Контрольная работа по "Электроснабжению"

Преимущества  конденсаторов заключаются в  простоте монтажа и эксплуатации вследствие отсутствия подвижных частей и в малых потерях активной мощности 0,0025—0,005 кВт/квар. Стоимость 1 квар конденсатора зависит от напряжения и для низковольтных конденсаторов в 2,5 — 3 раза выше, чем для высоковольтных. От мощности батареи она практически не зависит.

Конденсаторные  установки могут быть индивидуальные, групповые и централизованные.

Индивидуальные  установки подключаются к зажимам  приемника электроэнергии, например электродвигателя , и отключаются при его отключении. В этом случае конденсаторы используются плохо.

Групповая установка  конденсаторов применяется в  сети низкого напряжения. При этом использование конденсаторов несколько улучшается.

Наилучшее использование конденсаторов получается при централизованной установке  их на стороне напряжения 6—10 кВ трансформаторной подстанции

Батареи конденсаторов  большой мощности разделяют разъединителями  на 2—3 секции, что позволяет грубо  регулировать их мощность.

Технико-экономические  расчеты показывают, что в сельских сетях в первую очередь целесообразно полностью компенсировать реактивную мощность потребительских трансформаторов, которая составляет 200—250 квар на 1000 кВ-А мощности трансформаторов. Реактивную мощность электроприемников следует компенсировать, доводя коэффициент мощности при максимуме нагрузки до 0,90—0,92, но не более 0,95.

     В последнее время созданы автоматические устройства с использованием тиристоров, которые обеспечивают практически мгновенное и плавное регулирование мощности, выдаваемой конденсаторной батареей в сеть. При помощи этих устройств можно поддерживать заданный коэффициент мощности при любых нагрузках.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Вопрос №3.

3. Объясните особенности работы МТЗ.

Одним из признаков  появления кз, является увеличение тока в линии. Токовые защиты приходят в действие, при увеличении тока в фазах линии сверх определенного  значения, в качестве реле реагирующих  на возрастание тока служат максимальные токовые реле. Токовые защиты подразделяются на максимальные токовые защиты (МТЗ) и токовые отсечки. Главное различие между этими защитами заключается  в способе обеспечения селективности. Селективность действия МТЗ достигается  с помощью выдержки времени, токовых  отсечек – выбором тока срабатывания.

Защита ЛЭП с помощью МТЗ

 
  МТЗ являются основным видом защит для сетей с односторонним питанием, при этом защита устанавливается вначале каждой линии со стороны источника питания (радиальная сеть с односторонним питанием). 
В нормальном режиме работы сети ни одна из защит не должна срабатывать, для этого ток срабатывания защиты I_с.з, принимается больше, чем ток проходящий по защищаемому участку. Под током I_с.з, понимают минимальный первичный ток защищаемого элемента, при котором защита срабатывает, ток проходящий при этом по обмотке реле называется током срабатывания реле I_с.р.  
    При КЗ, например, в точке К₁, ток КЗ проходит по всем участкам сети, расположенным между источником питания и местом повреждения, таким образом приходят в действие все защиты однако по условиям селективности должна сработать на отключение только 3 защита. Для обеспечения такой селективности МТЗ, выполняются с выдержками времени нарастающими от потребителя к источнику питания. Соответственно при кз в точке К₂, быстрее всех срабатывает защита 2, а защита 1, имеющая большее время, не подействует. Рассмотренный принцип подбора выдержек времени называются ступенчатым.  
   МТЗ могут выполняться с выдержками времени, не зависящими от тока в защищаемом участке, такие защиты при повреждении в любой точке защищаемого участка действуют с постоянной не зависимой от тока выдержкой времени. В таких защитах выдержка времени, создается специальным реле времени (защита с независимой характеристикой времени срабатывания). Также МТЗ могут выполняться с выдержками времени, зависящими от величины тока в защищаемом участке, то есть по мере увеличения тока время срабатывания уменьшается. Такой характер выдержек времени имеет МТЗ, выполненная, например: индукционным реле тока или плавкими предохранителями – защита с зависимой или с ограниченно зависимой характеристикой времени срабатывания.

 

 

 

 

 

ЗАДАЧИ 1. 1-15

 

Пример решения задачи 1. Производственные и коммунально-бытовые потребители присоединены к электрической сети 0,38 кВ ТП 10/0,38 кВ согласно схеме, показанной на рисунке 1.

 

 

Рис. 1. Схема сети 0,38 кВ к примеру   1:

|Д-1| - 1 количество жилых домов;  в числителе дневная, в знаменателе вечерняя   нагрузка,   кВ·А.

 

Нагрузки  производственных и общественных потребителей взяты по таблице 8 (позиции 4, 7, 60, 85), кроме насосной и кормоцеха. Расчетная нагрузка насосной принята равной установленной мощности электродвигателя. По данным обследования, установленная мощность телятника Р_у составляет 10 кВт. Расчетная нагрузка принимается применительно к позиции 7 таблицы 8, где P_v=10 кВт, S_д=6 кВ·А, S_в=8 кВ·А. Коэффициент корректировки  составит  10/10 = 1,   следовательно, для телятника  принимается

 

S_д=6·1=6 кВ·А,

S_в= 8·1=8 кВ·А.

 

По  данным обследования, установленная мощность насосной Р_у составляет 56 кВт. Расчетная нагрузка принимается применительно к позиции 13 таблицы 8, где P_v=47 кВт, S_д=20 кВ·А, S_в=10 кВ·А. Коэффициент корректировки  составит  56/47 = 1,2,   следовательно, для кормоцеха принимается

 

S_д=20·1,2=24 кВ·А,

S_в= 10·1,2=12 кВ·А.

 

Расчетные нагрузки на вводах в жилые дома приняты исходя из существующего внутриквартирного потребления электроэнергии на один дом (500 кВт·ч/дом - по данным энергосбыта). Так как данные о потреблении электроэнергии получены за предыдущий год, а проектируемый объект вводится в эксплуатацию в последующем году, то расчетную нагрузку определяют по номограмме (рис. 2) на расчетный период семь лет. Она составляет 1000 В·А/дом. Нагрузки группы домов, присоединенных к расчетному участку, определяют, как сумму мощностей на вводе, умноженную на коэффициент одновременности для данного количества домов.

Рисунок 2. Зависимость расчетной нагрузки на вводе в сельский жилой дом и годового потребления электроэнергии на расчетный период от существующего годового потребления электроэнергии.

 

 

 

 

 

 

Нагрузку  уличного освещения рассчитывают в  соответствии с таблицей 3. На участках 4-9 при ширине улицы менее 20 м и обшей длине около 1 км нагрузка уличного освещения составит 2,6 кВт; на участках 9-10 при количестве тринадцати жилых домов нагрузка наружного освещения составит 3.8*0.6= 2.28 кВт; тогда суммарная нагрузка уличного освещения составит 4.88 кВт (для уличного освещения).        

 

S_в= Р_у и k_од= 0.6

 

Расчетные нагрузки на участках сети определяют по номограмме (рис. 3) или по коэффициенту одновременности отдельно для дневного и вечернего максимумов. Расчет ведут с конца линии, например с участка 2-8. По данному участку питаются три группы домов, присоединенные в точках 2, 3 и 8.

 

Рис. 3 Номограмма для нагрузки в линиях напряжения 0,38 кВ.

 

 

По  номограмме рисунка 3 откладывают на одной (любой из двух) оси вечернюю нагрузку группы домов, присоединенных, например, в точке 4 (4.9 кВ·А), на другой оси – нагрузку для точки 9(4,9 кВ·А). В точке пересечения перпендикуляров, опущенных из точек суммируемых нагрузок на оси, определяют суммарную нагрузку- 9,8 кВ·А. К ней прибавляют нагрузку участка 9-10, то есть 5,4 кВ·А. Суммарная нагрузка участка 4-5 составит 10,5 кВ·А (табл.2). Аналогично суммируют дневные расчетные нагрузки. При суммировании нагрузок менее 1 кВ·А масштаб номограммы уменьшают в 10 раз, то есть нагрузки 0,3 кВ·А и 1 кВ·А суммируют как 3 и 10 кВ·А. Суммарная нагрузка составит 11,7:10=1,2 кВ·А. Суммируя нагрузки 1,2 и 0,8 кВ·А как 12 и 8 кВ·А, получают по номограмме 17 : 10=1,7 кВ·А. Нагрузку участка 4-5 определяют как сумму нагрузки участка 5-6 (S_в=8,2 кВ·А, S_д=1,65 кВ·А) и нагрузки, присоединенной в точке 5 (S_в=3,8 кВ·А, S_д=0,8 кВ·А и т. д.).

 

 

Определяя нагрузку на участке 9-10 методом коэффициента одно временности, суммируют нагрузку на вводе всех потребителей, питаю щихся через данный участок. В данном случае для 7+5 домов с наг рузкой на вводе 1,0 кВ·А нагрузка на участке составляет 12 кВ·А. При умножении ее на соответствующий коэффициент одновременности (для 12 потребителей kод=0,6, табл. 4, получается 12·0,6=7.2 кВ·А. На участке 4-5 вечерняя расчетная нагрузка составит 15· 0,6= 9 кВ·А и т. д.

При суммировании нагрузок, значения которых  на вводе отличаются одно от другого в 4 и более раз, потребители разбивают на группы. Нагрузку каждой группы потребителей определяют умножением суммы расчетных нагрузок на вводе к потребителям на соответствующий коэффициент одновременности. Нагрузки отдельных групп суммируют между собой по номограмме (рис. 3). Например, при определении расчетной нагрузки на участке 1-12 вечерние нагрузки суммируют в одной группе, так как наименьшая нагрузка 7,0 кВ·А меньше наибольшей 22,0 кВ·А в 3 раза. Суммарная вечерняя нагрузка на участке 4-5 равна (4,9+6,5+4,9+4,9+1,0+6,5+3,8+4,9+1,7+3,8)·0,4=17,2 кВ·А. На этом же участке 9-10 наименьшая дневная нагрузка на вводе к потребителю 4,0 кВ·А меньше наибольшей – 22 кВ·А более чем в 4 раза, поэтому нагрузки разбивают на две группы: первая (6,5+6,5+4,9+4,9+4,9+4,9)·0,45= 14,7 кВ·А, вторая (3,8+3,8+1,7+1,0)·0,6= 6,2 кВ·А. Суммируя их по номограмме (рис. 3), определяют дневную  расчетную нагрузку  на  участке  4-5 – 66  кВ·А.

При определении мощности подстанции расчетные  нагрузки отходящих линий суммируют по номограмме (рис. 3), после чего к вечерней расчетной нагрузке прибавляют нагрузку уличного освещения с коэффициентом одновременности 1. При составлении расчетной схемы (рис. 1) введен фиктивный участок 0 – 1 от трансформатора до шин подстанции для определения нагрузки ТП при расчетах сетей с помощью вычислительных машин.

Согласно  таблице 2, максимальная нагрузка подстанции (участок 0-1) составит: S_в=76,0+3,7=79,7 кВ·А.

Коэффициент мощности на шинах 0,38 кВ подстанции 10/0,38 кВ определяют по таблице 7 в зависимости от соотношения дневной и вечерней нагрузок:

 

при S_д/ S_в=71/79,7 = 0,89

соsφ_д = 0,8,

соsφ_в =0,89.

 

В случае приближенного определения  нагрузки подстанции без расчета линий все потребители группируют так, чтобы в группе расчетные нагрузки на вводе отдельных потребителей не отличались друг от друга более чем в 4 раза. Для каждой из групп определяют расчетную нагрузку по коэффициенту одновременности, а нагрузки отдельных групп суммируют по номограмме (рис. 3). Например, при определении вечерней расчетной нагрузки подстанции все потребители разбивают на две группы: первая (22+22+8+8+10+12+7). 0,7=62,3 кВ·А, вторая — 58 домов по 1 кВ·А и мельница 1 кВ·А, то есть       59·0,4=23,6 кВ·А. Суммарная нагрузка групп по номограмме составит 77 кВ·А, а с учетом уличного освещения (3,7 кВ·А) расчетная нагрузка для выбора мощности подстанции составит 80,7 кВ·А.

Следует учесть, что определение расчетных  нагрузок по коэффициенту одновременности может дать отклонение до 7% по отношению к нагрузкам, определенным по номограммеТаблица 2.

 

Расчетная таблица.
Расчетный	Дневная	Вечерняя	Наружное
участок	нагрузка	нагрузка	освещение
		кВ·А
0-1	71,0	76,0
1-2	11,0	25,0
2-3	10,5	22,5
3-4	2,95	14,1
4-5	2,15	10,5
5-6	1,65	8,2
6-7	0,3	1,7
6-8	0,8	3,8	3,7
3-9	7,9	8,0
9-10	7,5	5,4
10-11	7,0	1,0
1-12	65,0	62,3
12-13	63,0	56,0
13-14	33,0	23,0
14-15	10,0	10,0
14-16	24,0	12,0
13-17	37,5	35,5
17-18	22,0	22,0

 

 

 

Таблица 3.

 

Нагрузки уличного освещения в  сельских населенных пунктах.