Побудова картограми навантаженьСумарне навантаження на шинах напругою вище 1000 В визначають з урахуванням високовольтних споживачів (Рв.в., Qв.в.), втрат в потужності в трансформаторах (Δ Pт, Δ Qт) та втрат у високовольтній лінії (Δ Pл, Δ Qл). Δ Pт = 0, 02∙ Sн.н.; де: Sн.н. - розрахункова потужність на шинах низької напруги до 1000 В за максимально навантажену зміну з урахуванням втрат в цій мережі. Δ Qт = 0, 1∙ Sн.н.; Δ Pл = 0, 03∙ Sн.н.; Сумарна активна потужність на шинах напругою вище 1000 В визначаються: Р∑ = (∑ Рв.в.+ ∑ Рн.н.+ Δ Pт+ Δ Pл) ∙ Ксум.; де: ∑ Рн.н. – сумарна потужність електроспоживачів на стороні низької напруги; Δ Pт – втрати в трансформаторах; Δ Pл – втрати в лініях; Ксум. = 0, 9-0, 95- коефіцієнт суміщення максимумів навантажень. Сумарна реактивна потужність на шинах напругою вище 1000 В визначаються: Q∑ = (∑ Qв.в.+ ∑ Qн.н.+ Δ Qт+ Δ Qл) ∙ Ксум. Проектування системи електричного постачання підприємства передбачає раціональне розташування на території підприємства заводських та цехових підстанцій. Для знаходження їх місця розташування, на генплан наносять картограму навантаження – картину середньої інтенсивності навантаження, яка являє собою кола, площа яких дорівнює розрахунковому навантаженню у вибраному масштабі. Приймаємо, що активна потужність кожного з цехів дорівнює площі. P = S; Pm = π R2m де: m – масштаб. Приймаємо на генплані що 1см = 10м, тобто приймаємо масштаб m. Радіус кола визначається:
Кут освітлювального навантаження визначається:
де: Sнн – повна потужність навантаження цеху; Sро – повна потужність освітлювального навантаження цеху, яка визначається:
де: Рро – активна потужність освітлювального навантаження цеху; Qро – реактивна потужність освітлювального навантаження цеху, Qро = Рро∙ tg φ осв.; Qрозр = Pро- тільки для ламп розжарювання. Таким чином на генплані підприємства викреслюють кола, які показують силове навантаження кожного з цехів, під кутом до горизонталі, що проходить по центру кола, відкладається кут освітлювального навантаження, освітлювальне навантаження штрихується під кутом 45 градусів. Місце розташування головної понижуючої підстанції, тобто центр електричних навантажень - ГПП визначається:
де: Рі – активна потужність кожного з цехів; Хі, Уі – координати до центрів розташування цехів. Місце розташування заводської ГПП і цехових трансформаторних підстанцій ЦТП повинні бути поблизу центру їх навантажень, що зменшує протяжність ліній електропостачання та втрати в них. Місцеположення ГПП та ЦТП уточняють з урахуванням обмежень при прокладці електричних мереж всередині і поза підприємством і порівнюють варіанти затрат на спорудження їх при різному місцеположенні.
Тема: Критерії вибору силових трансформаторів. План 1. Потужності силових трансформаторів. 2. Критерії вибору числа потужності трансформатора. 1. Потужності силових трансформаторів Силові трансформатори бувають двох обмоткові та трьох обмоткові на напругу та потужності:
Напруги трансформаторів: 10/0, 4 кВ, 35/10 кВ, 110/35 кВ, 220/35 кВ. . Критерії вибору числа потужності трансформатора. Число та потужність силових трансформаторів визначається величиною та характером електричних навантажень, розміщенням навантажень на генеральному плані підприємства з урахуванням виробничих, архітектурно-будівельних, експлуатаційних вимог. Число та потужність силових трансформаторів ЦТП вибираються по: - по категорії надійності електропостачання; - по графіку навантаження та підрахунках середньої та максимальної потужності; - по технології економії показника з урахуванням капітальних і економічних затрат; - по економічному доцільному режимі; - по питомій густині навантаження: при густині 0, 2…0, 3 кВ∙ А/м2 і сумарному навантажен- ні об’єкту 3000 – 4000 кВА доцільно застосовувати цехові трансформатори потужністю - 1600-2500 кВА. При меншій питомій густині і меншому навантаженні доцільно встанов- лювати цехові трансформатори потужністю до 1000кВА. Число та потужність трансформаторів вибирається з урахуванням перевантажувальної здатності трансформатора. Для цього по добовому графіку навантаження споживачів встановлюється термін максимуму навантаження t(год.) і коефіцієнт заповнення графіка К з.г. = Sср./Smax; де: Sср. - середня повна потужність трансформатора Smax - максимальна повна потужність трансформатора. По значенням Кз.г. та t визначають коефіцієнт кратності допустимого навантаження:
Рис. 16.1. Криві кратностей допустимих навантажень трансформаторів. Кн = Імакс/Іном. = Smax/ Sном; Звідси: Sном. = Smax./ Кн. Якщо в літній період максимум навантаження менший номінальної потужності трансформатора на Р%, то в зимній час допускається перевантаження трансформатора на ті ж Р%,, але не більше 15%. Сумарне перевантаження за рахунок добового і літнього недовантажень повинне бути не більше 30% для трансформаторів, які встановлені на відкритому повітрі, де середньорічна температура повітря прийнята +5º, а максимальна прийнята + 40º. Допустиме сумарне перевантаження для трансформаторів, що встановлені всередині приміщень, не повинне перевищувати 20º. Після виявлення всіх перерахованих показників порівнювальних варіантів розглядається питання надійності та резервування електропостачання при аварійному виході з ладу одного з трансформаторів. Допускається при Кз.г. < 0, 75 перевантаження одного трансформатора до 140 % в аварійному режимі терміном 5 діб не більш 6 год. на добу. При наявності на двох трансформаторної підстанції споживачів І категорії (S1) та споживачів ІІ категорії (S2) потужність одного трансформатора перевіряється в аварійному режимі роботи: S ном.1 ≥ S1+S2. Для проектуємих підстанцій, якщо невідомий графік навантаження, потужність трансформаторів вибирають на основі розрахункової максимальної потужності. Для діючих підприємств при наявності графіка навантаження вибір та перевірку потужності трансформаторів виконують з урахуванням коефіцієнта допустимого навантаження трансформаторів згідно рис.16.1 Вибір потужності трансформаторів тільки по максимальній потужності без урахування дійсного графіка навантаження приводить в багатьох випадках до завишення його потужності.
Тема: Призначення та типи, конструктивне виконання головних понижуючих підстанцій. План. 1. Типи підстанцій. 2. Схеми електричних з’єднань підстанцій напругою 35-220 кВ. 1.Типи підстанцій. Трансформаторні підстанції поділяються на районні, заводські та цехові. Районні підстанції живляться від основних мереж електропостачання і призначені для електропостачання великих районів, в яких знаходяться промислові, міські, сільськогосподарські і інші споживачі. Первинна напруга районних підстанцій: 750, 500, 330, 220, 150 і 110 кВ, а вторинні: 220, 150, 110, 35, 20, 10 і 6 кВ.
2.Схеми електричних з’єднань підстанцій напругою 35-220 кВ. Схеми електричних з’єднань ГПП повинні проектуватись, як правило, без збірних шин і без вимикачів на первинній напрузі 35-220 кВ при приєднанні, як тупикових так і транзитних ліній електропередач. Схеми підстанцій без збірних шин на первинній напрузі 35-220 кВ основані на блочному принципі та живляться як від районних мереж так і від вузлових підстанцій. Встановлення вимикача на стороні високої напруги вважається недоцільним, тому що для відключення трансформатора (при необхідності його ремонту) можна за допомогою вимикача на районній підстанції та роз’єднувачем QS3 трансформатора ГПП або ПГВ. Більшість трансформаторів після зняття з них навантаження вимикачем на вторинній напрузі, можна від’єднати від напруги роз’єднувачем або відсікачем без відключення вимикача на районній підстанції. Більш раціональною та надійною схемою рахується схема із застосуванням на високій стороні підстанції короткозамикача (в, г рис 17.1). При пошкодженні в середині трансформатора, діє релейний захист, який замикає коло привода короткозамикача, і ножі короткозамикача включаються. Утворюється коротке замикання на лінії, що приводить в дію захист, який встановлений на живлючому кінці лінії, і вимикач на районній підстанції відключає лінію разом з трансформатором. В схемі (г рис 17.1) на стороні високої напруги застосовують перемичку з відсікачем, при пошкодженні з однієї лінії і відключенні її вимикачем на живлячому кінці і від’єднання роз’єднувачем на стороні високої напруги трансформатора можна ввімкнути перемичку з відсікачів. Таким чином виконати живлення двох трансформаторів по одній лінії.
Рис. 17.1 На рис. 17.1 Позначено: Q вимикач масляний, QB вимикач шиноз’єднувальний, QS роз’єдну-вач, QN короткозамикач, TV трансформатор, Л лінія. При живленні ГПП або ПГВ на відпайках від двоколової магістральної лінії напругою 35-220 кВ також використовується схема з короткозамикачами, проте послідовно з роз’єднувачем включений відсікач. При пошкодженні всередині трансформатора дії релейний захист, який включає короткозамикач. Вимикач, який встановлений на районній підстанції відключає магістральну лінію разом з усіма приєднаними до неї трансформаторами. Потім в без струмову паузу відключається відсікач, який відключає пошкоджений трансформатор від магістралі. Після безструмової паузи, спрацьовує автоматичне повторне включення вимикача на головній дільниці магістралі і живляча лінія подає напругу на всі непошкоджені приєднання.
Рис.17.2. Схема електричних з’єднань підстанції на відпайках від магістральної лінії напругою 35-220 кВ з двома трансформаторами потужністю до 16000 кВА. На схемі позначено: Л1, Л2 магістральні лінії, QS1 – QS21 роз’єднувачі, QR1, QR2 відсікачі, QN1, QN2 короткозамикачі, FV1 – FV6 розрядники, QSQ1 – QSQ 4 роз’єднувач заземлюю-чий, FU1 – FU4 запобіжники, TV1, TV6 силові трансформатори потужністю до 16000 кВА, TV2, TV5 трансформатори власних потреб, TV3, TV4 трансформатори типу НТМИ - 10, Q1 – Q8 вимикачі масляні.
Рис.17.3. Схема електричних з’єднань підстанції напругою 35/6-10 кВ з трансформаторами до 3200 кВА. На рис 17.3 позначено: Л1, Л2 магістральні лінії, QS1 – QS14 роз’єднувачі, FV1 – FV2 розрядники, QSQ1 – QSQ 2 роз’єднувач заземлюючий, FU1 – FU5 запобіжники, TV1 – TV4 трансформатори, Q1 – Q4 вимикачі масляні.
В схемі захисту підстанції напругою 35/6-10 кВ з трансформаторами до 3200 кВА (рис.17.3.) передбачається встановлення запобіжників на напрузі 35кВ. Для відключення струму холостого ходу використовується роз’єднувач на напрузі 35 кВ. Перед відключенням роз’єднувача трансформатор відключають від навантаження за допомогою вимикачів на стороні низької напруги 6-10 кВ.
Тема: Внутрішньо цехове електропостачання. План: 1. Схеми розподільчих підстанцій напругою вище 1кВ. 2. Приєднання трансформаторних підстанцій до ліній напругою 6-10 кВ для живлення міських споживачів. 1.Схеми розподільчих підстанцій напругою вище 1кВ. На розподільчих підстанціях РП напругою 6-10кВ найбільше розповсюдження мають схеми комутації з однією системою шин. Від РП отримують живлення трансформатори, електродвигуни напругою вище 1000В, електропечі та інші установки з електроспоживачами напругою більше 1000В. При одній системі шин надійність живлення підвищується внаслідок зменшення числа комутаційних операцій і можливих при цьому помилок. Крім того, роз’єднувачі мають блокування з вимикачами від неправильних дій оперативного персоналу. Одиночні системи шин бувають секційовані і несекційовані. Для споживачів І та ІІ категорії застосовуються тільки секційовані схеми за допомогою роз’єднувача або вимикача. Число секцій визначається схемою електропостачання з однієї сторони і характером під’єднаних електроспоживачів в іншої сторони. Кожна секція живиться окремою лінією, якщо одна із живлячих ліній відключається і секція, що живиться від неї не отримує живлення, то її живлення відновлюється шляхом включення секційного апарату. Паралельна робота ліній використовується крайнє рідко, як виключення.
Рис. 18.1. Схеми невитких розподільчих підстанцій з однією системою збірних шин: а) з роз’єднувачем; б) з вимикачами; в) з вимикачами; На рис. 18.1 позначено: На рис.18.1 приведені схеми невеликих РП, які секційовані за допомогою роз’єднувача. Потужний відповідальний двигун виділений на середню секцію (рис.18.1, в), щоб забезпечити його безперебійне живлення при будь-яких режимах роботи РП. 2. Приєднання трансформаторних підстанцій до ліній напругою 6-10кВ для живлення міських споживачів. Схеми приєднання одно трансформаторних підстанцій з трансформаторами до 630 кВА є найбільш простими в яких присутні мінімальне число комутуючих та захисних апаратів.
Рис.18.2 Схема відповідальної розподільчої підстанції середньої потужності, яка секційована вимикачем. На рис. 18.2 позначено: Q1 – Q12 масляні вимикачі, FU1 – FU2 запобіжники, TV1, TV4 трансформатори вимірювальні, TV2, TV3 трансформатори силові, QF1, QF2 автоматичні вимикачі, ABP включення резерву. В схемі рис.18.2 застосовується АВР на секційному вимикачі напругою 6-10 кВ та на секційному автоматичному вимикачі напругою 0, 4 кВ, живлення виконується від різних шин підстанції.
Рис.18.3. Схеми електричних з’єднань підстанцій з одним трансформатором потужністю до 400 кВА. На рис. 18.3 позначено: TV трансформатори, QSQ роз’єднувач заземлюючий, FU запобіжни-ки, QS роз’єднувач, QW вимикач навантаження а) QW - ВНз-16, б) QW - ВНПз-17, в) QW1 ВНз-16, QW2 - ВНПз-17, TA трансформатор струму.
Схема а) використовується в петлевих схемах, схеми б)-, в)- при живленні від однієї радіальної лінії, а відгалуджувальна лінія живить окремі споживачі. На рис.18.4 приведені схеми з’єднань трансформаторних підстанцій з трансформаторами потужністю до 630 кВА кожний з кабельними виводами.
Рис. 18. 4. На рис.18.4 позначено: а) TV трансформатори, QW вимикачі навантаження типу ВНПз-17 (QW1, QW2) типу ВНз-16 (QW3 – QW6), FU запобіжники, QS роз’єднувачі; б) TV1, TV3 силові трансформатори, TV2 трансформатор вимірювальний типу НТМИ, FU запобіжники, QW вимикачі навантаження типу ВНПз-17 (QW1 – QW3), типу ВНз-16 (QW4 – QW7) QS роз’єднувачі; V, A прилади вимірювальні, Wh лічильник активної енергії, Wr лічильник реактивної енергії, ТА трансформатор струму типу ТПЛ в) TV1, TV2 силові трансформатор-ри, TV3 трансформатор вимірювальний типу НОМ, FU запобіжники, QS роз’єднувачі; ТА трансформатор струму типу ТПЛ, TV1, TV2 силові трансформатори, TV3 вимірювальний трансформатор типу НОМ, QW вимикачі навантаження, FU запобіжники,
Підстанція має одинарну систему збірних шин, які секційовані на дві секції за допомогою роз’єднувачів. До кожної секції шин передбачається приєднання однієї-двох ліній та по одному трансформатору. На кожній секції шин передбачаються заземлювальні роз’єднувачі. В РУ-6-10кВ встановлюються вимикачі навантаження ВНЗ-16 та ВНЗ-17 та вакуумний вимикач лиш для резервного вводу. В схемі а) відсутня автоматика та вимірювання. В схемі б) передбачається облік з встановленням вимірювальних трансформаторів струму типу ТПЛ та напруги типу НТМИ. В схемі в) передбачено АВР на резервному вводі з вакуумним вимикачем.
Тема: Вибір схем та напруг для внутрішньо цехового електропостачання. План: 1. Вибір напруги. 2. Вибір варіанту електропостачання. 1. Вибір напруги. Для отримання найбільш економічного варіанту електропостачання підприємства напруга кожної ділянки системи електропостачання вибирається з урахуванням напруг суміжних ділянок. Вибір напруг оснований на порівнянні техніко-економічних показників різних варіантів у випадках коли: 1) Від джерела живлення можна отримати енергію при двох напругах і більше. 2) При проектуванні електропостачання підприємства необхідно розширювати існуючі підстанції та збільшувати потужність заводських підстанцій. 3) Мережі заводських підстанцій пов’язати із мережами енергосистем. При виборі варіанту перевагу слід вибирати варіант з більш високою напругою навіть при невеликих перевагах (не перевищуючих 10-25%) від низької напруги із порівнювальних варіантів. Напругу 35 кВ слід використовувати для розподілу енергії на першій ступені середній підприємств при відсутності значної кількості електродвигунів напругою вище 1000 В, а також для часткового розподілу енергії на потужних підприємствах, де основна напруга першої ступені дорівнює 11-220 кВ. Напругу 35 кВ можна застосовувати для повного або часткового внутрішньозаводського розподілу електроенергії при наявності: а). Потужних електроспоживачів на 35 кВ (сталеплавильних печей, потужних ртутних випрямляючих установок і інші.); б). Електроспоживачів підвищеної напруги, які значно віддалені від джерела живлення; в). Підстанцій малої та середньої потужності напругою 35/0, 4 кВ, що включені по схемі «глибокого вводу». Напругу 10 кВ слід використовувати для внутрішньозаводського розподілу електроенер- гії: а) На підприємствах з потужними двигунами, які допускають безпосереднє живлення до мережі 10 кВ; б) На підприємствах невеликої і середньої потужності при відсутності або незначній кілько- сті двигунів на 6 кВ; в) на підприємства, що мають власну електростанцію з напругою генераторів 10 кВ. Використання напруги 6 кВ повинно бути обумовлене електрообладнанням 6 кВ і техніко-економічних показників при виборі величини напруги. При напрузі розподільчої мережі 10 кВ двигунів середньої потужності 250 кВт і вище слід використовувати напругу 6 кВ з використанням в необхідних випадках схеми «Трансформатор-магістраль». 2. Вибір варіанту електропостачання. Після визначення електричних навантажень та встановлення категорії надійності споживача намічають варіанти електропостачання з живленням кабельними або повітряними лініями різних напруг. Кінцевий вибір одного з варіантів визначається техніко-економічними показниками. За звичай розглядається два – три варіанти з визначенням капітальних затрат, щорічних експлуатаційних затрат та сумарних затрат. Капітальні затрати включають в себе вартість вимикачів, роз’єднувачів та іншого обладнання, що встановлене в камерах вимикачів, вартість трансформаторів, вартість ліній електропостачання. Експлуатаційні затрати складаються вартості втрат та амортизаційних відрахувань. Вартість втрат визначаються: Сп =с∙ Δ Р∙ Т; де: С – вартість електроенергії по тарифу (коп. /кВт∙ год.; Δ Р - сарні втрати в лініях і трансформаторах; Т – число часів роботи підприємства в рік, год. Втрати в лініях визначаються: Δ Рл= Δ Рном. ∙ Кз2∙ L; де: Δ Рном. – питомі втрати при номінальному завантаженні лінії в кВт/км; Кз = Ір/Ідоп.- коефіцієнт завантаження лінії по струму; L – довжина лінії в км. Втрати в трансформаторах визначаються: Реактивні втрати холостого ходу: Δ Qх.х.= Іх.х.∙ Sном.тр./100; Реактивні втрати короткого замикання: Δ Qк.з.= Uк.з.∙ Sном.тр./100; Приведені втрати активної потужності в міді (втрати короткого замикання): Δ РмІ =Δ Рм+Кек Δ Qк.з.; Де: Кек – коефіцієнт втрат, називається еквівалентним реактивної потужності, який прийма- ється в залежності від системи електропостачання та соs φ. Приведені втрати активної потужності холостого ходу: Δ Рх.х.І =Δ Рх.х.+Кек Δ Qх.х;
Повні втрати в трансформаторах: Δ РІ = n(Δ Рх.х. І +Кз2 Δ РмІ);
Вартість амортизаційних відрахувань: Са = ро∙ Ко+рт∙ Кт+рл∙ Кл; де: ро, рт, рл – амортизаційні відрахування на обладнання, трансформатори і лінії. Сумарні затрати становлять: З = С+0, 125∙ Кз; де: С – сумарна вартість втрат та амортизаційних відрахувань; Кз – капітальні затрати; 0, 125 – нормативний коефіцієнт амортизаційних відрахувань.
Тема: Короткі замикання в електричній системі. План: 1. Загальні відомості; 2. Причини виникнення і наслідки коротких замикань; 3. Призначення розрахунків струмів КЗ. 4. Криві зміни струму короткого замикання. 1. Загальні відомості Коротким замиканням називається безпосереднє з'єднання між будь-якими точками різних фаз, фази і нульового проводу і нульового проводу або фази з землею, не передбачене нормальними умовами роботи установки. Нижче перераховані основні види коротких замикань в електричних системах. 1. Трифазне КЗ, при якому всі три фази замикаються між собою в одній точці (рис. 20.1, а). Точка трифазного КЗ позначається К(3).. Струми, напруги, потужності і інші величини, які відносяться до трифазного КЗ, позначаються I(3), U(3), S(3) і т.д. 2. Двофазне КЗ, при якому відбувається замикання двох фаз між собою (рис. 20.1, б). Точка двофазного КЗ позначається К(2).
Рис. 20.1Види коротких замикань. Струми, напруги, потужності і інші величини, пов'язані з двофазному КЗ, позначаються I(2), U(2), S(2) і т. д. 3. Подвійне КЗ на землю (рис. 20.1 в), при якому замикання двох фаз між собою супроводжується замиканням точки пошкодження на землю (у системах із заземленими нейтралами). Точка двофазного КЗ на землю позначається К(1, 1). Струми, напруги, потужності і інші величини, пов'язані з двофазному КЗ на землю, позначаються I(1, 1), U(1, 1), S(1, 1) і т.д. 4. Однофазне КЗ, при якому відбувається замикання однієї з фаз на нульовий провід або на землю (рис. 20.1. г). Точка однофазного КЗ позначається К(1). Струми, напруги, потужності і інші величини, пов'язані з однофазним КЗ, позначаються I(1), U(1), S(1) і т. д. Зустрічаються й інші види КЗ, пов'язаних з обривом проводів і одночасними замиканнями проводів різних фаз. Розрізняють КЗ на затискачах генераторів (точки К1(3) і К1(2)) і КЗ в мережі, що відокремлені від генератора опорами мережі (точки К2(3) і К2(2)). Трифазне КЗ є симетричним, оскільки при ньому всі три фази виявляються в однакових умовах. Всі інші види КЗ є несиметричними, оскільки фази не залишаються в однакових умовах, а системи струмів і напруг виходять з потвореними. Найбільш часто зустрічаються однофазні замикання. На їх частку припадає до 65% від загального числа КЗ. Трифазні КЗ виникають порівняно рідко - у 5% від загального числа КЗ. 2. Причини виникнення і наслідки коротких замикань В більшості випадків причиною виникнення КЗ в системі являється пошкодження ізоляції електричного обладнання в результаті зношення ізоляції, не виявленого вчасного при профілактичних випробовувань, або із-за перенапруг. КЗ можуть бути викликані помилковими діями обслуговуючого персоналу, механічними пошкодженнями кабельних ліній, схлещенням, перекриттям птахами проводів повітряних ліній. При виникненні КЗ загальний опір кола системи електропостачання зменшується, внаслідок чого струми в гілках системи різко збільшуються, а напруги на окремих ділянках системи знижуються. Елементи електричних систем мають активні, індуктивні опори та ємнісні провідності. Тому при раптовому порушенні режиму роботи внаслідок КЗ електрична система являє собою коливальний контур. Струми в гілках і напруги у вузлах будуть змінюватися протягом деякого часу після виникнення КЗ відповідно до параметрів цього контуру. За час КЗ з моменту його виникнення до моменту та відключення пошкодженої ділянки в ланцюзі протікає перехідний процес з великими миттєвими струмами, що викликають Електродинамічне вплив на електрообладнання. При тривалому, більше 0, 01 с, КЗ струми виявляють термічну дію, яка може призвести до значного підвищення температури нагрівання електрообладнання. 3. Призначення розрахунків струмів КЗ Обчислення струмів КЗ виконується для визначення умов роботи споживачів при аварійних режимах; вибору електричних апаратів, шин, ізоляторів, силових кабелів; проектування та налаштування пристроїв релейного захисту та автоматики; проектування захисних заземлень; підбору характеристик розрядників та обмежувачів перенапруг для захисту від перенапруг. При розрахунку струмів КЗ приймають, що джерелами живлення місця КЗ є: синхронні генератори, синхронні компенсатори і двигуни, асинхронні двигуни в початковий період часу. У сучасних електричних системах точний розрахунок струмів КЗ з урахуванням всіх умов дуже складний і практично неможливий. З іншого боку, необхідна точність розрахунків залежить від його призначення. Наприклад, для вибору електричних апаратів вибирають наближене визначення струмів КЗ, так як інтервали між значеннями параметрів, що характеризують різні типи апаратів, великі. Для вибору і налагодження пристроїв релейного захисту та автоматики точність розрахунків повинна бути великою. З цих причин у розрахунках струмів КЗ приймаються наступні допущення: - протягом всього процесу КЗ е.р.с. генераторів системи вважають співпадаючими по фазі; - не враховують насичення магнітних систем, що дозволяє рахувати, що всі ланцюги лінійні, отже, може бути застосований принцип накладення; - нехтують намагнічуючими струмами силових трансформаторів; - трифазну систему вважають симетричною; - нехтують ємнісними провідностями всіх елементів короткозамкненої мережі за винятком ліній великої протяжності і напруги, наприклад ліній напругою 500 кВ; - електрорушійні сили всіх джерел живлення, значно віддалених від місця КЗ (Хрозр. ≥ 3), вважають незмінними; - активний опір ланцюга КЗ враховують тільки тоді, коли він більше однієї третини індуктивного опору того ж ланцюга. 3. Криві зміни струму короткого замикання. З моменту виникнення к.з. до його зупинки в коротко замкнутому колі протікає перехідний процес, який характеризується наявністю двох складових струмів короткого замикання: періодичної (коливальної) складової та аперіодичною складової.
Рис.20.2. Криві зміни струму при короткому замиканні системи необмеженої потужності. При розгляді цих явищ, прийняті наступні позначення: іно – миттєве значення струму навантаження в момент короткого замикання; іу – миттєве значення ударного струму короткого замикання через півперіода (0, 01с) після виникнення короткого замикання, по значенню іу перевіряються електричні апарати, шини та ізолятори на динамічну стійкість; Іп.макс. – максимальне значення періодичної складової струму короткого замикання; іп. – миттєве значення періодичної складової струму короткого замикання; Іа.макс. – максимальне значення аперіодичної складової струму короткого замикання; Іао. – миттєве значення аперіодичної складової струму короткого замикання. При замиканні всіх трьох фаз в одній точці в перший момент напруга залишається такою ж, як і при нормальному режимі. Струм К.З. також не може миттєво змінитись, тому, що обмотки статорів синхронних генераторів і елементи короткозамкнутого кола мають індуктивність, що затримує зміну та зниження напруги в колі. В наступні моменти, так як опір в кожній фазі різко зменшився, то в колі різко збільшується струм в порівнянні з нормальним режимом мережі. При цьому напруга також швидко змінюється внаслідок збільшення втрат напруги у всіх елементах коротко замкнутого кола. За час к.з. з моменту його виникнення струм змінюється від максимального значення до встановленого значення. Зміна струму за цей період називається перехідним процесом. Величину повного миттєвого струму к.з. в будь-який період перехідного процесу можна визначити: ік.з. = іп + іа; Періодична складова струму короткого замикання іп змінюється по гармонічній кривій згідно із синусоїдальної Е.Р.С. генераторів. Аперіодична складова струму короткого замикання іа визначається характером затухання струму кола і обмоток статора генератора. В колі напругою вище 1000 В, в якому значення активного опору малий, час затухання аперіодичної складової складає 0, 15-0, 2 с. Відомо, що в колі, що має індуктивність, будь-яка зміна струму викликає зміну магнітного потоку, який наводить в цьому колі Е.Р.С. самоіндукції. Під дією Е.Р.С. в колі встановлюється аперіодичний струм зворотнього напрямку, величина якої в початковий момент (t = 0) рівна різниці миттєвих значень струму навантаження робочого режиму і періодичної складової струму короткого замикання. iао = iно- іп макс; Відповідно, із-за інерції магнітного потоку не виникає миттєвої зміни магнітного потоку, тому що виникаюча аперіодична складова не дозволяє в початковий момент к.з. миттєво змінитись струму від іно до Іп.макс.
Тема: Методи розрахунку струмів короткого замикання. План: 1. Основні співвідношення між струмами при трифазному короткому замиканні. 2. Загальні відомості. 3. Розрахунок струмів короткого замикання у відносних одиницях. 1. Основні співвідношення між струмами при трифазному короткому замиканні. Зв'язок між значенням ударного струму іу і початковим діючим значенням періодичної складової струму к.з. Іпо визначається із наступних співвідношень:
іа = Іа макс∙ е –t/Ta; де: Іа макс - максимальне значення аперіодичної складової; Ta – постійна часу затухання аперіодичної складової, визначається відношенням між індуктивністю та активним опором в колі к.з.:
Ta = Lк/Rх; Враховуючи, що Lк =Хк/(2π ƒ)=Хк/314 при частоті ƒ = 50Гц, отримуємо: Ta = Хк/314∙ Rх; Ударний струм, що відповідає часу t = 0, 01с, тобто через пів періоду після виникнення к.з. іу = іа + Іп макс; де: n max = √ 2Іпо – максимальне значення періодичної складової; Іпо – діюче значення періодичної складової при трифазному к.з. іу = Іа макс∙ е –t/Ta + Іп макс; В момент t = 0 Іп макс = Іа макс, тоді: іу = Іп макс+ Іа макс∙ е –t/Ta = Іп макс(1+ е –t/Ta) =√ 2Іпо(1+ е –t/Ta); Позначимо величину 1+ е –t/Ta) = Ку, Отримуємо: іу = Ку∙ √ 2Іпо; Відповідно ударний коефіцієнт Ку враховує (через Та) відношення між активним та реактивним опорами кола к.з., тобто відстанню місця к.з. до генератора. Для повітряних ліній напругою вище 1000В постійна часу Та=0, 05, а Ку=1, 8, тому ударний струм дорівнює: іу = Ку∙ √ 2∙ Іпо=1, 8∙ √ 2∙ Іпо=2, 55∙ Іпо. Якщо Е.Р.С. джерела живлення невідома, що має місце при живленні від мережі необмеженої потужності, то рахується, що періодична складова струму к.з. незмінна: Іпо= Ік.з. При обчисленні струмів к.з. у віддалених від генератора точках, де активний опір досить значний (за трансформаторами малої потужності, в кабельних лініях), ударний коефіцієнт визначають по кривій залежності Ку =f(Та)= f(х/r).
Рис.21.1. Крива для визначення ударного коефіцієнта Ку. Значення Ку в залежності від місця к.з. прийняті наступні: В колі без врахування активного опору ……………………………. Ку =1, 8; На стороні НН трансформатора потужністю 630-1000 кВА…… …Ку =1, 3; На стороні НН трансформатора потужністю 100-400 кВА…… ….Ку =1, 2. 2. Загальні відомості Для обчислення струмів короткого замикання, перш за все складається розрахункова схема, яка відповідає нормальному режиму роботи системи електричного постачання при паралельному (для підвищення надійності) включення всіх джерел живлення. В розрахункову схему включаються опори живлення генераторів, опори трансформаторів, високовольтних ліній, повітряних і кабельних ліній, а також опір реактора. На основі розрахункової схеми, складають схему заміщення, на якій вказуються опори джерел живле
|
