ОБЛАСТНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ АВТОНОМНОЕ ПРОФЕССИОНАЛЬНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

 «БЕЛГОРОДСКИЙ СТРОИТЕЛЬНЫЙ КОЛЛЕДЖ»

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

ПО ВЫПОЛНЕНИЮ ПРАКТИЧЕСКИХ РАБОТ

ПМ.03 Организация  и выполнение работ по монтажу и наладке электрических сетей.

МДК 03.01«Внешнее электроснабжение промышленных и гражданских зданий»

специальность: 08.02.09 «Монтаж, наладка и эксплуатация электрооборудования промышленных и гражданских зданий»

г. Белгород 2018 г.

Составитель: Ногина А.В., преподаватель    ОГАПОУ «БСК»

СОДЕРЖАНИЕ

Практическая работа №1

Тема: «Классификация сетей напряжением выше 1 кВ. Конструкции линий электропередачи и основные элементы: кабели, провода, опоры, изоляторы»

Практическая работа №2

Тема: «Выбор сечения проводов и кабелей линий напряжением выше 1кВ.»

Практическая работа №3

Тема: «Расчёт тока и выбор марки и сечения проводников по экономической плотности тока в высоковольтных сетях.»

Практическая работа №4

Тема: «Конструкция и основное электрооборудование закрытых распределительных устройств подстанций.»

Практическая работа №5

Тема: «Схемы проходных и мощных узловых подстанций.»

Практическая работа №6

Тема: «Ознакомление с конструкцией высоковольтного оборудования.»

Практическая работа №7

Тема: «Расчет токов КЗ на подстанциях»

Практическая работа №8

Тема: «Расчет и выбор высоковольтного электрооборудования подстанций»

Практическая работа №9

Тема: «Расчет электрических нагрузок кольцевых схем»

Практическая работа №10

Тема: «Выполнение расчета электрических нагрузок в сетях выше 1 кВ.»

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА 

Главная цель практических занятий (ПЗ) – формирование у обучающихся умений, связанных с  основой деятельности будущего рабочего

Деятельность в условиях современного производства требует от квалифицированного рабочего применения самого широкого спектра человеческих способностей, развития неповторимых индивидуальных физических и интеллектуальных качеств, которые формируются в процессе непрерывной практической работы. Навыки, необходимые для будущей профессии, приобретаются в процессе практических занятий. Практические задания к занятиям составлены таким образом, чтобы способствовать развитию творческих способностей обучающихся  и предназначены для формирования умений, навыков, профессиональных компетенций, необходимых для учебной работы, а также для выполнения различных трудовых заданий в учебных мастерских и  производственной деятельности.

Общая структура практических занятий включает:

– вводную часть (объявляется тема занятия, ставятся цель к

занятию, проводится обсуждение готовности обучающихся к выполнению заданий, выдается задание,  обеспечение дидактическими материалами);

– самостоятельную работу (определяются пути выполнения задания,

разбираются основные алгоритмы выполнения задания на конкретном примере, выполняется задание, в конце работы делаются выводы.);

– заключительную часть (анализируются результаты работы по предложенным критериям, выявляются ошибки при выполнении задания и определяются причины их возникновения, проводится рефлексия собственной деятельности).

        ПР защищается, в конце ее выполнения.

При проведении практических занятий используются следующие виды

деятельности обучающихся, формирующие общие и профессиональные компетенции:

– индивидуальная работа по выполнению заданий;

– работа в паре по взаимообучению и взаимопроверке при решении заданий;

– коллективное обсуждение проблем и решение заданий под руководством преподавателя

Критерии оценки результата

Практическая работа №1

Тема: «Классификация сетей напряжением выше 1 кВ. Конструкции линий электропередачи и основные элементы: кабели, провода, опоры, изоляторы»

Цель работы- ознакомиться с классификацией сетей напряжением выше 1 кВ, конструкцией линий электропередач и основными элементами.

Общие сведения

Классификация электрических сетей

По роду тока электрические сети традиционно разделяют на два вида – сети переменного и постоянного тока.

По напряжению электрические сети делят классически на два вида – до 1000 В и выше 1000 В. Для избегания путаниц и удобства эксплуатации серийных электротехнических изделий в установках переменного тока приняты следующие стандарты напряжений:

• До 1000 В – 127 В, 220 В, 380 В, 660 В;
• Выше 1000 В – 3 кВ, 6 кВ, 10 кВ, 20 кВ, 35 кВ, 110 кВ, 150 кВ, 220 кВ, 330 кВ, 500 кВ, 750 кВ;

По условиям нормальной эксплуатации электроприемники, в зависимости от назначения, допускают строго ограниченные отклонения напряжения от его номинального значения. Для поддержания напряжений на заданном уровне нужно компенсировать его потерю в трансформаторах. Именно для этой цели номинальные напряжения генераторов, а также вторичных обмоток трансформаторов имеют номиналы на 5% больше чем электроприемники.

Для сетей местного освещения могут применять малые напряжения, а именно 12 В, 24 В, 36 В.

По назначению сети электрические делят на распределительные и питающие.

Питающая линия – это линия, осуществляющая питание подстанции (П) или распределительного пункта (РП) от центра питания (ЦП) без распределения электрической энергии по ее длине.

Распределительная линия – линия, осуществляющая питание ряда трансформаторных подстанций от РП или ЦП.

Конструкция линий электропередач и основные элементы

Воздушные линии электропередачи (ВЛ) предназначены для передачи электроэнергии на расстояние по проводам.

Основными конструктивными элементами ВЛ являются опоры, провода, тросы, изоляторы и линейная арматура.

Опоры поддерживают провода и тросы на безопасной для людей и животных высоте над уровнем земли или воды.

 Провода служат для передачи электроэнергии. Провода подвешиваются на опорах с помощью изоляции, которая обеспечивает необходимый изоляционный промежуток между опорой и проводом. В верхней части опор над проводами для защиты ВЛ от грозовых перенапряжений устанавливают грозозащитные тросы.

  С помощью линейной арматуры провода и тросы закрепляются на изоляторах, а изоляторы на опорах.

Опоры ВЛ делятся на промежуточные и анкерные. Опоры на 0,38 и 10 кВ разрабатываются на базе деревянных или железобетонных вибрированных стоек.  Деревянные опоры выполняются цельно стоечные или составные из стоек и приставок. Приставки могут быть деревянные или железобетонные. Предпочтительнее опоры с железобетонными приставками.

Промежуточные опоры могут быть угловыми, концевыми (рис.2.1), ответвительными.  В тех случаях, когда  возможно односторонее тяжение проводов на опору предусматривается установка подкосов или оттяжек.

Рисунок 2.1 -Угловая промежуточная опор

а с подкосом на 0,38 кВ с подвеской проводов радиосети.

Опора заглубляется в грунт на глубину 1,8 м, высота стойки над поверхностью земли 7,7 м

      Рекомендуется такое расположение проводов на линиях 0,38 кВ: вверху -фазные провода, ниже фонарный, нулевой рабочий и нулевой защитный

провода.

       На промежуточных опорах 35 кВ и выше провода подвешиваются с помощью поддерживающих гирлянд изоляторов (рис.2.2). Опоры анкерного типа служат для натяжения проводов, на этих опорах провода подвешиваются с помощью подвесных гирлянд. Расстояние между промежуточными опорами называется промежуточным пролетом или просто пролетом, а расстояние между анкерными опорами анкерным пролетом. В анкерном пролете провода натягивают с помощью механизмов, а затем закрепляют на анкерных и промежуточных опорах.

1. Сверленый котлован, 2-подземная часть опоры; 3-стойка опоры, 4 -ушко для крепления провода; 5 -подвесной изолятор; 6-траверса; 7-тросостойка; 8 -грозозащитный трос; 9 -заземление опоры.

     Для всех опор 35 кВ используются железобетонные вибрированные стойки СВ164

-12,7, длиной 16,4 м, с допустимым изгибающим моментом 12,7 тс*м.

Рисунок 2.2

-Промежуточная опора воздушной линии на 35 кВ

Провода закрепляют на изоляторах. Изоляторы делятся на штырьевые и подвесные. Штырьевые изоляторы изготавливают из фарфора (рис.2.3) или закаленного стекла, закрепляемые на штырях и крюках, их используют на ВЛ до 35 кВ,

 Рисунок  2.3 -Разрез штырьевого изолятора для линии 0,38 кВ

      Изолятор наворачивается на крюк опоры с помощью полиэтиленового колпачка или кабалки. Во избежание перекрытия

изоляторов во время дождя предусматривается развитая поверхность в нижней части изолятора (юбки). Из подвесных изоляторов (рис.2.4) собирают гирлянды.  Количество изоляторов в гирлянде зависит от уровня напряжения линии. Один подвесной изолятор используют на линиях напряжением 6 и 10 кВ, 3-4 изолятора на напряжении 35 кВ; 7...10 изоляторов на напряжении 110 кВ и т.д.

Подвесной изолятор типа ПФ-70- В выдерживает одноминутное напряжение в

сухом состоянии 60 кВ, под дождем -32 кВ, разрушающая электромеханическая нагрузка не менее 70 кН, масса -5 кг.

Рисунок 2.4- Подвесной изолятор тарельчатого типа ПФ -70-В

      Подвесной изолятор состоит из фарфоровой или стеклянной изолирующей части, металлической шапки и металлического стержня, соединенных с изолирующей частью посредством цементной связки.

Линейная арматура применяется для крепления проводов к изоляторам и изоляторов к опорам и делится на следующие основные виды: штыри, крюки, зажимы, сцепная арматура, соединители.

L– длина пролета;

h–стрела провеса провода;

Н – габарит линии.

Рисунок 2.5 - Пролет воздушной линии

Задание

1. Что такое габарит, стрела провеса, длина пролета ВЛ?

2. Что такой анкерный пролет?

3. Как определяется стрела провеса?

4. Как выбирается сечение проводов линии электропередачи?

5. Как соединяются провода воздушной линии?

Сделать вывод о проделанной работе.

Практическая работа №2

Тема: «Выбор сечения проводов и кабелей линий напряжением выше 1кВ.»

Цель работы-научиться выбирать сечение проводов и кабелей линий напряжением выше 1кВ по допустимому нагреву.

Общие сведения

Выбор сечения из условий допустимого нагрева сводится к пользованию соответствующими таблицами длительно допустимых токовых нагрузок Iд при которых токопроводящие жилы нагреваются до предельно допустимой температуры, установленной практикой так, чтобы предупредить преждевременный износ изоляции, гарантировать надежный контакт в местах соединения проводников и устранить различные аварийные ситуации, что наблюдается при Iд ≥ Ip, Ip - расчетный ток нагрузки.

Периодические нагрузки повторно-кратковременного режима при выборе сечения кабеля пересчитывают на приведенный длительный ток

где Iпв - ток повторно-кратковременного режима приемника с продолжительностью включения ПВ. 

При выборе сечения проводов и кабелей следует иметь в виду, что при одинаковой температуре нагрева допустимая плотность тока токопроводящих жил большего сечения должна быть меньше, так как увеличение сечения их происходит в большей степени, чем растет охлаждающая поверхность (смотрите рис. 1). По этой причине часто с целью экономии цветных металлов вместо одного кабеля большего сечения выбирают два или несколько кабелей меньшего сечения.

Рис 1. График зависимости допустимой плотности тока от сечения медных жил открыто проложенного трехжильного кабеля на напряжение 6 кВ с бумажной пропитанной изоляцией, нагретых током до температуры +65°С при температуре воздуха +25 "С.

При окончательном выборе селения проводов и кабелей из условия допустимого нагрева по соответствующим таблицам необходимо учитывать не только расчетный ток линии, но и способ прокладки ее, материал проводников и температуру окружающей среды.

Кабельные линии на напряжение выше 1000 В, выбранные по условиям допустимого нагрева длительным током, проверяют еще на нагрев токами короткого замыкания. В случае превышения температуры медных и алюминиевых жил кабелей с бумажной пропитанной изоляцией напряжением до 10 кВ свыше 200 °С, а кабелей на напряжения 35 - 220 кВ свыше 125 °С сечение их соответственно увеличивают.

Сечение жил проводов и кабелей сетей внутреннего электроснабжения напряжением до 1000 В согласуют с коммутационными возможностями аппаратов защиты линий - плавких предохранителей и автоматических выключателей - так, чтобы оправдывалось неравенство Iд / Iз з, где kз - кратность допустимого длительного тока проводника по отношению к номинальному току или току срабатывания аппарата защиты Iз (из ПУЭ). Несоблюдение приведенного неравенства вынуждает выбранное сечение жил соответственно увеличить. 

Задание

1.Записать исходные данные электроприемников ( номинальная мощность, напряжение, cos φ , к.п.д.)

2. Определить расчетные токи для каждого электроприемника.

2.1. Определяем расчетный ток для вертикального лифта.

2.2. Определяем расчетный ток для загрузочного устройства.

2.3. Определяем расчетный ток для торцовочного станка.

2.4.  Определяем расчетный ток для транспортера ДБ4.

2.5. Определяем расчетный ток для многопильного станка.

2.6. Определяем расчетный ток для станка заделки сучков.

2.7. Определяем расчетный ток для фуговального станка.

2.8. Определяем расчетный ток для транспортера ДБ6.

2.9. Определяем расчетный ток для перекладчика ДБ14.

3.Выбрать марку кабеля или провода.

4.Определить сечение проводника по ПУЭ. Записать марку проводника в стандартной форме:

Контрольные вопросы.

1. Как выбирается сечение нулевой жилы?

2. Чем определяется количество жил в проводнике?

3. От каких параметров зависит величина допустимого тока?

Практическая работа №3

Тема: «Расчёт тока и выбор марки и сечения проводников по экономической плотности тока в высоковольтных сетях.»

Цель работы-научиться рассчитывать ток и выбирать марки и сечения проводников по экономической плотности тока в высоковольтных сетях.

Общие сведения

Выбор сечения проводов и кабелей без учета экономических факторов может привести к значительным потерям электрической энергии в линиях и существенному возрастанию эксплуатационных расходов. По этой причине сечение проводников электрических сетей внутреннего электроснабжения значительной протяженности, а также сетей, работающих с большим числом часов использования максимума нагрузки -Tmax > 4000 ч - должно быть не менее отвечающего рекомендованной экономической плотности тока, устанавливающей оптимальное соотношение между капитальными затратами и эксплуатационными расходами, которое определяют так:

где Iр — расчетный ток линии без учета повышения нагрузки при авариях и ремонтах, Jэ — экономическая плотность тока из расчета окупаемости капитальных затрат в течение 8 - 10 лет.

Расчетное экономическое сечение округляют до ближайшего стандартного и, если оно окажется свыше 150 мм2, одну кабельную линию заменяют двумя или несколькими кабелями с суммарным сечением, соответствующим экономическому. Применять кабели с малоизменяющейся нагрузкой сечением менее 50 мм2 не рекомендуется.

Сечение кабелей и проводов напряжением до 1000 В при числе часов использования максимума нагрузки Tmax < 4000...5000 ч и все ответвления к приемникам того же напряжения, электрических сетей осветительных установок, временных сооружений и сооружении с малым сроком службы до 3 - 5 лет по экономической плотности тока не выбирают.

В трехфазных четырехпроходных сетях сечение нейтрального провода не рассчитывают, а принимают не менее 50% от сечения, выбранного для главных проводов, а в сетях, питающих газоразрядные лампы, вызывающие появление высших гармоник тока, такое же, как и главных проводов.

Задание

Рисунок 1. Схема трехфазной линии с одной нагрузкой на конце

                         P2Cos φ2

Потребитель получает питание по схеме, приведенной на рисунке 1.

Значения максимальной мощности нагрузки в конце линии - Р2, коэффициента мощности - сosφ2, номинального напряжения в линии – Uн, длины линии L, продолжительности использования максимума нагрузки Tmax и температуры земли t земли приведены в таблице 1 в соответствии с вариантами.

Задание: выполнить электрический расчет для кабельной линии с одной нагрузкой.

Таблица 5.1 - Исходные данные

Порядок выполнения работы

1. Рассчитать экономичное сечение Sэк

1. Расчет максимального тока, А:

где U2 – номинальное напряжение потребителя, В; U2 = Uн.

2. Экономичное сечение каждой токоведущей жилы кабеля, мм²:

где jэк – экономичная плотность тока, А/мм².

Значения jэк в зависимости от материала кабеля, вида его изоляции и продолжительности максимума нагрузки Тmax выбираются по Приложению

2. Выбор номинального сечения жил кабелей Sн производится, исходя из экономической выгоды:

Значения Sн в мм² для кабелей с бумажной и полиэтиленовой  изоляцией даны в Приложениях 1, 2.

3. Проверка выбранного сечения кабеля по допустимой длительной нагрузке.

Выбор кабелей осуществляется по допустимой длительной нагрузке в зависимости от уровня напряжения, материала жил и типа изоляции (Приложения 5.1 и 5.2).

Условие выбора при температуре воздуха +25ºС и температуре земли +15ºС

Iдоп > Iрасч

При отличии температуры среды от расчетной температуры:

I′доп= Iдоп*кт,

где кт - поправочный температурный коэффициент (Приложения 5.3 и 5.4). После выбора указывается марка кабеля с указанием сечения и числа фаз и допустимый ток. Например, кабель ААБ-3х25 напряжением 10 кВ с сечением S=25 мм2 и Iдоп =65 А.

Необходимо, чтобы расчетный максимальный ток в проводе не превышал допустимый длительный ток по условиям нагрева для выбранного сечения

Сделать вывод о проделанной работе.

Приложение 5.1 Допустимая длительная нагрузка на кабели с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной маслоканифольной изоляцией в свинцовой или алюминиевой оболочке, прокладываемые в земле

Приложение 5.2 Допустимая длительная нагрузка на кабели с алюминиевыми жилами с изоляцией из сшитого полиэтилена, прокладываемые в земле

Приложение 5.3 Поправочный коэффициент кт на температуру земли и воздуха для токовых нагрузок на неизолированные и изолированные провода и кабели с бумажной пропитанной маслоканифольной изоляцией

Приложение 5.4

Поправочный коэффициент кт на токи кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена, в зависимости от температуры земли и воздуха

Практическая работа №4

Тема: «Конструкция и основное электрооборудование закрытых распределительных устройств подстанций.»

Цель работы- ознакомиться с конструкцией и основным электрооборудованием закрытых распределительных устройств подстанций.

Общие сведения

Распределительным устройством (РУ) называется электрическая установка, служащая для приема и распределения электрической энергии.
По существу распределительное устройство — это конструктивное выполнение принятой электрической схемы, т. е. расстановка электрических аппаратов внутри помещений или на открытом воздухе с соединениями между ними голыми (редко изолированными) шинами или проводами строго в соответствии с электрической схемой. Компоновкой РУ обеспечивается размещение всех намеченных схемой аппаратов в таком порядке, при котором вся конструкция в наибольшей степени отвечает всем действующим требованиям и правилам.

       Для энергетической системы распределительное устройство является узлом сети, оборудованным электрическими аппаратами и защитными устройствами, служащими для управления распределением потоков энергии, отключения поврежденных участков, обеспечения надежного электроснабжения потребителей.
Каждое РУ состоит из подходящих и отходящих присоединений, которые связаны между собой сборными шинами, перемычками, кольцевыми и многоугольными соединениями, с размещением различного числа выключателей, разъединителей, реакторов, измерительных трансформаторов и прочих электрических аппаратов, обусловленных принятой схемой. Все аналогичные присоединения выполняются одинаково, так что РУ собирается из стандартных, как бы типовых, ячеек.
Основным аппаратом РУ является выключатель — устройство, способное включать, нести и отключать нормальные токи нагрузки, а также включать и автоматически отключать (при заранее заданных условиях) токи аварийного режима, такие, как токи короткого замыкания.

Разъединители служат для замыкания и размыкания цепей без нагрузки; в качестве оперативных они используются для переключений в схемах соединений, а как неоперативные применяются для отсоединения участков коммутации и оборудования, выводимых в ремонт.

Задание

Ответить на вопросы:

1. Что такое РУ? Чем различаются ЗРУ от ОРУ?
2. По назначению распределительные устройства делятся на какие типы?
3. Из чего состоят комплектные распределительные устройства?

Сделать вывод о проделанной работе.

Практическая работа № 5

Тема: «Схемы проходных и мощных узловых подстанций.»

Цель работы- рассмотреть схемы проходных и мощных узловых подстанций.

Общие сведения

Схемы мощных узловых подстанций

На шинах 330—750 кВ узловых подстанций осуществляется связь отдельных частей энергосистемы или связь двух систем, поэтому к схемам на стороне ВН предъявляют повышенные требования в отношении надежности. Как правило, в этом случае применяют схемы с многократным присоединением линий: кольцевые схемы, схемы 3/2 выключателя на цепь и схемы трансформатор — шины с присоединением линий через два выключателя (при трех и четырех линиях) или с полуторным присоединением линий (при пяти-шести линиях).

Рис. 1. Схема узловой подстанции.

На рис. 1 показана схема мощной узловой подстанции. На стороне 330 — 750 кВ применена схема шины — автотрансформатор. В цепи каждой линии — два выключателя, автотрансформаторы присоединяются к шинам без выключателя (устанавливаются разъединители с дистанционным приводом). При повреждении Т1 отключаются все выключатели, присоединенные к К1, работа линий 330—750 кВ при этом не нарушается. После отключения Т1 со всех сторон дистанционно отключается разъединитель QS1 и схема со стороны ВН восстанавливается включением всех выключателей, присоединенных к первой системе шин K1.

В зависимости от числа линий 330—750 кВ возможно применение кольцевых схем или схемы 3/2 выключателя на цепь.

На стороне среднего напряжения 110—220 кВ мощных подстанций применяется схема с одной рабочей и одной обходной системами шин или с двумя рабочими и одной обходной системами шин.

При выборе схемы на стороне НН в первую очередь решается вопрос об ограничении тока КЗ. Дня этой цели можно применять трансформаторы с повышенным значением ик, трансформаторы с расщепленной обмоткой НН или устанавливать реакторы в цепи трансформатора. В схеме, показанной на рис. 1, на стороне НН установлены сдвоенные реакторы. Синхронные компенсаторы с пусковыми реакторами присоединены непосредственно к выводам НН автотрансформаторов. Присоединение мощных GC к шинам 6— 10 кВ привело бы к недопустимому увеличению токов КЗ.

В цепях автотрансформаторов со стороны НН для независимого регулирования напряжения могут устанавливаться линейные регулировочные трансформаторы ЛРТ. Необходимость установки линейных регуляторов решается в проекте развития электрической сети ВН.

Схемы проходных подстанций

При необходимости секционировании линий, мощности трансформаторов до 63 МВ·А включительно и напряжении 35—220 кВ рекомендуются мостиковые схемы (рис. 1). Схема, изображенная на рис. 1, а, применяется на стороне 110 кВ при мощности трансформаторов до 25 МВ·А включительно. Ремонтная перемычка с разъединителями QS7, QS8 нормально отключена одним разъединителем (QS7).

Рис. 1. Схемы мостика: а – с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов; б – с выключателями в цепи линий и ремонтной перемычкой со стороны линий.

Выключатель Q1 в мостике включен, если по линиям W1, W2 происходит транзит мощности. Если необходимо исключить параллельную работу линий W1, W2 с точки зрения ограничения токов КЗ, выключатель Q1 отключен. При повреждении трансформатора (Т1) отключается выключатель со стороны 6 (10) кВ Q4, включается короткозамыкатель QN1,отключается выключатель Q2 на питающем конце линии W1 и отключается отделитель QR1, а затем разъединитель QS1. Если по режиму работы сети необходимо восстановить в работе линию W1, то автоматически включается выключатель на питающем конце этой линии и выключатель мостика Q1, таким образом. Транзит по линиям W1, W2 восстановлен. Ремонтная перемычка используется при ревизии выключателя Q1, для этого включается QS7, отключаются Q1 и QS3, QS4. Транзит по линиям W1, W2 осуществляется по ремонтной перемычке, трансформаторы Т1, Т2 в работе.

В сетях 220 кВ и трансформаторах до 63 МВ·А включительно для увеличения надежности работы отделители заменяют выключателями Q1, Q2 (см. рис. 1, б).

Ремонтная перемычка разомкнута разъединителем QS9. Выключатель Q3 в мостике включен, что обеспечивает транзит мощности по линиям W1 и W2. При аварии в трансформаторе Т1 отключаются выключатель со стороны 6 (10) кВ и выключатели Q1 и Q3. После отключения разъединителя QS3 включаются Q1 и Q3, и транзит восстанавливается. Для ремонта Q1 включают ремонтную перемычку (разъединитель QS9), отключают Q1 и разъединители QS1 и QS2. Если в этом режиме произойдет авария в Т2, то отключаются Q2 и Q3 и оба трансформатора остаются без питания. Необходимо отключить QS6 и включить Q3 и Q2, тогда Т1 подключается к обеим линиям. Этот недостаток можно устранить, если мостик и ремонтную перемычку поменять местами. В этом случае при повреждении в трансформаторе отключается один выключатель на стороне ВН трансформатора, выключатель в мостике остается включенным, значит, транзит мощности по W1, W2 сохраняется.

Задание

Ответить на вопросы:

1. Что такое подстанция?
2. Что такое проходная подстанция?
3. Что такое мощная узловая подстанция?
4. Начертить проходную и мощную узловую схемы подстанций.

Сделать вывод о проделанной работе.

Практическая работа №6

Тема: «Ознакомление с конструкцией высоковольтного оборудования.»

Цель работы- ознакомление студентов с конструкциями и приводами высоковольтных аппаратов.

Общие сведения

1 Разъединитель.

Разъединитель – это коммутационный аппарат, предназначенный для коммутации цепи без тока.

Назначение – создание надежного видимого разрыва цепи для обеспечена безопасного проведения ремонтных, работ на оборудовании и токоведущих частях электроустановки.

Разъединитель не имеет дугогасительный устройств, поэтому прежде чем оперировать разъединителем, цепь должна быть отключена выключателем.

Допускается использовать разъединители для отключения и включения незначительных токов: ёмкостных токов шин коротких кабельных линий, токов утечки, токов намагничивания трансформаторов. Допустимость таких операций определяется ПТЭ и местными инструкциями по эксплуатации электроустановки.

Во включенном положении разъединители надёжно выдерживают токи короткого замыкания, гарантированные заводом-изготовителем.

Разъединители для внутренней установки могут быть одно- и трех полюсными. Трех полюсный разъединитель типа РВ изображен на рисунке 5.1.

Разъединители РВ рассчитаны на номинальный ток 400 -1000А, напряжение 6–35кВ.

На подвижных ножах устанавливаются стальные пластины (на
рис. 5.1 не указаны), которые играют роль магнитного замка: при
протекании токов короткого замыкания через включенный
разъединитель они намагничиваются и, притягиваясь, друг к другу,
создают дополнительное давление в контакте, препятствуя отбросу
ножа от контакта.

Кроме главных ножей, разъединитель может быть снабжен заземляющими ножами (типа РВЗ), которые используют для заземления обесточенных токоведущих частей.

Рисунок 5.1. Трех полюсный разъединитель типа РВ.

Где 1 – приводной рычаг на валу разъединителя;

2 – контакт для присоединения шин;

3 – неподвижный контакт;

4 – подвижный нож;

5 – фарфоровая тяга;

6 – опорный изолятор;

7 – вал разъединителя;

8 – металлическая рама;

9 – поводок фарфоровой тяги

Разъединители для наружной установки должны работать в неблагоприятных условиях окружающей среды (низкие температуры, гололёд, осадки). Этим требованиям отвечают разъединители горизонтально-поворотного типа РИД. Здесь нож состоит из двух частей, закрепленных на опорных колонках изоляторов. При отключении колонки поворачиваются вокруг своей оси в противоположных направлениях, и ножи перемещаются в горизонтальной плоскости, как бы «ломаясь» на две половины, что позволяет разрушить корку льда, которым может быть покрыт контакт.

Рисунок 5.2. Контактная система разъединителя горизонтально-поворотного типа для наружной установки РНДЗ-110

1 – гибкая связь; 2 – пружины; 3 – одна часть ножа в виде пружинящих помелей;

4 – другая часть ножа в виде лопатки.

В распределительных устройствах высоких напряжений применяются и другие типы разъединителей: вертикально-поворотные, подвесные.

2 Отделитель.

Отделитель – коммутационный аппарат, предназначенный для автоматического отключения поврежденного участка линии или трансформатора после искусственного короткого замыкания, а так для отключения и включения токов (индуктивных) холостого хода трансформаторов и ёмкостных токов нагруженных линий.

Внешне отделитель не отличается от двух колонкового разъединителя, но у него для отключения имеется пружинный привод (ПРО), который обеспечивает отключение за 0,4–0,5 с. Включение отделителя производится вручную.

Отделители могут иметь заземляющие ножи.

Отделители не могут отключать ток нагрузки и ток короткого замыкания, поэтому в схемах управления отделителями имеется блокировка, которая запрещает отключение отделителя, если через трансформаторы тока проходит ток.

При неблагоприятных погодных условиях (мороз, гололёд) применяют закрытые отделители (ОЭ), контактная система которых расположена внутри фарфорового корпуса, заполненного элегазом SF6 с избыточным давлением 0, ЗМПа. Высокая электрическая прочность элегаза обеспечивает небольшие габариты и надежную работу аппаратов.

3 Выключатели нагрузки.

Выключатель нагрузки – коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения токов нагрузки в нормальном режиме.

Рисунок 5.3 Выключатель нагрузки ВНП-16.

1 – дугогасительная камера; 2 – неподвижный контакт; 3 – подвижный контакт; 4 – отключающая пружина; 5 – плавкий предохранитель; 6 – дугогасительный контакт.

Выключатели нагрузки предназначены для отключения и включения цепей под нагрузкой в электрических установках напряжением 6–10кВ при небольшой мощности (1НОМ–200+400А) и не рассчитаны на отключение токов короткого замыкания. Выключатель нагрузки в комплекте с высоковольтными предохранителями типа ПК-6 или ПК-10 обеспечивает защиту цепей от токов короткого замыкания.

Этот выключатель представляет собой трех полюсный разъединитель внутренней установки на 6–10кВ, к каждой фазе которого построена из пластмассы дугогасительная камера. Внутри камеры расположены газогенерирующие вкладыши из органического стекла. Подвижный контакт перемещается внутри вкладыша. Гашение дуги происходит в дугогасительной камере. При отключении цепи под нагрузкой между контактами выключателя образуется электрическая дуга, температура в дугогасительной камере резко возрастает, и органическое стекло выделяет поток газов, который гасит дугу.

Выключатели нагрузки выпускаются без предохранителей типа ВН-16 и с предохранителями типов ВНП-16 и ВНП-17 (рис. 5.3).

При включении сначала замыкаются дугогасителъные контакты, а затем главные. Вкладыши без замены позволяют отключить 300 раз ток 50А, 500 раз ток 100А, и 3 раза ток 400А.

Выключатели нагрузки могут иметь заземляющие ножи (типы ВН3 -16, ВНП3 -16, ВНП3 -17).

Привод ВН может быть ручным (ПР), ручным с дистанционным отключением (ПРА) или электромагнитным (ПЭ) с дистанционным включением и отключением.

Выключатели нагрузки применяются в ячейках КСО в системе электроснабжения промышленных предприятий, городов, строительных площадок.

Рисунок 5.4. Дугогасительная камера выключателя нагрузки ВН-10

Где: 1 – пружинящие контакты; 2 – газогенерирующие вкладыши; 3 – дугогасительный контакт

Вакуумный выключатель нагрузки ВНВ-10/320 изготавливается на напряжение 6 и 10кВ и номинальные токи до 320А. Он предназначен для многократного отключения тока 900А и предельно отключаемый ток 2кА. Основной его частью является вакуумная дугогасительная камера КДВ-21. Выключатель ВНВ предназначен для установки в шкафах КРУ и применяется в горнодобывающей промышленности, на пунктах, питания экскаваторов, драг, в рудничных, установках, для коммутации дуговых печей.

4 Автоматический выключатель маломасляный.

Масляные выключатели являются коммутационным аппаратом для включения и отключения электрических цепей напряжением выше 1кВ при рабочем режиме и при перегрузках и коротких замыканиях.

В маломасляных выключателях (горшковых) для каждой фазы имеется отдельный стальной шлендр, в котором разрываются контакты, и гасится дуга. Гашение происходит в дугогасительной камере, установленной в цилиндре в месте разрыва контактов. Камера изготавливается из изоляционных материалов – фибры или гетинакса. Минеральное масло в выключателях служит для гашения дуги и изоляции промежутка между разомкнутыми контактами данной фазы.

Количество масла в масляных выключателях от 4,5 до 10 кг в зависимости от типа выключателя. Это делает их невзрыво – не пожароопасными и позволяет устанавливать в открытых камерах распределительных устройств напряжением выше 1кВ.

В городских сетях широко применяются выключатели типа ВМП-10 и ВМГ-10.

Выключатели серии ВМП-10 изготавливаются на номинальные токи 600, 1000, 1500, 3000А и имеют вес масла 4,5 кг. Выключатели ВМГ-10 изготавливается на номинальные токи 630 и 1000А.

Масляные выключатели могут включаться и отключаться вручную и автоматически под действием аппаратов защиты и управления.

Рисунок 5.5 Масляный выключатель ВМП-10

Где: 1 – крышка; 2,6 – зажимы; 3 – фланец; 4 – бак; 5 – корпус; 7 \ - изолирующая тяга; 8 – вал.

Внутри каждого полюса имеется неподвижный контакт розеточного типа и подвижный контактный стержень. Во включенном положении контактный стержень находится в розеточном контакте. При отключении он движется вверх, контакты размыкаются, образуется дуга, которая испаряется и разлагает масло. Давление резко возрастает, в дугогасительной камере создается поперечное дутье газами и парами масла, в результате чего дуга гаснет. Контакты выключателя облицованы металлокерамикой для увеличения их дугостойкости.

5 Приводы

Приводы выключателей служат для включения, удержания во включенном положении и отключении выключателей. При включении привод совершает значительную работу, связанную с затратой энергии на преодоление сил трения в механизме и передаче, сил тяжести движущихся частей, сопротивления отключающих пружин. При отключении работа привода направлена на освобождение механизма, удерживающего выключатель во включенном положении. Само отключение происходит за счет сжатых или растянутых отключающих пружин.

1) Ручные приводы применяются для маломощных выключателей, когда мускульной силы оператора достаточно для совершения работы включения. Отключение дистанционное и автоматическое. Наиболее распространены приводы ПРА-17 для выключателей нагрузки ВН-10.

Ручной привод типа ПР-10, представляющий рычажно-шатунный
механизм прямого, применяется для ручного управления
разъединителями внутренних электроустановок 6–10 кВ.

На подстанциях небольшой мощности для управления масляными выключателями используют ручные приводы типа ПРБА (привод рычажной блинкерный с автоматическим отключением).

2) Пружинный привод является приводом косвенного действия. Энергия для включения запасается в мощной пружине, которая заводится от руки или от двигателя. Типы приводов для управления масляными выключателями: ПП-67 и ППМ-10. Достоинства: просты, удобны в обслуживании, дешевы, потребляют незначительную мощность, надёжны.

Время завода пружин – 15 секунд. Отключение производится отключающими пружинами выключателя дистанционно или автоматически.

Пружинный привод применяется в маломасляных выключателях ВМПП-10, ВМТ – 110, в вакуумных выключателях ВВТП-10.

3) Электромагнитный привод – привод прямого действия: энергия для включения сообщается приводу в процессе самого включения от источника постоянного тока. Усилие для включения выключателя создается стальным сердечником, катушка которого получает питание от источника постоянного тока. Для маломасляных выключателей применяется привод ПЭ-11, для более мощных выключателей – ПЭ-21, ПЭ-31, а для наружной установки – ШПЭ-44, ШПЭ-45. Недостаток – необходимость для их работы аккумулятора или выпрямителя.

4) Пневматические приводы создают усилие на включение за счет сжатого воздуха, который подается в пневматический цилиндр с

поршнем, заменяющий электромагнит включения. Такие приводы требуют установки компрессоров.

Пневматические приводы обычно применяются для выключателей 110 и 220 кВ.

5.4.6 Условно графические обозначения в электрических схемах.

Рисунок 5.6. Условно графические обозначения:

а) – разъединитель; б) – отделитель; в) – выключатель нагрузки; г) – выключатель автоматический (QF – в силовых цепях, SF – в цепях управления).

Задание:

Рассмотреть конструкцию и устройства следующих аппаратов, а также их привода: разъединитель, выключатель нагрузки, отделитель, автоматический выключатель масляный.

Сделать вывод о проделанной работе.

Практическая работа №7

Тема: «Расчет токов КЗ на подстанциях»

Цель работы- рассчитать токи коротких замыкай на подстанции.

Общие сведения

 Причинами КЗ обычно являются нарушения изоляции, вызванные ее механическими повреждениями, старением, набросами посторонних предметов на провода линий электропередачи, проездом под линиями негабаритных механизмов (кранов с поднятой стрелой и т.п.), прямыми ударами молнии, перенапряжениями, неудовлетворительным уходом за оборудованием.

При КЗ токи в поврежденных фазах увеличиваются в несколько раз по сравнению с их нормальным значением, а напряжения снижаются, особенно вблизи места повреждения.

Протекание больших токов КЗ вызывает повышенный нагрев проводников, а это ведет к увеличению потерь электроэнергии, ускоряет старение и разрушение изоляции, может привести к потере механической прочности токоведущих частей и электрических аппаратов.

К мерам, уменьшающим опасность развития аварий, относятся: выбор рациональной схемы сети, правильный выбор аппаратов по условиям КЗ, применение токоограничивающих устройств и т.п.

Для осуществления указанных мероприятий необходимо определить токи КЗ и учитывать характер их изменения во времени.

При расчете токов КЗ принимаю допущения:

- Расчётное напряжение каждой ступени схемы электроснабжения принимается на 5% выше номинального значения.

- КЗ наступает в момент времени, при котором ударный ток КЗ будет иметь наибольшее значение.

- Сопротивление места КЗ считается равным нулю (металлическое КЗ).

- Не учитываю сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания, входящих в расчётную схему. Источник питания принимают единым в качестве системы (ЕЭС) с бесконечно большой полной мощностью SСИС = ?.

- Не учитываю ёмкости, а, следовательно, емкостные токи в воздушных и кабельных сетях.

- Не учитываю токи намагничивания трансформаторов.

- Напряжение системы (ЕЭС) остается неизменным.

- Полная симметрия трехфазной системы.

- Не учитываю увеличение суммарного тока КЗ со стороны электродвигателей более низких уровней напряжения, чем уровень напряжения точки КЗ.

Для расчета токов КЗ необходимо составить схему замещения рассматриваемой сети, то есть расчетную схему, в которой вводятся все элементы сети электроснабжения, и все электрические и магнитные связи представлены сопротивлениями. Генерирующие источники (в данном случае - система) вводятся в схему замещения соответствующими ЭДС, а пассивные элементы, по которым проходит ток КЗ, индуктивными и, при необходимости (при большой протяженности ЛЭП), активными сопротивлениями.

Задание:

Для расчета токов короткого замыкания необходимо составить схему замещения. Схема замещения для расчета токов КЗ составляется по расчетной схеме сети. Для этого все без исключения элементы схемы заменяются соответствующими электрическими сопротивлениями. В расчет принимаем одну питающую ВЛ длиной 70 км (по заданию).

Рисунок 1- Расчетная схема подстанции

Исходные данные для расчета:

- Т1 и Т2 трансформаторы ТДН- 40000/110/10:

- Sном = 40 МВА,

- Uкз вн= 10,5 %.

По справочным данным определяем параметры выбранного провода ВЛ 110 кВ Белый       Раст-Московские Водники с проводом АС-240/39:

- удельное активное сопротивление ,

- удельное реактивное сопротивление ,

- длина воздушной линии L = 70 км.

Сделать вывод о проделанной работе.

Практическая работа №8

Тема: «Расчет и выбор высоковольтного электрооборудования подстанций»

Цель работы- ознакомиться с примерами расчета и выбора высоковольтного электрооборудования подстанций.

Общие сведения

      К коммутационным аппаратам выше относятся высоковольтные выключатели, выключатели нагрузки, разъединители, отделители и короткозамыкатели. Все эти аппараты имеют свои назначения и области применения и, как следствие, к ним предъявляют соответствующие требования. Все данные аппараты должны удовлетворять условиям длительной работы, режиму перегрузки и режиму возможных коротких замыканий. Аппараты должны соответствовать условиям окружающей среды (открытая или закрытая установка, температура, запыленность, влажность и другие показатели окружающей среды). Как правило, все элементы системы электроснабжения выбираются по номинальным параметрам и проверяются по устойчивости при сквозных токах короткого замыкания и перенапряжениях.

       Номинальное напряжение аппарата соответствует классу его изоляции. Всегда имеется запас электрической прочности, оговариваемый техническими условиями на изготовление и позволяющий аппарату работать длительное время при напряжении 10-15 % выше номинального (максимальное рабочее напряжение аппарата). Отклонение напряжения на практике обычно не превышают этих величин. Поэтому при выборе аппарата достаточно соблюсти условие:

(86)

где  – номинальное напряжение аппарата;

–номинальное напряжение сети.

      При протекании номинального тока при номинальной температуре окружающей среды аппарат может работать неопределенно долго без допустимого перегрева. Поэтому аппарат надлежит выбирать так, чтобы максимальный действующий рабочий ток цепи не превышал номинального тока, указанного в паспорте аппарата (расчетная температура окружающей среды принята +350С).

(87)

где – номинальный ток аппарата;

–наибольший ток утяжеленного режима.

        Аппараты, выбранные по номинальному напряжению и номинальному току, подлежат проверке на термическую и динамическую стойкость при токах короткого замыкания. Ниже рассматриваются условия выбора и проверки для конкретного высоковольтного оборудования.

1. Выбор и проверка высоковольтных выключателей.

      Высоковольтный выключатель – коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения цепей высокого напряжения, как в нормальном, так и в аварийном режимах. В пределах одного РУ рекомендуется применять однотипные выключатели.

     В распределительных устройствах 6 – 10 применяют маломасляные подвесные выключатели с пружинными и электромагнитными приводами, а также элегазовые, бесконтактные, вакуумные и другие выключатели.

     Выбор высоковольтных выключателей осуществляется по условиям :

- по электродинамической стойкости при токах короткого замыкания (выключатель проверяется по одному из условий):

или , (88)

где – действующее значение периодической составляющей начального тока короткого замыкания,;

,– действующее значение периодической составляющей и амплитудное значение полного тока электродинамической стойкости выключателя,;

– ударный ток короткого замыкания,.

- по отключающей способности на возможность отключения симметричного тока:

, (89)

где – периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент расхождения контактов выключателя,;

– номинальный ток отключения выключателя,.

Расчетное время отключения выключателя определяется в соответствии с выражением:

, (90)

где – время срабатывания релейной защиты ( для каждой из последующих ступеней,);

– время отключения выключателя,.

- по термической стойкости проверка осуществляется по расчетному импульсу квадратичного тока КЗ:

, (91)

где  – расчетный импульс квадратичного тока короткого замыкания,;

– ток термической стойкости выключателя,;

– длительность протекания тока термической стойкости,.

При удаленном коротком замыкании значение теплового импульса тока короткого замыкания может определяться по формуле:

, (92)

где – расчетное время отключения выключателя,;

– постоянная времени затухания апериодической составляющей,.

Значение постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ зависит от места короткого замыкания.

2. Выбор и проверка разъединителей, отделителей и короткозамыкателей.

           Разъединитель – это коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрических цепей высокого напряжения при отсутствии в них тока и для создания видимого разрыва цепи. ПУЭ допускает производство некоторых операций разъединителями при протекании небольших токов. Короткозамыкатели и отделители – это специальные разъединители, имеющие автоматически действующие привода. При выборе типа этих аппаратов необходимо учитывать род установки и конструктивное исполнение. Условия выбора и проверки этих аппаратов приведены в таблице 6.5.

Таблица 6.5 - Проверка разъединителей, отделителей и короткозамыкателей

где – амплитудное значение предельного сквозного тока КЗ.

При соблюдении данных условий считается, что коммутационный аппарат выбран верно.

3. Выбор и проверка выключателей нагрузки и предохранителей.

          В целях снижения стоимости распределительного устройства 6 – 10 подстанции вместо силовых выключателей небольшой и средней мощности можно применять выключатели нагрузки, способные отключать рабочие токи линий, трансформаторов и других электроприемников. Для отключения токов короткого замыкания, превышающих допустимые значения для выключателей нагрузки, последние комплектуются кварцевыми предохранителями ПКТ. Такой комплект получил название ВНП. При проектировании необходимо учитывать, что при каждом отключении выключателя нагрузки происходит износ газогенерирующих дугогасящих вкладышей, ограничивающих число допустимых отключений.

     Аппараты ВНП могут применяться для присоединения трансформаторов мощностью до 1600 , батареи конденсаторов до 400.

Рекомендуется установка выключателя нагрузки после предохранителя, считая по направлению тока от источника питания, что следует иметь в виду при вычерчивании однолинейной схемы соединений подстанции

    Выбор выключателей нагрузки производится по тем же условиям, что и разъединителей. При выборе аппаратов ВНП в РУ 6 – 10необходимо учитывать недостаточную чувствительность предохранителей к перегрузкам.

     В ОРУ 35 – 110 возможно применение стреляющих предохранителей. Мощность трансформаторов, защищаемых стреляющими предохранителями, ограничена значениями 4000 – 6300. В закрытых помещениях установка их не допускается.

Таблица 6.6 - Рекомендуемое соответствие токов предохранителей ПКТ

и защищаемых электроприемников

     При выборе предохранителей следует обратить особое внимание на то, что их можно применять лишь в сетях и электроустановках с напряжением, соответствующим номинальному напряжению предохранителя. Применение предохранителей с номинальным напряжением, отличным (большим или меньшим) от номинального напряжения сети, не допускается. Условия выбора предохранителей приведены в таблице 6.7, в ней – предельный (наибольший) ток отключения предохранителя,.

Таблица 6.7 - Проверка выключателей нагрузки и предохранителей

    Номинальные токи плавких вставок предохранителей ПК следует выбирать так, чтобы не возникало ложное срабатывание предохранителя вследствие толчков тока при включении трансформатора на небольшую нагрузку, а также при включении электродвигателей или батарей конденсаторов. Для выполнения этого условия ток плавкой вставки выбирается в 1,4 – 2,5 раза больше номинального тока защищаемого электроприемника. С учетом этого выбор предохранителя следует производить на основе данных таблицы 6.6.

4. Выбор и проверка реакторов.

       Реакторы устанавливаются на сборных шинах подстанций или питающих линиях для ограничения тока (мощности) короткого замыкания; на шинах подстанций или питающих линиях для обеспечения необходимого значения остаточного напряжения на шинах подстанций; для ограничения пусковой мощности при пуске асинхронных или синхронных двигателей.

     Выбор реактора может производиться по заданному снижению тока короткого замыкания или по заданному значению остаточного напряжения.

      Необходимая реактивность реактора (%) при заданном снижении тока короткого замыкания определяется по формуле:

, (93)

где – ток (мощность) короткого замыкания до реактора, не ограниченный реактором;

– ток (мощность) короткого замыкания, соответствующий длительному времени отключения и ограниченный реактором;

– номинальный ток (номинальная проходная мощность) реактора.

     Если известно относительное снижение тока за реактором: , то реактивность реактора (%) может определяться по формуле:

. (94)

Необходимая реактивность реактора (%) при заданном остаточном напряжении определяется по формуле:

, (95)

где – относительное снижение напряжения;

– остаточное (номинальное) напряжение установки.

Относительное снижение тока и относительное снижение напряжениясвязаны зависимостью.

Ток и мощность короткого замыкания за реактором:

;, (96)

где – эквивалентное сопротивление сети до реактора (%), отнесенное к номинальной мощности реактора.

Остаточное напряжение на реакторе (%):

. (97)

При выборе пусковых реакторов минимальное понижение напряжения , необходимое при пуске, определяется из условия

, (98)

где – требуемая при пуске кратность пускового момента электродвигателя;– номинальная кратность пускового момента электродвигателя при непосредственном включении на полное напряжение сети.

Кратность пускового тока:

. (99)

       Стандартные реакторы, используемые для пуска, рассчитаны на одноминутную работу при номинальном токе.

       Эффективность применения реактора тем выше, чем ближе расположена подстанция промышленного предприятия к источнику питания системы. Если на предприятии имеются собственные генерирующие установки, связанные с шинами 10 подстанции, то можно рекомендовать применение реакторов в межсекционной связи. Применение реакторов должно быть экономически обосновано, так как установка линейных, секционных или групповых реакторов должна обеспечивать экономию за счет применения более дешевых ячеек с выключателями и кабелей меньшего сечения.

5. Выбор и проверка трансформаторов тока.

    Для контроля за режимом работы электроприемников, а также производства коммерческого расчета с энергоснабжающей организацией применяют контрольно-измерительные приборы на подстанциях, присоединяемые к цепям высокого напряжения через измерительные трансформаторы тока и напряжения.

      Трансформаторы тока выбираются по номинальному напряжению, номинальному первичному току и проверяются по электродинамической и термической стойкости к токам КЗ. Особенностью выбора трансформаторов тока является выбор по классу точности и проверка на допустимую нагрузку вторичной цепи. Трансформаторы тока для присоединения счетчиков, по которым ведутся коммерческие расчеты, должны иметь класс точности 0,5. Для технического учета допускается применение трансформаторов тока класса точности 1, для включения указывающих электроизмерительных приборов – не ниже 3, для релейной защиты – класс 10(Р), чтобы погрешность трансформатора тока не превысила допустимую для данного класса точности, вторичная расчетная нагрузка не должна превышать номинальную, задаваемую в каталогах.

        Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому принимают . Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:

. (100)

Для определения сопротивления приборов, питающихся от трансформаторов тока, необходимо составить таблицу – перечень электроизмерительных приборов, устанавливаемых в данном присоединении. Суммарное сопротивление приборов рассчитывается по суммарной мощности, :

, (101)

где – суммарная мощность, потребляемая приборами,;

– номинальный ток вторичной обмотки трансформатора,.

         В распределительных устройствах 6 – 10 применяются трансформаторы св РУ 110 – 220– или.

         Сопротивление контактов принимают 0,05при двух-трех и 0,1 – при большем количестве приборов. Сопротивление проводов рассчитывается по их сечению и длине. Для алюминиевых проводов минимальное сечение 4, для медных – 2,5. Расчетная длина провода,, зависящая от схемы соединения трансформатора тока и расстоянияот трансформатора до приборов:– при включении трансформаторов тока в неполную звезду;– при включении всех приборов в одну фазу;– при включении трансформаторов тока в полную звезду.

         При этом длина может быть принята ориентировочно для РУ 6 – 10при установке приборов в шкафах КРУ; на щите управления; для РУ 35 кВ; для РУ 110 – 220 кВ.

          Если при принятом сечении провода вторичное сопротивление цепи трансформаторов тока окажется больше для заданного класса точности, то необходимо определить требуемое сечение проводов с учетом допустимого сопротивления вторичной цепи:.

         Требуемое сечение провода, :

. (102)

          Полученное сечение округляется до большего стандартного сечения контрольных кабелей: 2,5; 4; 6; 10 .

         Условия выбора трансформатора тока сведены в таблицу 6.8. Дополнительно могут быть заданы: – кратность тока динамической стойкости трансформатора тока;– кратность тока термической стойкости;– номинальный ток первичной обмотки трансформатора тока.

Таблица 6.8 - Проверка ТТ

6. Условия выбора и проверки ТН.

        Трансформаторы напряжения, предназначенные для питания катушек напряжения измерительных приборов и реле, устанавливают на каждой секции сборных шин. Их выбирают по исполнению, конструкции и схеме соединения обмоток, номинальному напряжению, классу точности и вторичной нагрузке.

          Условия выбора трансформаторов напряжения: конструкция, схема соединения; , где– номинальное напряжение сети, к которой присоединяется трансформатор напряжения,;– номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора,; класс точности;, где– расчетная мощность, потребляемая вторичной цепью,;– номинальная мощность вторичной цепи трансформатора напряжения, обеспечивающая его работу в заданном классе точности,.

         Для однофазных трансформаторов, соединенных в звезду, в качестве необходимо взять суммарную мощность всех трех фаз, а для соединенных по схеме неполного открытого треугольника – удвоенную мощность одного трансформатора. В выбранном классе точности, если нагрузка (вторичная) превышает номинальную мощность, часть приборов подключают к дополнительно установленному трансформатору напряжения. Вторичная нагрузка ТН – это мощность приборов и реле, подключенных к ТН. Для упрощения расчетов расчетную нагрузку можно не разделять по фазам, тогда

. (103)

           При определении вторичной нагрузки сопротивление соединительных проводов не учитывается, так как оно мало. Однако ПУЭ требует оценить потерю напряжения, которая в проводах от трансформаторов к счетчикам не должна превышать 0,5 %, а в проводах к щитовым измерительным приборам – 3 %. Сечение провода, выбранное по механической прочности, отвечает, как правило, требованиям потерь напряжения.

           Выбор типа трансформатора напряжения определяется его назначением. Если от ТН получают питание расчетные счетчики, то целесообразно использовать на напряжениях 6, 10, 35 два однофазных трансформатора типа НОМ или НОЛ, соединенных по схеме открытого неполного треугольника. Два однофазных ТН обладают большей мощностью, чем один трехфазный, а по стоимости на напряжения 6 и 10они примерно равноценны. Если одновременно с измерением необходимо производить контроль изоляции в сетях 6 – 10, то устанавливают трехфазные трехобмоточные пятистержневые трансформаторы напряжения серии НАМИ или группу из трех однофазных трансформаторов серии ЗНОМ или ЗНОУТ, если мощность НАМИ недостаточна. При использовании трех однофазных трансформаторов, соединенных в звезду, нейтральная точка обмотки высокого напряжения ТН должна быть заземлена для правильной работы приборов контроля состояния изоляции.

Задание: сделать краткое описание как происходит выбор высоковольтного электрооборудования подстанций.

Практическая работа №9

Тема: «Расчет электрических нагрузок кольцевых схем»

Цель работы - научиться выполнять расчёт распределительной сети 10 кВ при кольцевой схеме питания.

Порядок выполнения практической работы

1. Изобразим кольцевую схему питания трех понизительных подстанций

Рисунок .1 – Кольцевая схема питания

Для удобства расчёта кольцевой схемы необходимо четвёртый участок линии отделить.

2.Развёрнутые схемы для расчёта активной и реактивной мощностей изображены на рис. 2

Рисунок 2 – Развёрнутая схема расположения активной нагрузки

Рисунок 3 – Развёрнутая схема расположения реактивной нагрузки

3. Выполняем расчёт распределения мощностей между условными подстанциями 1 и 2, в кВт, кВар

Проверка

4. Определяем точку раздела потока мощности для кольцевой схемы питания.

Для этого из мощностей, передаваемых питающими линиями, вычитаем мощности подстанции А, Б и В. Точка, где вычисляемая мощность станет отрицательной считается точкой токораздела.

Примерный вид полученных схем изображён на рис. 4 и рис. 5

Схемы изображены для случая, если точка раздела потока мощностей находится на подстанции В. Если точка раздела потока мощностей находится на подстанциях А или Б, то схемы (рис.4 и рис. 5) будут иметь иной вид.

Рисунок 4 – точка раздела активной мощности

Рисунок 5 – точка раздела реактивной мощности

5. Определяем мощности передаваемые по участкам (зависит от точки токораздела), кВА

S4=. (13.10)

6. Определяем токи, протекающие по участкам, А

где - номинальное напряжение равное 10 кВ.

7. Определяем эквивалентный ток до точки раздела потока мощностей, А

8. Определяем экономическое сечение проводов.

Из двух полученных ранее значений ивыбираем большее и исходя из этого определяем экономическое сечение проводов, мм2

где - экономическая плотность тока.

Принимаем А/мм2.

По приложению 11 выбираем марку провода.

Проверяем провод по допустимому току. Необходимо, чтобы выполнялось условие

Параметры выбранного провода X0 и r0, Ом/км выписываем из приложения 13

9. Определяем сопротивление участков линий для кольцевой схемы питания, Ом

10. Определяем суммарную активную мощность по участкам (зависит от точки токораздела), кВт

(13.22)

Определяем суммарную реактивную мощность по участкам (зависит от точки токораздела), кВар

11. Определяем потери напряжения на участках, В

Должно соблюдаться условие:

В нормальном режиме допустимые потери составляют .

12. В аварийном режиме будем считать вышедшим из строя участок 1, так как в нормальном режиме по нему передаётся большая мощность. Схема для расчёта аварийного режима приведена на рис.13.4

Рисунок 6 – Схема расположения мощности в аварийном режиме

Определяем суммарную мощность по участкам, кВт

13. Определяем потерю напряжения в аварийном режиме:

Должно соблюдаться условие .

В аварийном режиме допустимые потери составляют .

14. Сделать вывод о правильности выбранного провода.

Исходные данные для практической работы

Практическая работа №10

Тема: «Выполнение расчета электрических нагрузок в сетях выше 1 кВ»

Цель работы – изучить  методы расчёта электрических нагрузок в сетях выше 1 кВ.

Общие сведения

Метод коэффициента спроса

Метод коэффициента спроса наиболее прост, широко распространен, с него начался расчет нагрузок. Он заключается в использовании по известной (задаваемой) величине Ру и табличным значениям, приводимым в справочной литературе (примеры см. в табл.):

Величина Кс принимается одинаковой для электроприемников одной группы (работающих в одном режиме) независимо от числа и мощности отдельных приемников. Физический смысл — это доля суммы номинальных мощностей электроприемников, статистическиотражающая максимальный практически ожидаемый и встречающийся режим одновременной работы и загрузки некоторого неопределенного сочетания (реализации) установленных приемников.

Приводимые справочные данные по Кс и Кп соответствуют максимальному значению, а не математическому ожиданию. Суммирование максимальных значений, а не средних неизбежно завышает нагрузку. Если рассматривать любую группу ЭП современного электрического хозяйства (а не 1930— 1960х гг.), то становится очевидной условность понятия «однородная группа». Различия в значении коэффициента — 1:10 (до 1:100 и выше) — неизбежны и объясняются ценологически ми свойствами электрического хозяйства.

В табл. 2.2 приведены значения ЛГС, характеризующие насосы как группу. При углублении исследований KQ4 например только для насосов сырой воды, также может быть разброс 1:10.

Правильнее учиться оценивать Кс в целом по потребителю (участку, отделению, цеху). Полезно выполнять анализ расчетных и действительных величин для всех близких по технологии объектов одного и того же уровня системы электроснабжения, аналогичной табл. 1.2 и 1.3. Это позволит создать личный информационный банк и обеспечить точность расчетов. Метод удельного расхода электроэнергии применим для участков (установок) 2УР (второый, третий… Уровень Энергосистемы), отделений ЗУР и цехов 4УР, где технологическая продукция однородная и количественно меняется мало (увеличение выпуска снижает, как правило, удельные расходы электроэнергии Ауй).

Метод «максимальная мощность»

В реальных условиях продолжительная работа потребителя не означает постоянство нагрузки в точке ее присоединения на более высоком уровне системы электроснабжения. Как статистическая величина Луд, определяемая для какогото ранее выделенного объекта по электропотреблению А и объему Л/, есть некоторое усреднение на известном, чаще месячном или годовом, интервале. Поэтому применение формулы (2.30) дает не максимальную, а среднюю нагрузку. Для выбора трансформаторов ЗУР можно принять Рср = Рмах. В общем случае, особенно для 4УР (цеха), необходимо учитывать Кмах в качестве Т принимать действительное годовое (суточное) число часов работы производства с максимумом использования активной мощности.

Метод удельных плотностей нагрузок

Метод удельных плотностей нагрузок близок к предыдущему. Задается удельная мощность (плотность нагрузки) у и определяется площадь здания сооружения или участка, отделения, цеха (например, для машиностроительных и металлообрабатывающих цехов у = 0,12…0,25 кВт/м2; для кислородноконвертерных цехов у = = 0,16…0,32 кВт/м2). Нагрузка, превышающая 0,4 кВт/м2, возможна для некоторых участков, в частности, для тех, где имеются единичные электроприемники единичной мощности 1,0…30,0 МВт.

Метод технологического графика

Метод технологического графика опирается на график работы агрегата, линии или группы машин. Например, график работы дуговой сталеплавильной печи конкретизируется: указывается время расплавления (27…50 мин), время окисления (20…80 мин), число плавок, технологическая увязка с работой других сталеплавильных агрегатов. График позволяет определить общий расход электроэнергии за плавку, среднюю за цикл (с учетом времени до начала следующей плавки), и максимальную нагрузку для расчета питающей сети.

Метод упорядоченных диаграмм

Метод упорядоченных диаграмм, директивно применявшийся в 1960 — 1970е гг. для всех уровней системы электроснабжения и навсех стадиях проектирования, в 1980— 1990е гг. трансформировался в расчет нагрузок по коэффициенту расчетной активной мощности. При наличии данных о числе электроприемников, их мощности, режимах работы его рекомендуют применять для расчета элементов системы электроснабжения 2УР, ЗУР (провод, кабель, шинопровод, низковольтная аппаратура), питающих силовую нагрузку напряжением до 1 кВ (упрощенно для эффективного числа приемников всего цеха, т.е. для сети напряжением 6 — 10 кВ 4УР). Различие метода упорядоченных диаграмм и расчета по коэффициенту расчетной активной мощности заключается в замене коэффициента максимума ,всегда понимаемого однозначно как отношение Рмах/Рср (2.16), коэффициентом расчетной активной мощности Ар. Порядок расчета для элемента узла следующий:

• составляется перечень (число) силовых электроприемников с указанием их номинальной PHOMi (установленной) мощности;

• определяется рабочая смена с наибольшим потреблением электроэнергии и согласовываются (с технологами и энергосистемой) характерные сутки;

• описываются особенности технологического процесса, влияющие на электропотребление, выделяются электроприемники с высокой неравномерностью нагрузки (они считаются подругому — по максимуму эффективной нагрузки);

• исключаются из расчета (перечня) электроприемники: а) малой мощности; б) резервные по условиям расчета электрических нагрузок; в) включаемые эпизодически;

• определяются группы т электроприемников, имеющих одинаковый тип (режим) работы;

• из этих групп выделяютсяуе подгруппы , имеющие одинаковую величину индивидуального коэффициента использования а:и/;

• выделяются электроприемники одинакового режима работы и определяется их средняя мощность;

• вычисляется средняя реактивная нагрузка;

• находится групповой коэффициент использования Кн активноймощности;

• рассчитывается эффективное число электроприемников в груп пе из п электроприемников:

где эффективное (приведенное) число электроприемников — это такое число однородных по режиму работы электроприемников одинаковой мощности, которое дает то же значение расчетного максимума Р, что и группа электроприемников, различных по мощности и режиму работы.

При числе электроприемнйков в группе четыре и более допускается принимать пэ равным п (действительному числу электроприемников) при условии, что отношение номинальной мощности наибольшего электроприемника Pmutm к номинальной мощности меньшего электроприемника Дом mm меньше трех. При определении значения п допускается исключать мелкие электроприемники, суммарная мощность которых не превышает 5 % от номинальной мощности всей группы;

• по справочным данным и постоянной времени нагрева Т0 принимается величина расчетного коэффициента Кр;

• определяется расчетный максимум нагрузки:

Электрические нагрузки отдельных узлов системы электроснабжения в сетях напряжением выше 1 кВ (находящиеся на 4УР, 5УР) рекомендовалось определять аналогично с включением потерь в трансформаторах.

Результаты расчетов сводят в таблицу. Этим исчерпывается расчет нагрузок по коэффициенту расчетной активной мощности.

Расчетная максимальная нагрузка группы электроприемников Ртах может быть найдена упрощенно:

где Рном — групповая номинальная мощность (сумма номинальных мощностей, за исключением резервных по расчету электрических нагрузок); Рср.см ~ средняя активная мощность за наиболее загруженную смену.

Расчет по формуле (2.32) громоздок, труден для понимания и применения, а главное, он нередко дает двукратную (и более) ошибку. Негауссову случайность, неопределенность и неполноту исходной информации метод преодолевает допущениями: электроприемники одного названия имеют одинаковые коэффициенты, исключаются резервные двигатели по условиям электрических нагрузок, коэффициент использования считается независимым от числа электроприемников в группе, выделяются электроприемники с практически постоянным графиком нагрузки, исключаются из расчета наименьшие по мощности электроприемники. Метод не дифференцирован для различных уровней системы электроснабжения и для различных стадий выполнения (согласования) проекта. Расчетный коэффициент максимума Ктах активной мощности принимается стремящимся к единице при увеличении числа электроприемников (фактически это не так — статистика этого не подтверждает. Для отделения, где двигателей 300… 1000 шт., и цеха, где их до 6000 шт., коэффициент может составлять 1,2… 1,4). Внедрение рыночных отношений, ведущих к автоматизации, разнообразию выпуска продукции, перемещает электроприемники из группы в группу.

Статистическое определение ЯСр.см для действующих предприятий осложняется трудностью выбора наиболее загруженной смены (перенос начала работы разных категорий работников в пределах смены, четырехсменная работа и др.). Проявляется неопределенность при измерениях (наложение на административнотерриториальную структуру). Ограничения со стороны энергосистемы ведут к режимам, когда максимум нагрузки Ртгх встречается в одной смене, в то время как расход электроэнергии больше в другой смене. При определении Рр нужно отказаться от Рср.см исключив промежуточные расчеты.

Подробное рассмотрение недостатков метода вызвано необходимостью показать, что расчет электрических нагрузок, опирающийся на классические представления об электрической цепи и графиках нагрузки, теоретически не может обеспечить достаточную точность.

Статистические методы расчета электрических нагрузок устойчиво отстаиваются рядом специалистов. Методом учитывается, что даже для одной группы механизмов, работающих на данном участке производства, коэффициенты и показатели меняются в широких пределах. Например, коэффициент включения для неавтоматических однотипных металлорежущих станков меняется от 0,03 до 0,95, загрузки A3 — от 0,05 до 0,85.

Задача нахождения максимума функции Рр на некотором интервале времени осложняется тем, что от 2УР, ЗУР, 4УР питаются электроприемники и потребители с различным режимом работы. Статистический метод основывается на измерении нагрузок линий, питающих характерные группы электроприемников, без обращения к режиму работы отдельных электроприемников и числовым характеристикам индивидуальных графиков.

Метод использует две интегральные характеристики: генеральную среднюю нагрузку PQp и генеральное среднее квадратичное отклонение , где дисперсия DP берется для того же интервала осреднения.

Максимум нагрузки определяется следующим образом:

Значение р принимается различным. В теории вероятности часто используется правило трех сигм: Ртах = Рср ± За, что при нормальном распределении соответствует предельной вероятности 0,9973. Вероятности превышения нагрузки на 0,5 % соответствует р = 2,5; для р = 1,65 обеспечивается 5%я вероятность ошибки.

Статистический метод является надежным методом изучения нагрузок действующего промышленного предприятия, обеспечивающим относительно верное значение заявляемого промышленным предприятием максимума нагрузки Pi(miiX) в часы прохождения максимума в энергосистеме. При этом приходится допускать гауссово распределение работы электроприемников (потребителей).

Метод вероятностного моделирования графиков нагрузки предполагает непосредственное изучение вероятностного характера последовательных случайных изменений суммарной нагрузки групп электроприемников во времени и основан на теории случайных процессов, с помощью которой получают автокорреляционную (формула (2.10)), взаимно корреляционную функции и другие параметры. Исследования графиков работы электроприемников большой единичной мощности, графиков работы цехов и предприятий обусловливают перспективность метода управления режимами электропотребления и выравнивания графиков.

Задание: ответить на контрольные вопросы.

1. Назовите методы расчета электрических нагрузок.

2. Какой способ определения электрических нагрузок используют при предварительных расчета?

3. Отчего зависит значение коэффициента спроса?

4. Что такое постоянная времени нагрева и какие значения она принимает?

5. Как определяется расчетная нагрузка осветительного оборудования?

6. По какой формуле определяется реактивная мощность освещения для газоразрядных ламп?

7. Чему равны суммарные потери активной и реактивной мощности в трансформаторах цеховых подстанций и в цеховых сетях до 1кВ?

8. Почему в предварительных расчетах не учитываются потери активной и реактивной мощности в кабелях высшего напряжения?

9. В зависимости отчего выбирается коэффициент одновременности максимумов для шин ГПП?

10. Как определить реактивную мощность компенсирующих устройств, которые должны устанавливаться в системе электроснабжения предприятий?