Методические указания КР СЭСП

Если полученная кратность тока больше кратности срабатывания электромагнитного расцепителя, определяемой защитной характеристикой автомата типа В, С или D, то условие срабатывания защиты выполнится, так как автомат отключит ток однофазного короткого замыкания за время не более 0,4 с. В противном случае необходимо увеличить сечения линий с целью увеличения тока однофазного короткого замыкания и выполнения условия срабатывания защиты.

8.7. Расчет напряжений в системе электроснабжения

При расчете режима распределительных сетей 6(10) кВ и 0,38 кВ оценку потерь напряжения в элементах удобно представлять в процентах от номинального напряжения. Тогда потеря напряжения для линий с подключенной в конце нагрузкой рассчитывается по выражению

где – активная и реактивная составляющие электрической нагрузки (кВт,

квар); – активное и реактивное сопротивление линии (Ом), –

номинальное напряжение сети (кВ).

При проектировании и управлении системами электроснабжения, когда отсутствует информация о графиках электрических нагрузок, оценка качества напряжения может быть произведена по двум предельным режимам нагрузки: максимальному и минимальному.

Расчетная схема фрагмента электрической сети системы электроснабжения представлена на рис. 8.2.

Рис. 8.2. Расчетная схема

31

Пояснения к схеме ЦЭП – центр электрического питания (шины РУ 6(10) кВ);

Л1 – кабельная линия напряжением 6(10) кВ, питающая цеховую ТП;

НВРС – низковольтная (до 1000 В) распределительная сеть;

Л2 – кабель напряжением 380 В, питающий распределительный пункт РП, к

которому подключена группа наиболее удаленных электроприемников Эу;

ЭБ – ближайший к шинам ТП электроприемник;

S=P-jQ – нагрузка трансформатора ТП;

Sу=Pу-jQу – нагрузка группы наиболее удаленных электроприемников,

подключенных к РП.

В соответствии с рис.8.2 для максимального и минимального значений электрической нагрузки расчет режима сети по напряжению производится по следующему алгоритму:

оценивается отклонение напряжения от номинального в центре

определяется отклонение напряжения в узле 2 (перед

определяется отклонение напряжения в узле 3 (за трансформатором)

V3' V2 VT , %;

принимается одно из пяти положений ПБВ трансформатора, которые позволяют реализовать следующие добавки трансформатора ( E ДОБ ):

0%, +2,5%, +5%, +7,5%, +10%. Это положение ПБВ остается неизменным в обоих режимах нагрузки;

32

корректируется отклонение за трансформатором с учетом добавки

рассчитывается отклонение напряжения в узле 4 (у удаленных электроприемников) V4 V3 V2 , %.

В приведенном алгоритме значения номинального напряжения берутся

по шкале номинальных напряжений «принимающих» узлов электрической сети (в низковольтной распределительной сети – 0,38 кВ, в высоковольтной распределительной сети – 6 или 10 кВ).

Рис. 8.3. Эпюры отклонений напряжения

На основании расчетов для максимального и минимального режимов электрической нагрузки строятся эпюры отклонений напряжения (рис 8.3).На

33

основании анализа эпюр отклонений напряжения для указанных режимов электрической нагрузки принимается решение о наилучшем положении ПБВ.

Оно должно быть таким, чтобы эпюра отклонений напряжения в сети до 1000

В для среднего режима нагрузки (линия, соединяющая отклонения напряжения узлов 3 и 4) расположилась более «симметрично» относительно нуля. После всего сказанного делается вывод о соответствии качества напряжения в сети до 1000 В требованиям ГОСТ 13109-97.

8.8. Расчет потерь мощности и электроэнергии

Потери активной мощности в трехфазной линии электропередачи при симметричной нагрузке и без учета поперечной составляющей (потери на корону) определяются по выражению

Потери активной мощности в трансформаторах оцениваются по их паспортным характеристикам

Потери активной электроэнергии в линии электропередачи и трансформаторе можно получить путем интегрирования потерь мощности в интервале времени Т.

Для оценки потерь активной мощности по отношению к передаваемой мощности необходимо

где – расчетная активная мощность, протекаемая по данному элементу электрической сети.

Расчет потерь активной мощности и электроэнергии в элементах сети,

обусловленных передачей реактивной мощности осуществляется по

34

аналогичным выражениям при замене полной расчетной мощности ее реактивной составляющей

Оценка величины потерь электроэнергии в элементах сети,

обусловленных передачей реактивной мощности, по отношению к полным потерям электроэнергии в элементах сети производится по выражению

9.ЛИТЕРАТУРА

1.Электронный каталог «Документы»

2.Электронный каталог «Расчет нагрузок»

3.Электронный каталог «Оборудование»

4.Правила устройства электроустановок. 7-е издание. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003

5.Гужов Н.П., Ольховский В.Я., Павлюченко Д.А. Системы электроснабжения. Учеб. пособие. – Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2006

6.Гужов Н.П., Ольховский В.Я., Павлюченко Д.А. Системы электроснабжения. Учебник («Учебники НГТУ»). Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2007

7.Князевский Б.А., Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий. – М.: Высшая школа, 1986

8.Конюхова Е.А. Электроснабжение объектов. Учеб. пособие для студ. Учреждений сред. проф. образования. - М.: Изд-во «Мастерство», 2002

9.Справочник по проектированию электроснабжения / Под ред. Ю.Г.

Барыбина и др. – М.: Энергоатомиздат, 1990

35

10. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования / Под ред. Ю.Г. Барыбина и др. – М.: Энергоатомиздат,

1991

11.Шаповалов Н.Ф. Справочник по расчету электрических сетей. –

Киев: Будивельник, 1979

12.Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. – М.: Энергоатомиздат, 1989

13.Справочник по проектированию электрических сетей / Под ред.

Д.Л. Файбисовича. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2005

14. ГОСТ 13109-97. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. – М.: Госстандарт,

1997

15. ГОСТ 14209-85. Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки. – М.: Госстандарт, 1985

36