Переходный процесс нагрева – охлаждения.

Системы электроснабжения.

Курс лекций

Оглавление

1. Нагрев и охлаждение проводников.

1.1. Переходный процесс нагрева – охлаждения.

1.2. Длительно допустимый ток.

1.3. Зависимость длительно допустимого тока от сечения.

1.4. Расчёт температуры проводника при заданной нагрузке.

1.5. Корректировка допустимого тока в зависимости от температуры окружающей среды и количества параллельно проложенных проводников.

1.6. Выбор сечения по длительно допустимому току.

1.7. Постоянная времени нагрева τ и длительность расчетного максимума нагрузки.

1.8. Расчет температуры проводника при прохождении тока КЗ и проверка кабелей на невозгорание.

2. Экономическое сечение и экономическая плотность тока.

2.1. Расчетные затраты на электропередачу.

2.2. Экономическое сечение и экономическая плотность тока.

2.3. Математическая модель затрат на передачу мощности по ЛЭП.

2.4. Расчет сечения по допустимой потере напряжения

3. Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях.

3.1. Структура фактических (отчетных) потерь электроэнергии

3.2. Термины и определения

3.3. Нагрузочные потери

3.4. Метод средней мощности

3.5. Метод максимальной мощности Р_М

3.6. Потери холостого хода (ХХ).

3.7. Климатические потери

3.8. Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций

3.9. Погрешности средств измерения

3.10. Коммерческие потери

4. Регулирование напряжения в распределительных сетях

4.1. Определения

4.2. Падение и потеря напряжения в 3-х фазной ЛЭП с симметричной нагрузкой

4.3. Расчет потери напряжения в ответвлениях от 3-х фазной ЛЭП

4.4. Формулы потерь напряжения в 3-х фазной ЛЭП.

4.5. Методы регулирования напряжения в электрических сетях

4.6. Регулирование напряжения в ЦП с помощью трансформатора

4.7. Расчет вторичного напряжения трансформатора с учетом положения переключателя отпаек

4.8. Регулирование напряжения в ЦП с помощью трансформаторов с РПН

4.9. Допустимая (располагаемая) потеря напряжения в распределительных сетях

4.10. Продольно-емкостная компенсация.

4.11. Вольтодобавочные трансформаторы.

5. Компенсация реактивной мощности

5.1. Природа реактивной мощности (РМ).

5.2. Реактивная мощность и потери активной мощности.

5.3. Реактивная мощность и потеря напряжения

5.4 Потребители реактивной мощности (РМ

5.5 Методы снижения потребляемой Р.М. (методы повышения )

5.6. Источники Р.М.

5.7. Синхронные двигатели

5.8. Конденсаторные батареи

5.9. Выбор компенсирующих устройств

5.10. Выбор размещения КБ

5.11. Наивыгоднейшее распределение КБ в распределительной электрической сети.

5.12. Регулирование мощности КБ

5.13. Автоматическое регулирование конденсаторных батарей по реактивной

мощности

6. Режимы нейтрали в сетях напряжением ниже 1000 В

6.1. Классификация сетей напряжением ниже 1000 В

6.2. Система TN- нейтраль заземлена, корпуса занулены

6.2.1. Характеристика и свойства сетей TNC, TNS

6.2.2. Расчет тока однофазного КЗ, напряжений прикосновения и смещения нейтрали.

6.3. Система TT – нейтраль и корпуса присоединены к разным заземляющим устройствам.

6.3.1. Характеристика и свойства сети ТТ

6.3.2. Расчет тока однофазного КЗ, напряжений прикосновения и смещения нейтрали, расчет требуемой чувствительности УЗО

6.4. Система IT- нейтраль изолирована, корпуса заземлены.

6.4.1. Характеристика и свойства сети IT

6.4.2. Расчет тока первого замыкания и напряжений прямого и косвенного прикосновений в сети IT.

7. Автоматические выключатели

8. Пуск и самозапуск асинхронных электродвигателей

8.1. Условия успешного пуска асинхронного двигателя (АД)

8.2. Механические характеристики АД

8.3. Механические характеристики приводимых механизмов

8.4. Учет снижения пускового тока в процессе разгона

8.5. Тормозной момент, кривая выбега и время остановки

8.6. Проверка допустимости колебания напряжения для работающих двигателей и освещения при пуске АД

8.7. Пример

8.8. Устройства плавного пуска (УПП) (Softstart)

9. Схемы распределения электроэнергии.

9.1. Требования, предъявляемые к схемам.

9.2. Внутрицеховые электрические сети.

9.3. Схемы распределительных сетей напряжением выше 1000 В.

Список литературы

1. Нагрев и охлаждение проводников.

Длительно допустимый ток.

Это такой ток, который проходя по проводнику в течение длительного времени (>3*τ) нагревает его до допустимой (номинальной) температуры Туст = Тдд.

Iдд – длительно допустимый ток.

Тдд – допустимое превышение температуры .

Iдд² * R = Ктп * S * Тдд

Допустимая температура проводника Т доп=Тдд +То

На практике Iдд удобнее определять не по приведенной формуле а по таблицам ПУЭ.

При коротком замыкании проводник кратковременно может нагреваться до значительно более высокой температуры. Минимальное сечение проводника по условию допустимого кратковременного нагрева током КЗ:

, где

- Iк – ток КЗ, А,

- t_П – приведенное время протекания тока КЗ, с,

- С – коэффициент, зависящий от кратковременно допустимой температуры, материала и конструкции проводника

Нагрузочные потери.

Рассмотрим электропередачу, питающую потребитель с известным ступенчатым суточным графиком нагрузки (рис. 3.2).

Рис. 3.2. Параметры суточного графика нагрузки.

Установленная мощность Ру =∑ P_{н ,} где P_н – номинальная (установленная) мощность электроприемника (ЭП). Для ЭП повторно-кратковременного режима: Р_н100 = Р_н √ПВ, где ПВ – продолжительность включения, о.е.

Р_ср – средняя мощность. Для ступечатого графика Р_ср = ∑(P _i t_i ) / ∑t_i

Рск - средне-квадратичная мощность Р²ск =∑( P²_i t_i )/ ∑t_i

Рм - максимальная мощность (мощность 30-ти минутного максимума). Если количество ЭП в группе n ≤ 3, то Рм = Ру. Если n > 3, то Рм рассчитывается методом эффективного числа ЭП (Рм = Км · Рср) или упрощенно методом коэффициента спроса (Рм = ∑ Кс · Рн).

Для ровного графика нагрузки:
Потребляемая мощность неизменна - S_Р = S_м = S_cр.

Расчетный ток I_р = S_p /√3 U_ном,

Потери мощности:

Δ P= 3 I_р^{2 *} R = (S_p² / U_н² ) * R, где R – активное сопротивление электропере­дачи.
Потери электроэнергии: ΔW = ΔP * T = T * R* S_p² / U_н², где Т – время работы .

Для неравномерного график нагрузки.

Коэффициент максимума Км = Рм / Рср,

коэффициент заполнения Кз = 1 / Км = Рср / Рм,

коэффициент формы графика Кф = Рск / Рср.

Потери мощности на “i” ступени графика: ΔP_i = (S_i² / U²) * R;

При передаче S_p возникают расчётные потери мощности: ΔР_р = (S_p² / U²) * R;

Отношение: ΔP_i / ΔP_p = S_i² / S_p² = P_i² / P_p² (при условии постоянства угла φ).

Потери мощности на “i” ступени: ΔP_i = ΔP_p * P_i² / P_p².

Потери энергии за сутки: ΔW = ∑ ΔP_i t_i = ∑ ΔP_p * (P_i² / P_p²) * t_i.

Постоянные величины вынесем за знак суммы: ΔW = t_i * (ΔP_p / P_p² ) * Σ P_i².

Если t_i = 1час, то

-

общая формула расчёта потерь энергии при неравномерном графике нагрузки.

Примечание 1.

Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторе удобно определить исходя из номинальных потерь короткого замыкания ΔРк, которые приводятся в паспорте (справочнике): ΔР = ΔРк * β², где β = S / Sн – коэффициент загрузки трансформатора.

Примечание 2.

При малом сечении проводников (R >> X) относительная потеря напряжения определяется активным сопротивлением: ΔU* = P · R / U².

Относительная потеря активной мощности: ΔР* = ΔР / P = S² · R / (P · U²) или, подставляя S = P / Cos φ: ΔР* = P² · R / (P · ( U · Cos φ)²).

Отношение ΔU* к ΔР*:

Или:

Методы расчёта потерь электроэнергии:

- Метод средней мощности - за расчетную принимается средняя мощность.

- Метод максимальной мощности - за расчетную принимается максимальная мощность.

Для действующих электроустановок более удобен метод средней мощности, при проектировании - метод максимальной мощности.

Метод средней мощности

Δt = 1 час опущено.

. Умножим и разделим на время работы Т.

, где

- квадрат средне-квадратичной мощности.

С учетом этого: , где

- квадрат коэффициента формы графика нагрузки,

- расчетные (в данном случае – средние) потери мощности,

S_сp – средняя мощность графика.

Т – время работы (24 или 24*30, или 8760 часов).

S_СР - в действующих электроустановках определяется по показаниям

элек­тро­счет­чи­ков.

3.5. Метод максимальной мощности Р_М

Потери электроэнергии, например, за сутки:

ΔРр = ΔРм

Рр = Рм

т.к. Pi² / 24 = Pск², то

. Переходя от суток к времени Т и учитывая , что

Рм = Рср / Кз и Рск / Рср = Кф, получаем:

ΔW = ΔРм * Т * Кф² * Кз².

Произведение Т * Кф² * Кз² = τ (тау) называется «время максимальных потерь» – это время в течение которого ЛЭП или трансформатор работая с максимальной неизменной нагрузкой создаст такие же потери электроэнергии как и при реальной изменяющейся нагрузке. Следовательно:

ΔW =ΔРм * τ, где:

– потери при передаче максимальной мощности.

На практике часто Кф и Кз бывают неизвестны поэтому применяют упрощенный метод определения τ. В справочниках приводятся графики зависимости τ от вре­мени использования максимальной нагрузки Тм и от Cosφ.

Рис. 3.3. Упрощенный метод определения времени максимальных потерь.

Пример: Имеется ЛЭП с сопротивлением R. Через нее за Д дней было передано W кВт*ч эл.энергии (учтено счетчиком). Известны также Кф графика и tgφ потре­би­теля.

Определить потери эл.энергии в ЛЭП.

ΔW = ΔPср * 24 * Д * К²ф = (Sср / U)² * R * 24 * Д * К²ф =

= (Рср / U)² * (1 + tg²φ) * R * 24 * Д * К²ф.

Рср = W / (24 * Д), тогда

ΔW = W² * (1 + tg²φ) * R * К²ф / (24 * Д * U²)

Кроме ЛЭП и силовых трансформаторов нагрузочные потери имеют место также в

- трансформаторах тока: в первичной и вторичной обмотках и в нагрузке вторич­ной цепи;

- высокочастотных заградителях связи: при номинальном токе потери состав­ляют от 0,14 до 40 кВт;

- токоограничивающих реакторах.

Потери холостого хода (ХХ).

Потери ХХ постоянны, поэтому расчет потерь энергии ХХ значительно проще, чем нагрузочных.

Потери эл.энергии холостого хода в силовом трансформаторе:

∆Wхх = ∆Рхх * Т = ∆Рхх * 24 Д, где

Т – число часов включенного состояния,

Д – число дней работы.

Потери эл.энергии в косинусных конденсаторах:

∆Wкб = ∆р * WQкб, где

∆р - удельные потери активной мощности, кВт/квар ≈ 0,003 кВт/квар.

WQкб - реактивная энергия, выработанная конденсаторной батареей за расчетный период.

Потери в трансформаторах напряжения (ТН) и счетчиках.

Суммарные потери эл.энергии в ТН с первичным напряжением не более 20 кВ и в нагрузке его вторичной цепи (кВт*ч):

∆Wтн = (U + β* Рн * Ктн)* 24 Д * 10̄ ³, где

U - первичное номинальное напряжение, кВ,

β - коэффициент загрузки вторичной цепи,

Рн - номинальная активная мощность вторичной цепи, Вт,

Ктн - класс точности, %.

Потери в изоляции кабельных линий.

∆Wкаб = 24 Д * Вc * tgδ * U² * Lкаб, где

tgδ = (0,003 + 0,0002 * Тсл) * (1 + a * Тсл),

Вс - емкостная проводимость кабеля, сим/км;

U - напряжение, кВ;

Lкаб - длина, км;

tgδ - тангенс угла диэлектрических потерь;

Тсл - число лет эксплуатации кабеля;

а - коэффициент старения, обычно принимается а=0,05.

Выражение для tgδ состоит из двух сомножителей - скобок. Первая скобка представляет собой tgδ кабеля в начале его эксплуатации с учетом уровня технологии его изготовления Тсл лет назад. Вторая скобка учитывает увеличение tgδ в результате старения.

3.7. Климатические потери

Климатические потери - это потери, зависящие от погодных условий. К ним относятся потери на корону и потери из-за токов утечки по поверхности изолято­ров ВЛ и п/ст.

Потери на корону возникают на проводах высоковольтных ЛЭП по причине большой напряженности электрического поля на их поверхности. Величина напря­жен­ности определяется рабочим напряжением, конструкцией фазы ЛЭП (расщеп­ление) и влиянием внешних образований (капли дождя, иголки изморози и т.п.) на геометрию провода. Изменяются также и электрические характеристики самого воздуха. В качестве типовых видов погоды при расчете потерь на корону в по­рядке возрастания потерь выделяют хорошую погоду, сухой снег, дождь и измо­розь.

Удельные потери мощности на корону, кВт/км.

Uном, кВ	хорошая погода	сухой снег	дождь	изморозь
	2,3	8,8
	0,03	0,12	0,35	1,2

Потери от токов утечки по изоляторам воздушных ЛЭП зависят от степени загрязненности атмосферы (СЗА) и от минимальной длины пути тока утечки по изоляторам, которая нормируется в зависимости от СЗА.

Установлено семь уровней СЗА. К районам с первым уровнем относятся леса, луга, болота и т.п., не попадающие в зону влияния источников загрязнения. Третий - седьмой уровни СЗА - это районы с промышленными источниками за­грязне­ния.

Потери эл.энергии от токов утечки по изоляторам:

∆W из = U²ном * Твл * Nгир * 10̄ ³ / (3 * Rиз * Nиз), где

Rиз = 1345 - 215(Nза - 1),

Uном - номинальное напряжение, кВ,

Твл - продолжительность влажной погоды,

Nгир - число гирлянд изоляторов,

Nиз - число изоляторов в гирлянде,

Nза - уровень СЗА.

Коммерческие потери

Отчетные потери в сетях Минэнерго СССР в 1990 г. составляли 9% (6,75 - нагрузочные, 2,25 - постоянные). Потребление электроэнергии в России в 2001 г. составило 75% от уровня 1990 г., т.е. снизилось в 1,34 раза. Значение нагрузоч­ных потерь при этом снизилось в 1,34² = 1,8 раза, т.е. 6,75/1,8 = 3,75. Если пола­гать , что постоянные потери не изменились, то отчетные потери в 2001 г. должны составлять 3,75 + 2,25 = 6%. В реальности они составили 13,1%. Следовательно увеличение коммерческих потерь составило 13,1 - 6 = 7,1%.

4. Регулирование напряжения в распределительных сетях

Определения

Падение напряжения – это геометрическая разность напряжений в начале и конце ЛЭП. Падение напряжения – это векторная величина.

Потеря напряжения – это алгебраическая разность тех же напряжений в начале и конце ЛЭП. Потеря напряжения – это скалярная величина.

Отклонение напряжения (отклонение от номинального значения) – это алгебраическая разность между фактическим напряжением в данный точке сети и номинальным этой же точке сети, при медленном его изменении:

Колебания напряжения – при быстром изменении (>1% в сек.).

В общем случае потеря в ЛЭП складывается из потерь в прямом и обратном проводах. Но в 3-х фазной ЛЭП с симметричной нагрузкой потеря напряжения в обратном проводе отсутствует, т.к. ток в нем (в нейтральном проводе) равен нулю.

Источники Р.М.

В энергосистеме в качестве источников РМ используют:

- генераторы электростанций;

- синхронные компенсаторы (СК);

- синхронные двигатели (СД);

СК – это СД большой мощности без нагрузки на валу, т.е. они работают на х.х. в режиме перевозбуждения днем и недовозбуждения ночью.

На промышленных предприятиях в качестве источников РМ используются:

- статические конденсаторы;

- СД;

- Статические источники РМ (ИРМ) – конденсаторы с быстродействующим регулятором мощности (используются редко).

Синхронные двигатели

Обычно применяются на заводах для привода мощных механизмов с длительным режимом работы (в нефтехимии, металлургии).

Выпускаются с номинальным опережающим cosφ = 0,9, т.е. для работы в режиме перевозбуждения. При недогрузке СД активной мощностью он может вырабатывать РМ по величине > номинальной, но без превышения номинальной полной мощности.

Затраты на выработку РМ в СД в общем случае определяется:

- затраты, не зависящие от РМ Q_Д, это в первую очередь затраты на регулятор РМ. Если его нет =0.

Q_Д - величина РМ СД.

З₁ - затраты, пропорциональные РМ в 1-ой степени.

З₂ - затраты, пропорциональные РМ во 2-ой степени.

Потери активной мощности внутри СД, зависящие от его РМ:

, где

- коэффициент загрузки двигателя по активной мощности (по аналогии с коэффициентом загрузки по активной мощности ).

Если Q_Д = Q_Н, то - номинальная реактивная мощность.

D₁, D₂ , кВт - номинальные потери активной мощности на выработку РМ в двигателе, определяются по справочнику, относятся к номинальным параметрам двигателя. [кВт].

Рис. 5.7. Потери активной мощности в СД в зависимости от α.

Зависимость потерь активной мощности от загрузки СД по РМ приведена на рис. 5.7.

Исследуем функцию на экстремум:

;

; если , то ;

Практически это означает, что если мы хотим иметь минимум активных потерь внутри СД, то должны работать в режиме недовозбуждения (т.е. в режиме потребления РМ из сети при ). При номинальные потери активной мощности будут значительно больше.

Выводы: минимум потерь активной мощности внутри СД имеет место в режиме недовозбуждения, т.е. в режиме потребления РМ из сети, но при этом возникают дополнительные потери активной мощности в сети.

Работа в режиме перевозбуждения приводит к увеличению потерь активной мощности в СД, т.е. к дополнительным денежным затратам в двигателе, но при этом снижаются потери активной мощности в сети.

[руб/год]

, где

ΔP - потери активной мощности в СД [кВт];

C₀ - стоимость электроэнергии [руб/кВт*ч];

T - время работы в году [час/год];

З = С · ΔР [руб/год];

С = C₀ · T [руб/кВт*год];

; ; ;

З – затраты внутри СД на выработку (или потребление) РМ [руб/год];

Q_Д – РМ двигателя.

.

Конденсаторные батареи

Силовой конденсатор представляет из себя рулон обкладок из фольги, разделенных изолятором (бумага или полипропиленовая пленка) размещенный в герметичном корпусе (обычно стальном), и заполненном трансформаторным маслом или другой изолирующей диэлектрической жидкостью. Конденсаторы изготавливаются однофазными с 2-мя выводами и 3-х фазными с 3-мя выводами из герметичного корпуса. Промышленность выпускает конденсаторы, на напряжение от 220 В до 6-10(35) кВ, мощностью 5-3000 кВАр.

Удельные потери активной мощности внутри конденсаторов малы и составляют ΔР₀ = 0,003-0,004 [кВт/кВАр] – бумажные конденсаторы; ΔР₀ = 0,0001-0,0005 [кВт/кВАр] – полипропиленовые конденсаторы.

Потери мощности в СД: ΔР₀ намного больше, чем ΔР₀ конденсаторов, т.е. это не очень экономичный ИРМ.

Мощность конденсатора:

.

РМ конденсатора пропорциональна квадрату напряжения, т.е. выгодно использовать конденсаторы, работающие на высоком напряжении.

Емкость конденсатора:

, где

ε - относительная диэлектрическая проницаемость;

ε ₀ - абсолютная диэлектрическая проницаемость;

F- площадь пластины;

d - расстояние между пластинами;

Пути увеличения емкости конденсатора:

- изменить материал диэлектрика (ε);

- увеличить площадь пластин (F) – это затруднительно;

- уменьшить расстояние между пластинами (d). Сильно уменьшить нельзя, т.к. наступит пробой изоляции.

- напряженность электрического поля;

U - напряжение на обкладках конденсатора.

Нормальная напряженность электрического поля Е = 150 – 200 кВ/см (для бумаги). Такая напряженность легко достигается в высоковольтных конденсаторах (>1000В), использующих многослойные изоляционные материалы, благодаря чему плотные и слабые места слоев надежно перекрывают друг друга (рис.5.7). В низковольтных конденсаторах такую напряженность достичь не удается из-за необходимости уложить несколько слоев для перекрытия слабых мест, поэтому напряженность поля в низковольтных конденсаторах получается вынужденно низкой, что приводит к снижению емкости и к возрастанию удельной стоимости конденсаторов З₁ (руб/квар).

Рис.5.7. Структура слоя конденсаторной бумаги.

Практически удельные затраты З₁ для низковольтных конденсаторов в 2 раза больше по сравнению с затратами на высоковольтные конденсаторы.

Комплектные конденсаторные установки(ККУ)

ККУ – это силовые конденсаторы собранные в батареи, оснащенные приборами коммутации (контакторами), защиты (МТЗ, предохранителями, реле) и измерения (V, A, варметр). ККУ выпускаются как на напряжение ниже 1000В, так и выше 1000 В. Шкала мощностей - от десятков до тысяч кВАр. ККУ используются в сетях освещения, силовых сетях и пр.

Фильтрокомпенсирующие устройства (ФКУ)

ФКУ – конденсаторная батарея , оснащенная последовательно включенными реакторами и предназначенная для компенсации РМ на основной гармонике и одновременно для фильтрации (устранения) одной из высших гармоник (обычно 5, 7, 11 или 13) (рис. 5.8).

Рис. 5.8. Схема ФКУ.

Выбор размещения КБ

Требуется распределить мощности КБ между сторонами высокого и низкого напряжения (ВКБ – высоковольтная КБ, НКБ – низковольтная КБ, рис. 5.10). В варианте ВКБ низка стоимость конденсаторов, но высока стоимость выключателя, через который батарея подключается к шинам 6 – 10 кВ. В варианте НКБ конденсаторы дороже, выключатель дешевле и трансформаторы 6 – 10/0,4 кВ разгружены от РМ. Для определения оптимального варианта необходимо выполнить технико-экономический расчет.

Ежегодные приведенные затраты на КБ: .

Если потерями активной мощности в КБ пренебречь, то З₂ ≈ 0.

З₀ [руб/год] - затраты, не зависящие от мощности батареи (например, выключателя или стоимость шкафа).

З₁ - затраты на саму батарею [руб/кВАр*год].

Расчетная схема размещения приведена на рис. 5.10

Рис. 5.10. Размещение КБ ни сторонах высокого и низкого напряжения.

Порядок расчета:

1) Для принятого типоразмера трансформатора S_НТ определяется минимальное количество трансформаторов n_ТМИН, рассчитанное на пропуск только активной мощности Р_М.

, где

S_НТ - номинальная мощность одного трансформатора.

К_З < 1 - коэффициент загрузки трансформаторов.

n_ТМИН округляют до целого в большую сторону => .

2) Q_ТМ - максимальная РМ, которая может быть пропущена через трансформаторы (возникает из-за округления ).

;

Если Q_ТМ < Q_М, то недостающую РМ получают от НКБ:

;

Если Q_ТМ > Q_М, то всю КБ можно поставить на высокой стороне (6-10 кВ).

, но при этом через трансформаторы пойдет мощность не Q_ТМ, а Q_М.

3) Формирование вариантов размещения КБ.

В зависимости от соотношения мощностей Q_Э1, Q_ТМ и Q_М возможны три варианта размещения КБ (см. диаграммы на рис.5.11).

Вариант 1. Пропускная способность трансформаторов мала, Q_ТМ < Q_Э1 (рис.5.11 а). Трансформаторы не могут пропустить даже мощность Q_Э1, предлагаемую энергосистемой, поэтому принимаем Q_Э1 = Q_ТМ. Высоковольтную КБ поставить невозможно, =0, мощность низковольтной батареи:Q_КН = Q_М - Q_ТМ.

Рис.5.11. Диаграммы соотношения мощностей и варианты размещения КБ.

Вариант 2. Пропускная способность трансформаторов Q_ТМ недостаточна для пропуска мощности нагрузки Q_М: Q_Э1 < Q_ТМ < Q_М (рис.5.11.б). При этом следует рассмотреть два подварианта:

- 2а - часть КБ устанавливается на стороне ВН: Q_КВ = Q_ТМ - Q_Э1, а вторая часть – на стороне НН: Q_КН = Q_М - Q_ТМ.

- 2б – вся КБ устанавливается на стороне НН: Q_КН = Q_М - Q_Э1 = Q_М – Q_T , где Q_T = Q_Э1 - РМ, проходящая через трансформатор, Q_КВ =0.

Вариант 3. Пропускная способность трансформаторов Q_ТМ превышает мощность нагрузки: Q_ТМ > Q_М (рис.5.11.в). В этом случае также следует рассмотреть два подварианта:

- 3а – вся КБ устанавливается на стороне ВН: Q_КВ = Q_М - Q_Э1 = Q_T - Q_Э1, где Q_T = Q_М , Q_КН = 0.

3б – вся КБ устанавливается на стороне НН: Q_КН = Q_М - Q_Э1 = Q_М – Q_Т, где Q_T = Q_Э1 , Q_КВ = 0.

4) Расчет годовых приведенных затрат по каждому из вариантов (подвариантов) и выбор оптимального.

Формула затрат: ;

З_Т - затраты на дополнительный трансформатор (если он есть), руб/год;

С - стоимость электроэнергии, [руб/кВт*год];

ΔР_К– номинальные потери КЗ в одном трансформаторе, кВт;

n_T - количество трансформаторов;

- коэффициент загрузки одного трансформатора.

Регулирование мощности КБ

На практике нагрузка потребителей электроэнергии не остается постоянной в течение суток, а непрерывно меняется.

Рис. 5.14. Суточные графики реактивной мощности.

а). Компенсация с помощью нерегулируемой КБ; б). Компенсация с помощью автоматически регулируемой одноступенчатой КБ.

На рис.5.14 а приведен пример суточного графика реактивной мощности цеха машиностроительного завода, работающего в две смены - Qнагр. Если подключить нерегулируемую КБ мощностью Qк = Qср, (где Qср - среднесуточная реактивная мощности нагрузки), то график РМ после компенсации будет иметь вид, показанный на рис.5.14. а «Q после компенсации». Естественно, что круглосуточное подключение компенсирующей мощности Qк = Qср приведет к перекомпенсации в ночные часы, причем по модулю реактивная мощность в этот период увеличится по сравнению сQдо компенсации. Днем реактивная мощность снизится. В итоге потери активной мощности уменьшатся в дневной период, но могут возрасти ночью, и эффект от подключения КБ будет невысоким. Для достижения требуемого эффекта мощность КБ должна регулироваться.

Рассмотрим, каким станет график реактивной мощности после компенсации с помощью батареи конденсаторов, состоящей из одной секции, управляемой автоматически в функции результирующей реактивной мощности ( рис. 5.14. б ). Полная мощность батареи Qк выбрана по максимальной потребляемой реактивной мощности Qмакс. Реактивная нагрузка ночью мала, КБ отключена. К утру нагрузка возрастает, КБ автоматически включается, результирующая РМ скачком снижается на величину Qк и становится отрицательной (график «Q после компенсации», рис.3 б). Вечером при снижении РМ батарея автоматически отключается (график Qк).

Реактивная мощность после компенсации по абсолютному значению в любой момент времени меньше, чем при использовании нерегулируемой КБ .

Учитывая большие преимущества регулирования мощности компенсирующих устройств (КУ), в настоящее время разработаны различные нормативные материалы, которые ограничивают или запрещают применение нерегулируемых КУ в системах электроснабжения промышленных предприятий.

Рассмотрим более подробно принципы автоматического регулирования мощности КУ.

На практике применяются различные способы регулирования мощности КУ:

а) по времени суток - самый простой способ, при котором включение и отключение КУ происходит в заранее определенное время суток независимо от электрических параметров;

б) по реактивной мощности - целью является обеспечение минимальной результирующей РМ в узле нагрузки;

в) по напряжению - целью является обеспечение стабильного напряжения на шинах узла нагрузки с помощью компенсации РМ;

г) по напряжению с коррекцией по РМ - целью является обеспечение минимального отклонения напряжения в узле нагрузки с одновременной рациональной компенсацией РМ.

Автоматические выключатели

Определения

Аппаратом защиты называется коммутационный аппарат, автоматически отключающий защищаемую эл. цепь при аномальных режимах. В эл. сетях до 1 кВ наибольшее распространение получили плавкие предохранители, автоматические выключатели и УЗО.

Плавкий предохранитель – электрический аппарат, который вследствие расплавления калибровнных плавких вставок размыкает цепь, в которую он включен.

Автоматический выключатель (автомат) – механический коммутационный аппарат, способный включать, проводить и отключать токи в нормальном режиме, при перегрузках и коротких замыканиях. Воздушный автомат – выключатель, контакты которого находятся в воздухе при атмосферном давлении.

Токограничивающий выключатель (автомат) – выключатель, обеспечивающий отключение тока КЗ в цепи 50 Гц за время менее 0,01 с, за которое ток не успевает достичь ожидаемого ударного значения.

Расцепитель – реле защиты, встроенное в автомат и предназначенное для освобождения его удерживающего механизма с целью отключения. Различают:

- тепловой расцепитель, время срабатывания которого обратно пропорционально току;

- электромагнитный (мгновенный) расцепитель;

- расцепитель тока утечки или дифференциального тока (УЗО в роли расцепителя);

- расцепитель минимального напряжения;

-независимый расцепитель (отключающая катушка).

Автоматический выключатель выполняет все основные функции распределительного

устройства, а при использовании вспомогательных элементов может обеспечивать многочисленные дополнительные функции.

Как показано табл.1, автоматический выключатель является единственным

ком­мута­ционным аппаратом, способным одновременно выполнять все основные функции, необходимые в электроустановке.

Кроме того, за счет применения вспомогательных элементов, он может обеспечить широкий диапазон дополнительных функций таких как: индикация (включено, выключено, отключение при коротком замыкании); измерения; отключение по минимальному напряжению; дистанционное управление и др. Это делает автоматический выключатель основным элементом распределительного устройства для любой электроустановки.

Таблица 7.1.

Рис.7.1. Основные элементы автоматического выключателя.

Описание

На рис.7.1 схематически показаны основные части низковольтного автоматического выключателя и его четыре основные функции:

- узлы, осуществляющие отключение цепей, включая неподвижные и подвижные контакты и дугогасительную камеру;

- механизм блокировки, который разблокируется расцепителем при обнаружении сверхтоков. Этот механизм также соединен с ручкой управления выключателя.

- исполнительное устройство расцепляющего механизма, которым служит или термомагнитный (комбинированный) расцепитель, где биметаллическая

пластина, чувствительная к изменению температуры, обнаруживает перегрузку, а

электромагнитный расцепитель срабатывает при уровнях тока, характерных для условий короткого замыкания, или электронное реле, срабатывающее от измерительных трансформаторов тока, установленных по одному на каждой фазе.

-место, предусмотренное для размещения контактных зажимов, которые

исполь­зуются для подсоединения проводников силовой цепи.

Номинальный ток (In)

Это – максимальная величина тока, который автоматический выключатель, снабженный специальным отключающим реле максимального тока, может проводить бесконечно долго при температуре окружающей среды, оговоренной изготовителем, без превышения установленных максимальных температур токоведущих частей.

Типы расцепителей

- Магнитотермический или комбинированный расцепитель состоит из теплового, с помощью которого формируется обратно-зависимая часть время-токовой характеристики и электромагнитного, предназначенного для отсечки. Обычно настраивается на заводе – изготовителе и не может быть перестроен в эксплуатации.

- Электронный расцепитель формирует время- токовую характеристику с помощью аналоговой электронной схемы, обычно имеет возможность регулировки в эксплуатации.

- Микропроцессорный (цифровой) расцепитель формирует время-токовую характеристику при помощи программы, заложенной в микропроцессор. Его чаще называют блоком измерения, защиты, контроля и управления, т.к. его функции значительно расширены и дополнительно к управлению отключением включают в себя:

а). Измерение тока, напряжения, мощности, расхода энергии, максиметр мощности;

б). Последние отключения (дата, время, ток, напряжение и т.д.);

в). Контроль качества электроэнергии (коэффициенты несинусоидальности и гар