1. Графики эл. Нагрузок, назначение. Основные показатели электрических нагрузок.

Определение эл. нагрузок – важная ступень в проектировании СЭС, позволяющая на последующих этапах выбирать и эффективно использовать элементы СЭС. Завышение кап. вложений и неполное использование эл. оборудования. Занижение – увеличение потерь и износ.

Важным показателем эл. нагрузки является график эл. нагрузки, представляющий собой изменеие во времени P,Q,S,I. Графики эл. нагрузок подразделяются на групповые и индивидуальные.

Индивидуальные – обычно графики нагрузок мощных приемников (печей, двигателей, выпрямительных установок), которые составляют для прояснения физической картины формирования групповых графиков.

Индивидуальные графики подразделяются на:

- периодические: для них характерно:

W1=W2

для циклических поточных производств.

-циклические: W1=W2

характ-ют цикличное, но не поточное произ-во.

- нециклические:

однако характерно одинаковое потребление эл. энергии за цикл.

- нерегулярные: однако не постоянное значение эл. потребления

Групповые: для определения эл. нагрузок групп ЭП, графики формируются из индивидуальных и подразделяются на:

- периодические (для них характерна жесткая связь Р(t)=P(t+τ).

- почти периодические (характерно постоянное эл. потребление за смену).

- нерегулярные (не постоянное эл. потребление).

Получают групповые графики путем визуального наблюдения измерительных приборов, фиксируют самопишущими приборами, и также при помощи автиматизированных систем эл. снабжения.

По продолжительности различают суточные и годовые:

Показатели данных графиков:

1. Макс. и миним. значение мощности;

2. Макс. и миним. значение потребленной эл. энергии;

3. Время наибольших потерь (отношение макс. потребляемой эл. энергии к миним.)

Назначение графиков нагрузки:

1. Для определения кол-ва потребленной эл. энергии за определенное время.

2. Для ведения экономичного режима работы.

3. Планирование сроков ремонта оборудования.

4. проектирование новых и расширение дейст. установок.

Суточные графики:

1. Позволяют произвести анализ режима работы эл. оборудования.

2. Разработка мероприятий по улучшению режимов работы.

3. Для определения макс. заявленной акт. мощности в часы суточных макс. эл. потребления на предстоящий расчетный период.

4. Для расчета эл. нагрузки при проектировании.

1-2. Безразмерные показатели графиков нагрузки (на примере суточного).

Безразмерные показатели графиков нагрузок определяются для индивидуального и группового графиков нагрузок по активной, реактивной и полной мощности или току. Они характеризуют режимы работы приемников во времени.

1. Коэффициент использований по активной или реактивной мощности – отношение среднесменной мощности к номинальной. Бывает групповой или индивидуальный.

2. Коэффициент включения приемника - отношение продолжительности включения приемника в цикле ко всей продолжительности цикла.

3. Коэффициент загрузки – отношение фактически потребляемой средней мощности за время включения в течении времени цикла к его номинальной мощности.

4. Коэффициент формы – отношение среднеквадратичного тока или полной мощности за определенный период к среднему значению тока или мощности за тот же период. Он определяется по показаниям счетчиков.

где - расход э/э за время T; - расход э/э за время Т/m;

m – число интервалов разбиения графика;

Характеризует неравномерность графика во времени.

5. Коэффициент максимума – отношение расчетной акт. мощности к средней мощности за исследуемый период времени. Определяется за наиболее загруженную смену.

6. Коэффициент спроса – отношение расчетной мощности в условиях проектирования или потребляемой мощности в условиях эксплуатации к номинальной мощности.

7. Коэффициенты заполнения графиков нагрузки – отношение средней акт. мощности к максимальной или расчетной.

8. Коэффициент разновременности максимумов нагрузки – отношение суммарного расчетного максимума узла СЭС к сумме расчетных максимумов отдельных групп приемников, входящих в данный узел.

1-3. Основные определения расчетных нагрузок, Понятие максимума средней нагрузки на оптимальном интервале осреднения.

Различают два вида расчетных нагрузок:

Расчетная нагрузка по максимальному нагреву проводника – это такая неизменная во времени нагрузка, которая вызывает тот же нагрев проводников, что и реальная (эквивалентна ожидаемой изменяющейся нагрузке по наиболее тяжелому тепловому воздействию.

Расчетная нагрузка по тепловому износу изоляции – это такая неизменная во времени нагрузка, которая вызывает тот же износ изоляции, что и реальная.

Для определения расчетной нагрузки аналитически можно вывести справедливое неравенство:

однако оно дает грубое представление о расчетной нагрузке.

Так как нагрев проводников обеспечивается определенной нагрузкой в течении некоторого времени, то средняя нагрузка за данный интервал времени Р_{С Т} , будет более достаточно характеризовать нагрев проводника в течении данного времени, чем наибольшая нагрузка на данном интервале времени.

Существует оптимальная длительность интервала осреднения Т_ОСР. Она не должна быть ни большой, ни маленькой.

Т_ОСР=3∙Т_О – трем постоянным времени нагрева проводника, так как за это время нагрев проводника достигает 95 % установившегося значения.

Таким одразом средняя нагрузка за интервал времени Т_ОСР=3∙Т_О принимается в качестве расчетной нагрузки Р_Р ≈Р_МТ

1-4. Методы определения расчетных нагрузок, область применения.

М етод коэффициента спроса. Для определения расчетных нагрузок по этому методу необходимо знать установленную мощность Р_ном группы приемников и коэффициенты мощность cosφ и спроса К_с,а данной группы.

Расчетную нагрузку группы однородных по режиму работы приемников определяют по формулам:

Определение расчетной силовой нагрузки по установленной мощности и коэффициенту спроса является приближенным методом расчета, поэтому его применение рекомендуется для предварительных расчетов и определения общезаводских нагрузок.

Статистический метод расчета нагрузок. По этому методу расчетную нагрузку группы приемников определяют двумя интегральными показателями: средней нагрузкой Р_ср,т и среднеквадратическим отклонением из уравнения ,

где - принятая кратность меры рассеяния, а индекс Т указывает на отношение величины к длительности интервала осреднения нагрузки.

Статистический метод позволяет определять расчетную нагрузку с любой принятой вероятностью ее появления. Применение этого метода целесообразно для определения нагрузок по отдельным группам и узлам приемников электроэнергии напряжением до 1 кВ.

Определение расчетной нагрузки по средней мощности и коэффициенту формы. В основе метода лежит равенство расчетной и среднеквадратической нагрузки. Для групп с повторно-кратковременным режимом работы принятое допущение справедливо во всех случаях. Оно приемлемо также для групп приемников с длительным режимом работы, когда число приемников в группе достаточно велико и отсутствуют мощные приемники, способные изменить равномерные групповые графики нагрузок.

Данные метод может применяться для определения расчетных нагрузок цеховых шинопроводов, на шинах низшего напряжения цеховых трансформаторных подстанций, на шинах РУ напряжением 10 кВ, когда значение коэффициента формы находится в пределах 1-1,2.

Расчетная нагрузка:

Метод расчетного коэффициента нагрузки.

Метод удельного расхода электроэнергии на единицу продукции.

Ряд приемников электроэнергии характеризуется неизменными или мало изменяющимися графиками нагрузок. К таким электроприемникам относятся электроприводы вентиляторов, насосов, преобразовательных агрегатов электролизных установок, печи сопротивления, электроприемники бумажной и химической промышленности, поточно-транспортных систем.

.n- кол-во ед. в год

Метод удельной нагрузки на единицу производственной площади применяют при проектировании универсальных сетей машиностроения, характеризующихся большим числом приемников малой и средней мощности, равномерно распределенных по площади цеха.

Расчетная нагрузка:

( расчет 4-6 уровней.)

Рассматриваемый метод целесообразно применять для определения расчетной нагрузки на стадии проектного здания при технико-эконом300

ическом сравнении вариантов, а также для других ориентировочных расчетов.

1-5 Метод коэффициента расчетной нагрузки.

Метод определения нагрузок на уровне участков и цехов . Расчёт ведётся в табличной форме.

А) Все ЭП группируются по технологическому или по территориальному признаку. При этом учитывается

комплектация силовых пунктов. При расчётах не учитываются резервные ЭП , ЭП с кратковременным режимом работы.

Б) В пределах каждого узла ЭП группируются по характерным критериям ( с одинаковыми P_ном , К_u- коэффициентом использования и cos φ). Резервные ЭП и ЭП с кратковременного режима работы не

В) По расчётному узлу суммируются кол-во ЭП и суммарная Pном.

Г) из справочных данных выписываются Кисп. И cos φ (если интервальные значения то принимаются наибольшие)

Д) по каждой страке и по узлу в целом определяются промежуточные , расчётные величины

KuPном ΣKuPном

KuPном*cos φ ΣKuPном*tgφ

Е) Определение средневзвешенного коэффициента использования—Кисп

Кисп=

Ж) определяется эффективное число ЭП.

N_э = - это такое кол-во однородных по режиму работы ЭП одинаковой мощности, кот. обуславливает тоже значение расчётного максимума что и фактическая группа различных по режиму работы и мощности ЭП. Округляют до ближаишего меньшего.

З) В зависимости от полученных значении Кисп и Nэ определяется Кр.

И) определяем расчётную нагрузку:

Рр= КрΣКuРном

Qр= (1÷1,1)Σ КuРном tgφ

Если Nэ 10 то = 1,1

Если Nэ 10 то = 1

Если сумма Р трёх найбольших по Р ЭП больше Р расчётной , то Р принимаем = этой сумме с учётом коэффициента загрузки.

При этом Qр – рассчитывается аналогично

Sр=

Iр=

1-6. Трансформаторные подстанции цехов пром. пред-ий: типы, места расположения, кол-во и мощность трансф-ов.

В ТП цехов ПП применяются следующие марки трансформаторов:

ТМЗ – трехфазный масляный трансформатор закрытого типа;

ТС – трехфазный трансф-р с естественным воздушным охлаждением открытого исполнения.

ТЭНЗ - трехфазный трансф-р с негорючим жидким диэлектриком закрытого типа.

ТМГ-трехфаз. Тр-р герметичный.

По пожарной безопасности для сухих и с негорючими диэлектриками ограничений по установке нет. Открыто в производственных помещениях допускается устанавливать КТП с масляными суммарной мощностью транс-ры до 3200 кВА ( расстояние между ними должно быть не менее 10 метров). На второй этаж допускается устанавливать тран-ры мощностью ≤ 1000 кВА. Установка транс-ров выше второго этажа и ниже 0,5 м от уровня пола, когда над или под ними находится значительное количество людей запрещена.

При расположении масляных трансформаторов внутри цеха их устанавливают в отдельных камерах с проходами для осмотра при этом под каждым масляным трансформатором устанавливают маслоприемник, как для трансформатора с массой более 600 кг, кроме этого предусматривают вентиляцию камер трансформаторов. Забор воздуха в цехах с нормальной средой осуществляют из цеха, в цехах с пыльной средой – снаружи.

П/ст состоит: 1 или 2 трансформатора, РУНН ( отсутствует в блоке трансф-р – магистраль).

По местам расположения различают встроенные, пристроенные, внутрирасположенные и отдельно стоящие п/ст.

Внутрицеховые ТП наиболее приближены к ЭП и дают максимальную экономию цветного металла и снижению потерь. Для внутри цеховой п/ст применяют совтоловые ТНЗ и сухие трансформаторы ТС.

Наружные п/ст строят при питании от п/ст нескольких цехов и чаще всего в них размещают масляные трансформаторы.

Цеховые ИП устанавливают вдоль длинной стороны цеха как можно ближе к центру нагрузок, но иногда выгодным оказывается смещение ТП в сторону ИП. Число трансформаторов определяется категорией надежности потребителей:

1 трансформатор: для питания III категории; для питания II категории, если транс-р питается по двум МЛ или КЛ; для I категории, если они составляют ≤ 15 % от общей нагрузки с наличием автоматического регулирования по НН.(при резерв. по НН)

2 транс-ра: при преобладании I и II категории; при неравномерном суточном или сезонном графике нагрузки для уменьшения потерь; при поэтапном наращивании нагрузки; при высокой плотности нагрузки > 0,4 кВА/м².

Более двух трансформаторов: мощное сосредоточение нагрузки (2 транс-ра не могут покрывать нагрузку); отсутствие условий для распределения транс-ров по площади цеха; при толчковых нагрузках ( качество Э/Э); раздельное питание силовой и осветительной нагрузки, при неравномерной нагрузке, поэтапном вводе нагрузки.

Выбор мощности:

Для предварительной оценки мощности транс-ра используется показатель мощности нагрузки:

σ < 0,2 рекомендуется мощность < 1000 кВА;

σ 0,2÷0,5 рекомендуется мощность < 1600 кВА;

σ > 0,5 мощность 2500 кВА.

Выбор мощности транс-ра осуществляется по среднемаксимальной мощности за наиболее загруженную смену.

Вводится предположение, что в сети НН осуществлена полная компенсация реактивной мощности: S_СМ=Р_СМ.

где К_З=0,7 – для I категории 2 транс-ой п/ст;

К_З=0,8 – для II категории 1 транс-ой п/ст при наличии резерва на НН. К_З=0,9 - 0,95 при преобладании нагрузок II категории, при наличии резерва транс-ров , и для II категории.

Значения К_З транс-ров определены из условия взаимного резервирования транс-ров в аварийном режиме с учетом допустимой перегрузки оставшегося в работе транс-ра в 1,4 раза на время максимума нагрузки с общей продолжительностью 6 часов на 5 суток. 1,4 S_Н ≥ S_Р.

Для комплектных трансформаторных подстанции коэффициент перегрузки равен 1,3.

1-7. Выбор схем, напряжений и режимов присоединения предприятия к энергосистеме.

ГПП – п/ст, получающая питание от энергосистемы, преобразующая и распределяющая э/э на более низком напряжении (6 – 35 ) кВ по предприятиям.

ГРП – п/ст предприятия, получающая питание от энергосистемы и распределяющая ее на том же напряжении.

ПГВ – п/ст с первичным напряжением 35 – 220 кВ выполненная как правило по упрощенным схемам коммутации на первичном напряжении с глухим присоединением к питающим линиям, получающая питание непосредственно от энергосистемы или ГРП предприятия и предназначенная для питания отдельного объекта.

1. схема ГРП (радиальное питание, напряжение сети внешнего ЭС совпадает с высшим напряжением сети предприятия).

ГРП – когда место собственной э/ст совпадает с центром электрических нагрузок.

2. Схема ГПП без выключателей на стороне ВН. Дешевле и надежней в эксплуатации, чем схема с выключателями, применяются когда ежедневно операции включения и отключения не производятся.

не применяется, когда в голове линии используются воздушные выключатели

для маломощных потребителей (до 4000 кВА).

Возможно пофазное срабатывание предохранителей. Трудно согласовать защиту на стороне ВН и НН.

применяются для Т до 4000 ч (если не требуется газовая защита) напряжение больше 6300 ВА при установке защит всех видов.

Место расположения ГПП должно быть максимально приближено к ЦЭН:

Однако математическое определение ЦЭН не значит однозначное его определение, т.к: нагрузки меняются, сменный режим, ввод новых мощностей. Поэтому говорят о зоне рассеяния ЦЭН.

3. ПГВ целесообразны на средних и крупных предприятиях при наличии концентрированных узлов нагрузки, находящихся на значительном расстоянии.

Это ПГВ выполняют на 20 – 110 кВ, реже на 220 кВ, когда напряжение от энергосистемы вводят по схеме двойной транзитной магистрали на территории предприятия.

Трансформаторы устанавливают непосредственно у цехов. Однако иногда при малых нагрузках трансформация 110/0,4 не рациональна, поэтому применяют промежуточную трансформацию.

ГВ вообще по технико-экономическим показателям может быть на 40 – 60 % дешевле.

Как правило ГВ выполняются по схеме в виде магистральных воздушных линий проходящих в зоне основных нагрузок. Вообще при ГВ прием энергии децентрализуется, т.е. производится не от ГПП, а от нескольких п/ст, расположенных вблизи нагрузок.

Магистральные ГВ применяются при малозагрязненной окружающей среде, когда имеется возможность провести ВЛ по территории.

К одной магистрали присоединяются не более 4 п/ст. Магистральная схема дешевле радиальной, но зато аварий больше.

Радиальные схемы ГВ применяются в виде ВЛ и КЛ по блочной схеме линия – трансформатор.

Преимущества ГВ: меньше количество трансформаций; улучшенная возможность для регулирования напряжения; схемы дешевле и проще; большая надежность; меньше токи КЗ и рабочие токи; дешевле оборудование; УРП

1-8. Схема внутреннего эл. снабжения ( магистральные, радиальные), конструктивное выполнение, область применения.

Схемы внутреннего эл. снабжения зависят от многих факторов: категория надежности эл. снабжения; размещения нагрузок; площади предприятия. Наибольшее распространение получили ступенчатые схемы.

Одноступенчатые: характерны при компактном расположении нагрузок, когда требуется высокая надежность, при резко переменных нагрузках, вызывают колебания напряжения.

Двухступенчатые: питание от ГПП подводится к узлу нагрузки, а далее распределяется по потребителям

Трех и более обычно не применяются т.к. дорогие схемы и сложная РЗ.

Распредпункты (РП) целесообразно применять при числе отходящих линий не менее 8. Применение РП позволяет разгружать основные пункты питания ГПП, где устанавливаются ячейки с дорогостоящим оборудованием, и от самих РП питаются маломощные цеховые п/ст, отдельные ЭД, небольшие печи.

Схемы внутреннего эл. снабжения подразделяются на радиальные, магистральные и смешанные.

1. Радиальные: распределение э/э обычно предусматривается при наличие потребителей I категории для питания потребителей резко-переменной нагрузки, вызывающие колебания в сети. Такие схемы обладают достаточной гибкостью и удобством эксплуатации. На цеховых п/ст – схемы упрощенные, без шин на стороне ВН. Трансформаторы п/ст питаются от разных шин РП или от разных РП.

Использование перемычек позволяет избежать перебои нагрузки.

Одноступенчатая радиальная

2. Магистральные: целесообразно, когда нагрузки располагаются упорядоченно по какому-либо направлению от ИП. Питающие линии последовательно заходят в каждый из приемников. Уменьшают число звеньев коммутации, снижается количество ячеек с выключателями. Используются: - при упорядоченном расположении п/ст на территории предприятия, при котором трасса прохождения магистрали получается наиболее короткой; - когда они имеют технико-экономические показатели лучше, чем у радиальных схем.

Магистрали бывают: одиночные, сквозные (разновидность одиночных), двойные, кольцевые.

Сквозные: получают питание обычно от двух независимых ИП.

Двойные: питание осуществляется по двум линиям от разных секций шин одного источника питания (аналогично от двух независимых ИП.

Двойные магистрали и одиночные с двух сторонним питанием позволяют питать потребители любой категории.

Кольцевые: не характерны для пром. п/ст: неэкономичное потокораспределение, сложная РЗ.

При воздушной магистрали рекомендуется глухое присоединение ответвлений без захода на п/ст. При КЛ обычно выполняется магистраль по мостиковой схеме.

При передаче больших потоков энергии применение магистралей КЛ не экономично, при меняют схемы с использованием гибких и жестких токопроводов

1-9. Выбор и проверка сечений проводов и кабелей выше 1000В.

Сечения проводов и жил кабелей выбирают по техническим и экономическим условиям.

Экономические условия выбора заключаются в определении сечения линии, приведенные затраты на сооружения которой будут минимальны.

К техническим условиям относят выбор сечений по нагреву расчетным(усл.прокладки) и послеаварийным током, проверку по экономической плотности тока ( > 1000 В проверяют все провода и кабели, до 1000 В – с Т_НБ ≥ 4000 – 5000 ч), проверку по условиям коронирования, механической прочности, нагреву от кратковременного выделения тепла током КЗ, потерям напряжения в нормальном и послеаварийном режимах.

1. Выбор по допустимому токовому нагреву производится: I_Р ≤ I_ДОП∙К_ПОПР , где I_ДОП - табличное значение допустимого тока; К_ПОПР – поправочный коэффициент. ПУЭ регламентирует 4 поправочных коэффициента: на число параллельно работающих кабелей; на удельное сопротивление земли (1,13 – 0,75); на температуру ОС (1,48 – 0,36 применяется до 1кВ); на способ прокладки (короба, блоки) применяется до 1кВ. Сечение кабеля должно выбираться по данным участка с наихудшими условиями охлаждения, если его длина более 10 м.

2. Сечение по экономической плотности тока. .

Не подлежат проверке по экономической плотности тока: - сети до 1кВ, при Т_НБ < 4000 – 5000ч.; - ответвления к отдельным ЭП и осветительные сети; - сборные шины всех напряжений; - сети временных сооружений сроком службы до 4 – 5 лет.

3. Проверка по механической прочности. Минимальное сечение шин, проводов и кабелей с учетом их механической прочности должны быть не менее сечений, приведенных в справочной литературе.

4. Расчет сети по потере напряжения. Должны обеспечивать необходимый уровень и зажимах ЭП. Допустимые отклонения напряжения: освещение ± 5 %; ЭД ± 5 %, ДСП, печи сопротивления ± 5 %. Напряжение на зажимах наиболее удаленного от трансформатора может быть рассчитано:

U_ХХ – напряжение на зажимах вторичной обмотки трансформатора.

5. Проверка по току КЗ: до 1кВ на термическую устойчивость следует проверять, когда присоединяют к цеховому транс-ру > 1000 кВА или при защите аппаратами имеющими выдержку времени > 1 с.

t_n – приведенное время;

- коэфф-нт, зависящий от материала проводника;

I – установившееся значение тока КЗ.

Шинопроводы проверяют на эл. динамическую устойчивость.

1-10. Реактивная мощность в системах эл. снабжения. Явления, связанные с ее передачей.

При постоянном токе: Р=U∙I

При переменном токе: Р=U∙I∙cos φ; φ – угол между напряжением и током; Р<U∙I;

При передаче э/э на переменном токе возникает процесс обмена э/э между источниками и эл. магнитными полями отдельных элементов (ЛЭП, транс-ры, компенсаторы).

Основными источниками реактивной энергии – являются генераторы.

Полная мощность: S=U∙I – (кажущаяся мощность). В частном случае если суммарное индуктивное сопротивление равно суммарному емкостному, то полная мощность равна активной.

Реактивная мощность связывает полную и активную: Q – условная величина, она не производит полезной работы (не преобразуется в другие виды энергии). Для ее выработки не требуется затрат др. видов энергии. Q – не имеет физического смысла.

Q пульсирует по сети ¼ периода она протекает в одном направлении ( накапливается в емкостях), другую ¼ периода – в другую сторону (в виде э/магнитной энергии в индуктивностях).

Источником Q является любой элемент у которого ток опережает напряжение ( направление Q совпадает с направлением источника).

Для эл. цепей однофазного тока, если ЭДС и ток синусоидальны, то Q=U∙I∙sinφ;

Для однофазных цепей переменного тока, когда ЭДС синусоидальна, а ток несинусоидален, то реактивная мощность складывается из двух составляющих: Q^/ – мощность сдвига, обусловленная взаимодействием ЭДС источника и тока основной гармоники; - и Т –реактивная мощность искажения, обусловленная взаимодействием ЭДС и всеми гармоническими составляющими тока, отличными от основной гармоники.

Активная мощность вырабатывается централизованно.

Реактивная мощность вырабатывается и потребляется по всей сети.

Явления, связанные с передачей Q:

1. Возникают дополнительные потери активной мощности во всех элементах сети, где протекает Q:

следовательно передача Q на большие расстояния нецелесообразна, хотя генерация ее на э/ст дешевле, чем на месте.

2. Возникают дополнительные потери напряжения:

3. Загрузка Q трансформаторов и ЛЭП уменьшает их пропускную способность по активной мощности, => увеличение сечения проводов, > мощности транс-ров, => > кап. затраты.

4. Недоиспользование генераторов по активной мощности, вследствие недогрузки их по Q.

5. Необходимость увеличения мощности генераторов, вследствие увеличения потерь активной мощности при протекании Q по эл. сети.

1-11. Источники реактивной мощности и их технико-экономические характеристики.

Источником реактивной мощности - является любой элемент, у которого ток опережает напряжение.

Основным ИРМ являются генераторы.

На предприятиях в качестве ИРМ используют средства компенсации реакт. мощ-ти: СД и БК.

Технические характеристики:

СД: за счет изменения тока возбуждения можно плавно изменять генерацию Q ( или потребление) в достаточно широких пределах. Потребление – в режиме недовозбуждения. СМ обладает хорошими статическими характеристиками Q=f(U) при медленном изменении U.

При аварии уменьшают U и в СМ происходит форсировка возбуждения, которая приводит к > генерации Q, СМ менее чувствительны к несинусоидальности U.

Q=5000 до 75000 квар

Потери активной мощности ΔР=0,32÷0,15 кВт/квар.

Недостатки : -шум; - сложность в экспуатации.

БК: Нет вращающихся частей, => простота эксплуатации и обслуживания, бесшумность в работе; невысокая удельная стоимость, не дефицитность материалов.

Недостатки: не позволяют плавно регулировать Q; обладает отрицательным регулирующим эффектом; достаточно высокая чувствительность к U и I высших гармоник; высокая пожаро опасность (маслонаполненные БК).

Экономические характеристики: определяются удельными затратами на выработку 1квар. Чем мощнее СМ, тем меньше потери в якорной цепи, < удельные затраты (затраты на генерацию у СД больше в 20 раз, чем у СГенераторов).

Потери активной мощности на выработку Q у БК значительно меньше, чем у СД. Но у СД мощностью порядка 1000кВт затраты на выработку Q выравниваются с БК.

Чем > мощность СД, тем они экономнее.

Q=U²ωc – мощность компенсирующего устроиства.

Источником ИРМ также явл. ЛЭП.

Q=U²b₀l b₀- См/км - проводимость.

Для ВЛ – 110 кВ – Q=100 квар/км

- 220 кВ - Q= 415 квар/км

Чтобы создать баланс мощностей – на землю ставят реактор. Чтобы не было избытка Q_P

Для КЛ – 10 кВ – Q_P= 25 квар/км

СТК (Статические терристорные компенсаторы)

Состоят из парралельно подключённых БК и реакторов, которые через тр-р подключены к стороне ВН. Регулировка осуществляется терристорами. СТК могут потреблять и генерировать реактивную

энергию.

Конденсаторы всегда соединены в Δ.

1-12.Мероприятия по снижению потребления реактивной мощности, не требующие применения спец. устройств и целесообразные во всех случаях.

Одним из основных вопросов решаемых при проектировании и эксплуатации является вопрос о компенсации Q.

Так как основными потребителями Q являются АД (50 – 70 %), трансформаторы (20 – 25 %), вентильные преобразователи и др. приемники (10 %), то основными явл-ся следующие мероприятия:

1. Замена малозагруженных АД, двигателями меньшей мощности.(при К_з )

2. Понижение напряжения у двигателей, систематически работающих с малой загрузкой. .(ведёт к понижению Qр ,и увелич. cos φ, )

3. Ограничение ХХ двигателей и сварочных трансформаторов.(Рекомендуется откл. эл. дв-ль ,эл.оборудование если пауза в работе более 10 сек. )

4. Надо добиваться оптимальной загрузки оборудования . К_З=0,75÷1.

5. По возможности применять двигателя с короткозамкнутым ротором (уменьшится мощность рассеивания).

6.Характеристики общепромышленных двигателей имеют лучшие хар-ки

7.Повышение качества ремонта двигателей (с ремонта должен выходить по паспортным данным(P,n,cosφ,КПД,U,соед.обмоток))

8.Замена недогруженных трансформаторов (по возможности)

9.Переход в ночное время на работу на 1-м тр-ре.

10. Переключение обмоток с Δ на звезду

При нагрузках АД меньше номинальной, прирост потребления Q по сравнению с приростом на ХХ пропорционален квадрату коэффициента загрузки двигателя:

т.о. Q потребляемая двигателем при произвольной загрузке:

Коэффициент мощности двигателя уменьшается при уменьшении его загрузки. Замена систематически мало загруженных двигателей двигателями меньшей мощности способствует повышению коэфф-та мощности промышленных эл. установок.

1-13. Конденсаторы как источники реактивной мощности, их достоинства и недостатки. Схемы включения и защиты конденсаторных установок. Разряд конденсаторов.

Конденсаторы – спец. емкости, предназначенные для выработки Q.

По своему действию они эквивалентны перевозбужденному синхронному компенсатору и могут работать как генераторы Q. Конденсаторы изготавливают на напряжение до 1кВ и выше.

До 1 кВ исполнение как 3-х фазное, так и 1 фазное. Выше 1кВ – однофазное. При напряжении выше 10кВ применяют схему Y с параллельно последовательным соединением конденсаторов в каждой фазе.

Схемы БК определяются режимом работы СЭС и своей емкостью. Выпускаются комплектные конден. установки как регулируемые , так и не регулируемые.

Преимущества конденсаторов:

1. Малые потери активной мощности (0,0025 – 0,005 кВт/кВар).

2. Простота эксплуатации.

3. Простота монтажных работ.

4. Возможность установки конденсаторов в любом сухом помещении.

5. простота устройств, дешевизна материалов.

Недостатки:

1. Зависимость генерируемой энергии от напряжения.

2. Высокая чувствительность к наличию высших гармоник.

3. Недостаточная устойчивость к токам КЗ и перенапряжениям.

Установки конденсаторов бывают индивидуальные, групповые и централизованные.

Индивидуальные: чаще применяют на U=660 В, в этих случаях конденсаторы присоединяют наглухо к зажимам применика.

Групповые: конденсаторы присоединяют к РП сети, при этом использование установленной мощности увеличивается. Обслуживается сразу несколько ЭП.

индивидуальное групповое

При централизованном – БК присоединяют на стороне ВН ТП пром. пред-ия. В этом случае использование установленной мощности наиболее высокое. Не рекомендуется установка БК напряжением 6- 1- кВ мощностью менее 400 квар с помощью отдельного выключателя и менее 100 квар с помощью общего выключателя с силовым транс-ром, АД и др. ЭП.

Разрядка БК должен осуществляться автоматически после каждого отключения батареи от сети. Поэтому к ней должно быть постоянно подключено спец. разрядное сопротивление: активное (омическое). Функции сопротивления могут выполнять трансформаторы напряжения. Время разряда конденсаторов менее 1 мин.

Для коммутации конденсаторов U>1 кВ применяют вакуумные или элегазовые выключатели.

Для защиты от токов КЗ используется масляные выключатели

(ВМП -10) – но для частых коммутаций плохо пригодны.

Схемы включения конденсаторов:

1-14. Самозапуск эл. двигателей. Особенности самозапуска. Выбег эл. двигателей.

Самозапуск – это автоматическое восстановление работы ЭД после кратковременного нарушения работы ЭД или после глубокого провала напряжения.

--это 1 из способов повышения надёжности работы потребителей

Основная задача СЗ: недопустить массовой остановки ЭД при исчезновении напряжения, это связано с обеспечением надежности работы отдельных агрегатов, т.к. это может создать опасность для людей. СЗ необходим на э/ст, в хим. пром-ти.

Особенности СЗ:

1. Одновременно может пускаться группа двигателей.

2. При этом двигатели могут пускаться под нагрузкой.

3. В момент подачи повторного напряжения некоторые двигатели еще находятся во вращении.

В результате СЗ может произойти травмы персонала, разрушение приводного механизма, может протекать пусковой ток.

ток самозапуска.

Появление больших моментов у быстроходных СД при перерыве эл. снабжения 0,5 – 0,8 с.

По моменту сопротивления можно разделить:

1. С постоянным моментом на валу :

2. С переменным моментом сопротивления:

Условия самозапуска: В момент подачи U электро-магнитный момент дв-ля д.б. больше М сопротивления М_Э 1,1М_С

Облегчение самозапуска :

1.Секционирование распред. устроиств;

2.Уменьшение R КЗ сети – с целью уменьшения провала U при самозапуске.

3. Применение последовательного самозапуска.

Электромеханическая постоянная времени- Т_а численно равно времени торможения дв-ля при Мс=Мном или численно равен времени разгона дв-ля при избыточном моменте равном номинальному. Для определения скорости вращения в процессе исчезновения или снижения напряжения на шинах определяется по кривым дв-ля:

t_П – время перерыва эл. снабжения .

1 и 2 – для двигателей с пост. моментом сопрот.

3 и 4 – для двигателей с перем. моментом сопрот.

Индивидуальный выбег: когда каждый двигатель выбегает по разному независимо от разных ЭД.

Групповой выбег: несколько двигателей подключены к одной секции, а нагрузка двигателей различная.

При выбеге эл. дв-ля определяется инерционность вращающихся масс ротора и статора.

При пропадании U более тяжёлый дв-ль начинает подпитывать малый дв-ль и он начинает тормозить медленней.

1-15. Условия самозапуска асинхронных двигателей. Обеспечение самозапуска.

Условия самозапуска:

1. Момент дв-ля к моменту подачи напряжения должен быть достаточным, чтобы дв-ль развернулся до номинальной частоты: М_ДВ≥1,1М_СОПР.

2. Температура обмоток ЭД д.б. не больше допустимой.

У ротора - для одноклеточных ⁰

- для двухклеточных ⁰

У статора 135⁰

Находится момент СЗ. Величина момента зависит от величины напряжения на зажимах двигателя.

1. Определяется скорость до, которой выбежит двигатель.

2. Определяется сопротивление двигателя и внешней цепи.

3. Определяется напряжение, которое будет на двигателе при повторной его подаче.

4. Опред-тся момент двигателя (остаточный).

5. Определяется время СЗ двигателя (разгон до номинальной частоты).

6. Опред-ся дополнительный нагрев дв-ля в результате СЗ.

1-16. Основные способы самозапуска синхронных двигателей. Обеспечение самозапуска.

Способы СЗ СД:

1. С глухим присоединением возбудителя (с форсировкой возбуждения или без нее).

2. С введением разрядного сопротивления в цепь:

а). При срабатывании контакта М возбудитель отключается от ротора и происходит рассинхронизация.

б). При отключении М возбудитель остается подключенным к ротору, но через разрядное сопротивление. РЧ – реле частоты.

При асинхронной скорости в роторе наводятся ЭДС определенной частоты, реле срабатывает на отключение возбудителя и на введение добавочного сопротивления.

Обеспечение СЗ:

1. При невозможности обеспечить СЗ всех СД прежде всего обеспечивается СЗ ответственных механизмов при отключении не ответственных.

2. Может быть применен последовательный СЗ: двигатели разбиваются на две группы: легкие (с малой Т_а) и тяжелые. Тяжелые ЭД во время перерыва отключаются от сети автоматикой и пускаются после легких двигателей. Для создания благоприятных условий СЗ рекомендуется применение СД с использованием форсировки возбуждения для повышения уровня напряжения и облегчения вхождения в синхронизм.

3. Секционирование:

4. Уменьшение индуктивностей сопротивлений внешней сети за счет правильного выбора реакторов.

1-17. Системы эл. снабжения с изолированной нейтралью.

В системах с изолированной нейтралью при замыкании фазы А на землю: I_А=0.

При замыкании первой фазы на землю ток замыкания на землю в 3 раза больше, чем ток утечки в нормальном режиме.

Ток замыкания на землю:

Ua

Uо

U’в

где l – длина электрически связанных линий на той же ступени, где происходит замыкание.

Достоинства: при замыкании первой фазы на землю может осуществляться бесперебойное эл. снабжение в течение двух часов пока бригада не устранит неисправность.

Недостатки: необходимость повышение уровня изоляции, что ведет к увеличению кап. затрат, а возможность возникновения двух фазного КЗ после работы системы с одно фазным КЗ требует установки устройств контроля изоляции, это дополнительные затраты. Возможность возникновения дуги => пожар, опасное эл. механическое влияние на ЛС. Допускаются токи однофазного КЗ: 6 кВ – 30 А; 10 кВ – 20 А; 20 кВ – 15 А; 35 кВ – 10 А.

Применяется : - в сетях массового обслуживания 6-10 кВ;

- трёхпроводные сети 0,4 кВ

- иногда 35кВ

В сетях выше 35 кВ – прим. глухозаземлённая нейтраль , иначе к каждой гирлянде изоляторов придётся добавлять озоляторов.

Если токи превышают, то применяют схемы компенсации емкостных токов, т.е. между нейтралью и землей включается индуктивность. Поскольку индуктивные и емкостные токи отличаются по фазе на 180 градусов, то вместе замыкания на землю они компенсируют др. друга.

Полная компенсация не получится, т.к. не учитывается акт. сопротивление и несимметрия фаз.

Достоинства: предупреждается пробой изоляции, при этом нет опасности загорания дуги, увеличивается время работы в таком режиме, отсутствие значительного влияния на ЛС.

Недостатки: удорожание схемы, усложнение эксплуатации, сложнее релейная защита, т.к. нужна повышенная чувствительность.

1-18. Системы эл. снабжения с глухозаземленной нейтралью.

Применяется в сетях напряжением 0,4 кВ, 110 кВ и выше.

Ток однофазного КЗ может быть больше тока трех фазного КЗ. Напряжение неповрежденных фазы относительно земли

(небольшое смещение нейтрали). Работа в таком режиме не допускается. Отключение замыкания происходит за счет величины тока КЗ.

Достоинства: - не нужно делать усиленную изоляцию, меньше кап. затраты; - обеспечена четкая работа релейной защиты ( надежность, селективность, быстродействие); - стабилизируется потенциал нейтрали относительно земли.

Недостатки: - любое КЗ на землю нужно отключать, т.к. токи большие, отключение потребителей; - сильное влияние на ЛС (линии связи); - удорожание РЗ (РЗ в трех фазах, для ограничения бестоковой паузы требуется быстродействующее АПВ); - затраты на заземляющие устройства; - опасность поражения людей, вследствие больших шаговых напряжений и напряжений прикосновения.

Применяется в сетях свыше 35 кВ, в четырёхпроводных сетях 0,4 кВ.

На некоторых подстанциях , когда ток однофазного КЗ больше тока 3 фазного КЗ разьединяют неитраль:

1-19. Тарифы на эл. энергию.

Тарифы предназначены для расчет потребителей с эн. системой для покрытия затрат на:

- производство, передачу и распределение э/э потребителям;

- общесистемные затраты на обеспечение надежности эл. снабжения;

- поддержание резервных мощностей;

- амортизацию и замену ОФ;

- мероприятия по регулированию графика нагрузки.

Большая часть затрат идет на топливную составляющую ( около 50 %), отчисления на амортизацию (1/4), ремонтные материалы, стоимость потерь э/э.

Требования к тарифам:

1. Должны отражать все виды затрат,

2. Должны способствовать снижению общих народнохозяйственных затрат.

3. Должны быть дифференцированы по времени суток, дням недели, сезонам.

4. Должны дифференцироваться по регионам.

5. стимулировать потребителей ( снижать нагрузку в часы пик и повышать ее в часы ночных провалов.

6. Должны быть ясные по своей цели.

7. Должны обеспечивать простоту измерения и расчетов с потребителями.

Основные виды тарифов:

1. Тариф по счетчику эл. энергии: П=Э∙b;

Э – количество э/э по счётчику, b – ставка за 1 кВт*ч.

Недостаток: не стимулирует max. и min. Нагрузок.

2. Двухставочный тариф с основной платой за заявленный максимум:

_{РЗ.М.А.- стоимость 1 кВт заявленного максимума.}

_{Если потребители потребили больше заявленной Э/Э , то за разницу берут штраф в пятикратном размере , если меньше тоже штраф.}

_{Предприятие стимулируется к меньшим потреблениям мощности в часы максимума.}

3. Одноставочный, дифференцируемый по зонам суток , необходимы двух или трех ставочные счетчики, но они проще чем счетчики с фиксацией максимума. Способствует снижению расхода э/э путем выравнивания графика нагрузки. Стимулирует уход из пика нагрузок.

П=W₁b₁+W₂b₂+W₃b₃

Указанные тарифы дифференцируются по :

1. По уровню U на котором получает Э/Э потребитель:

- ВН – 110 кВ и выше

- СН1 – среднее U 1 уровня 35 кВ

- СН2 - среднее U 2 уровня 6-10 кВ

- НН - низкое U 0,4 кВ и ниже

2. По группе потребителей :

Различают: - базовых (заявленная P=20 МВт и выше и Т_МАX=7500 ч/год)

- прочие потребители – это все остальные потребители кот. не относятся к базовым

- население –для населения тариф регулируется государством.