25. Компенсация реактивной мощности в сетях напряжением до 1 кВ.

Одним из основных вопросов, решаемых при проектировании и эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий, является вопрос о компенсации реактивной мощности.

Компенсация реактивной мощности с одновременным улучшением качества электроэнергии непосредственно в сетях промышленных предприятий является одним из основных направлений сокращения потерь электроэнергии и повышения эффективности электроустановок предприятий.

При выборе средств компенсации реактивной мощности в системах электроснабжения промышленных предприятий необходимо различать по функциональным признакам две группы промышленных сетей в зависимости от состава их нагрузок: 1-я группа - сети общего назначения; 2-я группа - сети со специфическими нелинейными, несимметричными и резкопеременными нагрузками. Решение задачи компенсации реактивной мощности для обеих групп различно.

На начальной стадии проектирования определяют наибольшие суммарные расчетные активные Р_р и реактивные Q_р электрические нагрузки предприятия в соответствии с расчетом электрических нагрузок в промышленных установках.

Наибольшая суммарная реактивная нагрузка предприятия, принимаемая для определения мощности компенсирующих устройств (КУ), равна

, (1)

где К_нс,В - коэффициент, учитывающий несовпадение по времени наибольших активной нагрузки энергосистемы и реактивной нагрузки промышленного предприятия.

Значения коэффициента несовпадения К_нс,В для всех объединенных энергосистем (ОЭС) принимают в зависимости от отрасли промышленности:

Суммарную мощность КУ Q_к1 определяют по балансу реактивной мощности на границе электрического раздела предприятия и энергосистемы в период наибольшей активной нагрузки энергосистемы

.

где Q_э1 - реактивная мощность передаваемая предприятию в режиме наименьшей активной нагрузки.

Для промышленных предприятий с присоединенной суммарной мощностью трансформаторов менее 750 кВ · А значение мощности КУ Q_к1 задается непосредственно энергосистемой и является обязательным при выполнении проекта электроснабжения пром. предприятия.

На предприятиях со специфическими нагрузками средства КРМ должны обеспечивать надлежащие показатели качества электроэнергии у приемников электроэнергии и на границе электрического раздела предприятия и энергосистемы.

Средствами КРМ являются: в сетях общего назначения - батареи конденсаторов (низшего напряжения - НБК и высшего напряжения - ВБК) и СД; в сетях со специфическими нагрузками, дополнительно к указанным средствам, - силовые резонансные фильтры, устройства динамической и статической КРМ (прямого или косвенного действия) и специальные быстродействующие синхронные компенсаторы (ССК).

К сетям напряжением до 1 кВ на промышленных предприятиях подключается большая часть потребителей реактивной мощности. Коэффициент мощности нагрузки НН обычно не превышает 0,8. Сети напряжением 380 - 660 В электрически более удалены от источников питания, поэтому передача реактивной мощности в сеть НН требует увеличения сечений проводов и кабелей, повышения мощности силовых трансформаторов и сопровождается потерями активной и реактивной мощностей. Затраты, обусловленные перечисленными факторами, можно уменьшить или даже устранить, если осуществлять КРМ непосредственно в сети НН.

Источниками реактивной мощности в сети НН являются СД напряжением 380 - 660 и конденсаторные батареи. Выбор оптимальной мощности НБК осуществляют одновременно с выбором цеховых ТП.

Если распределительная сеть выполнена только кабельными линиями, то ККУ любой мощности рекомендуется присоединять непосредственно к шинам цеховой ТП.

Для схем с магистральными шинопроводами ККУ единичной мощностью до 400 квар подключают к сети без дополнительной установки отключающего аппарата (ввиду установки последнего в комплекте ККУ), а при мощности более 400 квар - через отключающий аппарат с выполнением требований ПУЭ.

При мощности ККУ более 400 квар рекомендуется подключать их к шинам цеховой ТП с использованием соответствующего автоматического выключателя подстанции. На одиночном магистральном шинопроводе предусматривают установку не более двух близких по мощности ККУ суммарной мощностью .Если основные реактивные нагрузки шинопровода присоединены ко второй его половине, устанавливают только одну НБК. Точку ее подключения определяют из условия ,

Рис.1. Схема подключения НБК к магистральным шинопроводам:

а - одна НБК; б - две НБК

где Q_h, Q_h+1 - наибольшие реактивные нагрузки шинопровода перед узлом h и после него соответственно (рис.1, а).

При присоединении к шинопроводу двух НБК точки их подключения находят из следующих условий:

точка подключения дальнейшей НБК (рис.1, б)

;

точка подключения ближней к трансформатору НБК (рис.1, б)

26. Расчет токов короткого замыкания до 1 кВ (трехфазные и однофазные токи КЗ).

Настоящий стандарт устанавливает общую методику расчета токов в электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ, необходимых для выбора и проверки электрооборудования по условиям КЗ, для выбора коммутационных аппаратов, уставок релейной защиты и заземляющих устройств.

1.2. Стандарт устанавливает методику расчетов максимальных и минимальных значений тока при симметричных и несимметричных КЗ, виды которых определены в соответствии с ГОСТ 26522.

1.3. Величины, подлежащие расчету, и допускаемая погрешность их расчета зависят от указанных п. 1.1 целей.

Допускаются упрощенные методы расчетов токов КЗ, если их погрешность не превышает 10 %.

Расчету для выбора и проверки электрооборудования по условиям КЗ подлежат:

1) начальное значение периодической составляющей тока КЗ;

2) апериодическая составляющая тока КЗ;

3) ударный ток КЗ;

4) действующее значение периодической составляющей тока КЗ в произвольный момент времени, вплоть до расчетного времени размыкания поврежденной цепи.

Для других целей, указанных в п. 1.1, расчету подлежат максимальное и минимальное значения периодической составляющей тока в месте КЗ в начальный и произвольный момент времени, вплоть до расчетного времени размыкания поврежденной цепи. Для целей выбора заземляющих устройств расчету подлежит значение тока однофазного КЗ.

1.4. При расчетах токов КЗ в электроустановках до 1 кВ необходимо учитывать:

1) индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи, включая силовые трансформаторы, проводники, трансформаторы тока, реакторы, токовые катушки автоматических выключателей;

2) активные сопротивления элементов короткозамкнутой цепи;

3) активные сопротивления различных контактов и контактных соединений;

4) значения параметров синхронных и асинхронных электродвигателей.

1.5. При расчетах токов КЗ рекомендуется учитывать:

1) сопротивление электрической дуги в месте КЗ;

2) изменение активного сопротивления проводников короткозамкнутой цепи вследствие их нагрева при КЗ;

3) влияние комплексной нагрузки (электродвигатели, преобразователи, термические установки, лампы накаливания) на ток КЗ, если номинальный ток электродвигателей нагрузки превышает 1,0 % начального значения периодической составляющей тока КЗ, рассчитанного без учета нагрузки.

1.6. При расчетах токов КЗ допускается:

1) максимально упрощать и эквивалентировать всю внешнюю сеть по отношению к месту КЗ и индивидуально учитывать только автономные источники электроэнергии и электродвигатели, непосредственно примыкающие к месту КЗ;

2) не учитывать ток намагничивания трансформаторов;

3) не учитывать насыщение магнитных систем электрических машин;

4) принимать коэффициенты трансформации трансформаторов равными отношению средних номинальных напряжений тех ступеней напряжения сетей, которые связывают трансформаторы. При этом следует использовать следующую шкалу средних номинальных напряжений: 37; 24; 20; 15,75; 13,8; 10,5; 6,3; 3,15; 0,69; 0,525; 0,4; 0,23 кВ;

5) не учитывать влияния асинхронных электродвигателей, если их суммарный номинальный ток не превышает 1,0 % начального значения периодической составляющей тока в месте КЗ, рассчитанного без учета электродвигателей.

1.7. Токи КЗ в электроустановках напряжением до 1 кВ рекомендуется рассчитывать в именованных единицах.

При составлении эквивалентных схем замещения параметры элементов исходной расчетной схемы следует приводить к ступени напряжения сети, на которой находится точка КЗ, а активные и индуктивные сопротивления всех элементов схемы замещения выражать в миллиомах.

1.8. При расчете токов КЗ в электроустановках, получающих питание непосредственно от сети энергосистемы, допускается считать, что понижающие трансформаторы подключены к источнику неизменного по амплитуде напряжения через эквивалентное индуктивное сопротивление системы. Значение этого сопротивления (х_с) в миллиомах, приведенное к ступени низшего напряжения сети, рассчитывают по формуле

                                        (1)

где    - среднее номинальное напряжение сети, подключенной к обмотке низшего напряжения трансформатора, В;

  - среднее номинальное напряжение сети, к которой подключена обмотка высшего напряжения трансформатора, В;

   =    - действующее значение периодической составляющей тока при трехфазном КЗ у выводов обмотки высшего напряжения трансформатора, кА;

S _к - условная мощность короткого замыкания у выводов обмотки высшего напряжения трансформатора, МВ × А.

При отсутствии указанных данных эквивалентное индуктивное сопротивление системы в миллиомах допускается рассчитывать по формуле

                                                          (2)

где    - номинальный ток отключения выключателя, установленного на стороне высшего напряжения понижающего трансформатора цепи.

Примечание . В случаях, когда понижающий трансформатор подключен к сети энергосистемы через реактор, воздушную или кабельную линию, (длиной более 1 км), необходимо учитывать не только индуктивные, но и активные сопротивления этих элементов.

1.9. При расчете токов КЗ в электроустановках с автономными источниками электроэнергии необходимо учитывать значения параметров всех элементов автономной электрической системы, включая автономные источники (синхронные генераторы), распределительную сеть и потребители.

27.Выбор и проверка коммутационно-защитной аппаратуры до 1 кВ (плавки предохранители: определение, виды, условия выбора).

Предохранитель — коммутационный электрический аппарат, предназначенный для отключения защищаемой цепи посредством разрушения специально предусмотренных для этого токоведущих частей под действием тока, превышающего определенное значение.

В большей части конструкций отключение цепи осуществляется путем расплавления плавкой вставки, которая нагревается непосредственно током защищаемой цепи. После отключения цепи необходимо заменить перегоревшую вставку на исправную.) Эта операция производится вручную либо автоматически. В последнем случае заменяется весь предохранитель.

По типу исполнения, ПП выпускаются разборные (ПР-2, ПН-2, ПП-17, ППН) и неразборные (НПН-2). Разборные имеют винты, раскрутив которые можно получить доступ плавкой вставке, и осуществить ее замену. Предохранители типа НПН-2 выполнены в стеклянной колбе, они не разборные, поэтому имеют одноразовый характер применения.

Кроме того, отечественные ПП различаются по типу наполнения: наполненные (ПН-2, ПП-17, ППН, НПН) и ненаполненные (ПР-2). В качестве наполнителя наиболее часто применяется кварцевый песок, как материал, хорошо гасящий дугу.

ПП серии ПРС применяют в основном в жилых помещениях, их плавкие вставки имеют три величины: 10А, 25А, 63А. Такие предохранители состоят из карболитового корпуса, плавкой вставки ПВД, головки, основания, крышки и центрального контакта.

Маркировка. Структурное обозначение ПП на примере ППН (предохранитель плавкий наполненный):

     ППН-хх-хх-хххх; хх - номинальный ток: 31-100А, 33-160А, 35-250А, 37-400А, 39-630А, 41-1000А; х - вид монтажа: 2 – на собственных изоляторах, 5 - на изоляторах КРУ, 7 - на проводниках КРУ; х - наличие указателя срабатывания, наличие бойка и наличие свободных контактов: 0 – не имеет указателя срабатывания, не имеет бойка и не имеет свободных контактов, 1 - имеет указатель срабатывания, имеет боек и есть свободные контакты, 2 - имеет боек и указатель срабатывания, но не имеет свободных контактов, 3 - имеет только указатель срабатывания; хххх – обозначение степени защиты, климатического исполнения, категории размещения.

Выбор плавких предохранителей. Он осуществляется по двум основным параметрам: номинальное напряжение и ток короткого замыкания (КЗ), который предохранитель способен разорвать.

Номинальное напряжение его обусловлено классом изоляции. ПП получили распространение в электроустановках до 10 кВ, как правило, защищают высоковольтные трансформаторы напряжения.

Для использования в электроустановках до 1000 В, предохранители выпускаются на все стандартные классы напряжения, в сетях переменного и постоянного тока. Второе условие выбора ПП объясняется надежностью гашения дуги, во избежании развития аварии.

Выбор плавкой вставки по току производится по наибольшему значению следующих условий:

     Iн.вс ≥ Iмакс;

Iн.вс - номинальный ток вставки; Iмакс - максимальный рабочий ток защищаемого присоединения.

     Iн.вс ≥ Iпуск/k;

Iпуск – пусковой ток двигателя, как правило в 5-6 раз выше номинального тока; k – коэффициент учитывающий длительность протекания пускового тока. Для двигателей с короткозамкнутым ротором принимают равным 2,5 при длительности пускового тока 2-5 сек, 1,6-2 при 10 сек и 0,8-1 для фазного ротора.

Если предохранитель защищает силовую сборку, питающую в том числе и двигательную нагрузку:

     Iн.вс ≥ 1/k (∑Iмакс + Iпуск);

Как видно из выражения, учитываются максимальные рабочие токи всех фидеров, и возможные пусковые моменты двигателей.

28. Выбор и проверка коммутационно-защитной аппаратуры до 1 кВ (автоматические выключа-тели: назначение, виды расцепителей, условия выбора и проверки, карта селективности).

Автоматические выключатели (автоматы) предназначены для оперативных включений и отключений низковольтных электрических цепей и защиты их от токов КЗ и перегрузок, а также от исчезновения или снижения напряжения сети.

Автоматические выключатели НН могут снабжаться следующими встроенными в них расцепителями: 1) электромагнитным или электронным расцепителем максимального тока мгновенного или замедленного действия с практически не зависимой оттока скоростью срабатывания; 2) электротермическим или электронным инерционным расцепителем максимального тока с зависимой от тока выдержкой времени; 3) расцепителем тока утечки; 4) расцепителем минимального напряжения; 5) расцепителем обратного тока или обратной мощности; 6) независимым расцепителем (для дистанционного отключения выключателя). Первые два типа устанавливают во всех полюсах, остальные расщепители — по одному на выключатель. Токи уставки, а также выдержки времени токовых расцепителем могут быть регулируемыми. В одном выключателе можно применять один или несколько типов токовых расцепителей и дополнительно к ним расцепитель минимального напряжения, независимый расцепитель и электромагнит включения.