2. Расчёт токов симметричных и несимметричных коротких замыканий в именованных единицах в сетях до 1 кВ.

 Расчет периодической составляющей тока КЗ і-ого источника выполняется с помощью метода узловых напряжений. Находятся потенциалы в узлах во время КЗ . А дальше по выражению (1.1) находим периодическую составляющую тока КЗ і-ого источника:

     где Inoi- периодическая составляющая тока КЗ і-ого источника для t=0; Eфi - ЭДС і-ого источника (фазная величина);Uy фi- напряжение в узле, к которому присоединен источник (фазная величина); Zi- внутреннее сопротивление і-ого источника.

 Известно, что расчет симметричного КЗ делается для одной фазы при условии, что сопротивления всех трех фаз элементов одинаковые. 

Активные элементы расчетной схемы - электрическая система, генераторы и электродвигатели, синхронные компенсаторы представлены соответствующими ЭДС и внутренними сопротивлениями, а все другие пассивные элементы - только сопротивлениями.      Для расчета несимметричных КЗ предусмотрено автоматическое формирование схем замещения прямой, обратной и нулевой последовательностей.      Расчет ведется методом узловых потенциалов (основой решения системы уравнений есть метод квадратных корней), что разрешает обнаружить потенциалы во всех точках расчетной схемы и дает возможность определения тока подпитки места КЗ от каждого из источников ЭДС. 

Билет 12

1. Определение расчётной нагрузки по средней мощности и коэффициенту формы графика нагрузки.

Коэффициент формы графика

kфг = 1–1,2 – для групповых графиков;

kфг = 1–3 – для индивидуальных графиков.

Например, режим работы насосного агрегата привода нефтедобывающего станка-качалки характеризуется периодическим графиком нагрузки (рис. 2.9). Коэффициент формы такого графика составляет около 2-х, что приводит к высоким потерям мощности и энергии в элементах электроснабжения данной установки. Поэтому, с целью снижения потерь, к одному источнику питания (трансформатору) подключают несколько таких агрегатов, в результате чего выравнивается групповой график нагрузки.

Например, режим работы насосного агрегата привода нефтедобывающего станка-качалки характеризуется периодическим графиком нагрузки (рис. 2.9). Коэффициент формы такого графика составляет около 2-х, что приводит к высоким потерям мощности и энергии в элементах электроснабжения данной установки. Поэтому, с целью снижения потерь, к одному источнику питания (трансформатору) подключают несколько таких агрегатов, в результате чего выравнивается групповой график нагрузки.

2) Расчёт потерь мощности и электроэнергии в заводских сетях электроснабжения.

Потери активной мощности (кВт) и электроэнергии (кВт-ч) по среднеквадратичному току определяют по формулам:

Потери реактивной мощности (квар) и реактивной энергии (квар-ч) составят:

где R и X - активное и индуктивное сопротивления воздушной или кабельной линий.

Билет 13

1. Определение расчетной нагрузки по средней мощности и коэффициенту максимума (метод упорядоченных диаграмм).

Коэффициент максимума характеризует превышение максимальной нагрузки над средней за максимально загруженную смену. Величина, обратная коэффициенту максимума называется коэффициентом заполнения графика нагрузки kзап:

Расчёты нагрузок проводят для активных и для реактивных мощностей.

Недостаток метода упорядоченных диаграмм в том, что он не содержит элемента прогнозирования нагрузок.

Порядок расчёта по методу упорядоченных диаграмм:

1) все электроприёмники разбиваются на однородные по режиму работы группы с одинаковыми значениями коэффициентов использования и коэффициентов мощности,

2) в каждой группе электроприёмников и по узлу в целом находят пределы их номинальных мощностей и приведённое число приёмников, при этом все электроприёмники приводятся к ПВ=100%,

3) подсчитывают номинальную мощность узла,

4) определяют для групп электроприёмников коэффициент использования и коэффициент мощности cosφ по справочным таблицам и по характеристикам оборудования,

5) определяют активную и реактивную потребляемую мощность за наиболее загруженную смену: Qсм=Рсмtgφ,

6) определяют суммарную активную и реактивную нагрузку для узла для разнородных групп электроприёмников,

7) определяют средневзвешенное значение коэффициента использования узлаи коэффициента мощности по tgφуз:

8) определяют эффективное приведённое число электроприёмников nп,

9) с учётом коэффициента максимума определяют расчётную максимальную нагрузку,

10) определяют полную мощность:

и расчётный ток:

2. Расчёт электрических нагрузок сельскохозяйственных потребителей в сетях до 1кВ

Расчет электрических нагрузок в сетях 0,38 кВ производится исходя из расчетных нагрузок на вводе потребителей и соответствующих коэффициентов одновременности отдельно для дневного и вечернего максимумов: Р_Д = К_О · ∑ Р_ДI (2.1) Р_В = К_О · ∑ Р_ВI, (2.2)  где Р_Д, Р_В – расчетная дневная, вечерняя нагрузки на участке линии или шинах трансформаторной подстанции кВт; К_О – коэффициент одновременно­сти, табл. 2.1; Р_ДI, Р_ВI – дневная, вечерняя нагрузки на вводе I-го потребителя, кВт, табл. 2.2.

При смешанной нагрузке отдельно определяются нагрузки на участках сети с жилыми домами, с производственными, общественными помещениями и коммунальными предприятиями с использованием соответствующих коэффициентов одновременности. Суммирование нагрузок участков сети производится по табл.2.3. Полная мощность на участках сети 0,38 кВ определяется из расчетных активных нагрузок Р_Р этих участков и соответствующих коэффициентов мощности (cosφ), приведенных в табл.2.4, .

Билет 14

1. Определение электрической нагрузки по методу коэффициента расчётной нагрузки.

Под расчетной понимается такая условная нагрузка, которая эквивалентна реальной нагрузке

по наиболее тяжелому тепловому эффекту. В связи с этим рассматривают следующие 2 определения расчетной нагрузки:

1. Расчетная нагрузка, определяющая нагрев (износ) изоляции.

2. Расчетная нагрузка, определяющая нагрев токоведущих частей.

Из двух значений расчетной мощности используют наибольшее значение. Как правило, этим значением является нагрузка, которая обусловливает наибольший нагрев проводника над температурой окружающей среды. При этом значение расчетной мощности определяется как:

2) Определение расчётной нагрузки однофазных электроприёмников.

При подключении к трехфазной четырехпроводной сети одного, двух или трех однофазных приемников различной мощности на фазное напряжение (1ф + 0), например сварочных трансформаторов, условная трехфазная мощность принимается равной тройной нагрузке наиболее загруженной фазы: Р_3фу = 3S_пв √ПВ cosφ = 3Р_{одноф ном}, где S_пв – паспортная мощность, кВА;

Р_{одноф ном} – номинальная мощность наиболее загруженной фазы, кВт.

При включении на линейное напряжение условная трехфазная мощность: одного электроприемника

Р_3фу = √3 Р_{одноф ном},

двух, трех электроприемников

Р_3фу = 3Р_{одноф ном.}

Если электроприемников больше трех и они имеют одинаковые К_и и cosφ, тогда

Р_{3ф max} = 3Р_{одноф ном} К_и К_р.

Для определения К_р необходимо определить эффективное число электроприемников: n_э =, где ∑Р_{одноф ном} – сумма номинальных мощностей однофазных электроприемников данного расчетного участка сети; р_{одноф max} - наибольшая максимальная мощность однофазного электроприемника.

Расчетная максимальная нагрузка

Р_р =К_р Р_см = К_р К_и Р_ном.

Общая средняя мощность для данного участка сети, к которому подключены однофазные и трехфазные электроприемники,

Р_см = Р_{см трехф} + 3Р_{см одноф}, где Р_{см трехф} – суммарная средняя мощность трехфазных электроприемников за наиболее загруженную смену.

Аналогично определяют Q_см.

Билет 15

1. Расчёт электрических нагрузок сельскохозяйственных потребителей в сетях 6…20 кВ

Р_В=К₀*Р_Вi (1.2)

где К₀ – коэффициент одновременности;

Р_Д, Р_В – расчётная дневная, вечерняя нагрузка на участке линии или шинах трансформаторной подстанции, кВт;

Р_Дi , Р_Вi – дневная, вечерняя нагрузка i-го потребителя и i-го элемента сети, кВт.

Расчётные электрические нагрузки потребителей суммируются с коэффициентами одновремённости приведёнными (в таблице) в сетях 6 – 20 кВ,

2) Выбор коммутационных и защитных аппаратов в сетях до 1 кВ.

Для защиты электрических сетей и электрооборудования до 1 кВ от ненормальных режимов применяют автоматические выключатели, плавкие предохранители и различные комбинированные аппараты.  Предохранители дешевле и проще в эксплуатации, чем автоматы, но автоматические выключатели по сравнению с предохранителями имеют ряд преимуществ: при перегрузках и КЗ отключают все фазы защищаемой сети и исключают неониофазные режимы; уменьшают длительность простоя электроустановок; более безопасны в обслуживании.  Автоматы применяют при использовании средств и устройств автоматики и в случаях необходимости автоматического или дистанционного управления, быстрого восстановления напряжения и при частых аварийных отключениях.  В других случаях рекомендуется применять инерционные и безинерционные предохранители, при этом инерционность предохранителя выбирается в зависимости от характера нагрузки. Для исключения наполиофазных режимов применяют предохранители с блок-контактном в сочетании с пускателями или контакторами. Перспективны полупроводниковые (электронные) защитно-коммутационные и пускорегулирующие устройства: тиристорные выключатели, пускатели, станции управления и т.п. 

В целом условия согласования характеристик аппаратов защиты (предохранителей и автоматов) с сечениями проводов и кабелей защищаемых сетей, можно обобщить в виде:  где   - номинальный ток или ток срабатывания аппарата защиты, А;  - кратность допустимого длительного тока по отношению к номинальному току (или току срабатывания) аппарат защиты, %. Значение   нормируются ПУЭ в зависимости от условий окружающей среды, типа аппарата защиты, изоляции проводов и кабелей. Таким образом, выбор предохранителей и автоматов для защиты сетей напряжени5ем до 1 кВ тесно связан с выбором сетей проводов и кабелей. 

Билет 20