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
По роду тока различаются сети переменного и постоянного тока.
По напряжению: сверхвысокого напряжения - Uном ³ 330 кВ, высокого напряжения - Uном = 3 - 220 кВ, низкого напряжения - Uном < 1 кВ.
По конфигурации сети делятся на замкнутые и разомкнутые.
|
|
|
|
||
|
|
Рис.1.2. Пример замкнутой (а) и разомкнутой (б) сети |
|
||
По выполняемым функциям различают системообразующие, питающие и распределительные сети.
Системообразующие сети напряжением 330-1150 кВ осуществляют функции формирования объединенных энергосистем, объединяя мощные электростанции и обеспечивая их функционирование как единого объекта управления, и одновременно обеспечивают передачу электроэнергии от мощных электростанций. Системообразующие сети осуществляют системные связи, т.е. связи большой протяженности в энергосистемах. Режимомсистемообразующих сетей управляет диспетчер объединенного диспетчерского управления (ОДУ). Сети напряжением 330-1150 кВ, связывающие энергосистемы, называют межсистемными.
Питающие (районные) сети предназначены для передачи электроэнергии от подстанций системообразующей сети и частично от шин 110-220 кВ электростанций к центрам питания (ЦП) распределительных сетей – районным подстанциям. Питающие сети обычно замкнутые.
Распределительные (местные) сети предназначены для передачи электроэнергии на небольшие расстояния от шин низшего напряжения районных подстанций к промышленным, городским, сельским потребителям. Такие сети обычно работают в разомкнутом режиме. Различают распределительные сети высокого, (Uном > 1 кВ) и низкого (Uном < l кВ) напряжения. По характеру потребителей распределительные сети подразделяются на промышленные, городские и сети сельскохозяйственного назначения.
Для электроснабжения больших промышленных предприятий и крупных городов осуществляются глубокие вводы высокого напряжения, т. е. сооружение подстанций с первичным напряжением 110—500 кВ вблизи центров нагрузок.
Или Электрическая энергия на промышленные предприятия передается из энергосистемы по электрической сети. Для передачи электроэнергии по электросети от электрических станций к электроприемникам, необходимы специальные сооружение, которые называются ЛЭП (линии электропередач).
На опоре ЛЭП электросети монтируют кабели, провода и изоляторы, которые и представляют из себя так называемые линии электропередач. Из этого следует, что ЛЭП делится на воздушные линии электропередач, на которых подвешен провод электросети и кабельные линии электропередач.
Электрическая сеть - это набор электрических установок для для передачи и распределения электрической энергии на заданной географической площади, которая состоит из подстанций, линий электропередач и распредустройств.
Электрические сети низкого напряжения на предприятиях служат для распределения электрической энергии к электроприемникам при напряжении до 1 000 В. Они делятся на внешние и внутренние (цеховые).
На сегодняшний момент подача электрической энергии к электрическим приемникам как правило происходит по внутрицеховым электросетям, т.к. основные ТП расположены в цехе завода или расположены в специальном здании, расположенным около цеха.
Использование наружных электросетей не полностью. Наружные электрические сети используются для приема электроэнергии близкорасположенных зданий от внутрицеховых подстанций, где находятся электрические приемники маленькой суммарной мощности, для них строительство ТП не выгодно по технико-экономическим показателям. Такая схема электроснабжения распространенна в небольших городах и селах.
Электрические сети U=до 1000 В отличаются по типу используемых передающих устройств, а так же методам изоляции этих проводников, которые в свою очередь делятся на голые (неизолированные) и изолированные проводники, а так же конструктивному исполнению. Конструктивное отличие электрических проводников электросети является разделение на провода, кабели и шины.
Токопроводы, которые относятся к голым проводникам, на ряду с проводами воздушных линий, изготавливают на подобие самостоятельных шинопроводов, смонтированных на изоляторах и выглядят как комплектные шинопроводы. Шинопроводаы делятся по своим техническим характеристикам на магистральные, распределительные, осветительные, троллейные.
Кабельные линии бывают:
Электропроводка – это электрическая сеть с сечением провода до 16 кв.мм, монтаж электропроводки происходит как скрытой прокладкой в помещении, так и снаружи здания.
Соотношение активной и реактивной части описывается треугольником мощностей, определяется соотношением: S=(P2+Q2) (См. рис. 1).
Напряжение U и ток I выражаются векторными величинами в вольтах и амперах, расположенными в комплексной плоскости под углом , определяющем сдвиг фаз (См. рис. 2).
История развития приборов учета электроэнергии определила первоначальное появление более сотни лет назад конструкций индукционных счетчиков, а в последние два десятилетия разработаны и внедряются устройства на полупроводниковой базе, которые называют статическими.
При совмещении различных комбинаций элементов этих разработок выпускаются гибридные модели.
Для технической реализации учета мощности используются устройства, измеряющие мгновенные величины тока и напряжения. Ими выступают:
в счетчиках индукционного типа:
- токовая катушка, через которую пропускается ток нагрузки;
- катушка напряжения - на нее подается разность потенциалов сети.
в современных статических счетчиках:
- токовый шунт, включенный последовательно с током нагрузки;
- резистивный делитель напряжения для пропорционального выделения части входного сигнала.
В конструкции старых приборов индукционного типа, которые преобладают в эксплуатации, применена аналоговая система обработки сигналов. У обеих катушек счетчика формируется электромагнитное поле, которое объединяется магнитопроводом.
Суммирующий магнитный поток от катушек воздействует на индукционный элемент – тонкий алюминиевый диск, который вращается в подшипниках. Число оборотов диска соответствует потребленной мощности, отображается цифровым указателем счетчика.
У новых статических приборов используется технология цифровых схем, построенная на полупроводниковой базе, которую по старинке еще называют твердотельными элементами. Она определяет работу:
- преобразователя аналоговых величин в сигналы цифрового вида, пропорционально потребляемой мощности;
- микроконтроллера, обеспечивающего обработку сигналов с выводом информации на выходные устройства.
Ток с шунта и напряжение от делителя замеряются измерительными устройствами, оцифровываются и обрабатываются логической схемой по заранее определенному алгоритму, называемому программой. После окончания вычислений мгновенные значения мощности записываются в память устройства с выводом на информационное табло для считывания.
У всех конструкций счетчиков ток и напряжение подводятся на вход устройства с определенной полярностью, соответствующей направлению векторов. При ее нарушении прибор выдает искаженную информацию.
Счетчики выпускаются для замера однофазных и трехфазных мощностей нагрузок. Подключение фазного и нулевого питающих проводов и нагрузки потребителя достаточно для работы однофазных устройств. Выделение значений тока и напряжения производится за счет внутренних соединений в приборе.
У трехфазных счетчиков используются отдельные клеммники для подключения токовых цепей и цепей напряжения каждой фазы к трем отдельным каналам обработки сигналов.
Возможности автоматизации цифровых схем и достижения полупроводниковых технологий в области создания микропроцессорных устройств обусловили выпуск большого ассортимента статических приборов разными производителями.
Они отличаются компонентами полупроводниковой базы, алгоритмами обработки сигналов, конструкцией корпуса и техническими характеристиками.
Статические приборы учета отмечаются высокими классами точности и обеспечивают возможности:
- автоматического дистанционного снятия показаний;
- измерения различных параметров сети, включая величины тока, напряжения, частоты и мощности;
- учета активной и реактивной составляющих энергии;
- учета направления мощности, как к потребителю, так и от него;
- ведения архивов потребления энергии за определенное время (сутки, неделя, месяц);
- использования в системах АСКУЭ (автоматизированных системах контроля и управления электроэнергии);
- повышенной защиты от краж электричества;
- удобства в установке и эксплуатации;
- многотарифности, которая позволяет определять мощность потребления в разное время суток, что значительно экономит денежные средства;
- пользования журналом событий из оперативной памяти устройства для просмотра истории энергопотребления;
- повышенной надежности и увеличения межповерочного интервала до полутора десятилетий.
Для измерения больших мощностей высоковольтного оборудования используются промежуточные измерительныетрансформаторы напряжения и тока с высоким классом точности. Они пропорционально уменьшают измеряемые величины вторичного линейного напряжения до 100 вольт и токов до 1 или 5 ампер.
После замера мощности современные счетчики автоматически пересчитывают показания с учетом коэффициентов трансформации в первичных или вторичных величинах.
Многим известно, что электрические счетчики, как средства измерений, участвующие в финансовых расчетах нуждаются в обязательной метрологической поверке - подтверждения пригодности прибора к эксплуатации и соответствия заявленному изготовителем классу точности.
Первоначальная поверка счетчиков производится аккредитованными метрологическими службами изготовителей, после чего подтверждается опломбированием кожухов приборов.
Правилами Устройства Электроустановок в п. 1.5.13. оговаривается требование о необходимости наличия пломбы с клеймом госповерителя на винтах крепления кожухов расчетных счетчиков.
Метрологический (межповерочный) интервал счетчика (далее в статье МПИ) - один из важных параметров любого счетчика электроэнергии. Это длительность промежутка времени (в годах), в течении которого гарантируется работа прибора в пределах заявленного изготовителем диапазоне погрешности (сведения о МПИ электросчетчика содержатся в паспорте).
Диапазон МПИ современных приборов, в зависимости от типа, марки счетчика составляет 4-16 лет.
По окончании МПИ счетчик обязательно должен пройти аналогичную поверку с последующим опломбированием, подтверждающим пригодность прибора к дальнейшему применению. Эксплуатация неповеренных измерительных приборов, согласно Федеральному закону "О единстве измерений" недопустима.
Оттиск на пломбе госповерки содержит информацию о дате последнего метрологического испытания. На фото видно, что на одной ее стороне указан год его проведения (точнее, две последние цифры года), на другой - номер квартала (римские цифры).
Таким образом, зная марку электросчетчика, соответственно и заявленный заводом-изготовителем МПИ, по данным пломбы можно определить дату, до которой прибор будет пригоден для эксплуатации.
В упомянутом выше пункте Правил регламентируется давность пломб госповерителя на приборах, которые допускаются к установке впервые. Для трехфазных электросчетчиков максимальная давность госпломбы определена в 12 месяцев, для однофазных приборов учета - 24 месяца.
Данное требование обязательно следует учитывать при выборе и покупке счетчика; ведь, прибор учета с просроченной пломбой поверки, давность которой превышает указанную выше длительность не может быть использован для учета электроэнергии несмотря на то, что он прежде не находился в работе.
Трансформаторы тока (далее - ТТ) предназначены для преобразования тока первичной сети во вторичный, со стандартным значением 1 или 5А, используемый как сигнал в системах учета электроэнергии и релейной защиты (РЗ).
Правильный выбор ТТ во многом определяет точность учета потребляемой электроэнергии предполагает соответствие их параметров и технических характеристик условиям эксплуатации.
Поэтому, при выборе ТТ необходимо учитывать:
Номинальное напряжение. Очевидно, что оно должно быть выше максимального рабочего напряжения электроустановки, т. е., выполняться условие: Uном.тт>Umax.эу.
Его значение выбирается из стандартного ряда значений (0,66, 6, 10, 15, 20, 24, 27, 35, 110, 150, 220, 330, 500, 750, 1150кВ). Так, для систем учета в электроустановках 0,4 кВ должны использоваться преобразующее устройство сUном=0,66кВ.
Номинальный первичный ток. Токовый номинал первичной обмотки, также должен быть больше максимального рабочего тока электроустановки: I2ном.тт>Imax.эу.
Соответствие номинального тока вторичной обмотки ТТ номинальному току расчетного электросчетчика. Как упоминалось в самом начале статьи, стандартные существующие значения I1ном - 1 или 5 А (наиболее распространенными являются устройства с I1ном=5А).
Класс точности ТТ. Данный параметр определяет допустимую погрешность по току, выраженную в процентах при номинальной вторичной нагрузке. Стандартный ряд классов точности устройств: 0,2; 0,5; 1; 3; 5; 10.
К цифровым значениям этого стандартного ряда могут быть добавлены литеры: Р или S.
Р - символ, указывающий, что данный ТТ или его обмотка используется в системах релейной защиты. Как правило, это трансформаторы с классом точности 5Р и 10Р.
S - наличие расширенного диапазона измерений ТТ по первичному току (1% до 120%), в то время как ТТ, не имеющие данной маркировки, работают с заданной погрешностью в диапазоне нагрузок 5%-120%.
Выбор значения этого параметра определяется требованиями п 1.5.16 ПУЭ-7; для систем технического учета допускается применение ТТ с классом точности не более 1,0, для расчетного (коммерческого) нормированное документом значение - не более 0,5.
Допускается применение ТТ с классом точности 1,0 если расчетный электросчетчик имеет класс точности 2,0.
Во избежания превышения погрешности ТТ допустимого для его данного класса точности значения, следует соблюдать условие, при котором вторичная нагрузка Z2 (измерительная цепь) не будет превышать номинальную нагрузку Z2ном.
Коэффициент трансформации или отношение величины первичного тока к величине вторичного тока. Согласно 1.5.17 Правил, допускается применение ТТ с завышенным значением этого параметра.
Однако, в таких случаях максимальный ток нагрузки во вторичной обмотке ТТ должен составлять не менее 40% номинала электросчетчика по току, а при минимальной нагрузке определен минимум в 5%.
I2max≥40%I2ном.тт;
I2min≥5%I2ном.тт.
Соблюдение условия термической стойкости:
I²т∙tтт≥Вкз;
где Вкз=I²к.з∙tрасч (полный тепловой импульс тока короткого замыкания (КЗ), А2∙с;);
I - ток термической стойкости трансформатора, к∙А;
tтт - номинальное время его термической устойчивости, сек;
Iкз - трехфазный ток КЗ (рассчетная величина), кА;
tрасч - расчетное время теплового импульса, сек.
Соблюдение условия электродинамической стойкости:
Iд≥Iу;
где Iу=1,8∙√2∙IКЗ;
Iу - ударный ток, kA;
1,8 - значение коэффициента динамической устойчивости.
Род установки. По своей конструкции, различают следующие виды ТТ:
- для открытой (наружной) установки - предназначены для установки в ОРУ;
- для закрытой установки - для закрытых распредустройств;
- встроенные в эл. аппараты и машины;
- накладные - с возможностью монтажа на проходные изоляторы;
- переносные (предназначены для использования в измерениях и лабораторных испытаниях).
4) Номинальным напряжением Uн источников и приемников электроэнергии (генераторов, трансформаторов) называется такое напряжение, на которое они рассчитаны в условиях нормальной работы.
Номинальные напряжения электрических сетей и присоединяемых к ним источников и приемников электрической энергии устанавливаются ГОСТом.
Шкала номинальных напряжений для сетей переменного тока частотой 50 Гц междуфазное напряжение должно быть 12, 24, 36, 42, 127, 220, 380 В; 3, 6, 10, 20, 35, 110, 150, 220, 330, 500, 750, 1150 кВ, для сетей постоянного тока -12, 24, 36, 48, 60, 110, 220, 440, 660, 3000 В.
Для электрических сетей трехфазного переменного тока напряжением до 1 кВ и присоединенным к ним источников и приемников электроэнергииГОСТ 721-78 устанавливает следующие значения номинальных напряжений:
Сети и приемники - 380/220 В; 660/380 В
Источники - 400/230 В; 690/400 В.
Номинальное напряжение генераторов с целью компенсации потери напряжения в питаемой ими сети принимается на 5% больше номинального напряжения этой сети (см. табл. 1).
Номинальные напряжения первичных обмоток, повышающих трансформаторов, присоединяемых к генераторам, приняты также на 5% больше номинальных напряжений подключаемых к ним линий.
Первичные обмотки понижающих трансформаторов имеют номинальные напряжения, равные номинальным напряжениям питающих их линий.
В табл. 1. приведены номинальные и наибольшие рабочие напряжения электрических сетей, генераторов и трансформаторов напряжением выше 1 кВ, принятые ГОСТ 721 - 78.
Таблица 1.1. Номинальные напряжения трехфазного тока, кВ
|
Сети и приемники |
Трансформаторы и автотрансформаторы |
Наибольшее рабочее напряжение |
|||
|
без РПН |
c РПН |
||||
|
первичные обмотки |
вторичные обмотки |
первичные обмотки |
вторичные обмотки |
||
|
6 |
6 и 6,3 |
6,3 и 6,6 |
6 и 6,3 |
6,3 и 6,6 |
7,2 |
|
10 |
10 и 10,5 |
10,5 и 11 |
10 и 10,5 |
10,5 и 11 |
12,0 |
|
20 |
20 |
22 |
20 и 21,0 |
22,0 |
24,0 |
|
35 |
35 |
38,5 |
35 и 36,5 |
38,5 |
40,5 |
|
110 |
- |
121 |
110 и 115 |
115 и 121 |
126 |
|
220 |
- |
242 |
220 и 230 |
230 и 242 |
252 |
|
330 |
330 |
347 |
330 |
330 |
363 |
|
500 |
500 |
525 |
500 |
- |
525 |
|
750 |
750 |
787 |
750 |
- |
787 |
5) Классификация электрических сетей может осуществляться по роду тока, номинальному напряжению, выполняемым функциям, характеру потребителей, конфигурации схемы сети и т.д.
По роду тока различаются сети переменного и постоянного тока.
По напряжению: сверхвысокого напряжения - Uном ³ 330 кВ, высокого напряжения - Uном = 3 - 220 кВ, низкого напряжения - Uном < 1 кВ.
По конфигурации сети делятся на замкнутые и разомкнутые.
|
|
|
|
||
|
|
Рис.1.2. Пример замкнутой (а) и разомкнутой (б) сети |
|
||
По выполняемым функциям различают системообразующие, питающие и распределительные сети.
Системообразующие сети напряжением 330-1150 кВ осуществляют функции формирования объединенных энергосистем, объединяя мощные электростанции и обеспечивая их функционирование как единого объекта управления, и одновременно обеспечивают передачу электроэнергии от мощных электростанций. Системообразующие сети осуществляют системные связи, т.е. связи большой протяженности в энергосистемах. Режимомсистемообразующих сетей управляет диспетчер объединенного диспетчерского управления (ОДУ). Сети напряжением 330-1150 кВ, связывающие энергосистемы, называют межсистемными.
Питающие (районные) сети предназначены для передачи электроэнергии от подстанций системообразующей сети и частично от шин 110-220 кВ электростанций к центрам питания (ЦП) распределительных сетей – районным подстанциям. Питающие сети обычно замкнутые.
Распределительные (местные) сети предназначены для передачи электроэнергии на небольшие расстояния от шин низшего напряжения районных подстанций к промышленным, городским, сельским потребителям. Такие сети обычно работают в разомкнутом режиме. Различают распределительные сети высокого, (Uном > 1 кВ) и низкого (Uном < l кВ) напряжения. По характеру потребителей распределительные сети подразделяются на промышленные, городские и сети сельскохозяйственного назначения.
Для электроснабжения больших промышленных предприятий и крупных городов осуществляются глубокие вводы высокого напряжения, т. е. сооружение подстанций с первичным напряжением 110—500 кВ вблизи центров нагрузок.
6) Электрические сети должны надежно подавать потребителю электроэнергию надлежащего качества (при стабильных напряжении и частоте) и удовлетворять требованиям электрической и пожарной безопасности.
Чтобы эти требования были выполнены, следует правильно выбирать материал, конструкцию и высоту опор, а также тип проводов и их сечения.
Опоры могут быть деревянными (сосна, лиственница, ель, пихта), железобетонными и составными — с приставкой из железобетона и стойкой из дерева.
Бревна, предназначенные для изготовления деревянных опор (стоек и пасынков) линии 35 кВ, должны иметь диаметр в верхнем отрубе не менее 18 см, а линий 6 и 10 кВ и низшего напряжения — 17 см.
Высоту опор и расстояние между ними выбирают с таким расчетом, чтобы были соблюдены допустимые приближения проводов к земле и воде (табл. 15.1).
Если линии пересекаются между собой, то расстояния между проводами должны быть следующие: при напряжении одной линии 6... 10 кВ и другой 6...10кВ или менее — 2 м; линия 35 кВ над линией меньшего напряжения — не менее 3 м; между линиями связи и линиями напряжением 380/220 В — не менее 1 м.
Расстояния между проводами линии напряжением 380/220 В при пролете до 30 м: вертикальное — не менее 40 см, горизонтальное — не менее 20 см; при пролетах, больших 30 м: вертикальное — не менее 40 см, а горизонтальное — не менее 30 см. Расстояния между проводами в линиях высокого напряжения зависят от величины пролета и от климатических условий (табл. 15.2).
Для алюминиевых проводов расстояния между проводами должны быть увеличены на 20%. По климатическим условиям наша страна разделена на четыре района: I, II, III и IV, в которых соответственно толщина стенки гололеда на проводах достигает 0,5; 1,0; 1,5 и 2,0 см, а расчетная скорость ветра — 10, 10, 15 и 15 м/с.
Вводы в помещения выполняют таким образом, чтобы высота проводов от земли у здания была не менее 2,75 м, но при условии, что они не пересекают проезжей территории, и длина ввода от столба до здания не более 10 м, а высота подвеса провода на столбе не меньше 5,25 м, При других условиях ввод в здание должен выполняться так, чтобы низшая точка проводов находилась на высоте не менее 3,5 м.
В ряде случаев допускается совместная подвеска проводов линий высокого напряжения (до 10 кВ) и линий низшего напряжения. При этом расстояние между нижним проводом высокого напряжения и верхним проводом низшего напряжения должно быть не менее 1,5 м.
Для проводов высокого напряжения на участке совместной прокладки применяют, усиленное крепление. Соединяют провода только на изоляторах, а не в пролете. Принимаются и другие меры, исключающие замыкание линии высокого напряжения на линию низшего напряжения, которое может вызвать в первую очередь пробой изоляции токоприемников, а также создать опасность поражения электрическим током Людей, занятых эксплуатацией электроустановок низшего напряжения.
Для усиления грозозащиты и предотвращения попаданий волн перенапряжения из линии высокого напряжения в линию низшего напряжения по концам участка совместной проводки устанавливают трубчатые разрядники. На крайних опорах совместной проводки выполняют повторные заземления нулевого провода. Их объединяют с заземлениями разрядников, причем сопротивление заземления не должно превышать 20 Ом.
На электростанции или подстанции, от которой отходят провода высокого напряжения, рекомендуется защита от замыкания на землю В отключением линии.
На опорах нулевой провод располагают ниже фазных проводов и проводов уличного освещения. Устанавливаемые на опорах плавкие предохранители и другие устройства размещают ниже проводов воздушной линии.
Соединять провода следует при помощи соединительных зажимов или сваркой (в том числе термитной). Однопроволочные провода соединяют скруткой с последующей пайкой. Провода из разных металлов или с разной площадью поперечного сечения нужно соединять на опорах при помощи переходных зажимов.
Расстояние по горизонтали от зданий (балконов, террас и окон) должно быть не менее 1,5 м, а от глухой стены — 1 м. Над зданиями (за исключением подходов к вводам) линии проводить нельзя.
Наименьшее расстояние от опор до водо-, газо- и паропроводов, а также от. канализации — 1 м, от пожарных гидрантов, водоразборных колонок — 2 м, от бензиновых колонок — 10 м, от кабелей (кроме кабелей связи и радио) — 0,5 м. Расстояние линии от ветвей деревьев, в том числе при проходе через насаждения и лесные массивы, не менее 1м.
К проводам линии предъявляются следующие основные требования: 1) не должны нагреваться проходящим по ним током до температуры, опасной в пожарном отношении; 2) должны быть механически прочными и выдерживать нагрузки от ветра и обледенения; 3) обеспечивать подачу энергии надлежащего качества.
По условиям механической прочности на воздушных линиях следует применять провода с площадью сечения не менее: алюминиевые — 16 мм2, сталеалюминиевые и биметаллические — 10 мм2, стальные многопроволочные — 25 мм2, стальные однопроволочные — 4 мм (диаметр). Однопроволочные стальные провода диаметром более 5 мм и однопроволочные биметаллические провода диаметром более 6,5 мм применять нельзя.
7) На ВЛ чаще всего применяются неизолированные провода. Материал проводов должен иметь высокую электрическую проводимость. Наибольшую проводимость имеет медь, затем алюминий; сталь имеет значительно более низкую проводимость. Провода и тросы должны быть выполнены из металла, обладающего достаточной прочностью. По механической прочности на первом месте стоит сталь. Материал проводов и тросов должен быть стойким по отношению к коррозии и химическим воздействиям. В настоящее время наибольшее распространение получили провода алюминиевые (А), сталеалюминевые(АС), а также из сплавов алюминия - (АН, АЖ). Медные провода не используются без специальных технико-экономических обоснований.
Грозозащитные тросы, как правило, выполняются из стали. В последние годы грозозащитные тросы используются для организации высокочастотных каналов связи. Такие тросы выполняются сталеалюминиевыми.
Конструкции и общий вид неизолированных проводов приведены на рис. 2.2. Однопроволочный провод (рис.2.2,б) состоит из одной круглой проволоки. Такие провода дешевле многопроволочных, однако, они менее гибки и имеют меньшую механическую прочность. Многопроволочные провода из одного металла (рис.2.2,в) состоят из нескольких свитых между собой проволок. При увеличении сечения увеличивается число проволок. В многопроволочных сталеалюминиевых проводах (рис.2.2,г) сердечник провода (внутренние проволоки) выполняется из стали, а верхние проволоки - из алюминия.
Стальной сердечник увеличивает механическую прочность, алюминий является токопроводящей частью провода. Полые провода (рис. 2.2, д) изготовляют из плоских проволок, соединенных друг с другом в паз, что обеспечивает конструктивную прочность провода. У таких проводов больший по сравнению со сплошными проводами диаметр, благодаря чему повышается напряжение, при котором появляется коронирующий разряд на проводах, и значительно снижаются потери энергии на корону. Полые провода применяются на ВЛ редко, они главным образом используются для ошиновки подстанций 330 кВ и выше. Для снижения потерь электроэнергии на корону ВЛ при Uном ≥ ЗЗ0 кВ каждая фаза ВЛ расщепляется на несколько проводов.
|
Рис. 2.2. Конструкции про- водов ВЛ: а - общий вид многопрово- лочного провода; б – сече- ние однопроволочного првода; в, г - сечениямногопроволочных прово- дов из одного и двух металлов; д - сечение полого провода. |
Наиболее широко применяются сталеалюминиевые провода. Проводимость стального сердечника не учитывается, а за электрическое сопротивление принимается только сопротивление алюминиевой части. В соответствии с ГОСТ 839-80 выпускаются сталеалюминиевые провода марок АС, АСКС, АСКП, АСК.
Провод марки АС состоит из стального сердечника и алюминиевых проволок. Провод предназначается для ВЛ при прокладке их на суше, кроме районов с загрязненным вредными химическими соединениями воздухом. Коррозионно-стойкие провода АСКС, АСКП, АСК предназначены для ВЛ, проходящих по побережьям морей, соленых озер и в промышленных районах с загрязненным воздухом; АСКС и АСКП - это провода марки АС, в которых межпроволочное пространство стального сердечника (С) или всего провода (П) заполнено нейтральной смазкой повышенной термостойкости; АСК - провод марки АСКС, где стальной сердечник изолирован двумя лентами полиэтиленовой пленки. В обозначение марки провода вводится номинальное сечение алюминиевой части провода и сечение стального сердечника, например АС 120/19 или АСКС 150/34.
8) Самая современная конструкция провода
Компактные провода, сделанные из проволок Z-формы (Nexans Aero-Z®)
В настоящее время, там, где необходимы более длинные пролеты, чтобы уменьшить стоимость линии, можно применить провода с проволоками трапецеидальной или Z-формы, которые имеют большее количество металла по сравнению с проводами такого же диаметра из круглых проволок. Преимущество компактной конструкции наружных слоёв состоит в равной наружной поверхности и меньшем диаметре (меньший диаметр, если сравнивать с проводом AAAC или меньший вес, если сравнивать с ACSR), то есть будут меньшие потери или увеличенная токовая нагрузка при большей механической прочности. Следовательно, возможно уменьшение выделения СО2, особенно для длинных линий если применены провода данной конструкции, в виду того что они могут уменьшить тепловые потери на 40% по сравнению с проводами ACSR. Конструкция Nexans Aero-Z® будет также обладать меньшим коэффициентом аэродинамического сопротивления (Cx) и меньшими на 30% нагрузками на опоры при высоких скоростях ветра и особенно в случае турбулентных ветров. Проводимость алюминиевых слоев провода Aero-Z® Nexans может быть оптимизирована путём замены применяемого алюминиевого сплава в зависимости от требуемой механической прочности. Конструкция провода Aero-Z® соответствует МЭК 62219.
Стандартный алюминиевый сплав марки 6201, идеально подходит для замены алюминия в проводах ASCR при больших расстояниях между опорами, уменьшая таким образом число опор. Также в этих случаях применяются провода Nexans low-drag или Aero-Z®. Провода с этим сплавом применяются в Великобритании, Европе, США, и многих других странах со сложным ландшафтом или горной местностью. Другие сплавы, например сплав 1120 (Nexans Ductalex®) идеальны при более низких затратах на передачу, как при строительстве, так и при эксплуатации. Этот сплав был впервые применен в Швеции 40 лет тому назад и его часто называют «Ультра высокой проводимости», потому что это основной «высокотехнологичный» вариант стандартного алюминия принятого в EC. Так как при внесении некоторых незначительных элементов в стандартный сплав марки 1350 и очень тщательном контроле технологического процесса при изготовлении катанки и проволоки для провода можно достичь увеличения на 50% механической прочности, при этом потеря электрической проводимости составляет всего 1–2%.
Все эти сплавы можно использовать для того чтобы изготавливать провода конструкции Aero-Z®.
Применение провода Aero-Z® на постоянное напряжение: 500 кВ «Fenno-Skan 2» (Fingrid, Финляндия)
Между финскими (Fingrid Oyj) и шведскими (Svenska Kraftnat) высоковольтными сетями создано совместное предприятие «Nordic Nordel». Основные потребители электроэнергии сконцентрированы на юге Финляндии и Швеции но гидроресурсы находятся на севере. Путём соединения сетей в 1989 г. линией HVDC 500 МВт 400 кВ «Fenno-Skan» на юге (мах. 572 МВт в зависимости от температуры окружающей среды), ёмкость по передаче электроэнергии между двумя странами была очень увеличена. Это потребовало строительства 200 км подводной кабельной линии и 33 км воздушных линий в Финляндии + 75 км в Швеции. В 2005 г., обе страны решили повысить надёжность электроснабжения путём строительства второй линии «Fenno-Skan 2» HVDC 500 кВ 800 МВт к 2010 г.
Для этого проекта «Fenno-Skan 2», на финский стороне (соединение Rauma-Rihtniemi 33 км) полоса отчуждения составляла 30 м для прокладки новой линии DC 500 кВ с возвратным проводом на таких же опорах (двуполярное соединение), расстояние между двумя цепями – 9 м (разница в напряжении 900 кВ на реверсировании полярности на расстоянии 9 м) и минимальный габарит до земли 10 м. На линия 400 кВ «Fenno-Skan» было смонтировано шесть проводов ACSR 565/72 положительной полярности. После глубокого изучения конструкции провода Aero-Z® на линиях постоянного тока с большими перепадами высот, компания Fingrid (совместно с институтом STRI, Швеция), предложила компании Nexans изготовить провода полностью из алюминиевого сплава (AAAC A3F) сечением 666 мм2. Проволоки двух верхних повивов этого провода марки Aero-Z® имеют Z-форму, полюс состоит из четырех проводов (для снижения напряжённости электрического поля) с гладкой и ровной наружной поверхностью, при высокой механической прочности данная конструкциия выполнена полностью из алюминиевого сплава – это было самым лучшим решением для линии «Fenno-Skan 2». Провода этого сечения также позволяют Fingrid переключить всю передаваемую мощность, если нужно, с линии «Fenno-Skan 1» на новую «Fenno-Skan 2» без необходимости применять провода HTLS.Сравнительные испытания, выполненные институтом STRI проводов ACSR и Aero-Z® показали что уровень шума был почти одинаковым. Получен подробный отчёт и результаты измерений звуковых шумов (AN), и потерь на корону (CL) и напряжение радиопомех (RIV) от провода Aero-Z® 666-2Z, специально сконструированного для линии «Fenno-Skan 2». Сравнительные измерения были выполнены со стандартным проводником ACSR, с таким же наружным диаметром. Измеренные значения RIV были малы и почти не менялись для сухих проводников. Соответствующие значения RIV для влажных проводов были больше чем для сухих и увеличивались при росте напряжённости поля. Разница для AN при частоте 8 кГц была больше на 2–3dB для Aero-Z® провода при напряжённости 14 кВ/мм, что весьма незначительно.Измерения параметров RIV и AN показали ожидаемые результаты. Источник шума и причина возникновения RIV были одними и теми же – это влажность и капельки воды на поверхности провода.Потери на корону при частоте 50 Гц (под дождём) на 1–20% меньше для Aero-Z® , чем для провода аналогичного диаметра ACSR.
Сталеалюминевые провода с зазором (ACSS/TW)Для выбора более гибких решений для воздушных линий компания Nexans предлагает провода с высокой токовой нагрузкой для различных климатических условий.Провода ACSS могут удвоить ток в линии (до 250°C). Стальной сердечник несёт большую часть или всю механически нагрузку, а внешние повивы – из полностью отожжённого (мягкого) алюминия. Проволоки стального сердечника защищены от коррозии покрытием из сплава алюминия и 5% цинка, стойкого к высоким температурам. Также возможно использование высокопрочного стального покрытого алюминием сердечника. Наружные повивы провода ACSS сделаны из проволок трапецеидальной формы (согласно BASTM B857).Эта известная технология покрытия стали алюминием имеет большой опыт применения – 40 лет. Такая конструкция работает при температуре до 250°C без потери прочности (ток +100%) и провес меньше при аварийной ситуации, чем у провода ACSR (применение стали M-EHS). Окончательные провесы у провода ACSS не изменяются и не зависят от ползучести алюминия. Провода ACSS позволяют передавать больший ток при меньшем диаметре. Метод преднатяжки целесообразно применять для того чтобы не было повреждения провода при высоких температурах. Более высокая токовая нагрузка, которую может передать провод марки ACSS при аварийном режиме повышает надёжность сети и при этом имеет разумную цену.
Алюминиевые провода с составным сердечником (Lo-Sag™ /TW или /ZW)
Новое решение для воздушных линий электропередачи это провода Nexans Lo-Sag™ – композитный сердечник и верхние повивы из алюминиевых проволок. Данный провод обладает малым весом, так как сердечник изготовлен из волокон углерода в синтетической матрице. Провод позволяет проектировать линии с пролётом в 2,5 км, уменьшая число опор и значительно понижая их высоту, а, следовательно, и стоимость опоры, например при переходах через реки.
При перегрузке (до 160°C в номинальном, и до 200°C в аварийном режимах), они обеспечивают более надёжную поставку электроэнергии за счёт более низкой стрелы провеса.
Сердечник провода сделан из волокон углерода в эпоксидной матрице и имеет высокую прочность при растяжении для того чтобы нести большую часть или всю механическую нагрузку провода. Сердечник покрыт оболочкой. Он имеет самый высокий коэффициент соотношения прочности и веса (> 1350), при этом предел прочности до 2500–3000 Н/мм2 и удельный вес 1,8 кг/дм3.
Проводящая часть скручена из алюминиевых проволок и проволок из алюминиевого сплава с двумя или с тремя повивами с проволоками специальной формы (Aero-Z® или трапецеидальных проволок).
Этот провод дешевле, учитывая полную стоимость (строительства и эксплуатации), т.к. позволяет применять длинные пролёты при этом можно сократить число опор (или применить более низкие опоры для перехода через реки), имеет меньший провес (при высокой температуре) и вызывает меньшие усилия на опорах, при этом преимущества более заметны, если выполнен в конструкции Aero-Z®.
Очень хорошее отношение между сечением алюминиевой части и сечением синтетического сердечника, которое позволяет проводу данной конструкции работать при более низкой температуре во время перегрузки, по сравнению с другими проводами со стальными сердечниками и проводящей частью из алюминиевых проволок (провода HTLS) при такой же нагрузке, вызывая меньше потерь.
13) В настоящее время нормальная работа систем электроснабжения невозможна без надежной работы силовых кабельных линий (КЛ) низкого и среднего классов напряжения.
С начала 70-х годов прошлого века кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена активно заменяют кабели с бумажно-масляной изоляцией. Низкие величины относительной диэлектрической проницаемости, большой запас термической стойкости стали главной причиной, заставившей выбрать сшитый полиэтилен, как изоляционный материал для кабелей среднего и высокого напряжения.
Для обеспечения надежной работы силовых КЛ в настоящее время в России применяется система планово-профилактических испытаний, при которой кабели периодически подвергаются испытаниям постоянным напряжением достаточно высокого уровня (в 4-6 раз превышающим номинальное напряжение КЛ) с измерением токов утечки. Однако практика показывает, что планово-профилактические испытания повышенным постоянным напряжением даже в случае их успешности не только не гарантируют безаварийную последующую работу КЛ, но и во многих случаях приводят к сокращению срока службы КЛ. Особенно опасны такие испытания для КЛ с длительными сроками эксплуатации или с сильно состаренной изоляцией. Кроме того, испытания повышенным постоянным напряжением силовых кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена (СПЭ-кабели), которые находят все более широкое применение в России, не только практически бесполезны, так как сшитый полиэтилен обладает высокой электрической прочностью и малыми токами утечки, но и оказывают негативное воздействие на полиэтиленовую изоляцию.
В таблице 1 приведены показатели электрической прочности СПЭ кабелей в сравнении с ПБИ кабелями по данным исследований ОАО “ВНИИКП” выполненных в 2003 – 2006 гг. (СПЭ кабели) и 1980 – 1983 гг. (ПБИ кабели)
|
№ п/п |
Показатели электрической прочности кабелей: на номинальное напряжение 10 кВ |
Кабели с изоляцией из сшитого ПЭ |
Кабели с пропитанной бумажной изоляцией |
|
1. |
Пробивное напряжение кабелей в исходном состоянии, кВ (и0) Uo-фазное напряжение, частота 50 Гц |
180-240 (30-40)U0 |
80-90 (13,3-15) U0 |
|
2. |
Пробивное напряжение кабелей после ускоренного старения, кВ (Uo): – в воде при напряжении 3Uo в течение 17500 ч (2 года); |
108-129 (18-21,5)U0 |
– |
|
– циклами нагрева в течение 10000ч при напряжении 3Uo при температурах: |
|
||
|
* эквивалентно 40 годам эксплуатации при номинальном напряжении и температуре жилы 70 °С |
таблицa 1
Применительно к силовым кабелям с изоляцией из сшитого полиэтилена гораздо более эффективным и экономичным является щадящий метод испытаний напряжением сверхнизкой частоты 0,1 Гц, которое по величине не превышает более чем в 3 раза номинальное напряжение КЛ. Испытания при очень низких частотах со сменой полярности позволяют выявлять дефекты в изоляции без формирования объемных зарядов в структуре полиэтиленовой изоляции, что приводит к резкому уменьшению ресурса такого кабеля, в отличие от того, как это происходит при приложении постоянного напряжения. Поэтому за рубежом кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена испытываются исключительно напряжением сверхнизкой частоты. При испытаниях силовых кабелей с бумажной пропитанной изоляцией применение этого метода позволяет в значительной степени уменьшить испытательное напряжение по сравнению с испытаниями постоянным напряжением.
17) Электроэнергетика Казахстана занимает существенное место в национальной экономике.
В соответствии с Энергетической стратегией КЗ до 2030 г. и Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики КЗ до 2020 г. с учетом перспективы до 2030 г. доля атомной генерации в энергобалансе страны должна возрасти до 21–22% к 2020 г. В настоящее время идут работы по сооружению 10 новых энергоблоков на ряде АЭС в России, а также ведется эксплуатация и сооружение энергоблоков АЭС по российским проектам за рубежом (Украина, Индия, Китай, Болгария, Словакия, Чехия и др.).
Системы автоматического управления и контроля (далее САУ) являются неотъемлемой частью современных АЭС и играют ключевую роль в обеспечении их надежной и безопасной работы. Современные САУ для АЭС обычно служат для решения двух основных задач: автоматическое управление технологическими процессами (ТП) и автоматический контроль параметров и режимов работы АЭС.
Автоматизация ТП позволяет существенно увеличить эффективность работы конкретного оборудования (объекта управления) и работы энергоблока в целом. Автоматизация технологического процесса базируется на описании технологических операций (технологических алгоритмов), разработанном инженерами-технологами и обеспечивающем сам ТП. Технологические алгоритмы обычно обеспечивают технологию выполнения определенных действий (операций) с учетом ограничений при управлении (например, разрешенные или запрещенные зоны перемещения, технологические переключения и операции) и особенностей самого объекта управления (его конструкции, границ, способов и условий эксплуатации и т. д.), а также нарушений ТП. Автоматизация позволяет существенно снизить время, затрачиваемое на выполнение стандартных (заранее определенных) действий (операций, циклов) автоматизируемого оборудования, за счет увеличения скоростей исполнительных механизмов объектов управления, отсутствия останова между выполнением отдельных действий движущимися частями, реализации совместного движения нескольких механизмов, оптимизации траектории движения управляемого оборудования и т. п.
Наряду с автоматизацией ТП на АЭС обязательно реализуется контроль параметров системы. Прежде всего, осуществляется контроль параметров, используемых САУ при управлении ТП. К таким параметрам относятся показания датчиков положения, скорости, усилий, контроля температуры, уровня, давления, концевых выключателей и другие сигналы, передаваемые от оборудования объекта управления в САУ. Кроме этого, в САУ осуществляется контроль передачи информации внутри самой системы, контроль линий связи и других параметров.
Также следует отметить, что традиционно САУ для АЭС проектируются с учетом следующих основных принципов, регламентированных документом [2]:
Еще одним требованием при создании САУ для АЭС является минимизация влияния персонала на работу САУ. При проектировании, изготовлении и внедрении САУ обычно учитываются следующие особенности взаимодействия оператора с системой:
Особенностью современных САУ для АЭС России является их разнообразие по применяемым в них техническим решениям. В первую очередь это характерно для давно действующих атомных станций, системы управления которых подвергались неоднократной модернизации за время эксплуатации. Это обусловлено следующими причинами:
Спецификой проектирования САУ для АЭС является то, что часть оборудования САУ эксплуатируется в центральном (реакторном) зале станции или других помещениях, где присутствует радиационная нагрузка или контакт с радиоактивными средами, где для дезактивации поверхностей оборудования применяются специальные растворы, а следовательно, присутствуют повышенная влажность и температура. В основном в неблагоприятных условиях работают датчики, двигатели и исполнительные механизмы. При этом технические средства САУ стараются вынести в «чистые» помещения, а там, где это невозможно, применяют изделия, стойкие к вышеперечисленным внешним воздействиям, или помещают их в защитные оболочки. АЭС и оборудование САУ проектируются также с учетом требований к сейсмостойкости.
Достаточно жесткие требования предъявляются и к надежности САУ. Например, надежность системы управления перегрузочной машиной характеризуется следующими показателями:
Назначенный срок службы системы управления машины перегрузочной составляет не менее 30 лет.
Достигаются данные показатели за счет применения комплектующих изделий с высокими показателями надежности, резервирования и обеспечения пользователя необходимым комплектом запасных частей.