Министерство образования Республики Беларусь
Учреждение образования
«Гомельский государственный политехнический колледж»
СОГЛАСОВАНО УТВЕРЖДАЮ
Зав. заочным отделением Зам. директора по УР
____________Шкалькова Г.С. ___________Лукашевич В.В.
Методические указания и задания
для домашней контрольной работы по дисциплине
«Электроснабжение предприятий и гражданских зданий»
Специальность 2-36 03 31 Монтаж и эксплуатация электрооборудования
2010 г.
Разработала Елкина Т.В. – преподаватель спецдисциплин УО «Гомельский
государственный политехнический колледж», высшая категория
Методические указания разработаны согласно примерного тематического плана, утвержденного Министерством образования Республики Беларусь 04.06.2009г. РБ ст № 218 Дтип
Методические указания и задания на домашнюю контрольную работу рассмотрены и одобрены на заседании предметной (цикловой) комиссии электротехнических дисциплин
Протокол № от
Председатель комиссии Никулин С.А.
Программой дисциплины «Электроснабжение предприятий и гражданских зданий» предусматривается изучение учащимися вопросов производства, распределения и потребления электроэнергии на промышленных предприятиях и в городском хозяйстве, что необходимо для всесторонней подготовки техника-электрика.
В результате изучения предмета учащиеся должны знать:
основные сведения об энергетических системах;
принцип получения электрической энергии на электростанциях различного типа;
методы расчета электрических нагрузок потребителей электроэнергии;
теоретические основы защиты электроприемников и электрических сетей от токов короткого замыкания и перегрузки;
конструктивные особенности линий электропередач и электрооборудования электрических станций и подстанций;
теоретические основы релейной защиты и автоматизации в энергосистемах;
назначение и схемы управления, контроля и сигнализации на электростанциях и подстанциях;
характер и влияние электрических объектов на окружающую среду и меры по ее защите;
должны уметь:
выполнять расчеты цеховых электрических сетей напряжением до 1кВ, а также распределительных воздушных и кабельных сетей высокого напряжения;
производить расчеты электрических силовых и осветительных нагрузок;
выбирать пусковую, защитную аппаратуру и электрические сети напряжением до 1кВ и выше;
производить расчет токов короткого замыкания;
выбирать высоковольтное электрооборудование и проверять его на действие токов короткого замыкания;
составлять схемы распределения электрической энергии;
выбирать рациональный тип распределительного устройства;
выбирать силовые трансформаторы на подстанциях;
выполнять технико-экономические расчеты различных вариантов схем электрических сетей;
пользоваться контрольно-измерительными приборами, материалами, инструментами с учетом требований безопасности труда;
пользоваться каталогами, нормативной, справочной, научно-технической литературой.
Общие методические указания
Учебный материал необходимо изучать систематически в той последовательности, которая дана в методических указаниях. Переходить к изучению следующей темы следует только тогда, когда предшествующий материал полностью изучен.
Исходя из общих методических установок, рекомендуется следующий порядок изучения учебного материала дисциплины:
- ознакомление с содержанием темы и методическими указаниями к ней;
- усвоение программного материала по рекомендуемой литературе;
- ответы на вопросы для самоконтроля, приведенные после каждой темы программы.
В процессе работы над изучаемым материалом рекомендуется вести конспект, в который следует вносить основные положения изучаемого материала, чертежи, схемы, ссылки на литературу с тем, чтобы при подготовке к экзамену можно было быстрее найти нужный материал.
Проработав учебный материал, следует приступить к выполнению домашней контрольной работы, которая в соответствии с графиком учебного процесса должна быть выслана в колледж.
В период лабораторно-экзаменационной сессии проводятся обзорные и практические работы. На обзорных занятиях освещаются наиболее сложные вопросы, а также даются сведения, недостаточно полно изложенные или отсутствующие в рекомендованных учебных пособиях.
Литература
Основная
1. Постников Н.П., Рубашов Г.М. Электроснабжение промышленных предприятий – Л.: Стройиздат, 1989.
2. Ус.А.Г., Евминов Л.И. – Мн.: Пион 2000
3. Коновалова Л.Л., Рожкова Л.Д. Электроснабжение промышленных предприятий и установок – М.: Энергоатомиздат 1989
4. Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок – М.: «Высшая школа» 1990
5. Цигельман И.Е. Электроснабжение гражданских зданий и коммунальных предприятий – М.: «Высшая школа» 1988
Дополнительная
6. Правила устройства электроустановок – Главгосэнергонадзор России М. 1998
Тематический план
| Раздел, тема |
Количество часов |
||
| Всего |
Изучается на сесии |
Изучается самостоятельно |
|
| 1 |
2 |
3 |
4 |
| Введение Раздел 1. Системы электроснабжения предприятий и гражданских зданий
1.1. Общие сведения об электрических станциях 1.2. Общие сведения об энергетических системах Раздел 2. Внутрицеховое электроснабжение предприятий. Электроснабжение гражданских зданий.
2.1. Общие сведения о потребителях электроэнергии напряжением до 1 кВ 2.2. Классификация электроприемников по надежности электроснабжения 2.3. Конструктивное выполнение и устройство электрических сетей напряжением до 1 кВ 2.4. Графики электрических нагрузок 2.5. Расчет электрических нагрузок в ЭУ напряжением до 1 кВ 2.6. Выбор сечений проводов и кабелей по допустимому нагреву электрическим током 2.7. Расчет и выбор электрических сетей по потере напряжения 2.8. Регулирование напряжения и компенсация реактивной мощности 2.9. Защита электрических сетей в ЭУ напряжением до 1 кВ Раздел 3 Внутризаводское электроснабжение предприятий. Электроснабжение гражданских зданий.
3.1. Распределение электроэнергии внутри города 3.2. Подстанции и распределительные пункты 3.3. Картограмма нагрузок. Расчет электрических нагрузок напряжением выше 1 кВ 3.4. Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях |
1 6 4 2 62 4 2 6 4 16 6 8 6 10 33 3 6 2 4 |
2 2 16 4 4 2 2 4 8 2 2 |
1 4 46 4 2 6 4 12 2 6 4 6 25 3 2 |
| 1 |
2 |
3 |
4 |
| 3.5. Короткое замыкание, расчет величин его токов 3.6. Выбор токоведущих частей и аппаратов подстанций с учетом действия токов короткого замыкания 3.7. Защитные заземления электроустановок и подстанций Раздел 4. Релейная защита и автоматизация систем электроснабжения
4.1. Общие сведения о релейной защите 4.2. Защита отдельных элементов системы электроснабжения 4.3. Управление, сигнализация, учет электроэнергии 4.4. Автоматизация систем электроснабжения Раздел 5. Элементы техники высоких напряжений в системах электроснабжения
5.1. Испытание изоляции высоковольтного электрооборудования и электрических сетей 5.2.тПеренапряжения и защита от перенапряжения Курсовое проектирование |
10 4 4 12 3 4 2 3 4 2 2 30 |
4 2 2 2 2 2 30 |
6 2 10 1 4 2 3 2 2 |
| Всего |
148 |
62 |
86 |
Введение
Общая характеристика предмета, его роль в подготовке техника –электрика. Достижения и перспективы развития энергетического комплекса Республики Беларусь. Энергосберегающие технологии, как основные направления эффективного использования топливно-энергетического ресурса государства и применение их в системах электроснабжения.
Дисциплина изучает системы электроснабжения предприятий и гражданских зданий, предназначенные для обеспечения электроэнергией электродвигателей машин и механизмов, электропечей, электролизных установок
электроосвещения.
Технику-электрику необходимо знать об источниках электроэнергии, электрических сетях, защитной и коммутационной аппаратуре, о требованиях к современным системам электроснабжения.
Раздел 1. Системы электроснабжения предприятий и гражданских зданий
Тема 1.1 Общие сведения об электрических станциях
Типы электростанций и режимы их работы. Принцип действия и устройство тепловых, гидравлических и атомных электростанций. Использование энергии ветра, солнца, морских приливов, геотермальных вод, магнитогидравлических (МГД) генераторов для производства электроэнергии. Перспективы развития роль каждого типа электростанций. Качество электрической энергии. Параметры, характеризующие качество электроэнергии.
Влияние электрических станций на окружающую среду и меры по ее защите при эксплуатации электрических станции.
Методические указания
В зависимости от рода первичного двигателя и способа преобразования различных видов энергии электростанции могут быть тепловыми (в том числе и атомными) и гидравлическими. О принципе работы электростанций можно ознакомиться в указанной ниже литературе.
Современные машинные электрические генераторы основаны на взаимодействии перемещающихся относительно друг друга проводников магнитного поля. Идея магнитогидродинамического (МГД) преобразования энергии основана на замене твердого движущегося проводника потоком высокопроводящих газов или жидкости.
Актуален вопрос использования нетрадиционных источников энергии и разработка энергосберегающих технологий.
Энергетические затраты возрастают, поэтому использование возобновляемых источников энергии является приоритетной задачей государства. При этом вопрос охраны окружающей среды играет важную роль
Литература
[2 стр.15-24; 3 стр.36-50; 4 стр.7-24]
Вопросы для самоконтроля
1. В чем заключается процесс производства электроэнергии на тепловых и атомных электростанциях?
2. Каковы направления использования солнечной и геотермальной энергии?
3. На чем основана работа МГД-генераторов?
4. Что дает использование возобновляемых источников энергии?
5. Влияние энергетических объектов на окружающую среду.
Тема 1.2 Общие сведения об энергетических системах
Назначение и структура энергетических систем. Энергетическая система Республики Беларусь. Распределение электроэнергии в системе городского хозяйства. Шкала стандартных напряжений при передаче электроэнергии к потребителям на напряжении выше 1 кВ.
Методические указания
Эта тема знакомит с понятием «энергетическая система», с особенностями и преимуществом объединения работающих электростанций в единую структуру. Особенности стабильной работы энергосистемы.
Применение высоких напряжений для экономичной и надежной работы энергосистемы Беларуси. Расширяются международные энергетические связи, позволяющие организацию параллельной работы объединенных энергосистем Беларуси, России, Украины, стран Балтии, Польши.
Литература
[1 стр. 50-13; 2 стр.11-14; 3 стр.9-35;]
Вопросы для самоконтроля
1. В чем заключается особенность производства электроэнергии?
2. Принцип работы энергетической системы?
3. Назовите ряд номинальных напряжений выше 1 кВ
4. Разберите условную (иерархическую) схему городской электрической сети. Назовите назначения ТП, ГПП, РП, ВРУ.
Раздел 2 Внутрицеховое электроснабжение предприятий. Электроснабжение гражданских зданий
Тема 2.1 Общие сведения о потребителях электроэнергии U до 1 кВ
Понятие «приемник электроэнергии», «потребитель электроэнергии». Потребители электроэнергии силовые и осветительные. Характеристика и режимы их работы. Классификация электроприемников по роду тока, напряжения, по мощности и частоте. Номинальные напряжения электроустановок до 1кВ. Понятие установленной и номинальной мощности. Приведение мощности электроприемников, работающих в повторно-кратковременном режиме, к номинальной мощности для длительного режима работы.
Методические указания
Потребителями электроэнергии городов являются промышленные предприятия, электротранспорт, жилые и общественные здания.
Электроприемники классифицируются по следующим признакам:
1) по напряжению
Электроприемники , которые могут получать питание непосредственно от сети 3, 6, 10 кВ. Это крупные ЭД, мощные печи сопротивлении, дуговые печи для плавки металлов, питаемые через собственные трансформаторы. При напряжении 10 кВ могут быть изготовлены ЭД мощностью 315 кВт и выше;
Электроприемники, питание которых целесообразно на напряжении 380/220В
2) по роду тока
электроприемники, работающие от сети переменного тока f=50Гц;
от сети переменного тока повышенной или пониженной частоты;
от сети постоянного тока
3) по виду преобразования электроэнергии
делят на электроприводы, электротехнологические установки, электроосвещение.
4) по общности технологического процесса
электроприемники делят на производственные механизмы, общепромышленные установки, подъемно-транспортное оборудование, преобразовательные установки электросварочное электрооборудование, электронагревательные и электролизные установки.
5) по режиму работы электроприемники
делят на три основные группы, для которых предусматривают три режима работы: продолжительный, кратковременный и повторно-кратковременный.
Рекомендуется подробно изучить режимы работы электроприемников по[3 стр.68-72 ]
Литература
[1 стр.14-18; 2 стр. 34-40; 3 стр.3 стр.67-72; 4 стр.25-28]
Вопросы самоконтроля
1. По каким признакам классифицируются электроприемники ?
2. Что понимают под номинальной мощностью электродвигателя, силового трансформатора?
3. Определите номинальную мощность кранового электродвигателя, имеющего мощность Рпасп
= 2,7 кВт при ПВпасп
=25%
Тема 2.2 Классификация приемников электроэнергии по надежности электроснабжения
Категории электроприемников. Обеспечение надежности электроснабжения с учетом требований Правил устройства электроустановок (ПУЭ). Независимые источники питания. Общие требования к источникам питания гражданских зданий.
Методические указания
По степени надежности электроснабжения ПУЭ различают три категории.
I
категория
. Перерыв электроснабжения связан с опасностью для жизни людей, нанесением значительного ущерба народному хозяйству. Перерыв электроснабжения допускается только на время ввода (автоматического) резерва питания. Электроприемники I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания.
Из состава ЭП I категории выделяется особая группа
, бесперебойная работа которой необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров. Для электроснабжения особой группы предусматривается дополнительное питание от третьего независимого взаимно резервирующего источника питания, которым может быть местная электростанция, шины генераторного напряжения электростанций энергосистем, специальные агрегаты бесперебойного питания, аккумуляторные батареи.
II
категория
. Перерыв электроснабжения приводит к массовому недовыпуску продукции, простоям рабочих, механизмов, нарушению нормальной деятельности городских и сельских жителей. Электроприемники II категории рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих ИП. Допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резерва действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады. Допускается питание ЭП II категории по одной линии, если обеспечена возможность проведения аварийного ремонта за время не более 1 суток.
III
категория
– все остальные ЭП, не подходящие под определения I и II категорий. Для электроприемников III категории электроснабжение может выполняться о т одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта, не превышают 1 суток.
Литература
[6 стр. 12-13; 2 стр.40-41]
Вопросы самоконтроля
1. На какое время допустим перерыв электроснабжения для электроприемников III категории?
2. Возможно ли питание электроприемников II категории от одного трансформатора?
3. Относятся ли к числу независимых источников питания две секции шин подстанции, если каждая из них имеет питание от независимого источника и секции шин не связаны между собой?
4. Какие электропримники относятся к особой группе?
Тема 2.3 Конструктивное выполнение и устройство электрических сетей напряжением до 1 кВ
Конструктивное выполнение электрических сетей. Виды электрических проводок: открытая, скрытая, выполненная проводниками, проложенными в трубах, шинопроводами. Модульная проводка. Схемы электроснабжения напряжением до 1кВ: радиальные, магистральные, смешанные. Устройство осветительных и силовых сетей. Понятие о питающих, распределительных групповых сетях. Конструктивное выполнение, назначение и применение вводно-распределительных устройств (ВРУ), распределительных щитов, панелей, пунктов, шкафов, осветительных щитков. Конструктивное выполнение шинопроводов. Схемы распределительных сетей напряжением до 1кВ.
Методические указания
Цеховые электрические сети U до 1 кВ выполняют: 1) кабелями и изолированные проводами, прокладываемыми непосредственно на строительных элементах и элементах технологического оборудования, на лотках, в трубах, тросовыми проводами; 2) комплектными шинопроводами - магистральными, распределительными и осветительными, устанавливаемыми на опорных конструкциях, стенах, колоннах, фермах; 3) комплектными троллеями, укрепляемыми на троллейных кронштейнах, и комплектными троллейными шинопроводами, укрепляемыми на специальных конструкциях.
По способу изоляции сети могут быть разделены на две группы:
1) выполненные неизолированными проводами и шинами;
2) выполненные изолированными проводниками.
К первой группе относятся воздушные линии и шинопроводы. А ко второй – кабельные линии и электропроводки.
Электропроводкой
называется совокупность проводов и кабелей с относящимися к ним креплениями, конструкциями и деталями. В электропроводках применяются небронированные силовые кабели с резиновой или пластмассовой изоляцией с площадью сечения фазных жил до 16 мм2
. Электропроводки внутри зданий делятся на открытые и скрытые.
Открытая
электропроводка (по строительным элементам, опорам и т.д.) имеет много конструктивных исполнений, из которых для промышленных предприятий основными являются прокладка проводников в трубах, металлорукавах, коробах, на лотках и тросах.
Скрытая
электропроводка (внутри конструктивных элементов зданий и сооружений) выполняется в трубах, гибких металлорукавах, коробах, каналах и пустотах строительных конструкций, под штукатуркой. Выбор конструкции сетей осуществляется проектировщиком на основе анализа исходных данных, изучения особенностей производства.
ПУЭ рекомендуют применять провода и кабели с алюминиевыми жилами (в целях экономии), за исключением производств со взрывоопасной средой В-I и В-Iа, где медь – обязательна.
При выборе сечений проводов и кабелей следует учитывать, что алюминиевые
Модульные сети.
Представляют собой прокладку проводов под полом в трубах с разветвительными коробками, над которыми устанавливаются напольные колонки. Применение модульной сети делает электротехническую часть производства независимой от размещения технологического оборудования.
Литература
[1 стр.19-30, 46-60; 2 стр.42-63; 3 стр.120-136; 4 стр.29-37]
Вопросы самоконтроля
1. Дайте сравнительную характеристику радиальной и магистральной схем
2. Что такое питающая, распределительная, групповая сети?
3. Каковы особенности электропроводок, выполненных открыто, скрыто?
4. Область применения пластмассовых труб в электропроводках?
5. В каких помещениях обязательно применение проводников с медными жилами?
Тема 2.4 Графики электрических нагрузок
Понятие о графиках электрических нагрузок. Основные величины и коэффициенты, характеризующие работу электроприемников. Определение времени использования максимума нагрузки (Тмах) и времени максимальных потерь (τмах
). Определение электрических нагрузок всех звеньев системы электроснабжения по суточному и годовому графикам. Построение графиков нагрузки для различных отраслей промышленности. Определение средней суточной и средней годовой мощности электрических нагрузок.
Методические указания
Электроприемники, потребляя электроэнергию, вызывают в питающей сети электрическую нагрузку. Нагрузка может измеряться в виде активной и реактивной мощностей, а также тока приборами (ваттметрами, варметрами, амперметрами с помощью счетчиков активной и реактивной энергии).
График электрических нагрузок – это кривая, показывающая изменение нагрузок за определенный промежуток времени. Изменения нагрузки могут записываться в виде кривой мгновенных значений или в виде ступенчатой кривой, характеризующей нагрузку с осреднением за время Δt. Чем меньше промежуток осреднения, тем ближе график нагрузки к действительному.
Различают следующие графики активных и реактивных нагрузок: индивидуальные, групповые, суточные и годовые. Индивидуальные графики нагрузки отражают изменение нагрузки отдельных электроприемников. Групповые графики описывают изменение нагрузки группы электроприемников. Суточные графики могут быть построены для отдельных звеньев системы электроснабжения и в целом для предприятия.
Чтобы характеризовать работу отдельных установок и устройств в течение года, необходимо иметь основные суточные графики года – зимний и летний.
Площадь, ограниченная суточным графиком, представляет собой количество электроэнергии (кВтч), выработанной или потребляемой установкой за сутки.
Среднюю суточную мощность нагрузки Рср. сут
определяют, зная количество электроэнергии W (кВтч), выработанной или потребленной за сутки
Рср.сут
= W/ t = W/24
Годовой график по продолжительности показывает длительность работы электроустановки в течение года с различными нагрузками
Средняя годовая мощность нагрузки
Рср.год
= W/ T = W/ 8760
Особенности суточных графиков промышленных, коммунально-бытовых потребителей – в их неравномерности. Отмечают два явно выраженных максимума нагрузки – утренний и вечерний. В ночной период нагрузка значительно снижается.
Для промышленных предприятий наибольший из двух максимумов – утренний, период прохождения его - с 9 до 11 ч. Максимум нагрузки жилых домов приходится на 19-21 час (вечерний максимум). Максимумы нагрузок коммунальных учреждений наступают в разное время.
Стимулирующим фактором выравнивания нагрузки является оплата за электроэнергию по двухставочному тарифу. Одна ставка, не зависящая от количества израсходованной электроэнергии, составляет плату за 1 кВт заявленной (договорной) максимальной мощности в часы суточного максимума нагрузки энергосистемы, а дополнительная ставка – оплата за каждый кВтч, учтенный счетчиком.
Графики нагрузки характеризуются физическими величинами и безразмерными показателями (коэффициентами).
Основными физическими величинами являются: средние, среднеквадратичные, максимальные (длительные и кратковременные), расчетные нагрузки.
Средняя нагрузка
– это постоянная, неизменная величина за любой рассматриваемый промежуток времени, которая вызывает такой же расход электроэнергии, как и изменяющаяся за это время нагрузка.
Среднеквадратичная нагрузка
– это постоянная, неизменная нагрузка за любой рассматриваемый промежуток времени, которая обуславливает такие же потери мощности в проводниках, как и изменяющаяся за это время нагрузка.
Максимальная нагрузка
представляет собой наибольшее значение из средних величин в течение рассматриваемого периода времени. Максимальные нагрузки характеризуются величиной и частотой появления за тот или иной период времени.
По продолжительности различают два вида максимальных нагрузок:
а) максимальные длительные с продолжительностью от нескольких до десятков минут, используемые для выбора элементов систем электроснабжения по нагреву и расчета максимальных потерь мощности в них; б) максимальные кратковременные (пиковые), длительностью от десятых долей до нескольких секунд.
Расчетная нагрузка по допустимому нагреву
представляет собой такую условную нагрузку, которая эквивалентна ожидаемой изменяющейся нагрузке по наиболее тяжелому тепловому воздействию: максимальной температуре нагрева проводника или тепловому износу его изоляции. Соответственно этим двум эффектам нагрева различают: а) расчетную нагрузку по максимальной
температуре нагрева проводника
– такую неизменную во времени нагрузку, которая вызывает в проводнике тот же максимальный перегрев над температурой окружающей среды, что и заданная переменная нагрузка;
б) расчетную нагрузку по тепловому износу изоляции
– такую неизменную во времени нагрузку, которая вызывает в проводнике ту же величину теплового износа изоляции, что и заданная переменная нагрузка.
Безразмерными показателями графиков нагрузки являются коэффициенты, характеризующие режимы работы электроприемников, степень использования их по мощности и во времени, устанавливающие связь между физическими величинами графиков:
а) коэффициент включения
( Кв
) – отношение продолжительности включения приемника в цикле (продолжительность работы под нагрузкой – tр
, на холостом ходу – tхх
) ко всей продолжительности цикла tц
:
Кв
= tв
/ tц
= tр
+ tхх
/ tр
+ tхх
+ tпауз
;
Коэффициент включения характеризует использование электроприемника во времени;
б) коэффициент использования ( Ки
) – отношение средней активной мощности отдельного электроприемника (или группы их) за наиболее загруженную смену к ее номинальному значению:
Ки
= Рсм
/ Рн
;
коэффициент использования характеризует использование электроприекника по мощности и во времени.
Для электроприемников одного режима работы коэффициент использования является практически величиной постоянной и приводится в справочниках для различного оборудования;
в) коэффициент загрузки ( Кз
) – отношение средней нагрузки за время включения в течение цикла к номинальной мощности:
Кз
= Рс.в.
/ Рн
г) коэффициент формы графика ( Кф.г.
) – отношение среднеквадратичной нагрузки за определенный промежуток времени к средней нагрузке за этот же период времени:
Кф.г.
= Рск
/ Рс
≥1
Коэффициент формы графика характеризует неравномерность графика, свое наименьшее значение, равное 1 , он принимает при неизменной во времени нагрузке;
д) коэффициент максимума ( Км
) – отношение расчетной нагрузки к средней нагрузке ( обычно за наиболее загруженную смену ):
Км
= Рр
/ Рсм
;
е) коэффициент спроса ( Кс
) – отношение расчетной нагрузки к установленной (номинальной ):
Кс
= Рр
/ Рн
Коэффициент спроса связывает расчетную нагрузку непосредственно с номинальной мощностью электроприемников, минуя учет свойств графика в явной форме;
ж) коэффициент заполнения графика ( Кз.г.
) – отношение средней нагрузки к максимальной за исследуемый период времени:
Кз.г.
= Рс
/ Рм
Литература
[1 стр. 31-45; 2 стр.66-75; 3 стр.73-80; 4 стр.47-48]
Вопросы самоконтроля
1. Какие графики нагрузки Вы знаете?
2. Что собой представляет площадь, ограниченная суточным графиком нагрузки?
3. Что собой представляет оплата за потребленную электроэнергию по двухставочному тарифу? Какие электроприемники производят оплату по такому тарифу?
4. Как определить среднегодовую мощность , зная количество потребленной электроэнергии за год и годовое количество часов работы предприятия ?
5. Перечислите основные показатели, характеризующие работу электроприемника.
6. Назовите основные физические величины, характеризующие графики нагрузки.
Тема 2.5 Расчет электрических нагрузок в ЭУ напряжением до 1 кВ
Методы расчета электрических нагрузок в электроустановках напряжением до 1кВ. Расчетные коэффициенты и их применение при определении электрических нагрузок. Определение средней сменной и максимальной расчетной мощности. Расчет электрических нагрузок методом упорядоченных диаграмм показателей графиков нагрузки. Определение эффективного числа электроприемников. Определение расчетных нагрузок гражданских зданий методом коэффициента спроса. Определение расчетных нагрузок от осветительных установок. Определение расчетных нагрузок от однофазных электроприемников. Потери мощности и электроэнергии в отдельных элементах системы электроснабжения. Активные и индуктивные сопротивления проводников.
Методические указания
Правильное определение ожидаемых электрических нагрузок способствует обоснованному выбору любого элемента системы электроснабжения, рациональному построению оптимизации технико-экономических показателей систем электроснабжения и поэтому является важной народнохозяйственной задачей.
Если расчетная нагрузка будет уменьшена в сравнении с действительной, это приведет к ускоренному износу электрооборудования и может вызвать ограничение электроснабжения. И наоборот – увеличение расчетных нагрузок чревато дополнительными капитальными затратами на систему электроснабжения и неполным использованием электрооборудования.
Проблема определения расчетных электрических нагрузок возникает, если число электроприемников в группе превышает три. При количестве электроприемников в группе, равной три и менее, расчетная нагрузка определяется
Рр
= ∑ рн
i
, кВт; Qр
=Рр
tgφ = ∑рн
i
tgφi
, квар (1.1)
Для единичных электроприемников в качестве расчетных нагрузок принимаются их номинальные активные и реактивные мощности. Расчетная нагрузка группы электроприемников всегда меньше установленной мощности, и ее необходимо определять тем или иным методом.
В соответствии с РТМ 36.18.32.4-92 расчетная активная мощность группы электроприемников (количество электроприемников в группе более одного) на напряжение до 1 кВ определяется по выражению
(1.2)
где K
p
– коэффициент расчетной мощности;
k
и
i
– коэффициент использования i
-го электроприемника;
р
н
i
– номинальная мощность i
-го электроприемника;
n
– количество электроприемников в группе.
Групповой коэффициент использования
(1.3)
Значение К
р
зависит от эффективного числа электроприемников (n
э
), группового коэффициента использования (К
и
), а также от постоянной времени нагрева сети, для которой рассчитываются электрические нагрузки.
В случаях, когда расчетная мощность Р
р
, вычисленная по выражению (1.2), окажется меньше номинальной наиболее мощного электроприемника (р
н.макс
), следует принимать Р
р
= р
н.макс
.
Расчетная реактивная мощность определяется следующим образом:
- для питающих сетей (питающих распределительные шинопроводы, пункты, сборки, щиты) в зависимости от значения n
э
:
при n
э
£ 10 (1.5)
при n
э
> 10 (1.6)
- для магистральных шинопроводов и на шинах цеховых трансформаторных подстанций, а также при определении реактивной мощности в целом по цеху, корпусу:
(1.7)
где tg
j
i
- коэффициент реактивной мощности i
-го электроприемника, принимаемый по табл. 1.6 по значению cos
j
.
При определении р
н
для многодвигательных приводов учитываются все одновременно работающие электродвигатели данного привода.
Для электродвигателей с повторно кратковременным режимом работы их номинальная мощность приводится к длительному режиму (ПВ
=100 %).
Значение токовой расчетной нагрузки, по которой выбирается сечение линии по допустимому нагреву, определяется по выражению:
(1.10)
где - полная расчетная мощность узла нагрузки, кВ·А.
Расчет электрических нагрузок выполняется в виде таблицы.
Определение расчетных электрических нагрузок упрощенными
методами
К упрощенным методам определения расчетных нагрузок относятся: а) метод удельного расхода электроэнергии на единицу выпускаемой продукции или выполняемой работы; б) метод коэффициента спроса (K
c
); в) метод удельной мощности на единицу площади.
Метод удельного расхода электроэнергии на единицу выпускаемой продукции
или работы
. Согласно этому методу расчетная нагрузка определяется по формулам:
Рр
= Рс
= М
w
о
/ Т
(1.11)
Q
p
= P
p
×tg
j
,
(1.12)
где М
- количество продукции (или объем работы), выпускаемой (или выполняемой) за время Т
;
W
0
- удельный расход электроэнергии на единицу выпускаемой продукции или выполняемой работы; tg
j
- средневзвешенное значение коэффициента реактивной мощности:
(1.13)
где V
т
,
W
т
- расходы соответственно реактивной и активной энергии за время Т
.
Метод удельного расхода электроэнергии рекомендуется применять при достаточно устойчивых значениях w
0
и наличии соответствующей базы данных об электропотреблении (удельных норм расхода электроэнергии).
Метод коэффициента спроса (
Kс
).
Расчетную нагрузку группы однородных по режиму работы электроприемников определяют по формулам:
P
p
= K
с
×Р
н
; (1.14)
Q
p
= Р
p
×tg
j
,
(1.15)
где K
с
и tg
j
принимаются для характерной группы электроприемников по справочным материалам.
Основной недостаток данного метода состоит в том, что величина коэффициента спроса принимается одинаковой для всех электроприемников. Такое допущение возможно только при высоких значениях коэффициентов использования и эффективного числа электроприемников.
Данный метод рекомендуется применять при отсутствии конкретных данных об электроприемниках, наличии суммарной установленной мощности электроприемников (Р
н
) цеха (участка) и общего характерного режима их работы.
Метод удельной мощности на единицу площади.
Расчетная нагрузка по данному методу определяется по одной из следующих формул:
P
p
= p
уд.р
F; (1.16)
P
p
= p
уд.уст
FK
с
;
(1.17)
Q
p
= P
p
×tg
j
,
(1.18)
где p
уд.р
- удельная расчетная активная мощность на единицу площади, кВт/м2
; p
уд.уст
- удельная установленная активная мощность на единицу площади, кВт/м2
; F
- площадь размещения электроприемников, м2
.
Этот метод рекомендуется применять при относительно равномерном распределении электроприемников по площади помещения. Наиболее точные результаты получаются при большом количестве электроприемников и малой их мощности.
Характерным примером применения формулы (1.17) является определение расчетной нагрузки от источников света при общей равномерной системе освещения.
Формула 1.16 применяется для определения нагрузки жилых домов микрорайона (квартала). В этом случае под р
уд.р
понимается удельная расчетная нагрузка жилых домов, а под F
- общая площадь жилых домов микрорайона (квартала).
Расчетная нагрузка жилого дома (квартир и силовых электроприемников) Р
р.ж.д.
определяется по формуле:
(1.19)
где р
кв.уд
- удельная расчетная электрическая нагрузка квартир; n
- количество квартир; 0,9 - коэффициент участия в максимуме нагрузки силовых электроприемников; р
лi
- установленная мощность электродвигателя лифта; n
л
- количество лифтовых установок; р
ст.уi
, m
- соответственно мощность и количество электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и других санитарно-технических устройств; - соответствующие коэффициенты спроса.
Расчетная электрическая нагрузка линии до 1 кВ (или на шинах 0,4 кВ ТП) при смешанном питании потребителей жилых домов и общественных зданий определяется по формуле:
(1.20)
где Р
зд.max
- наибольшая нагрузка здания из числа зданий, питаемых полинии; Р
здi
- расчетные нагрузки других зданий, питаемых по линии;
K
уi
- коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных зданий и (или) жилых домов. Расчетные электрические нагрузки общественных зданий принимаются по проектам электрооборудования этих зданий или по укрупненным удельным расчетным нагрузкам по формулам (1.16), (1.18)
Определение электрических нагрузок от осветительных установок
Установленная мощность осветительной нагрузки общественных зданий и предприятий определяется на основании светотехнических расчетов и представляет собой сумму мощностей всех ламп данной установки. Установленная мощность всегда бывает больше расчетной максимальной, т.е. действительно затрачиваемой, так как в зависимости от характера производства и наличия помещений часть ламп по разным причинам обычно не включена. Поэтому для получения расчетной максимальной мощности вводят поправочный коэффициент спрос
а (Кс
).
Для осветительных установок с лампами накаливания расчетная максимальная мощность (кВт)
Рр
= Кс
∑ Рном
где Кс
- коэффициент спроса; ∑Рном
– суммарная установленная номинальная мощность всех подключенных ламп, кВт.
В установках с газоразрядными лампами расчетная максимальная мощность включает потери мощности в пускорегулирующей аппаратуре (ПРА). Расчетная мощность определяется из выражений:
для люминесцентных ламп
Рр
= 1,2 Кс
∑ Рном
;
для ртутных ламп ДРЛ, ДРИ, натриевых ламп ДНаТ
Рр
= 1,1 Кс
∑ Рном
;
Коэффициенты спроса для расчета нагрузок осветительных сетей приводятся в справочных таблицах.
Расчетная нагрузка от трансформаторов пониженного напряжения 12-42 В складывается из мощности светильников, установленных стационарно на станках, верстаках для общего и местного освещения, и нагрузки переносного освещения с коэффициентом спроса 0,5 -1,0 принимаемым в зависимости от степени использовании переносного освещения.
Для выбора сечений проводов и кабелей из условий допустимого нагрева необходимо определить расчетные максимальные токовые нагрузки линий, которые определяются по формулам:
для однофазной (двухпроводной 1ф + 0) сети
Iр
= Рр
/ (Uф
cosφ);
для двухфазной (трехпроводной 2ф + 0) сети
Iр
= Рр
/(2Uф
cosφ);
для трехфазной (четырехпроводной 3ф + 0) сети
Iр
= Рр
/ (√3Uном
cosφ).
Для сетей, питающих люминесцентные лампы, коэффициент мощности cosφ следует принимать: 0,95 – для светильников с компенсированными ПРА; 0,5 – для светильников с некомпенсированными ПРА; 0,57 - для ламп ДРЛ; 1,0 - для ламп накаливания.
По расчетным токовым нагрузкам ( по таблицам допустимых токовых нагрузок на провода и кабели) в зависимости от способа прокладки определяют их сечения.
Определение электрических нагрузок от однофазных электроприемников
К однофазным электроприемникам относятся сварочные трансформаторы, некоторые типы нагревательных печей, электроплиты, утюги, переносной электроинструмент.
От трехфазной сети могут питаться либо только стационарные и передвижные трехфазные или однофазные электроприемники, либо одновременно трехфазные и однофазные электроприемники.
При определении расчетной мощности на питающей трехфазной линии от однофазных электроприемников необходимо учитывать следующее: а) если однофазные электроприемники включены на фазное или междуфазное напряжение и равномерно распределены по фазам или их суммарная мощность, оставшаяся не распределенной равномерно по фазам, не превышает 15% от общей мощности трехфазных и однофазных электроприемников, подключенных к данной линии, то однофазные электроприемники учитываются как трехфазные той же суммарной мощности; б) если неравномерность распределения нагрузок по фазам превышает 15% , то условная расчетная трехфазная мощность определяется в зависимости от количества и схемы включения однофазных электроприемников в трехфазную сеть.
При подключении к трехфазной четырехпроводной сети одного, двух или трех однофазных приемников различной мощности на фазное напряжение (1ф + 0), например сварочных трансформаторов, условная трехфазная мощность принимается равной тройной нагрузке наиболее загруженной фазы: Р3фу
= 3Sпв
√ПВ cosφ = 3Родноф ном
, где Sпв
– паспортная мощность, кВА;
Родноф ном
– номинальная мощность наиболее загруженной фазы, кВт.
При включении на линейное напряжение условная трехфазная мощность: одного электроприемника
Р3фу
= √3 Родноф ном
,
двух, трех электроприемников
Р3фу
= 3Родноф ном.
Если электроприемников больше трех и они имеют одинаковые Ки
и cosφ, тогда
Р3ф
max
= 3Родноф ном
Ки
Кр
.
Для определения Кр
необходимо определить эффективное число электроприемников: nэ
=, где ∑Родноф ном
– сумма номинальных мощностей однофазных электроприемников данного расчетного участка сети; родноф
max
- наибольшая максимальная мощность однофазного электроприемника.
Расчетная максимальная нагрузка
Рр
=Кр
Рсм
= Кр
Ки
Рном
.
Общая средняя мощность для данного участка сети, к которому подключены однофазные и трехфазные электроприемники,
Рсм
= Рсм трехф
+ 3Рсм одноф
, где Рсм трехф
– суммарная средняя мощность трехфазных электроприемников за наиболее загруженную смену.
Аналогично определяют Qсм
.
Единичная мощность однофазных электроприемников, применяемых в общественных зданиях и коммунальных предприятиях, небольшая по сравнению с общей потребляемой мощностью. Поэтому суммарная номинальная мощность этих приемников, не распределенная равномерно по фазам, при совместном питании с трехфазными не превышает 15%.
Потери мощности и электроэнергии в линиях и трансформаторах
При передаче электроэнергии от генераторов электростанций к потребителям неизбежным являются потери мощности и энергии в проводниках воздушных и кабельных линий, а также в обмотках и стальных сердечниках трансформаторов, установленных на подстанциях (примерно 12-18% от всей энергии, вырабатываемой электростанциями).
Для покрытия потерь мощности и энергии в электрических сетях на стан циях увеличивают нагрузку генераторов, что ведет к увеличению капиталовложений и дополнительному расходу топлива, а следовательно, к возрастанию себестоимости электроэнергии.
Потери мощности в линии.
Потери активной мощности (кВт) в линиях трехфазной электрической сети по закону Джоуля-Ленца определяют по формуле: ΔРл
=
3I
2
расч
R
л
∙
10-3
,
Где Iрасч
– расчетный ток данного участка линии, А; Rл
– активное сопротивление линии, Ом.
Соответственно потери (квар)
Δ
Q
л
= 3I
2
расч
X
л
∙10-3
,
Потери мощности в трансформаторах.
Потери активной мощности в трансформаторах состоит из потерь, не зависящих и зависящих от нагрузки. Потери в стали ΔРст
от нагрузки не зависят, а зависят только от мощности трансформатора и значения приложенного к первичной обмотке напряжения. Потери в обмотках ΔРоб
зависят от нагрузки трансформатора.
ΔРтр
= ΔРст
+ ΔРоб
β2
,
где ΔРст
– потери активной мощности в стали трансформатора при номинальном напряжении, кВт ( ΔРст
приравнивают к потерям холостого хода трансформатора ΔРх
); ΔРоб
– потери в обмотках при номинальной нагрузке трансформатора, кВт ( ΔРоб
приравнивают к потерям мощности короткого замыкания ΔРк
); β = S / Sном
– коэффициент загрузки трансформатора, представляющий собой отношение фактической нагрузки трансформатора к его номинальной мощности.
Потери реактивной мощности также разделяют на не зависящие и зависящие от нагрузки. К первым относятся потери, связанные с намагничиванием. Ко вторым относятся потери, обусловленные потоками рассеяния в трансформаторе, которые определяют в зависимости от нагрузки.
ΔQтр
= ΔQст
+ ΔQрас
β2
,
Где ΔQст
– потери реактивной мощности на намагничивание, квар (ΔQст
принимают равным намагничивающей мощности холостого хода трансформатора ΔQх
); ΔQрас
– потери реактивной мощности рассеяния в трансформаторе при номинальной нагрузке.
Потери электроэнергии
Токовая нагрузка в электрической сети меняется в течение суток года в зависимости от изменения режима работы потребителей. Вместе с изменением нагрузки меняются и потери электроэнергии. Поэтому потери энергии нельзя рассчитать умножением потерь мощности при какой-нибудь определенной нагрузке на число часов работы линии.
Для определения потерь электроэнергии применяют метод, основанный на понятиях времени использования потерь и времени использования максимума нагрузки.
Время максимальных потерь τ
есть условное число часов, в течение которых максимальный ток, протекающий в линии непрерывно, создает потери энергии, равные действительным потерям энергии за год.
Временем использования максимальной нагрузки
или временем использования максимума Tmax
называют условное число часов, в течение которых линия, работая с максимальной нагрузкой, могла бы передать потребителю за год столько энергии, сколько при работе по действительному переменному графику.
Тmax
= W / Рmax
На основании статистических данных определено среднее число часов использования максимальной нагрузки Tmax
для характерных групп потребителей: для внутреннего освещения – 1500-2000 ч; наружного освещения – 2000-3000 ч; промпредприятия односменного режима работы – 2000-2500 ч, двухсменного – 3000-4500 ч, трехсменного – 3000-7000 ч.
На практике величину времени максимальных потерь τ определяют по кривым зависимости этого времени от продолжительности использования максимума нагрузки Тmax
и коэффициента мощности.
Потери энергии в линиях.
Эти потери определяют по формулам
ΔWал
= 3I2
Rл
τ∙10-3
ΔWрл
= 3I2
Хл
τ ∙10-3
.
Потери энергии в трансформаторах.
Эти потери складываются из потерь энергии в стали и в обмотках. Величина потери энергии в стали определяется как произведение потерь мощности ΔРст
, не зависящих от нагрузки, на время работы t трансформатора:
ΔWст
= ΔРст
t.
Величина потери энергии в обмотках ( потери в меди) определяются как произведение потерь мощности, зависящих от нагрузки, на время максимальных потерь:
ΔWоб
= ΔРоб
β2
τ.
Литература
[2 стр.74-89;]
Вопросы для самоконтроля
1. Перечислите методы расчета электрических нагрузок.
2. Дайте определение эффективного числа электроприемников
3. По каким формулам определяются средние нагрузки за максимально загруженную смену?
4. Как учитываются в расчете нагрузок однофазные электроприемники, распределенные по фазам с неравномерностью не выше 15%?
5. Каким методом рассчитываются электрические нагрузки осветительных установок?
6. Как определяется полная нагрузка силового трансформатора?
7. По каким формулам определяются потери мощности в линиях и трансформаторах?
8. Дайте определение времени максимальных потерь τ.
Тема 2.6 Выбор сечения проводов и кабелей по допустимому нагреву электрическим током
Нагрев проводников электрическим током для длительного и повторно-кратковременного режимов работы электроприемников. Предельно допустимые температуры нагрева проводов и кабелей. Поправочные коэффициенты на температуру окружающей среды, на количество работающих кабелей, проложенных в одной траншее.
Методические указания
При протекании по проводнику (провод, кабель, шина) электрического тока происходит его нагрев. Нагрев изменяет физические свойства проводника. Чрезмерный нагрев опасен для изоляции, вызывает перегрев контактных соединений, перегорание проводника, что может привести к пожару или взрыву при неблагоприятных условиях окружающей среды.
Максимальная температура нагрева проводника, при которой изоляция его сохраняет диэлектрические свойства и обеспечивается надежная работа контактов, называется предельно допустимой
, а наибольший ток, соответствующий этой температуре - длительно допустимым током по нагреву
.
Величина длительно допустимого тока для проводников зависит от его материала, сечения, изоляции, условий охлаждения и т.д.
Установлена длительно допустимая температура жилы проводника - 50...80о
С (в зависимости от типа изоляции и напряжения). Установлена также нормативная (условная) температура окружающей среды [2, 3] (25о
С - при прокладке проводников внутри и вне помещений в воздухе, 15о
С - при прокладке в земле и в воде).
Длительно допустимый ток по нагреву при заданных температурных условиях (допустимой температуры нагрева жил и температуры окружающей среды по нормам) материала проводника и его сечения определяется из уравнения теплового баланса для проводника [2].
Для практических расчетов пользуются готовыми таблицами длительно допустимых токов по нагреву проводников из различных материалов при различных условиях прокладки [1].
Для выбора сечения проводника по условиям нагрева токами нагрузки сравниваются расчетный (I
p
) и допустимый (I
доп
) токи для проводника принятой марки и с учетом условий его прокладки. При этом должно соблюдаться соотношение (1.1)
где К
п
- поправочный коэффициент на условия прокладки проводов и кабелей, зависящий от фактической температуры земли и воздуха (табл. 1.1); I
p
- расчетный ток длительного режима работы электроприемника (электроприемников); для одиночного электроприемника за расчетный ток принимается его номинальный ток, для группы электроприемников - расчетный ток, определяемый одним из существующих методов расчета (обычно методом упорядоченных диаграмм показателей графиков электрических нагрузок).
- расчетный ток повторно-кратковременного режима работы электроприемников с продолжительностью включения (ПВ) более 0,4; - расчетный ток повторно-кратковременного режима работы электроприемников с ПВ£ 0,4 для медных проводников сечением более 6 мм2
, для алюминиевых - более 10 мм2
, IПВ
- ток повторно-кратковременного режима работы.
Во взрывоопасных помещениях сечения проводников для ответвлений к электродвигателям с короткозамкнутым ротором принимаются исходя из условия
Литература
[1 стр.66-68; 2 стр.91-95; 3 стр.155-157; 4 стр.38-46]
Вопросы для самоконтроля
1. Что такое длительно допустимый ток и как он определяется?
2. Чем опасен перегрев проводников?
3. Определите величину длительно допустимого тока для четырех проводов марки АПВ, проложенных в пластмассовой трубе и имеющих сечение 16мм2
.
4. Как определяется величина длительно допустимого тока для проводников, проложенных во взрывоопасных помещениях?
Тема 2.7 Расчет и выбор электрических сетей по потере напряжения
Понятие об отклонении, потере, падении напряжения в электрических сетях. Определение потери напряжения в трехфазной линии переменного тока с учетом активного и индуктивного сопротивления проводов. Построение векторной диаграммы для определения потери напряжения. Определение сечений проводов и кабелей трехфазных линий по допустимой потере напряжения Определение сечений проводов и кабелей трехфазных линий по допустимой потере напряжения. Определение потери напряжения в осветительных сетях. Определение сечения проводов осветительных сетей по наименьшему расходу цветных металлов.
Методические указания
Напряжение в электрических сетях изменяется вследствие потери напряжения в активных и индуктивных сопротивлениях проводов и кабелей. Оно уменьшается по направлению от источника питания к потребителю.
Потерей напряжения Δ
U
на каком-либо участке сети называют алгебраическую разность между значениями напряжения в начале и в конце этого участка сети. Δ
U
=
U
1
–
U
2
Потеря напряжения в процентах от номинального напряжения
Для возмещения потерь напряжения в сети и для обеспечения электроприемников напряжением, близким к номинальному, источники питания (генераторы, трансформаторы) изготовляют с расчетом создания на их зажимах напряжения на 5% выше номинального.
Приемники электроэнергии (двигатели, лампы освещения и т.п.) для экономичной эксплуатации должны обеспечиваться качественной электроэнергией. Одним из основных условий качества электроэнергии является отличие действительного подводимого напряжения к электроприменику от номинальногонапряжения, на которое он рассчитан для нормальной работы.
Отклонением напряжения
V
называют алгебраическую разность между действительным напряжением на зажимах электроприемника U и его номинальным напряжением Uном
, на которое он рассчитан для нормальной работы:
V
=
U
-
U
ном
Отклонение напряжения может быть как положительным, так и отрицательным.
Относительное отклонение напряжения
Электроприемник работает тем лучше, чем меньше отклонение напряжение на его зажимах от номинального. Недопустимые отклонения напряжения в сети от номинального напряжения электроприемников приводит к нежелательным последствиям. Так, например, при снижении напряжения на 10% световой поток ламп накаливания снижается примерно на 30%, а при повышении на 10% срок службы ламп сокращается примерно в пять раз.
Электродвигатели меняют свои характеристики при изменении напряжения на их клеммах. Известно, что вращающий момент трехфазного асинхронного ЭД пропорционален квадрату напряжения на его клеммах. При значительном отклонении напряжения пусковой момент двигателя может оказаться меньше момента сопротивления механизма и двигатель не будет работать при включении. При увеличении напряжения на зажимах статора выше номинального намагничивающий ток и реактивная мощность электродвигателя возрастают, что приводит к уменьшению коэффициента мощности cosφ.
Отклонение напряжения наносит большой ущерб потребителя, поэтому ПУЭ регламентируют допустимый предел отклонения напряжения от номинального у потребителей электроэнергии:
у силовых ЭП - ±5%
осветительные ЭП - +5%, -2.5%.
Для упрощения расчета сетей напряжением до 1 кВ на потерю напряжения принимают некоторые допущения. Например, пренебрегают емкостной проводимостью, т.к. при небольшой длине сети она незначительна и не влияет на результаты расчета. Принимают упрощенную схему замещения сети, состоящую из последовательно соединенных активных r
и индуктивных x
сопротивлений.
Падением напряжения
называется геометрическая разность векторов напряжений переменного тока в начале Uф1
и конце Uф2
рассматриваемого участка электрической сети.
U
ф
1
- U
ф
2
= IZ = I(r +јx),
Где Z
,
r
и x
– соответственно полное, активное и реактивное сопротивления линии; I – ток линии.
U
ф1
=
U
ф2
+ (Δ
U
ф
+јδ
U
ф
) =
Ir
cosφ
ф2
+
Ix
sinφ
ф2
+ј(
Ix
cosφ
2
–
Ir
sinφ
2
)
При расчете сетей местного значения (городов, промышленных предприятий, местного назначения, напряжением до 35 кВ) обычно вводится упрощение, заключающееся в том, что напряжение в начале линии определяется не по величине его падения, а по величине потери (Uф1
– Uф2
). Практически она может быть получена как разность показаний вольтметров, включенных в начале и в конце линии.
Для трехфазной линии переменного тока
ΔU = или
ΔU% =
Для сети трехфазного переменного тока с несколькими распределенными нагрузками потеря напряжения определяется:
ΔU% = или
ΔU% = .
Когда индуктивное сопротивление проводников можно не учитывать, а также с учетом того, что ro
=1/γ F, где γ – удельная проводимость материала проводника, м/(Ом∙мм2
); F- сечение, мм2
, формула примет вид:
ΔU% =
Обозначив величину , зависящую только от материала провода и
напряжения сети, через С, получим:
ΔU% =
Произведение Рр
l
называют моментом нагрузки по мощности и обозначают ∑М.
Тогда ΔU% = .
Литература
[ 1 стр.78-81; 2 стр.97-118; 3 стр.170-188; 4 стр.80-86]
Вопросы для самоконтроля
1. Что такое отклонение напряжения?
2. В чем разница между падением и потерей напряжения в линии?
3. В чем заключается проверка электрической сети на потерю напряже- ния?
4. Постройте векторную диаграмму для определения потери напряжения.
Тема.2.8. Регулирование напряжения и компенсация реактивной мощности
Способы и средства регулирования напряжения в электрических сетях. Сущность коэффициента активной (cosφ) и реактивной (tgφ) мощности. Причины, вызывающие снижение коэффициента мощности. Пути повышения коэффициента мощности путем применения специальных компенсирующих устройств. Расчет мощности компенсирующих устройств. Размещение компенсирующих устройств. Автоматическое регулирование мощности компенсирующих батарей. Применение тиристорных регуляторов напряжения для компенсации реактивной мощности.
Методические указания
Под реактивной мощностью понимается электрическая нагрузка, создаваемая колебаниями энергии электромагнитного поля. В отличие от активной мощности реактивная, циркулируя между источниками и потребителями, не выполняет полезной работы. Принято считать, что реактивная мощность потребляется (QL
), если нагрузка носит индуктивный характер (ток отстает по фазе от напряжения), и генерируется (Qс
) при емкостном характере нагрузки (ток опережаетпо фазе напряжение).
Реактивная мощность запасается в виде магнитного и электрического полей в элементах электрической сети, электроприемниках, обладающих индуктивностью и емкостью.
Основными электроприемниками реактивной мощности на промышленных предприятиях являются асинхронные двигатели - на их долю приходится 60 ... 65 % потребляемой реактивной мощности, 20 ... 25 % приходятся на трансформаторы, 10 ... 15 % - на другие электроприемники (преобразователи, реакторы, газоразрядные источники света) и линии электропередачи.
Под компенсацией реактивной мощности
понимается снижение реактивной мощности, циркулирующей между источниками тока и электроприемниками, а, следовательно, и снижение тока в генераторах и сетях.
Проведение мероприятий по компенсации реактивной мощности дает значительный технико-экономический эффект, заключающийся в снижении потерь активной мощности:
(1.37)
потерь напряжения
(1.38)
в лучшем использовании основного оборудования, в увеличении пропускной способности элементов сети по активной мощности:
(1.39)
где Q
к
- мощность компенсирующих устройств.
Во вновь проектируемых электрических сетях компенсация реактивной мощности позволяет снизить число и мощность силовых трансформаторов, сечения проводников линий и габариты аппаратов распределительных устройств.
Компенсировать реактивную мощность экономически целесообразно до определенных, нормативных значений, установленных для характерных узлов электрической сети.
До 1974г. основным нормативным показателем, характеризующим потребляемую реактивную мощность, был коэффициент мощности (cos
j
),
определяющий, какую часть при неизменной полной мощности (S
) составляет активная мощность (Р
).
При снижении потребления реактивной мощности Q
до значения (Q
– Q
к
) величина угла j
1
уменьшается до угла j
2
(рис. 1.4), что приводит к увеличению коэффициента мощности при постоянной величине передаваемой активной мощности до значения
Рис. 1.4. Диаграмма, иллюстрирующая работу компенсирующего устройства
На границе раздела потребителя и энергоснабжающей организации в зависимости от места присоединения потребителя в энергетической системе средневзвешенное значение коэффициента мощности должно было находиться в пределах 0,85 ... 0,95.
Позже, для оценки потребления реактивной мощности был введен коэффициент реактивной мощности:
(1.41)
где Q
э
- оптимальная реактивная нагрузка предприятия в часы максимума активной нагрузки в энергосистеме; Р
з
- заявленная предприятием активная мощность, участвующая в максимуме энергосистеме.
В дальнейшем с 1982г, с целью более эффективного управления режимами реактивной мощности, энергосистемой для предприятий устанавливаются экономически оптимальные значения реактивной мощности, которая может быть передана предприятию в режимах наибольшей и наименьшей активной нагрузки энергосистемы, соответственно Q
э1
и Q
э2
.
Для промышленных предприятий с присоединенной мощностью менее 750 кВ×А мощность компенсирующих устройств задается энергосистемой и является обязательной при выполнении проекта электроснабжения предприятия. Для жилых и общественных зданий компенсация реактивной нагрузки не предусматривается.
Существуют два пути снижения реактивных нагрузок: а) снижение реактивной мощности без применения средств компенсации, не требующее больших материальных затрат, которое должно проводиться в первую очередь; б) установка специальных компенсирующих устройств.
К естественной компенсации относится следующее: а) создание рациональной схемы электроснабжения за счет уменьшения количества ступеней трансформации; б) выравнивание графика нагрузки и улучшение энергетического режима работы оборудования; в) замена, перестановка или отключение трансформаторов, загруженных в среднем менее 30 % от их номинальной мощности; г) правильный выбор электродвигателей по мощности и типу; д) замена малозагруженных двигателей (менее 45 %) двигателями меньшей мощности; е) переключение статорных обмоток асинхронных двигателей напряжением до 1 кВ с треугольника на звезду, если их нагрузка составляет менее 40 %; ж) улучшение качества ремонта электродвигателей; з) ограничение продолжительности холостых ходов двигателей и сварочных трансформаторов; и) замена асинхронных двигателей синхронными, где это возможно по технико-экономическим соображениям.
К специальным компенсирующим устройствам относятся: а) синхронные компенсаторы (СК); б) конденсаторные батареи (КБ); в) статические источники реактивной мощности (ИРМ).
Наибольшее применение в сетях потребителей нашли КБ. В сетях с резкопеременной, ударной нагрузкой на напряжении 6-10 кВ рекомендуется применение статических ИРМ. Для компенсации больших реактивных нагрузок, чаще в энергосистемах, применяются СК.
В основе расчета мощности компенсирующих устройств при проектировании систем электроснабжения лежит критерий минимума приведенных затрат на конденсаторные батареи до и выше 1 кВ, трансформаторные подстанции (ТП) и потери электроэнергии в питающих ТП электрических сетях [4].
В действующих системах электроснабжения мощность компенсирующих устройств можно определить по следующему выражению:
Q
к
= Р
р
(tg
j
1
- tg
j
2
), (1.42)
где Р
р
– расчетная активная нагрузка потребителя; tg
j
1
, tg
j
2
– коэффициенты реактивной мощности соответственно фактический и нормативный.
Литература
[1стр.120-140; 2 стр. 244-254; 3 стр. 299-325; 4 стр. 9-134]
Вопросы для самоконтроля
1. Какие электроприемники являются основными потребителями реактивной мощности?
2. С помощью векторной диаграммы поясните целесообразность компенсации реактивной мощности.
3. По какой формуле можно рассчитать мощность компенсирующего устройства?
4. Что такое естественная компенсация реактивной мощности?
5. Что относится к специальным компенсирующим устройствам?
Тема 2.9 Защита электрических сетей в установках напряжением до 1 кВ
Виды защиты сетей напряжением до 1кВ от токов перегрузки токов короткого замыкания. Характеристики защитных аппаратов. Размещение аппаратов защиты в электрических сетях. Понятие об избирательности работы защиты. Определение токов установок защитных аппаратов (плавких предохранителей, расцепителей автоматических выключателей и реле). Проверка электрических сетей на соответствие выбранному аппарату токовой защиты. Выбор магнитных пускателей.
Методические указания
Основными видами защит электрических сетей и электроприемников напряжением до 1 кВ являются защиты от перегрузки и токов короткого замыкания (КЗ). Защита от токов КЗ должна осуществляться для всех электрических сетей и электроприемников.
В качестве аппаратов защиты применяются автоматические выключатели и предохранители.
Для защиты электродвигателей от перегрузки и от токов, возникающих при обрыве одной из фаз, применяются также тепловые реле магнитных пускателей.
Выбор аппаратов защиты (предохранителей, автоматов) выполняется с учетом следующих основных требований:
| 1. |
Номинальный ток и напряжение аппарата защиты должны соответствовать расчетному длительному току и напряжению электрической цепи. |
| 2. |
Номинальные токи расцепителей автоматических выключателей и плавких вставок предохранителей необходимо выбирать по возможности меньшими по длительным расчетным токам с округлением до ближайшего большего стандартного значения. |
| 3. |
Аппараты защиты не должны отключать установку при кратковременных перегрузках, возникающих в условиях нормальной работы, например, при пусках электродвигателей. |
| 4. |
Время действия аппаратов защит должно быть по возможности меньшим и должна быть обеспечена селективность (избирательность) действия защиты при последовательном расположении аппаратов защит в электрической цепи. |
| 5. |
Ток защитного аппарата (номинальный ток плавкой вставки, номинальный ток или ток срабатывания расцепителя автомата) должен быть согласован с допустимым током защищаемого проводника. |
| 6. |
Аппараты защиты должны обеспечивать надежное отключение в конце защищаемого участка двух- и трехфазных КЗ при всех видах режима работы нейтрали сетей, а также однофазных КЗ в сетях с глухозаземленной нейтралью. |
Надежное отключение токов КЗ в сети напряжением до 1 кВ обеспечивается в том случае, если отношение наименьшего однофазного расчетного тока КЗ (
) к номинальному току плавкой вставки предохранителя (I
н.вст
) или расцепителя автоматического выключателя (I
н.р
), имеющего обратнозависимую от тока характеристику будет не менее 3, а во взрывоопасных зонах соответственно:
(1.24)
При защите сетей автоматическими выключателями, имеющими только электромагнитный расцепитель (отсечку), для автоматов с номинальным током до 100 А кратность тока КЗ относительно уставки тока мгновенного срабатывания (I
ер.р
) должна быть не менее 1,4, а для автоматов с номинальным током более 100 А - не менее 1,25.
Однако, в сетях, защищаемых только от токов КЗ (не требующих защиты от перегрузки), за исключением протяженных сетей, допускается не выполнять расчетной проверки кратности токов КЗ к токам защитных аппаратов, если обеспечено согласование защитного аппарата с допустимым током защищаемого проводника.
Выбор плавких вставок предохранителей
Номинальный ток плавкой вставки предохранителя определяется по величине длительного расчетного тока (I
р
):
I
н.вст
³ I
р
, (1.25)
и по условию перегрузок пиковыми токами
I
н.вст
³ I
п
/a
, (1.26)
где I
n
- пиковый (максимальный кратковременный) ток; a
- коэффициент кратковременной тепловой перегрузки; a
=2,5 - для легких пусков с длительностью пуска до 5 с, а также при редких пусках (насосы, вентиляторы, станки и т.п.) и при защите магистрали; a
=2 - для тяжелых условий пуска, а также при частых (более 15 раз в час) пусках (краны, дробилки, центрифуги и т.п.); a
=1,6 - для ответственных электроприемников.
При выборе предохранителя для одиночного электроприемника в качестве I
р
принимается его номинальный ток i
н
, а в качестве I
n
- пусковой ток i
пуск
.
Для линий, питающих группу электроприемников, максимальный пиковый ток определяется:
(1.27)
где
- пусковой ток электроприемника или группы одновременно включаемых электроприемников, при пуске которых кратковременный ток линии достигает наибольшей величины; - длительный расчетный ток, определяемый без учета рабочего тока пускаемых электроприемников.
При отсутствии данных о количестве одновременно пускаемых электроприемников пиковый ток линии может быть определен по формуле:
I
п
= i
п.
max
+(I
p
– k
и
i
нп
), (1.28)
где i
n
.
max
– наибольший пусковой ток электроприемника группы; I
p
- расчетный по нагреву ток группы электроприемников; i
нп
– номинальный ток электроприемника с наибольшим пусковым током; k
и
– коэффициент использования электроприемника с наибольшим пусковым током.
Номинальный ток плавкой вставки предохранителя, защищающего ответвление к сварочному аппарату, выбирается из соотношения:
(1.29)
где i
нс
- номинальный ток сварочного аппарата при паспортной продолжительности включения (ПВ
).
Выбранные плавкие вставки должны обеспечивать также селективность (избирательность) срабатывания. Это значит, что при КЗ на каком-либо участке сети должна перегореть плавкая вставка предохранителя только этого поврежденного участка. В общем случае защита считается селективной, когда характеристики срабатывания аппаратов защиты последовательно расположенных в цепи с учетом зон разброса характеристик не пересекаются.
Учитывая, что разница во времени срабатывания плавких вставок с ростом тока КЗ и в области больших токов КЗ уменьшается, а также тот фактор, что с многократным повторением циклов нагрева время срабатывания предохранителя высшей ступени может уменьшаться, для обеспечения селективности срабатывания каждый предохранитель на схеме сети по мере приближения к ИП должен иметь плавкую вставку не менее чем на две ступени выше, чем предыдущий.
Пример.
Рассчитать ток и выбрать плавкий предохранитель для защиты линии, по которой питается электроприемник (электродвигатель) со следующими данными:
Решение.
Определяем длительный расчетный ток линии:
Пусковой ток:
По длительному току I
н.вст
³ 39,6 А.
По кратковременному току с учетом условий пуска
Выбираем предохранитель ПН2-250 с I
н.вст
=125 А.
Выбор расцепителей автоматических выключателей
Номинальные токи расцепителей выбирают по длительному расчетному току линии: I
н.р
³ I
р
. (1.30)
Ток срабатывания (отсечки) электромагнитного или комбинированного расцепителя (I
ср.э
) проверяется по пиковому току линии I
кр
:
I
ср.э
³ K
н
I
кр
, (1.31)
где K
н
- коэффициент надежности отстройки отсечки от пикового тока, учитывающий: наличие апериодической составляющей в пиковом токе; возможный разброс тока срабатывания отсечки относительно уставки; некоторый запас по току. Значения K
н
принимаются в зависимости от типа автомата. При отсутствии таких данных можно принять: K
н
= 1,25 ... 1,5.
Селективность срабатывания последовательно включенных автоматических выключателей обеспечивается в тех случаях, когда их защитные характеристики не пересекаются. При отсутствии защитных характеристик каждый автомат на схеме сети по мере приближения к ИП должен иметь номинальный ток расцепителя не менее, чем на ступень выше, чем предыдущий.
Пример.
Рассчитать ток и выбрать автоматический выключатель для защиты от перегрузки и токов короткого замыкания. Линии по которой питается асинхронный двигатель мощностью 11 кВт, cos
j
н
= 0,87; h
н
=87,5 %; I
п
/I
н
=7,5.
Решение. Определяем длительный расчетный ток
Выберем номинальный ток расцепителя из условия:
I
н.р
³ I
р
³ 22 А.
Автоматический выключатель серии А3710Б с Iн.р
= 25 А.
Устанавливаем невозможность срабатывания автоматического выключателя при пуске: I
ср.эл
³ 1,25I
кр
.
На электромагнитном расцепителе ток трогания установлен на 10I
н.р
, значит I
ср.эл
= 250 А. Максимальный кратковременный ток
Iкр
= Iп
= 22×7,5=165 А;
I
ср.эл
³ 1,25I
кр
= 1,25×165 = 206,3 А; 250 А > 206,3 А.
Выбор тепловых реле магнитных пускателей
Номинальные токи тепловых реле I
н
выбирают по длительному расчетному току: I
н.т
³ I
р
. (1.32)
При протекании тока КЗ в цепи защита (автоматический выключатель или предохранитель) - магнитный пускатель начинают одновременно действовать защита и отключаться пускатель вследствие исчезновения напряжения на втягивающей катушке. Во избежание приваривания контактов пускателя раньше должна срабатывать защита. Такое селективное отключение обеспечивается большинством выключателей (А3100, А3700, ВА, АЕ и др.), имеющих малое время отключения. При использовании предохранителей в качестве защитных аппаратов, селективность между ними и магнитным пускателем обеспечивается, если продолжительность перегорания плавкой вставки не превышает 0,15 с. Номинальный ток 200 А плавкой вставки является предельным по условиям селективности работы контактора и предохранителей. При большем токе вместо предохранителей рекомендуется устанавливать автоматический выключатель.
Пример.
Рассчитать ток и выбрать уставку теплового реле серии РТЛ магнитного пускателя ПМЛ, защищающего от перегрузки электродвигатель мощностью 5,5 кВт, cos
j
н
= 0,85, h
н
= 85,5 %.
Решение. Определяем длительный расчетный ток электродвигателя
Выбираем магнитный пускатель серии ПМЛ 2000 второй величины с РТЛ-1016 I
н.т
= 12 А.
Литература
[ 1 стр. 69-77; 2 стр.119-125; 3 стр. 158-165; 4 стр. 70-79]
Вопросы для самоконтроля
1. Какими электрическими аппаратами осуществляется защита электрических сетей и электроприемников напряжением до 1 кВ?
2. От чего осуществляется защита электрических сетей и электроприемников?
3. Что такое электромагнитный расцепитель, тепловой расцепитель?
4. Условия выбора плавкого предохранителя
5. Условия выбора автоматического выключателя
Раздел 3. Внутризаводское электроснабжение предприятий. Электроснабжение гражданских зданий.
Тема 3.1 Распределение электроэнергии внутри города
Назначение, схемы и конструктивное выполнение электрических сетей напряжением выше 1кВ внутри города. Элементы воздушных линий электропередач: опоры, изоляторы, провода. Кабельные линии, область их применения и способы их прокладки.
Методические указания
Конструктивное выполнение и схемы электрических сетей
U
до 1 кВ
Схема электроснабжения промышленного предприятия показывает связь между источником питания и потребителями электроэнергии предприятия и должна удовлетворять следующим основным требованиям: 1) обеспечивать необходимую надежность питания потребителей; 2) быть простой и удобной в эксплуатации; 3) все элементы схемы должны находиться в работе и иметь такие параметры, чтобы при аварии оставшиеся в работе элементы схемы могли принять на себя полностью или частично нагрузку отключившегося элемента; 4) учитывать перспективы развития предприятия (подключение дополнительных мощностей).
Электроснабжение промышленных предприятий осуществляется по ступенчатому принципу построения схем. Ступень электроснабжения – узлы схемы, между которыми энергия, получаемая от ИП, передается определенному числу потребителей.
Схемы бывают одно- и двухступенчатыми.
Одноступенчатые схемы - для предприятий малой мощности и с небольшой территорией.
Многоступенчатые схемы – когда в сеть последовательно включено несколько промежуточных РП одного напряжения. Промежуточные РП позволяют освободить шины ГПП с дорогостоящими выключателями от большого количества отходящих линий.
Уменьшение ступеней в схемах упрощает коммутацию, защиту и автоматику сетей, снижает потери электроэнергии.
При построении электрических сетей напряжением 6-220 кВ промышленных предприятий в зависимости от категории надежности электроснабжения, мощности и расположения нагрузок применяются радиальные и магистральные схемы распределения энергии. Часто обе схемы используются одновременно, дополняя друг друга.
Радиальные
схемы, как правило, применяются, когда ТП размещены в различных направлениях от ИП и сети выполняются независимыми друг от друга и без ответвлений по пути следования. Радиальные схемы содержат большое количество коммутационных аппаратов и линий 6-10 кВ. Поэтому применять их нужно при надлежащем обосновании, для питания достаточно мощных и ответственных потребителей. Достоинствами радиальных схем являются удобство эксплуатации, высокая надежность работы, возможность применения простой и надежной защиты и автоматики.
Магистральной
схемой называется такая схема, при которой питание нескольких ТП осуществляется ответвлением от одной или двух проходящих рядом параллельных линий (одиночных и двойных магистралей). Такие схемы применяются при одностороннем от ИП расположении электрических нагрузок.
При магистральных схемах уменьшается число коммутационных аппаратов, а следовательно, и капитальных вложений в строительство сетей, они более удобны при выполнении резервирования цеховых ТП от второго источника питания.
Недостатками магистральных схем являются усложнения конструктивного исполнения высоковольтного вводного устройства цеховых ТП по сравнению с радиальными схемами, в которых трансформаторы в большинстве случаев присоединяются наглухо, а также одновременное отключение нескольких трансформаторов, присоединенных к магистрали, при ее повреждении. Число трансформаторов, подключаемых к одной магистрали, обычно не превышает 2-3 при мощности трансформаторов 1000-2500 кВА и 4-5 при мощности 250-630 кВА.
Наибольшее распространение на практике получили смешанные схемы, при которых питание крупных и ответственных приемников и потребителей электроэнергии осуществляется по радиальной схеме, а средних и мелких, при упорядоченном расположении ТП, - по магистральным линиям. Такие комбинированные схемы внутреннего электроснабжения, как правило, имеют лучшие технико-экономические показатели.
Предлагается ознакомиться со схемами электроснабжения напряжением выше 1 кВ по [3 стр. 217-218; 1 стр.53-56].
Выбор сечения проводов и кабелей по экономической плотности тока
При проектировании электрических сетей необходимо обеспечить наименьшую стоимость электроэнергии. Это зависит от выбранных сечений проводников. Если их занизить, то потери энергии возрастут, увеличить – уменьшится стоимость потерянной энергии, но приведет к росту первоначальных капитальных затрат.
Сечение, соответствующее минимуму стоимости передачи электроэнергии, называется экономическим.
На величину экономического сечения влияет стоимость строительной части сети, стоимость потерь энергии в сетях и трансформаторах, годовые эксплуатационные расходы, слагаемые из отчислений на амортизацию, расходы на текущий ремонт и обслуживание.
В практических расчетах ПЭ рекомендуют определять экономическое сечение зависимости от экономической плотности тока
Sэк
= Ip
/ јэк
,
Где Ip
максимальный ток линии, А; јэк
– экономическая плотность тока, А/мм2
, определяется по таблице в зависимости от материала проводника сети и времени использования максимальной нагрузки. Sэк
округляется до ближайшего стандартного значения в мм2
.
Согласно ПУЭ по экономической плотности тока не выбирают:
1) сети промышленных предприятий до 1 кВ при числе часов использования максимума нагрузки предприятия до 4000 часов в году; 2) ответвления к отдельным ЭП напряжением до 1 кВ, а также осветительные сети промышленных предприятий, жилых и общественных зданий; 3) сборные шины электроустановок всех напряжений; 4) сети временных сооружений.
Пример. Подстанция питается двумя кабельными линиями напряжением 10 кВ. Кабель с алюминиевыми жилами бронированный с бумажной изоляцией. Максимальная нагрузка предприятия Smax
=960 кВА. Токовая нагрузка распределена поровну. Продолжительность использования максимальной нагрузки Tmax
=4500 часов. Выбрать питающий кабель подстанции по экономической плотности тока.
Расчетный ток на один кабель Iрасч
=52,8:2=26,4А.
Определяем экономическую плотность тока јэ
по таблице јэ
=1,4 А/мм2
.
Sэ
= Iрасч
/ јэ
= 26,4 / 1,4 = 18,9 мм2
Принимаем ближайшее стандартное сечение 25 мм2
.
Проверяем принятое сечение по условию нагревания током нагрузки.
Для кабеля сечением 25 мм2
, напряжением 10 кВ лежащего в земле
Iдоп
= 90 А. Iдоп
> Iрасч
; 90А > 52,8 А Условие выполняется.
Литература
[1 стр. 53-56; 2 стр. 126-136; 4 стр.135-146]
Вопросы для самоконтроля
1. Какое влияние оказывает категория электроприемников на выбор схемы электрснабжения?
2. Что такое экономическое сечение?
3. В каких случаях сети не подлежат выбору по экономической плотности тока?
4. Область применения магистральных радиальных схем
5. Область применения одно- и многоступенчатых схем
Тема 3.2 Подстанции и распределительные пункты
Основное электрооборудование электрических станций и подстанций. Назначение главных понизительных подстанций (ГПП) и главных распределительных пунктов (ГРП). Величины используемых номинальных напряжений. Классификация подстанций, их назначение и типы. Открытые и закрытые распределительные устройств.
Применение комплектных трансформаторных подстанций типа КТП, КТПН, ТП и РП с комплектными распределительными устройствами типа КСО, КРУ, КРУН. Конструктивное выполнение ГПП и ГРП, их электрические схемы и используемое электрооборудование. Конструкция, устройство, типы и назначение высоковольтного оборудования.
Методические указания
Каждая подстанция имеет РУ, служащее для приема и распределения электроэнергии и содержащее коммутационные аппараты, устройства защиты и автоматики, измерительные приборы, сборные шины и вспомогательные устройства.
По конструктивному устройству все РУ делятся на открытые ОРУ и закрытые ЗРУ. ОРУ и ЗРУ могут быть комплектными (сборка на заводе) или сборными – сборка производится на месте частично или полностью.
КРУ – РУ, состоящее из шкафов, закрытых полостью или частично или блоков с встроенными в них аппаратами защиты и автоматики, измерительными приборами и вспомогательными устройствами.
КРУН - КРУ, предназначенные для наружной установки, комплектуются масляными выключателями.
Применение ОРУ уменьшает стоимость и сокращает сроки установки, замены и демонтажа электрооборудования подстанций, однако обслуживание ОРУ несколько сложнее, чем ЗРУ. Кроме того, для наружной установки требуется более дорогое электрооборудование.
Для опорных конструкций в ОР используют железобетонные и металлические конструкции. Ошиновку ОРУ выполняют гибкими проводами, провода при помощи гирлянд изоляторов крепятся к опорам.
Конструкция ОРУ должна обеспечивать свободный доступ к трансформатору при эксплуатации.
Оборудование РУ низшего напряжения 6,10,20 кВ может размещаться в закрытых помещениях или в шкафах наружной установки КРУН. При установке оборудования в КРУН аппараты и приборы управления, учета и защиты, чувствительные к низкой температуре, должны иметь колпаки и обогрев, включаемые при температуре ниже допустимой по техническим условиям.
Оборудование и аппаратура наружной установки должны иметь защиту от атмосферных и коммутационных перенапряжений.
На подстанциях должны заземляться все металлические нетоковедущие части.
КРУ, выполненные на напряжение до 10 кВ и токи до 3000 А, широко распространены при сооружении промышленных и городских подстанций. Камеры и шкафы КРУ изготавливают различных серий с различными схемами первичных и вторичных цепей, что позволяет комплектовать их согласно принятой схемы электрических соединений установки.
КРУ внутренней установки выполняют ввиде камер типа КСО – камера стационарная одностороннего обслуживания или шкафов типа КРУ
Конструкция высоковольтного оборудования
К токоведущим частям высоковольтного оборудования относятся шины с изоляторами и кабели.
Шины.
В РУ напряжением выше 1 кВ шины изготавливают из меди, алюминия и стали. Они имеют круглое, прямоугольное и коробчатое сечения.
В закрытых установках медные шины применяют только в особых случаях, а в открытых - при агрессивной среде (морское побережье, территория химического завода).
Как правило, в РУ используют алюминиевые шины. В зависимости от величины тока шины собирают по одной, две, три полосы в одном пакете на фазу. Зазор между шинами в пакете обычно выбирают равным толщине шины.
Для токов >3000 А применяют шины коробчатого сечения.
Шина фазы А – окрашивается в желтый цвет
В – в зеленый цвет
С – в красный цвет.
При монтаже жесткие плоские шины каждой фазы при длине ошиновки для алюминия – 15 м, для меди – 25 м делят на отдельные участки, соединяемые гибкими перемычками, называемыми компенсаторами.
Изоляторы и линейные вводы.
Токоведущие части электроустановок крепят и изолируют друг от друга и по отношению к земле при помощи изоляторов. Изоляторы для ЭУ напряжением выше 1 кВ изготавливают из фарфора, т.к. он обладает высокой механической и электрической мощностью и достаточной теплоемкостью. Изоляторы делят на подвесные, опорные и проходные. Подвесные изоляторы предназначаются для крепления проводов ВЛЭП.
Опорные изоляторы внутренних установок служат для крепления шин и аппаратуры РУ.
Проходные изоляторы (для внутренней и наружной установки) предназначены для вывода токоведущих частей из зданий и прокладки шин через стены и перекрытия.
Маслонаполненные линейные вводы предназначены для вывода проводов высокого напряжения из баков трансформаторов, высоковольтных выключателей и похода проводов высокого напряжения через стены зданий. Вводы изготавливают на напряжение от 110 до 220 кВ и токи от 1000 до 2000 А.
К аппаратам высоковольтного оборудования относятся разъединители, короткозамыкатели и отделители, плавкие предохранители, выключатели с приводами.
Разъединители.
Используют в системах электроснабжения напряжением выше 1 кВ для разъединения и переключения участков сети, находящихся под напряжением. Разъединители создают необходимый видимый разрыв электрической цепи, требуемый условиями эксплуатации электроустановок.
По условиям техники безопасности при ремонте оборудования РУ в токоведущих частях электроустановок со всех сторон, откуда может быть подано напряжение, должен быть виден разрыв цепи. Указанное требование выполняется установкой разъединителей в РУ.
Разъединители не имеют специальных устройств для гашения дуги при отключении. Отключение разъединителем больших токов недопустимо, т.к. может вызвать к.з. между фазами из-за возникновения дуги. Поэтому разъединители снабжают блокировкой, предохраняющей от отключения тока нагрузки.
Разъединителями допускается отключать ток х.х трансформатора
10 В мощностью до 750 кВА
20 кВ - до 6300 кВА
35 кВ до 20000 кВА
110 кВ до 40500 кВА
Разъединители производятся для внутренней и наружной установки.
Короткозамыкатели.
Это аппараты, предназначенные для искусственного создания короткого замыкания в тех случаях, когда ток при повреждениях в трансформаторе может оказаться недостаточным для срабатывания релейной защиты.
Короткозамыкатели применяют на подстанциях без выключателей на стороне высшего напряжения. Короткозамыкатели типа КЗ-35 выполняют ввиде двух отдельных полюсов, соединенных в один двухполюсный аппарат и создает двухполюсное короткое замыкание.
Короткозамыкатели КЗ-110 и КЗ-220 изготавливают ввиде однополюс ных аппаратов и создают при включении однофазное замыкание на землю.
Управление короткозамыкателем осуществляется приводом при включении и отключается вручную.
Отделители.
Это разъединители с ножами заземления ОДз
и без ножей заземления ОД. Отделители отключают под действием пружин при срабатывании отключающего электромагнита, а включают вручную.
Высоковольтные выключатели.
При передаче и распределении электроэнергии напряжением выше 1 кВ включение, отключение и переключение электрических цепей производится под нагрузкой при помощи выключателей.
При разрыве электрической цепи разомкнувшимися контактами выключателя возникает электрическая дуга. Поэтому при конструировании электрических аппаратов, предназначенных для замыкания и размыкания цепи с током, предусматривают специальные устройства, способствующие быстрому гашению дуги. В зависимости от дугогасительной среды выключатели бывают масляные и воздушные. В масляных выключателях дугогасительной средой является трансформаторное масло, в воздушных – сжатый воздух.
Подробно назначение и конструкция подстанций и распределительных пунктов рассмотрены в [1 стр.219-232; 4 стр. 159-216].
Литература
[1 стр.180-192, 202-215; 2 стр.136-152; 3 стр.235-277; 4 стр.156-215]
Вопросы для самоконтроля
1. Дайте определение подстанции
2. Назначение и область применения выключателей нагрузки.
3. Каким требованиям должны удовлетворять высоковольтные выключатели?
4. Охарактеризуйте основные типы трансформаторных подстанций предприятий.
5. Каково назначение изоляторов? Какие типы изоляторов применяются в схемах подстанций?
Тема 3.3 Картограмма нагрузок. Расчет электрических нагрузок напряжением выше 1 В.
Распределение нагрузок на генеральном плане предприятий. Определение условного центра электрических нагрузок. Выбор количества и месторасположения подстанций. Построение картограммы нагрузок. Мощность, присоединенная к главной понизительной подстанции. Расчет электрических нагрузок напряжением выше 1 кВ по установленной мощности и коэффициенту спроса.
Методические указания
При определении мест установки ТП, РП, ГПП, ПГВ и компенсирующих устройств реактивной мощности необходимо иметь информацию о величине и распределении электрических нагрузок по территории промышленного объекта. С этой целью строят картограмму электрических нагрузок. На картограмме электрические нагрузки отдельных крупных электроприемников, групп электроприемников или цехов изображают в виде кругов. Площади кругов в определенном масштабе отображают величины электрических нагрузок. Центром круга является условный центр электрической нагрузки приемника, группы или цеха. При равномерном распределении нагрузок по площади объекта центр электрической нагрузки совпадает с центром геометрической фигуры, изображающей цех на генплане предприятия.
Как правило, строится картограмма активных нагрузок. При этом для каждого i
-
го цеха расчетная активная нагрузка определяется
Рр.
i
= Рр.
ci
+ Рр.
oi
, где Рр.с
i
и Рр.
oi
– расчетные активные силовая и осветительная нагрузки i
-
го цеха.
Для каждого цеха(группы электроприемников) радиус круга ri
находят из условия равенства активной мощности нагрузки площади круга
Р
pi
= π∙
r
2
i
∙
m
,
где m
– принятый масштаб картограммы, кВт/мм2
.
Каждый круг может быть разделен на секторы, соответствующие величинам силовой и осветительной нагрузок. Угол сектора осветительной нагрузки в градусах определяется α = Рр.о
i
∙360 / Рр
i
.
При выборе мест размещения источников реактивной мощности рекомендуется также иметь картограмму реактивных нагрузок, которая строится аналогично.
Условный центр электрических нагрузок (ЦЭН) объекта находят с целью рационального размещения ТП, РП, ГПП и ПГВ. Его обычно вычисляют, используя известные из теоретической механики правила для определения центра тяжести плоского тела. Предварительно на план промышленного объекта наносится декартова система координат и определяются координаты X и Y каждой нагрузки Рр
. После этого искомые координаты Хцентр
и Yцентр
условного ЦЭН определяются по формулам:
Хцентр
Yцентр
При нахождении ЦЭН цеха используется его план с расположением отдельных электроприемников, а предприятия в целом – генплан с указанием структурных подразделений предприятия.
Расчет электрических нагрузок напряжением выше 1 кВ
Расчетная нагрузка электропримеников напряжением выше 1 кВ (высокого напряжения – ВН), т.е. активная нагрузка синхронного двигателя СД и асинхронного двигателя АД, а также реактивная нагрузка нагрузка АД, подключенных к распределительной подстанции напряжением 6-10 кВ, принимается равной средней мощности. Тогда расчетная нагрузка (активная Ррасч ВН
и реактивная Qрасч ВН
) группы приемников цеха определяется из соотношений
Ррасч ВН
= Σ k
и
рном
; Qрасч ВН
= Σ k
и
рном
tgφ
,
где рном
– активная установленная (номинальная) мощность п-ого электроприемника высшего напряжения, принимаемая по исходным данным; tgφ соответствует характерному для приемников данной группы средневзвешенному значению коэффициента мощности; kи
– коэффициент использования п-ого электроприемника напряжением выше 1 кВ.
Расчетные мощности промышленного предприятия, отнесенные к шинам вторичного напряжения главной понижающей подстанции, определяются по расчетным активным и реактивным нагрузкам цехов (как силовым – до и выше 1кВ – Ррасч НН
, Ррасч ВН
, Qрасч НН
, Qрасч ВН
, так и осветительным - Ррасч О
, Qрасч О
) с учетом потерь мощности в трансформаторах цеховых подстанций и цеховых сетях напряжением до 1 кВ – ΔРц
, ΔQц и коэффициента одновременности максимумов силовой нагрузки kо
max
:
РрасчПП
= (ΣРрасчНН
+ ΣРрасчВН
) kо
max
+ ΣРрасч О
+ ΔРц
;
Qрасч ПП
= (ΣQрасч НН
+ ΣQрасч ВН
- ΣQC
Д
) kо
max
+ ΣQрасч О
+ ΔQц
Sрасч ПП
=
Сумм
. ΔРц
= 0,03 Sрасч
; ΔQц
= 0,1 Sрасч
Потери активной и реактивной мощности в кабелях высшего напряжения в предварительных расчетах не учитываются вследствие их малой значимости.
Значения коэффициента одновременности максимумов для шин ГПП kо
max
принимают по справочным таблицам, komax
= 0,9 – 0,95.
Пример выполнения картограммы нагрузок можно разобрать по [3 стр.237].
Литература
[2 стр.214-231; 3 стр.235-239; 4 стр.217-218]
Вопросы для самоконтроля
1. Что представляет площадь круга картограммы?
2. Как рассчитать радиус окружности?
3. Как определяется сектор осветительной нагрузки?
4. По каким формулам рассчитываются электрические нагрузки U выше 1 кВ?
Тема 3.4 Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанции
Выбор числа трансформаторов на подстанциях по условиям надежности электроснабжения и по конструктивному исполнению. Выбор мощности транс-форматоров по коэффициенту допустимой загрузки. Систематические допустимые нагрузки трансформаторов в нормальном режиме. Перегрузка трансформаторов в аварийном режиме. Технико-экономическое сравнение вариантов выбора трансформаторов.
Методические указания
Выбор типа, числа трансформаторов и схем питания подстанций должен быть обусловлен величиной и характером электрических нагрузок, размещением нагрузок на генеральном плане предприятия.
Трансформаторные подстанции должны располагаться как можно ближе к центру размещения потребителей. Для этого должны применяться внутрицеховые п/ст (КТП), а также встроенные в здание цеха или пристроенные к нему ТП, питающие отдельные цеха или части их.
ТП должны размещаться вне цеха только при невозможности размещения внутри его или при расположении части нагрузок вне цеха.
Выбранная п/ст должна занимать минимум полезной площади цеха, удовлетворять требованиям электрической и пожарной безопасности и не должна создавать помех производственного процессу.
Применение внешних отдельно стоящих цеховых п/ст целесообразно при:
- питании от одной п/ст нескольких цехов, когда пристройка или сооружение самостоятельных подстанций в каждом цехе экономически нецелесообразно;
- наличии в цехах взрывоопасных производств;
-невозможности размещения п/ст внутри цехов по соображениям производственного характера.
Важным фактором при выборе мощности трансформаторов является плотность нагрузки на единицу площади.
Для производственных цехов с плотностью нагрузки до 0,3 кВА/м2
и суммарной установленной мощностью 2…3 МВА рекомендуются мощности трансформаторов 630…1000 кВА. При плотности нагрузки > 3 кВА/м2
и установленной мощности > 3 МВА при экономическом обосновании 1600; 2000 кВА.
Практикой установлено, что п/ст промышленных предприятий должны быть одно- и двухтрансформаторными. Установка на п/ст более двух трансформаторов, как правило, экономически нецелесообразна.
Количество трансформаторов более двух возможно лишь при наличии мощных сосредоточенных нагрузок, при отсутствии мест для рассредоточенного размещения п/ст по технологическим условиям.
Однотрансформаторные
цеховые п/ст применяются при питании нагрузок, допускающих перерыв электроснабжения на время доставки «складского» резерва (II и III категории) или при резервировании, осуществляемом по перемычкам на вторичном напряжении, при незначительной ( до 15-25%) мощности потребителей I категории.
Двухтрансформаторные
п/ст применяются при преобладании потребителей I и II категорий, а также при наличии неравномерного суточного или годового графика нагрузки. При выходе из строя одного трансформатора на двухтрансформаторной подстанции оставшийся в работе трансформатор должен нести нагрузку потребителей I и II категорий, при этом потребители III категории могут временно отключаться. Для этого номинальная мощность трансформаторов двухтрансформаторных п/ст принимается равной 70% от общей расчетной нагрузки цеха. Тогда при выходе из строя одного из трансформаторов второй на время ликвидации аварии оказывается загруженным не более, чем на 140%.
Рекомендуемые коэффициенты загрузки Кз
:
для однотрансформаторных п/ст Кз
= 0,85 – 0,95
для двухтрансформаторных п/ст Кз
= 0,65 – 0, 85.
Литература
[1 стр.198-201; 2 стр. 204-213; 3 стр. 278-286; 4 стр. 219-233]
Вопросы для самоконтроля
1. Какая подстанция называется внутрицеховой? Пристроенной? встроенной?
2. В каких случаях целесообразно применение отдельстоящих цеховых ТП?
3. Трансформаторы какой мощности применяют на цеховых ТП?
4. Как рекомендуется загружать трансформаторы подстанций и почему?
Тема 3.5 Короткое замыкание. Расчет его токов.
Понятие короткого замыкания (КЗ) в электрических сетях. Физическая сущность процесса короткого замыкания. Виды короткого замыкания (однофазное, двухфазное, трехфазное симметричное, двойное замыкание на землю). Расчетная схема системы электроснабжения. Схема замещения и выбор элементов цепи короткого замыкания (турбогенераторов, гидрогенераторов, трансформаторов, электродвигателей, электрических линий, реакторов). Приведение расчетной схемы к эквивалентной. Расчет токов КЗ от источника неограниченной мощности. Расчет токов КЗ по расчетным кривым. Расчет токов короткого замыкания в установках до 1кВ. Электродинамическое и термическое действие токов короткого замыкания. Способы ограничения токов короткого замыкания.
Методические указания
Понятие короткого замыкания в электрических сетях. Физическая сущность короткого замыкания
В электрических установках могут возникать различные виды коротких замыканий, сопровождающиеся резким увеличением тока. Поэтому электрооборудование, устанавливаемое в системах электроснабжения, должно быть устойчивым к токам к.з. и выбираться с учетом величин этих токов.
Различают следующие виды коротких замыканий: трехфазное, или симметричное, - три фазы соединяются между собой без соединения с землей; двухфазное – две фазы соединяются между собой без соединения с землей; однофазное - одна фаза соединяется с нейтралью источника через землю; двойное замыкание на землю - две фазы соединяются между собой и с землей.
Основными причинами возникновения таких коротких замыканий в сети могут быть: повреждение изоляции отдельных частей электроустановки; неправильные действия обслуживающего персонала; перекрытия токоведущих частей установки.
Короткое замыкание в сети может сопровождаться прекращением питания потребителей, резким снижением напряжения в сети, нарушением нормального режима работы энергетической системы.
С момента возникновения короткого замыкания до его прекращения в короткозамкнутой цепи протекает переходный процесс, характеризуемый наличием двух составляющих токов короткого замыкания – периодического (колебательного) и апериодического.
Периодическая составляющая изменяется по гармонической кривой в соответствии с синусоидальной ЭДС генератора. Апериодическая - определяется характером затухания тока к.з., зависящего от активного сопротивления цепи и обмоток статора генератора. В цепи напряжением выше 1 кВ, где значение активного сопротивления мало, время затухания апериодической составляющей составляет 0,15 – 0,2 с.
Основные соотношения между величинами токов короткого замыкания
. Связь между величиной ударного тока i
у
и начальным действующим значением периодической составляющей тока к.з. I
n
0
устанавливается из следующих соотношений:
а) апериодическая составляющая затухает по закону экспонентной кривой, определяемой уравнением i
а
= I
а.макс
е-
t
/
T
а
,
где Tа
– постоянная времени затухания апериодической составляющей, определяемая соотношением между индуктивностью и активным сопротивлением цепи к.з. Tа
= Lк
/ rк
Учитывая, что при ω = 2πƒном
= 2πƒк
величина индуктивного сопротивления xк
= ωL = 314 L, откуда L = xк
/ 314, получим, что
Tа
= Lк
/ rк
= xк
/ (314rк
)
Здесь хк
, rк
– соответственно индуктивное и активное сопротивления цепи к.з.;
б) ударный ток, соответствующий времени 0,01с, т.е. через полпериода после возникновения к.з., iу
= iа
+ Iп.макс
,
где Iп.макс.
-√2Iп.0
– максимальное значение периодической составляющей тока к.з. iу
= Iа.макс
е -
t
/
T
а
+ Iп.макс.
В момент t=0 ток Iп.макс.
= Iа.макс
, тогда
Iу
= Iп.макс.
+ Iп.макс.
е -
t
/
T
а
= Iп.макс
(1 + е –
t
/
T
а
) = √2 Iп.0
(1 + е-
t
/
T
а
)
Обозначая величину 1 + е 0,01/
T
а
= kу ,
получи Iу
= kу
√2 Iп0
Ударным коэффициентом kу
учитывается соотношение между активным и индуктивным сопротивлениями цепи короткого замыкания, что определяется местом короткого замыкания.
Для воздушных линий напряжением выше 1 кВ постоянная времени затухания Tа
= 0,05 с, тогда kу
= 1,8 и ударный ток Iу
= 1,8 √2 Iп0
= 2,55 Iп
Если ЭДС источника неизменна, то и периодическая составляющая тока короткого замыкания будет неизменна:
I″ = Iп0
= Iк
Расчет токов короткого замыкания в ЭУ напряжением до 1 кВ.
При расчете должны учитываться активные сопротивления цепи к.з. (воздушных и кабельных линий, обмоток силовых трансформаторов, трансформаторов тока, шин и коммутационной аппаратуры). Для указанных установок считается, что мощность системы не ограничена и напряжение на стороне высшего напряжения трансформатора неизменно. Это выполняется, если мощность системы примерно в 50 раз больше мощности трансформатора, например при мощности системы более 50 МВА и мощности цеховых трансформаторов до 1000 кВА.
При расчете токов к.з. на шинах низшего напряжения трансформатора, в кабеле или другой точке низковольтной сети с сопротивлением х*т
+ х*н.н
необходимо знать мощность питающей системы или технические данные выключателя.
Рассмотрим применяемые способы расчета токов к.з.:
1. Известны или заданы значения токов I
″
=
In
0
и I
∞
на шинах районной подстанции энергосистемы. Расчет ведется в такой последовательности ( с учетом х*т
): определяют коэффициент β″
=
I
″
/
I
∞
и по кривым зависимости β″
=
ƒ(х*расч
)
находят расчетное сопротивление хр
системы до места короткого замыкания ( в относительных единицах).
Мощность питающей системы
″ храсч
Uном
,
где I
″
- действующее значение сверхпереходного тока к.з., кА; Uном
номинальное напряжение в месте к.з., кВ.
За базисную принимают мощность системы Sс
и определяют х*бΣ
= х*с
+х*т
. Тогда ток к.з. Iк
= Iб
/ х*бΣ
,
Где Iб
= Sб
/ √3Uном
= Sс
/ √3Uном
.
2. Известны или заданы технические данные выключателя, установленного в точке, для которой определяют величины токов короткого замыкания. При этом принимают, что отключающая мощность выключателя Sоткл
равна мощности короткого замыкания системы (S″
) и тогда
Iк
= I″
= Sоткл
/ √3 Uном
.
Подробнее тему рекомендуется изучить по [1.стр.142-172].
Литература
[1 стр.142-172; 2 стр.255-282; 3 стр.253-277; 4 стр.224-244]
Вопросы для самоконтроля
1. Назовите виды коротких замыканий
2. Что такое «ударный» ток?
3. Как составляется схема замещения?
4. По каким формулам производится расчет сопротивлений короткозамкнутой цепи?
5. Какой ток представляет термическое действие тока к.з.?
6. Какой ток представляет электродинамическое действие тока к.з.?
Тема 3.6 Выбор токоведущих частей и аппаратов подстанций с учетом действия токов к.з.
Выбор токоведущих частей распределительных устройств и силовых кабелей, проверка их на действие токов короткого замыкания. Выбор высоковольтных выключателей, выключателей нагрузки, реакторов, трансформаторов тока и напряжения с учетом действия токов короткого замыкания.
Методические указания
Электрическое оборудование, аппараты, изоляторы и токоведущие части электроустановок работают в условиях эксплуатации в трех основных режимах: нормальном, перегрузки и в режиме короткого замыкания.
В нормальном режиме надежная работа аппаратов и токоведущих частей обеспечивается правильным выбором их по номинальному напряжению и номинальному току. В режиме перегрузки надежная работа аппаратов и токоведущих частей электрических установок обеспечивается ограничением величины и длительности повышения напряжения или тока в таких пределах, при которых еще гарантируется нормальная работа электрических установок за счет запаса прочности. В режиме короткого замыкания надежная работа аппаратов и токоведущих частей обеспечивается соответствующим выбором параметров устройств по условиям термической и электродинамической стойкости.
Электрические аппараты (выключатели, разъединители, предохранители, измерительные трансформаторы), токоведущие части (шины, кабели) должны выбираться в соответствии с вычисленными максимальными расчетными величинами (токами, напряжениями, мощностями отключения) для нормального режима и короткого замыкания. Для их выбора сравнивают указанные расчетные величины с допускаемыми значениями для токоведущих частей и высоковольтного оборудования. В установках выше 1 кВ по режиму КЗ следует проверять: электрические аппараты, токопроводы и другие проводники, опорные и несущие конструкции для них (ПУЭ).
Аппараты (выключатели, разъединители, трансформаторы тока), сборные шины распределительных устройств и кабели проверяются на термическую стойкость по условию, что при прохождении через них тока КЗ их кратковременная температура нагрева не превысит допустимых значений. Завод-изготовитель для каждого вида аппаратов указывает значение тока термической стойкости I
т.у
, которую аппарат может выдержать без повреждения в течение всего процесса КЗ.
Условие термической стойкости определяется выражением
(1.65)
где Вк
– расчетный импульс квадратичного тока короткого замыкания, кА2.
с;
Iт
– ток термической стойкости выключателя, кА;
tт
– длительность протекания тока термической стойкости, с
При удаленном коротком замыкании значение теплового импульса тока короткого замыкания Вк
может быть определено по формуле
(1.66)
где - расчетное время отключения выключателя, с;
Та
– постоянная затухания апериодической составляющей;
tс.з.
min
– минимальное время срабатывания релейной защиты. Для первой ступени защиты tс.з.
min
принимается 0,01 с и 0,01+Dtс
– для последующих ступеней. Значение ступеней селективности Dtс
можно принимать равным 0,3…0,5 с;
tс.в.откл
– собственное время отключения выключателя, с. Значение tс.в.откл
для масляных выключателей на 10 кВ типа ВНП составляет 0,12 с.
Проверку аппаратов на термическую стойкость при КЗ удобно производить, составляя таблицу сравнения указанных расчетных и допустимых величин. При этом для обеспечения надежной безаварийной работы расчетные величины должны быть меньше допустимых.
Условия выбора разъединителей
| Расчетные параметры |
Каталожные данные |
| Uуст
Iраб.
iу
Вк
|
Uном
Iном
im
Iт
|
Кабели и шины выбирают по номинальному режиму работы и сравнивают с минимальным сечением по термической стойкости Smin
(мм2
), при этом
, где С – коэффициент, значение которого зависит от материалашин, жил кабелей,
Значение С можно принимать
| для кабелей |
с медными жилами 6-10 кВ |
141 |
| с алюминиевыми жилами 6-10 кВ |
85 |
|
| для медных шин |
171 |
|
| для алюминиевых шин |
88 |
На динамическую стойкость при КЗ проверяют шинные устройства распределительных устройств, опорные и проходные изоляторы.
Проверка сводится к сравнению расчетной максимальной силы, действующей на элемент электрооборудования с допустимой его механической нагрузкой.
Выбор высоковольтных аппаратов
| Расчетные данные |
Каталожные данные |
|
| Выключатель ВМПП-10 |
Разъединитель РВЗ-10 |
|
| U
I
I
i
|
U
I
I
im
|
U
I
¾ im
|
Литература
[1 стр.198-201; 3 стр.384-392; 4 стр.245-250]
Вопросы для самоконтроля
1. Какие элементы системы электроснабжения требуют проверки на термическую устойчивость к токам к.з.?
2. Какие элементы системы электроснабжения требуют проверки на электродинамическую устойчивость к токам к.з.?
3. По какой формуле осуществляется проверка высоковольтного кабеля на термическую устойчивость к токам к.з.?
4. Как осуществляется выбор высоковольтных аппаратов с учетом токов к.з.?
Тема 3.7 Защитные заземления электроустановок и подстанций
Назначение защитного заземления и зануления. Классификация электроустановок в отношении мер электробезопасности. Заземляющие устройства и заземлители. Допустимые сопротивления растеканию тока защитных заземлителей в электроустановках различных напряжении с учетом режима нейтрали. Расчет заземляющего устройства.
Методические указания
Поражение человека электрическим током возможно при прикосновении к токоведущим частям, находящимся под напряжением, или к металлическим нетоковедущим частям оборудования и сетей, оказавшимся под напряжением при нарушении изоляции.
Различают два вида прикосновения к токоведущим частям: двухполюсное, когда человек одновременно прикасается, чаще всего руками, к двум фазам сети, и однополюсное, когда человек, стоя на земле или заземленной конструкции здания прикасается лишь к одной фазе сети. Наиболее опасны случаи двухполюсного прикосновения, так как человек оказывается включенным на линейное напряжение U
л
установки. В этом случае ток, протекающий через тело человека
,
где R
ч
– электрическое сопротивление тела или части тела человека, Ом;
I
ч
– ток протекающий через тело человека, А.
Случаи двухполюсного прикосновения на практике встречаются редко. Наиболее частым являются однополюсные прикосновения, при которых человек попадает под фазное напряжение Uф
и значения тока Iч
определим по выражению
Для жизни человека опасен как переменный, так и постоянный ток, однако наибольшую опасность представляет переменный ток промышленной частоты (50 Гц). При повышении частоты переменного тока опасность поражения уменьшается.
Для защиты людей от поражения электрическим током при прикосновении к нетоковедущим частям электрического оборудования, случайно оказавшийся под напряжением, должна применяться как минимум одна из следующих мер: заземление, зануление, защитное отключение, разделяющий трансформатор, безопасное малое напряжение, двойная изоляция.
Защитным заземлением
называется преднамеренное соединение металлических частей электроустановки нормально не находящихся под напряжением, но которые могут оказаться под ним вследствие нарушения изоляции электроустановки с заземляющим устройством.
Занулением
в электроустановках в сетях напряжением до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью называется преднамеренное электрическое соединение с помощью нулевого защитного проводника металлических нетоковедущих частей электрооборудования с заземленной нейтралью трансформатора или генератора. Заземляющее устройство состоит из заземлителей и заземляющих проводников. Заземлитель представляет собой один или несколько металлических соединенных между собой проводников (электродов), находящихся в непосредственном соприкосновении с землей. Заземляющие проводники – это металлические проводники, соединяющие заземлитель с заземленными частями электроустановки.
Сопротивление заземляющего устройства состоит из сопротивлений заземлителя и заземляющих проводников, определяется по формуле
где U
з
– напряжение относительно земли (нулевого потенциала), В;
I
з
– ток замыкания на землю, т.е. ток, проходящий через землю в месте замыкания.
Применяются заземлители искусственные и естественные. В качестве естественных заземлителей могут быть использованы металлические части, находящиеся в земле: металлические трубопроводы (за исключением трубопроводов горючих жидкостей или взрывчатых газов и примесей), металлические и железобетонные конструкции зданий и сооружений, свинцовые оболочки кабелей и др.
Искусственными заземлителями являются отрезки угловой стали размером 50´50´4 мм и длиной 2,5…3 м; стальные трубы диаметром 50 мм той же длины с толщиной стенки не менее 3,5 мм, отрезки круглой стали диаметром 12…14 мм длиной до 5 м и более. Заземлители (вертикальные электроды) соединяются между собой стальной полосой размером 40´4 мм.
Согласно ПУЭ в электроустановках напряжением до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью или нейтралью, изолированной от земли, сопротивление заземляющего устройства в любое время года должно быть не более 2 Ом - при линейном напряжении сети в 660 В; 4 Ом – при 380 В и 8 Ом соответственно – 220 В. Выполнение заземления обязательно:
1. В помещениях с повышенной опасностью, особо опасных и в наружных электроустановках при напряжении переменного тока выше 42 В и постоянного тока выше 110 В;
2. В помещениях без повышенной опасности при напряжении переменного тока 380 В и выше и постоянного тока 440 В и выше.
Заземлению (занулению) подлежат следующие части электрооборудования: металлические корпуса трансформаторов, электродвигателей, пусковой аппаратуры, каркасы и кожухи электрических устройств, металлические трубы электропроводок, корпуса щитов, щитков, шкафов, светильников, стальные трубы и короба электропроводок на лестничных клетках, в технологических подпольях и на чердаках и т.п.
Расчет заземляющих устройств.
При расчете заземляющего устройства определяются расстояние между заземлителями, их количество и место размещения, а также сечение заземляющих проводников. Этот расчет производится для ожидаемого сопротивления заземляющего устройства в соответствии с существующими требованиями ПУЭ. Грунт, окружающий заземлители, не является однородным. Наличие в нем песка, грунтовых вод и других примесей оказывают значительное влияние на сопротивление грунта. Поэтому согласно ПУЭ рекомендуется определять удельное сопротивление грунта путем непосредственного измерения в том месте, где будут размещаться заземлители.
При отсутствии данных измерений при расчетах применяют примерные значения удельных сопротивлений грунтов.
| Песок ……………………….. |
700 Ом×м |
| Супесок …………………….. |
300 Ом×м |
| Суглинок ………………….... |
100 Ом×м |
| Глина ……………………….. |
40 Ом×м |
| Садовая земля ……………... |
40 Ом×м |
| Чернозем …………………… |
20 Ом×м |
| Торф ………………………... |
20 Ом×м |
Зная расчетное удельное сопротивление грунта, можно определить сопротивление одиночного заземлителя.
Сопротивление вертикального заземлителя длиной l
(м), диаметром d
(мм) определяется по формуле:
,
где ρ
– удельное сопротивление грунта в месте размещения заземлителей и выражается в Ом·см.
В практических расчетах удобно пользоваться упрощенными формулами:
R
0
= 0,00227×r
- для углубленного пруткового электрода диаметром 12…14 мм, длиной 5 м;
R
0
= 0,0034×r
- для электрода из угловой стали размером 50´50´5 мм, длиной 2,5 м;
R
0
= 0,00325×r
- для электрода из трубы диаметром 50 мм, длиной 2,5 м.
Число вертикальных заземлителей определяется по формуле:
где h
- коэффициент экранирования (использования) трубчатых заземлителей, зависящий от числа и взаимного расположения заземлителей
Коэффициенты экранирования трубчатых заземлителей
| Число заземлителей |
Коэффициент экранирования h
между трубами к их длине () |
|||||
| трубы размещены в ряд |
трубы размещены по контуру |
|||||
| 3 |
2 |
1 |
3 |
2 |
1 |
|
| 5 10 20 30 50 |
0,87 0,83 0,77 0,75 0,73 |
0,8 0,7 0,62 0,60 0,58 |
0,68 0,55 0,47 0,40 0,30 |
- 0,78 0,72 0,71 0,68 |
- 0,67 0,60 0,59 0,52 |
- 0,59 0,43 0,42 0,37 |
Литература
[1 стр.317-324; 2 стр.288-315; 3 стр.393-410; 4 стр.251-264]
Вопросы для самоконтроля
1. Дайте определение защитного заземления, защитного зануления.
2. В каких электроустановках применяется защитное заземление, а в каких защитное зануление?
3. Как осуществляется расчет заземляющего устройства?
4. Чему равно сопротивление заземляющего контура при напряжении 660/380В; 380/220В, 220/127В?
Раздел 4. Релейная защита и автоматизация систем электроснабжения
Тема 4.1 Общие сведения о релейной защите
Понятие релейной защиты. Устройство и принцип действия различных видов реле, применяемых в схемах релейной защиты (реле тока, напряжения, времени; промежуточных, указательные реле). Виды релейной защиты: максимальная токовая; направленная максимальная токовая; дифференциальные защиты; газовая защита; защита от замыкания на землю. Основные требования к релейной защите. Оперативный ток в схемах релейной защиты. Схемы соединения вторичных обмоток трансформаторов тока и напряжения, применяемые для релейной защиты.
Методические указания
Аппараты релейной защиты – это специальные устройства (реле, контакторы, автоматы и др.). обеспечивающие автоматическое отключение поврежденной части электроустановки или сети. Если повреждение не представляет для установки непосредственной опасности, то релейная защита приводит в действие сигнальные устройства. Для обеспечения надежной работы релейная защита должна:
- иметь избирательность (селективность),
т.е. отключать высоковольтными выключателями или автоматами только поврежденный участок установки. Время срабатывания защиты характеризуется выдержкой времени, обеспечивающей избирательность действия защиты. Выдержка времени определяется временем действия выключателя поврежденного участка и временем срабатывания защиты;
- обладать достаточно высокой чувствительностью
ко всем видам повреждений на защищаемой линии и на линиях, питаемых от нее, а также к изменившимся в связи с этим параметрам нормального режима работы (току, напряжению и др.), что оценивается коэффициентом чувствительности. увствиительностью РЗ является ее способность реагировать на самые малые изменения контролируемого параметра и анормальные режимы работы ЭУ;
- быть выполнена по наиболее простой схеме с наименьшим числом аппаратов и обладать надежностью,
которая заключается в ее правильном и безотказном действии во всех предусмотренных по ее назначению случаях.
По назначению все реле делят на три группы: основные, непосредственно реагирующие на изменение контролируемых величин (тока, напряжения, мощности); вспомогательные, управляемые другими основными реле и выполняющие дополнительные функции выдержки времени (реле времени), размножения числа контактов, передачи команды от одних реле к другим (промежуточные реле); сигнальные (указательные), фиксирующие действие РЗ и управляющие световыми и звуковыми сигналами.
Реле, применяемые в релейной защите, классифицируют по следующим признакам:
по принципу действия
– электромагнитные, индукционные, электродинамические, тепловые, электронные, магнитоэлектрические;
по параметру действия
– тока, напряжения, мощности, тепловые;
по способу воздействия на отключение
– прямого и косвенного действия.
В качестве примера первичного реле максимального тока прямого действия
может служить автоматический выключатель, где расчетный ток проходит по отключающей катушке и отключение производится механическим воздействием на защелку автомата. Недостатком такой защиты является малая чувствительность и возможность ее установки только в цепях низшего напряжения небольшой мощности.
Более чувствительной защитой является защита с вторичным реле максимального тока прямого действия.
Примером такой защиты могут служить катушки отключения, встроенные непосредственно в приводы высоковольтных выключателей.
Наиболее совершенной защитой является защита с вторичным реле максимального тока косвенного действия
. Ток, предназначенный для питания цепей релейной защиты, автоматики и сигнализации, называется оперативным
током. Надежность работы и исправность источника оперативного тока сети обеспечивают безотказную работу всех элементов, входящих в устройство релейной защиты. Постоянный или выпрямленный ток получают от аккумуляторных батарей или от выпрямительных устройств. Постоянный оперативный ток обеспечивает надежность работы релейной защиты.
Устройство и принцип действия различных реле, применяемых в схемах релейной защиты рекомендуется изучить по [4 стр. 265-375; 1 стр. 258-263]
Виды релейной защиты
Максимально-токовая защита
. Является наиболее простой и поэтому широко применяется для защиты трансформаторов, электродвигателей и линий электропередач с односторонним питанием.
При возникновении короткого замыкания действует максимально - токовая защита, которая на отдельных участках сети срабатывает при определенных токах и определенном времени срабатывания.
При использовании реле тока типа РТ-40 и реле времени типа ЭВ защита называется максимально-токовой с независимой характеристикой времени срабатывания. При использовании индукционно-токовых реле типа РТ-80 и реле времени типа РТВ (встроенного) защита называется максимально-токовой с зависимой характеристикой времени срабатывания.
Схему максимально-токовой защиты с независимой характеристикой времени срабатывания на постоянном и переменном оперативном токе изучите по [1 стр. 272-276; 4 стр.277-279].
Выбор токов и времени срабатывания максимально-токовой защиты.
Ток срабатывания пусковых токовых реле выбирают таким образом, чтобы обеспечить выполнение следующих условия:
- защита не должна приходить в действие при прохождении по защищаемому элементу максимального тока нагрузки;
- защита должна надежно действовать при коротком замыкании, происшедшем на защищаемом участке, и иметь коэффициент чувствительности в конце смежного участка не менее 1,2;
- защита должна действовать при коротком замыкании, происшедшем на смежном (резервируемом) участке и иметь коэффициент чувствительности в конце смежного участка не менее 1,2.
Для выполнения первого условия ток срабатывания реле максимально-токовой защиты должен составлять
Iср.защ
= (kнад
kс.з.
/ kвзв
) Iн.макс
,
Где kнад
– коэффициент надежности, принимается равным 1,1-1,25; kс.з.
- коэффициент самозапуска, учитывает увеличение тока нагрузки при самозапуске; kвзв
= Iвзв
/ Iср
= 0,8-0,85 – коэффициент возврата ( Iвзв
, Iср
– токи возврата и срабатывания реле); Iн.макс
– максимальный ток нагрузки.
Выдержки времени максимально-токовой защиты с зависимой и независимой характеристиками времени срабатывания выбирают по ступенчатому принципу, при котором каждая последующая защита в направлении к источнику питания имеет выдержку больше предыдущей. Выбор выдержек времени начинается с удаленных от источника питания элементов – электродвигателей Д1 и Д2. Для них выдержка времени может приниматься равной нулю, т.е. t1
= 0. Чтобы при повреждении одного из двигателей не отключился трансформатор Т2, максимально-токовая защита его должна иметь выдержку времени t2
, большую чем t1
, на величину ступени селективности Δt, т.е. t2
= t2
+ Δt.
Аналогично последующие выдержки времени линии Л1, трансформатора Т1 и генератора Г должны быть: t3
= t2
+ Δt; t4
= t3
+ Δt; t5
= t4
+Δt.
Δt = tоткл
+ Δtр.в1
+ Δtр.в2
+ tзап
, где tоткл
– время отключения выключателя; Δtр.в1
и Δtр.в2
– погрешности реле времени защиты поврежденного и последующего элементов защищаемой сети; tзап
– время запаса, учитывающее неточность регулировки реле.
Дифференциальная продольная защита
.
Эта защита основана на принципе сравнения токов в начале и конце защищаемого участка, например в начале и конце обмоток силового трансформатора, генератора, двигателя. Участок между трансформаторами тока, установленными на высшей и низшей сторонах силового трансформатора, считается защищаемой зоной. Если характеристики трансформаторов тока будут одинаковы, то в нормальном режиме, а также при внешнем коротком замыкании токи во вторичных обмотках трансформаторов тока будут равны, их разность будет равна нулю, поэтому ток через обмотку токового ТР и промежуточного П реле протекать не будет, а следовательно, защита при таких условиях действовать не будет.
При коротком замыкании и в защищаемой зоне по обмотке реле будет протекать ток, и если величина его будет равна току срабатывания реле или больше его, то реле сработает и через промежуточное реле произведет двухстороннее отключение поврежденного участка. Поэтому продольная дифференциальная защита действует при междуфазных коротких замыканиях и межвитковых замыканиях. Дифференциальная защита надежна, обладает высокой чувствительностью и является быстродействующей, т.к. по условиям селективности для нее не требуется выдержка времени.
Схему дифференциальной продольной защиты изучите по [4 стр. 287-288].
Максимально-направленная защита
Защита состоит из пускового органа осуществляемого токовыми реле, реле направления мощности и органа выдержки времени, осуществляемого реле времени.
Защита может подействовать на отключение выключателя в случае, если сработает не только токовое реле, но и реле направления мощности, причем последнее замыкает контакты при направлении мощности короткого замыкания от шин подстанции в линию.
Направленная защита действует при определенном направлении мощности. Необходимость в ней возникает на линиях с двухсторонним питанием.
Схему максимально-направленной защиты изучите по [1 стр. 276-277; 4 стр.292-295].
Токовая поперечная дифференциальная защит
Такую защиту применяют для защиты параллельных линий, присоединенным к шинам подстанции через один общий выключатель.
Вторичные обмотки трансформаторов тока, установленные на каждой линии, соединяют проводами между собой и подключают на разность токов. Параллельно вторичным обмоткам трансформаторов тока включают реле тока мгновенного действия типа РТ-40. Ток в реле равен разности вторичных токов трансформаторов тока первой и второй линии: I
р
=
I
1
–
I
2
.
Следовательно, в нормальных условиях и при равных по величине вторичных токах нагрузки Iр
= 0. При повреждении на одной из линий токи I1
и I2
не будут равны и через реле будет проходить ток, равный их разности. Если величина этого тока (разности) больше тока срабатывания реле, то защита подействует на отключение выключателя линии.
Схему поперечной дифференциальной защиты изучите по [4 стр.292-295]
Литература
[1 стр.247-277; 2 стр.316-336; 3 стр.411-450; 4 стр.265-283]
Вопросы для самоконтроля
1. Назовите принцип классификации реле, применяемых в релейной защите
2. Область применения максимальной токовой защиты?
3. Поясните принцип действия продольной и поперечной дифференциальной защиты.
4. Когда применяется максимально-направленная защита, принцип действия?
Тема 4.2 Защита отдельных элементов системы электроснабжения
Релейная защита силовых трансформаторов. Релейная защита кабельных, воздушных линий, высоковольтных электродвигателей и конденсаторных установок. Защита от замыкания на землю.
Методические указания
Защита силовых трансформаторов.
Защита , устанавливаемая на силовом трансформаторе, должна или обеспечивать его отключение при междуфазных и витковых коротких замыканиях, а также при замыканиях на землю, или подавать сигнал о ненормальном режиме работы трансформатора (перегрузке, повышении температуры масла и т. д).
Виды защит, устанавливаемых на трансформаторе, определяют мощностью трансформатора, его назначением, местом установки и другими требованиями, предъявляемыми к режиму его эксплуатации.
Защита внутренних повреждений в трансформаторе.
Эта защита осуществляется газовым реле ПГ-22. Повреждения внутри трансформатора, вызванные витковыми и межвитковыми замыканиями сопровождаются выделением газа и понижением уровня масла. При всех видах повреждений газы, образовавшиеся в результате разложения масла и изоляции проводов, направляются через реле, установленное на трубопроводе, соединяющем бак трансформатора с расширителем, и вытесняют масло из камеры реле в расширитель. В результате этого уровень масла в газовом реле понижается. установленные в реле поплавки опускаются, а прикрепленные к ним колбочки с ртутными контактами поворачиваются. При этом действует предупреждающий сигнал.
При бурном газообразовании, сопровождающимся течением струи масла под давлением, поворачиваются поплавок и колбочка с контактами. Последние, замыкаясь, действуют через указательные и промежуточные реле на отключение.
Защита трансформаторов цеховых подстанций.
На цеховых подстанциях устанавливают обычно силовые трансформаторы мощностью до 1000 кВА. На них устанавливают максимально-токовую защиту, защиту от однофазных замыканий на землю на стороне низшего напряжения; газовую защиту – для трансформаторов внутрицеховых подстанций мощностью от 400 кВА и выше.
Указанные защиты применяют в зависимости от типа аппаратов, установленных на стороне высшего напряжения: высоковольтный выключатель, выключатель нагрузки или предохранители. Применение последних значительно удешевляет установку и упрощает защиту.
Защиту предохранителями и выключателями нагрузки выполняют для трансформаторов мощностью до 1000 кВА напряжением до 10 кВ с предохранителями ПК на 200 А и мощностью не более 2500 кВА напряжением 35 кВ с предохранителями ПК-35Н на 40 А; отключаемая мощность короткого замыкания не должна превышать 200 МВА.
Защиту от однофазных коротких замыканий на землю осуществляют автоматическим выключателем с максимальным расцепителем, установленном на стороне низшего напряжения.
Защита воздушных и кабельных линий.
Воздушные и кабельные линии, имеющие большую протяженность, подвержены различным видам повреждений. Воздушные линии могут повреждаться от грозовых разрядов, гололеда, сильного ветра, загрязнения изоляторов. Кабельные линии, проложенные в земле, могут повреждаться из-за ухудшения условий охлаждения, коррозии оболочек кабеля, осадки почвы при земляных работах.
Указанные причины повреждений ВЛ и КЛ могут вызвать междуфазные короткие замыкания или замыкания отдельных фаз на землю. Для быстрого отключения поврежденные линии нужно оборудовать устройствами релейной защиты.
Максимально-токовая защита применяется для защиты радиальных линий с односторонним питанием. Максимально-направленная защита применяется в сетях с двухсторонним питанием.
Для защиты параллельных линий осуществляется токовая поперечная дифференциальная защита.
Защита сетей от замыканий на землю.
Сети 35 кВ и ниже являются основными сетями системы электроснабжения промышленных предприятий. Они работают с изолированной нейтралью. При однофазных замыканиях на землю в таких сетях междуфазные напряжения остаются неизменными и ток замыкания на землю имеет небольшую величину. Например, ток замыкания на землю на каждые 100 км сети напряжением 6 кВ составляет 1,5 А для воздушных и около 80 А для кабельных линий.
Повышение фазных напряжений неповрежденных фаз в 1,73 раза может вызвать перекрытие или пробой изоляции на другой фазе, что приведет к двух- или трехфазному к.з. Контроль состояния изоляции выполняют обычно наиболее простым способом – путем включения трех вольтметров либо одного или трех реле минимального напряжения. Такой способ применяется на подстанциях при неразветвленной сети.
В разветвленной сетях такой способ не обеспечивает достаточно быстрого отыскания поврежденной линии. Поэтому кроме контроля изоляции устанавливают защиту от однофазных замыканий на землю.
В кабельных сетях защиту от однофазных замыканий на землю осуществляют трансформатором тока нулевой последовательности. Этот трансформатор имеет кольцеобразную или прямоугольную форму и надевается на защищаемый трехжильный кабель. На обмотку трансформатора включается защитное токовое реле.
Литература
[1 стр.282-289; 2 стр.341-373; 3 стр.451-464; 4 стр.284-306]
Вопросы для самоконтроля
1. Перечислите наиболее вероятные виды повреждения в силовых трансформаторах.
2. Как осуществляется защита от замыканий на землю?
3. Как осуществляется защита воздушных и кабельных линий?
Тема 4.3 Управление, сигнализация и учет электроэнергии
Щиты управления. Их назначение и виды. Аппаратура управления. Системы сигнализации и блокировки. Виды учета электроэнергии в электроустановках. Требования к учету активной и реактивной энергии. Схемы включения счетчиков. Приборы и автоматизированные системы учета электроэнергии. Меры по экономии электрической энергии.
Методические указания
Для управления и контроля за работой электрооборудования электростанций и подстанций устройства дистанционного управления и сигнализации, измерительные приборы , аппараты релейной защиты и автоматики размещают на щитах управления (ЩУ) и диспетчерских пунктах.
Щиты управления располагают в общем (вместе с другим оборудованием) или специально отведенном помещении.
Щиты управления состоят из отдельных панелей, на лицевой стороне которых установлены рукоятки ключей дистанционного управления, сигнальные устройства, измерительные приборы. Панели располагают так, чтобы облегчить наблюдение за установленными приборами.
Для управления системой электроснабжения на диспетчерских пунктах предприятия устанавливают диспетчерские щиты, на которых размещается мнемоническая схема системы электроснабжения или отдельного его объекта, а также аппаратура управления и сигнализации.
Дистанционное управление – это управление на расстояние нескольких сот метров, производится оператором, подающим команду с поста или щита управления путем замыкания специальным ключом
цепи управления приводом выключателя, разъединителя или двигателя.
Контроль состояния изоляции в сети переменного тока.
В сетях с глухозаземленной нейтралью напряжением 380/220 В, 660/380 В, 110 кВ и выше замыкание одной из фаз на землю является коротким замыканием и автоматически отключается защитой. Поэтому в таких сетях не предусматривается устройств, контролирующих состояние изоляции.
В сетях с малым током замыкания на землю, т.е. с не заземленными нейтралями сети при повреждениях не отключаются и могут работать до 2 часов. Длительная работа с замкнутой на землю фазой опасна, т.к. при пробое на землю изоляции другой фазы в сети возникает междуфазное к.з. со всеми вытекающими последствиями. Поэтому в сетях с малым током замыкания на землю предусматривают специальные устройства для контроля состояния изоляции относительно земли.
Контроль состояния изоляции сети постоянного тока.
Пробой изоляции относительно земли в двух точках сети постоянного тока может привести к образованию обходных цепей в оперативной цепи защиты и ложным отключениям оборудования. Поэтому установки постоянного тока на подстанциях оборудуются устройствами контроля состояния изоляции.
Учет и контроль электроэнергии
Расчетным учетом электроэнергии
называется учет выработанной, а также отпущенной потребителям электроэнергии для денежного расчета за нее. Счетчики, устанавливаемые для расчетного учета, называются расчетными
(класса 2), с классом точности измерительных трансформаторов – 0,5.
Техническим (контрольным) учетом электроэнергии
называется учет для контроля расхода электроэнергии электростанций, предприятий, зданий, квартир. Счетчики, устанавливаемые для технического учета, называются контрольными
счетчиками (класса 2,5) с классом точности измерительных трансформаторов -1.
Требования, предъявляемые к контрольным счетчикам в отношении класса точности, значительно ниже, чем требования к расчетным счетчикам, т.к. по контрольным счетчикам не производят денежных расчетов.
Допускается установка контрольных счетчиков технического учета на вводе предприятия, если расчетный учет с ним ведется по счетчикам, установленным на подстанциях энергосистем.
Схемы контроля состояния изоляции в сетях постоянного и переменного тока изучите по [1 стр.238-239; 4 стр.314-317].
Схемы включения счетчиков электроэнергии изучите по [4 стр.317-322; 3 стр.489-492].
Литература
[1 стр.233-246; 2 стр.382-406; 3 стр.475-490; 4 стр.308-321]
Вопросы для самоконтроля
1. Объясните принцип работы схемы контроля состояния изоляции в сетях переменного тока
2. Объясните принцип работы схемы контроля состояния изоляции в сетях постоянного тока
3. Что называется техническим учетом электроэнергии?
4. Что называется расчетным учетом электроэнергии?
Тема 4.4 Автоматизация систем электроснабжения
Виды, назначение устройств автоматики в системах электроснабжения, основные требования к ним. Принципиальные схемы автоматического включения резерва (АВР)Г автоматического повторного включения (АПВ). Автоматической частотной разгрузки (АЧР) и автоматической разгрузки по току (APT).
Методические указания
К устройствам сетевой автоматики относятся устройства автоматического повторного включения (АПВ), автоматического включения резервного питания и оборудования (АВР), автоматической разгрузки по частоте и по току (АЧР и АРТ). Основные требования, предъявляемые к ним, являются простота и надежность.
Автоматическое включение резерва АВР
должно предусматриваться для всех ответственных потребителей, поэтому на подстанциях, питающих потребители I-й категории, АВР является обязательным. Пуск в действие АВР может осуществляться реле минимального напряжения, контролирующим напряжение на отдельных секциях шин, или совместным действием этого реле и реле понижения частоты, что обеспечивает действие АВР в пределах 0,2 – 1 с после прекращения питания. Время действия АВР должно уменьшаться в направлении от потребителей к источнику питания и согласовываться с временем действия защит линий, отходящих от сборных шин резервируемой установки.
Успешное и эффективное действие АВР обеспечивается при достаточной мощности резервного источника питания.
Автоматическое повторное включение (АПВ).
Всякое короткое замыкание в сети сопровождается действием соответствующей защиты и отключением линии, что приводит к перерыву электроснабжения объектов. Однако в ряде случаев возникающие короткие замыкания носят кратковременный характер, нарушенная изоляция восстанавливается, например, при поверхностных разрядах на изоляторах, при кратковременном перекрытии проводов воздушных линий. Чтобы быстрее восстановить электроснабжение объектов, применяется АПВ. Наибольшее применение имеют однократные трехфазные АПВ, когда включение производится повторно один раз всеми тремя фазами.
Различают два вида АПВ – механическое и электрическое. Механическое АПВ применяется на ручных пружинах и грузовых приводах; электрическое – на любых приводах с дистанционным управлением с помощью специальных реле заводского изготовления.
Устройства АПВ, так же как и устройства АВР, выполняют на постоянном и переменном оперативном токах. АПВ, выполненные на постоянном оперативном токе, применяют для выключателей с электромагнитным и пневматическим приводами, а на переменном оперативном токе – для выключателей с грузовыми и пружинными приводами.
Автоматическая разгрузка по частоте (АЧР).
Нарушение баланса между мощностью, вырабатываемой генераторами электростанции или энергосистемы, и мощностью, требуемой промышленными предприятиями, приводит к изменению частоты тока в электрической сети.
Устройства АЧР действуют при снижении частоты сети ниже допустимой и применяются для поддержания частоты на необходимом уровне.
Существует два метода АЧР: по абсолютному значению частоты и по скорости изменения частоты.
Первый метод АЧР применяют в системе электроснабжения промышленных предприятий. Он заключается в срабатывании реле частоты РЧ при определенном ее значении, задаваемом энергосистемой, что приводит к отключению части потребителей через промежуточное реле РП.
Второй метод АЧР с отключением потребителей в определенной очередности применяется обычно в энергосистемах.
Автоматическая разгрузка по току (АРТ).
Эта разгрузка применяется, когда при нарушении питания на одной линии или трансформаторе нагрузка переключается на другую линию или трансформатор, но их пропускная способность не покрывает всей нагрузки, даже с учетом допустимой перегрузки.
А этом случае в схемах АРТ используют токовые реле типа РТ-80 или РТ-40 и реле времени типа ЭВ с отстройкой срабатывания указанных реле от кратковременных перегрузок и токов самозапуска электродвигателей.
Автоматизация работы компенсирующих устройств.
Чтобы обеспечить экономичную работу компенсирующих устройств, применяют автоматическое регулирование мощности конденсаторных батарей, которое может осуществляться в функции тока нагрузки, времени суток, напряжения и коэффициента мощности.
Автоматическое регулирование в функции тока нагрузки применяют на подстанциях с резко меняющейся нагрузкой. Пусковым органом в них являются токовые реле, настроенные на токи срабатывания при максимальной и минимальной нагрузках, при которых производится соответствующее включение или отключение всей или части конденсаторной батареи.
Автоматическое регулирование в функции времени суток применяют при большом числе потребителей с разнохарактерной нагрузкой при некотором установившемся графике. Пусковым органом в них являются контакты электрических часов, установленных на определенное время включения и отключения части конденсаторной батареи, что обеспечивает многоступенчатое регулирование мощности батареи.
Автоматическое регулирование в зависимости от напряжения на шинах подстанции применяют, когда кроме повышения коэффициента мощности требуется также поддерживать напряжение потребителей на уровне номинального. Такое регулирование имеет наибольшее применение на подстанции промышленных предприятий.
Со схемами автоматизации систем электроснабжения рекомендуется ознакомиться в нижеперечисленной литературе.
Литература
[1 стр.290-308; 2 стр.374-382; 3 стр.464-474; 4 стр.322-338]
Вопросы для самоконтроля
1. Какие требования предъявляются к схемам АВР?
2. Назовите два метода АЧР? Какой метод применяют чаще всего и почему?
3. В чем заключается принцип автоматизации работы компенсирующего устройства?
Раздел 5. Элементы техники высоких напряжений в системах элек троснабжения
Тема 5.1 Испытание изоляции высоковольтного электрооборудования в электрических сетях
Назначение, объем и нормы испытания изоляции различных видов высоковольтного электрооборудования. Источники питания и аппаратура для испытания изоляции электрооборудования.
Методические указания
Передача больших мощностей на значительные расстояния по линиям электропередачи связана с применением высоких напряжений, что позволяет снизить ток в электрических сетях, уменьшить сечение проводов и потери в линиях.
Увеличение стоимости электроустановок и линий передачи высоких напряжений определяется в основном удорожанием изоляции. Напряжение, воздействующее на изоляцию в рабочем режиме, характеризуется номинальным напряжением электроустановок и сетей. Однако, при резких изменениях рабочего режима (к.з., отключение линий), а также при разрядах молнии в токоведущие части на изоляцию электроустановок и сетей воздействуют напряжения, значительно превышающие номинальные напряжения. Чтобы изоляция могла надежно работать при возникновении таких повышенных напряжений (перенапряжений), она должна быть изготовлена на напряжения более высокие, чем номинальные. Эти напряжения называются испытательными напряжениями изоляции
и определяют электрическую прочность или уровень изоляции.
Изоляцию высоковольтного оборудования и сетей испытывают в специальных лабораториях высокого напряжения, оборудованных испытательными установками высокого напряжения промышленной частоты, высокой частоты, постоянного тока высокого напряжения и др.
При испытании изоляции высоковольтного оборудования необходимо:
1. провести осмотр объекта. Если в результате осмотра будут выявлены дефекты оборудования, то испытания следует производить только после устранения указанных дефектов;
2. измерения производить при температуре не ниже 5º С.
Изоляция считается выдержавшей испытания, если не произошло пробоя или перекрытия изоляции, а также не отмечено по показаниям приборов или по наблюдениям повреждение изоляции.
Объем и нормы испытаний электрооборудования должны соответствовать руководящим указаниям.
Литература
[3 стр.491-498;4 стр. 339-350].
Вопросы для самоконтроля
1.Какие факторы влияют на старение изоляции?
2. С какой целью и каким образом измеряют угол диэлектрических потерь?
3. Назовите минимально допустимое значение сопротивления изоляции обмоток контакторов и автоматов напряжением до 1 кВ.
Тема 5.2 Перенапряжения и защита от перенапряжения
Общие сведения о перенапряжении. Виды перенапряжения. Защита электрооборудования и электрических сетей от перенапряжения. Молниезащита зданий и сооружений. Защита воздушных линий тросами.
Методические указания
Перенапряжением
называется всякое повышение напряжения до величины, опасной для изоляции электроустановки, рассчитанной на рабочее напряжение.
Перенапряжения в электрических установках подразделяются на внутренние и атмосферные.
Внутренние перенапряжения
. К ним относятся режимные, коммутационные и дуговые перенапряжения.
Режимные
перенапряжения возникают в ЭУ при изменениях их режима работы, например при отключении короткого замыкания, резких изменениях нагрузки, что сопровождается выделением запасенной в установке энергии. Эта энергия определяет кратность перенапряжения, представляющую собой отношение величин амплитуд перенапряжения и рабочего напряжения.
Коммутационные
перенапряжения вызываются разрывом цепи переменного тока, содержащей индуктивности и емкости, например при отключении токов холостого хода трансформаторов, асинхронных двигателей, линий электропередач.
Дуговые
перенапряжения могут возникнуть в установках выше 1 кВ при однофазных замыканиях на землю; их величина превышает в 4-4,5 раза номинальное напряжение.
Атмосферные
перенапряжения. Они возникают вследствие воздействия на электроустановки грозовых разрядов. В отличие от коммутационных они не зависят от величины рабочего напряжения ЭУ. Атмосферные перенапряжения подразделяют на индуцированные перенапряжения и перенапряжения от прямого удара молнии.
Индуцированные
перенапряжения возникают при грозовом разряде вблизи ЭУ и ЛЭП за счет индуктивных влияний. При индуцированных перенапряжениях в ЭУ, использующих тросы, амплитуда перенапряжения не превосходит 300-400 кВ. Поэтому они опасны для ЭУ с рабочим напряжением до 35 кВ и не опасны для установок 110 кВ и выше.
Перенапряжения от прямого удара молнии
наиболее опасны. Измерения показывают, что токи молнии изменяются в пределах 10-250 кА, чаще всего составляют 25 кА. Скорость изменения тока молнии (крутизна) различна. Обычно для расчетов берут 50 кА/мкс при амплитуде тока 200 кА.
Для защиты ЭУ от атмосферных перенапряжений применяют молниеотводы, защитные тросы, разрядники и защитные промежутки.
Разрядник разряжает волну перенапряжения на землю с последующим немедленным восстановлением нормальной изоляции сети по отношению к земле. Разрядники подразделяются на трубчатые и вентильные.
Трубчатые разрядники
применяют на линиях электропередач для защиты линейной изоляции от атмосферных перенапряжений. Они состоят из последовательно соединенных внешнего и внутреннего искровых промежутков.
Когда напряжение на разряднике в результате разряда молнии превышает установленное значение, искровые промежутки пробиваются и через разрядник проходит ток грозового разряда к заземлителю. При этом величина перенапряжения уменьшается. Одновременно через разрядник проходит ток короткого замыкания рабочей частоты, вызывающий образование в трубке электрической дуги. Под действием высокой температуры дуги стенки трубки бурно выделяют большое количество газов. Газы вырываются из трубки под давлением 100-150 ат и выдувают дугу. Дуга гасится в течение 1-2 периодов, после чего установка вновь может работать.
Вентильные разрядники.
Они служат для защиты от атмосферных перенапряжений. При определенном значении перенапряжения искровые промежутки пробиваются и напряжение волны снижается. Пробой обычно происходит на всех трех фазах и при срабатывании разрядника вслед за импульсным током протекает сопровождающий ток рабочей частоты. Поскольку напряжение сети значительно меньше величины перенапряжения, сопротивление вилитовых дисков резко увеличивается, ток уменьшается до небольшой величины и в первый же период при переходе через нулевое значение прекращается. Из-за волны перенапряжения сопротивление вилитовых дисков при срабатывании разрядника значительно снижается и поэтому не не препятствует прохождению тока молнии в землю через заземлитель.
Молниеотвод защищает сооружение от прямых ударов молнии. Стержневой молниеотвод представляет собой высокий столб с проложенным вдоль него стальным проводом, соединенным с заземлителем. Тросовый молниеотвод – заземленный в нескольких точках провод, расположенный над проводами линии электропередачи.
Все здания подразделяются на три категории молниезащиты.
I – производственные здания и сооружения со взрывоопасными помещениями класса В-I, В-II.
II – другие здания и сооружения со взрывоопасными помещениями, не относимые к I категории.
III- все остальные здания и сооружения, в том числе и пожароопасные помещения.
Молниезащита зданий и сооружений I и II категорий выполняется от прямых ударов молнии отдельно стоящими молниеотводами (стержневыми) и тросовыми молниеотводами, обеспечивающими требуемую зону защиты.
Молниезащита зданий и сооружений III категории выполняется молниеприемной сеткой, расположенной на покрытии здания. Сетка выполняется круглой сталью (арматурой) с ячейками размером 12 х 12 м или 6 х 24 м.
Сопротивление заземлителя для молниезащиты
I и II категории – 10 Ом;
III категории – 20 Ом.
При расчете молниеотводов учитывается необходимость получения определенной зоны защиты, которая представляет собой пространство, защищаемое от прямых ударов мо
Для одиночного стержневого молниеотвода при высоте молниеотвода менее 60 м радиус защиты определяется
,
Где h- высота молниеотвода, м; hx
– высота защищаемого объекта, м.
Наибольший радиус защиты получается на поверхности земли, где
Rx
= 1,5 h при угле защиты ά = 40º.
Для тросового молниеотвода при высоте подвеса защищаемых проводов менее 30 м
Зона защиты при этом представляет собой полосу шириной 2rx
при защищаемом угле троса 25-30º.
Литература
[1 стр.309-317; 2 стр.408-425; 3 стр.499-508% 4 стр.350-357]
Вопросы для самоконтроля
1.Как подразделяются внутренние перенапряжения и причины их возникновения?
2. Перечислите виды разрядников и поясните принцип их действия.
3. Область применения стержневых и тросовых молниеотводов.
4. Как выполняется молниезащита III категории?
5. Как определяется радиус зоны защиты молниеотвода? От каких величин он зависит?
Задание для домашней контрольной работы
В домашней контрольной работе необходимо решить три задачи и ответить на два теоретических вопроса.
Вариант контрольной работы определяется номером учащегося по списку в учебном журнале.
Задача 1. Рассчитать электрические нагрузки групп электроприемников методом упорядоченных диаграмм показателей графиков электрических нагрузок. Исходные данные для расчета электрических нагрузок приведены в таблице 1
Таблица 1
| Номер варианта |
Данные электроприемников
|
|||
| Руст
|
Ки
|
cosj |
tgj |
|
| 1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
| 1 |
18,5; 0,75; 7,56; 11 |
0,14 |
0,6 |
1,33 |
| 2,2; 4,0; 0,37; 1,5 |
0,65 |
0,8 |
0,75 |
|
| 2 |
15,3; 3,7; 8,75; 3,0 |
0,14 |
0,6 |
1,33 |
| 8,2; 14,3; 22 |
0,65 |
0,8 |
0,75 |
|
| 3 |
16,1; 7,2; 3,0; 5,5; 10,1 |
0,14 |
0,6 |
1,33 |
| 7,3; 2,8; 14,2 |
0,65 |
0,8 |
0,75 |
|
| 4 |
19,7; 5,0; 6,1; 21,5; 2,2 |
0,14 |
0,6 |
1,33 |
| 9,3; 12,0; 27,4; 13 |
0,65 |
0,8 |
0,75 |
|
| 5 |
24,5; 16,1; 7,3; 4,5; 0,7 |
0,14 |
0,6 |
1,33 |
| 10,5; 8,2; 3,16; 24,3 |
0,65 |
0,8 |
0,75 |
|
| 6 |
18,5; 0,75; 7,5; 13; 2,0 |
0,14 |
0,6 |
1,33 |
| 7,0; 12,6; 3,5; 5,5 |
0,65 |
0,8 |
0,75 |
|
| 7 |
17,4; 7,6; 4,9; 10,3 |
0,14 |
0,6 |
1,33 |
| 9,5; 13,6; 22,6; 2,2 |
0,65 |
0,8 |
0,75 |
|
| 8 |
8,2; 14,3; 8,7; 0,4; 5,3 |
0,14 |
0,6 |
1,33 |
| 2,2; 7,7; 24,1; 13,5 |
0,65 |
0,8 |
0,75 |
|
| 9 |
19,3; 1,16; 8,3; 14,3 |
0,14 |
0,6 |
1,33 |
| 6,5; 2,3; 16; 0,8 |
0,65 |
0,8 |
0,75 |
|
| 10 |
13,5; 3,7; 19; 4,0 |
0,14 |
0,6 |
1,33 |
| 10,75; 12,6; 0,95; 7,3 |
0,65 |
0,8 |
0,75 |
|
| 11 |
11,6; 31; 20,3; 4,8 |
0,14 |
0,6 |
1,33 |
| 10,3; 6,7; 4,2; 18,2 |
0,65 |
0,8 |
0,75 |
|
| 12 |
17,5; 7,5; 8,4; 4,3 |
0,14 |
0,6 |
1,33 |
| 3,0; 4,12; 10,8; 0,9 |
0,65 |
0,8 |
0,75 |
|
| 13 |
14,3; 6,5; 9,3; 17 |
0,14 |
0,6 |
1,33 |
| 4,3; 7,0; 0,75; 2,18 |
0,65 |
0,8 |
0,75 |
|
| 14 |
16,5; 7,3; 9,3; 4,9; 1,2 |
0,14 |
0,6 |
1,33 |
| 6,8; 12,4; 26; 4,3 |
0,65 |
0,8 |
0,75 |
|
| 15 |
1,6; 3,9; 24,3; 16,5 |
0,14 |
0,6 |
1,33 |
| 20,7; 16,4; 7,2; 3,0; 11,4 |
0,65 |
0,8 |
0,75 |
|
Продолжение таблицы 1
| 1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
| 16 |
13,7; 22,4; 3,9; 6,8 |
0,14 |
0,6 |
1,33 |
| 11; 30,2; 5,8; 3,1 |
0,65 |
0,8 |
0,75 |
|
| 17 |
18,1; 24,3; 10,3 8,8; 3,3 |
0,14 |
0,6 |
1,33 |
| 20,6; 3,7; 18,2; 9,6 |
0,65 |
0,8 |
0,75 |
|
| 18 |
8,75; 11,3; 14,3; 7,5; 5,5 |
0,14 |
0,6 |
1,33 |
| 9,1; 7,6; 21,1; 2,3 |
0,65 |
0,8 |
0,75 |
|
| 19 |
10,75; 8,7; 7,5; 16,5 |
0,14 |
0,6 |
1,33 |
| 8,1; 14,5; 4,4; 8,1 |
0,65 |
0,8 |
0,75 |
|
| 20 |
12,8; 6,8; 13,6; 2,8 |
0,14 |
0,6 |
1,33 |
| 17,4; 7,7; 4,2; 25,1 |
0,65 |
0,8 |
0,75 |
Задача 2. Выбрать сечение распределительной сети к электроприемнику и осуществить защиту электрической сети плавкими предохранителями.
Выбор электрической сети произвести по допустимому нагреву током нагрузки. Выбранное сечение согласовать с током защитного аппарата. Условия пуска электроприемников нормальные.
Данные электроприемников приведены в таблице 2
Таблица 2
| Номер варианта |
Данные электроприемников
|
|||
| Номинальная мощность, Рн
|
cosj |
КПД |
Iп
|
|
| 1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
| 1 |
2,2 |
0,87 |
83 |
6,5 |
| 2 |
11 |
0,9 |
88 |
7,0 |
| 3 |
18,5 |
0,92 |
88,5 |
7,0 |
| 4 |
3,0 |
0,88 |
84,5 |
6,5 |
| 5 |
15 |
0,91 |
88 |
7,0 |
| 6 |
7,5 |
0,88 |
87,5 |
7,5 |
| 7 |
30 |
0,9 |
90,5 |
7,5 |
| 8 |
37 |
0,89 |
90 |
7,5 |
| 9 |
4,0 |
0,89 |
86,5 |
7,5 |
| 10 |
5,5 |
0,91 |
87,5 |
7,5 |
| 11 |
45 |
0,9 |
91 |
7,5 |
| 12 |
23,5 |
0,87 |
82,3 |
6,0 |
| 13 |
16,2 |
0,84 |
87 |
6,5 |
| 14 |
17,3 |
0,83 |
85,5 |
7,0 |
| 15 |
13,5 |
0,88 |
86,5 |
7,0 |
| 16 |
10,5 |
0,87 |
85 |
6,5 |
| 17 |
14 |
0,86 |
89 |
7,0 |
| 18 |
17,4 |
0,89 |
90 |
7,5 |
| 19 |
12,5 |
0,86 |
89 |
7,0 |
| 20 |
7,0 |
0,87 |
88,5 |
6,5 |
Задача 3. Выполнить расчет токов короткого замыкания в системе электроснабжения и произвести проверку питающего кабеля КТП на термическую стойкость к токам КЗ
Рисунок 1 – Расчетная схема к задаче 3
Таблица 3
| Номер варианта |
Sн генератора
МВА |
L1
|
Uн1
, кВ |
Uн2
кВ |
Sн т-ра
МВА |
L2,км
|
Sн КТП,
кВА |
| 1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
| 1 |
150 |
25 |
115 |
10,5 |
40 |
1,5 |
160 |
| 2 |
125 |
50 |
115 |
10,5 |
63 |
0,85 |
400 |
| 3 |
155 |
35 |
37 |
6,3 |
25 |
1,0 |
250 |
| 4 |
150 |
30 |
115 |
6,3 |
25 |
1,5 |
400 |
| 5 |
240 |
70 |
115 |
10,5 |
63 |
0,7 |
630 |
| 6 |
175 |
40 |
37 |
10,5 |
40 |
0,8 |
630 |
| 7 |
250 |
25 |
115 |
10,5 |
25 |
0,9 |
400 |
| 8 |
215 |
80 |
115 |
10,5 |
40 |
1,0 |
250 |
| 9 |
175 |
30 |
115 |
6,3 |
16 |
1,2 |
400 |
| 10 |
150 |
25 |
37 |
10,5 |
40 |
1,0 |
630 |
| 11 |
240 |
50 |
115 |
10,5 |
25 |
0,8 |
630 |
| 12 |
220 |
70 |
115 |
10,5 |
25 |
0,75 |
400 |
| 13 |
220 |
20 |
115 |
6,3 |
63 |
0,75 |
250 |
| 14 |
155 |
35 |
115 |
10,5 |
40 |
1,1 |
160 |
| 15 |
135 |
40 |
115 |
10,5 |
16 |
0,9 |
250 |
| 16 |
180 |
70 |
115 |
10,5 |
63 |
1,5 |
630 |
| 17 |
175 |
85 |
115 |
10,5 |
40 |
1,8 |
400 |
| 18 |
215 |
70 |
115 |
10,5 |
40 |
2,4 |
400 |
| 19 |
250 |
25 |
37 |
6,3 |
16 |
1,0 |
250 |
| 20 |
185 |
35 |
115 |
10,5 |
63 |
0,9 |
630 |
Задание 4. Ответить на теоретические вопросы
Вариант 1
1. Основные направления развития энергетики.
2. Требования к устройствам АВР. Вычертить схему АВР секционного выключателя с пружинным приводом в сети напряжением свыше 1 кВ.
Вариант 2
1. Описать типы электростанций и их особенности.
2. Вычертить схему АВР секционного выключателя напряжением до 1 кВ. Как достигается однократность АВР в схеме?
Вариант 3
1. Структура и назначение энергетических систем ЕЭС.
2. Вычертить схему автоматического одноступенчатого управления батареей конденсаторов по напряжению. Описать принцип действия схемы при снижении напряжения сети.
Вариант 4
1. Радиальные схемы цеховых эл.сетей напряжением до 1 кВ (особенности схем, область применения, конструктивное выполнение)
2. Вычертить схему электрических соединений подстанции с двумя трансформаторами напряжением 110/10 кВ.
Вариант 5
1. Магистральные схемы цеховых электрических сетей (особенности схем, область применения, конструктивное выполнение).
2. Вычертить схему защиты высоковольтного асинхронного электродвигателя Рн
= 2000 кВт.
Вариант 6
1. Схемы городских питающих сетей 6 или 10 кВ.
2. Виды защит силовых трансформаторов ГПП напряжением 110-35/10-6 кВ мощностью более 10 мВА. Принцип действия продольной дифференциальной защиты тр
Вариант 7
1. Компенсация реактивной мощности. Средства и способы компенсации.
2. Схемы электрических сетей напряжением 6-10 кВ промышленных предприятий.
Вариант 8
1. Построение картограммы нагрузок. Назначение и область применения АПВ..
2. Требования к устройствам АПВ. Привести схему АПВ
Вариант 9
1. Виды коротких замыканий, причины их возникновения.
2. Виды защит силовых трансформаторов напряжением 6-10/0,4-0,23 кВ цеховых подстанций.
Вариант 10
1. Виды перенапряжений в электрических сетях.
2. Схема АВР секционного контактора для трансформаторов
Вариант 11
1. Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых п/ст.
2. Релейная защита параллельных линий
Вариант 12
1. Молниезащита зданий и сооружений 1 и 2 категории.
2. Схема максимальной направленной защиты.
Вариант 13
1. Молниезащита зданий и сооружений 3 категории.
2. Физическая сущность короткого замыкания в электрических сетях.
Вариант 14
1. Термическое и электродинамическое действие токов короткого замыкания.
2. Система учета и контроля в электрических сетях.
Вариант 15
1. Методы расчета токов КЗ в электрических сетях.
2. Назначение защитных заземлений и занулений.
Вариант 16
1. Расчет заземляющего трансформаторной подстанции
1. Условие выбора высоковольтных аппаратов и токоведущих частей.
Вариант 17
1. Графики электрических нагрузок, область их применения.
3. Основное оборудование эл. станций и подстанций
Вариант 18
1. Классификация электроприемников промышленных предприятий
2. Схемы автоматической разгрузки по току и частоте.
Вариант 19
1. Расчет электрических нагрузок осветительных сетей.
2. Виды разрядников, их конструктивное исполнение.
Вариант 20
1. Конструктивное выполнение цеховых электрических сетей.
2. Потери напряжения в электрических сетях, расчет эл. сетей по потере напряжения.
Экзаменационные вопросы по дисциплине «Электроснабжение предприятий и гражданских зданий»
1. Типы электрических станций и режимы их работы
2. Принцип действия и устройство тепловых электростанций
3. Влияние электрических станций на окружающую среду
4. Распределение электроэнергии в системе народного хозяйства. Шкала стандартных напряжений при передаче электроэнергии напряжением выше 1 кВ
5. Режимы нейтрали электроустановок
6. Классификация электроприемников. Номинальные напряжения электроустановок напряжением до 1кВ
7. Классификация электроприемников по требуемой степени надежности электроснабжения
8. Конструктивное выполнение электрических сетей
9. Графики электрических нагрузок
10. Коэффициенты, характеризующие работу электроприемников
11. Методы расчета электрических нагрузок в электроустановках до 1 кВ
12. Расчетные коэффициенты и их применение при определении электрических нагрузок
13. Расчет электрических нагрузок методом упорядоченных диаграмм
14. Расчет электрических нагрузок от однофазных электроприемниов
15. Определение расчетных нагрузок осветительных установок
16. Приближенные методы расчета электрических нагрузок
17. Выбор сечения проводников по допустимому нагреву электрическим током
18. Понятие о потере, отклонении и падении напряжения в электрических сетях
19. Построение векторной диаграммы падения напряжения
20. Определение потери напряжения в 3-х фазной сети
21. Компенсация реактивной мощности
22. Расчет мощности компенсирующих устройств реактивной мощности
23. Размещение компенсирующих устройств в системах электроснабжения
24. Защита электрических сетей напряжением до 1 кВ
25. Характеристики защитных аппаратов. Понятие об избирательности защиты (селективность)
26. Защита электрических сетей напряжением до 1 кВ плавкими предохранителями
27. Защита электрических сетей напряжением до 1 кВ автоматическими выключателями
28. Проверка электрических сетей на соответствие выбранному аппарату токовой защиты
29. Выбор электромагнитных пускателей
30. Схемы и конструктивное выполнение электрических сетей напряжением выше 1 кВ
31. Выбор сечения проводников по экономической плотности тока
32. Основное электрооборудование станций и подстанций
33. Построение картограммы нагрузок. Определение условного центра электрических нагрузок
34. Основное оборудование станций и подстанций
35. Применение комплектных подстанций с камерами КСО и КРУ
36. Расчет электрических нагрузок напряжением выше 1кВ
37. Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанции
38. Короткие замыкания в электрических сетях. Физическая сущность процесса короткого замыкания
39. Определение сопротивления отдельных элементов цепи короткого замыкания
40. Расчет токов короткого замыкания в относительных единицах
41. Расчет токов короткого замыкания в сетях напряжением до 1 кВ
42. Электродинамическое действие токов короткого замыкания
43. Термическое действие токов КЗ
44. Выбор токоведущих частей РУ и силовых кабелей с учетом действия токов КЗ
45. Выбор высоковольтного электрооборудования с учетом действия токов КЗ
46. Назначение защитного заземления и зануления. Классификация электроустановок в отношении мер безопасности
47. Заземляющие устройства и заземлители. Допустимые сопротивления растеканию тока защитных заземлителей в электроустановках различных напряжений с учетом режима нейтрали
48. Понятие о релейной защите. Классификация реле
49. Максимально токовая защита
50. Направленная максимально токовая защита
51. Релейная защита кабельных и воздушных линий
52. Релейная защита силовых трансформаторов
53. Схемы соединения вторичных обмоток трансформаторов тока, применяемых в схемах релейной защиты
54. Поперечная дифференциальная токовая защита
55. Продольная дифференциальная токовая защита
56. Учет электроэнергии в электроустановках
57. Схемы включения счетчиков электроэнергии
58. Назначение устройств автоматики в системах электроснабжения
59. Автоматическая частотная разгрузка (АЧР), автоматическая разгрузка по току (АРТ)
60. Автоматическое включение резерва (АВР), автоматическое повторное включение (АПВ)
61. Общие сведения о перенапряжениях. Виды перенапряжений
62. Защита электрооборудования и электрических сетей о перенапряжений
63. Молниезащита зданий и сооружений
64. Молниезащита I категории
65. Молниезащита II и III категорий