Перелічити основні показники якості ЕС. Стандартом ГОСТ 13109-97 встановлені наступні показники якості електричної енергії: - усталене значення відхилення напруги Uу; розмах зміни напруги Ut ; - доза флікера Pt ; коефіцієнт спотворення синусоїдності кривої напруги КU ; коефіцієнт n-ї гармонічної складової напруги КU(n) ; коефіцієнт несиметрії напруг за оберненою послідовністю К2U ; коефіцієнт несиметрії напруг за нульовою послідовністю К0U ; відхилення частоти f ; тривалість провалу напруги tп ; імпульсна напруга Uімп ; коефіцієнт тимчасової перенапруги Кпер U . Під час визначення значень деяких показників ЯЕ використовують наступні допоміжні параметри електричної енергії: частоту повторення змін напруги FUt ; інтервал між змінами напруги ?ti,i+1; глибину провалу напруги Uп ; частість появи провалів напруги Fп ; тривалість імпульсу з рівнем 0,5 від його амплітуди tімп0,5 ; тривалість тимчасової перенапруги tпер U . У яких точках нормується основні показники якості ЕС? Якість електроенергії (якість напруги) нормується в Гості 13109-97 «Норми якості електроенергії в системах електропостачання загального призначення». У стандарті визначаються показники і норми якості електроенергії в електричних мережах систем електропостачання загального призначення змінного трифазного і однофазного струму частотою 50 Гц в точках приєднання електричних мереж, що знаходяться у власності різних споживачів електроенергії. Якими показниками характеризується коливання напруги Коливання напруги характеризуються наступними показниками: розмахом зміни напруги, дозою флікера. Норми цих показників установлені наступним чином. Гранично допустимі значення розмаху зміни напруги Ut в точках загального приєднання до електричних мереж для коливань напруги, огинаюча яких має форму меандру, в залежності від частоти повторення змін напруги(FUt) або інтервалу між змінами напруги (tі, і+1) дорівнюють значенням, що визначають за кривою 1 на рис. 4.2. Для споживачів електричної енергії з лампами розжарення в приміщеннях, де вимагається значне зорове напруження, – рівні значенням, які визначаються з кривої 2 рис. 4.2. Гранично допустиме значення суми усталеного відхилення напруги (Uу) та розмаху зміни напруги (Ut) в точках приєднання до електричних мереж напругою 0,38 кВ рівне 10% від номінальної напруги.
Якими показниками характеризується синусоїдність напруги. Синусоїдність напруги характеризується наступними показниками: - коефіцієнтом спотворення синусоїдності форми кривої напруги; - коефіцієнтом n-ї гармонічної складової напруги. Нормально допустимі та гранично допустимі значення коефіцієнта спотворення синусоїдності кривої напруги в точках загального приєднання до електричних мереж з різними номінальними напругами Uном наведені в табл. Значення коефіцієнта спотворення синусоїдності кривої напруги (%) Нормально допустиме значення при Uном, кВ Гранично допустиме значення при Uном, кВ
0,38 6-20 35 110-330 0,38 6-20 35 110-330
8,0 5,0 4,0 2,0 12,0 8,0 6,0 3,0
Нормально допустимі значення коефіцієнта n-ї гармонічної складової напруги в точках загального приєднання до електричних мереж з різними номінальними напругами Uном наведені в табл. Граничне значення коефіцієнта n-ї гармонічної складової напруги розраховують за формулою: КU(n)гран=1,5 КU(n)норм, (4.1) де КU(n)норм – нормально допустиме значення коефіцієнта n-ї гармонічної складової, яке визначене з табл. 4.2. Якими показниками характеризується несиметрія напруг. Несиметрія напруг характеризується наступними показниками: коефіцієнтом несиметрії напруг за оберненою послідовністю, коефіцієнтом несиметрії напруг за нульовою послідовністю. Нормально допустиме та гранично допустиме значення коефіцієнта несиметрії напруг за оберненою та нульовою послідовностями в точках загального приєднання до електричних мереж 0,38 кВ дорівнюють 2,0 та 4,0 % відповідно. Якими засобами та способами можна регулювати напругу. Для забезпечення необхідних рівнів напруг в точках приєднання електроприймачів, тобто на шинах підстанції та інших розподільних пунктів, застосовують централізоване регулювання на джерелах живлення, місцеве регулювання та регулювання на проміжних елементах мережі. Централізоване регулювання здійснюється на генераторах електростанцій зміною струмів збудження генераторів, а також зміною коефіцієнтів трансформації трансформаторів зв’язку з системою. В центрах живлення, якими являються системні підстанції, крім зміни коефіцієнтів трансформації головних трансформаторів, застосовують лінійні регулятори та пристрої компенсації реактивної потужності (шунтові реактори на стороні мереж надвисокої напруги 330 кВ ,750 кВ), синхронні компенсатори та батареї конденсаторів (в умовах наявності дефіцитів реактивної потужності в мережах 6, 10, 35 та 110 кВ). Місцеве регулювання в мережах розподілу електроенергії забезпечують зміною коефіцієнтів трансформації на трансформаторах ГПП та цехових ТП, а також використанням компенсувальних пристроїв – конденсаторних установок з регулюванням потужності. Регулювання напруги за допомогою проміжних елементів мережі можна досягти зміною кількості паралельно увімкнених ліній та трансформаторів, а також застосуванням поздовжньої компенсації. Застосування одночасно поперечної й поздовжньої компенсації значно знижує ефективність останньої. Найчастіше для регулювання напруги застосовують комплекс заходів. У деяких випадках, наприклад, використання тільки зміни коефіцієнтів трансформації в умовах дефіциту реактивної потужності не дає необхідного ефекту. В реальних умовах необхідність застосування компенсації реактивної потужності визначають за іншими умовами, тому її наявність, як додаткового засобу регулювання напруги, слід врахувати під час вибору основних регулювальних пристроїв, якими в розподільних мережах можна вважати РПН (регулювання під навантаженням) та ПБЗ (перемикання без збудження) коефіцієнтів трансформації трансформаторів ГПП та цехових ТП. В локальних мережах єдиним засобом регулювання напруги є зміна струму збудження генератора. Використання інших засобів та заходів регулювання в таких мережах, як правило, є недоцільним. 7. Якими засобами та способами можна симетрувати навантаження. Найефективнішим способом симетрування однофазних навантажень є рівномірний розподіл їх між фазами трифазної мережі та забезпечення однакових режимів роботи. Однак цей спосіб неможливо застосувати за наявності одиничних потужних неповнофазних електроприймачів. Для таких випадків запобігти впливу несиметрії навантаження або значно зменшити його можна за допомогою симетрувальних пристроїв. Найвідомішими та найефективнішими схемами симетрування однофазних навантажень є схема Штейнмеца та схема з реактором-подільником. Для установок з коефіцієнтом потужності, близьким до одиниці (дугові печі непрямої дії, печі опору), застосовують схему Штейнмеца, а для установок з коефіцієнтом потужності до cos ф =0,866 рекомендується схема з реактором-подільником Для електротехнологічних установок з порівняно постійним, малозмінним графіком навантаження (індукційні канальні, індукційні нагрівальні методичної дії, дугові непрямої дії, електрошлакові, опору прямого нагрівання) застосовують некеровані пристрої, які встановлюють на боці вищої напруги пічного трансформатора. Індукційні плавильні тигельні печі та індукційні установки нагрівання промислової частоти за умов живлення від трифазних трансформаторів симетрують за допомогою керованих схем на боці нижчої напруги. Керування пристроєм здійснюють комутацією частини секцій паралельно увімкнених конденсаторів та перемиканням відгалужень реактора. Симетрування дво- та трифазних несиметричних навантажень з низьким коефіцієнтом потужності можна здійснити за допомогою трифазної конденсаторної батареї. Якими засобами та способами можна зменшити рівень вищих гармонік Пониження рівня вищих гармонік в електричних мережах є частиною загального завдання зменшення впливу нелінійних навантажень на мережу живлення та покращання якості електроенергії в системах електропостачання промислових підприємств. Комплексне розв'язання цього завдання ґрунтується на: - зменшенні генерування вищих гармонік від таких їх джерел, на які можна вплинути тим чи іншим способом; -зменшенні впливу вищих гармонік на решту мережі за рахунок застосування схемних вирішень; -комплексному застосуванні пристроїв, які, крім зниження рівнів вищих гармонік забезпечують компенсацію реактивної потужності та симетрування напруг. Зменшення генерування вищих гармонік від перетворювачів можна досягти збільшенням фазності схеми перетворення. Тому переважно застосовують 12-фазні перетворювачі. Схемним заходом щодо зменшення впливу вищих гармонік є нарізне живлення електроприймачів з нелінійною вольт-амперною характеристикою та загальнопромислових електроприймачів, яке здійснюють від різних секцій шин головних понижувальних підстанцій або розподільних пунктів, чи від різних віток здвоєного реактора, або взагалі від різних трансформаторів. Прикладом багатофункціональних пристроїв є силові резонансні фільтри (СРФ) вищих гармонік, які ще називають фільтрокомпенсувальними установками (ФКУ). За певних умов ФКУ можна використовувати також для симетрування системи лінійних напруг. ФКУ можна використовувати і як фільтри-загороджувачі для розділення лінійних та нелінійних навантажень або як шунтові фільтри для поглинання (шунтування) струмів вищих гармонік. Фільтри-загороджувачі - це паралельно з'єднані ємність та індуктивність, значення опорів яких на відповідній частоті мають бути однаковими за абсолютною величиною, а фільтри-шунти складаються з тих самих елементів, тільки з'єднаних послідовно.
Рис. 4.6. Електричні частотні фільтри: а - фільтр-загороджувач; б- фільтр-шунт У першому випадку результуючий опір наближається до нескінченності, а в другому - до нуля залежно від точності підбору складових елементів та активної складової їх опору. Найбільшого поширення набули шунтові фільтри вищих гармонік - силові резонансні фільтри (СРФ), які на промисловій частоті являють собою до того ж компенсувальний пристрій реактивної потужності. їх виконують з увімкнених послідовно реактивних елементів (ємність, індуктивність), сумарний опір яких на певній частоті V є мінімальний, тобто кажуть, що фільтр налаштований на частоту V . За основною гармонікою такі фільтри є джерелами реактивної потужності. Вони можуть бути вузькосмуговими та широкосмуговими. Фільтри з вузькою смугою мають мінімальний активний опір котушки індуктивності й призначені для пропускання струму однієї гармоніки, а широкосмугові - мають підвищений активний опір (інколи за рахунок додаткового резистора) і можуть пропускати струми двох чи трьох частот. СРФ налаштовують на частоти однієї чи декількох гармонік, які переважають в амплітудному спектрі напруги мережі залежно від виду нелінійності навантаження та значення коефіцієнта Кр. 9.Зобразити типові схеми зовнішнього електропостачання на напрузі 35(100) кВ. Схемні рішення електропостачальної системи промислового підприємства можуть бути різноманітними. На рис. подані найбільш характерні спрощені схеми електропостачання. Для підприємств малої і середньої потужності, що розташовані безпосередньо біля джерела живлення або ж на відстані до 10 км, економічним є використання електричної схеми без трансформації (рис. 4.1а). При такій схемі електрична енергія від джерела живлення на напрузі 6, 10 або 20 кВ постачається підприємству. Для підприємств значно віддалених від джерела живлення, а також великої потужності доцільним є використання схеми з трансформацією електроенергії в місці переходу від зовнішнього до внутрішнього електропостачання (рис. 4.16). При такій схемі електроенергія від енергосистеми до трансформаторної підстанції підприємства передається на напрузі 35-330 кВ, а потім на території підприємства розподіляється на напрузі 6-20 кВ між РП та цеховими ТП. Для підприємств із надвеликими потужностями раціональним є використання електричної схеми глибокого вводу (рис. 4.їв). При такій схемі електропостачання електроенергія від джерела живлення постачається безпосередньо на територію підприємства на напрузі 35-330 кВ без трансформації. У схемах з напругою 35 кВ в безпосередній близькості від будівель цехів розміщуються понижуючі трансформатори, в яких відбувається трансформація на одну або дві напруги і безпосереднє живлення електроприймачів. При більш високих напругах використовують проміжні трансформатори з напругою на виході 6-20 кВ.
Рис. Схеми зовнішнього електропостачання промислового підприємства: а) без трансформаторна; б) трансформаторна; в) з глибоким вводом 10. Схеми приєднань ГПП до зовнішньої мережі. Схеми головних з'єднань підстанцій повинні задовольняти таким вимогам: - бути економічними, простими, наочними та забезпечувати засобами автоматичного відновлення живлення споживачів без втручання персоналу; - забезпечувати надійне живлення споживачів у нормальному, ремонтному та післяаварійному режимах відповідно до категорії споживачів за надійністю; забезпечувати надійність транзиту потужності через підстанцію, якщо він передбачений, в нормальному, ремонтному та післяаварійному режимах відповідно до заданих його значень для ділянки мережі, що розглядається; допускати поетапний розвиток підстанції [5.2]. Залежно від місця підстанції в мережі живлення та способу її приєднання до мережі розрізняють підстанції (рис): тупикові, такі, що живляться однією (рис. а) або двома (рис. б) радіальними лініями від центра живлення (ЦЖ); відгалужувальні, такі, що приєднуються до однієї (рис., в) або до двох (рис. г) ліній "у відпайку"; прохідні, такі, що приєднані до мережі за допомогою заходу та виходу лінії з двостороннім живленням, або лінії з подальшим приєднанням інших підстанцій (рис.д); вузлові, такі, що приєднані до мережі трьома та більше лініями (рис. 5.1, є, ж).
Відгалужувальні та прохідні підстанції об'єднані терміном "проміжні", а прохідні та вузлові, через шини яких проходять потоки потужності, називають транзитними. Схеми приєднання підстанцій до мережі, кількість приєднань до однієї лінії вибирають залежно від значення навантаження та відповідальності споживачів, довжини ділянки мережі, доцільності її секціонування та необхідності транзиту потужності. Для деяких груп споживачів (тягові підстанції залізниць, насосні та компресорні станції магістральних трубопроводів тощо) ці питання регламентовані галузевими нормативними документами. На рис.5.2 наведені схеми розподільних злагод вищої напруги, за допомогою яких підстанції з’єднували з мережею живлення за старими нормами технологічного проектування [5.1]. У деяких з цих схем замість вимикачів були застосовані відокремлювачі та короткозамикачі. Багато таких підстанцій знаходиться зараз в експлуатації, але на нових підстанціях від їх використання відмовились, оскільки наявність цих апаратів значно ускладнює схеми захисту та автоматики, вимагає утворення штучного КЗ для забезпечення умов вимкнення вимикача на початку лінії, що суперечить боротьбі за зменшення кількості пошкоджень. Тому ці апарати не пройшли сертифікацію і їх більше не застосовують. Доцільність використання блочних схем без перемичок з боку вищої напруги часто визначається їх простотою та надійністю, а також густиною й дефіцитом території довколишньої забудови, оскільки за наявності перемички на напрузі 110кВ довжина підстанцій практично на 10 м більше, ніж без неї. Схеми нижчої напруги ГПП. Схеми приєднання трансформаторів до розподільної злагоди нижчої напруги залежать від кількості обмоток НН трансформаторів, необхідності застосування струмообмежувальних реакторів та нарізної роботи обмоток трансформаторів за умов обмеження струмів КЗ, взаємного резервування за допомогою секційного вимикача тощо. Перелік та сфери застосування схем розподільних пристроїв НН для підстанції з ВН 35 кВ і вище наведено у табл. Як бачимо з рисунків у табл. 5.2, кожна вторинна обмотка трансформатора приєднана до окремої секції шин через вимикач, а інколи ще й через звичайний або здвоєний реактор, причому в останньому випадку кількість секцій подвоюється. Для підстанцій з двома трансформаторами схеми вторинної напруги побудовані способом попарного сполучення секцій через комутаційні апарати, які в нормальних режимах роботи перебувають в розімкненому стані й вмикаються лише в разі виходу з ладу одного з трансформаторів системою автоматичного введення резерву (АВР) або вручну. У сучасних схемах підстанцій секції набирають з комплектних комірок (вводу, лінійної, трансформатора напруги, приладів тощо). У деяких випадках, наприклад, для живлення потужних зосереджених споживачів, до вторинних обмоток трансформаторів приєднують струмопроводи. У разі використання потужних трансформаторів з розщепленою вторинною обмоткою можливі варіанти використання цих обмоток з однаковими чи різними напругами. До однієї з вторинних обмоток кожного трансформатора можуть бути приєднані струмопроводи, а до другої - звичайні або здвоєні реактори, від яких живляться секції збірних шин, з'єднаних попарно секційними вимикачами. За відсутності реакторів секції збірних шин приєднують до виводів відповідних обмоток. За наявності на підстанції триобмоткових трансформаторів або автотрансформаторів з регулювальними пристроями (типу РПН) на обмотках середньої напруги виникає проблема регулювання напруги на шинах, до яких приєднані обмотки нижчої напруги (6, 10 або 35 кВ). За потреби регулювання напруги на шинах НН застосовують лінійні регулювальні трансформатори, які вмикають між виводами обмотки НН силового трансформатора та шинами, або у колі окремої лінії чи групи ліній. Режим нейтралей в мережах СН І ВН В мережах на середніх і високих напруг використовують такі режими нейтралей: Мережі з Ізольованою нейтраллю. Ізольованою нейтраллю називають нейтраль трансформатора або генератора, що не з'єднана із заземлюючим пристроєм або з'єднана з ним через прилади сигналізації, вимірювання, захисту, заземлювальні дугогасильні реактори і подібні пристрої, що мають великий опір. Особливостями роботи системи з повністю ізольованою нейтраллю є: • однофазне замикання на землю не є коротким замиканням, і струми однофазного замикання на землю малі порівняно зі струмами навантаження, а тому є безпечними для системи; при однофазному замиканні на землю напруга на непошкодженних фазах відносно землі збільшується до значення міжфазної напруги; при однофазному замиканні на землю безперебійність електроприймачів не порушується; у режимі однофазного замикання на землю система може працювати протягом тривалого часу (як правило, не більше 2 годин), якого часто буває досить, щоб виявити місце замикання на землю й усунути неполадку; надійність та безпека роботи системи значною мірою залежать від стану ізоляції, оскільки пошкодження ізоляції відносно землі або між фазними провідниками може зумовити виникнення дво- або трифазного короткого замикання на землю, яке супроводжується великими значеннями струмів короткого замикання. Тому в системах з ізольованою нейтраллю необхідно передбачувати встановлення пристроїв контролю ізоляції і спеціальні сигнальні або захисні пристрої, що потребує окремих фінансових затрат; у місці однофазного замикання на землю можливе виникнення й стале горіння електричної дуги, яка може зумовити пошкодження як ізоляції інших фаз, так і електрообладнання взагалі. Ця особливість є одним з основних недоліків даної системи. З урахуванням наведеного вище сфера використання систем з ізольованою нейтраллю обмежена, але в мережах напругою 6-35 кВ, у яких струми замикання на землю не перевищують допустимих значень вона може використовуватись Для зменшення струмів замикання на землю (і в першу чергу ємнісних струмів) до значення, при якому неможливе стале горіння електричної дуги, у системах з ізольованою нейтраллю нейтральну точку джерела живлення заземлюють через дугогасильні реактори, реактивний індуктивний опір яких приблизно дорівнює реактивному ємнісному опору системи: Мережі з ефективно та глухозаземленою нейтраллю Згідно з ПУЗ системою з ефективно заземленою нейтраллю називають трифазну електричну мережу вище 1 кВ, у якій коефіцієнт замикання на землю не перевищує 1,4. Коефіцієнтом замикання на землю називають відношення різниці потенціалів між непошкодженою фазою і землею в точці замикання на землю однієї або двох інших фаз і різницею потенціалів в точці до замикання. Глухозаземленою нейтраллю називають нейтраль трансформатора або генератора, що приєднана до заземлюючого пристрою безпосередньо або через малий опір (наприклад, через трансформатор струму). Головною характерною ознакою систем з ефективно або глухозаземленою нейтраллю є те, що будь-яке однофазне замикання на землю є обов'язково коротким замиканням, яке супроводжується значним зростанням струму, а тому повинне обов'язково привести до відключення пошкодженої ділянки завдяки спрацюванню пристроїв захисту. Особливостями роботи системи з глухо заземленою нейтраллю є: стабілізація напруг фаз відносно землі, унаслідок чого зменшується перенапруга при виникненні однофазних замикань на землю; унеможливлюється поява стійких електричних дуг у місці замикання на землю і пов'язаних з цим явищем негативних наслідків; значно полегшуються умови роботи ізоляції в разі однофазних замиканнь на землю, що дає можливість зниження рівня ізоляції або підвищення надійності роботи завдяки більшому запасу міцності ізоляції; створюються гарні умови для забезпечення чіткого, надійного, селективного та швидкодіючого релейного захисту; значно простіше створення та експлуатація системи відносно режиму нейтралі; однофазні замикання на землю як найбільш поширеніші зумовлюють відносно часті відключення, а тому для обмеження безструмових пауз у таких системах часто є необхідним використання швидкодіючих пристроїв автоматичного повторного включення і виконанням систем з резервуванням для найбільш відповідальних електроприймачів; зростає небезпека для обслуговуючого персоналу через великі значення напруги дотикання і крокової напруги; великі значення струмів короткого замикання суттєво зменшують синхронізуючий момент, а тому тривалі протікання таких струмів можуть призвести до відключення не лише того генератора, де виникло коротке замикання, але й того, що працює паралельно з ним; значно більшими порівнянно з попередньо розглянутими системами є витрати на виготовлення та експлуатацію заземлюючих пристроїв. Найчастіше глухе заземлення нейтралі використовують у мережах напругою 110 кВ і вище. З метою зменшення величини струмів однофазного короткого замикання на практиці використовують «розземлення нейтралі», для чого нейтральну точку деяких трансформаторів системи з'єднують з землею через струмообмежувальні активні або індуктивні (опори. Величину цього опору вибирають так, щоб струм однофазного короткого замикання не перевищував струму міжфазного короткого замикання, який визначає необхідну вимикаючу здатність вимикачів. Схеми розподілу на середній напрузі. Мережі живлення 6-10 кВ міських і сільських районів є проміжною ланкою між джерелом живлення і розподільною мережею. До основних схем побудовимережі живлення належать: схема з паралельною роботою ліній живлення (рис. а). При цій схемі живлення РП здійснюється одночасно по двох паралельних лініях Л1, Л2 від одного джерела живлення (ДЖ). Для забезпечення відбіркового захисту ліній живлення на їх вводах в РП, як правило, передбачається встановлення електричних апаратів максимального спрямованого захисту. Ця схема є найпростішою, потребує найменших витрат на її виконання та експлуатацію, але й забезпечує найменшу надійність електропостачання, оскільки живлення відбувається від одного джерела живлення, її використовують для електропостачання приймачів II та НІ категорій; схеми з роздільною роботою ліній та АВР. У цьому випадку можливі два схемні рішення. Схема на рис. 2.496 передбачає можливість живлення РП від двох джерел (ДЖ1, ДЖ2) по двох рівноцінних лініях (ЛІ, Л2). У нормальному режимі роботи лінія ЛІ знаходиться під навантаженням, а лінія Л2 - у резерві, але весь час під напругою. У кінці лінії Л2 на РП встановлюється пристрій АВР, який знаходиться в вимкненому стані в нормальному режимі і вмикається у разі виникнення аварійного режиму роботи або пошкодження лінії ЛІ. У схемі на рис.2.49в живлення РП відбувається також від двох джерел живлення (ДЖ1, ДЖ2) по двох рівноцінних лініях (ЛІ, Л2), які в нормальному режимі роботи знаходяться під навантаженням. Шини РП секціоновані пристроєм АВР, який знаходиться у вимкненому стані при роботі в нормальному режимі і вмикається при виникненні аварійного режиму роботи або пошкодженні однієї з ліній. У цьому випадку все навантаження РП перекладається на одну з робочих ліній на весь час до поновлення роботи другої лінії; • комбінована схема (рис. 2.49г). Ця схема забезпечую можливість живлення від двох джерел і по трьох лініях, є комбінацією паралельного та роздільного живлення і може бути використаною для живленні електроприймачів І категорії. Ця схема забезпечує найвищу надійність електропостачання, є типовою для промислових районів великих міст. Але вона потребує значно більших витрат як при її виконанні, так і в процесі експлуатації.
Рис. 2.49. Схеми побудови мережі живлення: а) з паралельною роботою ліній; б, в) з роздільною роботою ліній та з АВР; г) комбінована Цехові ТП схеми та конструкції В розподільних мережах необхідні підстанції для перетворення параметрів електричної енергії до величин, які підходять для приймачів та споживачів. Для живлення двигунів, електротехнологічних та освітлювальних установок на напрузі до 1000 В застосовують трансформаторні підстанції (ТП) з трифазними двообмотковим трансформаторами з вищою напругою 6, 10 та іноді 35кВ. Схема з’єднання обмоток - "трикутник-зірка з нейтраллю" (?/Yн), яка введена стандартом з 1.01.67р., рекомендована як основна замість широко уживаної раніше схеми "зірка-зірка з нейтраллю"(Y/Yн), оскільки у цьому випадку зменшується опір нульової послідовності й покращуються умови роботи захисту від однофазних КЗ в мережах низької напруги. У випадках, коли параметри напруги та частоти приймачів відрізняються від загальноприйнятих у промислових мережах, на підстанціях передбачають спеціальні перетворювачі, які разом з відповідним трансформатором складають перетворювальну підстанцію (ПП). ТП найчастіше виконуються комплектними. На промислових підприємствах їх розташовують в залежності від умов виробництва в окремих приміщеннях або відкрито в цеху з легкою огорожею. Можливі компоновки таких КТП наведені на рис.
а) б)
в)
Рис. 5.12. Комплектні трансформаторні підстанції: а – одно трансформаторна; б – двотрансформаторна однорядна; в – двотрансформаторна дворядна. В розподільних мережах експлуатується також багато ТП старих зразків, так звані збірні, які в окремих випадках споруджуються і тепер. Такі підстанції мають наступні компоновки (рис.5.13): окремі ТП, прибудовані ТП, вбудовані ТП, внутрішні ТП та інші (наприклад, розташовані на даху або в підвальному приміщенні): 1. Окремі ТП бувають з одним або двома трансформаторами, з розподільним щитом або без нього, в окремих випадках з розподільним пристроєм вищої напруги та батареєю статичних конденсаторів. Застосовується також відкрита установка трансформаторів, іноді з перегородкою. В сільських мережах застосовують ТП, встановлені на опорах. 2. Прибудовані ТП - такі, одна стінка яких співпадає зі стіною промислової будівлі, а сама підстанція розташована зовні. Проти будівництва таких підстанцій часто виступають архітектори, оскільки вони псують зовнішній вигляд будівель. 3. Вбудовані ТП - такі, одна стіна яких співпадає із стіною промислової будівлі, а сама підстанція розташована всередині . 4. Внутрішні ТП - такі, усе обладнання яких розташоване всередині виробничого або іншого приміщення.
Рис. . Схема блочної комплектної трансформаторної підстанції Принципи та схеми резервування. Одним з основних способів підвищення надійності роботи схем електропостачання є резервування живлення секцій, вводів, окремих споживачів та електроприймачів. Найчастіше в мережах низької напруги застосовують схему взаємного резервування між двома секціями (рис. 6.9) за допомогою секційного вимикача. Живлення кожної секції забезпечують від незалежного джерела (наприклад, трансформаторів ТІ та Т2 двотрансформаторної підстанції) за умови, що кожен з них за своєю потужністю (пропускною здатністю) з врахуванням допустимого перевантаження може забезпечити навантаження обох секцій. Ввід резерву для електроприймачів першої категорії повинен здійснюватись автоматично. Такі системи вводу резерву називають АВР. У схемі живлення за рис. 6.9 вимикачі Q1 та Q2 вибирають за повним навантаженням обох секцій, а секційний вимикач (СВ) Q3 - за навантаженням однієї секції. Особливістю схем вводу резерву на низькій напрузі є необхідність запобігання увімкненню обох джерел на паралельну роботу.
У цьому разі для такої мети використовують так зване електричне блокування, надійність якого не завжди є задовільною. Цю схему застосовують для розподільних щитів низької напруги трансформаторних підстанцій. На рис. 6.10 показано схему живлену секціонованої системи шин від двох трансформаторів з окремим вводом на кожну секцію від кожного трансформатора. У цьому разі можна застосовувати механічне блокування між вимикачами вводів на кожну секцію. Вимикачі у цій схемі вибрані кожний за струмом навантаження секції, тобто такими, як секційний у схемі на рис 6.9. Для розподільних пристроїв наступного рівня розподілу використання схем резервування з секційним вимикачем є недоцільне. у простих випадках достатнім може бути застосування однієї несекціонованої системи шин, а резервування забезпечувати за схемою, показаною на рис. 6.11. У цій схемі одна лінія є робочою, а друга - резервною. У цьому разі, якщо лад є довгими, можуть спостерігатись підвищені втрати електроенергії порівняно зі схемами, в яких обидві лінії є робочими. Живитися така схема може від двотрансформаторних ТП (рис. 6.9 і 6.10). Механічне блокування надійно забезпечує умови нарізної роботи трансформаторів. У таких схемах автоматичного вводу резерву часто застосовують магнітні контактори. Це вирішення має багато недоліків а саме: котушка контактора весь час перебуває під напругою; зусилля притискання контактів зале»ить в}д напруги; можливість "залипання" контактів; вібрація (бряжчання) контактів; значне виділення тепла; велика тривалість процесу комутації. Схеми АВР на контакторах застосовують на струми до 100-200 А. Зважаючи на необхідність встановлення послідовно з кожним контактором відповідного автоматичного вимикача, конструкції систем АВР з контакторами займають багато місця. Тому у схемах, що розглядаються на рис. 6.10 і на інших, передбачене використання АВР на автоматичних вимикачах з моторними приводами з необхідним комплектом допоміжного обладнання та контролером автоматичного керування. Автоматичні вимикачі мають функцію гарантованого розриву, що дає змогу інколи відмовитись від роз'єднувачів або вимикачів навантаження. Схеми АВР, побудовані на автоматичних вимикачах з моторними приводами, механічним та електричним блокуванням і контролером, забезпечують: автоматичний перехід з робочого вводу N на резервний ввід R у разі зменшення напруги на робочому вводі і наявності її на резервному вводі та повернення на робочий ввід у разі відновлення напруги на робочому вводі; управління пуском та зупиненням дизельної генераторної електростанції резервного генераторного живлення; вимкнення та увімкнення групи невідповідальних споживачів; примусове увімкнення будь-якого вводу, вимкнення обох вводів; наявність регулювання витримок часу з широким регулюванням.
Рис. 6.11. Схема резервування Рис. 6.12. Схема АВР від дизельної живлення однієї несекціонованої генераторної станції (ДЕС) з системи шин частковим розвантаженням 16.Вибір потужності трансформаторів ГЗП К-ть трансформаторів на ГЗП визначається категорією електроприймачів. За незначного відсотку споживачів 2 категорії і відсутності споживачів першої категорії дозволяється живитися від одного ТР за наявності резервного джерела живлення споживачів 2 категорії. Вибір потужності трансформ арів ГЗП здійснюється відповідно до виразу , де потужність ТР ГЗП, - розрахункова потужність, яка визначається з , - нормоване значення коефіцієнту реактивної потужності, = реактивна потужність, яку ми отримуємо від системи і яка буде проходити через трансформатор на ГЗП. - коефіцієнт завантаження трансформатора в нормальному режимі. – коеф. Перевантаження () в після аварійному режимі, коли вся потужність передається через один ТР. Допустиме перевантаження трансформатора в після аварійному режимі визначається ступіню його недовантаження в нормальному режимі за умови, щоб старіння ізоляції за весь термін служби відповідав гарантійному терміну його служби. визначається з графіку =f() для сухих та олійних трансформаторів окремо. Якщо тоді приймаємо . Після визначення вибираємо найближче більше значення відповідно до стандартної шкали ТР. 17. Вибір місця розміщення трансформаторів ГЗП Щоб електропостачання підприємства було найбільш економічним, джерело живлення, тобто головну понижуючу підстанцію потрібно розміщувати в центрі електронавантаження, тобто в точці найбільш рівновіддаленій від всіх навантажень, вказаних на плані. Це відповідає мінімальним втратам і витратам. Для визначення цієї точки існують аналітичні методи подібно визначення центра тяжінь в механіці. Місце розташування ГПП визначають з картограми навантажень за допомогою формул:
Рn— активна розрахункова потужність, створювана n-м споживачем, кВт; Xn і Yn — відповідно абсциса і ордината точок додатку окремих навантажень n-го цеху в осях координат х і y. За відсутності можливості встановлення ГЗП в центр навантаження її розміщують якомога ближче до центра навантаження з боку живлення від районної ПС. Норми на площу ГЗП визначають залежно від класу напруги (наприклад для класу напруги 110 кВ площа ГЗП становитиме 3535м). 18. Картограма навантаження При проектуванні СЕП підприємств різних галузей промисловості розробляють генеральний план підприємства на який наносяться всі виробничі цехи і окремі потужні ЕП, розміщені на території підприємства. На генеральному плані вказуються розрахункові потужності цехів і всього підприємства. Для того щоб знайти найбільш вигідний варіант розміщення понижуючих підстанцій і джерел живлення складають картограму навантажень. Картограма навантажень являє собою розміщені на картограмі площі обмежені колами, які у вибраному масштабі відповідають розрахунковим навантаженням цехів. Картограма навантажень дозволяє встановити найвигідніше місце розташування розподільних або цехових ТП і максимально скоротити протяжність розподільних мереж. Для розрахунку радіуса кола користуємося формулою: ; [17] с.237 Де: m – масштаб для визначення площі кола; ri – радіус кола Рі – потужність електронавантажень 1-го цеху. Центр кола цеху чи підприємства співпадає з центром навантаження цеху. В якості центру навантаження цеху приймають його геометричний центр Приклад за власним бажанням. 19. Центр навантаження Координати центру навантажень визначають як: (4) , (5) де Рi – розрахункова потужність на вводі і-го споживача, кВт; xi, yi – відстань до і-го споживача за координатними осями. Масштаб та розміщення осей координат вибирають довільно. 20.Вибір кількості та потужності цехових ТП Для вибору потужності ТП розраховують питоме навантаження на одиницю площі(густину навантаження). Розрахунок можна проводити за повною або активною розрахунковою потужність. За одиницю площі можна приймати як площу цілого заводу так і окремі площі цехів. або . . В залежності від значення коефіцієнта густини існує шкала типової потужності трансформаторів для ТП. Кількість ТП залежить від типу ПС та допустимого перевантаження в післяаварійному режимі. Кількість трансформаторів в ТП залежить від категорії споживачів. Однотрансформаторна для споживачів 3 категорії з обмеженою потужністю споживачів 2 категорії(до 20%) які живлять перемичкою від сусідньої ТП в якості резерву. В інших випадках приймаю двотрансформаторну ТП. , тут , залежить від того де ми будемо скомпенсовувати реактивну потужність на стороні СН чи НН. Якщо вийшло дробовим числом то ми вибираємо найближче більше ціле значення для забезпечення умов нормальної роботи ТП в післяаварійному режимі. 21. Вибір місця розміщення цехових ТП Для вибору місця розміщення цехових ТП цехи підприємства групують таким чином, щоб коефіцієнт дійсного завантаження був близьким до вибраного за питомим навантаженням. ТП встановлюють в центр навантаження цеху, а за неможливістю – найближче до центру прибудованого чи вбудованого типу від напрямку живлення. В якості центру навантаження приймають його геометричний центр. Приклад розміщення ТП у цеху: 1 –Найоптимальніший варіант розміщення ТП в цеху. 2 – один з варіантів коли неможливий 1. Для живлення віддалених споживачів від центра навантаження допустимість постачання електроенергії перевіряють за електричним моментом: , M1500 кВАм , де S(P) – потужність цеху, - відстань до найближчої ТП. Якщо не проходить варіант живлення по низькій напрузі віддаленого цеху і момент більший 15000, встановлюють окрему ТП. 22.Комутаційні та захисні апарати в мережах СН систем електроспоживання До комутаційних та захисних апаратів в мережах СН систем електроспоживання відносять вимикачі роз’єднувачі,запобіжники, вимикачі навантаження, розрядники. Вимикачі призначені для включення та відключення кіл в будь-яких режимах. До вимикачів ставлять наступні вимоги: надійність і безпека для оточуючого середовища, мінімальний час відключення, малі габарити і простота монтажу, безшумність роботи. Вимикачі вище 1 кВ залежно від способу гашення електричної дуги розділять на: масляні, повітряні, елегазові, вакуумні. По конструкції вимикачі кожного типу в залежності від функцій в схемі розділяють на генераторні і мережеві. Роз’єднувачі призначені для створення гарантованого розриву та ізолювання частини системи від суміжної частини, яка знаходиться під напругою. Крім основних функцій роз’єднувачі використовуються для: відключення чи включення ненавантажених силових трансформаторів невеликої потужності і повітряних ліній обмеженої довжини при певних умовах, для переключення приєднань розподільчих злагод з однієї системи шин на іншу, для заземлення відключених ділянок системи за допомогою спеціальних ножів Запобіжники призначені для відключення кіл у випадках короткого замикання і перевантаження Основні елементи запобіжників – топка вставка і дугогасильний пристрій. Вимикачі навантаження це трьохполюсні комутаційні апарати на напругу більше 1 кВ змінного струму розраховані на відключення робочого струму близького до номінального. Вимикачі навантаження забезпечені приводом для автоматичного чи неавтоматичного керування. Вони застосовуються для приєднання силових трансформаторів на стороні високої напруги замість вимикачів, якщо не можливо по умовах електроустановки. Розрядники призначені для захисту від перенапруг. Розрядники вмикаються паралельно в мережу 23. Комутаційні та захисні апарати НН Апарати в мережах НН виконують такі функції: оперативних комутацій забезпечення гарантованого розриву; захисту від надструмів перевантажень; захисту від надструмів коротких замикань; захисту людей від уражень електричним струмом; захисту від невеликих струмів витоку та запобігання пожежам; захисту від атмосферних та комутаційних перенапруг. Деякі апарати спроможні виконувати лише одну функцію, а інші розраховані на виконання декількох. Для виконання функцій оперативних комутацій та гарантованого розриву використовують апарати, які називають вимикачами навантаження. Вимикачі навантаження випускають на номінальні струми від 0,5 до 6300 А різноманітних конструкцій. Вони повинні бути спроможними вимикати робочі струми, витримувати наскрізні струми короткого замикання, на які вони вибрані. Різновидом вимикачів навантаження можна вважати перемикачі які застосовують, наприклад, у схемах ручного вводу резерву. Силові запобіжники призначені для виконання функцій захисту ліній та силового обладнання(ЕМ,ТР) Їх перевагами вважають максимальну простоту, невелику вартість та істотний ефект струмообмеження, а до недоліків одноразовість дії, можливість створення неповнофазних режимів. За призначенням згідно стандартів МЕК бувають загального призначення, для захисту ЕМ, для захисту двигунів та для захисту напівпровідникових пристроїв. Автоматичний вимикач - це комутаційний апарат, призначений для виконання функцій оперативних перемикань, захисту від перевантаження, захисту від коротких замикань, захисту персоналу від прямого дотику, інколи й захисту мінімальної напруги та виконання функції гарантованого розриву чи навіть видимого розриву у висувному виконанні. Автоматичним вимикачам також притаманний більший чи менший ефект струмообмеженення під час КЗ. Від вимикачів навантаження автоматичні вимикачі відрізняються наявністю дугогасильної камери та пристроєм автоматичного вимкнення, який ще називають максимальним розчіплювачем струму або просто розчіплювачем. Для захисту людей від уражень електричним струмом у побуті, торгівельних, лікувальних, адміністративних та інших приміщеннях, на будівельних майданчиках, сільськогосподарських об'єктах, у басейнах тощо, де можливий безпосередній контакт людини з струмовідними частинами використовують пристрої захисного вимкнення (ПЗВ), в основу принципу дії яких покладено вимірювання суми струмів приєднання, значення якої в нормальному режимі дорівнює струму небалансу (витоку) й близьке до нуля. Під час пошкодження ізоляції чи пробою на корпус струм небалансу (диференційний струм) значно зростає, перевищує уставку і пристрій вимикається. Магнітні пускачі та контактори призначені для керування технологічним обладнанням, насамперед двигунами, також для оперативних комутацій окремих ланок невеликої потужності мережі електропостачання, які вимагають дистанційного чи автоматизованого керування. Вони відрізняються тим, що їхня контактна система розрахована на значно більшу кількість комутацій, ніж в автоматичних вимикачів. Зазвичай їх використовують разом із запобіжниками, які захищають приєднання від коротких замикань, а для захисту від перевантажень застосовують теплове реле. Також для ручної комутації кіл в номінальному режимі можуть використовуватися рубильники, перемикачі та ключі керування. Для захисту від перенапруг використовують розрядники. 24. Вибір та перевірка перерізів кабельних ліній розподільної мережі СН. Кабельні лінії для передачі електроенергії вибирають за наступними параметрами: За номінальною напругою: , де номінальна напруга кабелю, - Номінальна напруга системи. За максимальним робочим струмом: , де – максимальний робочий струм за після аварійним режимом, - допустимий за температурою струм для даного перерізу, - коефіцієнти за умовою прокладки. Перевірку перерізу кабелю здійснюють за наступними параметрами: За термічною стійкістю: де , залежить від матеріалу, – струм короткого замикання, t - приведений час існування короткого замикання За відхиленням напруги . 25. Вибір комутаційних та захисних апаратів в мережах вище 1кВ Комутаційні та захисні апарати вимикачі вибирають за номінальними параметрами в умовах їх тривалої роботи в нормальному максимальному режимі та перевіряють: - за граничними параметрами (допустимими перевантаженнями) за умов їх роботи з обмеженою тривалістю в тимчасових режимах, які виникають під час аварій в окремих ланках мережі; за умовами короткочасних (пускових) режимів; за стійкістю до струмів КЗ; - за характеристиками захисту та їх узгодженням з характеристиками попереднього й наступного захистів; - за узгодженням характеристик апаратів з перерізом проводів. Вибір проводиться за умовами режимів. Для тривалого нормального режиму вибирають за номінальним струмом та напругою ,де - струм мережі. Перевірка за умовами тимчасових (післяаварійних) режимів. Режими роботи мереж ЕПС з тимчасовим перевантаженням виникають у післяаварійних ситуаціях, коли окремі елементи системи вимкнені аварійно або виведені з роботи за будь-яких інших умов. У таких випадках для збереження навантажень елементи мережі, що залишились у роботі, як правило, додатково завантажуються. Для перевірки допустимості існування таких режимів необхідно вирішити дві проблеми: визначення власне тимчасового навантаження та допустимих перевантажень апаратів на які воно припадає. Тому , де -коеф. доп. перевантаження, За умовами аварійних режимів перевіряється на термічну та динамічну стійкість до струмів КЗ. 26. Вибір комутаційних та захисних апаратів в мережах нижче 1кВ Комутаційні та захисні апарати вимикачі вибирають за номінальними параметрами в умовах їх тривалої роботи в нормальному максимальному режимі та перевіряють: - за граничними параметрами (допустимими перевантаженнями) за умов їх роботи з обмеженою тривалістю в тимчасових режимах, які виникають під час аварій в окремих ланках мережі; за умовами короткочасних (пускових) режимів; за стійкістю до струмів КЗ; - за характеристиками захисту та їх узгодженням з характеристиками попереднього й наступного захистів; -за узгодженням характеристик апаратів з перерізом проводів. Вибір проводиться за умовами режимів. Для тривалого нормального режиму вибирають за номінальним струмом та напругою ,де - струм мережі. Перевірка за умовами тимчасових (післяаварійних) режимів. Режими роботи мереж ЕПС з тимчасовим перевантаженням виникають у післяаварійних ситуаціях, коли окремі елементи системи вимкнені аварійно або виведені з роботи за будь-яких інших умов. У таких випадках для збереження навантажень елементи мережі, що залишились у роботі, як правило, додатково завантажуються. Для перевірки допустимості існування таких режимів необхідно вирішити дві проблеми: визначення власне тимчасового навантаження та допустимих перевантажень апаратів на які воно припадає. Тому , де -коеф. доп. перевантаження, За умовами аварійних режимів перевіряється на термічну та динамічну стійкість до струмів КЗ. 28. Визначення положення РПН трансформаторів Згідно з існуючою практикою для трансформаторів з вищою напругою 110 кВ і більше застосування РПН з блоком автоматичного керування спеціального обґрунтування не вимагається. За допомогою цього пристрою забезпечується постійне підтримання рівня наруги на вторинних шинах підстанції в автоматичному режимі. Аналіз роботи мережі з такими трансформаторами за напругою зводиться до того, щоб визначити можливі положення перемикача РПН з врахуванням зони нечутливості регулятора в характерних режимах. Діапазон значень вторинної напруги визначається відхиленнями від уставки, яка, своєю чергою, є зоною нечутливості регулятора. Цей параметр є дуже важливим і його значення, крім точності регульованої напруги, визначає частоту спрацювань перемикача: чим менша зона нечутливості, тим точніше регульована напруга, тим частіше, однак, буде діяти регулятор і швидше буде спрацьовуватись ресурс перемикача. Крок регулювання коефіцієнта трансформації визначається конструкцією обмотки та кількістю відгалужень. За даними виробників для трансформаторів з вищою напругою 35 кВ застосовують регулювальні відпайки на обмотці ВН, які забезпечують межі регулювання ±6x1,5 %, ±8x1,5 %, або ±9x1,3 %, а з напругою 110 кВ - ±10x1,5 % та ±9x1,78 %. Повний діапазон регулювання коефіцієнтів трансформації становить від ±10 % до ± 15 %. Значення зони нечутливості вибирають з таких міркувань: - зона нечутливості регулятора не може бути меншою від половини кроку регулювання, оскільки навіть за умови рівності половині кроку регулювання регулятор видаватиме команду на перемикання за мінімальної зміни напруги; - оптимальною зоною нечутливості буде таке її значення, яке забезпечує прийнятні відхилення напруги на шинах (точність регулювання) та мінімізовану кількість спрацювань механізму РПН для збільшення терміну його роботи та зменшення витрат на ремонт. На практиці для забезпечення вказаних умов приймають зону нечутливості, яка дорівнює 1,05 від кроку регулювання. Для вибору положення РПН розраховують втрати напруги в лініях та трансформаторі у максимальному, мінімальному та після аварійному режимах. Визначають бажаний коефіцієнт трансформації Після визначення бажаного коефіцієнта трансформації для подальшого розрахунку приймають не одне ближнє значення, а два: ближнє менше та ближнє більше, кожне з яких є можливим. Положення, на яке перейде перемикач, залежить від того, де він знаходився перед тим, як напруга змінилась. Якщо перемикач знаходився на положенні, яке відповідало більшій напрузі, ніж та, що встановилася після деякої її зміни, то перемикач перейде на вище з можливих положень. Якщо ж до зміни напруги перемикач знаходився у положенні, яке відповідало меншій напрузі, то перемикач перейде у нижче з можливих положень. Тобто, на підстанції можливі два різні значення вторинної напруги за одного значення первинної. 29. Вибір положення ПБЗ трансформаторів У разі симетричного навантаження заступну схему можна зобразити дляоднієї фази зазвичай не враховують поперечні параметри та втрати потужності. Такі допущення значно спрощують розрахунки, не впливаючи істотно на остаточний результат. Метою розрахунків є визначення коефіцієнта трансформації (положення ПБЗ), розрахункових рівнів напруги на шинах НН, відхилень їх від номінального значення та порівняння з допустимими відхиленнями. Послідовність дій така. 1. Розраховують втрати напруги в лінії та трансформаторі у максимальному, мінімальному та післяаварійному режимах за формулами
2. Визначають приведену вторинну напругу для вказаних режимів:
3. За даними максимального та мінімального режимів розраховують бажаний коефіцієнт трансформації, який необхідно встановити за допомогою ПБЗ на трансформаторі з метою забезпечення бажаного рівня напруги, як правило,
4. З можливих коефіцієнтів трансформації, визначених за виразом
вибирають ближній до бажаного Кт, та визначають можливі розрахункові значення вторинної напруги:
5. Визначають відхилення напруг від номінальної, порівнюють їх з допустимими та вибирають той коефіцієнт та відповідне йому положення ПБЗ, який забезпечує мінімальні відхилення для всіх режимів:
після чого роблять висновок стосовно забезпечення вимог ПУЕ щодо показника якості - відхилення напруги. 30.Розрахунок втрат потужності та енергії в системах електроспоживання. Для обліку електроенергії, визначення капітальних затрат та вибору перерізу лінії ми повинні знати втрати потужності та енергії в елементах електроспоживальних систем. Розрахунок втрат проводимо для трансформаторів та ліній електропередачі. Втрати поділяються на постійні та змінні. Постійні не залежать від навантаження а змінні залежать. Для трансформатора постійні втрати – це втрати холостого ходу. Втрати потужності в трансформаторі визначаються , де втрати неробочого ходу трансформатора(постійні), - змінні втрати трансформатора, N – к-ть трансформаторів. Щоб визначити втрати енергії потрібно домножити потужність на час. - час включення трансформатора - час максимальних втрат. Для лінії втрати потужності визначаються як активні, реактивні. Оскільки лінія має лише змінні втрати і три фази тоді активної – реактивної. 31.Особливості розрахунку струмів КЗ в уставах до 1 кВ Під час розрахунків струмів КЗ в електроустановках до 1 кВ необхідно враховувати (згідно з ГОСТ 28249-89): реактанси усіх елементів короткозамкненого кола, а також реактанси невеликих відрізків провідників та кабелів, первинних обмоток багатовиткових трансформаторів струму, реакторів, струмових котушок автоматичних вимикачів; резистанси елементів короткозамкненого кола; резистанси різних контактів і контактних з'єднань; опір електричної дуги в місці КЗ; значення параметрів синхронних і асинхронних електродвигунів. Під час розрахунків струмів КЗ рекомендовано враховувати: зміну резистансу провідників короткозамкненого кола внаслідок їхнього нагрівання під час КЗ; вплив комплексного навантаження (електродвигуни, перетворювачі, термічні установки, лампи розжарювання) на струм КЗ, якщо номінальний струм електродвигунів навантаження перевищує 10 % від початкового значення періодичної складової струму КЗ, розрахованого без врахування навантаження; вплив конденсаторних батарей під час розрахунків струму КЗ для вибору запобіжників; Під час розрахунків струмів КЗ допускається: максимально спрощувати і еквівалентувати усю зовнішню мережу стосовно місця КЗ і індивідуально враховувати тільки автономні джерела електроенергії і електродвигуни, які безпосередньо з'єднані з місцем КЗ; наближене зведення параметрів заступної схеми до основного ступеня напруги за середньоексплуатаційними коефіцієнтами трансформації трансформаторів; вважати, що понижувальні трансформатори, які живлять установки низької напруги, приєднані до джерела незмінної напруги через еквівалентний реактанс системи; значення реактансу системи визначають за відомим значенням струму трифазного КЗ або номінальним струмом вимкнення вимикачів в електромережі, яка живить обмотку вищої напруги понижувального трансформатора. Розрахунки струмів КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ рекомендується проводити в іменованих одиницях, причому резистанси та реактанси всіх елементів заступної схеми визначати в міліомах (мОм). Під час розрахунку ударного струму КЗ обов'язково необхідно уточнити момент його виникнення. 1.Перелічити основні показники якості EC. 1 2.У якій точці мережі нормуються основні показники якості EC? 1 3.Якими показниками характеризуються коливання напруги? 1 4.Якими показниками характеризується синусоїдність напруги? 1-2 5.Якими показниками характеризується несиметрія напруги? 2-3 6.Якими способами та засобами можна регулювати напругу? 3-4 7.Якими способами та засобами можна симетрувати напругу? 4-5 8.Якими способами та засобами можна зменшити рівень вищих гармонік? 5-6 9.Зобразити типові схеми зовнішнього електропостачання напрузі 35 (110) кВ. 6-7 10.Схеми приєднання ГПП до зовнішньої мережі. 7-9 11.Схеми нижчої напруги ГПП. 9-11 12.Режими нейтралей в мережах ВН та СН.11-34 13.Схеми розподілу на середній напрузі. 13-14 14.Цехові ТП, схеми та конструкції. 14-16 15.Принципи та схеми резервування, 16-18 16.Вибір потужності трансформаторів ГЗП. 18 17.Вибір місця розміщення трансформаторів ГЗП 19 18.Картограма навантажень. 19 19.Центр навантаження. 20 20.Вибір кількості та потужності цехових ТП. 20 21.Вибір місця розміщення цехових ТП. 20-21 22.Комутаційні та захисні апарати в мережах СН систем електроспоживання 21 23.Комутаційні та захисні апарати в мережах нижче 1000В систем електроспоживання.21-22 24.Вибір та перевірка перерізів кабельних ліній розподільної мережі СН. 22-23 25.Вибір комутаційних та захисних апаратів в мережах вище 1000 В. 23 26.Вибір комутаційних та захисних апаратів в мережах нижче 1000 В 23-24 27.Розрахунок усталених режимів. 28.Визначення положень РПН трансформаторів з врахуванням зони нечутливості регулятора. 24-25 29.Вибір положення ПБЗ трансформаторів. 25 30.Розрахунок втрат потужності та енергії в системах електроспоживання. 26-27 31.Особливості розрахунку струмів КЗ в уставах до 1000 В. 27
