Способы получения электрической энергии на электростанциях различного типа, их достоинства и недостатки.

Билет №1

 

Способы получения электрической энергии на электростанциях различного типа, их достоинства и недостатки.

Большинство электростанций, будь то гидроэлектростанции, тепловые (АЭС, ТЭС и прочие) или ветроэлектростанции, используют для своей работы энергию вращения вала генератора.

В зависимости от источника энергии (в частности, вида топлива)

· Атомные электростанции (АЭС)

· Станции реакции деления

· Станции реакции синтеза (еще не существуют)

· Электростанции, работающие на органическом топливе (тепловые электростанции (ТЭС) в узком смысле)

· Газовые электростанции

· Электростанции на природном газе

· Электростанции на рудничном, болотном газах, биогазе, лэндфилл газе

· Жидкотопливные электростанции

· Электростанции дизельные

· Электростанции бензиновые

· Твердотопливные электростанции

· Угольные электростанции

· Торфяные электростанции (подсветка факела основного топлива газом или жидким топливом, являющимся также резервным топливом)

· Гидроэлектрические станции (ГЭС)

· Русловые гидроэлектростанции

· Приплотинные гидроэлектростанции

· Деривационные гидроэлектростанции

· Гидроаккумулирующие электростанции

· Приливные электростанции

· Электростанции на морских течениях

· Волновые электростанции (действующий образец —^[1])

· Осмотические электростанции (электростанция, использующая для выработки электричества явление осмоса)

· Ветроэлектростанции (ВЭС)

· Геотермальные электростанции

· Солнечные электростанции (СЭС)

· Электростанции на солнечных элементах

· Гелиостанции (с паровым котлом)

· Химические электростанции

В зависимости от типа силовой установки

· Электростанции с тепловой установкой (тепловые электростанции (ТЭС) в широком смысле)

· Котлотурбинные электростанции

· Конденсационные электростанции (КЭС, ГРЭС)

· Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) - теплофикационные электростанции

· Газотурбинные электростанции

· Мини-ТЭЦ

· Газопоршневые электростанции

· Электростанции дизельные

· Электростанции бензиновые

· Электростанции на базе парогазовых установок

· Комбинированного цикла

· Электростанции с простым машинным генератором

· Электростанции с гидротурбиной

· Электростанции с ветродвигателем

· Электростанции с магнитогидродинамическим генератором

· Электростанции на солнечных элементах

· Электрохимические электростанции (ЭЭС) на основе топливных элементов

В зависимости от степени применения

Перспективные (пока не применяемые)

· Станции реакции синтеза

Экзотические (редко применяемые)

· Ветроэлектростанции (ВЭС)

· Геотермальные электростанции

· Солнечная энергетика

· Электростанции на солнечных элементах

· Электростанции на биомассе

· Гелиостанции

· Электрохимические электростанции (ЭЭС) на основе топливных элементов

· Электростанции с магнитогидродинамическим генератором

· Электростанции на рудничном, болотном газах, биогазе, лэндфилл газе

· Электростанции на морских течениях

· Волновые электростанции

· Осмотические электростанции (способные вырабатывать энергию путём смешивания пресной и соленой воды).

Широко применяемые

· Автономные электростанции

· Все остальные

 

Задача.

 

Билет №2

Задача

Билет №3

 

1. Выбор сечений проводов и кабелей линий электропередачи.

ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ПРОВОДОВ ЛЭП

Критерием выбора сечений проводов воздушных и кабельных линий является величина полных затрат, и выбор сечений проводников должен производится сопоставительным технико-экономическим расчетом в каждом конкретном случае.

Раньше, при плановой экономике, в практике массового проектирования линий электропередачи выбор сечений производился по нормируемым обобщенным показателям, к которым относятся экономическая плотность тока и экономические токовые интервалы.

Для ВЛ значения экономической плотности тока принимались в пределах 1…1,5 А/мм²– в зависимости от региона страны и числа часов использования максимума нагрузкиT_max..

Использование экономических токовых интервалов для выбора сечений проводов линий было обусловлено унификацией типов опор ВЛ, которые существенно дороже проводов линии. Кроме того, критерий экономической плотности тока не учитывал дискретности сечений проводов.

На сегодняшний день не существует обоснованной методики выбора сечений проводников ЛЭП по нормируемым обобщенным показателям, однако вполне допустимо, например, построение экономических токовых интервалов, основанных на критериях, применимых в условиях рыночной экономики.

Рассмотрим зависимость полных затрат от сечения линии электропередачи. Условно примем допущение о том, что сечение изменяется непрерывно (рис. 17.1). На рис. 17.1 зависимость затрат от сечения складывается из двух составляющих: почти линейной возрастающей зависимости капитальных вложений и издержек не связанных с потерями от сечения проводников и нелинейной составляющей, определяемой потерями мощности и энергии в проводнике:

,

(17.1)

где К_пост– не зависящая от сечения составляющая затрат;aиb– некоторые постоянные коэффициенты.

С ростом сечения увеличиваются затраты на оборудование и сооружение линии, но уменьшаются потери, которые прямо пропорциональны активному сопротивлению провода:

,

(17.2)

где r- удельное сопротивление материала провода;l– длина провода;F– сечение алюминиевой части провода.

Рис. 17.1.Зависимость составляющих затрат от сечения провода

Зависимость З(F) имеет минимум, который дает значение оптимального сечения проводникаF^*.

Вследствие того, что сечение на самом деле принимает дискретные значения, каждому из этих значений отвечает множество оптимальных решений при различных потерях в линии. Так как нагрузочные потери в линии в формуле (7.11) вычисляются в режиме наибольших нагрузок, т. е. максимальному току нагрузки I_max, то одно и то же сечение будет оптимально для целого интервала токовой нагрузкиI_max. Это приводит к появлению такого показателя как экономические токовые интервалы. Смысл экономических токовых интервалов можно проиллюстрировать на рис. 17.2, где изображены три кривые зависимости потерь мощности от максимального тока в линии (загрузки линии в режиме наибольших нагрузок). Каждая кривая построена для одного конкретного значения сечения провода. ПустьF₁<F₂<F₃. тогда минимуму затрат на интервале до значения токаI₁отвечает сечениеF₁, на интервале отI₁доI₂– сечениеF₂и, наконец, на интервале свышеI₃– сечениеF₃.

Рис. 17.2. Экономические токовые интервалы

В учебных целях при выборе сечений проводов ВЛ можно использовать методику экономических токовых интервалов, где экономические токовые интервалы построены по критерию из плановой экономики (приведенных затрат). По отношению к критерию полных затрат сечения по старой методике получаются, в основном, заниженными и по зарубежному опыту видно, что выгоднее снижать потери в линии увеличивая при этом затраты на ее сооружение. Изложим указанную методику выбора сечений проводников по экономическим токовым интервалам.

1. Рассчитываем ток линии в режиме наибольших нагрузок на пятый год эксплуатации I₅:

(17.3)

где S_max– полная мощность в режиме наибольших нагрузок на пятый год эксплуатации;U_ном– номинальное напряжение линии.

2. Вычисляем расчетный ток линии I_р:

,

(17.4)

где a_i– коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии;a_T– коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузкиT_maxи коэффициент ее попадания в максимум энергосистемыk_м.

Коэффициент a_iрассчитываем по специальной формуле, но для некоторых случаев, например напряжения линии 110 и 220 кВ может быть принят равным 1,05.

Коэффициент a_Tпринимаем по табл.17.2

Таблица 17.2

Усредненные значения коэффициента a_T

Напряжение ВЛ, кВ	kм	Tmax, ч
до 4000	4000 … 6000	Более 6000
35…330	1,0	0,8	1,0	1,3
0,8	0,9	1,2	1,6
0,6	1,1	1,5	2,2
500…750	1,0	0,7	0,9	1,1
0,8	0,8	1,0	1,4
0,6	0,9	1,4	1,9

3. Выбирается сечение проводов в зависимости от напряжения, расчетного тока, определенного по экономическим токовым интервалам, района по гололеду, материала и цепности опор.

При расчетном токе, превышающем верхнюю границу использования максимального сечения проводов ЛЭП данного напряжения, рекомендуется рассмотреть варианты усиления сети, например вариант двухцепной ЛЭП или вариант линии с более высоким номинальным напряжением.

4. Выбранное сечение провода линии подлежит обязательной проверке по нагреву в послеаварийном режиме. Для этого рассматриваются различные аварийные ситуации в электрической сети, которые могут повлечь увеличение тока в рассматриваемой линии в режиме наибольших нагрузок. Значения допустимых токов для каждого сечения провода приводятся в справочной литературе.

Следует отметить, что кроме ограничения по допустимому току из условия нагрева провода существуют и другие ограничения на сечения проводов, к ним относятся ограничения:

· механической прочности проводов;

· механической прочности опор ВЛ;

· снижения потерь на корону;

· допустимой потери напряжения.

При использовании методики экономических токовых интервалов перечисленные ограничения уже учтены и их дополнительная проверка не требуется. Кроме того, для напряжений линий свыше 35 кВ проверка ограничения по допустимой потере напряжений вообще не выполняется, так как выполнение других условий влечет за собой и выполнение данного ограничения.

17.2. ОСОБЕННОСТИ ВЫБОРА СЕЧЕНИЙ ПРОВОДНИКОВ ЛЭП

В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ 0,38…10 кВ

В распределительных сетях низкого напряжения (менее 1000 В) и среднего напряжения (от 3 до 35 кВ) большое значение имеет величина наибольшей потери напряжения от ЦП до наиболее удаленного потребителя (электроприемника). Даже если все другие условия на выбранные сечения выполнены, величина потери напряжения в таких сетях может оказаться недопустимо большой. Поэтому методика выбора сечений проводников в распределительных и питающих сетях до 35 кВ основана на ограничении по допустимой потере напряжения.

Допустимые потери напряжения в зависимости от напряжения и схемы электрической сети могут иметь значения до 8…10 %. В практике расчетов, в особенности в случаях одновременного выбора сечений проводов в сети с двумя ступенями номинальных напряжений, используется термин «располагаемая потеря напряжения». Так, например, выбрав сечение в сети более высокой ступени номинального напряжения с некоторым запасом по потере напряжения, можно «допустить» большую потерю в сети меньшего номинального напряжения. Обычно располагаемая потеря напряжения равна 6…8 %. В послеаварийных режимах допускается потеря напряжения до 10…12 %.

Рассмотрим линию с нагрузкой в конце, рис. 17.3.

Рис. 17.3. Линия с нагрузкой в конце

Вначале пусть это будет кабельная линия. Для кабельных линий погонное индуктивное сопротивление мало (меньше 0,1 ома) и в силу того, что кабельные линии имеют небольшую длину, ее индуктивным сопротивлением можно пренебречь. Тогда потеря напряжения в линии будет определяться по формуле

,

(17.5)

где P– активная мощность, протекающая по линии;R– активное сопротивление линии;r- удельное сопротивление проводника; Ом×мм²/км;l– длина линии;U_ном– номинальное напряжение линии;F– сечение проводника.

DПотеря напряжения в линии не должна быть больше допустимой потери напряжения UD£U_доп, тогда, приравнивая действительную и допустимую потерю напряжения будем иметь формулу для определения ориентировочного сечения жилы кабеля:

.

(17.6)

Полученное сечение следует использовать для подбора ближайшего большего стандартного сечения.

Для ВЛ индуктивным сопротивлением нельзя пренебречь. но в этом случае можно использовать приближенное значение x₀. Как было сказано ранее, индуктивное сопротивление ВЛ меняется незначительно с ростом сечения и в среднем для линий напряжением более 1000 В составляет величину 0,4 Ом/км. Для ВЛ напряжением менее 1000 В среднее значение погонного индуктивного сопротивления равно 0,3 Ом.

Потерю напряжения в линии разделим на потерю в активном сопротивлении и потерю в индуктивном сопротивлении:

.

(17.7)

По среднему значению погонного индуктивного сопротивления x₀вычисляется приближенная величина потери напряжения на индуктивном сопротивлении ЛЭП и находится допустимая величина потери напряжения на активном сопро­тивлении:

,

(17.8)

где .

Таким образом, получаем формулу разницей, когда в знаменателе используется не полная допустимая потеря напряжения, а ее часть – допустимая потеря на активном сопротивлении линии:

.

(17.9)

Теперь рассмотрим линию, состоящую из nучастков, в конце каждого из которых присоединена своя нагрузка, рис. 17.4.

Рис. 17.4. Линия с n участками

Потеря напряжения в этой линии есть сумма потерь напряжения на ее участках:

(17.10)

Эту потерю напряжения также можно разделить на потерю в активных сопротивлениях и реактивных сопротивлениях:

,

(17.11)

где

	;	(17.12)
	.	(17.13)

DПо формуле (17.13) можно вычислить среднюю величину потери напряжения на индуктивных сопротивлениях линии и в соответствие с (17.11) и (17.12) найти допустимую величину потери напряжения на активных сопротивлениях линии U_Rдоп. Подставим эту величину в (17.12) и получим уравнение, из которого следует найти искомые сечения участков линии:

;

(17.14)

Это уравнение имеет бесконечное множество решений, поэтому необходимы некоторые дополнительные условия или критерии, которые помогут выбрать единственное решение.

Если ввести условие, в соответствии с которым сечения всех участков одинаковы, то уравнение (17.14) дает решение:

.

(17.15)

В качестве одного из критериев выбора сечений проводников в распредели­тельных электрических сетях берется мини­мум объема цветного метал­ла, расходуемого на проводники ЛЭП (минимум капитальных вложений)

.

(17.16)

где V_i - объем цветного металла наi- м участке;n- число участков линии.

Критерий C₁с учетом ограничения на потерю напряжения (17.14) дает следующие соотношения для вычисления оптимальных сечений:

а) для одного из участков ЛЭП, например n-го,

.

(17.17)

б) для других участков сечения вычисляются по формулам:

(17.18)

Полученные сечения используются для выбора стандартных значений.

Вторым критерием, по которому выбирают проводники ЛЭП распределительных сетей, являет­ся минимум общих потерь мощности в сети:

(17.19)

Dгде P_i– потери мощности наi-м участке линии.

Этот критерий, также с учетом ограничения по допускае­мой потере напряжения (17.14), приводит к равенству плотностей тока на всех участках сети и сечения на участках вычисляются по соотношениям:

(17.20)

где j– плотность тока на участках линии, которая определяется по формуле:

(17.21)

где cosj_i– коэффициент мощности потока мощности поi-у участку линии.

Полученные сечения используются для выбора стандартных значений.

При любом подходе к выбору сечений проводников и для любых линий всегда должно проверяться условие по допустимому току нагрева проводов:

(17.22)

Для ВЛ должны проверяться условия минимально возможного сечения проводника по механической прочности проводов и максимально возможного сечения проводов по механической прочности опор:

(17.23)

Кроме того, после выбора сечений необходимо вычислить действительную потерю напряжения в линии по параметрам выбранных проводников и сравнить ее с допускаемой.

Метод выбора сечений проводников по критерию C₁экономит капитальные затраты и соответствующие составляющие эксплуатационных расходов, зависящие от стоимости сооружения линии, и поэтому может применяться для потребителей с малым числом часов использования максимальной нагрузки и для промышленных нагрузок с малыми токовыми нагрузками при небольших величинах времени потерь.

Для потребителей с большим числом часов использования максимума нагрузки и большими нагрузками целесообразнее пользоваться методом, основанном на втором критерии C₂, так как в этом случае прежде всего добиваются уменьшения потерь энергии в линии.

 

 

Принцип действия

Принцип действия МТЗ аналогичен принципу действия токовой отсечки. В случае повышения силы тока в защищаемой сети защита начинает свою работу. Однако, если токовая отсечка действует мгновенно, то максимальная токовая защита даёт сигнал на отключение только по истечении определённого промежутка времени, называемого выдержкой времени. Выдержка времени зависит от того, где располагается защищаемый участок. Наименьшая выдержка времени устанавливается на наиболее удалённом от источника участке. МТЗ соседнего (более близкого к источнику энергии) участка действует с большей выдержкой времени, отличающейся на величину, называемую ступенью селективности. Ступень селективности определяется временем действия защиты. В случае короткого замыкания на участке срабатывает его защита. Если по каким-то причинам защита не сработала, то через определённое время (равное ступени селективности) после начала короткого замыкания сработает МТЗ более близкого к источнику участка и отключит как повреждённый,так и свой участок. По этой причине важно, чтобы ступень селективности была больше времени срабатывания защиты, иначе защита смежного участка отключит как повреждённый, так и рабочий участок до того, как собственная защита повреждённого участка успеет сработать. Однако важно так же сделать ступень селективности достаточно небольшой, чтобы защита успела сработать до того, как ток короткого замыкания нанесёт серьёзный ущерб электрической сети.

Уставку (или величину тока, при которой срабатывает защита) выбирают, исходя из наименьшего значения тока короткого замыкания в защищаемой сети (при разных повреждениях токи короткого замыкания отличаются). Однако при выборе уставки следует так же учитывать характер работы защищаемой сети. Например, при самозапуске электродвигателей после перерыва питания, значение силы тока в сети может быть выше номинального, и защита не должна его отключать.

Задание уставок

При задании уставок МТЗ задаются параметры тока срабатывания, выдержки времени и напряжения срабатывания (для МТЗ с блокировкой по напряжению). Для МТЗ с независимой выдержкой времени срабатывания от тока эти параметры очевидны. Для защит с зависимой и ограниченно-зависимой время-токовой характеристикой эти параметры требуют дополнительных пояснений. Для таких типов МТЗ вводится понятие тока срабатывания, как тока при котором реле находится на границе срабатывания, а время задаётся для независимой части характеристики (для ограниченно-зависимой время-токовой характеристики); иногда время задаётся при токе, равном шестикратному току номинального (например в автоматических выключателях с полупроводниковым расцепителем серий А-37, "Электрон").

3. Практическое задание.

Задача

 

Билет №4

 

1. Ненормальные режимы работы трансформаторов. Основные виды защиты трансформаторов.

Трансформаторы и автотрансформаторы конструктивно весьма надежны благодаря отсутствию у них движущихся или вращающихся частей. Несмотря на это, в процессе эксплуатации возможны и практически имеют место их повреждения и нарушения нормальных режимов работы. Поэтому трансформаторы и автотрансформаторы должны оснащаться соответствующей релейной защитой.
В обмотках трансформаторов и автотрансформаторов могут возникать короткие замыкания между фазами, одной или двух фаз на землю, между витками одной фазы и замыкания между обмотками разных напряжений. На вводах трансформаторов и автотрансформаторов, ошиновке и в кабелях также могут возникать короткие замыкания между фазами и на землю.
Кроме указанных повреждений, в условиях эксплуатации могут происходить нарушения нормальных режимов работы трансформаторов и автотрансформаторов, к которым относятся: прохождение через трансформатор или автотрансформатор сверхтоков при повреждении других связанных с ними элементов, перегрузка, выделение из масла горючих газов, понижение уровня масла, повышение его температуры.
Из изложенного следует, что защита трансформаторов и автотрансформаторов должна выполнять следующие функции:
– отключать трансформатор (автотрансформатор) от всех источников питания при его повреждении;
– отключать трансформатор (автотрансформатор) от поврежденной части установки при прохождении через него сверхтока в случаях повреждения шин или другого оборудования, связанного с трансформатором (автотрансформатором), а также при повреждениях смежного оборудования и отказах его защиты или выключателей;
– подавать предупредительный сигнал дежурному персоналу подстанции (или электростанции) при перегрузке трансформатора (автотрансформатора), выделении газа из масла, понижении уровня масла, повышении его температуры.
В соответствии с назначением для защиты трансформаторов (автотрансформаторов) при их повреждениях и сигнализации о нарушении нормальных режимов работы применяются следующие типы защит:
– Дифференциальная защита для защиты при повреждениях обмоток, вводов и ошиновки трансформаторов (автотрансформаторов).
– Токовая отсечка мгновенного действия для защиты трансфер матора (автотрансформатора) при повреждениях его ошиновки, вводов и части обмотки со стороны источника питания.
– Газовая защита для защиты при повреждениях внутри бака трансформатора (автотрансформатора), сопровождающихся выделением газа, а также при понижениях уровня масла.
– Максимальная токовая или максимальная направленная защита или эти же защиты с пуском минимального напряжения для защиты от сверхтоков, проходящих через трансформатор (автотрансформатор), при повреждении как самого трансформатора (автотрансформатора), так и других элементов, связанных с ним. Защиты от сверхтоков действуют, как правило, с выдержкой времени.
– Защита от замыканий на корпус.
– Защита от перегрузки, действующая на сигнал, для оповещения дежурного персонала или с действием на отключение на подстанциях без постоянного дежурного персонала.
Кроме того, в отдельных случаях на трансформаторах (автотрансформаторах) могут устанавливаться и другие виды защиты.

 

2. Высоковольтные разъединители: назначение, основные типы.

Разъединитель— контактный коммутационный аппарат, предназначенный для коммутации электрической цепи без тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет в отключенном положении изоляционный промежуток/

Разъединитель состоит из подвижных и неподвижных контактов, укрепленных на изоляторах.

Разъединитель снабжен механической блокировкой, предотвращающей включение заземлителей при включенном разъединителе и включение разъединителя при включенных заземлителях.

Конструкция

Разъединители не имеют устройств для гашения дуги и поэтому не допускают отключения ими цепи под нагрузкой, так как это приводит к возникновению устойчивой дуги, вызывающей КЗ между фазами.

Разъединитель состоит из трехполюсных(однополюсных) групп разъединителя и заземлителей. Каждая группа управляется своим приводом.

 

Разъединитель 10 кВ

Полюс разъединителя представляет собой две поворотные колонки изоляторов, установленных на раме и несущих на себе токоведущую систему с двумя проходными и одним размыкаемым в горизонтальной плоскости контактом.

Размыкаемый контакт разъединителя выполнен в виде кулачкового контакта, закрепленного на конце одного токопровода, и контактных пальцев, закрепленных на конце другого, Во включенном положении разъединителя контактные пальцы охватывают кулачковый контакт. Пальцы и кулачковые контакты имеют серебряное покрытие.

Приводы к разъединителям

Приводы предназначены для управления главными и заземляющими ножами разъединителей.

Приводы имеют механические указатели положения разъединителя (причем в рычажных приводах указателем может служить сама рукоятка) и, устройства переключения вспомогательных цепей (управления, сигнализации, блокировки) типа КСА или ПУ.

Для исключения неправильных действий с разъединителями и заземляющими ножами на приводах монтируют блоки. Применяются следующие системы блокировок: механические (М), механические замковые системы Гинодмана (МБГ), электрические (Э) и электромагнитные (ЭМ).

Для управления главными и заземляющими ножами разъединители выпускают с одним, двумя или тремя валами.

Электродвигательные приводы имеют двигательное и ручное управления главными ножами и ручное управление ножами заземления, а также дистанционное управление. Для оперативного управления вручную двигательные привода оснащаются съемными рукоятками.

Для защиты от внешних факторов (пыли и дождя) привода в соответствии с ГОСТ 14254-96 имеют следующие степени защиты (код 1Р):

1Р00 - без защиты, 1Р23 - водозащищенные, 1Р53 - водопылезащищенные, 1Р63 - водопыленепроницаемые.

Буквы в условных обозначениях приводов означают:

П - привод;

Р - ручной;

Д - двигательный;

Н - наружной установки;

Г - коммутирующие устройства на базе герконов;

Х - цифра, обозначающая модификацию;

Б - блочное исполнение;

П - питание вторичных цепей напряжением 220 В постоянного тока.

Ручные приводы серии ПР предназначены для управления главными и заземляющими ножами разъединителей наружной установки. Приводы типов ПР-2 предназначены для управления разъединителями на напряжение 10-110 кВ и отделителями на напряжение 35-110 кВ.

Приводы ПР-3 предназначены для управления разъединителями на напряжение 10-35 кВ в закрытых помещениях. Приводы ПР-4 предназначены для управления разъединителями внутренней установки серии РРИ.

Приводы ПРИ предназначены для управления заземляющими ножами, я ПРИ-1 - главными и заземляющими ножами разъединителей наружной установки. Приводы типа ПРН-10 предназначены для оперирования главными и заземляющими ножами разъединителей серии РЛНД на напряжение 10 кВ. Двигательные приводы ПД - 3 предназначены для управления разъединителями наружной установки, ПД-12-разъединителями внутренней установки, а привод ПД-5 для управления разъединителями в закрытых и открытых РУ.

Секционные разъединители

Секционные разъединители предназначены для электрического соединения или разъединения отдельных секций (участков контактной сети), а также для подключения к контактной сети питающих линий. Секционные разъединители монтируют на специальных кронштейнах, закрепленных на опорах. Разъединители постоянного и переменного тока устанавливаются на высоте 5- от поверхности земли. Разъединители должны располагается группами в местах, удобных для подхода персонала к приводу разъединителя.

Приводы разъединителей должны быть закрыты на замки. Подвижный изолятор разъединителя и привод соединяют валом или тягой. Моторный привод должен иметь устройство, позволяющее переключать разъединитель вручную.

Задача

Билет №5

1. Согласование уставок защит смежных участков сети. Селективность. Карта селективности.

2. Перегрузочная способность силового трансформатора, проверка трансформатора по перегрузочной способности.

В системах электроснабжения мощность силовых трансформаторов должна обеспечивать в нормальных условиях питание всех приемников эл/э. При выборе мощности силового тр-ра следует добиваться экономически целесообразного режима работы и соотв-го обеспечения резервированного питания приемников при отключении одного из тр-ов, причем нагрузка тр-ов в нормальных условиях не должна вызывать сокращения естественного срока его службы.

Мощность силовых тр-ов определяется с учетом их перегрузочной способности. Перегрузочная способность определяется в зависимости от графика нагрузок для устанавливаемого тр-ра. Допускаются аварийная и возможная систематическая в условиях эксплуатации перегрузки тр-ов.

Аварийная перегрузка трансформатора – перегрузка, возникшая в результате аварии в системе электроснабжения (приведшей, например, к отключению одного из трансформаторов двухтрансформаторной подстанции).

Аварийная перегрузка трансформаторов может быть выбрана независимо от длительности предшествующей загрузки по графикам для сухих трансформаторов и М, Д, ДЦ, Ц.

Трансформатор М, Д, ДЦ, Ц можно перегружать до 40% в течение 5 суток, если его нагрузка до аварийной перегрузки не превышала 0,93 паспортной мощности. При этом продолжительность перегрузки не должна превышать 6 ч в сутки. Необходимо применять средства для форсирования охлаждения.

Системати­ческая перегрузочная способность транс­форматора с масляным охлаждением типа ТМ, ТМД, ТДГ и других старых выпусков зависит от особенностей графика нагрузок, который характеризуется коэффициентом заполнения графика:

Имея величину продолжительности максимальной нагрузки tпм, по кривым, определяют величину допу­стимой перегрузки, которой можно под­вергать трансформатор ежедневно в часы максимума его нагрузки. Допустимая перегрузка тран-ра:

,

где Sдоп — допустимая дополнительная нагрузка трансформатора в часы максимальной на­грузки сверх номинальной паспортной мощности за счет неполного использова­ния трансформатора в течение остального времени суток.

Кроме того, трансформатор может быть перегружен зимой за счет снижения его нагрузки в летнее время, т. е. когда нагрузка снижается вообще и естествен­ный срок службы трансформатора увели­чивается за счет снижения температуры металла обмоток при летних нагрузках. В соответствии с этим допускается пере­грузка в зимнее время на 1% на каждый процент недогрузки в летнее время, но всего за этот счет не более чем на 15%. Обе перегрузки допускается суммировать, но общая перегрузка не должна превы­шать 30%, или SдопΣ ≤ Sнт.

Перегрузка систематическая. Системати­ческая перегрузочная способность транс­форматора с масляным охлаждением типа ТМ, ТМД, ТДГ и других старых выпусков зависит от особенностей графика нагрузок, который характеризуется коэффициентом заполнения графика:К_зг=Sср/S_М

При выборе мощности тр сначала определяется суммарная макс мощность нагрузки ТП Sтп. Ориентировочная мощность тр определяется как Sтп/2. К рассмотрению принимается ближайшая стандартная мощность, после чего осуществляется проверка выбранного тр по перегрузочной способности. Для этого график зимнего максимума преобразуют в двухступенчатый эквивалентный прямоугольный. Преобразования необходимо выполнять в следующей последовательности:

на исходном графике провести линию номинальной нагрузки (номинальная мощность выбранного тр); пересечение линии номинальной нагрузки с исходным графиком позволяет выделить участок наибольшей перегрузки; его продолжительность обозначить через h'; рассчитать начальную нагрузку К₁ эквивал графика; рассчитать K₂^’ эквивал графика, определить К_max исходного графика нагрузки; сравнить полученное значение K₂^’ с К_max;

если K₂^’ ³ 0.9*К_max, то принимать К₂ = K₂^’; если K₂^’ < 0.9*К_max, то приним К₂ = 0.9*К_max.

По найденным значениям К₁ и h по таблицам систематических суточных перегрузок, составленным при различных значениях температуры окружающей среды с учетом допустимой температуры наиболее нагретой точки обмотки, равной 140 С, и равенства относительного термического износа изоляции единице при превышении средней температуры масла над температурой окружающей среды на 6С, определяют коэффициент К_доп. Если окажется, что К_доп>K_n, то трансформатор может систематически перегружаться по данному графику нагрузки. В противном случае должны быть приняты меры по снижению нагрузки трансформатора.

Сухие тр-ры можно перегружать в соответствии с кривыми, приведенными в документации. Допустимую перегрузку тр-ров можно определять по формуле: Sдоп = Sн.т.(1-Кз.г.)0,3 кВА,где

Sдоп – допустимая дополнительная нагрузка тр-ра в часы max нагрузки сверх номин. знач-я паспортной мощности за счет исп-я тр-ра в течении остального времени суток.

3. Практическое задание.

Задача

Билет №6

Класс точности

Для определения класса точности ТТ вводятся понятия:

· погрешности по току {\displaystyle \Delta I=I_{2}-I_{1}^{'}} , где {\displaystyle I_{2}} — действительный вторичный ток, {\displaystyle I_{1}^{'}=I_{1}/n} — приведённый первичный ток, {\displaystyle I_{1}}