Билет №7

1. Характеристики и типы трансформаторов, компоновки цеховых ТП.

2. Расчет сетей напряжением выше 1000 В по рабочим и аварийным режимам.

Билет №8

1. Конструкция и компоновки РП и ГПП, ЦРП. Комплектные распределительные устройства КРУ, КРУН, КСО.

2. Выбор мощности компенсирующих устройств и их вида на основе нормативных документов.

Билет№9

Общие принципы построения схем электроснабжения промышленных предприятий.

Расчет электрической сети напряжением до 1кВ по условиям термической стойкости к токам короткого замыкания.

Этим расчетом производится проверка выбранного проводника на его термическую стойкость (устойчивость) к токам КЗ.

Для этого расчета необходимо знать:

- действительное время протекания тока КЗ, равное t = t_защ + t_выкл, где t_защ - время действия защиты и выключающего аппарата, t_выкл ;

- установившееся значение тока КЗ, I_ ;

- сверхпереходное значение тока КЗ, I” ;

- приведенное время t_пр, в течение которого I_ выделяет то же количество тепла, что и изменяющийся во времени ток КЗ за действительное время t.

Приведенное время t_пр определяется составляющими времени периодической t_прп и апериодической t_пра составляющих тока КЗ:

t_пр = t_прп + t_пра .

Значение t_прп при действительном времени t < 5 с находится по кривым зависимости t_{прп =} f(”) (рис. 4.1), где ” = I”/ I_ .

Приведенное время апериодической составляющей тока КЗ

t_пра = 0,005 ”² .

При действительном времени t < 1 с величину t_пра не учитывают.

Сечение кабеля на термическую стойкость по трехфазному КЗ проверяется по формуле

(4.5)

где C - коэффициент, соответствующий разности выделенной теплоты в проводнике после и до КЗ. Для кабелей с медными жилами C = 141, с алюминиевыми – C = 85.

Билет№10

Причины и значение проведение мероприятий по компенсации реактивной мощности.

Для выяснения причин проведения этих мероприятий необходимо ответить на вопрос: от чего зависят величины напряжения, устанавливающиеся в узлах нагрузки энергосистемы и у электроприемников?

Известно, что активная и реактивная мощности в сети, питающей ЭП, зависят от частоты и напряжения на зажимах этих ЭП.

Хотя в действительности между значениями частоты в энергосистеме и значениями напряжения в ее узлах существует некоторая связь, при изложении будем для упрощения считать, что значение частоты является постоянным и зависимость между частотой и напряжением отсутствует. На рис.6.1 изображены зависимости P = f(U) и Q = f(U) для какой-то узловой точки сети. Эти зависимости называют статическими характеристиками нагрузки по напряжению. Приведенные на рис. 6.1 зависимости соответствуют смешанной нагрузке, состоящей из силовой (АД) и осветительной.

Из этого рисунка видно, что в области нормальных значений U , лежащих вправо от U_кр , каждому значению напряжения соответствует только одна определенная величина нагрузки.

Е сли на рис. 6.1 горизонтальная прямая Р_н характеризует поступление мощности в рассматриваемый узел (подстанцию) от электростанции системы, то пересечение ее с характеристикой нагрузки P = f(U) определяет уровень напряжения U_н , который может установиться у ЭП при наличии источников, способных выдать в тот же узел Q_н .

При отсутствии таких источников напряжение U_п в рассматриваемом узле сети не может быть установлено. Следовательно, на вопрос, поставленный в этом разделе, может быть дан следующий ответ: величина напряжения в узле нагрузки зависит от наличия в сети необходимых источников реактивной мощности.

В случае, если мощность этих источников недостаточна для покрытия нагрузки при заданном напряжении, произойдет снижение напряжения. При этом в соответствии с рис.6.1 понизятся и величины нагрузки до тех значений, которые может обеспечить источник питания.

Соответствие между Q , потребной для поддержания той или иной величины напряжения, и мощностью имеющихся ИП может быть выявлено путем составления баланса реактивной мощности, а именно:

Q_г = Q_п + Q _л + Q_Т, (6.2)

где Q_г - суммарная мощность ИП; Q_п - суммарная реактивная нагрузка потребителей; Q _л , Q_Т - соответственно потери мощности в линиях и трансформаторах сети.

Каждому конкретному значению величин этого уравнения соответствует свое значение напряжения. Поясним это на примере (рис. 6.2).

Пусть в какой-то момент времени в установившемся режиме имеет место баланс по Q , которому соответствует напряжение в узле нагрузки U_п. Этому U_п по рис. 6.1 соответствовала нагрузка . Напряжение источника при этом было U_и , причем между U_п и U_и существовала связь

где U - потеря напряжения в сети при нагрузках P_н и Q_н и напряжении U_п ; r и x - активное и реактивное сопротивления сети.

Понизим напряжение ИП до , а напряжение в узле нагрузки до , при этом мощность потребителя уменьшится до . Напряжение на источнике и в месте присоединения нагрузки будут связаны уравнением

,

где - потеря напряжения в сети при нагрузках и и напряжении .

Изменение напряжения на нагрузке произойдет под влиянием двух факторов: снижения напряжения на источнике и изменения потери напряжения в сети. Изменение напряжения в узле нагрузки будет несколько меньше, чем у источника, т.е.

так как зависимости P = f(U) и Q = f(U) нелинейны. Иначе говоря, в связи с изменением нагрузки происходит саморегулирование напряжения U_п в соответствии со статическими характеристиками потребителей.

Это явление называется регулирующим эффектом нагрузки по напряжению. В результате этого эффекта новым значением напряжений и будут соответствовать новые численные значения в уравнении баланса реактивной мощности (6.2).

Из рис. 6.1 видно, что наибольшим регулирующим эффектом по напряжению обладает реактивная мощность, так как зависимость Q = f(U) значительно круче зависимости P = f(U .

Из рис. 6.1 также видно, что регулирующий эффект нагрузки будет проявляться только до некоторого значения напряжения, называемого критическим U_кр. Для промышленных систем U_кр = 75-85%. При U_п  U_кр снижение напряжения вызовет рост реактивной нагрузки потребителя и, как следствие этого, увеличение потерь напряжения в сети U . Рост U , в свою очередь, приведет к дальнейшему снижению U_п. В этом случае возникает неустановившийся переходный процесс снижения напряжения, длящийся несколько секунд и называемый лавиной напряжения, при котором баланс по Q нарушается. В результате происходит нарушение устойчивости нагрузки.

Как следствие этого процесса, происходит остановка и отключение электродвигателей (саморазгрузка потребителя).

При остановке ЭД их реактивный ток возрастает, что приводит к их отключению защитными устройствами. После этого напряжение в сети восстанавливается. Лавина напряжения может возникнуть как во всей энергосистеме, так и в отдельных ее узлах при авариях, вызывающих резкий общий или местный дефицит по Q . Для предотвращения лавины напряжения принимаются специальные меры: создание резерва Q в генераторах электростанций, форсировка возбуждения генераторов, разгрузка их по напряжению и т.п. Следовательно, с точки зрения поддержания необходимого режима напряжения у ЭП дефицит Q является недопустимым.

Из чего складывается величина Q_г в уравнении баланса Q , т.е. приходная часть

В энергосистемах - это генераторы электростанций. Реактивная мощность генератора при номинальных условиях его работы

, (6.3)

где Р_гн - номинальная активная мощность генератора.

С увеличением Q_г сверх номинальной увеличивается размагничивающая реакция якоря.

Для компенсации этого увеличения необходимо увеличить ток возбуждения. Но увеличить его сверх номинального значения нельзя, так как это может привести к перегрузке и перегреву ротора и возбудителя. При номинальном же токе ротора и возросшей реакции якоря полная мощность генератора S_г меньше номинальной, равной S_гн =Р_гн /cos_гн.

В связи с этим активная нагрузка генератора уменьшается не пропорционально уменьшению его cos, а несколько быстрее и при снижении активной нагрузки генератора от него нельзя получить номинальную полную мощность S_гн . Это иллюстрируется зависимостями S , cos и Q генератора от его активной нагрузки, приведенными на рис. 6.3.

Другими источниками реактивной мощности в энергосистемах являются ЛЭП. Линия обладает межпроводной емкостью и каждый провод - емкостью на землю. Под действием приложенного напряжения через эти емкости протекает ток, называемый зарядным током линии I_в, и он опережающий. I_в и напряжение линии U определяют величину зарядной мощности линии Q_в, которая может рассматриваться как Q_в , генерируемая линией. Q_в зависит от напряжения линии, ее длины и конструкции.

ЛЭП является в то же время и потребителем Q , что связано с ее индуктивным сопротивлением. Это сопротивление и напряжение линии определяют величину реактивной мощности  Q_л , называемой потерями Q в линии.

Очевидно, что знаки Q_в и  Q_л будут противоположны. Может быть, что они полностью компенсируют друг друга. Если предположить, что Q_в = Q_л, то в соответствии с уравнением баланса по Q (6.2) генераторы электростанций будут обеспечивать полное покрытие всех реактивных нагрузок потребителей электроэнергии и реактивных потерь в трансформаторах  Q_Т.

 Q_Т численно равны примерно 10% нагрузки этой подстанции S_нагр, а в сетях с несколькими ступенями трансформации потери увеличиваются в n-раз (n - число ступеней трансформации):

 Q_г = 0,1 n  S_нагр. (6.4)

Например, при трех ступенях трансформации  Q_г  30% S_нагр.

Рассмотрим на примере возможность полного покрытия всех реактивных нагрузок и реактивных потерь в трансформаторах за счет генераторов электростанции.

Допустим, что мы имеем сеть с тремя ступенями трансформации, от которой питается нагрузка , причем cos Q = 0,8. Учитывая (6.4), выразим  Q_г через Q_нагр :

Если реактивные потери в линиях полностью компенсированы (Q_в = =Q_л ), то полная реактивная нагрузка генераторов составит

 Q_г=Q_наг +  Q_Т 1,5  Q_нагр =1,5  P_нагр  tg_нагр = 1,125  P_нагр .

Генератор выбран из расчета обеспечения баланса активной мощности и можно считать (пренебрегая Р_сети), что Р_гн = Р_нагр. Пусть cos_гн = 0,8. Тогда Q_гн = Р_гн  tg_гн = 0,75Р_нагр, т.е. Q_гн < Q_ ( ). Отсюда видно, что если генераторы электростанций выбраны из условия баланса активной мощности и работают в номинальном режиме, в системе будет существовать дефицит реактивной мощности Q. Этот дефицит тем больше, чем больше число ступеней трансформации, чем выше cos_нагр и чем больше реактивная нагрузка ЭП.

Возможны два пути снижения или полного устранения дефицита реактивной мощности в системе:

- установка в системе дополнительных генераторов активной мощности;

- снижение реактивной нагрузки генераторов электростанции или компенсация реактивной мощности.

Если пойти по первому пути, то мощность дополнительного генератора, не несущего активной нагрузки (cos_гн = 0,8), будет

Дефицит Q = 0,5  Q_нагр = 0,375  Р_нагр . Из условия Q_г = Q определим необходимую номинальную мощность дополнительного генератора

Таким образом, в этом случае необходимо увеличить мощность генератора примерно на 36-37%.

Второй путь - снижение реактивной нагрузки генераторов или компенсация реактивной мощности - предусматривает проведение двух взаимно дополняющих групп мероприятий снижение потребления Q электроприемниками и установка на предприятии специальных источников Q - компенсирующих устройств. Мероприятия по снижению потребления Q электроприемниками, проводимые на предприятиях (см. раздел 6.4), снижают суммарную реактивную нагрузку обычно не более чем на 10%. Поэтому основным при проведении мероприятий по компенсации Q является установка специальных компенсирующих устройств - источников реактивной мощности (ИРМ). Применение второго пути является предпочтительным с экономической точки зрения, так как специальные компенсирующие устройства, как правило, требуют при том же техническом эффекте меньших капитальных вложений и затрат на эксплуатацию, чем генераторы электростанций.

Ниже подробно будут рассмотрены оба этих мероприятия: снижение потребления реактивной мощности ЭП и компенсация Q на промышленном предприятии собственными ИРМ.

Расчет электрической сети напряжением до 1кВ по условиям нагрева и защиты.

Сечение проводника в основном зависит от величины расчетного тока (I_m ), от того, требуется ли защищать сеть от перегрузки или нет, от температурных условий окружающей среды, характера помещения и типа изоляции проводника. Прежде необходимо выбрать марку проводника, определиться с условиями его прокладки и затем выполнять расчет.

Сечение проводников цеховой сети выбирается по расчетному току нагрузки таким образом, чтобы проводники при токах нагрузки, соответствующих работе в длительном режиме и условиям нормированной для них температуры среды, не перегревались бы сверх допустимых пределов.

Минимально допустимое сечение проводника - такое сечение, при котором проводник, имея начальную температуру, равную максимальной длительно допустимой Q_{дл доп}, нагревается током КЗ до предельно допустимой температуры по условиям термической стойкости.

За расчетный ток нагрузки принимается максимальная токовая нагрузка за получасовой интервал времени I_m , вычисленная по (2.18).

Выбор сечения проводников производится по таблицам ПУЭ «Длительно допустимые нагрузки», при этом должно быть выполнено условие, когда

I_m  I_доп, (4.1)

где I_доп - длительно допустимый ток нагрузки на провода, кабели и шины для данного сечения по ПУЭ.

Значения I_доп для некоторых марок проводок и кабелей приведены в приложении (табл. П4.1) и в 10.

При прокладке нескольких кабелей и более четырех проводов в одной трубе, траншее, лотке, коробе и т.п. в расчетную формулу (4.1) вводится коэффициент К_прокл , поправочный коэффициент на условия прокладки проводов и кабелей

(4.2)

При нормальных условиях (на открытом воздухе, один кабель)

К_прокл = 1,0; в остальных случаях его значение определяется по табл. 1.3.3 ПУЭ. Например, К_прокл = 0,68 - для 5-6 проводов в одной трубе, К_прокл = 0,63 - для 7-9 проводов.

Выбранное сечение проводника по условиям нагрева длительным током проверяется по нагреву током послеаварийного режима I_m.ав (в условиях двухтрансформаторных цеховых ТП и нескольких кабелей одной линии):

(4.3)

где К_пер - коэффициент допустимой кратковременной перегрузки кабелей и проводов.

Выбранное сечение проводника по условиям нагрева должно быть согласовано с аппаратом защиты этого проводника по условию:

(4.4)

где К_з - коэффициент защиты или кратность защиты, т.е. отношение длительно допустимого тока для провода или кабеля к номинальному току или току уставки срабатывания защитного аппарата при перегрузке или КЗ. К_з определяется по табл. 4.1, составленной на основе §§ 3.1.9-3.1.12 ПУЭ; I_з - номинальный ток или ток уставки срабатывания защитного аппарата. Что конкретно принимается за I_з , указано в первом столбце табл. 4.1.

Таблица 4.1

Тип защитного аппарата и значения принимаемого тока защиты Iз	Коэффициент защиты Кз или кратность длительно допустимого тока для сетей
	При обязательной защите от перегрузки
	Провода с резиновой изоляцией или аналогичные по тепловым характеристикам изоляции		Кабели с бумажной изоляцией	Не требующие защиты от перегрузок
	Взрыво- и пожароопасные помещения	Не взрыво- и не пожароопасные помещения
Номинальный ток плавкой вставки предохранителей Iз = Iнвст	1,25	1,0	1,0	0,33
Ток уставки срабатывания автоматического выключателя, имеющего только максимальный мгновенно действующий расцепитель Iз = Iуст при кз	1,25	1,0	1,0	0,22
Номинальный ток расцепителя выключателя с нерегулируемой обратнозависимой от тока характеристикой (независимо от наличия или отсутствия отсечки) Iз = Iнрасц	1,0	1,0	1,0	1,0
Ток трогания расцепителя автоматического выключателя с регулируемой обратнозависимой от тока характеристикой (при наличии отсечки) Iз = Iуст при перегрузке	1,0	1,0	0,8	0,66

Из двух условий - 4.2, 4.4 - выбирается сечение проводника, удовлетворяющее обоим условиям. Но в тех случаях, когда по (4.4) не совпадает с данными таблиц допустимых токов, допускается применение проводника ближайшего меньшего сечения, но не менее, чем это требуется по условию 4.2.