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
|
Эл сети 1.Классификация опор воздушных линий по назначению. -промежуточные; -анкерные; -концевые; -угловые; -специальные. Промежуточные - 90% всех опор, предназначены для того чтобы делить сеть на участки, для поддержания проводов на прямых участках линии. Бывают 2 типа: -одностоечные(до 13 м высотой). -составные (из 2-х бревен, дерев.стойка + пасынок, меньшая длина бревна). Анкерные опоры - для фиксации проводов в опорных точках, расчитываются на обрыв проводов. Устанавливают на прямых участках ВЛ, на пересечениях с разл. сооружениями, в местах изменения числа, марки и площади сечения проводов. АО ограничивают пределы разрушения или повреждения линии при аварийных нагрузках. Расстояние м.д. АО не более 5 км Если жесткие зажимы, то анкерные опоры не применяются. Концевые опоры - должны выдерживать натяжение с одной стороны, там где линия подошла к подстанции (в начале или в конце) Угловые опоры- устанавливаются на поворотах ЛЭП. Специальные: -переходные(через реки, в горах); - транспозиционные( смена проводов местами, для симметрии 3-х фаз системы, для защиты от помех ЛС). |
2. Грозозащита ВЛ и борьба с вибрацией проводов. Для защиты ВЛ от атмосферных перенапряжений используют один или два грозозащитных троса. Эти тросы заземлены. На линиях 110кВ с деревянными опорами трос подвешивается ближе к подстанции. Низковольтные сети защищаются ОПН. α=25-30о - угол защиты На открытой местности при ветре 4-5 м/с появляются колебания проводов.
Применяют активные виброгасители(они работают в противофазе, по отношению в движению провода). Их устанавливают на провода линий 35кВ и выше. На расстоянии 60-80 см от опоры. Виброгасители – это цилиндры соединенные стальным тросом. |
3. Годовые эксплуатационные затраты и себестоимость передачи электроэнергии. Экспл расходы – ежегодные издержки производства: амортизац отчисл, расхода ТР и обслуживание, стоимосли эл эн потерянной за год. Вычисляются по формуле: Эг = βo*Wa + Pam*Kc + Pрем*Кс=βo*Wa + PΣ * Кс PΣ=(Рам%+Ррем%)/100% где βo – стоимость электроэнергии, руб; Wa – потери электроэнергии кВтч; Pam – процент амортизационных отчислений Pрем – процент затрат на ТО линии. Кс – капитальные затраты на сооружение линий, руб;. PΣ – суммарные затраты СЕБЕСТОИМОСТЬ: C = Эг/(Pсумм*Tнб) руб/кВтч Тнб – продолжительность использования максимума нагрузки, ч. Рсумм – мощность, потребляемая потребителями, |
4.Компенсация реактивной мощности. КРМ с помощью батарей конденсаторов приводит к уменьшению потерь ЭЭ в системе ЭЛС узла и сетях энергосистемы. При включении у потребителя компенсирующей установки (КУ) полный ток в питающей линии уменьшается: где tg - коэф-нт, равный отношению реакт. мощности (энергии) к активной мощн. (энергии); Qк – мощность компенсирующего устр-ва. Снижение полного тока в сети за счет КУ позволяет уменьшить потери активной мощности, потери ээ и напряжения в линии, увеличить пропускную способность эл.сети, а в ряде случаев уменьшить сечение проводов и мощность трансформаторов на понизительных подстанциях. Установленная у потребителя КУ улучшает показатели работы эл.сети на всем ее протяжении: от эл.станций до места установки КУ. Системный расчет КРМ выполняется в 2 этапа. На первом этапе с использованием ЭВМ решается задача баланса реактивной мощности для питающей сети энергосистемы. По критерию минимума потерь активной мощности и электроэнергии реактивная мощность энергосистемы распределяется по узлам. Для каждого узла определяется входная реактивная мощность Qэi, которую целесообразно передать в часы max нагрузки энергосистемы из питающей сети в i-ю распределительную подсистему. На значение Qэi влияют: характер распределительных сетей, их конфигурация, параметры сети и нагрузки. Второй этап расчета выполняется для каждой распределительной подсистемы (сети) без учета питающей сети по заданным значениям Qэi . Вначале определяется суммарная мощность КУ Qki , которые необходимо разместить в i –ой подсистеме Qki= Qi - Qэi , Где Qi – суммарная реактивная мощность, потребляемая в i-ом узле. |
5. Определение потерь активной ээ в линиях и трансформаторах по времени максимальных годовых потерь. Годовые потери ЭЭ в линиях и трансформаторах можно определить по потерям активной мощности и по времени максимальных годовых потерь. Потери ЭЭ линии (кВт*ч) рассчитываются по формуле: Wa= 3* *10-3*(Ik max)2*Rk ; где Ik max – максимальный ток , протекающий по k-ому участку линии, А; Skmax – максимальная мощность протекающей по k-ому участку линии , кВ*А; Rk –активное сопрот-ние k –го участка линии, Ом; -время максимальных годовых потерь,час/год; Uн – номинальное напряжение сети,кВ. Wa=(S^2/U^2)*R* Для расчета времени максимальных годовых потерь можно использовать приближенную формулу = (0,124+Тнб*10-4)2*8760 , Где Тнб-продолжительность использования Потери ЭЭ в трансформаторах: |
|
6. Расчет линии с двухсторонним питанием. Проверка осуществляется по формуле: iК – ток потребителя lK-B - расстояние от потребителя до п.ст В |
7 Уравнительные токи в линиях с двусторонним питанием. Способы уменьшения ур токов. Напряжение на шинах смежных подстанций колеблется и никогда не бывает одинаковым, вследствие этого циркулируют уравнительные токи. На участках постоянного тока при отсутствии нагрузок уравнительных токов нет, но при её появлении разница напряжений приводит к перераспределению нагрузок между ТП. Разность напряжения на шинах ТП вызваны различием: напряжения на вводах, коэффициентов трансформации, различными потерями напряжения в трансформаторах.Уравнительные токи зависят от разности сопротивлений и не зависят от нагрузок. Уравнительные токи на линиях переменного тока могут циркулировать и при отсутствии нагрузки. Уравнительные токи могут привести к большим потерям энергии в ней и перегрузке подстанций. Расчет производится по формуле
IУР = (UA – UB)/ 3*ZAB ZAB – полное сопротивление линии Способы уменьшения ур токов: |
8. Выбор плавких предохранителей Предохранители выбираются по следующим условиям: 1) IB ≥ Iраб I раб. = S/(√3*Uл) I раб.дв = (P*b)/(√3*Uн*cos*η) 2) Iв ≥ Iмакс/ Iмакс – пусковой ток короткозамкнутого асинхронного двигателя. - кратность пуска ( = 2,5) 3)условие селективности(разница токов вставок предохранителей при РЩ и П должна различаться до 100А, то есть через ступень) IB – ток вставки плавкого предохранителя РЩ – распределительный щит П – потребитель |
9. Регулирование напряжения под нагрузкой Линейный регулятор (вольтодобавочный трансформатор) состоит из регулировочного трансформатора, питаемого от шин подстанции, на которой он установлен, и линейного трансформатора, первичная обмотка которого получает питание от регулировочного трансформатора. Вторичная обмотка линейного трансформатора включена последовательно в сеть и предназначена для регулирования напряжения. Воздействуем на первичную обмотку ВТ путем добавления/удаления (повышаем/понижаем U) вольтов. Дополнительная э. д. с, создаваемая линейным регулятором, в зависимости от схемы включения может совпадать по фазе с напряжением сети или быть сдвинута на 90°. В первом случае ее называют продольной, а во втором—поперечной э. д. с. Регулирование под нагрузкой Р- реактор (сглаживает I кз) П – переключатель К – контакт Пределы регулирования +-10% у силовых 16% |
10. ЭЛС стационарных и передвижных НТП Передвижные потребители – это как правило бригады ПЧ (путейцев). Для питания своего электроинструмента они используют линии продольного ЭЛС 6-10 КВ (путем набрасывания специальных шлейфов [под нагрузкой] и понижения полученного напряжения специальным переносным трансформатором до уровня 380/220В), специальные спуски на опорах (с линий 380 В) – в виде укрепленных на этих поддерживающих конструкциях специальных штепсельных розеток. К кольцевой линии 110 кВ присоединены так же понижающие трансформаторные подстанции, осущ элс пром предприятий и городов, расположенных в районе электрической системы. На дорогах переменного тока они могут воспользоваться линией ДПР 27,5 КВ (с применением понижающего трансформатора и специальных шлейфов – подобно системе 10 КВ) Стационарные потребители питаются как правило с помощью комплектных ТП (КТП) – кои в свою очередь получают питание либо от линии 6-10КВ, либо системы ДПР. |
|
В качестве КУ могут быть использованы батареи конденсаторов на шинах 6 или 10 кВ главных понизительных подстанций, батареи конденсаторов на шинах 0,4 кВ потребителей или синхронные двигатели, работающие в режиме генерации реактивной мощности (в режиме перевозбуждения). Самый простой вариант заключается в установке конденсаторной батареи на главной понизительной подстанции узла. Его достоинства: не высокие по сравнению с низковольтной батареей конденсаторов капиталовложения; простота монтажа и эксплуатации ввиду централизованного размещения батареи. Недостатки: распределительная сеть не разгружается от реактивной мощности и поэтому в ней не снижаются ни капиталовложения, ни потери мощности, ни потери напряжения. Удельная стоимость низковольтных батарей конденсаторов всегда выше. |
||||