Студопедия

КАТЕГОРИИ:

АстрономияБиологияГеографияДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника


Выбор тока срабатывания максимальной токовой защиты и токовой отсечки.




Токовая отсечка

 

I. Токовая отсечка (ТО) на линиях с односторонним питанием. Токовой отсечкой называется МТЗ с ограниченной зоной действия, имеющей в большинстве случаев мгновенного действия.В отличие от МТЗ селективность действия ТО достигается не выдержкой времени, а ограничением ее зоны действия. Для этого ток срабатывания ТО отстраивается не от тока нагрузки, а от тока К.З. при К.З. в конце защищаемой линии и в другой определенной точке, где ТО не должна действовать.Принцип действия ТО основан на том, что величина К.З. убывает при удалении места К.З. от источника питания. При К.З. в начале ЛЭП у места установки защиты величина тока К.З. имеет наибольшее значение и по мере удаления места К.З. от источника питания постепенно уменьшается, так как увеличивается сопротивление до места К.З. Ток срабатывания защиты выбирается по формуле: где IК.З.max - ток К.З. в точке 5 на шинах противоположной подстанции; кн – коэффициент надежности Коэффициент чувствительности равен: В отдельных случаях ТО может защищать всю линию: В этом случае ток срабатывания равен: II. ТО на ЛЭП с двухсторонним питанием. Если ток Iс.зБ выбрать как для линии с односторонним питанием: то ТО будет действовать неселективно при К.З. в точке к1, так как ток Iкз2 больше выбранного тока Iс.зБ. Поэтому для линий с двухсторонним питанием их токи срабатывания должны определяться по большему току К.З., проходящего по линии при К.З. на шинах одной и другой подстанции. Для рассмотренного случая при Iкз1> Iкз2 имеем: Также ТО отстраивается от возможных качаний: III. Сочетание ТО с МТЗ. Вследствие того, что ТО как правило защищает только часть линии, она применяется не как основная, а как дополнительная защита. Применение ТО позволяет ускорить отключение повреждений, сопровождающихся прохождением больших токов К.З., вызывающие глубокие понижения напряжения на шинах подстанции. При сочетании ТО с МТЗ применяется токовая защита со ступенчатой характеристикой срабатывания. Защита имеет ТО, как первую ступень (первая ступень), в которой она действует мгновенно, так и вторую ступень (вторую зону), в пределах которой работает с выдержкой времени. В ряде случаев применяют сочетание ТО мгновенного действия с ТО, имеющей небольшую выдержку 0,5-1сек. В ряде случаев применение ТО позволяет снизить время срабатывание МТЗ. Максимальная токовая защита. Ток срабатывания за­щиты IIIIс.з выбирается из следующих условий: 1. Защита не должна реагировать на максимальный рабочий ток. 2. После отключения внешнего КЗ измерительные органы максимальной токовой защиты должны вернуться в исходное состояния. Например, при КЗ в точке К2 сраба­тывают токовые реле защи­ты А2, расположенной ближе к месту повреждения, и защиты А1. Защи­та А2 имеет меньшую выдержку времени и отключает поврежденный участок. После этого токовое реле защиты А1 должно вернуться в начальное состояние. Для этого необходимо, чтобы ток возврата защиты был больше максимально возможного тока в линии Iз.max после отключения внешнего короткого замыкания, т. е. Ток Iз.max обычно больше рабочего максимального тока в линии. Таким образом, для вторичных реле общее расчетное выраже­ние для определения тока срабатывания реле имеет вид Преимущества: 1. Максимальная токовая за­щита сравнительно проста и достаточно надежна. Недостатки: 1. Максимальная токовая защита обеспечивает отклю­чение повреждения только в радиальных сетях с односторонним питанием 2. В связи с выбором выдержек времени по сту­пенчатому принципу могут быть недопустимо большие времена от­ключения повреждений вблизи источников питания. 3. Требуемая чувствительность защиты обеспечивается не всегда, особенно при дальнем резервировании. Несмотря на от­меченные недостатки, она широко применяется в радиальных сетях всех напряжений с одним источником питания; в системах электро­снабжения напряжением 10 кВ и ниже она является основной за­щитой. Максимальная токовая защита обычно объединяется с то­ковыми отсечками, образуя вместе с ними защиту со ступенчатой характеристикой выдержки времени.     Билет №4 1- Синхронный компенсатор, его назначение и особенности конструкции. Синхронные компенсаторы используют для генерирования в электросеть реактивной мощности с целью повышения общего коэффициента мощности, стабилизации стандартного уровня напряжения в местах большого сосредоточения потребительских нагрузок, снижения потерь электроэнергии и общей оптимизации работы энергетических систем. Конструктивно компенсатор представляют собой электродвигатель синхронного типа облегчённой конструкции, функционирующий в двигательном режиме без активной нагрузки - на холостом ходу, исключительно на выработку реактивной энергии. В часы спада потребительских нагрузок, нередко возникает потребность в потреблении из электросети реактивной мощности, так как в такой ситуации напряжение в сети увеличивается и для поддержания его стандартного значения требуется загрузить сеть индуктивными токами. С этой целью все синхронные компенсаторы оснащаются автоматическим регулятором возбуждения, который подстраивает значение тока возбуждения таким образом, что напряжение на выводах компенсатора остается практически неизменным. В зависимости величины от номинальной мощности синхронные компенсаторы имеют несколько типов систем возбуждения: - бесщеточную; - электромашинное возбуждение с подвозбудителем; - тиристорную. Синхронные компенсаторы – это мощные электрические машины. Стандартный ряд номинальных мощностей изменяется в пределах от 10-160 тыс. кВА. Коэффициент мощности варьируется в пределах 0,92-0,95, при этом число полюсов – 8 либо 6, что соответствует частоте обращения ротора 750, 1000об/мин, соответственно. Обычно они имеют горизонтальное исполнение вала, устанавливают их в подстанционных помещениях либо под открытым небом. К числу достоинств синхронных компенсаторов принято относить: - способность плавного автоматического регулирования величины реактивной мощности; - возможность увеличения реактивной мощности за счет увеличения/уменьшения тока возбуждения при снижении напряжения в электросети. 2- Классификация реле, требования к ним, основные параметры и характеристики. Классификация реле. Под реле понимают такой электри­ческий аппарат, в котором при плавном изменении управ­ляющего (входного) параметра до определенной заранее заданной величины происходит скачкообразное изменение управляемого (выходного) параметра. Хотя бы один из этих параметров должен быть электрическим. По области применения реле можно разделить на реле для схем автоматики, для управления и защиты электро­привода и защиты энергосистем. По принципу действия ре­ле делятся на электромагнитные, поляризованные, тепло­вые, индукционные, магнитоэлектрические, полупроводни­ковые и др. В зависимости от входного параметра реле можно раз­делить на реле тока, напряжения, мощности, частоты и дру­гих величин. По принципу воздействия на управляемую цепь реле делятся на контактные и бесконтактные. Выходным параметром бесконтактных реле является резкое изменение сопротивления, включенного в управляемую цепь. Разомк­нутому состоянию контактов контактного реле соответст­вует большое сопротивление управляемой цепи бескон­тактного реле. Это состояние бесконтактного реле называ­ется закрытым. Замкнутому состоянию контактов контактного реле соответствует малое сопротивление в уп­равляемой цепи бесконтактного реле. Такое состояние бес­контактного реле называется открытым. По способу включения реле разделяются на первичные и вторичные. Первичные реле включаются в управляемую цепь непосредственно, вторичные – через измерительные трансформаторы. Требования, предъявляемые к реле. Требования к реле в значительной мере определяются их назначением. К реле защиты энергосистем предъявляются требования селективности, быстродействия, чувствительности и надеж­ности. Под селективностью понимается способность реле отключать только поврежденный участок энергосистемы. Достаточно высокое быстродействие позволяет резко снизить последствия аварии, сохранить устойчивость системы при аварийных режимах, обеспечить высокое качество электро­энергии. Минимальное значение входного параметра, при котором реле срабатывает, называется чувствительностью Билет №5 1- Виды электрических станций. Тепловые электростанции – вырабатывают до 70% электрической энергии. Подразделяются на: - конденсационные (КЭС); - теплофикационные (ТЭЦ); КЭС (конденсационные электростанции) предназначены для выработки электрической энергии, работают в свободном режиме. На теплоэлектростанциях (ТЭС) энергия сжигаемого топлива преобразуется в котле в энергию водяного пара, приводящего во вращение турбоагрегат. На ТЭС топливом служат уголь, торф, мазут и газ. ТЭЦ (теплоэлектроцентрали), предназначены для снабжения промышленных предприятий и городов электроэнергией и теплом. Они более экономичные. Специфика электрической части ТЭЦ определяется расположением электростанции вблизи центра электрических нагрузок. КПД ТЭЦ около 60% за счёт более эффективного использования тепловой энергии. Атомная электростанция (АЭС). В АЭС используется энергия ядерных реакций. Технологическая схема АЭС зависит от типа теплореактора, вида теплоносителя и замедлителя и может быть одно, двух и трёх контурной. Замедлители, в качестве которых могут использоваться графит, замедляют быстрые нейтроны, образующиеся при делении ядер урана до медленных (тепловых) нейтронов. Гидроэлекростнция (ГЭС) Первичными двигателями на ГЭС являются гидротурбины, которые приводят во вращение синхронные генераторы. Мощность гидрогенератора пропорционально набору воды и её расходу. Гидроаккумулирующая электростанция (ГАЭС) Имеет 2 водных бассейна верхний, нижний. На ГАЭС устанавливаются обратимые гидроагрегаты. В часы минимума нагрузки энергосистемы, генераторы станции переводят в двигательный режим, а турбины в насосный режим и происходит перекачка воды из нижнего бассейна в верхний. В период максимума нагрузки при дефиците электрической мощности, генераторы вырабатывают электрическую энергию. Нетрадиционные типы электростанций К ним относятся станции с магнитогидродинамическими генераторами (МГД - генераторы). Эти генераторы могут использоваться в качестве надстройки на конденсационных электростанциях. Принцип действия МГД основан на законе электромагнитной индукции. Проводником в генераторе является поток ионизированного газа (плазма), магнитное поле создаётся мощными электромагнитами. Ветряная электростанция основана на использовании энергии ветра. Существует тенденция использования малых ГЭС («Башкирэнерго») 2- Назначение и виды устройств заземления электроустановок. Заземление электроустановки — преднамеренное электрическое соединение ее корпуса с заземляющим устройством. Заземление электроустановок бывает двух типов: защитное заземление и зануление, которые имеют одно и тоже назначение - защитить человека от поражения электрическим током, если он прикоснулся к корпусу элекроустановки или других ее частей, которые из-за нарушения изоляции оказались под напряжением. Защитное заземление - преднамеренное электрическое соединение части электроустановки с заземляющим устройством с целью обеспечения электробезопасности. Предназначено для защиты человека от прикосновения к корпусу электроустаноувки или других ее частей, оказавшихся под напряжением. Чем ниже сопротивление заземляющего устройства, тем лучше. Чтобы воспользоваться преимуществами заземления, надо купить розетки с заземляющим контактом. В случае возникновения пробоя изоляции между фазой и корпусом электроустановки корпус ее может оказаться под напряжением. Если к корпусу в это время прикоснулся человек - ток, проходящий через человека, не представляет опасности, потому что его основная часть потечет по защитному заземлению, которое обладает очень низким сопротивлением. Защитное заземление состоит из заземлителя и заземляющих проводников. Есть два вида заземлителей – естественные и искусственные. Кестественным заземлителям относятся металлические конструкции зданий, надежно соединенные с землей. В качестве искусственных заземлителей используют стальные трубы, стержни или уголок, длиной не менее 2,5 м, забитых в землю и соединенных друг с другом стальными полосами или приваренной проволокой. В качестве заземляющих проводников, соединяющих заземлитель с заземляющими приборами обычно используют стальные или медные шины, которые либо приваривают к корпусам машин, либо соединяют с ними болтами. Защитному заземлению подлежат металлические корпуса электрических машин, трансформаторов, щиты, шкафы. Защитное заземление значительно снижает напряжение, под которое может попасть человек. Это объясняется тем, что проводники заземления, сам заземлитель и земля имеют некоторое сопротивление. При повреждении изоляции ток замыкания протекает по корпусу электроустановки, заземлителю и далее по земле к нейтрали трансформатора, вызывая на их сопротивлении падение напряжения, которое хотя и меньше 220 В, но может быть ощутимо для человека. Для уменьшения этого напряжения необходимо принять меры к снижению сопротивления заземлителя относительно земли, например, увеличить количество исскуственных заземлителей. Обозначения системы заземления. Системы заземления различаются по схемам соединения и числу нулевых рабочих и защитных проводников. Первая буква в обозначении системы заземления определяет характер заземления источника питания: T — непосредственное соединения нейтрали источника питания с землёй. I — все токоведущие части изолированы от земли. Вторая буква в обозначении системы заземления определяет характер заземления открытых проводящих частей электроустановки здания: T — непосредственная связь открытых проводящих частей электроустановки здания с землёй, независимо от характера связи источника питания с землёй. N — непосредственная связь открытых проводящих частей электроустановки здания с точкой заземления источника питания. Буквы, следующие через чёрточку за N, определяют способ устройства нулевого защитного и нулевого рабочего проводников: C — функции нулевого защитного и нулевого рабочего проводников обеспечивается одним общим проводником PEN. S — функции нулевого защитного PE и нулевого рабочего N проводников обеспечиваются раздельными проводниками.   Билет №6 1- Технологический процесс производства электроэнергии на конденсационной электростанции. На тепловых электростанциях химическая энергия сжигаемого топлива преобразуется в котле в энергию водяного пара, приводящего во вращение турбоагрегат (паровую турбину, соединенную с генератором). Механическая энергия вращения преобразуется генератором в электрическую. Топливом для электростанций служат уголь, торф, горючие сланцы, а также газ и мазут. В отечественной энергетике на долю КЭС приходится до 60% выработки электроэнергии. Основными особенностями КЭС являются: удаленность от потребителей электроэнергии, что определяет в основном выдачу мощности на высоких и сверхвысоких напряжениях, и блочный принцип построения электростанции. Мощность современных КЭС обычно такова, что каждая из них может обеспечить электроэнергией крупный район страны. Отсюда еще одно название электростанций этого типа - государственная районная электрическая станция (ГРЭС). Рис.2. Принципиальная технологическая схема КЭС 1 - склад топлива и система топливоподачи, 2 - система топливоприготовления, 3 - котел, 4 - турбина, 5 - конденсатор, 6 - циркуляционный насос, 7 - конденсатный насос, 8 - питательный насос, 9 - горелки котла, 10 - вентилятор, 11 - дымосос, 12 - воздухоподогреватель, 13 - водяной экономайзер, 14 - подогреватель низкого давления, 15 - деаэратор, 16 - подогреватель высокого давления. Построение КЭС по блочному принципу дает определенные технико-экономические преимущества, которые заключаются в следующем: · облегчается применение пара высоких и сверхвысоких параметров вследствие более простой системы паропроводов, что особенно важно для освоения агрегатов большой мощности; · упрощается и становится более четкой технологическая схема электростанции, вследствие чего увеличивается надежность работы и облегчается эксплуатация; · уменьшается, а в отдельных случаях может вообще отсутствовать резервное тепломеханическое оборудование; · сокращается объем строительных и монтажных работ; уменьшаются капитальные затраты на сооружение электростанции; · обеспечивается удобное расширение электростанции, причем новые энергоблоки при необходимости могут отличаться от предыдущих по своим параметрам. Технологическая схема КЭС состоит из нескольких систем: топливоподачи; топливоприготовления; основного пароводяного контура вместе с парогенератором и турбиной; циркуляционного водоснабжения; водоподготовки; золоулавливания и золоудаления и, наконец, электрической части станции 2- Нормы качества электрической энергии и область их применения. ГОСТ 13109-97. Отклонение напряжения Отклонение напряжения характеризуется показателем установившегося отклонения напряжения, для которого установлены следующие нормы:
  • нормально допустимые и предельно допустимые значения установившегося отклонения напряжения δUу на выводах приемников электрической энергии равны соответственно +/-5 и +/-10% от номинального напряжения электрической сети
Колебания напряжения Колебания напряжения характеризуются следующими показателями:
  • размахом изменения напряжения;
  • дозой фликера.
Предельно допустимое значение суммы установившегося отклонения напряжения δUy и размаха изменений напряжения δUt в точках присоединения к электрическим сетям напряжением 0,38 кВ равно +/-10 % от номинального напряжения. Предельно допустимое значение для кратковременной дозы фликера Pst в точках общего присоединения потребителей электрической энергии, располагающих лампами накаливания в помещениях, где требуется значительное зрительное напряжение, при колебаниях напряжения с формой, отличающейся от меандра, равно 1,0 , а для длительной дозы фликера Plt в этих же точках равно 0,74. Несинусоидальность напряжения. Несинусоидальность напряжения характеризуется следующими показателями:
  • коэффициентом искажения синусоидальности напряжения;
  • коэффициентом n-ой гармонической составляющей напряжения.
Предельно допустимое значение коэффициента n-ой гармонической составляющей напряжения вычисляют по формуле: KU(n)пред = 1,5 KU(n)норм, где KU(n)норм - нормально допустимые значения коэффициента n-ой гармонической составляющей напряжения Несимметрия напряжений Несимметрия напряжений характеризуется следующими показателями:
  • коэффициентом несимметрии напряжений по обратной последовательности;
  • коэффициентом несимметрии напряжений по нулевой последовательности.
Нормально допустимые и предельно допустимые значения коэффициента несимметрии напряжений по обратной последовательности в точках общего присоединения к электрическим сетям равны 2,0 и 4,0 % соответственно. Нормально допустимые и предельно допустимые значения коэффициента несимметрии напряжений по нулевой последовательности в точках общего присоединения к четырехпроводным электрическим сетям с номинальным напряжением 0,38 кВ равны 2,0 и 4,0 % соответственно. Отклонение частоты Отклонение частоты напряжения переменного тока в электрических сетях характеризуется показателем отклонения частоты, для которого установлены следующие нормы:
  • нормально допустимые и предельно допустимые значения отклонения частоты равны +/-0,2 и +/-0,4 Гц соответственно.
Провал напряжения Провал напряжения характеризуется показателем длительности провала напряжения, для которого установлена следующая норма:
  • предельно допустимое значение длительности провала напряжения в электрических сетях напряжением до 20 кВ включительно равно 30 с.
Длительность автоматически устраняемого провала напряжения в любой точке присоединения к электрическим сетям определяется выдержками времени релейной защиты и автоматики. Импульс напряжения Импульс напряжения характеризуется показателем импульсного напряжения. Временное перенапряжение Временное перенапряжение характеризуется показателем коэффициента временного перенапряжения.     Билет №7 1- Автоматическое повторное включение (АПВ); назначение и виды АПВ. АПВ, должно удовлетворять следующим основным требованиям: 1. Устройства АПВ должны приводиться в действие во всех случаях автоматического, в том числе и самопроиз­вольного, отключения выключателя, за исключением слу­чаев, когда это отключение произошло сразу же после его оперативного включения от ключа управления или по теле­управлению. Для соблюдения этого условия схемы АПВ выполняются таким образом, что при отключенном положе­нии выключателя устройство АПВ не готово к действию и готовность наступает спустя несколько секунд после вклю­чения выключателя. 2. Схемы АПВ должны обеспечивать определенное ко­личество повторных включений, т. е. действовать с задан­ной кратностью. Однократные АПВ должны действовать 1 раз — после аварийного отключения выключателя (цикл О—В—О), двукратные АПВ—2 раза, после первого и по­вторного отключений (цикл О—В—О—В—О). 3. Автоматическое повторное включение должно проис­ходить со специально установленной выдержкой времени, выбранной из такого расчета, чтобы обеспечить макси­мально быстрое восстановление нормального режима рабо­ты линии или электроустановки. 4. Устройство АПВ должно иметь автоматический воз­врат, т. е. после успешного действия схема должна автома­тически (с некоторой выдержкой) возвратиться в состоя­ние готовности к новому действию. 5. Длительность включающего импульса от устройства АПВ должна быть достаточной для надежного включения выключателя. 6. Схемы АПВ должны предусматривать возможность запрета действия АПВ при срабатывании некоторых уст­ройств релейной защиты (например, газовой или диффе­ренциальной защит трансформаторов, действующих при внутренних повреждениях), а также при действии ряда устройств противоаварийной автоматики (частотная раз­грузка, автоматика отделения местных электростанций и пр.). Классификация видов АПВ может быть выполнена по следующим признакам: 1. По числу циклов (кратности действия) включения. В эксплуатации получили применение АПВ однократно­го действия и АПВ двукратного действия. Последние применяются обычно на тупиковых линиях и обеспечивают успешность при втором повторном включении порядка 10— 15%. 2. По способу воздействия на привод выключателя. Раз­личают механические устройства АПВ, встроенные в пружинный или грузовой привод выключателя, и элек­трические устройства АПВ, осуществляющие воздейст­вие на электромагнит включения выключателя с выдерж­кой времени. 3. По виду оборудования, на котором устанавливается АПВ. По виду оборудования различаются: АПВ линий, АПВ шин, АПВ трансформаторов, АПВ электродвигателей (в том числе, нескольких двигателей одновременно — так называемое групповое АПВ). 4. По числу фаз выключателей, на которые воздейству­ют защита и АПВ. По числу фаз различают: трехфаз­ные, включающие три фазы выключателя после их отклю­чения релейной защитой; однофазные, включающие одну фазу выключателя, отключенную релейной защитой при однофазном КЗ;комбинированные, осуществля­ющие при междуфазных повреждениях включение трех фаз или включение одной фазы при однофазных КЗ. 5. По способам контроля в цепях пуска АПВ. По спосо­бам контроля, определяемым условиями устойчивости па­раллельной работы генераторов и синхронных двигателей энергосистем, а также условиями допустимой кратности то­ков несинхронного включения оборудования, устройства трехфазных АПВ классифицируются на следующие типы:без проверки синхронизма и контроля напряжения (то­ка), когда нарушение синхронизма исключено — простое (ТАПВ);без проверки синхронизма в условиях, когда расчетом подтверждена допустимость несинхронных включений — несинхронное (НАПВ); без проверки синхронизма при наличии быстродейству­ющих выключателей и быстродействующей релейной защи­ты, в условиях, когда разделившиеся части энергосистемы не успевают перейти на несинхронную работу — быстродей­ствующее (БАПВ); с проверкой наличия напряжения на включаемом под нагрузку оборудовании, например линии —(АПВНН); с проверкой отсутствия напряжения на линии (АПВОН)—применяется, в частности, в распределитель­ных сетях на линиях с выделенной нагрузкой; с ожиданием синхронизма (АПВОС); с улавливанием синхронизма (АПВУС); в сочетании с самосинхронизацией генераторов и синхронных компенсаторов (АПВС). 6. По виду оперативного тока. На подстанциях с посто­янным оперативным током энергия, необходимая для рабо­ты реле, входящих в схему АПВ, поступает от аккумуля­торной батареи. В схемах на переменном оперативном токе в качестве источников энергии используются трансфор­маторы собственных нужд (CH), трансформаторы тока (TT) и трансформаторы напряжения (TH). Указанные от­личия обусловливают особенности схем АПВ, конструктив­ных данных реле (в частности, обмоточных), применение специальных блоков питания и др. 2- Источники реактивной мощности. Батареи статических конденсаторов (БК) могут работать только как источники реактивной мощности. Они выпускаются на различие номинальные напряжения и мощности. БК на напряжение до 1000 В обычно включаются по схеме треугольника, так как при этом конденсатору приложено линейное напряжение и в три раза увенчивается реактивная мощность по сравнению со случаем соединения в звезду. Размещение конденсаторов в сетях напряжением до и выше 1000 В должно удовлетворять условию наибольшего снижения потерь активной мощности от реактивных нагрузок. При этом возможны следующие виды компенсации (рис. 9.9): а)индивидуальная — с присоединением конденсаторов наглухо к зажимам электроприемника. В этом случае от реактивных токов разгружается вся сеть системы электроснабжения. Этот вид компенсации применяется чаще всего на напряжении до 1000 В. б) групповая — с присоединением конденсаторов к распределительным пунктам сети (шкафы, шинопроводы). В этом случае распределительная сеть до электроприемников не разгружается от протекания РМ, но эффективнее используется БК; в) централизованная — с подключением БК на шины 0,38 и (или) 6—10 кВ РП или ГПП. При таком подключении БК разгружается только вышележащая часть сети. Достоинства БК: малые удельные потери активной мощности (0,0025...0,0050 кВт/квар); простота производства монтажных работ (малые габаритные размеры и масса, не требующие фундамента); простота эксплуатации; возможность их установки в центре реактивных нагрузок и в любом сухом помещении; возможность постепенного увеличения мощности БК. Недостатки БК: зависимость генерируемой РМ от напряжения; недостаточная прочность при КЗ и перенапряжениях; наличие остаточного заряда; возможность повреждения изза перегрева при повышении напряжения и высших гармоник; ступенчатость регулирования РМ. В качестве источников РМ широко применяются статистические тиристорные компенсаторы (СТК), которые могут работать по принципу прямой или косвенной компенсации. Прямая компенсация предусматривает генерирование реактивной мощности статическим компенсатором. Различают ступенчатое и плавное регулирование реактивной мощности. В первом случае различное количество секций БК подключают с помощью тиристорных ключей. Во втором случае используются преобразователи частоты, преобразователи с искусственной коммутацией тиристоров. В качестве источников реактивной мощности для прямой компенсации также используются компенсаторы с искусственной коммутацией тиристоров. Этот компенсатор представляет собой параллельное соединение двух трехфазных преобразователей. Изменение знака угла управления тиристоров достигнуто искусственной коммутацией тока в вентильных контурах напряжениями коммутирующих конденсаторов, а не напряжением сети. Косвенная компенсация реактивной мощности заключается в том, что параллельно нагрузке включается стабилизатор реактивной мощности, обеспечивающий неизменную величину суммарной реактивной мощности с помощью БК. В качестве стабилизаторов в настоящее время используются тиристорные компенсаторы реактивной мощности. Наиболее широкое распространение получили компенсаторы с фазоуправляемыми тиристорными ключами. На рис. 9.10 представлена схема однофазного тиристорного фазоуправляемого регулятора ключа. Угол управления изменяется в диапазоне от 0 до 2. При допущении равенства нулю активного сопротивления реактора для интервала проводимости тиристоров можно записать: Билет №8 1- Автоматическое включение резерва (АВР); назначение АВР. Для уменьшения длительности перерыва в электроснабжении потребителей включение резервных питаний осуществляется при помощи специальных устройств РЗА в схемах автоматического включения резерва (АВР). Необходимость использования АВР в энергетике вызвана тем, что восстановление нормального электроснабжения при помощи оперативных переключений может продолжаться длительное время, особенно в электроустановках, где нет постоянного дежурного персонала и обслуживаемых бригадами ОВБ. В отличие от АПВ эффективность АВР никоим образом не зависит от характера повреждения (неустойчивое, устойчивое) источника питания и только в случае возникновения повреждения в момент включения от АВР может неуспешно. Как правило, эффективность работы АВР составляет порядка 95%. АВР устанавливается: - в цепях собственных нужд подстанций и электростанций; - на транзитных линиях, которые нормально работают с разрывом транзита; - на силовых трансформаторах и секционных выключателях ПС; - в распределительных сетях 0,4 кВ, питающих важные объекты жизнедеятельности (котельные, насосные, очистные сооружения). Условия работы. В общем случае работа АВР осуществляется при следующих условиях: 1. С обязательным контролем наличия напряжения от резервного источника. 2. С проверкой возможности несения нагрузки резервным оборудованием. В некоторых случаях может потребоваться ручная разгрузка действиями оперативного персонала или же автоматическое отключение наименее ответственных потребителей. При этом, может происходить запрет работы АВР в случае наличия повреждения на резервном оборудовании или отсутствии напряжения от резервного источника. Немаловажным будет отметить, что после успешного срабатывания АВР следует убедиться в том, что правильно отработали все коммутационные аппараты, нагрузки не превышают допустимых пределов. Для этого принято использовать устройства телемеханики, телесигнализации или же осмотр оборудования силами ремонтного, оперативного персонала. 2- Нормирование и планирование электропотребления. Нормирование энергопотребления –научно обоснов. плановое кол-во эн.ресурсов, необходим. и достаточное для обеспечения технологического процесса при заданных параметрах пр-ваэж окруж.среды и с учетом рационального использования энергии. Классификация: -по степени агрегирования (индивид. кВт*ч/т и групповые), -по составу расходов(технологич. (уд.расход энергии на каждую операцию, включая полезный расчет и неизбежные потери, обусловленные характером использ.оборудования) и общепроизводств.) Цели нормир.- 1) определение объема энергопотребления для оценки экономич.деятельности предприятия; 2) опр-е участков неэффективного использования энергоресурсов 3) Планирование организ. технич. предприятий. Задачи нормир.:1)учет производств. и энергетич.показателей; 2) Опред-е структуры производства и баланса энергопотребл. 3)выбор адекватности методики нормир-я 4)выбор объективных показателей энергозатрат 5) расчет нормативов Методы: 1)Расчетно-аналитический, 2) Отчетно-статистический 3) Опытный метод   Билет №9 1- Виды изоляции электрических установок и условия ее работы. Изоляция электрических установок разделяется на внешнюю и внутреннюю. К внешней изоляции относятся воздушные промежутки (например, между проводами разных фаз линии электропередачи), внешние поверхности твердой изоляции (изоляторов), промежутки между контактами разъединителя и т.п. К внутренней изоляции относится изоляция обмоток трансформаторов и электрических машин, изоляция кабелей, конденсаторов, герметизированная изоляция вводов, изоляция между контактами выключателя в отключенном состоянии, т.е. изоляция герметически изолированная от воздействия окружающей среды корпусом, оболочкой, баком и т.д. Внутренняя изоляция как правило представляет собой комбинацию различных диэлектриков (жидких и твердых, газообразных и твердых). Важной особенностью внешней изоляции является ее способность восстанавливать свою электрическую прочность после устранения причины пробоя. Однако электрическая прочность внешней изоляции зависит от атмосферных условий: давления, температуры и влажности воздуха. На электрическую прочность изоляторов наружной установки влияют также загрязнения их поверхности и атмосферные осадки. Особенностью внутренней изоляции электрооборудования является старение, т.е. ухудшение электрических характеристик в процессе эксплуатации. Вследствие диэлектрических потерь изоляция нагревается. Может произойти чрезмерный нагрев изоляции, который приведет к ее тепловому пробою. Под действием частичных разрядов, возникающих в газовых включениях, изоляция разрушается и загрязняется продуктами разложения. Пробой твердой и комбинированной изоляции - явление необратимое, приводящее к выходу из строя электрооборудования. Жидкая и внутренняя газовая изоляция самовосстанавливается, но ее характеристики ухудшаются. Необходимо постоянно контролировать состояние внутренней изоляции в процессе ее эксплуатации, чтобы выявить развивающийся в ней дефекты и предотвратить аварийный отказ электрооборудования. 2- Электробалансы, виды и назначение. Работы по составлению и анализу электробалансов ориентированы на решение задач оценки фактического положения и повышения эффективности электроснабжения и электропотребления, количественной оценки резервов экономии и потерь энергии, определение требований по совершенствованию контроля фактических режимов электропотребления. При составлении электробалансов исходными данными служат: а) перечень электрооборудования с указанием паспортных параметров и характеристик, б) материалы технологических карт и перечня технологических операций, в) исполнительские схемы электроснабжения, г) результаты целенаправленных замеров потребления электроэнергии и реактивной мощности, д) оперативные журналы и существующие на предприятии формы отчетности, е) акты ранее проведенных обследований электрохозяйства, материалы планового, финансового отделов, других служб предприятия. Электробаланс агрегата, технологического узла, цеха, предприятия в целом состоит из приходной и расходной частей, суммарно равных друг другу. Полезный расход (количество полезно использованной энергии) определяется как теоретически необходимое для реализации технологического процесса, рассчитывается, как правило, по формулам, приводимым в отраслевой научно-технической литературе (например, технологические операции деревообработки, производства мебели, плит и т. д.). При составлении электробалансов расход электроэнергии и реактивной мощности определяют с помощью имеющихся контрольно-измерительных приборов, применением переносных приборов, расчетным путем, когда контрольно-измерительные приборы отсутствуют или экономически не оправданы. Потери в двигателях и приводимых механизмах рассчитывают лишь для крупных агрегатов. Для машин переменного тока Электробаланс по цеху получают суммированием соответствующих статей электробалансов питающих фидеров, образуемых в свою очередь балансами технологических узлов и агрегатов. В расходной части цеховых электробалансов подразделяют расход энергии в технологических процессах, основных и вспомогательных, в цеховых сетях, трансформаторах, электроприводе, расход на общецеховые нужды (освещение, отопление, вентиляция и т. д.). Билет №10 1-Классификация электроустановок по надежности и бесперебойности питания потребителей. Особая категория — приемники, перерыв в электроснабжении которых недопустим. 1-я категорияэлектроснабжения — приемники, перерыв в электроснабжении которых может повлечь за собой опасность для жизни людей или значительный материальный ущерб, связанный с повреждением оборудования, массовым браком продукции или длительным расстройством сложного технологического процесса производства. 2-я категория электроснабжения — приемники, перерыв в электроснабжении которых связан с существенным недоотпуском продукция, простоем людей, механизмов, промышленного транспорта. 3-я категория электроснабжения — приемники, не подходящие под определения 1-й и 2-й категорий (например, приемники второстепенных цехов, не определяющих технологический процесс основного производства). Вопрос о надежности электроснабжения потребителей связан с числом источников питания, схемой электроснабжения и категорией потребителей. Приемники 1-й категории должны иметь не менее двух независимых источников питания. Приемники 2-й категории могут иметь один-два источника питания (решается конкретно в зависимости от значения, которое имеет данное промышленное предприятие в народном хозяйстве страны, и местных условий). Приемники 3-й категории, как правило, могут иметь один источник питания, но если по местным условиям можно обеспечить питание без существенных затрат от второго источника, то применяется резервирование питания и для этой категории приемников. 2- Назначение и устройство автоматизированных систем учета и контроля за расходом электроэнергии (АСКУЭ). Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии — АСКУЭ обеспечивают коммерческий и технический учет потребления или отпуска электроэнергии, оперативный контроль текущей нагрузки. Эффект от внедрения АСКУЭ :-повышает качество учета энергоресурсов, оперативность и достоверность информации; -позволяет точнее соблюдать заданный режим производства и потребления электроэнергии -дает возможность снизить потери электроэнергии. Функции АСКУЭ :-измерение объемов и параметров качества поставки/потребления энергоресурсов; -контроль поставки/потребления энергоресурсов по всем точкам и объектам учета в заданных временных интервалах; -сбор, обработка, хранение и отображение информации о поставке/потреблении электроэнергии; -одновременное предоставление данных по всем точкам измерения; -оперативный мониторинг и контроль нагрузок в реальном времени; -расчет баланса объекта и системы в целом; -учет потерь энергии в схемах соединений; -контроль работоспособности приборов учета и вычислительного оборудования. Среди разработчиков АИИС КУЭ принято условное деление системы на нижний и верхний уровень. К нижнему уровню относится оборудование и микропрограммы, работающие непосредственно на объекте учёта. К верхнему уровню относится остальная часть системы, расположенная, как правило, в центре обработки данных и офисах контролирующей организации. Информационно-измерительный канал (ИИК) — часть системы от проводника электроэнергии до электросчётчика. Трансформаторы тока, трансформатор напряжения и электропроводка, соединяющая трансформаторы со счётчиком, входит в состав информационно-измерительного канала. Информационно-вычислительный комплекс (ИВК) — часть системы от электросчётчика до контролирующей организации. К ИВК относятся: · устройства сбора и передачи данных (УСПД) · контролеры удаленного сбора данных (КУСД) · каналы связи между электросчётчиками и УСПД · серверы верхнего уровня · коммуникационная среда и каналы связи между УСПД и серверами верхнего уровня · система обеспечения единого времени (СОЕВ) · автоматизированные рабочие места (АРМ) диспетчеров · автоматизированные рабочие места администраторов системы · каналы связи верхнего уровня, в том числе между серверами и АРМ смежных пользователей информации · программное обеспечение верхнего уровня Билет №11 1- Классификация установок по режиму нейтрали. По режиму работы нейтрали сети делятся на сети с изолированной нейтралью; с компенсированной нейтралью; на сети с эффективно – заземленной нейтралью; на сети с глухозаземленной нейтралью. Режим работы нейтрали определяется способом соединения нейтрали с землей. В сетях с изолированной нейтралью электроустановки не имеют связи з землей. В сетях с компенсированной нейтралью имеется связь через дугогасительную катушку. В сетях с глухозаземленной нейтралью – непосредственная связь с землей. В сетях с эффективно-заземленной нейтралью – часть нейтралей трансформаторов заземлена, часть – разземлена (в нейтраль включены разъединитель и разрядник). Выбор режима работы нейтрали в сети до 1000 В определяется безопасностью работ. В сети выше 1000 В – двумя причинами: стоимостью изоляции оборудования; величиной токов однофазного короткого замыкания на землю. электроустановки до 1000 В работают либо с глухозаземленной, либо с изолированной нейтралью. В первом случае имеем четырехпроводную сеть. Замыкание любой фазы на землю приводит к короткому замыканию в сети (ток повреждения большой). Предохранитель поврежденной фазы перегорает, а две здоровые фазы остаются в работе при фазном напряжении. Во втором случае имеем трехпроводную сеть. В такой сети замыкание фазы на землю не приводит к значительному росту тока в месте повреждения, фаза не отключается. Фазные напряжения неповрежденных фаз возрастают до линейных значений, т.е. возрастают в корень из 3 раз. В обоих случаях изоляция рассчитывается на линейное напряжение. Сети напряжением 6 - 35 кВ считаются сетями с малыми токами замыкания на землю (до 500 А). Работают такие сети либо с изолированной, либо с компенсированной нейтралью. В сети с изолированной нейтралью при касании фазы землю напряжение этой фазы становится равным нулю, а на здоровых фазах возрастает до линейного значения. Поэтому изоляция должна быть рассчитана на линейное напряжение. Емкостный ток в поврежденной фазе равен нулю, а в неповрежденных фазах увеличивается в корень из 3 раз . Суммарный емкостный ток, равный 3 I0, будет протекать через место замыкания фазы на землю и источник питания. Если величина этого тока в сети 6 – 10 кВ превышает 30 А, а в сети 35 кВ – 10 А, то в нейтраль трансформаторов необходимо включить дугогасительную катушку. Ее индуктивный ток складывается с емкостным током замыкания на землю, который может быть скомпенсирован частично или полностью .Сети 6 – 35 кВ не требуют немедленного отключения и могут работать несколько часов. Но повреждение можно обнаружить только при поочередном отключении потребителей. Сети напряжением 110 кВ и выше считаются сетями с большими токами замыкания на землю (свыше 500 А).. Сети работают с заземленной нейтралью. При этом ток однофазного короткого замыкания может превышать ток трехфазного к.з. В этом случае коммутационная аппаратура должна выбираться по большему току, т.е. однофазному.  
 

2- Как определить активные потери электроэнергии в линиях и трансформаторах?

Постоянные потери в стали трансформаторов
- Дельта (Д) Рхх = ( Д Рхх пас + Кип х Д Qхх ) х ( U ср / U ном ) 2,
где
Д Рхх пас – паспортная мощность холостого хода трансформатора - кВт;
Кип - коэффициент изменения потерь активной мощности (для промышленных предприятий, когда величина его не задана
энергосистемой следует принимать равным 0,07) – кВт / кВар;
U ср – среднее значение напряжения питающей сети на высокой стороне трансформатора за рассматриваемый период – В;
U ном – номинальное напряжение высокой стороны трансформатора – В;
Д Qхх – постоянная составляющая потерь реактивной мощности холостого хода трансформатора – кВар, определяемая по формуле
Д Qхх = S ном х I хх / 100
где S ном - паспортная номинальная мощность трансформатора – кВА;
I хх - паспортный ток холостого хода трансформатора - %.

Переменные потери в меди трансформаторов
Д Ркз = ( Д Ркз пас + Кип х Sном х Uк / 100 ) х ( S ср / Sном ) 2,
где Д Ркз пас – паспортная мощность короткого замыкания трансформатора – кВт;
Кип - коэффициент изменения потерь активной мощности (для промышленных предприятий, когда величина его не задана энергосистемой следует принимать равным 0,07) – кВт / кВар;
S ср – среднее значение мощности за рассматриваемый период времени – кВА;
Sном – паспортная номинальная мощность трансформатора – кВА;
Д Qкз – реактивная мощность, потребляемая трансформатором при полной нагрузке – кВар, определяется по формуле
Д Qкз = Sном х Uк / 100
где Sном – паспортная номинальная мощность трансформатора – кВА;
Uк - напряжение короткого замыкания - %.

Потери активной мощности на участке ЛЕП (см. рис. 7.1) обусловлены активным сопротивлением проводов и кабелей, а также несовершенством их изоляции. Мощность, теряемая в активных сопротивлениях трехфазной ЛЕП и расходуемая на ее нагрев, определяется по формуле:

 

,

где полный, активный и реактивный токи в ЛЕП;

P, Q, S – активная, реактивная и полная мощности в начале или конце ЛЕП;

U – линейное напряжение в начале или конце ЛЕП;

R – активное сопротивление одной фазы ЛЕП.

Потери активной мощности в проводимостях ЛЕП обусловлены несовершенством изоляции. В воздушных ЛЕП – появлением короны и, в очень незначительной степени, утечкой тока по изоляторам. В кабельных ЛЕП – появлением тока проводимости а его абсорбции. Рассчитываются потери по формуле:

 

,

 

где U – линейное напряжение в начале или конце ЛЭП;

G – активная проводимость ЛЕП.

При проектировании воздушных ЛЭП потери мощности на корону стремятся свести к нулю, выбирая такой диаметр провода, когда возможность возникновения короны практически отсутствует.

Потери реактивной мощности на участке ЛЕП обусловлены индуктивными сопротивлениями проводов и кабелей. Реактивная мощность, теряемая в трехфазной ЛЕП, рассчитывается аналогично мощности, теряемой в активных сопротивлениях:

 

 

Генерируемая емкостной проводимостью зарядная мощность ЛЕП рассчитывается по формуле:

 

,

 

где U – линейное напряжение в начале или конце ЛЕП;

B – реактивная проводимость ЛЕП.

Зарядная мощность уменьшает реактивную нагрузку сети и тем самым снижает потери мощности в ней.


Поделиться:

Дата добавления: 2015-04-18; просмотров: 180; Мы поможем в написании вашей работы!; Нарушение авторских прав





lektsii.com - Лекции.Ком - 2014-2024 год. (0.006 сек.) Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав
Главная страница Случайная страница Контакты