania niekorzystnego zjawiska związanego z powstawaniem niebezpieczeństwa rezonansu.

Ad 6) W sieciach energetyki zawodowej w kraju stosuje się wyłącznie prąd przemienny trójfazowy o częstotliwości znamionowej 50 Hz. Zmiany częstotliwość są wynikiem niedoboru lub nadwyżki mocy zespołów wytwórczych w stosunki do obciążenia i są jednakowe w całej sieci elektroenergetycznej. Skutki odchyleń częstotliwości odczuwają wszyscy odbiorcy przemysłowi. Zmiany częstotliwości nie mają żadnego wpływu na prace odbiorników rezystancyjnych, natomiast w istotnym sposób wpływają na prace urządzeń napędowych i odbiorników reaktancyjnych.

Zgodnie z przepisami dopuszczalne odchylenia częstotliwości wynoszą + 0,2 Hz i – 0,5 Hz w czasie ponad 15 minut [12].

Ad 7) Współczynniki asymetrii napięć i prądów kolejności przeciwnej $\alpha_1$, i zerowej $\alpha_0$ w sieciach trójfazowych określa się następującymi wzorami:

a) współczynniki asymetrii napięciowej (podawane w procentach)

b) współczynniki asymetrii prądowej (podawane w procentach)

gdzie: $U_1, U_2, U_0$ – skuteczne wartości składowych symetrycznych napięcia kolejności zgodnej, przeciwnej, zerowej.

Wytyczne podają, że dopuszczalny poziom asymetrii dla maszyn elektrycznych wirujących wynosi: $\alpha_{U_2}\le 2\%,\ \alpha_{U_0}\le 2\%,\ \alpha_{I_2}\le 5\%,\ \alpha_{I_0}\le 5\%$ [12].

Przepisy określają, że w przypadku baterii kondensatorów do kompensacji mocy biernej należy brać pod uwagę dopuszczalną różnicę obciążenia prądowego faz baterii w odniesieniu do fazy o największym obciążeniu. Wynosi ona [12]:

1. dla baterii połączonych w trójkąt – 10%;
2. dla baterii połączonych w gwiazdę – 5%.

Przepływ prądu przez elementy sieci dystrybucyjnej powoduje w nich spadek napięcia. Ze względu na pracę urządzeń odbiorczych wartości spadków napięć muszą być ograniczone; wynika stąd, że przekroje przewodów muszą być tak dobrane aby sprostać stawianym wymaganiom. Kryterium dopuszczalnego spadku napięcia należy brać pod uwagę przy obliczeniach przekroju przewodów w instalacjach oświetleniowych sieci niskiego i średniego napięcia. Bardzo ważne znaczenie ma ono w sieciach dystrybucyjnych o napięciu poniżej 1 kV. W praktyce dobiera się przekroje kabli, przewodów podczas obliczania maksymalnego spadku napięcia przy założonym wstępnie przekroju przewodów i porównaniu go z dopuszczalnym spadkiem napięcia. Musi przy tym zostać spełniony warunek:

gdzie: $\Delta U_{\text{dop}}$ – dopuszczalny spadek napięcia sieci dystrybucyjnej.

Wartości dopuszczalnych spadków napięcia są ustalone przez aktualnie obowiązujące przepisy i zarządzenia.

Spadek napięcia sieci promieniowej wielostopniowej (od rozdzielnicy niskiego napięcia, szyn niskiego napięcia stacji SN/nn do końca linii niskiego napięcia – do ostatniego odbioru) oblicza się jako sumę spadków napięcia na poszczególnych odcinkach toru prądowego:

Na dowolnym odcinku toru o długości $l$, przekroju $S$ i konduktywności materiału żył $\gamma$ spadek napięcia oblicza się ze wzoru:

a) dla linii i instalacji jednofazowych

b) dla obwodów trójfazowych

gdzie: $I_B$ – prąd obciążenia [A]; $\cos \varphi$ – współczynnik mocy; $R,\ X$ – rezystancja, reaktancja przewodu, $[\Omega]$.

gdzie: $X$ – reaktancja jednostkowa przewodów, $[\text{m}\Omega/\text{m}]$ ; $U_{Nf},\ U_N$ – napięcia znamionowe fazowe oraz międzyprzewodowe, $\text{[V]}$.

W obliczeniach należy przyjmować długość przewodu w metrach, przekrój przewodów w mm², konduktywność $\gamma$ w $\mathrm{m/\Omega\cdot mm^2}$ (56 – dla żył miedzianych, 33 – dla żył aluminiowych).

Jednostkowe reaktancje $X"$ wynoszą dla kabli niskiego napięcia około $\mathrm{0,07\div0,08\ m\Omega/m}$; dla instalacji elektrycznych w rurkach $\mathrm{0,10\ m\Omega/m}$; dla linii napowietrznych niskiego napięcia $\mathrm{0,25\div0,30\ m\Omega/m}$.

W sieciach miejskich i zakładach przemysłowych spotyka się linie i instalacje elektryczne wykonane kablami, przewodami wielożyłowymi lub jednożyłowymi ułożonymi w rurkach o przekroju przewodów nie większym niż 50 mm² Cu lub 70 mm² Al; ich rezystancje przewodów są ponad czterokrotnie większe od reaktancji. W obliczeniach praktycznych na ogół pomija się wtedy reaktancje przewodów, zachowując zadawalającą dokładność obliczeń.

W takim przypadku korzysta się z następujących wzorów:

a) dla obwodów jednofazowych

b) dla obwodów trójfazowych

gdzie: $P$ – moc czynna przesyłana odcinkiem toru prądowego sieci elektroenergetycznej.

W tabeli 4.1 podaje się dopuszczalne spadki napięć w sieciach nn i SN.

Tabela 4.1. Dopuszczalne spadki napięć w sieci nn i SN [10], [12]

W elektroenergetycznych sieciach rozdzielczych, w tym sieciach przemysłowych, miejskich oblicza się najczęściej straty maksymalne mocy czynnej i biernej, odpowiadające obciążeniu szczytowemu sieci oraz roczne straty obciążeniowe, które powstają w impedancjach podłużnych elementów sieci i są proporcjonalne do kwadratu mocy (prądu) przepływającego przez dany odcinek sieci. Natomiast straty jałowe powstają w admitancjach poprzecznych elementów sieci; ich wartość jest proporcjonalna do kwadratu napięcia w miejscu powstania strat. Zakłada się przy obliczaniu strat jałowych, że w każdym punkcie sieci napięcie jest równe znamionowemu.

W obliczeniach technicznych i ekonomicznych sieci dystrybucyjnych obliczenia strat mocy i energii elektrycznej mają duże znaczenie praktyczne. Straty mocy i energii elektrycznej powodują dodatkowe obciążenia urządzeń sieciowych oraz konieczność wytwarzania dodatkowej energii w elektrowniach zawodowych, elektrociepłowniach i elektrowniach przemysłowych.

W takiej sytuacji zachodzi potrzeba instalowania dodatkowych urządzeń w sieciach przemysłowych, miejskich i elektrowniach, zwiększania przekrojów linii, mocy znamionowej transformatorów, turbin, prądnic kotłów itd.

Straty obciążeniowe mocy czynnej oblicza się ze wzoru:

gdzie: $I$ – prąd rzeczywisty w elemencie sieci; $R$ – rezystancja elementu sieci; $U_N$ – napięcie znamionowe elementu sieci; $P,\ Q,\ S$ – moce: czynna, bierna, pozorna w elemencie sieci.

W transformatorze dwuuzwojeniowym straty obciążeniowe wyznacza się ze wzoru:

gdzie: $\Delta P_{Cu}$ – straty obciążeniowe mocy czynnej w transformatorze przy obciążeniu znamionowym.

W obliczeniach sieci dystrybucyjnych straty mocy uwzględnia się: w liniach napowietrznych i kablowych oraz w transformatorach, pomija się je w dławikach i kondensatorach.

Straty jałowe mocy czynnej są to straty mocy w gałęziach (łukach) poprzecznych schematów zastępczych transformatorów, linii i kondensatorów. Na ogół uwzględnia się je tylko przy obliczeniach metodami dokładnymi.

W liniach kablowych SN i wysokiego napięcia straty jałowe uwzględnia się przy dokładnych obliczeniach; są one wywoływane przez upływność izolacji oraz przez zjawisko polaryzacji dielektrycznej. Oblicza się je z następującego wzoru:

gdzie: $U_N$ – napięcie znamionowe kabla; $C$ – pojemność robocza jednej żyły kabla; $\mathrm{tg}\varphi$ – współczynnik stratności izolacji kabla.

Straty obciążeniowe mocy biernej są to straty w reaktancjach podłużnych elementów sieciowych. Straty te oblicza się ze wzoru:

gdzie: $I$ – prąd rzeczywisty w elemencie sieciowym; $X$ – reaktancja elementu sieciowego;
$U_N$ – napięcie znamionowe elementu sieciowego; $P,\ Q,\ S$ – moce w elemencie sieciowym: czynna, bierna, pozorna.

Straty obciążeniowe $\Delta Q_{OT}$ w transformatorze dwuuzwojeniowym oblicza się ze wzoru:

gdzie: $\Delta U_{X\%}$ – strata napięcia na reaktancji podłużnej transformatora wywołana prądem znamionowym, w procentach; $S_N$ – znamionowa moc pozorna transformatora.

Straty mocy biernej w dławiku szeregowym oblicza się ze wzoru:

gdzie: $\Delta U_{z(\%)}$ – napięcie zwarcia dławika wrażone w procentach.

Straty jałowe mocy biernej są to straty mocy w gałęziach (łukach) poprzecznych schematów zastępczych linii, transformatorów oraz kondensatorów równoległych.

Straty te wywoływane są przez różne zjawiska fizyczne i uwzględnia się je tylko przy dokładnych obliczeniach sieci.

Straty jałowe mocy biernej uwzględnia się przy obliczeniach dokładnych linii kablowych średniego i wysokiego napięcia oraz linii napowietrznych 110 kV.

Powstają one w pojemnościach między przewodami fazowymi oraz w pojemnościach między przewodami fazowymi a ziemią. Oblicza się je ze wzoru:

gdzie: $\Delta I_{o(\%)}$ – prąd biegu jałowego transformatora w procentach.

W przypadku kondensatorów energetycznych straty jałowe mocy biernej przyjmuje się jako równe mocy znamionowej kondensatora.

Moc przepływająca przez sieć elektroenergetyczną zmienia się w zależności od charakteru odbiorów (zakład przemysłowy jedno–, dwu– lub wielozmianowy, odbiory komunalno–bytowe), pory dnia, roku i inne.

Podobnie jak moc przepływająca przez sieć dystrybucyjną, również straty mocy w sieci zmieniają się w czasie.

W literaturze wprowadzono pojęcie rocznego czasu trwania strat maksymalnych. Jest to umyślona roczna liczba godzin przesyłania mocy szczytowej (a więc występowania maksymalnych strat mocy), w czasie których w ciągu roku byłaby stracona energia $\Delta A_r$ równa energii rzeczywiście straconej.

Energię $\Delta A_r$ oblicza się ze wzoru:

gdzie: $T_\mathrm{str}$ – roczny czas trwania strat maksymalnych.

W obliczeniach przybliżonych sieci dystrybucyjnych przyjmuje się, że:

gdzie: $T_S$ – roczny czas użytkowania mocy szczytowej.

Roczny czas użytkowania mocy szczytowej charakteryzuje wykorzystywanie urządzeń; im jego wartość jest bliższa 8760 h, tym wykorzystanie sieci elektroenergetycznej jest lepsze.

W przypadku sieci elektroenergetycznej jest to umyślona liczba godzin przesyłania mocy szczytowej, w ciągu których zostanie przesłana ta sama roczna energia $A_r$, którą rzeczywiście przesyła się w ciągu roku przy zmiennej mocy.

W urządzeniach elektroenergetycznych oddzielnie oblicza się straty energii elektrycznej obciążeniowe i jałowe.

Obciążeniowe straty energii występują w rezystancjach podłużnych w danym odcinku czasu. Oblicza się je ze wzoru:

gdzie: $\tau$ – czas włączenia urządzenia pod napięcie.

Jeżeli urządzenie elektroenergetyczne jest włączone pod napięcie przez cały rok to $\Delta A_j$ wynosi:

Przy doborze przewodów na długotrwałą obciążalność i przeciążalność prądową pierwszym krokiem jest obliczenie prądu obciążenia, który należy wyznaczyć z poniższych wzorów w zależności od rodzaju obwodu:

a) dla obwodów jednofazowych

b) dla obwodów trójfazowych

gdzie: $I_B$ – obliczeniowy prąd obciążenia przewodu lub kabla, w [A], $U_\mathrm{nf}$ – napięcie fazowe, w [V], $U_\mathrm{n}$ – napięcie fazowe, w [V], $\cos\varphi$ – współczynnik mocy, w [–], $S$ – moc pozorna obciążenia przewodu lub kabla, w [kVA], $P$ – moc czynna obciążenia przewodu lub kabla, w [kW].

Na podstawie obliczonego prądu obciążenia $I_B$, należy dobrać zabezpieczenie przewodu o prądzie znamionowym $I_\mathrm{n}$, którego wartość ze względu na wahania napięcia zasilającego powinna spełniać następujący warunek:

Na podstawie obliczonego prądu obciążenia $I_B$ oraz dobranego zabezpieczenia o prądzie znamionowym $I_\mathrm{n}$, należy wyznaczyć wymaganą minimalną długotrwałą obciążalność prądową przewodu $I_\mathrm{z}$.

Wyznaczenie prądu $I_\mathrm{z}$ należy przeprowadzić wg poniższych zależności:

w praktycznych zastosowaniach układ nierówności (4.24), przyjmuje następującą postać:

gdzie: $I_\mathrm{n}$ – prąd znamionowy lub prąd nastawienia zabezpieczenia przewodu, w [A], $I_\mathrm{z}$ – wymagana minimalna długotrwała obciążalność prądowa przewodu, w [A], $I_2$ – wartość prądu obciążenia powodująca zadziałanie urządzenia zabezpieczającego w określonym umownym czasie, w [A], $k_2$ – współczynnik krotności prądu powodującego zadziałanie urządzenia zabezpieczającego w określonym umownym czasie, przyjmowany jako równy:

– 1,6 –2,1 dla wkładek bezpiecznikowych (tabela 4.2);

– 1,45 dla wyłączników nadprądowych o charakterystyce B, C, D;

– 1,2 dla wyłączników nadprądowych selektywnych;

– 1,2 dla przekaźników termobimetalowych.

Wyznaczona ze wzoru (4.25) wartość $I_\mathrm{z}$ stanowi podstawę doboru określonego przewodu lub kabla na podstawie katalogu producentów. Dobierany przewód musi spełniać następującą zależność:

gdzie: $I_\mathrm{dd}$ – długotrwała obciążalność przewodu, w [A], $I_\mathrm{z}$ – długotrwała dopuszczalna obciążalność przewodu odczytana z katalogu producenta, w [A], $k_p$ – współczynnik poprawkowy uwzględniający sposób ułożenia przewodu lub kabla.

Tabela 4.2. Wartości współczynnika $k_2$ dla różnych typów wkładek topikowych [17]

Projektowanie i budowa [17], określają tylko warunek długotrwałej obciążalności prądowej: $I_B\le I_\mathrm{n}$. Zdaniem autora jest to niepełne wymaganie z uwagi na występowanie w liniach kablowych i napowietrznych takich samych narażeń elektrycznych oraz stosowanie takich samych zabezpieczeń jak w instalacjach niskiego napięcia. Wzór (4.25) w pełni znajduje zastosowanie również przy doborze przewodów w sieciach elektroenergetycznych niskiego napięcia.

Dobrany przewód na długotrwałą obciążalność prądową i przeciążalność podlega sprawdzeniu na warunki zwarciowe panujące w miejscu jego zabezpieczenia.

W rozdziale tym przedstawiono definicję zwarcia, z której wynika, że jest to połączenie dwóch lub więcej przewodów o różnym potencjale wchodzących w skład jednego obwodu przez pomijalnie małą impedancję, Zatem zwarcie stanowi krótkotrwałe przeciążenie, podczas którego następuje przepływ prądów o dużych wartościach.

W normalizacji definiuje się zwarcia trwające nie dłużej niż 5s i wyróżnia przyjęte umownie dwa przedziały czasowe [17]:

1. $T_k\lt0,1\mathrm{s}$ – umowne zwarcie,
2. $0,1\mathrm{s}\le T_k\le 5\mathrm{s}$ – umowne przeciążenie.

Dla tych dwóch przedziałów czasowych określa się dwa różne sposoby wyznaczenia minimalnego przekroju przewodu:

– dla $T_k\lt0,1\mathrm{s}$:

lub w innej postaci:

– dla $0,1\mathrm{s}\le T_k\le 5\mathrm{s}$:

lub w innej postaci:

gdzie: $T_k$ – czas trwania zwarcia (czas niezbędny do zadziałania zabezpieczeń i przerwania prądu zwarciowego), w [s], $I^2t_w$ – całka Joule’a wyłączenia, w [A²·s] (odczytana z katalogu producenta zabezpieczenia dla bezpieczników topikowych typu gG lub gM, $S$ – minimalny przekrój żyły przewodu, w [mm²], $k$ – jednosekundowa dopuszczalna gęstość prądu zwarciowego, w [A/mm²],
$I_{th}$ – prąd zwarciowy zastępczy cieplny, w [A].

Dopuszczalny czas trwania zwarcia dla określonego typu przewodu przy określonym prądzie zwarciowym zastępczym cieplnym $I_{th}$ określa się ze wzoru:

Wartości liczbowe poszczególnych symboli przedstawia się w tabelach: 4.3, 4.4 i 4.5.

Tabela 4.3. Najwyższe dopuszczalne temperatury elementów urządzeń elektroenergetycznych

Tabela 4.4. Wartości współczynnika $k$ dla przewodów nie izolowanych [17]

Tabela 4.5. Wartości współczynnika $k$ dla przewodów izolowanych

W przypadku konieczności wyznaczenia dopuszczalnej gęstości zwarciowej dla innego czasu niż 1 s, należy skorzystać z następującej zależności:

gdzie: $T_k$ – rzeczywisty czas trwania zwarcia, w [s].

Najczęściej przyczyną zwarcia w sieciach dystrybucyjnych jest uszkodzenie izolacji elementu układu elektroenergetycznego (wskutek przepięcia, oddziaływania mechanicznego, procesów starzeniowych, wad materiałowych i montażowych, przeciążenia, zanieczyszczenia izolacji, pomyłek łączeniowych itd.). Wartości prądów zwarciowych zależą od następujących czynników:

1. konfiguracji, struktury układu elektroenergetycznego w chwili zwarcia;
2. rodzaju zwarcia;
3. miejsca zwarcia.

Rodzaj zwarcia, miejsce zwarcia a także konfiguracja układu elektroenergetycznego są odpowiednio dobierane w celu uzyskania największego lub najmniejszego prądu zwarciowego. Wartość największa lub najmniejsza prądu zwarciowego jest bardzo istotna przy doborze aparatury pierwotnej także wtórnej (zabezpieczeniowej).

Przy projektowaniu sieci kablowej niskiego i średniego napięcia następuje sprawdzenie kabli na warunki zwarciowe. Kable powinny być tak dobrane ze względu na obciążalność znamionową, aby przy określonym prądzie zwarcia w układzie sieciowym nie nastąpiło nagrzanie żyły do temperatury wyższej od najwyższej temperatury granicznej dopuszczalnej (np. dla kabli izolacji polwinitowej i przekroju do 300 mm2):

1. długotrwale 70°C,
2. przy zwarciu 160°C

Kable i przewody elektroenergetyczne niskiego napięcia są dobierane i zabezpieczane przed skutkami zwarć i przeciążeń.

Kable i przewody należy dobierać na obciążalność prądem przetężeniowym i zwarciowym [8], [11] i [12]. Przepływ prądu przetężeniowego i zwarciowego powoduje wzrost temperatury przewodu lub kabla.

Kable i przewody przed skutkami przeciążeń powinny być tak dobrane, aby w przypadku przepływu prądów o wartości większej od długotrwałej obciążalności prądowej przewodów $I_z$ nastąpiło działanie urządzenia zabezpieczającego, zanim wystąpi nadmierny wzrost temperatury żył przewodów lub kabli oraz różnych zestyków.

Warunki techniczne, które muszą być spełnione, aby zabezpieczenie działało prawidłowo są następujące:

gdzie: $I_B$ – prąd obliczeniowy lub prąd znamionowy odbiornika, jeżeli z danego obwodu jest zasilany tylko jeden odbiornik, $I_N$ – prąd znamionowy lub prąd nastawienia urządzenia zabezpieczającego, $I_2$ – prąd zadziałania urządzenia zabezpieczającego, $I_z$ – obciążalność prądowa długotrwała zabezpieczanych przewodów.

Konieczność spełnienia warunków (4.33) i (4.34) przez bezpieczniki stanowiące zabezpieczenie przeciążeniowe przewodów lub kabli powoduje, że w pewnych przypadkach prąd znamionowy bezpieczników powinien być nawet o kilkanaście procent mniejszy niż obciążalność prądowa długotrwała zabezpieczanych przewodów lub kabli. Obecne zabezpieczenia przewodów bezpiecznikami są dalekie od doskonałości.

W warunkach przemysłowych przy zwiększonym zagrożeniu i możliwości występowania przeciążeń w sieci, wskazane jest przyjmowanie prądu znamionowego wkładek bezpiecznikowych mniejszego niż to wynika z warunków (4.24) i (4.25), spełnionych jedynie w minimalnym stopniu.

Urządzenia zabezpieczające przed skutkami zwarć powinny być tak dobrane, aby przerwanie prądu zwarciowego w obwodzie elektrycznym następowało wcześniej, niż wystąpi niebezpieczeństwo uszkodzeń cieplnych i mechanicznych w przewodach lub kablach oraz ich połączeniach. Zabezpieczenia zwarciowe wykonuje się z zastosowaniem:

1. bezpieczników,
2. wyłączników samoczynnych z wyzwalaczami zwarciowymi.

W przypadku stosowania wyłączników samoczynnych jako urządzeń zabezpieczających, wymaga się, aby wartość prądu zwarciowego była co najmniej równa prądowi działania wyzwalaczy zwarciowych, wyłączających przy czasie własnym ok. 30÷50 ms (niezależnym od wartości prądu zwarciowego). Przy użyciu wyłączników z wyzwalaczami zwłocznymi czas działania urządzeń zabezpieczających w niektórych przypadkach może wynosić 100÷500 ms. Czas od chwili powstania zwarcia do przerwania prądu zwarciowego powinien być na tyle krótki, aby temperatura żył kabli, przewodów nie była wyższa niż wartość dopuszczalna przy zwarciu dla danego typu kabli, przewodów.

Czas ten wyrażany w sekundach, nie powinien być dłuższy niż wartość graniczna dopuszczalna, którą określa się wzorem:

gdzie: $S$ – przekrój kabla, przewodu, w [mm²], $k$ – współczynnik zależny od właściwości materiałów przewodowych i izolacyjnych, $I$ – dopuszczalny prąd zwarciowy, w [A].

Kable i przewody powinny być tak dobrane ze względu na obciążalność zwarciową, aby przy określonej wartości prądu zwarcia w układzie nie nastąpiło nagrzanie żyły do temperatury wyższej od najwyższej dopuszczalnej temperatury granicznej. Największe dopuszczalne wartości gęstości prądu zwarciowego jednosekundowego wyznacza się wg normy PN–EN 60865–1 [24].

Bardzo istotnym czynnikiem wpływającym na dobór przekroju przewodów jest czas trwania zwarcia $t_z$. Przekrój przewodu oblicza się ze wzoru:

gdzie: $S$ – przekrój przewodu, w [mm²], $I_{th}$ – prąd zastępczy cieplny, w [A], $t_z$ – czas trwania zwarcia, w [s], $j_{c\ \mathrm{dop}}$ – gęstość dopuszczalna jednosekundowa prądu zwarciowego, w [A/mm²].

W przypadku transformatora SN/nn prąd $I_{th}$ oblicza się ze wzoru:

gdzie: $Z_T$ – impedancja transformatora.

Gęstość prądu zwarciowego 1–sekundowego oblicza się ze wzoru:

gdzie: $S$ – przekrój przewodu sieci, w [mm²].

Dla prawidłowego doboru kabla (przewodu) ze względu na warunki zwarciowe musi być spełniony warunek, że:

gdzie: $j_{c\ \mathrm{dop}}$ – dopuszczalna gęstość prądu zwarciowego 1–sekundowego.

Zgodnie z definicją termin „rozdzielnica” oznacza urządzenia rozdzielcze główne i pomocnicze, zainstalowane w jednym pomieszczeniu, budynku lub wydzielonej przestrzeni zewnętrznej wraz z tym pomieszczeniem, budynkiem lub przestrzenią zewnętrzną. Rozdzielnica jest częścią sieci której zadaniem jest dostarczanie do odbiorników energii elektrycznej o parametrach zapewniających poprawną pracę tych odbiorników. Każdą rozdzielnicę można scharakteryzować za pomocą układu połączeń wewnętrznych oraz sposobu powiązania. Układ rozdzielnicy ma zasadniczy wpływ na wartości użytkowe sieci zasilającej lub instalacji odbiorczej. Przy ustalaniu układu rozdzielnicy należy kierować się następującymi przesłankami [17]:

1. układ rozdzielnicy powinien być każdorazowo dostosowany do współpracujących z nią układów sieci zasilających oraz odbiorczych, tj. do panujących w nich warunków zwarciowych, niezawodnościowych i innych,
2. należy dążyć do uzyskania układu o wysokim stopniu niezawodności przy minimalnych nakładach finansowych,
3. układ rozdzielnicy powinien być możliwie prosty i umożliwiać personelowi obsługującemu bezpieczną pracę podczas eksploatacji,
4. układ rozdzielnicy powinien zapewniać możliwość pracy części odbiorników przy wyłączeniu niektórych obwodów. Przełączanie powinno odbywać się przy możliwie małej liczbie operacji łączeniowych,
5. przy uszkodzeniach w rozdzielnicy obszar dotknięty skutkami uszkodzeń powinien być możliwie najmniejszy,
6. układ rozdzielnicy powinien charakteryzować się możliwością dalszej jej rozbudowy. Podczas projektowania układu rozdzielnicy należy rozważyć możliwość zastosowania sprawdzonego rozwiązania typowego.

A. Układy rozdzielnic niskiego napięcia

W obiektach miejskich i przemysłowych oraz innych o podobnym charakterze stosuje się następujące układy rozdzielnic niskiego napięcia: bezszynowe, z pojedynczym systemem szyn zbiorczych, które dzieli się na [17]:

• niesekcjonowane,
• sekcjonowane odłącznikiem,
• sekcjonowane wyłącznikiem.

Układy niesekcjonowane stosuje się w niewielkich obiektach lub jako podrozdzielnice zainstalowane w rozległym obiekcie.

Połączenia pomiędzy aparatami wykonuje się bezpośrednio pomiędzy zaciskami, przewodami jednożyłowymi izolowanymi.

Układy z pojedynczym niesekcjonowanym systemem szyn zbiorczych stosuje się w większych rozdzielnicach tablicowych, skrzynkowych oraz we wszystkich rozdzielnicach szafowych zasilających wyłącznie odbiorniki III kategorii [17].

Rozdzielnice te mogą być zasilane z dwóch źródeł: podstawowego i rezerwowego (rys. 8.11.).

Rys. 5.11. Układ rozdzielnicy nn z pojedynczym systemem szyn zbiorczych, zasilanej z dwóch niezależnych źródeł [17]

W przypadku zasilania rozdzielnicy odbiorników I lub II kategorii [17], lub gdy rozdzielnica zasilana jest z dwóch niezależnych źródeł energii elektrycznej, stosuje się układy z pojedynczym sekcjonowaniem szyn (rys. 5.12). W przypadku braku układu SZR sekcjonowanie wykonuje się odłącznikami, w przypadku przeciwnym stosuje się wyłączniki. W konfiguracji normalnej łącznik szyn zwykle jest otwarty.

Rys. 5.12. Układ rozdzielnicy nn z pojedynczym sekcjonowanym systemem szyn zbiorczych [17].

W przypadku dużych odbiorów, gdzie wymagane jest zasilanie przez stację trójtransformatorową lub większą, stosuje się układy rozdzielnic niskiego napięcia z pojedynczym wielokrotnym sekcjonowaniem szyn zbiorczych (rys. 5.13).

Rys. 5.13. Układ rozdzielnicy nn z pojedynczym wielokrotnie sekcjonowanym układem szyn zbiorczych [17]

W zależności od przeznaczenia, parametrów znamionowych oraz właściwości technicznych wynikających z rozwiązania konstrukcyjnego, rozdzielnice niskiego napięcia są urządzeniami bardzo zróżnicowanymi i muszą spełniać określone wymagania eksploatacyjne oraz konstrukcyjne.

Do podstawowych wymagań stawianych rozdzielnicom należą:

• łatwy montaż,
• odporność na wpływy środowiskowe,
• możliwość rozbudowy i modernizacji,
• uniwersalność zastosowania,
• bezpieczeństwo obsługi,
• komfort eksploatacji,
• odpowiednie gabaryty,
• niewielkie koszty.

Stosuje się również sieci rozdzielcze niskiego napięcia wykonane przewodami szynowymi (rys. 5.14).

Rys. 5.14. Przykłady sieci rozdzielczej nn wykonanej przewodami szynowymi:

1 – przewód magistralny; 2 – przewody rozdzielcze; 3 – odpływy do odbiorników [17].

B. Podział rozdzielnic niskiego napięcia

Rozdzielnice niskiego napięcia można podzielić i sklasyfikować wg następujących kryteriów:

• miejsca zainstalowania, przeznaczenia i zastosowania,
• rodzaju konstrukcji zewnętrznej,
• sposobu zainstalowania,
• możliwości przemieszczania,
• sposobu wykonania części wsporczych i mocujących oraz osłon części będących pod napięciem,
• funkcji spełnianej w elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej,

oraz innych, takich jak np. rodzaj izolacji głównych torów prądowych lub dostęp do przedziału aparatowego itp.

Ze względu na miejsce zainstalowania rozdzielnice niskiego napięcia dzielimy na wnętrzowe i napowietrzne. W zależności od przeznaczenia i zastosowania można wyróżnić między innymi rozdzielnice energetyczno – dystrybucyjne: przemysłowe, słupowe, budowlane i mieszkaniowe.

Pod względem rozwiązań konstrukcji zewnętrznych wyróżnia się rozdzielnice otwarte, częściowo osłonięte oraz osłonięte. Natomiast ze względu na sposób zainstalowania rozdzielnice można podzielić na naścienne, przyścienne i wolno stojące. Rozdzielnice mogą być wykonane jako stacjonarne i ruchome (przenośne, przesuwne itp.). W zależności od sposobu wykonania części wsporczych i mocujących oraz osłony części będących pod napięciem rozdzielnice niskiego napięcia dzieli się na tablicowe (skrzynkowe, szafowe) oraz kolumny (np. piony rozdzielczo – licznikowe stosowane w budynkach mieszkalnych wielokondygnacyjnych i pulpity sterownicze). Ze względu na funkcję rozdzielnicy spełnianą w sieci dystrybucyjnej można wyróżnić rozdzielnice główne, oddziałowe (stosowane w budownictwie przemysłowym) piętrowe, mieszkaniowe specjalizowane (wydzielone) takie jak: komputerowe, oświetleniowe, zasilające, UPS itp. Poszczególne rodzaje rozdzielnic niskiego napięcia mogą być klasyfikowane bardziej szczegółowo np. rozdzielnice szafowe dzieli się na szkieletowe i bezszkieletowe, jednoczłonowe i dwuczłonowe oraz jednoprzedziałowe i wieloprzedziałowe.

C. Dobór rozdzielnic niskiego napięcia

Rozdzielnice niskiego napięcia powinny być tak projektowane i dobierane, aby zapewnić niezawodny rozdział i dostawę energii elektrycznej, gwarantując przy tym odpowiedni komfort ich eksploatacji oraz bezpieczeństwo obsługi. Wybór rozdzielnicy zależy przede wszystkim od funkcji, jaką ma pełnić w sieci lub instalacji, jej przeznaczenia i zastosowania. Producenci rozdzielnic podają w swoich katalogach lub albumach informacje dotyczące zarówno przeznaczenia, zastosowania oraz funkcji danej rozdzielnicy, jak i wersji jej wykonania. W katalogach producentów rozdzielnic można odnaleźć na przykład następujące rodzaje rozdzielnic niskiego napięcia: mieszkaniowe, budowlane, przemysłowe, słupowe, energetyczno–dystrybucyjne, główne, oddziałowe, piętrowe, manewrowo–stycznikowe, i inne.

Przy wyborze konkretnego typu rozdzielnicy należy ustalić i uwzględnić kilka parametrów, wśród których można wyróżnić: prądy robocze, prądy zwarciowe, rodzaje odbiorników zasilanych z rozdzielnicy, warunki środowiskowe, warunki eksploatacji i wymiary miejsca zainstalowania.

Właściwy dobór wyposażenia rozdzielnicy, parametrów znamionowych aparatów, przekrojów szyn, kabli oraz przewodów zapewnia prawidłową pracę rozdzielnicy w warunkach normalnych, natomiast w warunkach wystąpienia określonych zakłóceń pozwala minimalizować ich skutki. W celu prawidłowego doboru urządzeń, szyn zasilających oraz kabli i przewodów należy określić wartości prądów roboczych oraz zwarciowych, w miejscu sieci lub instalacji, w której ma być zainstalowana rozdzielnica. Przy szacowaniu prądów znamionowych pól i szyn zbiorczych rozdzielnic powinny one być większe od spodziewanych prądów roboczych. Prądy znamionowe szczytowe i n–sekundowe powinny natomiast odpowiadać prądom zwarciowym w miejscu zainstalowania rozdzielnicy. Przykładowo przy doborze wyłącznika mocy, który ma być zainstalowany w rozdzielnicy jego parametry znamionowe powinny być porównywane z obliczonymi wartościami tych parametrów w miejscu sieci lub instalacji, w której ma być zainstalowana rozdzielnica. Do parametrów tych należą między innymi [17]:

Stacja elektroenergetyczna jest elementem sieci elektroenergetycznej, jej zadaniem jest przetwarzanie oraz rozdział energii elektrycznej o określonych parametrach pomiędzy odbiorców.

Z zależności od roli spełnianej w sieci wyróżnia się następujące stacje:

• rozdzielcze,
• transformatorowo–rozdzielcze,
• transformatorowe.

Ze względu na napięcie znamionowe stacji (strony górnej w przypadku stacji transformatorowych lub transformatorowo–rozdzielczych) klasyfikacja jest następująca:

• stacja najwyższego napięcia (NN) $(U_n\ge220\ \mathrm{kV})$,
• stacja wysokiego napięcia (WN) $(60\lt U_n\lt 220\ \mathrm{kV})$,
• stacja średniego napięcia (SN) $(1\lt U_n\lt 60\ \mathrm{kV})$,
• stacja niskiego napięcia (nn) $(U_n\lt 1\ \mathrm{kV})$.

Ze względu na miejsce pracy w sieci, stacje dzielimy na:

• sieciowe,
• przemysłowe,
• miejskie,
• wiejskie.

Ze względu na budowę stacje dzielimy na:

• napowietrzne,
• wnętrzowe.

A. Układy stacji SN/nn

W Polsce stosuje się następujące układy połączeń rozdzielnic stacji SN/nn [17]:

1. z pojedynczym systemem szyn zbiorczych (1S):

• niesekcjonowane,
• sekcjonowane wyłącznikiem, rzadziej tylko odłącznikiem,

2. z podwójnym systemem szyn zbiorczych (2S):

• niesekcjonowane,
• pojedynczo sekcjonowane,
• podwójnie sekcjonowane,

Do podstawowych elementów stacji elektroenergetycznej należy zaliczyć:

1. tor główny (obwód pierwotny): wyłączniki, rozłączniki, odłączniki, bezpieczniki, przekładniki (prądowe i napięciowe), dławiki przeciwzwarciowe, izolatory, szyny zbiorcze, odgromniki,
2. tor pomocniczy (obwód wtórny): układy pomiarowe, zabezpieczenia, automatyka SZR, SCO i SPZ oraz telemechanika i telemetria,
3. obwody pomocnicze: instalacja zasilania potrzeb własnych stacji, instalacja oświetlenia i ogrzewania itp.

Wyłącznik – jest to element, który może załączyć lub wyłączyć każdy rodzaj prądu płynącego przez jego tor prądowy (roboczy, przeciążeniowy i zwarciowy) przy pełnym napięciu zasilania. Spotykane rodzaje wyłączników: pełnoolejowe (wycofywane z eksploatacji), pneumatyczne (powietrzne), wyłączniki małoolejowe oraz SF₆.

Rozłącznik (odłącznik mocy) – jest to element, który może załączyć i wyłączyć prądy robocze. W praktyce spotyka się również rozłączniki bezpiecznikowe, które wyposaża się w bezpieczniki umożliwiające wyłączenie prądów zwarciowych.

Odłącznik – jest to element, którego zadaniem jest stworzenie widocznej przerwy w obwodzie. Gdy odłącznik jest zamknięty przewodzi prądy robocze, przeciążeniowe oraz zwarciowe. Otwarcia lub zamknięcia odłącznika można dokonać tylko w obwodzie, przez który nie płynie prąd elektryczny.

Odłącznik jest aparatem elektrycznym, nie jest przeznaczony do przerywania prądów roboczych lub zakłóceniowych.

Bezpiecznik – zadaniem tego aparatu jest przerwanie obwodu elektrycznego, w którym nastąpiło zwarcie lub przeciążenie (prąd o wartości większej niż prąd znamionowy wkładki). Czas zadziałania bezpiecznika zależy od krotności prądu przepływającego przez niego.

Przekładnik – jest to transformator jednofazowy. Uzwojenie pierwotne dołączone jest do obwodu pierwotnego (wysokiego napięcia) natomiast do zacisków strony wtórnej przekładnika dołączone są najczęściej przyrządy pomiarowe, przekaźniki i inne aparaty niskiego napięcia.

Przekładniki dzielimy na:

1. prądowe,
2. napięciowe.

W skład stacji elektroenergetycznej może wchodzić transformator, wówczas możemy mieć do czynienia z następującymi przypadkami:

• stacja transformatorowa (np. SN/nn)
• stacja transformatorowo–rozdzielcza (w skład stacji wchodzi rozdzielnica).

B. Transformatory

Transformator elektroenergetyczny jest to urządzenie służące do przetwarzania energii elektrycznej za pośrednictwem pola magnetycznego bez udziału energii mechanicznej. Przetwarzanie polega na zmianie wartości napięcia i prądu przy nie zmienionej częstotliwości napięcia.

Transformatory można podzielić ze względu na:

1. czynnik chłodzący:

• olejowe,
• suche,

2. liczbę uzwojeń:

• jednouzwojeniowe (autotransformatory),
• dwuuzwojeniowe,
• trójuzwojeniowe,

3. funkcję spełnianą w sieci

• blokowe (współpracujące z generatorem i siecią przesyłową),
• sieciowe (łączące sieci przesyłowe lub sieć przesyłową z rozdzielczą),
• rozdzielcze (pracujące w sieciach rozdzielczych – 110/6,3 kV, 110/16,5 kV, 15/0,4 kV).

Transformator olejowy składa się z następujących elementów:

• rdzenia (zbudowany z blach stalowych z dodatkiem krzemu – tzw. blach transformatorowych);
• uzwojeń (zbudowane z przewodów miedzianych lub aluminiowych):
  • pierwotnego (do którego doprowadzana jest energia),
  • wtórnego (z którego odbierana jest energia do zasilania odbiorników);
• kadzi transformatora,
• zbiornika oleju umieszczonego w konserwatorze.

Stosunek prądu w uzwojeniu pierwotnym do prądu w uzwojeniu wtórnym można opisać następującą zależnością:

1. przekładnia prądowa

2. przekładnia napięciowa

C. Parametry transformatora

Poniżej podane zostaną pozostałe parametry transformatora:

1. $S_\mathrm{nT}$ – moc znamionowa transformatora, w [kVA],
2. $\Delta P_\mathrm{obc\_zn}$ – znamionowe obciążeniowe straty mocy czynnej transformatora, w [kW],
3. $\Delta P_0$ – straty mocy czynnej stanu jałowego transformatora, w [kW],
4. $i_0$ – prąd stanu jałowego transformatora, w [A] (lub i%, w [%]),
5. $\Delta Q_\mathrm{obc\_zn}$ – straty bierne stanu jałowego transformatora, w [kvar].

6. $\Delta Q_0$ – znamionowe obciążeniowe straty mocy biernej, w [kvar],

7. $u_k$ – napięcie zwarcia, w [–] lub $u_{k\%}$ w [%])
8. $U_\mathrm{nT}$ – napięcie znamionowe transformatora, przy którym oblicza się impedancję zwarciową, w [V],
9. $u_x$ – składowa bierna napięcia zwarciowa, w [–]

10. $u_R$ – składowa czynna napięcia zwarciowa, w [–]

11. $Z_T$ – impedancja transformatora, w [Ω]

12. $X_T$ – reaktancja transformatora, w [Ω]

13. $R_T$ – rezystancja transformatora, w [Ω]

14. $m_1$ – liczba faz, w [–]
15. $\cos\varphi$ – współczynnik mocy, w [–].

D. Praca równoległa transformatorów

Jeżeli konieczna jest praca równoległa dwóch transformatorów to muszą być spełnione poniższe wymagania:

1. jednakowe napięcia znamionowe pierwotne i wtórne;
2. grupy połączeń muszą być identyczne;
3. napięcia zwarcia jednostek nie mogą się różnić o więcej niż o 0,5%; (dopuszczalna tolerancja $\pm 10\%$);
4. moce jednostek nie mogą się różnić więcej niż w stosunku 1:3.

E. Regulacja napięcia w transformatorze

Występują dwa sposoby regulacji:

1. regulacja w stanie beznapięciowym;
2. regulacja pod obciążeniem.

Regulację w stanie beznapięciowym stosuje się w transformatorach średniej i małej mocy (rys. 5.15). Zakres regulacji wynosi od kilku do kilkunastu procent napięcia znamionowego.

Rys. 5.15 Uproszczony schemat regulatora napięcia w stanie beznapięciowym [17]

Regulację pod obciążeniem (w trakcie normalnej pracy) wykonuje się najczęściej w jednostkach dużej mocy, przykład regulatora został przedstawiony na rys. 8.16.

Rys. 5.16. Uproszczony schemat regulatora napięcia w stanie obciążenia: 1) przed regulacją –1,2 zwarte, 3 rozwarty; 2) pierwszy etap regulacji –1,3 zwarte, 2 rozwarty; 3) drugi etap regulacji – 3 zwarty, 1, 2 rozwarty; 4) po regulacji – 2, 3 zwarty, 1 rozwarty. [17]

F. Transformator trójfazowy

W przypadku transformatora trójfazowego mamy do czynienia z następującymi przypadkami:

1. połączone ze sobą trzy transformatory jednofazowe,
2. jeden transformator, w którym występują trzy pary uzwojeń.

Wyróżniamy następujące rodzaje połączeń uzwojeń (grupy połączeń):

• trójkąt,
• gwiazda,
• zygzak.

Grupa połączeń – jest to oznaczenie transformatora składające się z informacji:

• układzie połączeń uzwojeń strony górnego napięcia,
• układzie połączeń uzwojeń strony dolnego napięcia,
• kącie przesunięcia wektorów napięć.

Oznaczenia połączeń uzwojeń transformatora (przyjęto następującą zasadę: duża litera uzwojenie górnego napięcia, mała litera uzwojenie dolnego napięcia):

Dobór stacji transformatorowej polega na określeniu:

1. typu i rodzaju wykonania stacji (w tym napięcia pracy),
2. liczby i mocy transformatorów,
3. przekładni transformatora,
4. grupy połączeń transformatora,
5. napięcia zwarcia transformatora,
6. częstotliwości znamionowej,
7. sposobu regulacji napięcia transformatora,
8. sposobu chłodzenia transformatora,
9. wytrzymałości zwarciowej dynamicznej i cieplnej.

W praktyce projektowej dobór stacji transformatorowej należy rozpocząć od określenia mocy zapotrzebowanej z uwzględnieniem kompensacji mocy biernej (jeżeli to konieczne). Na tej podstawie wstępnie należy dobrać z katalogu producenta transformator lub transformatory. Podczas wyboru należy zwrócić uwagę na następujące parametry:

1. moc znamionową transformatora z uwzględnieniem odpowiedniego zapasu mocy na ewentualną rozbudowę lub konieczność pracy w układzie rezerwowym.
2. wartość napięcia górnego i dolnego (np. 15/0,42 kV).
3. grupę połączeń np. Yzn5 lub Dyn5 – należy to skonsultować z działem technicznej obsługi klienta, spółki dystrybucyjnej o ile wcześniej nie zostało to określone w warunkach technicznych wydanych przez spółkę.
4. rodzaj chłodzenia – preferowane są transformatory suche tzn. powietrzne lub w zalewie żywicznej. Należy unikać stosowania transformatorów olejowych z uwagi na zagrożenia jakie mogą powstać w wyniku ich uszkodzenia (wyciek oleju itp.).
5. wymiary – jeśli miejsce, które mamy do dyspozycji, jest ograniczone.
6. pozostałe parametry: napięcie zwarcia, straty jałowe i obciążeniowe, prąd stanu jałowego.

W praktyce praca projektanta ogranicza się do określenia punktów: a, b, f, gdyż pozostałe punkty określa spółka dystrybucyjna.

Posiadając te dane można przystąpić do sprawdzenia poprawności doboru transformatora według wzorów (5.10, 5.14), następnie dokonania doboru zabezpieczenia transformatora według wskazówek zawartych rozdziale 5.5.1. W chwili obecnej na rynku dostępne są prefabrykowane stacje transformatorowe. Dobór stacji transformatorowej sprowadza się do określeniu typu stacji (na podstawie katalogu producenta) oraz określenia:

1. liczby pól odpływowych nn (z uwzględnieniem rezerwy),
2. układu rozdzielni średniego napięcia (liczba pól),
3. układu pomiarowego,
4. rodzaju stacji: słupowa, budynkowa, wnętrzowa, podziemna.

Moc transformatora musi pokrywać moc zapotrzebowaną przez zasilane odbiorniki po uwzględnieniu jego strat własnych, czyli:

gdzie: $S_{Zc}$ – całkowita moc zapotrzebowana przez odbiorniki z uwzględnieniem strat własnych transformatora, w [kVA], $P_Z$ – moc czynna zapotrzebowana przez odbiorniki, w [kW], $Q_Z$ – moc bierna zapotrzebowana przez odbiorniki, w [kvar], $S_Z$ – moc pozorna zapotrzebowana przez odbiorniki, w [kVA], $S_{nT}$ – moc znamionowa transformatora, w [kVA], $\Delta P_T$ – straty czynne transformatora, w [kW], $\Delta Q_T$ – straty bierne transformatora, w [kvar], $Q_k$ – moc bierna kompensowana, w [kvar], $\Delta P_0=\Delta P_{Fe}$ – straty mocy czynnej stanu jałowego, w [kW], $\Delta P_\mathrm{obc\_zn}=\Delta P_{Cu}$ – znamionowe obciążeniowe straty mocy czynnej, w [kW], $\Delta Q_0$ – straty jałowe bierne transformatora, w [kvar], $\Delta Q_\mathrm{obc\_zn}$ – straty obciążeniowe bierne transformatora, w [kvar], $u_{k\%}$ – napięcie zwarcia transformatora, w [%] (wartość ta podawana jest często w jednostkach względnych i oznaczona jako $u_k$, w [–]), $i_0$ – prąd biegu jałowego transformatora, w [%].

Po wyznaczeniu mocy zapotrzebowanej $S_Z$, należy z katalogu producenta dobrać transformator o mocy znamionowej $S_{nT}$ tak, aby spełnić określone warunki techniczne.

W obiektach komunalnych oraz użyteczności publicznej stosuje się zasilanie napięciem $3\times 230/400\ \mathrm{V}$ lub napięciem SN, które jest obniżane do poziomu $3\times 230/400\ \mathrm{V}$ w transformatorach $\mathrm{SN}/0,4\ \mathrm{kV}$. W transformatorach tych stosuje się zabezpieczenia od zwarć zewnętrznych za pomocą przekaźników nadprądowych zwłocznych lub bezpieczników topikowych SN [17]. Układ zabezpieczeń zasila się z przekładników zainstalowanych od strony zasilania, a w przypadku zasilania dwustronnego – od strony o większej mocy zwarcia. Transformatory małej mocy ze średniego napięcia na niskie zabezpiecza się bezpiecznikami średniego napięcia lub wyłącznikami nadprądowymi (patrz rys. 5.17).

Rys. 5.17. Zasada współpracy zabezpieczeń nadprądowych zwłocznych transformatora i linii [17]

Zestawienie stosowanych zabezpieczeń transformatorów przedstawia tabela 5.1.

Tabela 5.1. Zabezpieczenia transformatorów średniego napięcia [17]

Przy zabezpieczaniu transformatorów po stronie górnego napięcia prąd znamionowy wkładki bezpiecznikowej, w zależności od napięcia znamionowego i mocy transformatora, przedstawia tabela 5.2.

Tabela 5.2. Dobór bezpieczników SN do zabezpieczeń transformatorów [17]

Dobierany bezpiecznik topikowy SN musi spełniać warunek:

gdzie: $k$ – współczynnik uwzględniający prąd załączenia transformatora, w [–], $I_B=\dfrac{S_{nT}}{\sqrt3\cdot U_{nl}}$ – prąd znamionowy górnego uzwojenia transformatora SN/nn, w [A], $U_{nl}$ – napięcie znamionowe uzwojenia górnego transformatora, w [V], $I_n$ – prąd znamionowy zabezpieczenia, w [A].

Przy zabezpieczaniu transformatora po stronie górnego napięcia prąd znamionowy wkładki bezpiecznika topikowego (w zależności od mocy transformatora oraz napięcia nominalnego sieci zasilającej) należy przyjmować na podstawie tabeli 5.2.

Zabezpieczenie stacji powinno być wykonane po stronie SN i nn. Na rysunku 8.18. przedstawiono sposoby zabezpieczenia stacji.

Rys. 5.18. Sposoby zabezpieczania stacji transformatorowej SN/nn
a) gdy nie występują przeciążenia transformatora; b) gdy występują przeciążenia transformatora;

Charakterystyki $t=f(I)$, wkładek bezpiecznikowych gTr mieszczą się w dopuszczalnych pasmach charakterystyk $t=f(I)$ klasycznych bezpieczników ogólnego stosowania gG, lecz są znacznie węższe. Zadziałanie wkładek gTr następuje wówczas, gdy transformator jest przeciążony ponad wartość dopuszczalną. Bezpieczniki te przeznaczone są do instalowana w typowych podstawach bezpiecznikowych lub rozłącznikach bezpiecznikowych na napięcie znamionowe 500 V.

Do zabezpieczenia transformatorów produkowane są następujące typy bezpieczników gTr:

• od 50 do 250 kVA stosuje się wkładki wielkości 2,
• od 250 do 400 kVA – wielkość 3,
• od 400 do 1000 kVA – wielkość 4.

Wymiary wkładek są takie same jak wymiary wkładek o charakterystyce gG.

Zamiast prądu znamionowego wkładki podaje się moc znamionową transformatora SN/nn, w [kVA], dla którego zabezpieczenia wkładka jest przeznaczona. Prąd znamionowy tej wkładki bezpiecznikowej wyznacza się z zależności:

gdzie: $S_\mathrm{nT}$ – moc znamionowa transformatora, w [kVA], $U_\mathrm{n}$ – znamionowe napięcie strony wtórnej transformatora, w [V], $I_\mathrm{ngTr}$ – prąd znamionowy bezpiecznika gTr, w [A], $I_\mathrm{nT2}$ – prąd znamionowy dolnego uzwojenia transformatora, w [A].

Tabela 5.13. Prądy znamionowe bezpieczników gTr [17]

Wkładka topikowa przeznaczona do zabezpieczenia transformatora o mocy 50 – 1000 kVA powinna wytrzymywać dolny prąd probierczy $1,3\cdot I_\mathrm{n}$ w ciągu 10 godzin i zadziałać przy obciążeniu górnym prądem probierczym wynoszącym $1,5\cdot I_\mathrm{n}$. Odporność na prądy zwarciowe tych wkładek wynosi 100 kA.

Rys. 5.19 Charakterystyki prądowo–czasowe oraz prądów ograniczających wkładek bezpiecznikowych gTr do zabezpieczania transformatorów o mocy 50–1000 kVA na podstawie katalogu SIBA [17] a) charakterystyka prądowo–czasowa, b) charakterystyka prądów ograniczonych

Wkładka topikowa gTr jest stosowana do zabezpieczenia transformatora w przypadku, gdy spodziewane są przeciążenia transformatora (rys. 5.18)

Selektywność zadziałania wkładek zabezpieczających gdy są odejścia liniowe z wkładkami gTr sprawdza się na ogólnych zasadach. Prąd znamionowy wkładki gTr w stosunku do prądu znamionowego wkładki zabezpieczenia liniowego powinien spełniać warunek $\dfrac{I_\mathrm{ngTr}}{I_\mathrm{n}}\gt 1,6$.

Natomiast dobór wkładek topikowych po stronie średniego napięcia w zależności od wartości napięcia znamionowego sieci zasilającej oraz mocy transformatora od 50 do 1000 kVA, przedstawiono w tabeli 5.2.

Uwagi ogólne

Przy doborze transformatorów należy ustalić, oprócz liczby, mocy i przekładni transformatorów, także ich podstawowe dane znamionowe, a mianowicie:

1. typ i rodzaj wykonania,
2. układy i grupy połączeń,
3. napięcie zwarcia,
4. wytrzymałość zwarciową cieplną i dynamiczną.

Moce transformatorów są dobierane do potrzeb różnych grup odbiorców. Im wyższe jest napięcie sieciowe, tym większe są moce przesyłane i rozdzielane oraz tym większe moce transformatorów. Można jednak podać wartości mocy znamionowych transformatorów najczęściej stosowanych w praktyce. Wynoszą one [17]:

• dla transformatorów 110/15 kV i 110/20 kV – 16, 20, 25, 31.5, 40, 63 MV·A
• dla transformatorów 20 kV/nn; 15 kV/nn; 6 kV/nn:
• w sieciach energetyki zawodowej 40, 63, 100, 160, 200, 250, 315, 400, 500, 630 kV·A;
• w sieciach energetyki przemysłowej 315, 400, 500, 650, 800, 1000, 1250 kV·A;
• w przypadku transformacji w sieciach energetyki przemysłowej SN/660 V:
• jak wyżej oraz 1600, 2000, 2500, 3150 kV·A.

Najczęściej są stosowane transformatory w wykonaniu olejowym. Wadą oleju jest jego palność oraz możliwość wybuchu par oleju powstających w razie pojawienia się łuku elektrycznego. Izolację suchą mogą mieć tylko transformatory o napięciach średnich i niewielkich mocach (100÷1250 kV·A). Są one droższe od olejowych, wrażliwe na wilgoć; stosuje się je tylko tam gdzie istnieje niebezpieczeństwo wybuchu i pożaru, a skutki ich byłyby szczególnie dotkliwe.

Najszerzej są stosowane transformatory dwuuzwojeniowe. Jedynie w przypadkach potrzeby zasilania dwóch sieci o różnych napięciach można użyć transformatorów trójuzwojeniowych lub transformatorów z tzw. uzwojeniami dzielonymi. Są to również transformatory trójuzwojeniowe z tym, że dwa uzwojenia SN są na to samo napięcie, np. 110/15/15 kV i każde z nich przenosi połowę mocy uzwojenia pierwotnego. Transformatory te cechuje ponadto podwyższone w stosunku do dwuuzwojeniowych, napięcie zwarcia. Zostały one wprowadzone dla uniknięcia dławików ograniczających prądy zwarciowe.

Transformatory mocy olejowe buduje się w Polsce w wykonaniu napowietrznym. Stosuje się je zarówno w stacjach napowietrznych, jak i wnętrzowych.

W krajowej sieci elektroenergetycznej są stosowane transformatory o następujących grupach połączeń: Yy0, Yz5, Dy5, Yd5 oraz Yd11 i Dy11.

Układ Yy0 jest stosowany w przypadkach, gdy obciążenie przewodu neutralnego nie przekracza 10% prądu znamionowego transformatora. Przy większych obciążeniach przewodu zerowego stosuje się układ Yz5 dla transformatorów o mocy do 250 kVA lub Dy5 dla mocy większych od 250 kVA. Układy transformatorów Yd11 i Dy11 są stosowane dla mocy powyżej 1600 kVA.

Krajowe transformatory posiadają znormalizowane wartości napięć zwarcia, wynoszące od kilku do kilkunastu procent. Wartość napięcia zwarcia zależy od mocy i górnego napięcia znamionowego transformatorów. Na zamówienie wykonuje się również transformatory z podwyższanym napięciem zwarcia oraz z dzielonymi uzwojeniami strony wtórnej, stosowane w przypadkach konieczności ograniczenia mocy zwarciowych.

Dobrane do warunków roboczych transformatory należy sprawdzić pod względem wytrzymałości zwarciowej określa je norma PN–EN 60865–1 [24].

Ogólne zasady doboru mocy i liczby transformatorów

Moc jednostek transformatorowych w danej stacji, ich ilość i lokalizacja stacji są głównie uzależnione od następujących czynników:

• wielkości i rozkładu obciążeń,
• wymaganego stopnia rezerwowania,
• rozmieszczenia urządzeń technologicznych i warunków terenowych.

W ogólnym przypadku moc stacji transformatorowej $S_t$ musi wynosić co najmniej:

gdzie: $P_s$ – obliczeniowa moc szczytowa na szynach dolnego napięcia, $\cos\varphi$ – współczynnik mocy na szynach dolnego napięcia (z uwzględnieniem kompensacji mocy biernej), $k_r$ – współczynnik rezerwy mocy stacji.

Wartość współczynnika rezerwy mocy $k_r$ zależy od wymagań odnośnie do rezerwowania mocy. Dla zasilania odbiorników III kategorii przyjmuje się zwykle $k_r=1,1\div1,2$; dla odbiorników I kategorii minimalna wartość współczynnika $k_r$ wynosi 2.

Ilość transformatorów pracujących w stacji powinna być wyznaczona (przy znajomości przebiegu obciążenia), z kryterium minimalizacji strat. Należy przy tym przestrzegać pewnych zasad.

W dużych stacjach o napięciu górnym 110 kV/SN przewiduje się od 1¸2 transformatorów przy zastosowaniu tak zwanej ukrytej rezerwy, dzięki której przy wypadnięciu jednego z transformatorów z pracy pozostałe będą zdolne pokryć całkowite zapotrzebowanie mocy. W stacjach średnich napięć zasilanych z sieci rejonowych z reguły stosuje się 2 transformatory. Natomiast w stacjach miejskich, wiejskich i przemysłowych oddziałowych o napięciu dolnym niskim z reguły projektuje się stacje jednotransformatorowe o mocach transformatorów:

• w stacjach miejskich do 630 kVA,
• w stacjach wiejskich do 400 kVA,
• w stacjach przemysłowych do 1600 kVA.

W przypadku zasilania odbiorników I i II kategorii, w razie braku możliwości rezerwowego zasilania należy projektować stacje dwutransformatorowe.

Przy doborze liczby i mocy transformatorów w stacjach zasilających zakłady przemysłowe należy założyć, że całkowita moc dobranych transformatorów jest nie tylko w warunkach roboczych co najmniej równa mocy zapotrzebowanej przez zakład, lecz także w warunkach zakłóceniowych moc transformatorów z uwzględnieniem dopuszczalnej przeciążalności powinna być wystarczająca do pokrycia mocy odbiorów wymagających rezerwowania.

Przy zastosowaniu w stacji jednego lub dwu transformatorów należy dążyć, aby moc poszczególnych jednostek była jednakowa. Dopuszcza się zastosowanie transformatora rezerwowego o mniejszej mocy niż moc pozostałych transformatorów w przypadku, gdy moc odbiorów wymagających rezerwowania jest mała w stosunku do obciążenia całkowitego lub jeśli występują znaczne różnice w obciążeniu.

Stacje oddziałowe są zazwyczaj projektowane jako jednotransformatorowe. W przypadku odbiorników wymagających rezerwowania z tej samej stacji można wyposażyć stacje oddziałowe w dwa transformatory.

Oprócz podanych wyżej zasad przy doborze liczby i mocy transformatorów należy brać pod uwagę następujące wskazówki:

• w sieciach przemysłowych ogranicza się moc pojedynczego transformatora (do 1600 kVA przy napięciu 400 V i 2500 kVA przy 690 V) z uwagi na trudności z doborem aparatury i łączników,
• w przypadkach wymagania dużej niezawodności ruchowej nie należy zakładać możliwości przeciążenia transformatorów.

Stacje transformatorowe SN/nn w sieciach terenowych budowane są jako jednotransformatorowe.

Dobór przekładni i zakresu regulacji transformatorów

O doborze przekładni transformatora decydują w danym miejscu układu elektroenergetycznego następujące parametry:

• napięcie górne i dolne,
• dopuszczalne wahania napięcia dla odbiorników przyłączonych do transformatora po stronie dolnego napięcia.

Aby utrzymać wahania napięcia w dopuszczalnych granicach, stosuje się regulację zaczepową, przy czym są stosowane następujące sposoby regulacji:

• regulacja zaczepowa w stanie beznapięciowym,
• regulacja zaczepowa pod obciążeniem automatyczna i półautomatyczna – stacje 110 kV/SN.

Regulacja zaczepów znajdujących się zwykle po stronie uzwojenia napięcia znajdujących się zwykle po stronie uzwojenia napięcia wyższego wpływa na zmianę przekładni transformatora.

Regulację zaczepową w stanie beznapięciowym stosuje się dla stacji SN/nn, gdy występuje konieczność zmiany przekładni (kilka razy w roku).

Normalne zakresy regulacji w stanie beznapięciowym w transformatorach o mocy do 160 kVA wynoszą ± 5%, w transformatorach o mocy 2÷16 MVA – ± 5%.

W przypadku częstej konieczności zmiany przekładni stosowana jest regulacja napięcia przez zmianę zaczepów pod obciążeniem. Normalny zakres regulacji napięcia pod obciążeniem w transformatorach o mocach 2÷16 MVA wynosi ± 10%, a w transformatorach o mocy do 16 MVA wzwyż ± 16%, może być także 23, 25 zaczepów.

Regulacja zaczepowa pod obciążeniem może być wykonana jako półautomatyczna (stosowana tylko w stacjach ze stałą obsługą) i automatycznie.

Ekonomiczny dobór transformatorów

O ostatecznym doborze liczby i mocy jednostek transformatorowych decyduje analiza techniczno– ekonomiczna. Po ustaleniu kilku wariantów mocy transformatorów spełniających wymagane warunki techniczne z uwzględnieniem pokrycia mocy zapotrzebowanej odbiorów w warunkach normalnych i przy dopuszczalnym przeciążeniu transformatorów w warunkach zakłóceniowych, przeprowadza się rachunek ekonomiczny porównania wariantów i wybiera wariant optymalny. Rachunek ten pozwala na ustalenie tak zwanej ekonomicznej mocy transformatorów.

Przy porównywaniu wariantów różniących się znacznie niezawodnością zasilania (np. stacja z jednym lub z dwoma transformatorami) do obliczenia kosztów rocznych należy stosować wzór uwzględniający koszty zawodności rozpatrywanych wariantów.

Obciążalność transformatorów

Sposób określania dopuszczalnego obciążenia mocą transformatorów energetycznych podaje norma PN–IEC 76–1/AK [25].

Przewodnik zawiera wskazówki dotyczące obciążenia transformatorów ze względu na temperatury pracy i starzenie cieplne izolacji. Zawiera zalecenia do obciążenia powyżej wartości znamionowych i wytyczne umożliwiające projektantowi wybór odpowiednich wartości znamionowych i warunków obciążenia nowych instalacji.

Przewodnik podaje matematyczne modele służące do oceny skutków rozmaitych obciążeń – nieustalonych oraz zmieniających się cyklicznie – w różnych temperaturach czynnika chłodzącego. Przedstawia również zalecenia dotyczące dopuszczalnego obciążenia na podstawie wyników obliczeń temperatury. Zalecenia te odnoszą się do różnych wielkości i znaczenia kategorii transformatorów, a także do różnych rodzajów obciążenia – obciążenie ciągłe, normalne, cykliczne obciążenie bez zakłóceń lub doraźne obciążenie awaryjne.

Podaje się w tabelach 5.4. i 5.5. dane znamionowe transformatorów WN/SN i SN/nn [17], [18].

Tabela 5.4. Transformatory WN/SN – dane znamionowe [17],[18]

Tabela 5.5 Transformatory SN/nn – dane znamionowe [17], [18]