Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
1. Графики эл. нагрузок, назначение. Основные показатели электрических нагрузок.
Определение эл. нагрузок – важная ступень в проектировании СЭС, позволяющая на последующих этапах выбирать и эффективно использовать элементы СЭС. Завышение кап. вложений и неполное использование эл. оборудования. Занижение – увеличение потерь и износ.
Важным показателем эл. нагрузки является график эл. нагрузки, представляющий собой изменеие во времени P,Q,S,I. Графики эл. нагрузок подразделяются на групповые и индивидуальные.
Индивидуальные – обычно графики нагрузок мощных приемников (печей, двигателей, выпрямительных установок), которые составляют для прояснения физической картины формирования групповых графиков.
Индивидуальные графики подразделяются на:
- периодические: для них характерно:
W1=W2
для циклических поточных производств.
-циклические: W1=W2
характ-ют цикличное, но не поточное произ-во.
- нециклические:
однако характерно одинаковое потребление эл. энергии за цикл.
- нерегулярные: однако не постоянное значение эл. потребления
Групповые: для определения эл. нагрузок групп ЭП, графики формируются из индивидуальных и подразделяются на:
- периодические (для них характерна жесткая связь Р(t)=P(t+τ).
- почти периодические (характерно постоянное эл. потребление за смену).
- нерегулярные (не постоянное эл. потребление).
Получают групповые графики путем визуального наблюдения измерительных приборов, фиксируют самопишущими приборами, и также при помощи автиматизированных систем эл. снабжения.
По продолжительности различают суточные и годовые:
Показатели данных графиков:
1. Макс. и миним. значение мощности;
2. Макс. и миним. значение потребленной эл. энергии;
3. Время наибольших потерь (отношение макс. потребляемой эл. энергии к миним.)
Назначение графиков нагрузки:
1. Для определения кол-ва потребленной эл. энергии за определенное время.
2. Для ведения экономичного режима работы.
3. Планирование сроков ремонта оборудования.
4. проектирование новых и расширение дейст. установок.
Суточные графики:
1. Позволяют произвести анализ режима работы эл. оборудования.
2. Разработка мероприятий по улучшению режимов работы.
3. Для определения макс. заявленной акт. мощности в часы суточных макс. эл. потребления на предстоящий расчетный период.
4. Для расчета эл. нагрузки при проектировании.
1-2. Безразмерные показатели графиков нагрузки (на примере суточного).
Безразмерные показатели графиков нагрузок определяются для индивидуального и группового графиков нагрузок по активной, реактивной и полной мощности или току. Они характеризуют режимы работы приемников во времени.
1. Коэффициент использований по активной или реактивной мощности – отношение среднесменной мощности к номинальной. Бывает групповой или индивидуальный.
2. Коэффициент включения приемника - отношение продолжительности включения приемника в цикле ко всей продолжительности цикла.
3. Коэффициент загрузки – отношение фактически потребляемой средней мощности за время включения в течении времени цикла к его номинальной мощности.
4. Коэффициент формы – отношение среднеквадратичного тока или полной мощности за определенный период к среднему значению тока или мощности за тот же период. Он определяется по показаниям счетчиков.
где - расход э/э за время T; - расход э/э за время Т/m;
m – число интервалов разбиения графика;
Характеризует неравномерность графика во времени.
5. Коэффициент максимума – отношение расчетной акт. мощности к средней мощности за исследуемый период времени. Определяется за наиболее загруженную смену.
6. Коэффициент спроса – отношение расчетной мощности в условиях проектирования или потребляемой мощности в условиях эксплуатации к номинальной мощности.
7. Коэффициенты заполнения графиков нагрузки – отношение средней акт. мощности к максимальной или расчетной.
8. Коэффициент разновременности максимумов нагрузки – отношение суммарного расчетного максимума узла СЭС к сумме расчетных максимумов отдельных групп приемников, входящих в данный узел.
1-3. Основные определения расчетных нагрузок, Понятие максимума средней нагрузки на оптимальном интервале осреднения.
Различают два вида расчетных нагрузок:
Расчетная нагрузка по максимальному нагреву проводника – это такая неизменная во времени нагрузка, которая вызывает тот же нагрев проводников, что и реальная (эквивалентна ожидаемой изменяющейся нагрузке по наиболее тяжелому тепловому воздействию.
Расчетная нагрузка по тепловому износу изоляции – это такая неизменная во времени нагрузка, которая вызывает тот же износ изоляции, что и реальная.
Для определения расчетной нагрузки аналитически можно вывести справедливое неравенство:
однако оно дает грубое представление о расчетной нагрузке.
Так как нагрев проводников обеспечивается определенной нагрузкой в течении некоторого времени, то средняя нагрузка за данный интервал времени РС Т , будет более достаточно характеризовать нагрев проводника в течении данного времени, чем наибольшая нагрузка на данном интервале времени.
Существует оптимальная длительность интервала осреднения ТОСР. Она не должна быть ни большой, ни маленькой.
ТОСР=3∙ТО – трем постоянным времени нагрева проводника, так как за это время нагрев проводника достигает 95 % установившегося значения.
Таким одразом средняя нагрузка за интервал времени ТОСР=3∙ТО принимается в качестве расчетной нагрузки РР ≈РМТ
1-4. Методы определения расчетных нагрузок, область применения.
Метод коэффициента спроса. Для определения расчетных нагрузок по этому методу необходимо знать установленную мощность Рном группы приемников и коэффициенты мощность cosφ и спроса Кс,а данной группы.
Расчетную нагрузку группы однородных по режиму работы приемников определяют по формулам:
Определение расчетной силовой нагрузки по установленной мощности и коэффициенту спроса является приближенным методом расчета, поэтому его применение рекомендуется для предварительных расчетов и определения общезаводских нагрузок.
Статистический метод расчета нагрузок. По этому методу расчетную нагрузку группы приемников определяют двумя интегральными показателями: средней нагрузкой Рср,т и среднеквадратическим отклонением из уравнения ,
где - принятая кратность меры рассеяния, а индекс Т указывает на отношение величины к длительности интервала осреднения нагрузки.
Статистический метод позволяет определять расчетную нагрузку с любой принятой вероятностью ее появления. Применение этого метода целесообразно для определения нагрузок по отдельным группам и узлам приемников электроэнергии напряжением до 1 кВ.
Определение расчетной нагрузки по средней мощности и коэффициенту формы. В основе метода лежит равенство расчетной и среднеквадратической нагрузки. Для групп с повторно-кратковременным режимом работы принятое допущение справедливо во всех случаях. Оно приемлемо также для групп приемников с длительным режимом работы, когда число приемников в группе достаточно велико и отсутствуют мощные приемники, способные изменить равномерные групповые графики нагрузок.
Данные метод может применяться для определения расчетных нагрузок цеховых шинопроводов, на шинах низшего напряжения цеховых трансформаторных подстанций, на шинах РУ напряжением 10 кВ, когда значение коэффициента формы находится в пределах 1-1,2.
Расчетная нагрузка:
Метод расчетного коэффициента нагрузки.
Метод удельного расхода электроэнергии на единицу продукции.
Ряд приемников электроэнергии характеризуется неизменными или мало изменяющимися графиками нагрузок. К таким электроприемникам относятся электроприводы вентиляторов, насосов, преобразовательных агрегатов электролизных установок, печи сопротивления, электроприемники бумажной и химической промышленности, поточно-транспортных систем.
.n- кол-во ед. в год
Метод удельной нагрузки на единицу производственной площади применяют при проектировании универсальных сетей машиностроения, характеризующихся большим числом приемников малой и средней мощности, равномерно распределенных по площади цеха.
Расчетная нагрузка:
( расчет 4-6 уровней.)
Рассматриваемый метод целесообразно применять для определения расчетной нагрузки на стадии проектного здания при технико-эконом300
ическом сравнении вариантов, а также для других ориентировочных расчетов.
1-5 Метод коэффициента расчетной нагрузки.
Метод определения нагрузок на уровне участков и цехов . Расчёт ведётся в табличной форме.
А) Все ЭП группируются по технологическому или по территориальному признаку. При этом учитывается
комплектация силовых пунктов. При расчётах не учитываются резервные ЭП , ЭП с кратковременным режимом работы.
Б) В пределах каждого узла ЭП группируются по характерным критериям ( с одинаковыми Pном , Кu- коэффициентом использования и cos φ). Резервные ЭП и ЭП с кратковременного режима работы не
В) По расчётному узлу суммируются кол-во ЭП и суммарная Pном.
Г) из справочных данных выписываются Кисп. И cos φ (если интервальные значения то принимаются наибольшие)
Д) по каждой страке и по узлу в целом определяются промежуточные , расчётные величины
KuPном ΣKuPном
KuPном*cos φ ΣKuPном*tgφ
Е) Определение средневзвешенного коэффициента использования—Кисп
Кисп=
Ж) определяется эффективное число ЭП.
Nэ = - это такое кол-во однородных по режиму работы ЭП одинаковой мощности, кот. обуславливает тоже значение расчётного максимума что и фактическая группа различных по режиму работы и мощности ЭП. Округляют до ближаишего меньшего.
З) В зависимости от полученных значении Кисп и Nэ определяется Кр.
И) определяем расчётную нагрузку:
Рр= КрΣКuРном
Qр= (1÷1,1)Σ КuРном tgφ
Если Nэ 10 то = 1,1
Если Nэ 10 то = 1
Если сумма Р трёх найбольших по Р ЭП больше Р расчётной , то Р принимаем = этой сумме с учётом коэффициента загрузки.
При этом Qр – рассчитывается аналогично
Sр=
Iр=
1-6. Трансформаторные подстанции цехов пром. пред-ий: типы, места расположения, кол-во и мощность трансф-ов.
В ТП цехов ПП применяются следующие марки трансформаторов:
ТМЗ – трехфазный масляный трансформатор закрытого типа;
ТС – трехфазный трансф-р с естественным воздушным охлаждением открытого исполнения.
ТЭНЗ - трехфазный трансф-р с негорючим жидким диэлектриком закрытого типа.
ТМГ-трехфаз. Тр-р герметичный.
По пожарной безопасности для сухих и с негорючими диэлектриками ограничений по установке нет. Открыто в производственных помещениях допускается устанавливать КТП с масляными суммарной мощностью транс-ры до 3200 кВА ( расстояние между ними должно быть не менее 10 метров). На второй этаж допускается устанавливать тран-ры мощностью ≤ 1000 кВА. Установка транс-ров выше второго этажа и ниже 0,5 м от уровня пола, когда над или под ними находится значительное количество людей запрещена.
При расположении масляных трансформаторов внутри цеха их устанавливают в отдельных камерах с проходами для осмотра при этом под каждым масляным трансформатором устанавливают маслоприемник, как для трансформатора с массой более 600 кг, кроме этого предусматривают вентиляцию камер трансформаторов. Забор воздуха в цехах с нормальной средой осуществляют из цеха, в цехах с пыльной средой – снаружи.
П/ст состоит: 1 или 2 трансформатора, РУНН ( отсутствует в блоке трансф-р – магистраль).
По местам расположения различают встроенные, пристроенные, внутрирасположенные и отдельно стоящие п/ст.
Внутрицеховые ТП наиболее приближены к ЭП и дают максимальную экономию цветного металла и снижению потерь. Для внутри цеховой п/ст применяют совтоловые ТНЗ и сухие трансформаторы ТС.
Наружные п/ст строят при питании от п/ст нескольких цехов и чаще всего в них размещают масляные трансформаторы.
Цеховые ИП устанавливают вдоль длинной стороны цеха как можно ближе к центру нагрузок, но иногда выгодным оказывается смещение ТП в сторону ИП. Число трансформаторов определяется категорией надежности потребителей:
1 трансформатор: для питания III категории; для питания II категории, если транс-р питается по двум МЛ или КЛ; для I категории, если они составляют ≤ 15 % от общей нагрузки с наличием автоматического регулирования по НН.(при резерв. по НН)
2 транс-ра: при преобладании I и II категории; при неравномерном суточном или сезонном графике нагрузки для уменьшения потерь; при поэтапном наращивании нагрузки; при высокой плотности нагрузки > 0,4 кВА/м2.
Более двух трансформаторов: мощное сосредоточение нагрузки (2 транс-ра не могут покрывать нагрузку); отсутствие условий для распределения транс-ров по площади цеха; при толчковых нагрузках ( качество Э/Э); раздельное питание силовой и осветительной нагрузки, при неравномерной нагрузке, поэтапном вводе нагрузки.
Выбор мощности:
Для предварительной оценки мощности транс-ра используется показатель мощности нагрузки:
σ < 0,2 рекомендуется мощность < 1000 кВА;
σ 0,2÷0,5 рекомендуется мощность < 1600 кВА;
σ > 0,5 мощность 2500 кВА.
Выбор мощности транс-ра осуществляется по среднемаксимальной мощности за наиболее загруженную смену.
Вводится предположение, что в сети НН осуществлена полная компенсация реактивной мощности: SСМ=РСМ.
где КЗ=0,7 – для I категории 2 транс-ой п/ст;
КЗ=0,8 – для II категории 1 транс-ой п/ст при наличии резерва на НН. КЗ=0,9 - 0,95 при преобладании нагрузок II категории, при наличии резерва транс-ров , и для II категории.
Значения КЗ транс-ров определены из условия взаимного резервирования транс-ров в аварийном режиме с учетом допустимой перегрузки оставшегося в работе транс-ра в 1,4 раза на время максимума нагрузки с общей продолжительностью 6 часов на 5 суток. 1,4 SН ≥ SР.
Для комплектных трансформаторных подстанции коэффициент перегрузки равен 1,3.
1-7. Выбор схем, напряжений и режимов присоединения предприятия к энергосистеме.
ГПП – п/ст, получающая питание от энергосистемы, преобразующая и распределяющая э/э на более низком напряжении (6 – 35 ) кВ по предприятиям.
ГРП – п/ст предприятия, получающая питание от энергосистемы и распределяющая ее на том же напряжении.
ПГВ – п/ст с первичным напряжением 35 – 220 кВ выполненная как правило по упрощенным схемам коммутации на первичном напряжении с глухим присоединением к питающим линиям, получающая питание непосредственно от энергосистемы или ГРП предприятия и предназначенная для питания отдельного объекта.
1. схема ГРП (радиальное питание, напряжение сети внешнего ЭС совпадает с высшим напряжением сети предприятия).
ГРП – когда место собственной э/ст совпадает с центром электрических нагрузок.
2. Схема ГПП без выключателей на стороне ВН. Дешевле и надежней в эксплуатации, чем схема с выключателями, применяются когда ежедневно операции включения и отключения не производятся.
не применяется, когда в голове линии используются воздушные выключатели
для маломощных потребителей (до 4000 кВА).
Возможно пофазное срабатывание предохранителей. Трудно согласовать защиту на стороне ВН и НН.
применяются для Т до 4000 ч (если не требуется газовая защита) напряжение больше 6300 ВА при установке защит всех видов.
Место расположения ГПП должно быть максимально приближено к ЦЭН:
Однако математическое определение ЦЭН не значит однозначное его определение, т.к: нагрузки меняются, сменный режим, ввод новых мощностей. Поэтому говорят о зоне рассеяния ЦЭН.
3. ПГВ целесообразны на средних и крупных предприятиях при наличии концентрированных узлов нагрузки, находящихся на значительном расстоянии.
Это ПГВ выполняют на 20 – 110 кВ, реже на 220 кВ, когда напряжение от энергосистемы вводят по схеме двойной транзитной магистрали на территории предприятия.
Трансформаторы устанавливают непосредственно у цехов. Однако иногда при малых нагрузках трансформация 110/0,4 не рациональна, поэтому применяют промежуточную трансформацию.
ГВ вообще по технико-экономическим показателям может быть на 40 – 60 % дешевле.
Как правило ГВ выполняются по схеме в виде магистральных воздушных линий проходящих в зоне основных нагрузок. Вообще при ГВ прием энергии децентрализуется, т.е. производится не от ГПП, а от нескольких п/ст, расположенных вблизи нагрузок.
Магистральные ГВ применяются при малозагрязненной окружающей среде, когда имеется возможность провести ВЛ по территории.
К одной магистрали присоединяются не более 4 п/ст. Магистральная схема дешевле радиальной, но зато аварий больше.
Радиальные схемы ГВ применяются в виде ВЛ и КЛ по блочной схеме линия – трансформатор.
Преимущества ГВ: меньше количество трансформаций; улучшенная возможность для регулирования напряжения; схемы дешевле и проще; большая надежность; меньше токи КЗ и рабочие токи; дешевле оборудование; УРП
1-8. Схема внутреннего эл. снабжения ( магистральные, радиальные), конструктивное выполнение, область применения.
Схемы внутреннего эл. снабжения зависят от многих факторов: категория надежности эл. снабжения; размещения нагрузок; площади предприятия. Наибольшее распространение получили ступенчатые схемы.
Одноступенчатые: характерны при компактном расположении нагрузок, когда требуется высокая надежность, при резко переменных нагрузках, вызывают колебания напряжения.
Двухступенчатые: питание от ГПП подводится к узлу нагрузки, а далее распределяется по потребителям
Трех и более обычно не применяются т.к. дорогие схемы и сложная РЗ.
Распредпункты (РП) целесообразно применять при числе отходящих линий не менее 8. Применение РП позволяет разгружать основные пункты питания ГПП, где устанавливаются ячейки с дорогостоящим оборудованием, и от самих РП питаются маломощные цеховые п/ст, отдельные ЭД, небольшие печи.
Схемы внутреннего эл. снабжения подразделяются на радиальные, магистральные и смешанные.
1. Радиальные: распределение э/э обычно предусматривается при наличие потребителей I категории для питания потребителей резко-переменной нагрузки, вызывающие колебания в сети. Такие схемы обладают достаточной гибкостью и удобством эксплуатации. На цеховых п/ст – схемы упрощенные, без шин на стороне ВН. Трансформаторы п/ст питаются от разных шин РП или от разных РП.
Использование перемычек позволяет избежать перебои нагрузки.
Одноступенчатая радиальная
2. Магистральные: целесообразно, когда нагрузки располагаются упорядоченно по какому-либо направлению от ИП. Питающие линии последовательно заходят в каждый из приемников. Уменьшают число звеньев коммутации, снижается количество ячеек с выключателями. Используются: - при упорядоченном расположении п/ст на территории предприятия, при котором трасса прохождения магистрали получается наиболее короткой; - когда они имеют технико-экономические показатели лучше, чем у радиальных схем.
Магистрали бывают: одиночные, сквозные (разновидность одиночных), двойные, кольцевые.
Сквозные: получают питание обычно от двух независимых ИП.
Двойные: питание осуществляется по двум линиям от разных секций шин одного источника питания (аналогично от двух независимых ИП.
Двойные магистрали и одиночные с двух сторонним питанием позволяют питать потребители любой категории.
Кольцевые: не характерны для пром. п/ст: неэкономичное потокораспределение, сложная РЗ.
При воздушной магистрали рекомендуется глухое присоединение ответвлений без захода на п/ст. При КЛ обычно выполняется магистраль по мостиковой схеме.
При передаче больших потоков энергии применение магистралей КЛ не экономично, при меняют схемы с использованием гибких и жестких токопроводов
1-9. Выбор и проверка сечений проводов и кабелей выше 1000В.
Сечения проводов и жил кабелей выбирают по техническим и экономическим условиям.
Экономические условия выбора заключаются в определении сечения линии, приведенные затраты на сооружения которой будут минимальны.
К техническим условиям относят выбор сечений по нагреву расчетным(усл.прокладки) и послеаварийным током, проверку по экономической плотности тока ( > 1000 В проверяют все провода и кабели, до 1000 В – с ТНБ ≥ 4000 – 5000 ч), проверку по условиям коронирования, механической прочности, нагреву от кратковременного выделения тепла током КЗ, потерям напряжения в нормальном и послеаварийном режимах.
1. Выбор по допустимому токовому нагреву производится: IР ≤ IДОП∙КПОПР , где IДОП - табличное значение допустимого тока; КПОПР – поправочный коэффициент. ПУЭ регламентирует 4 поправочных коэффициента: на число параллельно работающих кабелей; на удельное сопротивление земли (1,13 – 0,75); на температуру ОС (1,48 – 0,36 применяется до 1кВ); на способ прокладки (короба, блоки) применяется до 1кВ. Сечение кабеля должно выбираться по данным участка с наихудшими условиями охлаждения, если его длина более 10 м.
2. Сечение по экономической плотности тока..
Не подлежат проверке по экономической плотности тока: - сети до 1кВ, при ТНБ < 4000 – 5000ч.; - ответвления к отдельным ЭП и осветительные сети; - сборные шины всех напряжений; - сети временных сооружений сроком службы до 4 – 5 лет.
3. Проверка по механической прочности. Минимальное сечение шин, проводов и кабелей с учетом их механической прочности должны быть не менее сечений, приведенных в справочной литературе.
4. Расчет сети по потере напряжения. Должны обеспечивать необходимый уровень и зажимах ЭП. Допустимые отклонения напряжения: освещение ± 5 %; ЭД ± 5 %, ДСП, печи сопротивления ± 5 %. Напряжение на зажимах наиболее удаленного от трансформатора может быть рассчитано:
UХХ – напряжение на зажимах вторичной обмотки трансформатора.
5. Проверка по току КЗ: до 1кВ на термическую устойчивость следует проверять, когда присоединяют к цеховому транс-ру > 1000 кВА или при защите аппаратами имеющими выдержку времени > 1 с.
tn – приведенное время;
- коэфф-нт, зависящий от материала проводника;
I – установившееся значение тока КЗ.
Шинопроводы проверяют на эл. динамическую устойчивость.
1-10. Реактивная мощность в системах эл. снабжения. Явления, связанные с ее передачей.
При постоянном токе: Р=U∙I
При переменном токе: Р=U∙I∙cos φ; φ – угол между напряжением и током; Р<U∙I;
При передаче э/э на переменном токе возникает процесс обмена э/э между источниками и эл. магнитными полями отдельных элементов (ЛЭП, транс-ры, компенсаторы).
Основными источниками реактивной энергии – являются генераторы.
Полная мощность: S=U∙I – (кажущаяся мощность). В частном случае если суммарное индуктивное сопротивление равно суммарному емкостному, то полная мощность равна активной.
Реактивная мощность связывает полную и активную: Q – условная величина, она не производит полезной работы (не преобразуется в другие виды энергии). Для ее выработки не требуется затрат др. видов энергии. Q – не имеет физического смысла.
Q пульсирует по сети ¼ периода она протекает в одном направлении ( накапливается в емкостях), другую ¼ периода – в другую сторону (в виде э/магнитной энергии в индуктивностях).
Источником Q является любой элемент у которого ток опережает напряжение ( направление Q совпадает с направлением источника).
Для эл. цепей однофазного тока, если ЭДС и ток синусоидальны, то Q=U∙I∙sinφ;
Для однофазных цепей переменного тока, когда ЭДС синусоидальна, а ток несинусоидален, то реактивная мощность складывается из двух составляющих: Q/ – мощность сдвига, обусловленная взаимодействием ЭДС источника и тока основной гармоники; - и Т –реактивная мощность искажения, обусловленная взаимодействием ЭДС и всеми гармоническими составляющими тока, отличными от основной гармоники.
Активная мощность вырабатывается централизованно.
Реактивная мощность вырабатывается и потребляется по всей сети.
Явления, связанные с передачей Q:
1. Возникают дополнительные потери активной мощности во всех элементах сети, где протекает Q:
следовательно передача Q на большие расстояния нецелесообразна, хотя генерация ее на э/ст дешевле, чем на месте.
2. Возникают дополнительные потери напряжения:
3. Загрузка Q трансформаторов и ЛЭП уменьшает их пропускную способность по активной мощности, => увеличение сечения проводов, > мощности транс-ров, => > кап. затраты.
4. Недоиспользование генераторов по активной мощности, вследствие недогрузки их по Q.
5. Необходимость увеличения мощности генераторов, вследствие увеличения потерь активной мощности при протекании Q по эл. сети.
1-11. Источники реактивной мощности и их технико-экономические характеристики.
Источником реактивной мощности - является любой элемент, у которого ток опережает напряжение.
Основным ИРМ являются генераторы.
На предприятиях в качестве ИРМ используют средства компенсации реакт. мощ-ти: СД и БК.
Технические характеристики:
СД: за счет изменения тока возбуждения можно плавно изменять генерацию Q ( или потребление) в достаточно широких пределах. Потребление – в режиме недовозбуждения. СМ обладает хорошими статическими характеристиками Q=f(U) при медленном изменении U.
При аварии уменьшают U и в СМ происходит форсировка возбуждения, которая приводит к > генерации Q, СМ менее чувствительны к несинусоидальности U.
Q=5000 до 75000 квар
Потери активной мощности ΔР=0,32÷0,15 кВт/квар.
Недостатки : -шум; - сложность в экспуатации.
БК: Нет вращающихся частей, => простота эксплуатации и обслуживания, бесшумность в работе; невысокая удельная стоимость, не дефицитность материалов.
Недостатки: не позволяют плавно регулировать Q; обладает отрицательным регулирующим эффектом; достаточно высокая чувствительность к U и I высших гармоник; высокая пожаро опасность (маслонаполненные БК).
Экономические характеристики: определяются удельными затратами на выработку 1квар. Чем мощнее СМ, тем меньше потери в якорной цепи, < удельные затраты (затраты на генерацию у СД больше в 20 раз, чем у СГенераторов).
Потери активной мощности на выработку Q у БК значительно меньше, чем у СД. Но у СД мощностью порядка 1000кВт затраты на выработку Q выравниваются с БК.
Чем > мощность СД, тем они экономнее.
Q=U2ωc – мощность компенсирующего устроиства.
Источником ИРМ также явл. ЛЭП.
Q=U2b0l b0- См/км - проводимость.
Для ВЛ – 110 кВ – Q=100 квар/км
- 220 кВ - Q= 415 квар/км
Чтобы создать баланс мощностей – на землю ставят реактор. Чтобы не было избытка QP
Для КЛ – 10 кВ – QP= 25 квар/км
СТК (Статические терристорные компенсаторы)
Состоят из парралельно подключённых БК и реакторов, которые через тр-р подключены к стороне ВН. Регулировка осуществляется терристорами. СТК могут потреблять и генерировать реактивную
энергию.
Конденсаторы всегда соединены в Δ.
1-12.Мероприятия по снижению потребления реактивной мощности, не требующие применения спец. устройств и целесообразные во всех случаях.
Одним из основных вопросов решаемых при проектировании и эксплуатации является вопрос о компенсации Q.
Так как основными потребителями Q являются АД (50 – 70 %), трансформаторы (20 – 25 %), вентильные преобразователи и др. приемники (10 %), то основными явл-ся следующие мероприятия:
1. Замена малозагруженных АД, двигателями меньшей мощности.(при Кз)
2. Понижение напряжения у двигателей, систематически работающих с малой загрузкой. .(ведёт к понижению Qр ,и увелич. cos φ, )
3. Ограничение ХХ двигателей и сварочных трансформаторов.(Рекомендуется откл. эл. дв-ль ,эл.оборудование если пауза в работе более 10 сек. )
4. Надо добиваться оптимальной загрузки оборудования . КЗ=0,75÷1.
5. По возможности применять двигателя с короткозамкнутым ротором (уменьшится мощность рассеивания).
6.Характеристики общепромышленных двигателей имеют лучшие хар-ки
7.Повышение качества ремонта двигателей (с ремонта должен выходить по паспортным данным(P,n,cosφ,КПД,U,соед.обмоток))
8.Замена недогруженных трансформаторов (по возможности)
9.Переход в ночное время на работу на 1-м тр-ре.
10. Переключение обмоток с Δ на звезду
При нагрузках АД меньше номинальной, прирост потребления Q по сравнению с приростом на ХХ пропорционален квадрату коэффициента загрузки двигателя:
т.о. Q потребляемая двигателем при произвольной загрузке:
Коэффициент мощности двигателя уменьшается при уменьшении его загрузки. Замена систематически мало загруженных двигателей двигателями меньшей мощности способствует повышению коэфф-та мощности промышленных эл. установок.
1-13. Конденсаторы как источники реактивной мощности, их достоинства и недостатки. Схемы включения и защиты конденсаторных установок. Разряд конденсаторов.
Конденсаторы – спец. емкости, предназначенные для выработки Q.
По своему действию они эквивалентны перевозбужденному синхронному компенсатору и могут работать как генераторы Q. Конденсаторы изготавливают на напряжение до 1кВ и выше.
До 1 кВ исполнение как 3-х фазное, так и 1 фазное. Выше 1кВ – однофазное. При напряжении выше 10кВ применяют схему Y с параллельно последовательным соединением конденсаторов в каждой фазе.
Схемы БК определяются режимом работы СЭС и своей емкостью. Выпускаются комплектные конден. установки как регулируемые , так и не регулируемые.
Преимущества конденсаторов:
1. Малые потери активной мощности (0,0025 – 0,005 кВт/кВар).
2. Простота эксплуатации.
3. Простота монтажных работ.
4. Возможность установки конденсаторов в любом сухом помещении.
5. простота устройств, дешевизна материалов.
Недостатки:
1. Зависимость генерируемой энергии от напряжения.
2. Высокая чувствительность к наличию высших гармоник.
3. Недостаточная устойчивость к токам КЗ и перенапряжениям.
Установки конденсаторов бывают индивидуальные, групповые и централизованные.
Индивидуальные: чаще применяют на U=660 В, в этих случаях конденсаторы присоединяют наглухо к зажимам применика.
Групповые: конденсаторы присоединяют к РП сети, при этом использование установленной мощности увеличивается. Обслуживается сразу несколько ЭП.
индивидуальное групповое
При централизованном – БК присоединяют на стороне ВН ТП пром. пред-ия. В этом случае использование установленной мощности наиболее высокое. Не рекомендуется установка БК напряжением 6- 1- кВ мощностью менее 400 квар с помощью отдельного выключателя и менее 100 квар с помощью общего выключателя с силовым транс-ром, АД и др. ЭП.
Разрядка БК должен осуществляться автоматически после каждого отключения батареи от сети. Поэтому к ней должно быть постоянно подключено спец. разрядное сопротивление: активное (омическое). Функции сопротивления могут выполнять трансформаторы напряжения. Время разряда конденсаторов менее 1 мин.
Для коммутации конденсаторов U>1 кВ применяют вакуумные или элегазовые выключатели.
Для защиты от токов КЗ используется масляные выключатели
(ВМП -10) – но для частых коммутаций плохо пригодны.
Схемы включения конденсаторов:
1-14. Самозапуск эл. двигателей. Особенности самозапуска. Выбег эл. двигателей.
Самозапуск – это автоматическое восстановление работы ЭД после кратковременного нарушения работы ЭД или после глубокого провала напряжения.
--это 1 из способов повышения надёжности работы потребителей
Основная задача СЗ: недопустить массовой остановки ЭД при исчезновении напряжения, это связано с обеспечением надежности работы отдельных агрегатов, т.к. это может создать опасность для людей. СЗ необходим на э/ст, в хим. пром-ти.
Особенности СЗ:
1. Одновременно может пускаться группа двигателей.
2. При этом двигатели могут пускаться под нагрузкой.
3. В момент подачи повторного напряжения некоторые двигатели еще находятся во вращении.
В результате СЗ может произойти травмы персонала, разрушение приводного механизма, может протекать пусковой ток.
ток самозапуска.
Появление больших моментов у быстроходных СД при перерыве эл. снабжения 0,5 – 0,8 с.
По моменту сопротивления можно разделить:
1. С постоянным моментом на валу :
2. С переменным моментом сопротивления:
Условия самозапуска: В момент подачи U электро-магнитный момент дв-ля д.б. больше М сопротивления МЭ1,1МС
Облегчение самозапуска :
1.Секционирование распред. устроиств;
2.Уменьшение R КЗ сети – с целью уменьшения провала U при самозапуске.
3. Применение последовательного самозапуска.
Электромеханическая постоянная времени- Та численно равно времени торможения дв-ля при Мс=Мном или численно равен времени разгона дв-ля при избыточном моменте равном номинальному. Для определения скорости вращения в процессе исчезновения или снижения напряжения на шинах определяется по кривым дв-ля:
tП – время перерыва эл. снабжения .
1 и 2 – для двигателей с пост. моментом сопрот.
3 и 4 – для двигателей с перем. моментом сопрот.
Индивидуальный выбег: когда каждый двигатель выбегает по разному независимо от разных ЭД.
Групповой выбег: несколько двигателей подключены к одной секции, а нагрузка двигателей различная.
При выбеге эл. дв-ля определяется инерционность вращающихся масс ротора и статора.
При пропадании U более тяжёлый дв-ль начинает подпитывать малый дв-ль и он начинает тормозить медленней.
1-15. Условия самозапуска асинхронных двигателей. Обеспечение самозапуска.
Условия самозапуска:
1. Момент дв-ля к моменту подачи напряжения должен быть достаточным, чтобы дв-ль развернулся до номинальной частоты: МДВ≥1,1МСОПР.
2. Температура обмоток ЭД д.б. не больше допустимой.
У ротора - для одноклеточных 0
- для двухклеточных 0
У статора 1350
Находится момент СЗ. Величина момента зависит от величины напряжения на зажимах двигателя.
1. Определяется скорость до, которой выбежит двигатель.
2. Определяется сопротивление двигателя и внешней цепи.
3. Определяется напряжение, которое будет на двигателе при повторной его подаче.
4. Опред-тся момент двигателя (остаточный).
5. Определяется время СЗ двигателя (разгон до номинальной частоты).
6. Опред-ся дополнительный нагрев дв-ля в результате СЗ.
1-16. Основные способы самозапуска синхронных двигателей. Обеспечение самозапуска.
Способы СЗ СД:
1. С глухим присоединением возбудителя (с форсировкой возбуждения или без нее).
2. С введением разрядного сопротивления в цепь:
а). При срабатывании контакта М возбудитель отключается от ротора и происходит рассинхронизация.
б). При отключении М возбудитель остается подключенным к ротору, но через разрядное сопротивление. РЧ – реле частоты.
При асинхронной скорости в роторе наводятся ЭДС определенной частоты, реле срабатывает на отключение возбудителя и на введение добавочного сопротивления.
Обеспечение СЗ:
1. При невозможности обеспечить СЗ всех СД прежде всего обеспечивается СЗ ответственных механизмов при отключении не ответственных.
2. Может быть применен последовательный СЗ: двигатели разбиваются на две группы: легкие (с малой Та) и тяжелые. Тяжелые ЭД во время перерыва отключаются от сети автоматикой и пускаются после легких двигателей. Для создания благоприятных условий СЗ рекомендуется применение СД с использованием форсировки возбуждения для повышения уровня напряжения и облегчения вхождения в синхронизм.
3. Секционирование:
4. Уменьшение индуктивностей сопротивлений внешней сети за счет правильного выбора реакторов.
1-17. Системы эл. снабжения с изолированной нейтралью.
В системах с изолированной нейтралью при замыкании фазы А на землю: IА=0.
При замыкании первой фазы на землю ток замыкания на землю в 3 раза больше, чем ток утечки в нормальном режиме.
Ток замыкания на землю:
U’в
Uо
Ua
где l – длина электрически связанных линий на той же ступени, где происходит замыкание.
Достоинства: при замыкании первой фазы на землю может осуществляться бесперебойное эл. снабжение в течение двух часов пока бригада не устранит неисправность.
Недостатки: необходимость повышение уровня изоляции, что ведет к увеличению кап. затрат, а возможность возникновения двух фазного КЗ после работы системы с одно фазным КЗ требует установки устройств контроля изоляции, это дополнительные затраты. Возможность возникновения дуги => пожар, опасное эл. механическое влияние на ЛС. Допускаются токи однофазного КЗ: 6 кВ – 30 А; 10 кВ – 20 А; 20 кВ – 15 А; 35 кВ – 10 А.
Применяется : - в сетях массового обслуживания 6-10 кВ;
- трёхпроводные сети 0,4 кВ
- иногда 35кВ
В сетях выше 35 кВ – прим. глухозаземлённая нейтраль , иначе к каждой гирлянде изоляторов придётся добавлять озоляторов.
Если токи превышают, то применяют схемы компенсации емкостных токов, т.е. между нейтралью и землей включается индуктивность. Поскольку индуктивные и емкостные токи отличаются по фазе на 180 градусов, то вместе замыкания на землю они компенсируют др. друга.
Полная компенсация не получится, т.к. не учитывается акт. сопротивление и несимметрия фаз.
Достоинства: предупреждается пробой изоляции, при этом нет опасности загорания дуги, увеличивается время работы в таком режиме, отсутствие значительного влияния на ЛС.
Недостатки: удорожание схемы, усложнение эксплуатации, сложнее релейная защита, т.к. нужна повышенная чувствительность.
1-18. Системы эл. снабжения с глухозаземленной нейтралью.
Применяется в сетях напряжением 0,4 кВ, 110 кВ и выше.
Ток однофазного КЗ может быть больше тока трех фазного КЗ. Напряжение неповрежденных фазы относительно земли
(небольшое смещение нейтрали). Работа в таком режиме не допускается. Отключение замыкания происходит за счет величины тока КЗ.
Достоинства: - не нужно делать усиленную изоляцию, меньше кап. затраты; - обеспечена четкая работа релейной защиты ( надежность, селективность, быстродействие); - стабилизируется потенциал нейтрали относительно земли.
Недостатки: - любое КЗ на землю нужно отключать, т.к. токи большие, отключение потребителей; - сильное влияние на ЛС (линии связи); - удорожание РЗ (РЗ в трех фазах, для ограничения бестоковой паузы требуется быстродействующее АПВ); - затраты на заземляющие устройства; - опасность поражения людей, вследствие больших шаговых напряжений и напряжений прикосновения.
Применяется в сетях свыше 35 кВ, в четырёхпроводных сетях 0,4 кВ.
На некоторых подстанциях , когда ток однофазного КЗ больше тока 3 фазного КЗ разьединяют неитраль:
1-19. Тарифы на эл. энергию.
Тарифы предназначены для расчет потребителей с эн. системой для покрытия затрат на:
- производство, передачу и распределение э/э потребителям;
- общесистемные затраты на обеспечение надежности эл. снабжения;
- поддержание резервных мощностей;
- амортизацию и замену ОФ;
- мероприятия по регулированию графика нагрузки.
Большая часть затрат идет на топливную составляющую ( около 50 %), отчисления на амортизацию (1/4), ремонтные материалы, стоимость потерь э/э.
Требования к тарифам:
1. Должны отражать все виды затрат,
2. Должны способствовать снижению общих народнохозяйственных затрат.
3. Должны быть дифференцированы по времени суток, дням недели, сезонам.
4. Должны дифференцироваться по регионам.
5. стимулировать потребителей ( снижать нагрузку в часы пик и повышать ее в часы ночных провалов.
6. Должны быть ясные по своей цели.
7. Должны обеспечивать простоту измерения и расчетов с потребителями.
Основные виды тарифов:
1. Тариф по счетчику эл. энергии: П=Э∙b;
Э – количество э/э по счётчику, b – ставка за 1 кВт*ч.
Недостаток: не стимулирует max. и min. Нагрузок.
2. Двухставочный тариф с основной платой за заявленный максимум:
РЗ.М.А.- стоимость 1 кВт заявленного максимума.
Если потребители потребили больше заявленной Э/Э , то за разницу берут штраф в пятикратном размере , если меньше тоже штраф.
Предприятие стимулируется к меньшим потреблениям мощности в часы максимума.
3. Одноставочный, дифференцируемый по зонам суток , необходимы двух или трех ставочные счетчики, но они проще чем счетчики с фиксацией максимума. Способствует снижению расхода э/э путем выравнивания графика нагрузки. Стимулирует уход из пика нагрузок.
П=W1b1+W2b2+W3b3
Указанные тарифы дифференцируются по :
- ВН – 110 кВ и выше
- СН1 – среднее U 1 уровня 35 кВ
- СН2 - среднее U 2 уровня 6-10 кВ
- НН - низкое U 0,4 кВ и ниже
2. По группе потребителей :
Различают: - базовых (заявленная P=20 МВт и выше и ТМАX=7500 ч/год)
- прочие потребители – это все остальные потребители кот. не относятся к базовым
- население –для населения тариф регулируется государством. 2.1. Рациональная эксплуатация печей сопротивления.
В основу рациональной эксплуатации положена возможность энергосбережения.
Мероприятия по экономии электроэнергии в эл. печах сводятся к следующему:
2.2. Индукционные тигельные печи.
Печи без сердечника, работа таких печей основана на поглощении эл.-магн. энергии, проводящей сапки размещающейся внутри цилиндрической катушки и обмотки индуктора. Индуктор в виде пустотелых трубок, охлаждающихся водой. Имеются механизмы погрузки, выгрузки, подъема крышки. Для снижения потоков рассеивания делают внешний магнитопровод, который будет замыкать на себя часть потоков рассеивания.
Первичная обмотка – индуктор. Вторичная – металл. Происходит выделение тепловой энергии проводящей сапки => рост к.п.д., позволяет получать высокие t0. Металл в тигеле интенсивно перемешивается благодаря эл.-динамич. взаимодействию.
Тигель
Преимущества печей:
Недостатки: f = 500-10000 Гц, что требует преобразователей.(«-»).
«-»: Низкие значения cosφ=0,05-0,2., необходима компенсация.
На результирующую индуктивность печи влияет режим и процессы протекающие в печи(t0 в тигеле, размеры кусков шихты и т.п.).
Особенности эл. оборудования: печь, комплекты измерит.приборов, генераторы повышенной частоты, индукционно-защитная аппаратура, КБ.
Автоматич. поддержание cosφ за счет КБ, поддержание U,I на выходах источника питания, автоматическое согласование нагрузки с источником питания, автоматич. симметрирование мощной однофазной нагрузки. В установках повышенной частоты поддерживают cosφ=0,9-1. В печах пром. частоты cosφ ≈ 1-для 3-х фазной нагрузки, cosφ ≈ 0,87 при несимметрич. однофазной.
ИП должен обеспечивать надёжное зажигание дуги , её устойчивое горение и иметь возможность настроики требуемого режима сварки. Чтобы удовлетворить эти требования необходимо:
1.ИП должен иметь Uxx>UзАЖ.(зажигания дуги). Например . при сварке пост. током металлическим электродом UзАЖ.=30-40 В. На перем. токе UзАЖ.=50-60 В. По условиям безопасности UХХ общепромышленных источников пост. тока не превышает 90 В, переменного тока 80 В.
2.Обеспечение соответствия способа сварки и внешней характеристики источника. Внешняя характеристика должна быть круто падающей для ручной и дуговой или аргонно-дуговой сварки; полого падающая – для автоматической сварки под слоем флюса, жесткой для сварки в CО2.
3.ИП должен обеспечивать достаточную выходную индуктивность источника переменного тока.
4.Иметь возможность регулировать Uxx или выходное сопротивление ИП.
ИП работают в одном из след. Режимов:
2.4Методы расчета освещения (светотехническая часть).
Задачей расчета осветительной установки является определение числа и мощности источника света или определения фактической освещенности.
Расчет освещения может производится по методу коэффициента использования, точечным методом и по методу удельной мощности.
Метод коэффициента использования светового потока предназначен для расчета равномерного освещения горизонтальных поверхностей при отсутствии крупных затемняющих предметов. Расчет ведется в следующем порядке:
- определяется нормативная освещенность Ен для данного помещения, по конфигурации помещения выбирается тип и число светильников, выбирается наивыгоднейшее их расположение;
- находится индекс помещения – величина зависящая от длины и ширины помещения (А,В), а также высота подвеса светильников над рабочей поверхностью (Нр):- находится сочетание коэфф-ов отражения потолка, стен и расчетной поверхности; - определяется коэф-т использования светового потока для данного типа светильника; -где КПД светильника и коэфф-т использования помещения соответственно;
- определяется расчетный световой поток одной лампы: где К- коэф. запаса, S – освещенная площадь, z – отношение Еср к Ен; - выбирается мощность лампы, световой поток которой близок или совпадает с полученной расчетной величиной -10 +20 %.
При невозможности выбрать лампу, поток кот. лежит в указанных пределах, изменяется число светильников.
Точечный метод. В отличие от метода коэффициента использования точечный метод позволяет рассчитывать освещенность не только на горизонтальной поверхности при наличии или отсутствии затенений, но и на поверхностях, различным образом расположенных в пространстве (вертикально, наклонно), когда отраженный свет не играет существенной роли. Этот метод применяется для расчета общего равномерного, общего локализованного, местного и наружного освещения. Точечный метод позволяет определить освещенность от источников света в заданной точке при условии, что расположение источников нам известно. Совокупное действие ближайших светильников дает в рассматриваемой точке суммарную освещенность.
В проектной практике при расчете точечным методом пользуются пространственными кривыми условной освещенности (изолюксами). Эти кривые составлены для стандартных светильников при световом потоке условной лампы 1000 лм в прямоугольной системе в зависимости от расчетной высоты Нр и от расстояния d проекции светильника на горизонтальную поверхность до заданной точки.
Расчет точечным методом производится в следующем порядке:
Особенности метода целесообразно рассмотреть при анализе алгоритма расчёта:
- выбирается тип светильника, намечается высота его подвеса и наивыгоднейшее число светильников;
- устанавливается мин. Нормируемый уровень освещённости;
- определяется значения коэффициента доп. освещённости и коэффициента запаса;
- определяется , измерив по плану , расстояния d от заданной точки до проекции каждого из ближайших светильников;
- находятся по графикам пространственных изолюкс значения условной освещённости – е. суммируя их, получают Σе. Графики изолюкс приводятся в светотехнических справочниках для конкретного типа светильника. Условная освещённость при этом определяется в зависимости от расстояния d и высоты подвеса свотильника.
- находят световой поток лампы, устанавливаемой в светильнике, при заданной освещенности Е: , где - коэффициент, учитывающий освещенность от прочих удаленных источников, принимается равным 1,1-1,2;
- по полученному потоку и напряжению выбирают мощность стандартной лампы, поток которой отличается от рассчитанного не более чем на +20 или -10%.
Метод удельной мощности. Метод применим для расчета только общего равномерного освещения при отсутствии требующих учета затенений. Метод позволяет, минуя полные светотехнические расчеты, определить мощность или число ламп по таблицам удельной мощности.
Порядок пользования таблицами при лампах накаливания и лампах типа ДРЛ следующий:
- выбираются все решения по освещению помещения (тип светильника, освещенность, коэффициент запаса, коэффициент отражения поверхностей помещения, значения расчетной высоты, площадь помещения, число светильников N);
- по соответствующей таблице для данного типа светильника и характеристик помещения находится удельная мощность руд с учетом коэффициента запаса;
- определяется единичная мощность лампы по формуле , где S - площадь помещения, м2;
N - число светильников; выбирается ближайшая стандартная лампа по мощности, Вт.
При люминесцентных лампах:
- выбираются все решения (см. выше) по освещению помещений, включая число рядов светильников n и спектральный тип лампы, например ЛБ;
- по соответствующей таблице находится удельная мощность руд, принимая одну из стандартных мощностей лампы;
- для тех же ламп одной мощности определяется необходимое число светильников в ряду делением (руд S) на мощность Рл одного светильника и осуществляется компоновка ряда.
Для помещения очень удлиненной формы (А 2,5В) находится условная площадь В2 и по ней определяется значение руд, которое распространяется на всю площадь А В.
3-1. Молниезащита ОРУ подстанций.
Состоит из 2-х уровней защиты:
Защитные молниеприёмники бывают : тросовые, стержневые, сетчатые.
От ПУМ защищается стержневыми молниеотводами .
Устанавливаются : - на трансформаторные порталы;
- прожекторные вышки;
- отдельно стоящие молниеотводы;
Сопротивление заземлителя не д.б. превышать 80 Ом.
При установке стержневых молниеотводов на конструкции ОРУ необходимо использовать защитное действие высоких объектов. При этом все объекты высотой Hx должны находиться в зонах зашиты
системы молниеотводов на таких высотах. При этом выбирается вариант с минимальным числом молниеотводов.
При ударе молнии в молниеотвод возможно обратное перекрытие изоляции , из-за падения U от I молнии на системе молниеотвод-заземлитель.
Umax=IМRи+amL0hx hx- высота защищаемого объекта
Eblb IМRи +amL0hx am-крутизна импульса измерения
EЗlз IМRи EbEЗ- среднеразрядные напряжённости воздушного промежутка и промежутка земли.
L0- удельная индуктивность конструкции на кот. установлен молниеотвод.(из лит-ры)
Eb=500кВ/м ; EЗ=300кВ/м
U50% IМRи+amL0hx1 U50%- среднее разрядное U гирлянды изоляторов в кВ
Eblb amL0hx2
Uдоп. IМRи Uдоп.- доп.импульсное U оборудования в кВ
Типовая схема молниезащиты п/ст 35кВ и выше:
Для защиты оборудования п/ст в схеме исп. защ. аппараты F1. На некотором расстоянии от него находятся защищаемые объекты: тр-р и выкл-ль.
Участок ВЛ непосредственно у шин п/ст защищён тросом и наз. защищённым подходом с длиной Lзп. В начале з.п. у ВЛ на деревянных опорах на опору устанавливается защ. аппарат F2, т.к. 1 подтроссовая опора явл. местом с ослабленной изоляцией . Аппарат F3 устанавливается для ограничения перенапряжении при отражении волны перенапряжения выключателя Q .
Umax=UостUk=Uост+2al/300
Uдоп=Umax=Uост+2al/300 l- расстояние от защитного аппарата до защищаемого объекта
Uдоп.т.=1,1(Uп.н.-0,5Uном)
Uдоп.ап-та.=Uср.
3-2. Молниезащита здании и сооружении.
В соответствии с принятой в России классификацией зданий и сооружений по условиям защиты их от воздействия молнии в зависимости от степени опасности поражения молнией и выбора необходимых мер защиты все здания и сооружения разделяются на три категории.
Здания и помещения 1и 2 категории по устройству молниезащиты должны быть защищены:
1) Молниезащиту I категории используют для зданий и сооружений со взрывоопасными зонами (помещениями) классов B-I и В-II(согласно ПУЭ).
К зонам класса В-1 относятся зоны в помещениях,где выделяются горючие газы или пары ЛВЖ в таком количестве и с такими свойствами,что могут образовать с воздухом взрывоопасные смеси при нормальном режиме работы(хранение и переливание ЛВЖ,находящееся в открытых ёмкостях.
Зоны класса В-2-это зоны в помещениях, где выделяются и переходят во взвешанное состоя-ние горючие пыли и волокна в таком количестве, что могут образовать с воздухом взрывоопасные смеси в нормальном режиме(при разгрузке и загрузке технологических аппаратов)
При использовании стержневых и тросовых молниеотводов для 1 категории молниезащиты зданий и сооружений применяется зона защиты типа «А» с надёжностью защиты от ПУМ 99,5%. Молниезащита 1 категории действует по всей территории России не зависимо от района среднегодовой грозовой деятельности.
2) Молниезащиту 2 категории используют :
а)для зданий и сооружений со взрывоопасными зонами в помещениях класса B-Iа; В-1б ; и В-IIа(согласно ПУЭ).
К зонам класса В-1а относятся-это зоны в помещениях,где при нормальных условиях
взрывоопасные смеси горючих газов или паров ЛВЖ с воздухом не образуются, а возможны только в случаях аварий или неисправностей.
К зонам класса В-1б относятся-это зоны в помещениях,где при нормальных условиях
взрывоопасные смеси горючих газов или паров ЛВЖ с воздухом не образуются, а возможны только в случаях аварий или неисправностей.(при определённом нижнем уровне концентрациио-
нного предела для газов )
Зоны класса В-2а-это зоны в помещениях, где выделяются и переходят во взвешанное состояние горючие пыли и волокна в таком количестве, что могут образовать с воздухом взрывоопасные смеси при авариях или неисправностях.
При использовании стержневых и тросовых молниеотводов для 2 категории молниезащиты зданий и сооружений (B-Iа; В-1б ; и В-IIа согласно ПУЭ) применяется : зона защиты типа «А» с надёжностью защиты от ПУМ 99,5% (действует в местностях с грозовой деятельностью 10 ч в год и более и количеством поражений молнией зданий и сооружений в год N>1); зона защиты типа «Б» с надёжностью защиты от ПУМ 95,8%( действует в местностях с грозовой деятель-
ностью 10 ч в год и более и количеством поражений молнией зданий и сооружений в год N1).
б) для наружных установкок, создающих согласно ПУЭ зону класса В-Iг(например заправочные станции) Наружные установки, отнесенные по устройству молниезащиты ко II категории, должны быть защищены от прямых ударов и вторичных проявлений молнии.
При использовании стержневых и тросовых молниеотводов для 2 категории молниезащиты наружних установок применяется зона защиты типа «Б» с надёжностью защиты от ПУМ 95,8%. Молниезащита 2 категории для наружних установок действует по всей территории России не зависимо от района среднегодовой грозовой деятельности.
3) Здания и сооружения, отнесенные по устройству молниезащиты к III категории, должны быть защищены от прямых ударов молнии и заноса высокого потенциала через наземные (надземные) металлические коммуникации. Наружные установки, отнесенные по устройству молниезащиты к III категории, должны быть защищены от прямых ударов молнии.
Внутри зданий большой площади (шириной более 100 м) необходимо выполнять мероприятия по выравниванию потенциалов. Выравнивание потенциала внутри зданий и сооружений шириной более 100 м должно происходить за счет непрерывной электрической связи между несущими внутрицеховыми конструкциями и железобетонными фундаментами, если последние могут быть использованы в качестве заземлителей.
В противном случае должна быть обеспечена прокладка внутри здания в земле на глубине не менее 0,5 м протяженных горизонтальных электродов сечением не менее 100 мм2. Электроды следует прокладывать не реже чем через 60 м по ширине здания и присоединять по его торцам с двух сторон к наружному контуру заземления.
Проверка состояния устройств молниезащиты должна производиться для зданий и сооружений I и II категорий 1 раз в год перед началом грозового сезона, для зданий и сооружений III категории - не реже 1 раза в 3 года.
Молниезащита зданий и сооружений I категории
Защита от прямых ударов молнии зданий и сооружений, относимых по устройству молниезащиты к I категории, должна выполняться отдельно стоящими стержневыми (рис. 5.11) или тросовыми молниеотводами.
Отдельно стоящий стержневой молниеотвод:
1 - защищаемый объект; 2 - металлические коммуникации
Указанные молниеотводы должны обеспечивать зону защиты типа А. При этом обеспечивается удаление элементов молниеотводов от защищаемого объекта и подземных металлических коммуникаций.
Отдельно стоящий тросовый молниеотвод
Для защиты от вторичных проявлений молнии должны быть предусмотрены следующие мероприятия:
а) металлические конструкции и корпуса всего оборудования и аппаратов, находящиеся в защищаемом здании, должны быть присоединены к заземляющему устройству электроустановок или к железобетонному фундаменту здания.
б) внутри зданий и сооружений между трубопроводами и другими протяженными металлическими конструкциями в местах их взаимного сближения на расстояние менее 10 см через каждые 20 м следует приваривать или припаивать перемычки из стальной проволоки диаметром не менее 5 мм или стальной ленты сечением не менее 24 мм2; для кабелей с металлическими оболочками или броней перемычки должны выполняться из гибкого медного проводника в соответствии с указаниями СНиП 3.05.06-85;
в) в соединениях элементов трубопроводов или других протяженных металлических предметов должны быть обеспечены переходные сопротивления не более 0,03 Ом на каждый контакт. При невозможности обеспечения контакта с указанным переходным сопротивлением с помощью болтовых соединений необходимо устройство стальных перемычек, размеры которых указаны в подпункте "б".
Защита от заноса высокого потенциала по подземным металлическим коммуникациям (трубопроводам, кабелям в наружных металлических оболочках или трубах) должна осуществляться путем их присоединения на вводе в здание или сооружение к арматуре его железобетонного фундамента, а при невозможности использования последнего в качестве заземлителя – к искусственному заземлителю.
Защита от заноса высокого потенциала по внешним наземным (надземным) металлическим коммуникациям должна осуществляться путем их заземления на вводе в здание или сооружение и на двух ближайших к этому вводу опорах коммуникации. В качестве заземлителей следует использовать железобетонные фундаменты здания или сооружения и каждой из опор, а при невозможности такого использования - искусственные заземлители.
3-3. Конструкция разрядников.
Разрядник – устройство, обеспечивающее защиту изоляции от перенапряжения и гашение дуги сопровождающего тока в течение короткого времени. Существует несколько типов разрядников: трубчатые, вентильные, длинноискровые разрядники, ОПН, У них разные способы гашения дуги. В трубчатых разрядниках дуга гаснет за счет интенсивного продольного дутья; вентильных – благодаря уменьшению тока с помощью сопротивления, которое включается последовательно с искровым промежутком.
Трубчатые разрядники:
|
основу разрядника составляет трубка из газогенерирующего материала 1. |
Один конец трубки заглушен Ме крышкой на которой укреплен внутренний стержневой электрод 2. На открытом конце трубки расположен др. электрод в виде кольца 3. S1 – внутренний или дугогасящий промежуток. S2 – внешний искровой промежуток (чтобы газогенерирующий материал не разлагался постоянно под действием тока). При возникновении импульса перенапряжения оба промежутка пробиваются и IИМП отводится в землю. После окончания импульса искровой разряд переходит в дуговой. Под действием высокой температуры дуга переменного тока в трубке происходит интенсивное выделение газа и давление увеличивается. Газы устремляются к открытому концу трубки и создают продольное дутье, в результате чего дуга гасится. Виды трубчатых разрядников: С фибробакелитовыми трубками ( РТФ) и с трубками из винипласта (РТВ и РТВУ – усиленный).Могут иметь указатель срабатывания.
Преимуществами ОПН являются: возможность глубокого ограничения перенапряжения, в том числе междуфазных, малые габаритные размеры, позволяющие использовать их в качестве опорных изоляционных колонн, большая пропускная способность.
Уровень ограничения коммутационных перенапряжений с помощью ОПН составляет (1,65 - 1,80)UФ. Уровень ограничения грозовых перенапряжений составляет (2,2 - 2,4)UФ в сетях 110 кВ и снижается до 2UФ для ЛЭП 750 кВ.
ОПН комплектуются в виде параллельно соединенных колонок из дисков диаметром 28 и высотой 8 мм. Торцы дисков металлизированы и обеспечивают контакт между дисками. В соответствии с пропускной способностью число параллельных колонок резисторов в ОПН варьируется от четырех в ограничителе перенапряжений на 110 кВ до 30 в ограничителе перенапряжений на 750 кВ.
Высокая нелинейность обуславливает прохождение при рабочем напряжении или резонансных перенапряжениях через нелинейные резисторы тока не более долей миллиампер на одну параллельную колонку. Это позволяет исключить искровой промежуток и подключить резистор ОПН непосредственно к сети. Применительно к ОПН отсутствует понятие напряжения гашения. Однако длительное воздействие резонансных перенапряжений, связанных с прохождением через ОПН больших токов, может нарушить тепловую устойчивость аппарата и привести к аварии. В связи с этим для ОПН установлены допустимые длительности приложения повышенных напряжений, которые должны быть скоординированы с действием релейной защиты.
Применение ОПН позволяет глубоко ограничивать также и междуфазные перенапряжения.
Длинно-искровыеразрядники
Принцип работы разрядника основан на использовании эффекта скользящего разряда, который обеспечивает большую длину импульсного перекрытия по поверхности разрядника, и предотвращении за счет этого перехода импульсного перекрытия в силовую дугу тока промышленной частоты. Разрядный элемент РДИ, вдоль которого развивается скользящий разряд, имеет длину, в несколько раз превышающую длину защищаемого изолятора линии. Конструкция разрядника обеспечивает его более низкую импульсную электрическую прочность по сравнению с защищаемой изоляцией. Главной особенностью длинно-искрового разрядника является то, что вследствие большой длины импульсного грозового перекрытии вероятность установления дуги короткогозамыкания сводится к нулю.
Существуют различные модификации РДИ, отличающиеся назначением и особенностями ВЛ, на которых они применяются.
Основное преимущество РДИ: разряд развивается вдоль аппарата по воздуху, а не внутри его. Это позволяет значительно увеличить срок эксплуатации изделий и повышает их надежность.
Разрядник длинно-искровой петлевого типа (РДИП)
РДИП-10 предназначен для защиты воздушных линий электропередачи напряжением 6-10 кВ трехфазного переменного тока с защищёнными и неизолированными проводами от индуктированных грозовых перенапряжений и их последствий и рассчитан для работы на открытом воздухе при температуре окружающего воздуха от минус 60 °C до плюс 50 °C в течение 30-и лет.
Разрядник длинно-искровой модульный (РДИМ)
РДИМ предназначен для защиты от прямых ударов молнии и индуктированных грозовых перенапряжений воздушных линий электропередачи (ВЛ) и подходов к подстанциям напряжением 6, 10 кВ трехфазного переменного тока с неизолированными и защищенными проводами.
РДИМ обладает наилучшими вольт-секундными характеристиками, именно поэтому его целесообразно применять для защиты участков линии, подверженных прямым ударам молнии, а также для защиты подходов к подстанциям ВЛ.
РДИМ состоит из двух отрезков кабеля с корделем, выполненным из резистивного материала. Отрезки кабеля сложены между собой так, что образуются три разрядных модуля 1, 2, 3.
4-1. Релейная защита силовых трансформаторов 6-10/0,4 кВ.
На понижающих тр-ах 6/10 – 0,4 в зависимости от мощности применяются 2 варианта комплектов защиты:
1. Мощность 6 МВА и выше: дифференциальная токовая продольная защита; - МТЗ; - защита нулевой последовательности; - газовая защита; - защита от перегрузок.
2. При меньшей мощности тран-ов: мгновенная токовая отсечка; - МТЗ; - защита нулевой последовательности; - газовая защита (необязательна); - защита от перегрузок.
- защита от перегрузок: IСЗ=КН∙IНОМ Т; коэффициент надежности 1,05. Реле устанавливается в одну фазу. Действует только на сигнал с выдержкой времени.
- токовая отсечка:
МТО защищает часть витков тр-ра со стороны источника питания и выводы. Работает без выдержки времени. Дост-ва: простота,
- дифференциальная защита: является защитой с абсолютной селективностью (зона срабатывания расположена между ТТ). Быстродействующая, обладает высокой чувствительностью. Защищает весь тр-р и выводы при всех видах КЗ. Принцип действия основан на сравнении по величине и фазе токов по концам защищаемого объекта. При внешнем КЗ вторичные токи ТТ приблизительно равны.
IНБ1 – из-за погрешности ТТ;
IНБ2 – из-за РПН;
IНБ3 – из-за неточности выравнивания токов плечах;
Ток срабатывания защиты выбирается:
1). IСЗ=КН∙IНБ∑; где КН = 1,2 – 1,5;
2). IСЗ=КН∙IБР НАМ; IБР НАМ – бросок тока намагничивания;
- МТЗ: защита с относительной селективностью, предназначена для защиты тр-ра от внутренних КЗ (резерв дифференциальной защиты) и от сверх токов. Имеет выдержку времени. Отстройка от тока IРМАХ и от токов самозапуска двигателей:
где коэф. надежности4 коэф. запуска; коэф. возврата соответственно.
- защита нулевой последовательности: зона срабатывания защиты: обмотки 0,4кВ, выводы шины п/ст и часть длины отходящей линии.
|
0,25, т.к. вывод нейтрали имеет сечение в 4 раза меньше. |
- газовая защита: предназначена для защиты от внутренних повреждений. Действует на сигнал: при витковых замыканиях и при пожаре в стали. Действует на отключение при КЗ на корпус и многофазных замыканиях. Может срабатывать ложно.(например в сейсмоопасных районах)
4-2. Защита при однофазных замыканиях на землю в сетях 6-10 кВ.
Величина тока замыкания на землю в сети 6-10 кВ ( сети с незаземленной нейтралью) составляет от 6 до 20 А. Это ток в десятки раз меньше номинального тока любого измерительного ТТ. Обычные ТТ для селективных токовых зашит не используются. Для этой цели существуют спец. трансформаторы нулевой последовательности, который состоит из тороидального сердечника, на который наматывается вторичная обмотка, а первичной является кабель или кабельная вставка.
|
РТЗ – чувствительное реле; |
В нормальном режиме работы сумма магнитных потоков = 0. При возникновении замыкания на землю суммарный магн. поток становится равным сумме нескомпенсированных потоков нулевой последовательности и защита сработает.
IСР=10–30мА.
Большая чувствительность. т.к. малый диапазон токов при повреждениях. Для определения. поврежденной фазы используют метод трех вольтметров. Сигнализация выполняется с помощью реле, подключенного к стороне разомкнутого треугольника трансформатора напряжения.
Сеть с незаземленной нейтралью
При замыкании фазы на землю возникает ток, зависящий от емкости сети относительно земли. Эти токи незначительны и не требуют немедленного отключения.
Режим замыкания на землю допускается в течении 2х часов. Он сопровождается возрастанием фазных напряжений на неповрежденных фазах (в крайнем случае до линейных)
Повреждение фазы А:
Фазная изоляция работает под повышенным напряжением. Возможен пробой и межфазное КЗ.
Защита не отключает повреждение, а подает сигнал.
Варианты схемы сигнализации от замыканий наземлюТри вольтметра PV, указательное реле KH. На обмотке KH при замыкании на землю возникает напряжение 3Но, где Но – напряжение нулевой последовательности. Реле срабатывает и подает сигнал.
4-3. АВР на подстанциях 6-10 кВ.
Бесперебойность эл. снабжения может быть обеспечена, если потребитель подключен к источнику питания двумя линиями или двумя тран-рами. При этом возможны два случая: - источники работают раздельно – каждый на часть нагрузки потребителя, например на отдельную секцию шин п/ст; - потребитель нормально питается от рабочего, а др. источник находится в резерве. В первом случае при нарушение эл. снабжения на части потребителей, напряжение восстанавливается действием АВР, включающим разомкнутый секционный выключатель на шинах п/ст. Питание потребителя при этом переводится на одну линию или на один тр-р. Во втором случае резервный источник питания включается только после отключения раб. источника; оборудование используется в этом случае хуже. АВР предусматривается для всех ответственных потребителей, поэтому для потребителей I категории АВР яв-ся обязательным. При наличии АВР время перерыва эл. снаб. зачастую опред-ся лишь временем включением выключателя источника резервного питания (0,3-0,8 с).
Пуск в действие АВР может осуществляться реле минимального напряжения, контролирующем напряжение на отдельных секциях шин. Схемы пускового органа миним-го напряжения м. б. выполнены на: - двух реле времени; - одном реле времени (начинает действовать только при одновременном исчезновении напряжения во всех трёх фазах); - с применением блокировки от нарушения в цепях напряжения используя реле миним. тока; - на дополнительном пусковом органе реле понижения частоты (при питании от шин с большим числом СД и АД ).
Основные требования к АВР: - должна приходить в действие в случае исчезновения напряжения на шинах потребителей по любой причине; - для уменьшения времени перерыва эл. снабжений, включения резервного ИП должно производится как можно быстрее, сразу после отключения рабочего ИП; - действия АВР д. б. однократным, чтобы исключить включение резервного ИП на неустранившееся КЗ; - АВР не должно приходить в действие до отключения выключателя рабочего ИП; - должно предусматриваться ускорение защиты резервного ИП для ускорения отключения резервного ИП. Это особенно важно, когда от резервного ИП питаются др. потребители.
4-4. Токовые зашиты. Общий принцип работы МТЗ и токовой отсечки.
По способу обеспечения селективности токовые защиты делятся на отсечки и МТЗ.
Зона действия токовой отсечки определяется крутизной кривой зависимости тока кз от длины линии:
Рекомендуется применять токовые отсечки, если зона срабатывания не менее 20 % длины линии – для первой ступени, не менее 40 % для второй ступени.
Токовые отсечки яв-ся основной защитой ЛЭП до 110 кВ. Ток срабатывания отсечки выбирают из условия ее срабатывания при КЗ на смежном участке:
Для исключения срабатывания ТОВ при замыкании в зоне действия токовой отсечки МТО должно выполнятся условие:
Основной признак КЗ – резкое увеличение тока в защищаемой цепи. МТЗ непрерывно контролирует величину тока и запускает работу цепей защиты при превышении тока определенного порога – тока срабатывания защиты (ТСЗ)
Правильный выбор ТСЗ обеспечивает необходимую чувствительность защиты.
Селективность МТЗ обеспечивается выбором времени срабатывания реле.
Выдержки времени МТЗ настраиваются таким образом, что наибольшее время срабатывания имеет комплект, ближайший к источнику питания.
При КЗ К1одновременно запускаются комплекты 1, 2 и 3, но первым успевает сработать комплект 3, ближайший к повреждению
МТЗ содержит два органа:
В ряде случаев оба органа совмещены в одном реле особой конструкции
МТЗ – наиболее простая и дешевая защита, широко применяется для защиты линий, генераторов, трансформаторов, двигателей.
На мощное оборудование чаще всего используется как резервная
Ток срабатывания МТЗ, три условия выбора:
Коэффициент чувствительности МТЗ
– наименьшее значение тока КЗ, протекающего через защиту при повреждении в конце защищаемой зоны.
В расчетах принимается наименьшее значение тока 2х фазного КЗ
Схема МТЗ неполная звезда:
Схема МТЗ с блокировкой минимального напряжения:При больших токах нагрузки и самозапуска ток срабатывания слишком велик, коэффициент чувствительности менее 1,5
Для повышения чувствительности МТЗ в этих случаях применяется блокировка минимального напряжения
Токовая отсечка (МТО)
Это разновидность МТЗ со следующими отличиями:
Ток срабатывания:
– наибольший ток трехфазного КЗ при повреждении в конце линии
Чувствительность оценивается величиной зоны действия, которая определяется графически – совместно строится кривая трехфазного КЗ и прямая . Точка пересеяения определяет границу зоны действия, длина которой не должна быть меньше 20 % длины линии.
5.1 Выбор сечения проводников осветительной сети. Схемы сетей освещения.
Расчет сечений проводников. Сечения проводников осветительной сети должны обеспечивать: необходимые уровни напряжения у источников света, прохождение тока нагрузки без перегрева сверх допустимых температур, достаточную механическую прочность.
1.Сечения проводников осветительной сети в основном определяются по допустимой потере напряжения Uдоп:
где М = РL - момент нагрузки данного участка сети, кВтм; Uдоп - допустимая потеря напряжения (%),
С – коэффициент. Допустимые потери напряжения в осветительной сети не следует смешивать с предельно допустимыми значениями отклонения на зажимах лампы, которые приняты для освещения от -2,5 до +5%.
Например, для осветительных сетей минимальное допустимое напряжение у наиболее удаленной лампы составляет 97,5% от номинального. U = Ux - Uт - 97,5
где Uх - напряжение холостого хода на зажимах н.н. трансформатора, %.
В тех случаях, когда необходимо рассчитать разветвленную осветительную сеть на минимум расхода проводникового материала, пользуются формулой: ;
где М - сумма моментов (кВтм) рассчитываемого и всех последующих по направлению потока энергии участков с тем же числом проводов в линии, что и рассчитываемый участок; m - сумма моментов (кВтм) всех ответвлений, питаемых через рассчитываемый участок; - коэффициент приведения моментов, когда ответвления имеют иное число проводов, чем рассчитываемый участок.; δUдоп.- доп. потеря U в осветительной сети.(табл.); С – коэффициент учитывающий материал проводника;
2. Наименьшие допустимые сечения проводников по механической прочности указаны в ПУЭ. Для AL- жил 2,5 мм2.
3.Проверка по нагреву:
Iдоп.Iраб.
Iдоп = Кпоправочный *Iдоп (табл.)
Iр= -- для 3 фазного участка
Iр= -- для 1 фазного участка
При выборе сечений нулевых рабочих проводов осветительной сети необходимо учитывать неравномерность нагрузки по фазам питающей сети.
При выборе схем питания освещения зданий должны учитываться:
а) требуемая степень надежности питания; б) регламентируемые уровни и постоянство напряжения у источников света;
в) простота и удобство эксплуатации; г) требования к управлению освещением; д) экономичность установки.
Питающие сети для освещения и силового электрооборудования рекомендуется выполнять, как правило, раздельными. Совмещение питающих сетей целесообразно при использовании в качестве питающих линий в крупных производственных и общественных зданиях магистральных шинопроводов, при небольшой мощности аварийного и эвакуационного освещения и для зданий, электроснабжение которых производится от отдельно стоящих подстанций.
Рисунок 4.3 – Схемы питания рабочего и аварийного (эвакуационного) освещения от КТП: а — от двух однотрансформаторных КТП; б — от одной двухтрансформаторной КТП.
Рисунок 4.4 – Схема питания рабочего и эвакуационного освещения от однотрансформа- торной КТП: 1 — КТП; 2 — магистральный щиток (пункт); 3 — групповой щиток рабочего освещения; 4 — групповой щиток эвакуационного освещения; 5 — линия питающей сети рабочего освещения; 6 — линия питающей сети эвакуационного освещения
Рисунок 4.5 – Схема перекрестного питания рабочего и аварийного (эвакуационного) освещения
Рисунок 4.6 – Схема питания рабочего и аварийного (эвакуационного) освещения от двух магистральных шинопроводов
Так же есть схемы:
– Схема питания рабочего и эвакуационного освещения от одного магистрального шинопровода; – Схема питания рабочего освещения от распределительного шинопровода; – Схемы питания аварийного и эвакуационного освещения от силовой сети
– Схемы питания освещения от вводов в здания
5.2 Расчет однофазных и пиковых нагрузок.
Однофазные эл.приемники включенные на линейное или фазное напряжение и распределенные с неравномерностью менее 15% учитываются как 3-х фазные той же суммарной мощности.
Неравномерность нагрузки по фазам: , при превышении указанных пределов Pp=3Pmax ф
Определение нагрузки каждой фазы:
- (*)
А) Один эл.приемник на линейное U:
Б) 2-3 эл.приемника на линейное U: , где по (*)
В) При включении эл.приемников на фазное U:
3. n>3, одинаковые Ku, cosφ, включаются либо на линейное, либо на фазное U:
, , , где - сумма ном.мощностей однофазных эл.приемников. - ном.мощность наиб. однофазного эл.приемника
- коэффициенты приведения.
Для остальных фаз аналогично. Выбирается наиболее загруженная фаза.
, , ,
Пиковой нагрузкой одного или группы эл.приемников называется кратковременная (1-2сек.) нагрузка, обусловленная пуском Э.Д., эксплуатационным к.з. и т.д.
При кол-ве эл.приемников n>5 : iпик = Iпуск.мax. +Iрасч. - Kи Iном.мax. , Iр – определяется по методу коэф-та max.
n=2-5: iпик = Iпуск.мax. +∑Iномi. - Iном.мax
n=1: iпик = Iпуск
При отсутствии паспортных данных можно принять iпик для А.Д.к.з. и С.Д. = 5Iном, для А.Д.с ф.р и ДПТ= 2,5Iном , печные сварочные тр-ры = 3Iном.
При самозапуске Э.Д. iпик = Σ Iпуск всех участвующих в самозапуске двигателей.
5.3. РАСЧЕТ ТОКОВ К.З. В СЕТЯХ ДО 1 кВ
Расчет токов к.з. необходим для проверки выбранного электрооборудования, коммутационных аппаратов, выбора уставок релейной защиты. Необходимо рассчитать:
1) начальное значение периодической составляющей тока к.з.; 2) апериодическую составляющую тока к.з.;
3) ударный ток к.з. При расчетах токов к.з. необходимо учитывать: 1) индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи: основные трансформаторы, проводники, трансформаторы тока, реакторы, токовые катушки автоматических выключателей; 2) активные сопротивления элементов к.з. цепи; 3) активные сопротивления различных контактов и контактных соединений; 4) значения параметров синхронных и асинхронных электродвигателей;
5) активное сопротивление электрической дуги в месте к.з. (при учете сопротивления дуги получают минимальное значение тока к.з.).
Составляется расчетная схема с нанесением на ней точек к.з. Затем составляется схема замещения, на которой указываются активные и реактивные сопротивления в мОм, приведенные к ступени напряжения сети точки к.з.
Расчет сопротивлений различных элементов схемы замещения ведется в следующем порядке:
Xc- эквивалентное индуктивное сопротивление энергосистемы , приведённое к ступени НН , рассчитывается по формуле:
; ,
rАД = r1 + 0,96 r2
где r1 - активное сопротивление статора, мОм; r2 - активное сопротивление ротора, мОм, приведенное к статору.
,
где Uнф = Uн/3 -номинальное фазное напряжение АД, кВ. И др.элементы.
Расчет начального действующего значения периодической составляющей тока трехфазного к.з. IПО (кА) при питании от энергосистемы через понижающий трансформатор определяют по формуле ,
где UСТ НН - напряжение ступени (400 В) сети, в которой произошло к.з.; r1 , х1 - соответственно суммарные активные и индуктивные сопротивления прямой последовательности цепи к.з., мОм. Эти сопротивления равны:
r1 = rт + rта + rкв + rкб + rш + rд ,
х1 = хс + хт + хта + хкв + хш + хкб
Начальное действующее значение периодической составляющей тока к.з. от СД IПО СД (кА) рассчитывают по формуле
Для СД, которые до к.з. работали с перевозбуждением, ЭДС: Для СД, работающих до к.з. с недовозбуждением, ЭДС:
Начальное действующее значение периодической составляющей тока к.з. от АД IПО АД (кА) определяется по формуле
где и rАД - соответственно сверхпереходное индуктивное и активное сопротивления АД, мОм; Cверхпереходная ЭДС АД:
Расчет апериодической составляющей тока к.з. в начальный момент к.з. ведется по формуле
В произвольный момент времени iat в радиальных сетях рассчитывают по формуле ,
где t - время, с; Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з., с, равная ,
где х и r - результирующие индуктивные и активные сопротивления цепи к.з., мОм;
с = 2f - синхронная угловая частота напряжения сети, рад/с.
Расчет ударного тока к.з. в ЭУ при питании от энергосистемы выполняется по формуле ,
где куд - ударный коэффициент, который может быть определен по кривым.
Ударный ток от АД iуд.АД (кА) рассчитывают с учетом затухания амплитуды периодической составляющей тока к.з.
Расчет токов однофазного к.з. при питании от энергосистемы через питающий трансформатор выполняется по формуле
где r1 и х1 - определяются как для трехфазной цепи, мОм; rо и хо - суммарные активное и индуктивное сопротивления нулевой последовательности цепи относительного тока к.з., мОм.
ro = rот + rта + rкв + rк + rош + rокб + rд,
хо = хот + хта + хкв+ хош + хокб
Начальное значение периодической составляющей (кА) с учетом синхронных и асинхронных ЭД рассчитывают:
где - эквивалентная сверхпереходная ЭДС (фазное значение), В.
Расчет токов двухфазного к.з. при питании от энергосистемы через понижающий трансформатор. Начальное значение периодической составляющей тока к.з. IПО (кА) определяют по формуле ,
где r1 = rт + rта + rкв + rк + rш + rкб + rд/2 ;
х1 = хс + хт + хта + хкв + хш + хкб
5.4. Аварийное освещение.
Разделяется на освещение безопасности и эвакуационное. Освещение безопасности предназначено для продолжения работы при аварийном отключении рабочего освещения, должно устанавливаться в помещениях, в которых внезапное отключение рабочего освещения может привести к тяжелым последствиям для людей и тех.оборудования. Освещенность на рабочей поверхности должна быть не менее 5% от освещенности установл. для раб.освещения, но не менее 2 лк внутри зданий и 1 лк на территории. При этом создавать освещенность более 30 лк (при разрядных лампах) и 10 лк (при лампах накаливания)
Эвакуационное освещение предусматривается по основным проходам и лестницам производственных помещений, в которых может одновременно находится 20 и более человек, а выход людей из помещения связан с опасностью травматизма из-за продолжения работы производственного оборудования. Эвакуационное освещение должно обеспечивать освещённость не менее 0,5 лк на полу основных проходов и на ступенях лестниц, и 0,2 на территории.
Светильники рабочего освещения и безопасности должны питаться от независимых источников.
Светильники эвакуационного освещения, в зданиях с естественным освещением и общественных зданиях должны присоединяться к сети, не связанной с сетью рабочего освещения, начиная от щита п/ст. В зданиях, имеющих несколько этажей, щитки рабочего освещения обычно устанавливают на каждом этаже. Аварийное освещение нескольких этажей может питать один щиток.
(схемы лит-ра 10, стр.31-33)
Рисунок 4.3 – Схемы питания рабочего и аварийного (эвакуационного) освещения от КТП: а — от двух однотрансформаторных КТП; б — от одной двухтрансформаторной КТП.
Рисунок 4.4 – Схема питания рабочего и эвакуационного освещения от однотрансформа- торной КТП: 1 — КТП; 2 — магистральный щиток (пункт); 3 — групповой щиток рабочего освещения; 4 — групповой щиток эвакуационного освещения; 5 — линия питающей сети рабочего освещения; 6 — линия питающей сети эвакуационного освещения
Рисунок 4.5 – Схема перекрестного питания рабочего и аварийного (эвакуационного) освещения
Рисунок 4.6 – Схема питания рабочего и аварийного (эвакуационного) освещения от двух магистральных шинопроводов
Так же есть схемы:
– Схема питания рабочего и эвакуационного освещения от одного магистрального шинопровода; – Схема питания рабочего освещения от распределительного шинопровода; – Схемы питания аварийного и эвакуационного освещения от силовой сети
– Схемы питания освещения от вводов в здания
5.5 Выбор предохранителей и автоматических выключателей.
Выбор предохранителей:
Предохранители наряду с автоматами явл. защитными аппаратами от токов КЗ.
α – коэффициент учитывающий условия пуска, α=2,5 при легких условиях пуска; α=1,6-2,0 при тяжелых условиях пуска (краны, центрифуги, дробилки), для защиты ответственных потребителей
tб≥(1,7-3)tм, tб,tм – время срабатывания большей, меньшей плавкой вставки.
Выбор автоматических выключателей.
Предназначены для автоматического отключения эл. сетей при КЗ или ненормальных режимах (перегрузках , снижении или исчезновении напряжения.)
Iс.о.≥кнIкр. Кн- коэффициент надёжности
6-1Методы соединения и оконцевания жил проводов и КЛ.
Соединение выполняют опрессовкой, пайкой, сваркой.
Опрессовку выполняют ручными клещами , механическим , пиротехническим или гидравлическим прессом с помощью сменных матриц. Матрицы подбирают по диаметру трубчатой части наконечника или соединительной гильзы. Различают 2 способа опрессовки : местного вдавливания и сплошного (многогранного) обжатия.
Многопроволочные медные жилы сечением до 2,5мм2 соединяют обжатием тонкой медной или латунной фольгой, Al жилы сечением до 10мм2 в гильзах при помощи ручных клещей. Соединение жил сечением 16-240мм2 опресовываются четырьмя местными вдавливанииями, а наконечник двумя(зачистка внутренней поверхности гильзы, смазка внутренней поверхности гильзы кварцевовазелиновой пастой, подготовка жил и смазка, опрессовка).
Сварка Сварку применяют для оконцевания и соединения алюминиевых жил проводов и кабелей всех сечений и для соединения алюминиевых жил с медными при сечении жил не более 10 мм2. Различают 3 способа сварки: контактным разогревом, термитная и газовая. При оконцевании и соединении AL жил сваркой применяют флюс ВАМИ.- предназначен для удаления плёнки окиси с поверхности алюминиевых жил и для защиты этой поверхности от окисления. Не допускается дуговая сварка при оконцевании жил для избегания пережигания. Термитная сварка производится с применением патронов марки ПА. Термитный муфель поджигается термитной спичкой и горит при температуре около 28000 (на свариваемые оголенные концы надевают термитный патрон, необходим охладитель устанавливаемый на штативе для предотвращения плавления изоляции).
Пайку применяют когда отсутствует возможность применения сварки и опрессовки, когда необходимо выполнить ответвления медных жил 16-185 мм2.
Пайка токопроводящих жил осуществляется расплавленным припоем, температура плавления которого ниже температуры плавления меди и алюмин. Применяется припой ПОС-30 (содержание олова 30%), для тонких проводников более мягкие припои ПОС-50, ПОС-61. Для пайки алюмин. жил применяется цинково-оловян. припои ЦО-12 (12% олова, 88% цинка).Для паики прим. теже наконечники что и для сварки , но сечение их выбирают на одну ступень больше сечения жилы для обеспечения заполнения припоем зазора между жилой и стенкой наконечника.
6-2. Прокладка кабелей в траншеях. Условия сближения и пересечения кабельных линий между собой и инженерными сооружениями.
Прокладка кабелей выполняется с применением специальных механизмов и раскатных роликов, по которым кабель, раскатываемый с барабана, перемещают при помощи лебедки, трактора, автомобиля и т. п. На поворотах в траншее устанавливают угловые ролики.
Раскатка кабеля может производиться также с помощью барабаноподъемника (при массе барабана до 3 т), движущегося кабельного транспортера или трубоукладчика. Необходимо иметь в виду, что размотка кабеля с барабана без тормозного приспособления не допускается. При вращении барабана необходимо следить, чтобы при размотке и прокладке кабеля на нем не могли образоваться «барашки» (перекручивание кабеля). Короткие отрезки кабелей прокладывают вручную.
Пересечения и сближения. Обычно кабели в траншее укладывают в один ряд на установленных расстояниях от зданий и сооружений. Наименьшее расстояние между кабелями и нефте- или газопроводом — не менее 0,5 м.
При пересечениях кабели до 1 кВ прокладывают поверх кабелей более высокого напряжения, так как вероятность повреждения в кабелях до 1 кВ больше и при таком размещении в случае аварий в кабелях до 1 кВ не будут повреждаться кабели более высокого напряжения. При пересечениях кабелей другими кабельными линиями между ними должен быть слой грунта толщиной не менее 500 мм. Если это расстояние соблюсти нельзя, то между кабелями до 35 кВ прокладывают бетонные плиты (кирпичи) или трубы. Кирпичи или бетонную плиту укладывают на слой земли толщиной не менее 150 мм, который насыпают поверх кабелей.
При пересечении ж/д путей и шоссейных дорог кабели прокладывают в туннелях, блоках или трубах по всей ширине зоны отчуждения на расстоянии не менее 1 м от полотна дороги и не менее 0,5 м от дна водоотводной канавы.
Расположение кабелей в траншее. Кабели укладывают на дно траншеи, очищенное от камней и неровностей, куда насыпают слой мягкой земли или песка толщиной 100 мм. Кабели укладывают с соблюдением требований, приведенных выше. При прокладке нескольких кабелей в траншее концы кабелей, предназначенные для последующего монтажа соединительных и стопорных муфт, следует располагать со сдвигом мест соединения не менее чем на 2 м. При этом должен быть оставлен запас кабеля длиной, необходимой для проверки изоляции на влажность и монтажа муфты, а также укладки дуги компенсатора (длиной на каждом конце не менее 350 мм для кабелей напряжением до 10 кВ). В стесненных условиях при больших потоках кабелей допускается располагать компенсаторы в вертикальной плоскости ниже уровня прокладки кабелей. Муфта при этом остается на уровне прокладки кабелей.
При прокладке кабелей в траншеях около здания кабель, ближайший к зданию, прокладывают на расстоянии не менее 0,6 м от его фундамента.
При параллельной прокладке кабельных линий должны соблюдаться следующие требования: расстояние по горизонтали в свету между кабелями должно быть не менее 100 мм между силовыми кабелями до 10 кВ, а также между ними и контрольными кабелями; расстояние между контрольными кабелями не нормируется; при прокладке кабельной линии параллельно с ВЛ ПО кВ и выше расстояние от кабеля до вертикальной плоскости, проходящей через крайний провод линии, должно быть не менее 10 м; расстояние в свету от кабельной линии до заземленных частей и заземлителей опор ВЛ выше 1 кВ должно быть не менее 5 м при напряжении до 35 кВ, 10м при напряжении 110 кВ и выше; в стесненных условиях расстояние от кабельных линий до подземных частей и заземлителей отдельных опор ВЛ выше 1 кВ допускается не менее 2 м, при этом расстояние от кабеля до вертикальной плоскости, проходящей через провод ВЛ, не нормируется; расстояние в свету от кабельной линии до опоры ВЛ до 1 кВ должно быть не менее 1 м, а при прокладке кабеля на участке сближения в изолирующей трубе — 0,5 м [3].
Расстояние от кабелей при сближении и пересечении других инженерных сооружений, железных, трамвайных, автомобильных дорог и т.д. нормировано.
На вводе в здание делают растянутые полукруги кабеля длиной 1 — 1,5 м, образуя запас на случай демонтажа концевых муфт и нового монтажа их. Ввод кабелей в здание из траншеи выполняют через отрезки асбоцементных и подобных им труб, с тем чтобы кабели в случаях аварий легко можно было заменить. В месте ввода кабеля в трубу пространство между кабелем и трубой забивают несгораемым и легко пробиваемым материалом. Этим исключается возможность проникновения воды из траншеи в здание, туннель и другие помещения.
Засыпка. В требованиях указано, что проложенный в траншее кабель должен быть присыпан первым слоем земли, должна быть уложена механическая защита или сигнальная лента, после чего представителями электромонтажной и строительной организации совместно с представителями заказчиками должен быть произведен осмотр трассы с составлением акта на скрытые работы. Траншея должна быть окончательно засыпана и утрамбована после монтажа соединительных муфт и испытания линии повышенным напряжением. Засыпка траншеи комьями мерзлой земли, грунтом, содержащим камни, куски металла и т. п., не допускается.
Кабели должны быть защищены от механических повреждений: при напряжении ниже 35 кВ — плитами или глиняным обыкновенным кирпичом в один слой поперек трассы кабелей; при рытье траншеи землеройным механизмом с шириной фрезы менее 250 мм, а также для одного кабеля — вдоль трассы кабельной линии. Применение силикатного, а также глиняного пустотелого и дырчатого кирпича не допускается. При прокладке на глубине 1 —1,2 м кабели 20 кВ и ниже (кроме кабелей городских электросетей) допускается не защищать от механических повреждений. Кабели до 1 кВ должны иметь такую защиту лишь на участках, где вероятны механические повреждения (например, в местах частых раскопок). Асфальтовые покрытия улиц и т. п. рассматриваются как места, где разрытие производится в редких случаях.
При засыпке кабельных траншей применяют бульдозеры, катки и трамбовки.
6-3. Методы определения повреждения в КЛ.
1 Метод петли, 2 Метод емкостного моста, 3 Импульсный метод, 4 Метод колебательного разряда. Для определения места повреждения 5Индукционный метод, 6 Акустический.
Для определения места повреждения в кабеле, происшедшего в процессе нормальной эксплуатации или после пробоя при профилактическом испытании, существует несколько методов. Практически наиболее распространенными являются методы импульсный, петля и индукционный.
Импульсный метод основан на изменении времени пробега прямого импульса (от электронного прибора до места повреждения) и обратного, отраженного. Расстояния до места повреждения , где tx – время пробега импульса, мкс; =160м/мкс – скорость распространения импульса по кабелю.
Приборы импульсного метода имеют электроннолучевую трубку, на экране которой видно прохождение импульса, а также линию масштабных отметок времени для отсчета расстояний. Полярность отраженного сигнала показывает характер изменения волнового сопротивления в месте отражения. При обрыве или прохождении сигнала до конца линии волновое сопротивление увеличивается и выброс отраженного сигнала происходит вверх. Выброс вниз означает наличие короткого замыкания или замыкания жилы на оболочку; при этом волновое сопротивление уменьшается. Расстояние до места повреждения определяется счетом числа масштабных отметок и умножением на цену деления каждой отметки (в метрах).
Рекомендуется для более точной ориентировки перед осциллографированием поврежденной кабельной линии провести осциллографирование исправной линии; полученные осциллограммы сравнить.
Метод петли основан на сопоставлении сопротивлений целой и поврежденной жил кабеля. Измерения производят с помощью универсального моста сопротивлений или специального кабельного моста.
После достигнутого по показаниям гальванометра равновесия плеч моста расстояние (м) до места повреждения , где l – длина всего участка линии, м; R1 и R2 - сопротивления плеч моста, Ом.
Индукционный метод основан на пропускании по кабелю тока звуковой частоты и улавливании в телефоне с помощью магнитной рамки-искателя усиленного звука в месте повреждения при прохождении с рамкой-искателем вдоль трассы кабелей.
Выпускают приборы с генераторами звуковой частоты (с рамкой и усилителем) типа ИНК-3 на полупроводниках для открытых кабелей и типа КИ-2М – для кабелей, размещаемых под землей. При приобретении навыков работы с этими приборами достигается высокая точность отыскания места повреждения в кабелях.
6-4 Показатели качества трансформаторного масла. Периодичность проверки масла в тр-ах.
Состояние тр-го масла оценивается по результатам испытании , которые в зависимости от объёма делятся на 3 вида :
- испытание на электрическую прочность , включающее определение пробивного напряжения, качественное определение наличия воды , визуальное определение содержания механических примесей.
- сокращённый анализ , включающий кроме названных выше определение кислотного числа, содержание водорастворимых кислот, содержание взвешенного угля, температуры вспышки;
- испытания в обьёме полного анализа, включающие все испытания в обьёме сокращённого анализа, стабильности против окисления, а также количественное определение влагосодержания и механических примесей.
Масло считается непригодным если хотя бы один из показателей не выполняется. При доливании масла более чем на 5% необходима проверка на содержание осадка. Для тр-в. не имеющих термосифонного фильтра масло проверяется не реже 1 раза в год (осадок возникает при старении масла, образования шлаков в результате горения дуги.
Нормы показателей качества тр-го масла при сокращённом анализе приведены в таблице.
Кислотное число- показывает , какое кол-во мг едкого калия необходимого для нейтрализации всех кислот в 1 мг масла. Для свежего сухого масла КЧ д.б. не более 0,05, для эксплуатационного не более 0,25.
Важным качественным показателем тр-го масла явл. тем-ра вспышки. Под температурой вспышки понимают темп.при, к-й пары масла в закрытом сосуде образуют с воздухом смесь, вспыхивающ. при поднесении к ней пламени. В процессе эксплуатации температура вспышки повышается, но при нагреве и неисправности контактов, к.з. температура снижается.
Попадание незначительного кол-ва воды резко снижает Uпроб cпособствует быстрому окислению масла, разрушению изоляции. Вода может находиться в виде:
1)осажденном на дне бака (не представляет опасности);
2)взвешенное в виде мельчайших капель;
3)растворенная.
Периодичность испытании масла д.б. такой , чтобы своевременно выявить недопустимое ухудшение хар-к масла, вызванное воздеиствием тем-ры , повышенных напряжённостей поля, содержащегося в масле кислорода.
Рекомендуются следующее объём и периодичность испытаний масла:
-- перед первым включением тр-ра в работу проводится проверка масла в объёме сокращённого анализа для тр-ов U до35 кВ и в объёме сокращённого анализа и влагосодержания масла для тр-ов 110 кВ и выше;
-- в приработочный период , а именно через 10 дней и через месяц для тр-ов 110 – 220 кВ, а для тр-ов 330 кВ и выше также и через 3 месяца , проводят испытания в том же объёме , как перед включением.
6-5 Особенности выполнения эл. проводки во взрывоопасных зонах.
Если концентрация ВО (взрывоопасной) смеси в помещении >5%, то это ВО помещение. ‘Зона’ - по горизонтали 5м и по вертикали 5м от ВО источника.
ВО смеси: 1. Газов и паров (класс I)-ВI, BIa, BIб, BIг.
Во ВО зонах классов В-Iб и В-Iг защита проводов и кабелей и выбор сечении должны производиться как для невзрывоопасных установок. Нулевые рабочие и нулевые защитные проводники должны иметь изоляцию , равноценную изоляции фазных проводников.
Во взрывоопасных зонах любого класса могут применяться:
Наиболее опасны ВI и BII. Осн. причины – неисправность эл. об., дуга, высокая t0. В BIa и BIIa выносить эл. аппаратуру вне помещений, а групповые осветительные сети рекомендуется прокладывать вне ВО помещений по стенам. Осв. сети и силовое оборудование питается по 3х фазной 4хпроводной системе с глухозаземленной нейтралью.В BI и BIa только Cu жилы, в др. можно Al. При соединении Al жил концевание выполняется пайкой, сваркой, опрессовкой. У эл.об-я должны быть вводные и выводные устройства-коробки(удерживающие крупнофрак-е частицы при дуге в коробке). Запрещается применять во ВО пом. прим. полиэтил. изол-ю. Во всех ВО пом-х и зонах (ВI и BII) следует применять:
а) для силовых сетей открытую прокладку кабелей ВБВ или АВБВ (есть разделяющий сердечник, к-й исключает к.з. между жилами)
Имеет внутр-ю ПХВ оболочку, ст. броню из 2 лент, нар-ю ПХВ оболочку, выполняется на U<1000B.
б) для осветительных сетей открытую прокладку небронированных кабелей: СРГ, ВРГ, МРГ, ВВГ, АСРГ, АВРГ. Допускается применять и силовой кабель.
Во всех ВО помещениях всех классов допускается:
а) для силовых сетей бронированные кабели U до и выше 1кВ СБГ, СРБГ, ВРБГ(кабель должен быть голый);
в) для световых сетей небронир-е кабели кроме ВI и BII АСРГ, АМРГ, АВВГ.
Силовые сети U до 1 кВ м/б выполнены во ВО помещениях в резиновой и ПВХ изоляции, причем в ВI и ВIа , BII эти провода д.б. в стальных трубах (соединение выполняется муфтами. Сварка запрещена). Во ВОП нельзя прокладывать в каналах, если газ будет скапливаться снизу. Каналы должны быть заполнены песком. Проход через стены производится в трубах с герметизацией выходов. При числе кабелей >5 прокладка в коробах засыпаемых песком. Присоед. подв-х эл. приемников, кранов вып-ся гибким кабелем.
8-1.-Гашение дуги .
1) Газовое дутьё (продольное и поперечное)
Наиболее эффективно в масляных выключателях, воздушных и газовых. При возникновении дуги выделяется газ , резко увеличивается давление и газ вместе с маслом уносятся через узкую щель , увеличивая дугу. Дуга успешно деионизируется благодаря диффузии .
2)Гашение в узкой щели. если дуга горит в узкой щели, образованной дугогасительным материалом , то благодаря соприкосновению с этими поверхностями происходит интенсивное охлаждение. Дуга затягивается в щель магнитным полем.
3) Разделение дуги на короткие дуги осуществляется с помощью дугогасительной решетки . Она состоит из ряда медных или стальных пластин. Особенности движения дуги в решетке:
не одинаковая скорость движения в промежутках.
Затягивание дуги в решетку приводит к резкому увеличению сопротивления дуги , быстрому поглощению энергии магнитного поля цепи.
4)Использование газов с сильно выраженными электроотрицательными свойствами. Создает высокую скорость деионизации.
5) Магнитное дутьё . Создавая радиальное и параллельное магнитное поле можно заставить дугу вращаться в пространстве между электродами. Используются 2 кольцевых магнита. Дуга охлаждается и деионизируется при вращении.
6)Вакуумное дугогашение. Вакуум обладает высокой эл. прочностью, благодаря чему дуга гасится при первом переходе через 0.
8-2.-Классификация контактов высоковольтных выключателей.
Контакты:
-подвижные (размыкающиеся,скользящие) ;
- неподвижные
-разъемные;
- неразъемные.
Типы контактов:
1)Рубящие (рубильники, выкл. нагрузки)
2)Пальцевые – состоят из нескольких пальцев(3)
1-медн. полосы
2-плоские пружины в многообъемных масл. выкл.
3) Торцевые- используются в высоковольтных выкл.
Состоят: съемный подвижный контакт, устанавливается на траверсе, неподвижный контакт и штангу.
4) Розеточные – только в малообъёмных выключателях. Неподвижный контакт состоит из нескольких пластин , расположенных по окружности и прижимающихся пружинами к центу., образуя розетку в который входит контакт.
5)Щеточные- старые генераторы реактивной мощности.
Конструкция дугогасительных камер
1) с продольным дутьём
2) с поперечным дутьём
8.3Основные разновидности высоковольтных выключателей, их сравнительный анализ.
Типы выключателей:
1)масляные
2)вакуумные
4)воздушные
5)электромагнитные.
Воздушные. Для гашения дуги в дугогасительных камерах используется сжатый воздух, который создаёт поперечное (в выключателях до 20 кВ) или
продольное дутье и обеспечивает быстрое гашение дуги. Гашение дуги происходит за 0,02-0,06 с. Для получения чистого и сжатого воздуха необходима компрессорная установка и ёмкости для её хранения. Для обеспечения достаточной электрической прочности между контактами в отключенном состоянии применяют внешние, внутренние отделители или разводят на необходимое расстояние дугогасительные контакты. Воздушные выключатели выпускают на всю шкалу напряжений: 110-750 кВ (ВВБ); 1150 кВ (ВНВ). Собирают из стандартных узлов.
ВВБК- двухстороннее дутьё, давление воздуха от 2 до 4 Мпа. ВВ- внутренняя установка, 10-20 кВ.
Вакуумные. Основной часть является дугогасительная камера, представляющая собой стеклянный запаянный баллон, в котором создаётся высокий вакуум Вакуумные камеры отличаются очень высокой электрической прочностью промежутка между контактами. Достоинства:
а)быстродействие
б)малые габариты и компактность
в)взрыво и пожаробезопасность
г)отключение цепи при первом переходе тока через ноль. Недостатки: а)сравнительно небольшие номинальные токи и токи отключения и возможность коммутационных перенапряжений при отключении малых индуктивных токов.
Элегазовые. SF6-элегаз-инертный газ, плотность которого превышает плотность воздуха в 5 раз. Способность SF6 гасить дугу объясняется тем, что молекулы газа улавливают электроны дугового столба и образуют относительно неподвижные ионы, что делает дугу неустойчивой и она гаснет. Выключатели элегазовые выпускаются до 220 кВ. Достоинства:
а) пожаро и взрывобезопасность
б) быстродействие
в) высокая отключающая способность
г)малый износ контактов.
Недостатки:
а)необходимость специальных устройств для наполнения, перекачки и очистки
б)относительно высокая стоимость SF6 в)не могут работать при температуре ниже –5 С, коммутационная способность резко уменьшается. ВЭК-110- при-мер элегазового выключателя.
Электромагнитные. Это аппараты магнитного дутья с гашением электрической дуги в воздухе. Для гашения дуги используется принцип узкой щели. Время гашения дуги 0,02-0,03с. Достоинства:
а)взрыво и пожаробезопасность
б)малый износ дугогасительных контактов
в)пригодность для частых коммутаций
г)относительно высокая отключающая способность.
Недостатки:
а)сложность конструкции дугогасительной камеры
б)ограниченный предел напряжений (до 20 кВ) и ограниченно применяются для наружной установки. Пример, ВЭМ-6,ВЭ-10(в ячейках КРУ).
Масляные. Контакты размыкаются в масле, однако вследствие высокой температуры дуги масло разлагается и дуговой разряд происходит в газовой среде. Гашение дуги наиболее эффективно при применении дугогасительных камер. Бывают баковые и маломасляные выключатели.
8-4. Измерительные трансформаторы: назначение, режимы работы, классы точности.
Измерительные трансформаторы напряжения и тока бывают предназначены:
1) для преобразования больших первичных токов (напряжений) до значений, удобных для подключения стандартных
приборов.
2) отделение цепей высокого потенциала от цепей низкого потенциала. Вторичные обмотки всегда заземляются для безопасности персонала.
Трансформаторы напряжения. Это трансформатор, предназначенный для преобразования напряжения до значения, удобного для измерения. Применение трансформаторов напряжения обеспечивает безопасность для людей, соприкасающихся с измерительными приборами и реле, поскольку цепи высшего и низшего напряжения разделены, позволяет унифицировать конструкции измерительных приборов, обмоток реле для номинального напряжения 100В, что упрощает производство и снижает стоимость. В соответствии со значением допустимой погрешности при определённых условиях работы трансформаторы напряжения разделены на четыре класса точности.
Наименование класса соответствует наибольшей допустимой погрешности в напряжении, выраженной в процентах. Классы точности: 0,2; 0,5; 1; 3.
Трансформаторы тока. Это трансформатор, предназначенный для преобразования тока до значения, удобного для измерения. Применение трансформаторов тока обеспечивает безопасность при работе с измерительными приборами и реле, поскольку цепи высшего и низшего напряжений разделены; позволяет унифицировать конструкции измерительных приборов для номинального вторичного тока 5А (реже 1 или 2,5А), что упрощает их производство и снижает стоимость.
Стандартная шкала номинальных первичных токов содержит значения токов от 1 до 40000А. Трансформаторы тока по своему назначению делятся на трансформаторы тока для измерений и трансформаторы тока для релейной защиты. Измерительные трансформаторы тока разделены на шесть классов точности в соответствии с предельными погрешностями при определённых условиях работы. Классы точности: 0,2; 0,5; 1; 3; 5; 10.
Требования:
а) должны быть рассчитаны на U электроустановки;
б) должен выбираться по номинальному току электросети;
в) выбирается по
г) по термической и электродинамической стой-ти.
Трансформаторы тока, предназначенные для лабораторных измерений, должны отвечать классу точности 0,2; трансформаторы, предназначенные для присоединения счётчиков – классу 0,5; для присоединения щитовых приборов могут быть использованы трансформаторы классов 1 и 3.
Трансформаторы 1 делятся:
а) электромагнитные
б) оптические (применяются на сверхвысоких напряжениях). Эл/магнитные бывают однозвенные и многозвенные.
8.5 Назначение секционного, обходного и шиносоединительного выключателя в схемах РУ высокого напряжения.
Секционный выключатель нужен для того, чтобы обеспечить разделение электрических сетей при повреждениях на шинах электрических станций; обеспечить большую надежность. Секционный выключатель на станциях замкнут, а на п/ст отключен. Чтобы избежать полного отключения РУ при замыкании в зоне сборных шин и обеспечить возможность их ремонта по частям, прибегают к секционированию сборных шин, т.е. разделению их на части-секции с установкой в точках деления секционных выключателей QB. Но в случае замыкания в QB отключению подлежат две смежные секции.
Обходной выключатель нужен для замены любого из линейных выключателей при выводе его в ремонт или на время замены.(QO).
Шиносоединительный выключатель необходим для вывода в ремонт системы шин без отключения присоединений ремонтируемой системы шин. (QA). С помощью QA выравниваются потенциалы, т.к. переключения производятся с помощью разъединителей.
Два режима работы:
1) одна система шин под напряжением, другая в резерве. Применяется на генераторном напряжении, QA отключен.
2) две системы шин под напряжением, QA включен. Шиноприсоединения распределены поровну. При к.з. в QA отключаются обе системы шин.
8.6Методы ограничения токов короткого замыкания, реакторы.
Методы ограничения токов к. з. :
1) разземление нейтрали у части трансформатора в сетях с глухо и эффективно заземлённой нейтралью
2)включение реакторов и активных сопротивлений в цепь нейтрали
3)разделение электрических цепей.
1.Разземление нейтрали у части трансформаторов наиболее эффективный и дешёвый способ ограничения токов однофазных к.з. При этом Xо может быть доведено до предельных значений по условиям допустимых перенапряжений. При разземлении нейтраль защищается разрядником. Разземление нейтралей автотрансформаторов не допускается.
2.Этот метод менее эффективный, чем частичное разземление нейтралей и требует дополнительных затрат. Реактор позволяет обеспечить более глубокое ограничение тока однофазного к.з. и имеет при этом меньшую номинальную мощность, чем резистор. Недостатком использования реакторов является необходимость защиты нейтрали разрядником или резистором, имеющим сопротивление 2-3 кОм и включенным через искровой промежуток. При использовании токоограничивающих резисторов специальной защиты нейтрали от грозовых перенапряжений не требуется.
Чтобы ограничить токи к.з. для уменьшения отключающей способности выключателей в РУ станции и на распределительных п/cт, а также обеспечить термическую стойкость кабелей распределительной сети применяются токоограничивающие реакторы.
В сетях с резонансно-заземлённой нейтралью устанавливается реактор в цепь нейтрали трансформаторов для обеспечения параллельного резонанса при возникновении замыкания на землю.
8-7.-Подстанции упрощенного типа.
Трансформаторные п/ст- это электр. установка, предназначенная для преобразования напряжения сети в целях экономичного распределения энер-
гии в этом районе или дальнейшей её передачи.
Для тупиковых и ответвительных п/ст применяются упрощенные схемы соединений .
1)Схема с выкл. на стороне ВН. Невыгодна из-за высокой стоимости и усложнения эксплуатации.
2)Схема с предохранителем на стороне ВН.
Откл. способность предохранителя не велика.
Применяется для защиты небольших силовых трансформаторов и трансформаторов напряжения.
3)Передача откл. импульса от защиты Т к выкл. Q осуществляется по линиям связи. Схема применяется . Схема применяется ограниченно из-за дефицита ТО- телеотключающих устройств.
4) Схема с отделителями и короткозамыкателями.
При к.з. за транс. или внутри его срабатывает МТЗ трансформатора и подается импульс на включение QK . Создается искусственное к.з. и отключается выключатель Q. В бестоковую паузу срабатывает QR и отключает , создавая видимый разрыв. С помощью АПВ Q снова включается.
Разъединитель – коммутационный аппрат , предназначенный для создания видимого разрыва цепи. Применяется для отключения эл. цепей высокого напряжения без тока или при небольшом токе (до 15 А)
Заземляющий нож – предназначен для заземления участка , подлежащего ремонту.
Отделитель – это разъединитель с автоматическим приводом на отключение.
Короткозамыкатель – это разъединитель с автоматическим приводом на включении. При его
срабатывании создается искусственное к.з. и откл.
выключатель Q. В бестоковую паузу срабатывает QR и отключает , создавая видимый разрыв.
8.8Собственные нужды подстанций.
Основные требования: надёжность и экономичность. По ПУЭ относятся к потребителям 1 и 2 категории
1)постоянно включенные в сеть(оперативные сети, механизмы смазки подшипников, СК, устройства ТМ);
2)включаются периодически в зависимости от температуры окр. ср, изменения режима работы (зарядные устройства, аккумуляторы, освещение);
3)кратковременно во время ремонтов (вентиляционная нагрузка, вспомогательные здания и мастерские).
Мощность трансформатора СН выбирается по нагрузке СН:
Вторичное U 380/220 В – устанавливается на каждую систему сборных шин
Под системой собственных нужд понимают совокупность элементов, обеспечивающих надежную и экономичную работу основных агрегатов электрической станции. В эту совокупность входят агрегаты собственных нужд, сети, распределительные устройства, трансформаторы, независимые источники питания и система управления.
Для электроприемников собственных нужд используют два уровня напряжения (рис. 1).
|
Рис. 1 |
Для питания крупных электродвигателей собственных нужд применяется напряжение 6-10 кВ.
Для остальных электродвигателей переменного тока собственных нужд применяется напряжение 0,4 кВ или 0,66 кВ; сеть напряжением 0,4 кВ выполняется с заземленной нейтралью. Питание сети освещения и сети электродвигателей 0,4 кВ производится от общих трансформаторов.
Электродвигатели собственных нужд применяются, как правило, асинхронные с короткозамкнутым ротором.
Для привода крупных механизмов собственных нужд в случаях, когда это дает технико-экономический эффект, могут применяться синхронные двигатели. На электростанциях, на которых все генераторы включены на сборные шины генераторного напряжения, электроснабжение собственных нужд осуществляется от этих шин (рис. 2).
|
Рис. 2 |
Приемниками электроэнергии собственных нужд (СН) подстанций являются: электродвигатели системы охлаждения трансформаторов; устройства обогрева масляных выключателей и шкафов распределительных устройств с установленными в них аппаратами и приборами; электрическое освещение и отопление помещений и освещение территории подстанций. Наиболее ответственными приемниками СН являются устройства системы управления, релейной защиты, сигнализации, автоматики и телемеханики. От этих приемников СН зависит работа основного оборудования подстанций, прекращение их питания даже кратковременно приводит к частичному или полному отключению подстанции. Приемники собственных нужд, перерыв в электроснабжении которых не вызывает отключения или снижения мощности электроустановки, относятся к неответственным.
Для электроснабжения потребителей СН подстанций предусматриваются трансформаторы собственных нужд (ТСН) со вторичным напряжением 380/220 В, которые получают электроэнергию от сборных шин РУ—6(10) кВ,
Питание потребителей СН электроустановок может быть индивидуальным, групповым и смешанным. При индивидуальном питании каждый потребитель получает электроэнергию от шин СН по индивидуальному кабелю, чем обеспечивается высокая надежность электроснабжения, но это приводит к значительному расходу кабелей. При групповом питании потребители получают энергию от групповых щитков и сборок, расположенных вблизи группы потребителей и подключенных одним кабелем к шинам СН. При этом снижается расход кабеля, но возникают дополнительные расходы на групповые щитки и сборки, снижается надежность электроснабжения, так как повреждение кабеля приводит к отключению всех потребителей данной группы. Наиболее рациональным является смешанное питание, при котором ответственные потребители питаются по индивидуальным кабелям непосредственно от шин СН, а остальные — от групповых щитков и сборок.
На тяговых подстанциях от шин СН получают электроэнергию устройства СЦБ железных дорог, дежурные пункты районов контактной сети, совмещенные с тяговыми подстанциями, а также мастерские тяговых подстанций. К шинам СН кроме постоянных потребителей могут подключаться также различные передвижные устройства (подстанции, испытательные станции, установки масляного хозяйства).
9-1. Влияние отклонения напряжения на работу потребителей ЭЭ. Технические характеристики приеников ЭЭ по напряжению.
ГОСТ 13109-97 ΔU=±5 % -норм. ΔU=±10% -предел.
Технические и экономические характеристики
Значительное влияние оказывают отклонение U на срок службы АД (срок службы сокращается при понижении U и большой нагрузке двигателя). В этом случае увеличивается ток двигателя и происходит более интенсивное старение изоляций. Так при уменьшении U на 10 % и ном. нагрузке двигателя срок его службы сокращается вдвое. Повышение U на зажимах двигателя приводит к увеличению потребления им реактивной мощности, за счёт увеличения тока ХХ. Частота вращения вала АД меняется в зависимости от подведённого U . В установках поточных линии это существенно
может повлиять на производительность технологического оборудования.
1. А.Д.
а) дополнительные потери ΔР в А.Д. малы и ими можно пренебречь.
б) потери реактивной мощности
-мощность намагничивания;
- мощность рассеяния.;
→;→
в) влияние на скорость вращения n
снижение U приводит к снижению n незначительно
ЛН – со снижением U – наиболее заметно падает световой поток. При увеличении U сверх ном. увеличивается световой поток, мощность лампы и световая отдача , но резко снижается срок службы ламп. При этом происходит перерасход Э/Э. Всё это влияет на производительность труда и утомляемость человека.
а) световой поток б)КПД
в) мощность лампы г)срок службы
2. Лампы ДРЛ
±5 % влияния не оказывает
При снижении напряжения > 5% лампы плохо загораются и быстро выходят из строя. При повышении давления паров ртути – срок службы снижается . Влияние на световой поток
3 Неблагоприятно сказывается отклонение U и на эл. сварке. Снижение U приводит к ухудшению качества сварных швов. Повышение U к увеличению реактивной мощности сварочных агрегатов.
4 Отклонение U отрицательно влияют на качество работы и срок службы бытовой электронной техники.
9.2. Определение допустимого вклада потребителей в уровень ПКЭ в точке общего присоединения
Характерными точками контроля параметров режима СЭС являются точки общего присоединения (ТОП) потребителей, и особенно те из них, которые имеют источники искажения напряжения, границы раздела балансовой принадлежности электрических сетей, точки коммерческого контроля, в которых договор на пользование электроэнергией предусматривает расчет за электроэнергию с учетом ее качества.
Точка общего присоединения – это точка электрической сети, ближайшая к рассматриваемому потребителю, к которой присоединены и другие потребители. В качестве ТОП при контроле потребления активной, реактивной мощности и энергии выбирают шины ГПП (ЦРП) и шины 0,4 кВ цеховых подстанций, точки подключения субабонентов и отдельных технологических линий и агрегатов. При контроле параметров режима, характеризующих качество электроэнергии в качестве ТОП следует выбирать узлы электрической сети с потребителями, являющимися источниками ухудшения качества электроэнергии. Дополнительно следует рассмотреть целесообразность контроля качества электроэнергии в ТОП с восприимчивыми потребителями, ближайшими к искажающим потребителям, и ТОП с установленными конденсаторными установками для компенсации реактивной мощности.
Правила:
1. Допуски разделяются между всеми источниками высших гармоник. Кто подключился позднее, тот больше вкладывает в компенсацию высших гармоник.
2. Допуски разделяются пропорционально мощности.
9.3. Основные средства Регулирования и изменения напряжения в электрических сетях (РПН, ПБВ, ЛР, ограничители напряжения).
1. Трансформаторы с РПН.
П – подвижный контакт
К – контактор (К1 и К2 размыкают в момент переключений)
УР – уравнительный реактор – имеет большую индуктивность (для ограничения тока в контуре в момент переключения)
ПИ – переключатель для расширения диапазона регулирования. Диапазон регулирования 15% 1,78%*9.
В первичной обмотке меняем число витков.
РПН устанавливают на главной понизительной подстанции.
2. Линейные регуляторы.
ПО – последовательная обмотка
ОВ – обмотка возбуждения
Е – добавка U, создаваемая в ПО
Через РПН от АТ получает питание ОВ.
Изменяя положение РПН меняем Е.
ЛР выпускают на U 6-10-35 кВ, на пропускную
мощность от 400-6300 кВА. Применяется
крайне редко.
3. Трансформаторы с ПБВ (переключение без
возбуждения).
Меняется число витков первичной обмотки. Переключение при снятии U. Переключения как правило сезонное.
Цена деления отпайки 2,5 % () ном. U на средней отпайке (т.е. 3).
4. Тиристорный ограничитель напряжения.
Предназначен для поддержания на осветительной установке U не выше заданного.
Если U высоко, то САР открывает тиристоры с некоторым запаздыванием. Если U нормальное, то тиристоры открыты и график выходит из 0. Применяют на большие токи.
9.4. Дополнительные средства регулирования и изменения напряжения в электрических сетях (СД, КБ).
1. Поперечная компенсация.
При передаче напряжения возникают потери напряжения.
.
Установка КБ – параллельная установка компенсации:
.
За счет КБ уменьшается потери напряжения. Не допускается , т.к. будет отрицательной, возникает перекомпенсация, что приведет к лишней реактивной мощности.
2. Продольная компенсация.
Емкостное сопротивление батареи (-Хс) складывается с индуктивным сопротивлением линии (Х). Полная компенсация (Х=Хс) недопустима, что может привести к резкому скачку тока к.з. Применяют редко.
3. СД.
Каждый установленный на предприятии СД является источником Q, следовательно с его помощью можно регулировать U аналогично устройствам поперечной компенсации.
Изменяя ток возбуждения можно регулировать генерацию Q (изменяется величина Q, протекающей по сети, а следовательно величина U у потребителей.
СД имеют значительно большие относительные потери на 1 кВАр вырабатываемой Q по сравнению с конденсаторами. В тоже время, если СД уже установлен на ПП по условиям технологии, их следует в первую очередь полностю использовать для компенсации Q.
9.5. Способы и средства уменьшения колебаний (размах изменения) напряжения в электрических сетях.
Возникают при работе резкопеременных нагрузок (это прокатные станы, сварочные установки).
- потери (провалы) напряжения.
Уменьшение колебаний напряжения.
1. Применение УПК.(установки продольной компенсации)
Этим способом делают примерно 50% компенсаций, т.е. Q уменьшается в 2 раза.
2. Применение быстродействующих устройств поперечной компенсации.
Когда нагрузки нет, всю энергию потребляет дроссель, при броске реактивной мощности дроссель закрывается.
Недостаток – высокая стоимость.
САР – система авт-го регулирования
3. Применение синхронных двигателей.
Применяют, когда меньше, когда более плавное нарастание нагрузки.
4. Применение реакторов.
ДСП – дуговая сталеплавильная печь.
Реактор увеличивает сопротивление Х и уменьшает токи К.З.
При К.З. сопротивление резко возрастает и реактор ограничивает ток к.з. (см. пунктир).
.
5. Применение сдвоенных реакторов.
Сдвоенный реактор – это катушка на бетонном сердечнике со средним выводом. Между половинками реактора возникает взаимоиндукция, - она направлена встречно самоиндукций .
Назначение : уменьшение токов КЗ и уменьшение колебании.
Схема замещения.
.
- взаимоиндукция (ток в секции 2 за счет взаимоиндукции наводит ЭДС в секции 1 и наоборот)
δU – размах колебании U.
Провал создается ΔI.
6. Применение трансформаторов с расщепленными обмотками.
7. Применение раздельного питания спокойной и ударной нагрузки.
9.6. Способы и средства уменьшения высших гармоник тока и напряжения. Источники высших гармоник в системах электроснабжения.
Источники высших гармоник: любое устройство с нелинейной ВАХ – выпрямители, ДСП, установки 1-фазной и 3-фазной электросварки, газоразрядные лампы, силовые тр-ры, двигатели(но тр-ры и двигатели генерируют высшие гармоники при повышенном напряжении.
Самые мощные из перечисленных –выпрямители, затем ДСП.
Способы уменьшения:
1) Переход с 6 фазной на 12 фазную систему управления. Применение многофазного режима выпрямления. На ПП обычно применяются выпрямители с Р=6.
n=pk±1 – номер гармоники.
р – число фаз выпрямления, зависит от конструкции выпрямителя (6, 12).
к – последовательный ряд чисел.
(Нечетные гармоники, некратные 3 - канонические гарм-ки)
Следовательно при переходе с Р=6 на Р=12 уменьшается число гармоник и Кнс в √2 раз.
- коэф. несинус-ти U
Uн - напр-е соответствующей гармоники
Способ дорогой и не всегда применим, применяется тогда, когда необходимо заменить выпрямитель шестифазный, в случае его износа и частых отказах в работе.
2) Многофазный эквивалентный режим работы преобразователей.
-обратное чередование фаз; -прямое
пусть в точке 0 – угол сдвига фаз φ1=0. Присоединении обмоток тр-ра Δ/Y – сдвиг на 30°.
Недостаток:
Выпрямители должны иметь строго одинаковую нагрузку.
Эту схему применяют: - двухякорная машина постоянного тока
- внутрицеховые сети постоянного тока
3) Применение фильтров высших гармоник
В точке 1 возникает резонанс напряжений Хф=0.
Фильтр состоит из нескольких звеньев, которые настраиваются на разные гармоники (до 4-х звеньев): 2 или 4 звена.
Достоинства: -фильтр является Источником Q;
-обладает активным сопротивлением: потери Р в БК – 5 Вт на 1 кВАр;
-высокая стоимость.
Фильтр периодически настраивается (отпайки от катушки) :
где nр- номер резонансной гармоники.
9.7. Способы и средства уменьшения несимметрии в электрических сетях.
Мероприятия по снижению несимметрии в сетях сводятся в основном к тому, чтобы коэффициент несимметрии U не превышал допустимых пределов. Основной причиной возникновения несимметрии U является наличие несимметричных однофазных электрических нагрузок.
1. Способы уменьшения U обратной последовательности.
а) Равномерное распределение нагрузки по фазам. Самый простой и дешевый способ, но не всегда применим.
б) Применение БК с несимметричным размещением конденсаторов по фазам.
- поворотный вектор.
Емкости конденсаторов выбираются так, чтобы выполнялось условие
Ток I2 меняется в процессе работы, следовательно необходимо менять ток I2с , чтобы соблюдалось условие (1). К КБ добавляется САР, который с помощью магнитных пускателей перебрасывает емкости по фазам. Но любая коммутационная аппаратура с трудом переключает емкостные токи→быстрый износ .
Недостаток: область применения ограничена, т.к несимметричная нагрузка изменяется.
в) симметрирующие устройства - совокупность L, C, включенных по определенной схеме. Существует достаточно много схем.
Zн – однофазная нагрузка; L – дроссель; C – БК.
QL+Qc=Sн – условие полного симметрирования. Вся система является источником Q, и настраивается так чтобы по всем трем фазам протекал одинаковый ток.
Не получили широкого распространения, т.к. дороги (большие индуктивности и емкости).
Qген=Qc-QL – ½ Sн
2. Способы уменьшения напряжения нулевой последовательности (токи – только в 4-х проводных сетях)
а) равномерное распределение нагрузки по фазам: уменьшение Iо.
б) уменьшение сопротивления фазного провода путем увеличения его сечения (применяется редко).
в) уменьшение сечения нулевого провода:
1) увеличение сечения нулевого провода до фазного
Кабели выпускаются для симметричной нагрузки (сечение нулевой жилы в 2 раза меньше фазной) и несимметричной – сечения равны.
2) применение продольной компенсации в нулевом проводе (для ВЛ)
применение трансреакторов
г) снижение сопротивления тр-ра.
Способ дает наибольший эффект, т.к. Zт – самое большое. В основном применяются тр-ры Y/Yo-12 (имеет высокое сопротивление).
Δ/Yo-11 (имеет меньшее сопротивление): применяется в ж/д.
Y/Zo – обладает наименьшим сопротивлением нулевой последовательности (применяется в с/х).
9.8. Нормы ГОСТ 13109-97 на качество электрической энергии.
Отклонение напряжения
Отклонение напряжения характеризуется показателем установившегося отклонения напряжения, для которого установлены следующие нормы:
- нормально допустимые и предельно допустимые значения установившегося отклонения напряжения на выводах приемников электрической энергии равны соответственно ±5 и ±10% от номинального напряжения электрической сети.
Колебания напряжения
Колебания напряжения характеризуются следующими показателями:
- размахом изменения напряжения;
- дозой фликера.
Предельно допустимое значение суммы установившегося отклонения напряжения и размаха изменений напряжения в точках присоединения к электрическим сетям напряжением 0,38 кВ равно ± 10% от номинального напряжения.
Предельно допустимое значение для кратковременной дозы фликера при колебаниях напряжения с формой, отличающейся от меандра, равно 1,38, а для длительной дозы фликера при тех же колебаниях напряжения равно 1,0.
Кратковременную дозу фликера определяют на интервале времени наблюдения, равном 10 мин. Длительную дозу фликера определяют на интервале времени наблюдения, равном 2 ч.
Предельно допустимое значение для кратковременной дозы фликера в точках общего присоединения потребителей электрической энергии, располагающих лампами накаливания в помещениях, где требуется значительное зрительное напряжение, при колебаниях напряжения с формой, отличающейся от меандра, равно 1,0, а для длительной дозы фликера в этих же точках равно 0,74.
Несинусоидальность напряжения
Несинусоидальность напряжения характеризуется следующими показателями:
- коэффициентом искажения синусоидальности кривой напряжения;
- коэффициентом n-ой гармонической составляющей напряжения.
Предельно допустимое значение коэффициента n-ой гармонической составляющей напряжения вычисляют по формуле:
, (1)
где - нормально допустимое значение коэффициента n-ой гармонической составляющей напряжения, определяемое по таблице.
Несимметрия напряжений
характеризуется следующими показателями:
- коэффициентом несимметрии напряжений по обратной последовательности;
- коэффициентом несимметрии напряжений по нулевой последовательности.
Нормально допустимое и предельно допустимое значения коэффициента несимметрии напряжений по обратной последовательности в точках общего присоединения к электрическим сетям равны 2,0 и 4,0% соответственно.
Нормально допустимое и предельно допустимое значения коэффициента несимметрии напряжений по нулевой последовательности в точках общего присоединения к четырехпроводным электрическим сетям с номинальным напряжением 0,38 кВ равны 2,0 и 4,0% соответственно.
Отклонение частоты
- нормально допустимое и предельно допустимое значения отклонения частоты равны ± 0,2 и ± 0,4 Гц соответственно.
Провал напряжения
- предельно допустимое значение длительности провала напряжения в электрических сетях напряжением до 20 кВ включительно равно 30 с. Длительность автоматически устраняемого провала напряжения в любой точке присоединения к электрическим сетям определяется выдержками времени релейной защиты и автоматики.
Статистические данные, характеризующие провалы напряжения в табл..
Импульс напряжения
Импульс напряжения характеризуется показателем импульсного напряжения.
Значения импульсных напряжений в приложении.
Временное перенапряжение
Временное перенапряжение характеризуется показателем коэффициента временного перенапряжения.
10-1. Выбор схем электроснабжения с учетом надежности.
2 подхода:
1. Выбор схем электроснабжения потребителей 1 категории
задаются критерием надежности ЭС
Р∑- вероятность безотказной работы данной системы
Рдоп- заданная вероятность.
τ∑-возможный перерыв в эл. снабжении
Порядок расчета:
1) намечаются наиболее конкурентноспособные варианты на основании нормативных документов.
2) для каждого варианта намечаются критерии надежности
3) полученные критерии надежности сравниваются с допустимыми, если расчетные критерии надежности не соответствуют заданным значениям, то эти варианты исключаются
4) из оставшихся вариантов выбирают наболее дешевый.
2. Выбор схем эл. снабжения для потребителей 2 и 3 категории.
Выбор схем ведется с учетом ущерба
1)намечаются варианты схем электроснабжения
2)для каждого варианта рассчитывается ущерб от перерыва в электроснабжении
3) выбираются наиболее дешевые варианты с учетом ущерба от надежности электроснабжения
N- количество перерывов в год
τ∑- возможный перерыв в электроснабжении
У1, У2- удельные показатели ущерба длительности перерыва (принимаются по справочным данным, с большой погрешностью)
10-2.Практические рекомендации по обеспечению надежности СЭС.
Делятся на 3 направления повышения надежности.
1. правильный выбор электроснабжения
2. применение сетевой автоматики (АПВ, АВР)
3. организация ППР
3 кат. Надежности
Рекомендуются 1 тр-ные п/ст, резерв отсутствует, питание по одной линии, сетевая автоматика отсутствует.
2 кат. Надежности
Необходим резервный источник питания с ручным подключением, применение сетевой автоматики не оправдано, п/ст как правило 2 тр-ные, допускается 1 тр-ная п/ст при наличии складского резерва, питание как правило по двум линиям, ВЛ – на 2- цепных опорах (допускается 1- цепные)
1 кат. Надежности электроснабжения
Обязательно 2 независимых источника питания, применение сетевой автоматики АПВ, АВР, внешнее эл. снабжение по 2 ЛЭП на 2-х цепных опорах,применение одноцепных опор требует экономических обоснований.
Особая группа потребителей:
Обязательно 3 источника питания (1 рабочий, 1 в горячем резерве, 1 в холодном). Рабочий источник питания и горячий резерв должны быть рассчитаны на полную мощность потребителя. Мощность 3 источника питания должна быть достаточной для безаварийного останова производства (дизельн. ЭС, аккумул. Батареи)
10-3. Модель гибели элемента
-Это интенсивность отказов во времени
λ – интенсивность отказов (ед. в год)
1 участок – приработка элемента
2 участок – нормальная работа (самый продолжительный)
3 участок – участок гибели элемента (износ)
На 1 участке λ высокая – (некачественные детали, сборка). На 2 участке λ постоянна, но это лишь теоретическое допущение, вероятность отказов - закон Вейбула. На 3 участке старение элемента (изнашивание его частей)
На 1 и 3 участках λ изменяется по экспоненциальному закону.
Эта модель характерна как для живой, так и для неживой природы.
10-4. Показатели надежности электроэнергетического оборудования.
Элементы электроэнергетического оборудования могут быть восстанавливаемые и невосстанавливаемые.
Невосстанавливаемые:
1. Вероятность безотказной работы:
2.Частота отказов:
р- вероятность того что при определенных условиях эксплуатации в заданном интервале времени не произойдет ни одного отказа.
а- плотность вероятности или закон распределения времени работы изделия до первого отказа.
3. Интенсивность отказов: число отказавших элементов в единицу времени деленное на число элементов ., где Δt- интервал наблюдения.
4. Средняя наработка до первого отказа: это математическое ожидание времени работы изделия до отказа: , где t – время безотказной работы;
n – число элементов.
Восстанавливаемые:
1. Параметр потокоотказов – отношение числа отказавших изделий в единицу времени к числу испытываемых, при условии, что вышедшие из строя элементы заменяются.
n(Δt) – количество отказавших элементов в единицу времени
N – количество изделий
Δt- интервал наблюдений
2. Наработка на отказ – среднее значение времени между соседними отказами где ti – время безотказной работы изделия между отказами;
n – число отказов за время t.
3. Коэффициент готовности:
где tр - время работы;
tп – время простоя.
4. коэффициент вынужденного простоя:
Кп = 1 – Кг
11. 1 Цели и задачи создания систем учета энергоресурсов.
Можно выделить две цели, достигаемые с помощью контроля и учета поставки, потребления энергоресурсов, вне зависимости от используемых для этого технических средств:
Благодаря различным способам достижения цели минимизация затрат на энергоресурсы может быть реализована как без уменьшения объема потребления энергоресурсов, так и за счет уменьшение объема потребления энергоресурсов.
Эти цели достигаются благодаря решению следующих задач учета энергоресурсов и контроля их параметров.
11.2 Экономическая эффективность АСКУЭ промышленных предприятий (составляющие энергопотребления предприятия).
Смысл создания и использования АСКУЭ заключается в постоянной экономии энергоресурсов и финансов предприятия при минимальных начальных денежных затратах. Величина экономического эффекта от использования АСКУЭ достигает по предприятиям в среднем 15 - 30% от годового потребления энергоресурcов, а окупаемость затрат на создание АСКУЭ происходит за 2 - 3 квартала. На сегодняшний день АСКУЭ предприятия является тем необходимым механизмом, без которого невозможно решать проблемы цивилизованных расчетов за энергоресурсы с их поставщиками, непрерывной экономии энергоносителей и снижения доли энергозатрат в себестоимости продукции предприятия.
|
Бесхозная составляющая Договорная составляющая Тарифная составляющая Личностная составляющая Технологическая составляющая Режимно-тарифная составляющая Базовая составляющая Организационно техническая составляющая |
Уровень энергопотребления предприятия складывается из двух составляющих: базовой и организационно-технической. Базовая составляющая определяется энергоемкостью установленного технологического оборудования. Организационно-техническая составляющая (ОTC) определяется режимами эксплуатации оборудования, которые задаются персоналом предприятия, исходя из производственных и личных интересов и потребностей. Изменение первой (базовой) составляющей энергопотребления требует замены устаревшего энергоемкого оборудования и техпроцесса более современными и менее энергоемкими. Это связано с модернизацией производства и привлечением крупных инвестиций, что в условиях нашей экономики проблематично. Поэтому необходимо обратить внимание на возможности минимизации ОTC уровня энергопотребления предприятия, которые не требуют крупных денежных затрат, но при реализации дает быстрый практический эффект. Актуальность минимизации этой составляющей сохраняется и после сокращения базового энергопотребления в результате модернизации производства.
OTC уровня энергопотребления предприятия имеет, по крайней мере, шесть основных частей.
1) Договорная, фиктивная составляющая связана с расчетами за энергоресурсы с поставщиками не по фактическим значениям энергопотребления, а по договорным и, как правило, существенно завышенным значениям, что приводит потребителя к финансовым потерям.
2) Тарифная составляющая, связанная с расчетами за энергоресурсы по фактическим значениям энергопотребления, но не по самому выгодному для потребителя тарифу из-за отсутствия учета, способного реализовать этот лучший тариф.
3) Режимно-тарифная составляющая, связанная с возможностью изменения режимов работы оборудования по времени и величине энергопотребления в заданных зонах суток
4) Технологическая составляющая, связанная с нарушением технологического цикла и неэффективным использованием оборудования
5) Личностная составляющая, связанная с использованием производственного оборудования в личных целях.
6) Бесхозная составляющая, связанная с незаинтересованностью, безразличием персонала на рабочих местах к энергопотерям разного
11.3 Варианты организации и построения АСКУЭ
1. Организация АСКУЭ с проведением опроса счётчиков через оптический порт. Это наиболее простой вариант организации АСКУЭ. Счётчики не объединены между собой. Между счётчиками и центром сбора данных нет связи. Все счётчики опрашиваются последовательно при обходе счётчиков оператором. Опрос производится через оптический порт с помощью программы размещенной на переносном компьютере, которая формирует файл результатов опроса.
2. Организация АСКУЭ с проведением опроса счётчиков переносным компьютером через преобразователь интерфейсов, мультиплексор или модем. Счётчики, объединенные общей шиной RS-485, или по интерфейсу "токовая петля" на мультиплексор (типа МПР-16), или устройством сбора и подготовки данных (УСПД) могут располагаться в различных распределительных устройствах и опрашиваться один или несколько раз в месяц с помощью программы размещенной на переносном компьютере, которая формирует файл результатов опроса.
3. Организация АСКУЭ с проведением автоматического опроса счётчиков локальным центром сбора и обработки данных.
Счётчики постоянно связаны с центром сбора данных прямыми каналами связи и опрашиваются в соответствии с заданным расписанием опроса. Первичная информация со счётчиков записывается в БД. Синхронизация времени счётчиков происходит в процессе опроса со временем компьютера центра сбора данных.
11.4 Использование микропроцессорных счетчиков электроэнергии.
Основное отличие таких счетчиков что они представляют собой небольшой "бортовой компьютер". В таких счетчиках практически отсутствуют подвижные части. Счетчик обычно состоит из измерительных датчиков тока и напряжения , схем измерения (АЦП - аналого-цифровые преобразователи), микроконтроллера обрабатывающего цифровые сигналы, памяти для хранения данных счетчика. Вся информация счетчика выводится на жидкокристаллическое табло. Питаются счетчики обычно от подключенных к ним цепей напряжения. В дополнение установка резервного питания на счетчик. Они предназначены для поддержания целостности важной информации. Значения потребляемого тока определяется с помощью трансформаторов тока. В дальнейшем происходит перемножение сигналов тока и напряжения через АЦП на высокопроизводительном микропроцессоре с RISC-набором команд. Вся полученная информация записывается в память счетчика и параллельно отображается на жидкокристаллическом дисплее.
|
ДИСПЛЕЙ Трансформаторы тока СБИС измерения (с АЦП) Электронные реле Оптический порт Трансформаторы напряжения Память ОЗУ и ПЗУ Интерфейс RS-485 |
|
Простая схема микропроцессорного счетчика. |
В различных моделях счетчика могут вводиться дополнительные информационные выходы. Отличительная особенность таких счетчиков - это возможность учета электроэнергии по различным тарифам.
Кроме того, такие счетчики могут быть хорошим диагностическим инструментом. Например счетчик "Альфа+" может работать как ВАФ (вольт-ампер-фазометр), показывать действующее значение тока и напряжения, гармоники и т.п.
Учитывая высокий класс точности таких счетчика (0,2 - 0,5) и отсутствие самохода можно сказать, что на сегодняшний день такие счетчики самый удобный вариант для учета электроэнергии.
11.5 Микропроцессорный счетчик электроэнергии Альфа-Плюс.
Счетчики АЛЬФА-Плюс имеют возможность измерять и отображать некоторые параметры качества электрической энергии. Измеренные параметры качества электрической энергии можно разделить на две группы - динамические (текущие значения) параметры и интегральные параметры.
К динамическим параметрам относятся текущие значения фазных токов и фазных напряжений‚ фазные значения соs , частота сети‚ значения активной и полной мощности. Чтение этих параметров со счетчика возможно с циклом 12-15 секунд и осуществляется с помощью программного пакета PwrPlus.
К интегральным параметрам относятся: - отклонение напряжения вверх и вниз от своих уставок с учетом длительности этих отклонений‚ - отклонение значений токов вверх и вниз от своих уставок с учетом длительности этих отклонений‚ - отклонения cos для отстающего и опережающего значения от своих уставок с учетом длительности этих отклонений и ряд других параметров. Отображение дополнительных параметров на ЖКИ счетчика осуществляется с помощью следующих встроенных в счетчик программных модулей:
Тесты напряжения и тока нагрузки Тест позволяет провести оценку правильности подключения счетчика сразу после подключения. Счетчик автоматически проверяет соответствие уровней напряжений стандартным значениям, чередование фаз, направление мощностей в фазах и т. П
Индикация параметров сети возможность счетчика АЛЬФАПлюс измерять фазные параметры, такие как напряжение, ток, мощности, коэффициент мощности, коэффициент несинусоидальности‚ коэффициент гармоник. Часть из этих параметров отображаются на дисплее счетчика. параметры можно передавать по цифровому интерфейсу на пульт оператора.
Мониторинг (контроль) параметров сети Счетчик фиксирует моменты выхода параметров за установленные пределы (например токов и напряжений), запоминая точное время этого события и суммируя время их нахождения за этими пределами.
Назначение Многофункциональные трехфазные счетчики АЛЬФАПлюс предназначены для: многотарифного учета активной и реактивной энергии в двух направлениях; использования в автоматизированных системах контроля и учета электроэнергии; использования в качестве приборов для контроля за параметрами качества электроэнергии а также как устройства‚ сигнализирующего о выходе параметров качества электроэнергии за пределы установленных порогов.
Краткий обзор технических характеристик счетчика АЛЬФА Плюс.
|
Диапазон измерения токов |
5мА-10А |
|
Максимальный ток |
200 А в течение 0,5с |
|
Рабочее напряжение |
100, 220, 380 В |
|
Рабочий диапазон температур |
-40 + 60oС |
|
Класс точности |
0,2S 0,5S |
|
Мощность потребления питанием |
3,6ВА |
|
Скорости обмена по цифровому интерфейсу |
300, 1200, 2400, 4800, 9600 бод |
|
Гарантийный срок эксплуатации |
3 года |
|
Срок службы |
30 лет |
|
Межповерочный интервал |
8 лет |
Контроль счетчиками АЛЬФА Плюс параметров качества электроэнергии.
Счетчик АЛЬФА Плюс измеряет все параметры качества электроэнергии кроме дозы Фликера