1.7. Расчет сетей по нагреву, по потерям напряжения, по экономической плотности тока. Выбор коммутационно – защитных аппаратов сетей и электроустановок до 1000 в.

При расчете сетей по нагреву сначала выбирают марку провода в зависимости от характеристики среды помещений, его конфигурации и способа прокладки сети. Затем переходят к выбору сечения проводников по условию допустимых длительных токов по нагреву – это длительно протекающий ток по проводнику. При котором устанавливается наиболее длительно допустимая температура нагрева проводника. Это имеет важное значение для безопасной эксплуатации сети, так как перегрев может привести к выходу проводника из строя.Для выбора сечения проводника по условиям нагрева токами нагрузки сравниваются с токами расцепителя Iр, и допустимая Iдоп для проводника принятой марки и условий его прокладки. При этом Iр=Iдоп. При заданном сечении проводов линии потеря напряжения определяется по формуле Сечение по заданной потери напряжения вычисляется по формуле , где F-сечение провода; -потеря напряжения в линии; Ма-сумма моментов нагрузки; -коэффициент, зависящий от системы тока и принятых при вычислениях единиц измерения для входящих в формулу величин. Сечения проводников должны быть проверены по экономической плотности тока. Экономически целесообразное сечение  , мм2, определяется из соотношения где   - расчетный ток в час максимума энергосистемы, А;   - нормированное значение экономической плотности тока, А/мм2, для заданных условий работы. 

По коммутационной и механической износоустойчивости, в зависимости от требуемого количества циклов оперирования аппаратом в течение одного часа, количеству рабочих смен в сутки и рабочих дней в году определяется продолжительность эксплуатации аппарата; Коммутационные и защитные аппараты должны соответствовать условиям эксплуатации в части воздействия механических факторов внешней среды. Имеются группы условий эксплуатации М1-М31; В соответствии с ПУЭ 1.4.2 п. 2, в электроустановках напряжением до 1000 В по режиму КЗ должны проверяться: распределительные щиты; силовые пункты; токопроводы (шинопроводы); Выбор аппаратов защиты производится по току КЗ непосредственно за аппаратом, шинопроводов, по току КЗ в начале шинопровода;

1.8. Назначение и классификация подстанций. Выбор типа и исполнения трансформаторов подстанций. Компоновка подстанций. Выбор местоположения цеховых ТП и ГПП в зависимости от окружающей среды. Подстанцией называется электроустановка, служащая для преобразования и распределения электроэнергии и состоящая из трансформаторов, распределительных устройств, устройств управления, зашиты и измерения. В зависимости от потребляемой мощности и удаленности от источника питания различают следующие виды подстанций: узловая распределительная; главная понизительная; глубокого ввода; трансформаторный пункт.

Компоновка подстанций

Существуют некоторые общие требования, определяющие компоновку ОРУ или ЭРУ (установку каждого изделия и конструкцию сооружения) и рег­ламентируемые ПУЭ, Электрооборудование, токоведущие части, изоляторы, крепления, ограждения, несущие конструкции, изоляционные и другие рас­стояния необходимо выбирать и устанавливать таким образом, чтобы были соблюдены следующие условия:

— вызываемые усилия, нагрев, электрическая дуга или другие сопутствую­щие работе явления (искрение, выброс газов и т. п.) не смогут привести к по­вреждению оборудования и возникновению КЗ или замыкания на землю, а также причинить вред обслуживающему персоналу;

— при нарушении нормальных условий работы электроустановки обеспечи­вается необходимая локализация повреждений, обусловленных действием КЗ;

— при снятом напряжении с какой-либо цепи относящиеся к ней аппара­ты, токоведущие части и конструкции можно подвергать безопасному осмот­ру, замене и ремонтам без нарушения нормальной работы соседних цепей;

— обеспечение возможности удобного транспортирования оборудования.

Выбор места ГПП зависит от местных условий окружающей среды. В зоне с повышенными загрязнениями ГПП располагают так, чтобы они не попадали в факел загрязнений или по направлению уноса промышленных выбросов ветром. На предприятиях, связанных со взрывами (карьеры) подстанции должны сооружаться вне зоны взрывов, чтобы действие взрывной волны не отражалось на работе электрооборудования

1.9 Режимы реактивной мощности в системах электроснабжения. Проблемы снижения реактивной мощности. Технические и экономические характеристики источников реактивной мощности. Средства и способы компенсации реактивной мощности в цеховых сетях. Расчет и размещение компенсирующих устройств в системах электроснабжения.

Баланс реактивной мощности должен обеспечиваться при всех режимах работы системы электроснабжения: нормальном, послеаварийном, ремонтном. При послеаварийном и ремонтном режимах используются все средства генерации реактивной мощности независимо от их экономичности. Компенсирующие устройства используются также в качестве одного из средств регулирования напряжения с целью обеспечения оптимального режима напряжений в электрических сетях. Повышение потребления реактивной мощности электроприемниками приводит к увеличению потерь активной мощности и перерасходу электроэнергии. С другой стороны, возникновение дефицита реактивной мощности в узлах нагрузки приводит к снижению напряжения в сети и снижению запаса статической устойчивости нагрузки по напряжению.

Источники реактивной мощности:

1. Генераторы энергосистемы и ТЭЦ – вырабатывает РМ как попутный продукт при генерации активной мощности. Преимущества: высокая надежность работы, низкая удельная стоимость вырабатываемой РМ, плавное и автоматическое регулирование величины РМ. Недостатки: передача РМ осуществляется на большие расстояния с большими потерями активной и реактивной мощности, во многих случаях более экономичным оказывается компенсация РМ на месте ее потребления.

2. Синхронные компенсаторы – специально устанавливаются для выработки РМ, это один из видов синхронных машин, работающих без активной нагрузки на валу. Достоинства СК: положительный регулирующий эффект, заключающийся в возможности быстродействующего, автоматического плавного с широкими пределами регулирования генерируемой или потребляемой РМ, достаточная термическая и электродинамическая стоимость обмоток СК во время КЗ, допускают 2…3 кратные перегрузки по току. Недостатки: являются вращающимися машинами, более сложны в эксплуатации и имеют значительные удельные потери активной мощности при выработке РМ.

3. Синхронные двигатели – вырабатывают РМ как попутный продукт при преобразование электрической энергии в механическую. Преимущества: малые удельные затраты на выработку РМ, минимальные потери активной энергии на передачу РМ, плавное регулирование РМ. Недостатки: небольшая величина РМ, которую он может генерировать без нарушения условий допустимого нагрева обмоток и электротехнической стали статора и ротора.

4. Статические компенсирующие устройства – перспективное средство компенсации РМ. Преимущества: большое быстродействие, возможность подавления колебаний напряжения, выполнение пофазного регулирования РМ.

5. Полупроводниковые преобразователи – вентильные преобразователи различного рода. Преимущества: высокое быстродействие, плавное изменение РМ. Недостатки: увеличение действующего значения тока высших гармоник в сравнении с обычным преобразователем, относительно большие потери активной мощности, высокая стоимость генерируемой РМ от основого режима работы преобразователей.

6. Батареи конденсаторов – получили на ПП наибольшее распространение. Преимущества: незначительные потери активной мощности, отсутствие вращающихся частей, малая масса установки БК, не требуется фундамент, дешевая эксплуатация, возможность регулирования РМ, возможность установки в любой точки сети. Недостатки: плохо переносят напряжение, могут способствовать резонансу токов на одной из гармоник сети у отдельных электроприемников, при повреждениях в условиях эксплуатации не могут быть отремонтированы, требуют снятия остаточного заряда после отключения от сети.

В зависимости от подключения конденсаторной установки возможны следующие способы компенсации:

1. Индивидуальная или постоянная компенсация, при которой индуктивная реактивная мощность компенсируется непосредственно в месте её возникновения, что ведет к разгрузке подводящих проводов

2. Групповая компенсация, в которой аналогично индивидуальной компенсации для нескольких одновременно работающих индуктивных потребителей подключается общий постоянный конденсатор Здесь также разгружается подводящая линия, но только до распределения на отдельных потребителей.

3. Централизованная компенсация, при которой определенное число конденсаторов подключается к главному или групповому распределительному шкафу. Такую компенсацию применяют, обычно, в больших электрических системах с переменной нагрузкой. Управление такой конденсаторной установкой выполняет электронный регулятор - контроллер, который постоянно анализирует потребление реактивной мощности от сети. Такие регуляторы включают или отключают конденсаторы, с помощью которых компенсируется мгновенная реактивная мощность общей нагрузки и, таким образом, уменьшается суммарная мощность, потребляемая от сети.

Выбор типа, мощности, места установки и режима работы КУ должен обеспечивать наибольшую экономичность при соблюдение технических требований: допустимые пределы напряжений в питающих и распределительных сетях, допустимые токовые нагрузки элементов сетей; режим работы источников РМ в заданных пределах; необходимый резерв РМ в узлах сети; статическая устойчивость работы сетей и электроприемников.

Расчет КУ: значение Qэ1 определяют меньшим из значений, полученных по формулам: (где Qсд – РМ синхронных двигателей, которая может быт использована, - расчетный коэффициент, соответствующий установленным предприятию условиям получения от энергосистемы мощностей Рм и Qэ1. Значения Qэ2 может быть установлено любым в диапазоне, верхняя и нижняя границы которого определяются по формулам (где Qmin – мощность реактивной нагрузки предприятия в часы минимальной нагрузки энергосистемы, Qk – мощность, генерируемая компенсирующими устройствами предприятия в часы минимальной активной нагрузки энергосистемы, Qкд – мощность компенсирующих устройств устанавливаемых предприятием для снижения потребления Q до Qэ1). Необходимая мощность КУ определяется

(для нерегулируемых КУ)

(для регулируемых КУ)