НЕКОММЕРЧЕСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

АЛМАТИНСКИЙ   ИНСТИТУТ  ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ

  

Кафедра «Электроснабжения промышленных предприятий»

 

 

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ

 

Методические указания к лабораторным работам

для студентов всех форм обучения специальности 050718 – Электроэнергетика

 

Алматы 2008  

СОСТАВИТЕЛИ: О.П. Живаева, К.М. Асанова. Электроснабжение. Методические указания к выполнению лабораторных работ для студентов всех форм обучения специальности 050718 – Электроэнергетика. Алматы: АИЭС, 2008 - 40 с. 

 

В описание включены четыре работы по основным разделам курса «Электроснабжение»: исследование графиков электрических нагрузок, целесообразный режим работы трансформаторных подстанций, компенсация реактивной мощности, исследование схем электроснабжения. 

Печатается по плану издания некоммерческого акционерного общества «Алматинский институт энергетики и связи» на 2008 г.

 

 Введение.......................................................................................................

4

1

Лабораторная работа №1 «Исследование графиков электрических нагрузок промышленных предприятий»..................................................

 

4

2

Лабораторная работа №2 «Автоматическое регулирование экономически целесообразного режима работы трансформаторов на двухтрансформаторной подстанции при изменении нагрузки».............

 

 

11

3

Лабораторная работа №3 «Исследование режимов работы асинхронных двигателей и повышение cos j в питающей сети»...........

 

20

4

Лабораторная работа №4 «Исследование схемы электроснабжения промышленного предприятия»………………………………………….

 

29

 

Список  литературы ...................................................................................

39

 

Введение 

Дисциплина  «Электроснабжение» включает в себя ряд разделов согласно типовой программе, которые изучаются студентами в курсе лекций и закрепляются лабораторными работами.

Одним из основных является раздел «Электрические нагрузки и графики электрических нагрузок», в нем изучаются расчетные величины и коэффициенты, встречающиеся в современных методах расчета нагрузок.

Важным элементом схем электроснабжения промышленных предприятий являются цеховые ТП, в трансформаторах которых теряется значительное количество электрической энергии, поэтому любое мероприятие по снижению потерь энергии в трансформаторах цеховых ТП является актуальным.

Самым распространенным силовым потребителем на промышленных предприятиях является асинхронный двигатель, при работе которого потребляется как активная, так и реактивная мощность. Установка батарей конденсаторов для индивидуальной компенсации реактивной мощности позволяет снизить передачу  ее по питающей сети и увеличению коэффициента мощности в питающей сети.

В процессе обучения студенты должны изучить и правильно применять электрические аппараты в схемах электроснабжения, должны уметь составлять схемы главных подстанций предприятий и другие элементы систем электроснабжения.

Перечисленные четыре раздела курса «Электроснабжение» включены в настоящий сборник описаний лабораторных работ.

 

1 Лабораторная работа № 1

Исследование графиков электрических нагрузок промышленных предприятий

 

1.1 Цель работы

 

Ознакомление с различными видами графиков нагрузок и с методикой снятия суточных графиков активной и реактивной мощности, изучение методики построения годовых графиков нагрузок по продолжительности и исследование полученных графиков электрических нагрузок.

 

1.2 Перечень оборудования

 

На лабораторном стенде снимаются и исследуются графики электрических нагрузок цеха питаемого от трансформаторной подстанции.

На лицевой панели стенда  смонтированы два однофазных счетчика, один из которых предназначен для измерения расхода активной энергии, другой - реактивной энергии. На панели имеются переключатели, которыми осуществляется включение активных и реактивных сопротивлений, имитирующих нагрузку  цеха. Графики снимаются в ручном режиме для характерных зимних и летних суток; масштабы времени и мощности, а также программа включения переключателей задаются преподавателем.

 

1.3 Задание

 

По показаниям счетчиков активной и реактивной энергии необходимо построить суточные графики характерного зимнего и летнего дня. На зимнем графике выявить наиболее загруженную смену, и для этой смены определить: расход электроэнергии, среднюю нагрузку за смену Рсм, коэффициент использования Ки, расчетную мощность Рр, коэффициент максимума Км, коэффициент спроса Кс, коэффициент нагрузки Кн, число часов использования максимума нагрузки за смену Тм см.

По суточным графикам активной нагрузки за зимний и летний дни построить годовой график активной нагрузки по продолжительности и определить: годовое потребление активной энергии Wг, среднегодовую нагрузку Рсг, коэффициент сменности по энергоиспользованию за год a, годовое число часов использования максимума активной нагрузки Тм и время максимальных потерь за год t.

 

1.4 Методические указания

 

1.4.1  Общие положения

Кривая изменения активной, реактивной и токовой нагрузки во времени называется графиком нагрузки соответственно по активной мощности, реактивной мощности или току. Графики нагрузок подразделяются на индивидуальные - для отдельных приемников электроэнергии и групповые - для групп приемников электроэнергии.

Наиболее близко соответствует действительности непрерывный график (рисунок 1.1.а), а наименее - ломаный (рисунок 1.1.б). Последнее объясняется тем, что отсчеты и нанесение отдельных точек на этот график являются совершенно случайными, одномоментными.

Степень соответствия графика, снятого по показаниям счетчика, зависит от интервалов осреднения нагрузки. Чем меньше этот интервал, тем точнее будет этот график.

Индивидуальные графики нагрузок необходимы для определения нагрузок отдельных мощных приемников электроэнергии с резкопеременным характером нагрузки (например, прокатные станы, электрические печи и т.д.).

При проектировании систем электроснабжения промышленных предприятий в большинстве случаев используются групповые графики нагрузок (от графиков нагрузок группы, состоящей из нескольких приемников, до графиков нагрузок предприятия в целом). Графики нагрузок всего предприятия дают возможность определить потребление активной и реактивной энергии предприятием, правильно выбрать питающие источники тока и выполнить наиболее рациональную схему электроснабжения (рисунок 1.2).

 

Р,квт
 

 

  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 1.1 – Различные способы записи графиков нагрузок:

 

а) с помощью самопишущих приборов;

б) визуальный отсчет показаний стрелочных приборов;

в) по показаниям счетчиков активной энергии.

 

 

                        Рисунок 1.2 – График нагрузки цеха (предприятия) за смену 

1.4.2 Исследование графиков нагрузок

 

По графикам легко определить некоторые величины и коэффициенты, используемые в расчетах электрических нагрузок и при исследованиях режимов электропотребления предприятий. Для этого необходимо иметь характерные графики зимнего и летнего дня, а также годовой график по продолжительности. Основными для графика нагрузки величинами являются средняя, среднеквадратичная и максимальная нагрузки.

Средняя нагрузка всего графика за время Т является величиной, зависящей лишь от конфигурации самого графика и продолжительности цикла или периода наблюдений. Применительно к графикам активной и реактивной мощностей, площади которых определяют расход активной (W) и реактивной (V) энергии, можно написать

                                                ,                                           (1.1)      

                                                .                                           (1.2)

Средняя активная Рсм или реактивная Qсм мощность за наиболее загруженную смену является основной величиной при расчете нагрузок групп приемников.

Среднеквадратичная нагрузка за некоторый интервал времени определяется выражениями

                                                 ,                                            (1.3)

                                        ,                                          (1.4)

                                                                                     (1.5)

где Т – рассматриваемый период времени.

Среднеквадратичная нагрузка характеризует эффект нагрева проводника током.

Среднеквадратичная реактивная мощность Qcк имеет важное значение для оценки эффекта снижения потерь электроэнергии в сетях при повышении cos j.

Максимальные значения активной, реактивной, полной мощности или тока представляют собой наибольшие из соответствующих средних величин за некоторый промежуток времени.

По продолжительности различают два вида максимальных нагрузок:

1. Максимальные длительные нагрузки, определяемые для выбора элементов системы электроснабжения по нагреву и расчета максимальных потерь мощности в них.

Под расчетной нагрузкой (РР) по допускаемому нагреву понимается такая длительная неизменная нагрузка элемента системы электроснабжения (трансформатора, линии и т.д.), которая эквивалентна ожидаемой изменяющейся нагрузке по наиболее тяжелому тепловому действию: максимальной температуре нагрева проводника или тепловому износу его изоляции. Расчетную нагрузку по допустимому нагреву сокращенно называют расчетной нагрузкой. Согласно “Указанию по определению электрических нагрузок”, расчетная нагрузка условно принимается равной вероятному максимальному значению нагрузки за интервал времени 30мин., близкий к трем постоянным времени нагрева, так как за это время перегрев  большинства проводников достигает примерно 95% установившегося значения.

2. Максимальные кратковременные нагрузки (пиковые) длительностью 1-2с., определяемые для проверки колебаний напряжения в сетях, проверки сетей по условиям самозапуска электродвигателей, выбора плавкой вставки предохранителя, расчета тока срабатывания максимальной токовой релейной защиты (Рпик, Sпик, Iпик).

При исследовании  и расчетах электрических нагрузок  удобно пользоваться, кроме именованных значений физических величин - максимальной, средней и среднеквадратичной нагрузки, - также некоторыми относительными показателями (коэффициентами), характеризующими режим работы отдельных приемников и их групп.

Рассмотрим эти показатели и связи между ними:

1) Основным показателем  режима работы одного или группы электроприемников служит коэффициент использования, выражающий отношение средней нагрузки к номинальной

                                                                                                                (1.6)

где Рн – номинальная активная мощность группы электроприемников;

Рсм – средняя нагрузка за максимально загруженную смену.

2) Важнейшим расчетным показателем группового графика нагрузок является коэффициент максимума по активной мощности

                                                                                                               (1.7)

где Рр – расчетная нагрузка;

Рсм – средняя нагрузка за максимально загруженную смену.

 

Исследуемый период времени принимается равным продолжительности наиболее загруженной смены.

 Коэффициент максимума Км зависит от эффективного числа приемников nэ и ряда коэффициентов, характеризующих режим потребления электроэнергии данной группой приемников, и является расчетной величиной.

3) Коэффициент спроса, как и коэффициент максимума, относится обычно к групповым графикам нагрузки. Коэффициентом спроса по активной мощности КС называется отношение расчетной (в условиях проектирования) или потребляемой (в условиях эксплуатации) активной мощности к номинальной (установленной) активной мощности группы приемников

                                                .                                                                (1.8)

Можно установить следующие зависимости

                                               .                                    (1.9)

4) Коэффициент заполнения   (коэффициент нагрузки) группового графика

                                              ,                                                          (1.10)

                                              .                                                               (1.11)

Коэффициент заполнения графика нагрузок играет большую роль для оценки суточных и годовых графиков нагрузок. Своего предельного значения, равного единице, этот показатель достигает при неизменяющейся во времени нагрузке, чего практически не бывает.

5) По графику максимально загруженной смены можно определить    Тм.см – число часов использования максимума нагрузки за эту смену

                                                  .                                                       (1.12)

1.4.3 Годовые графики нагрузок

Особенности годового режима работы электроустановок наглядно выявляются при помощи годовых графиков нагрузок. В практике чаще всего пользуются годовым графиком по продолжительности. Приближенно годовой график по продолжительности можно построить по двум характерным суточным графикам нагрузок электроустановки (за зимние и летние сутки). Количество зимних и летних суток для разных климатических зон различно (см. рисунок 1.3).

Построение начинают с максимума и выполняют в порядке постепенного снижения мощностей. Для этого через оба суточных графика проводят ряд горизонтальных линий, расстояние между которыми выбирают в соответствии с желаемой точностью построения.

Площадь годового графика по продолжительности в определенном масштабе дает расход электроэнергии в кВт×ч за год

                                                  .                                                       (1.13)

Средняя годовая нагрузка установки

                                                                                                            (1.14)

где  8760 – число часов в году.

По годовому графику можно определить

                                        а)                           (1.15)

где a – годовой коэффициент сменности по энергоиспользованию, этот коэффициент отображает неравномерность загрузки по сменам.

                                         б)                                                        (1.16)  

где Тм – годовое число часов использования максимума активной мощности.

                                

 

         

 

 

   

 

 

 

                                                                                                                          

Рисунок 1.3 – Годовой график нагрузок по продолжительности 

Годовые графики нагрузки по продолжительности используют в технико-экономических расчетах при определении наивыгоднейшего числа и мощности агрегатов установки, потерь электроэнергии в сетях и трансформаторах.

1.5 Техника безопасности

 

Включение стенда производится только в присутствии преподавателя.

 

1.6 Вопросы для подготовки

 

1 Дать определение графика нагрузок.

2 Какие графики нагрузок называются индивидуальными и где они           применяются?

3  Какие графики называются групповыми и где они применяются?

4 Что такое РСМ, РСК, РМ и показать их на графике?

5 Порядок построения годового графика нагрузки по продолжительности и его назначение.

6 Что такое число часов использования максимума нагрузки, как определить ТМ по графику?

7 Перечислить основные показатели графиков нагрузок.

8 Дать определение номинальной мощности.

9 Дать определение расчетной мощности.

10 Дать определение пиковой мощности.

 

2 Лабораторная работа № 2

Автоматическое регулирование экономически целесообразного режима работы трансформаторов на двухтрансформаторной подстанции при изменении нагрузки

 

2.1  Цель работы  

 

Изучить метод расчета и схему автоматического регулирования экономически целесообразного режима работы трансформаторов двух-трансформаторной подстанции при переменной нагрузке цеха.

 

2.2 Перечень оборудования

 

Лабораторный стенд выполнен в виде вертикальной панели, на которой с лицевой стороны смонтированы мнемоническая схема линий, трансформаторной подстанции с выключателями, аппаратура автоматики и измерений (рисунок 2.3 и 2.4).

Автомат, установленный с правой стороны панели, подает на стенд питание 220 вольт переменного трехфазного тока. Ключ SA1(избиратель управления) дает возможность осуществлять работу схемы как в ручном, так и в автоматическом режиме, а тумблер SA2 переключает автоматику на первый или второй трансформатор по выбору.

Ключи SA3 и SA4 управления выключателями трансформаторов расположены у выключателей QF1 и QF2, а кнопки включения и отключения автоматов ввода и секционного автомата на низком напряжении у выключателей QF3, QF4, QF5.

Выключатели QF1-QF5 на стенде выполнены магнитными пускателями и установлены с задней стороны панели.

Для сигнализации положения выключателей QF1-QF5 предназначена сигнальная арматура - лампы. Если горят красные лампы, то это означает, что выключатели включены, а зеленые – выключены. Реле KA1, KA2, KT1, KT2, KL1, KL2 составляют комплект схемы автоматики включения и отключения трансформаторов при изменении нагрузки. Нагрузка  трансформаторов изменяется при помощи тумблеров, установленных на каждой секции шин 0,4 кВ.

Два трансформатора  мощностью S нт = 500  ВА напряжением 220/36 В являются моделями силовых трансформаторов со следующими параметрами (см. таблицу 2.1)

 

2.3 Задание

 

Для заданного преподавателем силового трансформатора по его паспортным параметрам, приведенным в таблице 2.1, рассчитать приведенные потери активной мощности DР¢т. Построить графики потерь DP¢1 и DP¢1,2 в одном и двух трансформаторах, в зависимости от нагрузки S. Определить по кривым критическую нагрузку Sкр и ток Iкр, рассчитать уставки токовых реле, участвующих в схеме автоматики. Подсчитать потери энергии в трансформаторах за сутки для одного трансформатора (DW1), для двух трансформаторов при их постоянном включении (DW1,2), для оптимального режима (DWопт) по заданному графику нагрузки (рисунок 2.2).

Изучить схему автоматического регулирования экономически целесообразного режима работы трансформаторов  при  изменении  нагрузки  (рисунок  2.3 и 2.4).

 

2.4 Методические указания 

                

2.4.1 Расчет приведенных потерь активной мощности в      трансформаторах

При изменяющейся нагрузке или частичной работе цеха во второй и третьей сменах цеховые трансформаторы в течение многих часов суток оказываются нагруженными всего на 20- 30%.

Работа трансформаторов с такой загрузкой  неэкономична, и поэтому в целях экономии электроэнергии выгоднее вместо одного трансформатора, рассчитанного на полную мощность цеха или участка, устанавливать два трансформатора,  при нагрузке меньше экономически целесообразно один из них отключать.

Таблица 2.1- Паспортные данные силовых трансформаторов

Тип

трансформа-тора

Мощность

Sнт, кВА

Номинальное

напряжение, кВ

Потери мощности, кВт

Ток

Х.Х.

Iхх,%

Напряжение К.З.

Uкз ,%

U вн

U нн

Рхх

Ркз

1

2

3

4

5

6

7

8

Силовые трансформаторы новой серии (ГОСТ 11677-85)

ТМ-100/6-10     

100

6-10

0,4

0,36

2,27

2,6

4,5

ТМ-160/6-10     

160

6-10

0,4

0,54

3,1

2,4

4,5

ТМ-250/6-10     

250

6-10

0,4

0,78

4,2

2,3

4,5

ТМ-400-6-10

400

6-10

0,4

1,08

5,9

2,1

4,5

ТМ-630/6-10      

630

6-10

0,4

1,68

8,0

2,0

5,5

ТМ-1000/6-10 

1000

6-10

0,4

2,45

11,6

1,4

5,5

ТМ-1600/6-10 

1600

6-10

0,4

3,3

16,5

1,3

5,5

ТМ-2500/6-10  

2500

10

0,69

4,6

25,0

1,0

5,5

Силовые трансформаторы старой серии, снятой с производства

ТМ-100/6-10

100

6-10

0,4

0,73

2,4

6,0

5,5

ТМ-180/6-10

180

6-10

0,4

1,2

4,1

6,0

5,5

ТМ-320/6-10      

320

6-10

0,4

1,9

5,2

5,5

5,5

ТМ-560/6-10      

560

6-10

0,4

2,5

9,4

5,5

5,5

ТМ-750/6-10      

750

6-10

0,4

4,1

11,9

5,0

5,5

ТМ-1000/6-10  

1000

6-10

0,4

4,2

12,5

5,0

5,5

 

Сущность экономически целесообразного режима работы трансформатора определяется условием, обеспечивающим минимум потерь мощности в этих трансформаторах при работе их по заданному графику нагрузки.

Фактические потери активной и реактивной мощности в силовых трансформаторах равны

                                              ,                                             (2.1)

                                                                                          (2.2)

где  DPхх – активные потери холостого хода (потери в стали), величина которых постоянна для данного трансформатора при работе с номинальным напряжением и не зависит от нагрузки, кВт;

DPкз – активные потери короткого замыкания (потери в меди), зависящие от нагрузки трансформатора, кВт;

– реактивные потери холостого хода (потери в стали), величина которых постоянна для данного трансформатора при работе с номинальным напряжением и не зависит от нагрузки, квар;

 – реактивные потери короткого замыкания (потери                                    в меди), зависящие от нагрузки трансформатора, квар;                           

Ixx   – ток холостого хода трансформатора, %;

Uкз   – напряжение  короткого замыкания трансформатора, %;

 –   коэффициент загрузки трансформатора;

Sнагр. – фактическая нагрузка трансформатора, кВА;

Sнт – номинальная мощность трансформатора, кВА.

Значения DPхх, DPкз, Iхх, Uкз указаны в паспортных данных трансформаторов (таблица 2.1).

Для экономических расчетов вводится понятие приведенных потерь в трансформаторах.

Известно, что приведенные потери в трансформаторе, несущем нагрузку, определяются по уравнению

                                                                                            (2.3)

где и – приведенные потери холостого хода и короткого замыкания, учитывающие активные потери питающей сети, образующиеся при передаче мощности реактивных потерь, кВт

,

.

Кп – коэффициент повышения активных потерь в зависимости от удаленности потребителей от источника питания Кп=0,02-0,12 кВт/квар.

При наличии на подстанции двух однотипных трансформаторов, работающих параллельно, суммарные потери равны

                                                .                              (2.4)

2.4.2 Построение кривых зависимости приведенных потерь в трансформаторах от нагрузки S.

Зная параметры установленных трансформаторов, можно определить их экономический режим работы и построить кривые зависимости потерь активной мощности от нагрузки (рисунок 2.1). Для расчета потерь использовать график изменения нагрузки, приведенный ниже (рисунок 2.2).

Из рисунка 2.1 видно, что при уменьшении величины нагрузки ниже критической  (Sкр), для снижения потерь электроэнергии может оказаться целесообразным отключить один из работающих трансформаторов. При больших нагрузках (Sнагр  > Sкр), когда DРкз’ велико и потери холостого хода мало влияют на общую величину потерь, целесообразно включить второй трансформатор и тем самым уменьшить потери короткого замыкания.

 

 

 Рисунок 2.1 – Зависимость потерь в трансформаторах  от мощности нагрузки

 

2.4.3 Расчет критической нагрузки Sкр и тока Iкр, определение уставок токовых реле

 Величина критической нагрузки (Sнагр = Sкр), при которой целесообразно отключать или включать один из двух работающих трансформаторов, определится, если приравнять выражения (2.3) и (2.4), т.е.

и если вместо Sнагр подставить Sкр и , то после соответствующих преобразований получим

                                                    .                                             (2.5)

Обычно величина критической нагрузки для трансформаторов составляет 60-80% их номинальной мощности.

Отключать и включать трансформаторы вручную при изменении нагрузки не всегда возможно, а путем применения несложной автоматики можно эти операции автоматизировать и тем самым значительно снизить потери электроэнергии за счет ограничения времени холостого хода трансформаторов и одновременно улучшить режим напряжения у потребителей.

По величине критической нагрузки можно определить критический ток

                                                                                                         (2.6)

где Uвн – напряжение первичной обмотки высокого напряжения трансформаторов 6-10 кВ.

Токи уставок токовых реле, являющихся датчиками в схеме автоматического регулирования, определяются по формулам

                                            , .                                          (2.7)

где  nтт – коэффициент трансформации трансформаторов тока, приведенный в таблице 2.2.

 

Таблица 2.2 - Коэффициенты трансформации трансформаторов тока

Тип и мощность трансформатора, кВА

Коэффициент трансформации трансформаторов тока при напряжении

Uвн = 10 кВ

Uвн = 6 кВ

ТМ - 100

ТМ - 160 (180)

ТМ - 250 (320)

ТМ - 400 (560)

ТМ - 630 (750)

ТМ - 1000

ТМ - 1600

ТМ - 2500

 10 / 5

10 / 5

20 / 5

30 / 5

50 / 5

75 / 5

100 / 5

150 / 5

15 / 5

20 / 5

30 / 5

50 / 5

75 / 5

100 / 5

150 / 5

300 / 5

 

2.4.4 Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах

Для заданного суточного графика нагрузки (рисунок 2.2) с помощью построенных кривых зависимостей приведенных потерь в трансформаторах от нагрузки необходимо подсчитать потери электроэнергии за сутки при трех режимах: а) постоянной работе одного трансформатора (DW1); б) постоянной работе двух трансформаторов (DW1,2); в) при оптимальном режиме (DWопт), который соответствует минимуму приведенных потерь по формулам:

                         ,                                         (2.8)

                         .                                (2.9)

DWопт строится с использованием кривых зависимости потерь в трансформаторах от мощности нагрузки (см. рисунок 2.1).

Здесь , , ...  и ,  , ¼ – приведенные активные потери в одном и двух трансформаторах при соответствующей ступени графика нагрузки.

 

 

 

 

  

  

 

 

Рисунок 2.2 - Суточный график нагрузки 

2.4.5 Пояснения к работе схемы автоматического регулирования режимами трансформаторов

В  эксплуатации  применяются  схемы  автоматики  двух  типов:                1) программного управления, отключающие и включающие трансформаторы,  согласно  заданной  программе  в  определенное  время  суток,  дни  недели;     2) реагирующие на величину тока нагрузки, проходящего по трансформатору.

Схему с программным управлением целесообразно применять в тех случаях, когда график нагрузки автоматизированной подстанции строго определен и мало изменяется в разные дни недели. Достоинством схемы с программным реле времени является ее простота, а недостатком - возможность погрешности при отклонениях графика нагрузки. Более эффективна схема с токовыми реле, включенными на сумму токов обоих трансформаторов, фиксирующими величину критической нагрузки - SКР                    (рисунок   2.3).

 

 

                                                                                                                

      

 

 

 

 

Рисунок 2.3 – Принципиальная схема двухтрансформаторной подстанции

 

Q1, QF2  – масляные выключатели 6-10 кВ, ТА1, ТА2 – трансформаторы тока, Т1, Т2 – силовые трансформаторы, QF3, QF4, QF5 – автоматические выключатели 0,4 кВ, РА – амперметр, КА1, КА2 - токовые  реле.

Следует учесть, что на двухтрансформаторных подстанциях цеховые трансформаторы мощностью 630 - 1600 кВА в целях ограничения токов короткого замыкания в сетях 0,4 кВ работают раздельно, каждый на свою секцию шин, при этом нагрузка распределяется между ними поровну.

Рассмотрим схему автоматики (рисунок 2.4).

На двухтрансформаторной  подстанции в автоматическом режиме  при нагрузке менее критической (Sкр) включен только один трансформатор               (допустим Т2 - включены QF2, QF4, QF5). Избиратель управления SA1 поставлен в положение “автоматика” (контакты SA1 1-2, 3-4, 5-6, 7-8 замкнуты). Переключатель SA2 поставлен в положение Т1. Реле KL3 под напряжением, и схема получает питание от секции 1 фаза - нуль(а1, 0). Замыкающий контакт максимального токового реле КА1 разомкнут, а размыкающий контакт минимального токового реле КА2 замкнут.

При увеличении нагрузки выше Sкр срабатывает реле КА1 и замкнет свой контакт в цепи реле времени КТ1, которое с выдержкой времени включает KL1. Реле KL1 становится на подпитку и одновременно вторым контактором включает трансформатор Т1 (QF1, QF3 ), при этом секционный автомат QF5 отключается и трансформаторы работают раздельно.

При уменьшении нагрузки ниже Sкр сработает минимальное токовое реле КА2, замыкается контакт КТ2 и с выдержкой времени КТ2 последовательно отключает KL1, QF1. При этом трансформатор Т1 вновь отключается; отключается автомат QF3, а секционный автомат QF5 включается, и 1 секция получает питание через трансформатор Т2.

Переключив тумблер SA2, можно перевести в автоматический режим трансформатор Т2.

При мощности цеховых трансформаторов до 400 кВА вместо автоматов применяется упрощенная схема автоматики с контакторами.

Уставки выдержки времени выбирают из соображения, чтобы второй трансформатор не включался при пуске и самозапуске двигателей или коротких замыканиях в трансформаторе и не отключался при кратковременных сбросах нагрузки. Для этого выдержку времени реле КТ1 и КТ2 берут на несколько ступеней выше по сравнению с основной защитой трансформатора (приблизительно 5-10 с.).

 

2.5 Техника безопасности

 

Выставлять уставки токовых реле и производить включение стенда можно только в присутствии преподавателя.

 

Рисунок 2.4

 

SF1 – вводной автомат, SA1 – избиратель управления, SA2- переключатель трансформаторов в автоматический режим, SA3, SA4 - ключи управления выключателями QF1 и QF2, SB1 - SB6 – кнопки ручного включения и отключения автоматов QF3, QF4, QF5, QF1 - QF5 – катушки и контакты приводов выключателей, КL1 - KL3 – промежуточные реле, KT1, KT2 – реле времени, KA1, KA2 – контакты реле тока.

 

2.6 Вопросы для подготовки

 

1 В чем заключается целесообразность автоматического регулирования количества включенных трансформаторов при переменном характере нагрузки ?

2 Какие имеются потери в трансформаторах, как они определяются и от чего зависят?

3 Почему потери в трансформаторах старого выпуска выше потерь в новых?

4 Как влияет экономически целесообразный режим работы трансформаторов на величину потребления реактивной энергии и на режим напряжения у потребителей?

5 Допускают ли трансформаторы перегрузки в нормальном и аварийном режимах?

6 Что такое коэффициент повышения потерь - КП и от чего он зависит?

7 Объясните работу схемы автоматики трансформаторов.

8 Из каких соображений выбираются уставки выдержки времени реле времени КТ1 КТ2?

 

3 Лабораторная работа № 3

Исследование режимов работы асинхронных двигателей и     повышение соs j в питающей сети 

 

          3.1 Цель работы

 

Исследовать статические, механические и рабочие характеристики асинхронных  двигателей, изучить возможности повышения коэффициента мощности АД, а также повышения коэффициента мощности в питающей сети при помощи батарей силовых конденсаторов

 

3.2 Перечень оборудования

 

На лицевой панели стенда изображена мнемосхема лабораторной установки. Исследуемый АД имеет следующие параметры: UН=380 В; РН=1,7 кВт; cos jн =0,79; hН=0,78; n=930  об/мин; схема соединения статорной обмотки Y/D - 380 /220 В. Для создания нагрузки на АД используется спаренный с ним генератор постоянного тока (UН=220 В; РН=1 кВт; n=1000 об/мин). Напряжение, подаваемое на АД, регулируется трехфазным поворотным автотрансформатором АТ (потенциал - регулятором). Конденсаторные батареи, установленные за панелью, соединены в треугольник и имеют три группы различной мощности.

 

3.3 Задание

 

Изучить схему лабораторного стенда, снять рабочие и статические характеристики АД, снять данные при индивидуальной компенсации реактивной мощности в питающей сети АД, провести опыт переключения обмоток АД с треугольника на звезду. Результаты опытов занести в таблицы и выразить в виде графиков. Дать пояснения по результатам лабораторной работы. Схема лабораторной установки приведена на рисунке 3.1.

 

3.4 Методические указания

 

3.4.1 Общие положения

Ниже приведены основные характеристики АД, которые в процессе выполнения лабораторной работы должны быть построены студентами по результатам опытов.               

Статические характеристики. Условием, при котором обеспечивается устойчивый режим напряжения у потребителей и, следовательно, устойчивый режим работы самих потребителей, является равенство в точке потребления генерируемой и потребляемой реактивной мощности. При нарушении этого равенства возникает неустойчивый режим напряжения, которое может либо расти, либо снижаться.

          Потребляемая реактивная мощность определяется уровнем напряжения у потребителя и характеризуется так называемой статической характеристикой нагрузки, выражающей зависимость реактивной мощности от изменения напряжения.

          В зависимости от напряжения и частоты изменяется величина потребляемой активной и реактивной мощностей. Так, например, уменьшение напряжения в сети до 80-85 % от номинального снижает реактивную нагрузку на 20-25 %. Однако при дальнейшем снижении напряжения возрастают потери реактивной мощности в индуктивных сопротивлениях асинхронных двигателей, трансформаторов и линий передачи, а также снижается зарядная компенсирующая мощность линии, конденсаторов. Поэтому величина реактивной мощности в сети будет лавинообразно увеличиваться, что приведет к дальнейшему снижению напряжения, при котором наступит опрокидывание асинхронных двигателей в узле нагрузок и  отключение питающей линии за счет возросших токов двигателей, рост которых обусловлен увеличением их скольжения.

          В современной промышленной нагрузке обычно преобладают асинхронные двигатели,  и поэтому с некоторым приближением комплексную нагрузку или узел нагрузок можно заменить некоторым “эквивалентным” двигателем, статические характеристики которого полностью соответствуют реальным для данного узла нагрузок.           На рисунке 3.2 приведены статические характеристики АД, которые строятся по показаниям вольтметров и ваттметров активной и реактивной мощностей.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                         

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 3.1 – Схема лабораторной установки

 

АД – асинхронный двигатель; QF – вводный автоматический выключатель; PV, PA, PW, Pvar – вольтметр, амперметр, ваттметр, варметр;                         AT – автотрансформатор (потенциал-регулятор); KM – магнитный пускатель; SA1,SA2,SA3 – поворотные ключи для батарей конденсаторов; CB1, CB2, CB3 – батареи конденсаторов; SA5 – переключатель (ключ управления); Г – генератор постоянного тока (нагрузка двигателя); RR – регулируемый реостат в обмотке возбуждения генератора; SA6 – ключ управления генератором.

          Задаваясь различными значениями напряжения на зажимах электродвигателя в пределах от 1,1UН до 0,5-0,6UН, определяют соответствующую величину активной и реактивной мощностей

Р* = ¦ (UН)  и  Q* =¦ (U)

где     Р* = Р/ РН,  Q* = Q/ QН – относительные активные и реактивные мощности;

РН, QН – активная и реактивная мощность при номинальном напряжении сети;

Q, Р – активная и реактивная  мощность при данном напряжении.

 

          Минимум характеристики реактивной мощности дает значение критических напряжений, при которых происходит опрокидывание асинхронных двигателей.

          В нормальном установившемся режиме работы агрегата “двигатель-механизм” имеет место равенство вращающего момента двигателя и момента сопротивления механизма, т.е. , чем и обеспечивается постоянство скорости вращения вала агрегата (рисунок 3.3).

          При нарушении этого равенства в результате изменения нагрузки или напряжения скорость вращения агрегата изменяется.

          Известно, что вращающий момент асинхронного двигателя пропорционален квадрату напряжения, т.е. .

          Если, например, снижается  напряжение сети на 20 %, то вращающий момент двигателя равен , и при дальнейшем снижении напряжения вращающий момент станет ниже момента сопротивления механизма (т.3, рисунок 3.3), двигатель опрокинется. Момент сопротивления механизмов конвейеров поршневых компрессоров, металлорежущих станков постоянен и не зависит от скорости вращения механизма (прямая 1, рисунок 3.3), а для механизмов вентиляторов, центробежных компрессоров момент сопротивления зависит от оборотов (кривая 2, рисунок 3.3). Механизмы  с постоянным моментом тяжелее пускаются и быстрее выпадают из синхронизма и опрокидываются.

          В современных энергосистемах глубокие снижения напряжения могут возникнуть в послеаварийных режимах при коротких замыканиях, отключении отдельных генераторов, электростанций.

          Учет статических характеристик нагрузок необходим при расчетах устойчивости электрической системы, выборе средств компенсации реактивной мощности узла и определении отклонения и колебания напряжения сети.

Рабочие характеристики асинхронных двигателей  

Так как асинхронные двигатели на промышленных предприятиях являются основными потребителями реактивной мощности, то в первую очередь, необходимо упорядочить режим их работы.

 

 

Рисунок 3.2 – Статические характеристики АД

 

 

Рисунок 3.3 – Механические характеристики АД

 Величина потребления реактивной мощности асинхронными двигателями зависит от коэффициента загрузки и номинального коэффициента мощности двигателей.

Реактивная мощность двигателя при номинальной нагрузке равна

, квар

где     hн – номинальный к.п.д. двигателя;

          tg jн – тангенс угла сдвига фаз, соответствующий номинальному коэффициенту мощности (cos jн).

Реактивная мощность двигателя при данной его нагрузке равна

где Q0 – реактивная мощность эл. двигателя на холостом ходу, квар;

 – прирост потребления реактивной мощности при номинальной  нагрузке двигателя, квар;

 – коэффициент загрузки двигателя;

Р – мощность нагрузки на валу двигателя, кВт;

Рн – номинальная мощность двигателя, кВт.

 

          Основную роль в балансе реактивной мощности асинхронного двигателя играет реактивная мощность холостого хода, зависящая от объема магнитной цепи, т.е. от конструкции двигателя.

          Чем выше номинальный коэффициент мощности, тем относительно меньше реактивная мощность холостого хода двигателя.

          У асинхронных двигателей с номинальным коэффициентом мощности cos jн = 0,91¸0,93 реактивная мощность холостого хода составляет около 60% всей реактивной мощности при номинальной загрузке двигателя. Для двигателей с cos jн = 0,77¸0,79 она достигает 70 %.

          Для повышения коэффициента мощности необходимо правильно выбрать мощность асинхронных двигателей с оптимальной их загрузкой       Кз = 0,6¸0,8, максимально ограничить работу на холостом ходу, т.е. провести мероприятия, снижающие потребление из сети реактивной мощности. Графики зависимостей активной, реактивной мощностей и cos j асинхронных двигателей от величин коэффициента их загрузки называют рабочими характеристиками (рисунок 3.4).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

      

         

Рисунок 3.4 – Рабочие характеристики АД

         

Снижение потребления реактивной мощности асинхронными двигателями.

Для достижения экономичной работы системы электроснабжения необходимо выполнение мероприятий, снижающих потребление реактивной мощности предприятиями от энергосистемы. Эти мероприятия разбиваются на мероприятия, не требующие специальных компенсирующих устройств и целесообразные во всех случаях, и на мероприятия, требующие специальных компенсирующих устройств для выработки реактивной мощности.

          Так как АД являются основными потребителями реактивной мощности (60-65 % от общего потребления реактивной мощности), рассмотрим мероприятия, снижающие потребление реактивной мощности асинхронными двигателями:

          1. Замена систематически недогруженных асинхронных двигателей со средним коэффициентом загрузки менее 45 % на  двигатели меньшей мощности, если это выполнимо по конструктивным условиям.

          2. Установка ограничителей холостого хода асинхронных двигателей.

          3. Снижение напряжения питания асинхронных двигателей, загруженных не выше чем на 45 % путем переключения схемы обмоток с треугольника на звезду. При этом вращающий момент и активная мощность электродвигателя уменьшаются в 3 раза (), загрузка двигателя и его коэффициент мощности повышаются, а потребление реактивной мощности снижается.

          4. Повышение качества ремонта асинхронных двигателей, т.е. при ремонте необходимо точно соблюдать номинальные данные двигателей.

          Компенсация реактивной мощности в питающей сети.

          К мероприятиям, связанным с применением компенсирующих устройств и улучшающим режим в питающей сети, относится установка батарей статических конденсаторов. При этом может быть применена групповая на шинах или индивидуальная компенсация реактивной мощности.

          Установка БК позволяет разгрузить питающую сеть, включая генераторы электростанций, от передачи и выработки значительной величины реактивной мощности, что приводит  большому экономическому эффекту.

 

3.4.2 Подготовка стенда к работе

Включить автомат QF и подать напряжение на потенциал-регулятор АТ. Ключом SA4 установить напряжение сети U=380-400 В, ключом  SA5 соединить обмотку статора АД в звезду. С генератора снять возбуждение (ручку статора RR в цепи обмотки возбуждения повернуть влево до упора) и разомкнуть цепь нагрузки ключом SA6, т.е. подготовить включение двигателя на холостой ход.

 

3.4.3 Снять рабочие характеристики АД

Кнопкой ПУСК магнитного пускателя КМ включить асинхронный двигатель (без подключения конденсаторов) и нагрузить его от холостого хода до 1,1-1,2 РН. Снять показания приборов и результаты занести в таблицу 3.1.

 

Таблица 3.1 – Рабочая характеристика АД

 

U, B

I, A

P, кВт

Q, квар

КЗ=Р/РН

cos j

Примечания

1

 

 

 

 

 

 

 

2

 

 

 

 

 

 

 

...

 

 

 

 

 

 

 

Построить графически зависимость потребления активной и реактивной мощностей и коэффициента мощности (cos j) от загрузки асинхронного двигателя.

 

3.4.4 Провести анализ эффективности компенсации реактивной мощности в питающей сети

В настоящей лабораторной работе исследуется режим индивидуальной компенсации реактивной мощности АД (рисунок 3.1). Установить на двигатель постоянную нагрузку близкую к РН, определить коэффициент мощности в сети, питающей АД. Включая конденсаторные батареи снять показания измерительных приборов, подсчитать коэффициенты мощности в трех режимах и результаты занести в таблицу 3.2.

 

Таблица 3.2 – Компенсация реактивной мощности в питающей сети АД

 

Р, кВт

Q, квар

S, кВА

cos j

I, А

АД

 

 

 

 

 

АД + СВ1

 

 

 

 

 

АД + СВ1 + СВ2

 

 

 

 

 

АД + СВ1 + СВ2 + СВ3

 

 

 

 

 

  

Провести анализ результатов замеров и сделать вывод об эффективности компенсации реактивной мощности в сети, питающей АД.

 

3.4.5 Провести опыт переключения обмоток АД с треугольника на звезду

Отключив двигатель, установить напряжение питающей сети UЛ=220-230 В, соединить обмотку двигателя в треугольник и включить напряжение, установив на двигателе нагрузку в пределах 0,25-0,4 РН (по заданию преподавателя). Отключить двигатель, переключить обмотку статора с треугольника на звезду и вновь включить двигатель в сеть UЛ =230 В при той же активной нагрузке. Снять показания приборов и результаты занести в таблицу 3.3, сравнить коэффициенты мощности  cos j, результаты объяснить.

 

Таблица 3.3 – Переключение обмотки АД с треугольника на звезду

U, В

I, A

P, кВт

Q, квар

S, кВА        соs j

D

 

 

 

 

 

Y

 

 

 

 

 

 

3.4.6 Снять статические характеристики АД

Статические характеристики - это зависимость потребляемой активной и реактивной мощностей АД от напряжения питающей сети.

Для выполнения этого пункта работы обмотку двигателя включить в звезду, установить нагрузку на двигатель в пределах 0,5-0,7 РН при напряжении сети UЛ = 380-400 В, затем, уменьшая напряжение 5-6 ступенями до 0,5-0,6 UН при неизменной нагрузке на двигатель, снимают показания приборов и заносят в таблицу 3.4.

Примечание. Если обмотка статора двигателя включается в треугольник, то напряжение сети изменяется в пределах UЛ = 250-120 В. Если при снижении напряжения двигатель опрокинется, т.е. вращающий момент двигателя станет меньше момента сопротивления механизма     Мдв<  Мс мех, его необходимо быстро отключить (рисунок 2.3, т.3).

 

Таблица 3.4 – Статическая характеристика АД

 

U, В

I, А

P, кВт

Q, квар

U*=U/Uн

I* =I/Iн

P* = Р/Рн

Q* = Q/Qн

1

 

 

 

 

 

 

 

 

2

 

 

 

 

 

 

 

 

...

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Построить графически статические характеристики асинхронного двигателя, дать пояснения к ним.

 

3.5 Техника безопасности

 

При напряжении сети UЛ =380 В категорически запрещается включать обмотку АД в треугольник, т.к. напряжение сети будет выше паспортного напряжения двигателя в 1,73 раза, что приведет к быстрому перегреву обмоток статора.

 

3.6 Вопросы для подготовки

 

1 На что расходуется активная и реактивная мощности в асинхронном двигателе?

2 Как изменяется коэффициент мощности (cos j) с увеличением загрузки асинхронного двигателя и почему?

3 Какой экономический эффект дает замена малозагружаемых асинхронных двигателей  двигателями меньшей мощности и установка ограничителей холостого хода станков?

4 Как изменяется потребляемая реактивная мощность и коэффициент мощности (cos j) в результате снижения напряжения сети или переключения обмотки статора с треугольника на звезду при нагрузке асинхронного двигателя менее 45 %?

5 Как изменяются параметры асинхронных двигателей - вращающий момент, коэффициент мощности (cos j), обороты  при уменьшении и увеличении напряжения сети?

6 Основные потребители реактивной мощности и их характеристики.

7 Источники реактивной мощности и их характеристики.

8 В чем сущность вопроса компенсации реактивной мощности в распределительных электрических сетях промышленных предприятий?

9 Перечислите мероприятия, снижающие потребление реактивной мощности самими электроприемниками.  

10 Условие устойчивой работы электродвигателей и когда может произойти его опрокидывание?

11 Изменяется ли напряжение в узле питания при включении и отключении конденсаторных батарей?

12 Как изменяется потребляемая активная и реактивная мощности потребителей в зависимости от напряжения питающей сети?

13 Для чего необходимо знать статические характеристики электроприемников?

14 Докажите с помощью формул экономическую целесообразность компенсации реактивной мощности.

 

4 Лабораторная работа № 4

Исследование схемы электроснабжения промышленного предприятия

 

4.1 Цель работы

 

а) Исследовать типовую схему главной понизительной подстанции (ГПП) без выключателей на высшем напряжении 110 кВ.

          б) Ознакомиться с назначением и конструкцией элементов схемы ГПП.

 

4.2 Перечень оборудования

 

Лабораторная установка представляет собой действующую модель системы электроснабжения промышленного предприятия.

Модель выполнена в виде вертикальной панели с мнемонической схемой электроснабжения.

На стенде в качестве отделителей, короткозамыкателей, масляных выключателей и низковольтных автоматов использованы магнитные пускатели и промежуточные реле. Трансформаторы ГПП заменены модельными трансформаторами мощностью 2,5 кВА, напряжением 380/220 В и схемой соединения обмоток U/D-11. Разъединители в ячейках КСО выполнены однополюсными рубильниками, смонтированными с лицевой стороны панели.

Операции по включению и отключению разъединителей производят вручную, а выключателей, отделителей и автоматов кнопками “ПУСК” и “СТОП”. Красные сигнальные лампы указывают, что выключатели включены, зеленые – отключены.

Силовая сеть подстанции модели питается трехфазным переменным током 380 В. Оперативный ток для питания цепей защиты, сигнализации и АВР принят переменный 220 В. Схема двухкратного АПВ питается постоянным током 110 В.

 

4.3  Задание

 

Ознакомившись с целью работы, общими теоретическими сведениями данного пособия, приступают к выполнению лабораторной работы в следующей последовательности:

1 Подробно изучить схему ГПП и электроснабжения промышленного предприятия на действующей модели системы электроснабжения завода.

2 Ознакомиться с назначением каждого элемента в схеме.

3 Включив схему лабораторной установки (трансформаторы ГПП работают раздельно) и убедившись в нормальной работе всех ее элементов, производят последовательно оперативные переключения согласно указаниям преподавателя.

4 Включить схему полностью и произвести короткие замыкания включением красных кнопок (устойчивое-длительно, неустойчивое – кратковременно) в трансформаторах ГПП. Проанализировать порядок срабатывания защиты и последовательность отключения аппаратов отключения.

5 Вычертить электрическую схему ГПП с отделителями и короткозамыкателями на напряжении 110 кВ и объяснить работу схемы в нормальном эксплуатационном режиме и при повреждении внутри трансформатора ГПП.

6 Вычертить электрическую схему заполнения ячейки КСО и объяснить назначение каждого элемента в схеме.

 

4.4 Методические указания

 

На промышленных предприятиях средней и большой мощности достигающей десятков мегаватт, основным центром приема электроэнергии от источников питания является главная понизительная подстанция (ГПП). Подвод электроэнергии от внешней энергосистемы осуществляется на напряжении 35-110-220 кВ, на ГПП она понижается до 6-10 кВ и на этом напряжении распределяется внутри предприятия.

В настоящее время на ГПП применяются две схемы приема электроэнергии:

1) схема с выключателями на первичном напряжении;          

2) схема без выключателей на первичном напряжении.

В данной лабораторной работе рассматривается второй способ питания предприятия.

 

Схемы подстанций с отделителями и короткозамыкателями.

          В эксплуатации широко применяются упрощенные подстанции ГПП без выключателей на стороне высшего напряжения трансформаторов и автотрансформаторов (рисунки  4.1 - 4.4). Подобные схемы, применяющиеся в электроустановках напряжением 35-110-220 кВ, позволяют уменьшить стоимость подстанции и ее эксплуатации. Вместе с тем из-за отсутствия выключателей на стороне высшего напряжения трансформаторов необходимо предусматривать дополнительные мероприятия, обеспечивающие отключение линии с питающего конца в случае повреждения трансформатора.

          Для отключения поврежденного трансформатора, не имеющего выключателя на стороне высшего напряжения, применяются следующие способы:

          а) использование максимальной токовой защиты и токовой отсечки, установленных на питающем конце линии, с действием на головной выключатель QF1 или   QF2 для отключения повреждений в линии и трансформаторе ГПП (рисунки 4.1 и 4.2).  Эта защита наиболее проста и экономична, но может применяться, главным образом, на линиях сравнительно небольшой длины при малых токах нагрузки. Недостатком этого способа защиты является замедление отключения блока «линия-трансформатор» максимальной токовой защитой при повреждении во вторичной обмотке трансформатора;

 

 

 

 

Рисунок 4.1 - Линия с ответвлениями

                         

                                                                            

 

 

                                                                    

                                                                  

                                      Рисунок 4.2 – Блок линия-трансформатор

 

          б) передача отключающего импульса применяется, если защиты, установленные на питающем конце линии, не обеспечивают необходимой чувствительности при коротких замыканиях в трансформаторе (рисунок 4.3). В этом случае на трансформаторе устанавливаются защиты согласно Правилам устройств электроустановок (ПУЭ). При повреждении трансформатора его защиты срабатывают и передают импульс на отключение головного выключателя QF1, установленного на питающем конце линии, по специальным соединительным проводам, в качестве которых могут быть использованы жилы контрольного или телефонного кабеля. Недостатком этого способа защиты является возможность отказа в отключении QF1 при нарушении соединительных проводов или высокочастотного канала;

 

 

 

Рисунок 4.3 – Защита ГПП с помощью передачи отключающего импульса

           в) установка короткозамыкателя. В тех случаях, когда защиты, установленные на питающих концах линии, не обеспечивают необходимой чувствительности при  повреждениях за трансформатором, а передача отключающего импульса нецелесообразна по причине ненадежности, сложности и дороговизны, отключение повреждения обеспечивается с помощью специального аппарата – короткозамыкателя (см. рисунок 4.4).

          Короткозамыкатели  QK  представляют собой одно-двухполюсные разъединители для наружной установки. Нормально короткозамыкатель отключен, его включающие пружины заведены.

          При срабатывании защиты поврежденного трансформатора подается импульс на включение короткозамыкателя, управление которым осуществляется с помощью специального привода (типа  ПРК-1У1). Короткозамыкатель включается и создает на выводах высшего напряжения трансформатора искусственное короткое замыкание (усиливает импульс повреждения). Вследствие этого защиты, установленные по концам питающей линии, срабатывают и отключают головные выключатели QF1  и QF2 (рисунок 4.4).

          В сетях напряжением 110 кВ и выше, работающих с заземленной нейтралью, применяются однополюсные короткозамыкатели, замыкающие одну фазу на землю. В сетях 35 кВ, работающих с незаземленной нейтралью, применяются двухполюсные короткозамыкатели, с помощью которых устраивается междуфазное короткое замыкание. Время включения короткозамыкателей 0,3-0,5 с.

          По принципу действия схемы с короткозамыкателями подразделяются на две основные группы. К первой группе (см. рисунок 4.4, а) относятся одно- и двухтрансформаторные подстанции, питаемые по схеме: радиальная линия-трансформатор (тупиковая подстанция). Эти схемы просты и не требуют отделителей. Повреждения трансформаторов не отражаются на других подстанциях.

          Во вторую группу (см. рисунок 4.4,б) входят подстанции, присоединяемые к отпайкам от проходящих магистральных линий. Они более сложны, требуют применения, кроме короткозамыкателей, также отделителей и имеют тот недостаток, что при повреждении любого трансформатора отключаются кратковременно и все другие трансформаторы, подключенные к данной магистральной линии (допускается подключать к одной магистрали не более 3-4 трансформаторов с ОД и КЗ).

          Отделители  QR представляют собой трехполюсные разъединители для наружной установки с автоматическим приводом на отключение и ручным на включение. Каждый полюс отделителя имеет собственную отключающую пружину. Нормально отделитель включен, его отключающие пружины заведены и удерживаются в таком положении приводом (типа ПРО-1У1).

 

 

 

 

                               

  

         

   

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 4.4 – Защита подстанций без выключателей на стороне высшего напряжения с помощью отделителя и короткозамыкателя

 

          Действие схем первой группы (рисунок 4.4а) происходит следующим образом. При возникновении повреждения в трансформаторе короткозамыкатель включается под воздействием релейной защиты от внутренних повреждений в трансформаторе (газовой, дифференциальной), к которым нечувствительна защита головного выключателя линии, и производит искусственное короткое замыкание  линии, вызывающее отключение выключателя QF1 на головном участке этой линии.

          Головной выключатель QF1 в данном случае  осуществляет защиту не  только линии, но и трансформатора, а установленное на нем АПВ действует при повреждениях как в линии, так и в трансформаторе. В этих случаях выключатель на питающем конце  после неуспешного АПВ вновь отключается, действие схемы на этом заканчивается, и линия остается отключенной длительно, вплоть до ликвидации повреждения в питаемом трансформаторе.

Действие схем второй группы (см. рисунок 4.4, б), когда к одной линии присоединяется несколько трансформаторов или трансформатор питается от транзитной линии, происходит в такой последовательности: замыкается короткозамыкатель поврежденного трансформатора и отключаются выключатели (QF1 и  QF2) на головных участках питающей линии,  снабженные АПВ. После отключения линии выключателями QF1 и QF2 отделитель поврежденного  трансформатора отключается (в бестоковую паузу), отсоединяя ее от линии. Вслед за этим линия включается вновь устройством АПВ, благодаря чему будет восстановлено питание неповрежденных трансформаторов и остальных подстанций, подключенных к данной линии. Время отключения отделителей составляет 0,5-0,8 с.

          Взаимодействие короткозамыкателя и отделителя, обеспечивающее селективное отключение поврежденного трансформатора, осуществляется с помощью специальных схем автоматики, рассмотренных ниже.

          Наиболее просто отключение отделителя осуществляется с помощью специального блокирующего реле отделителя БРО, встроенного в привод отделителя. Схема включения реле БРО на подстанции в сети с заземленной нейтралью показана на рисунке 4.5, а.

          После включения короткозамыкателя реле БРО, обмотка  которого подключена к трансформатору тока ТА, установленному в цепи короткозамыкателя (рисунок 4.5, а), срабатывает.  После того, как линия отключится с питающих сторон, прохождение тока в цепи короткозамыкателя прекратится,  произойдет отключение.

          Таким образом, с помощью реле БРО обеспечивается отключение отделителя только в бестоковую паузу, после того как прекратится прохождение тока короткого замыкания. Подобная блокировка необходима, так как отделитель не может отключать ток короткого замыкания (а также и ток нагрузки), как и обычный разъединитель.

          Наряду с достоинством, обусловленным простотой схемы автоматики с реле БРО, она имеет существенные недостатки, которые затрудняют, а в ряде случаев делают недопустимым применение этого реле.

Выше мы разобрали последовательность действия защиты и автоматики на ответвлении к питающей подстанции при коротком замыкании в трансформаторе, когда защита линии на питающей подстанции приходила в действие и отключала выключатель уже после включения короткозамыкателя. Рассмотрим теперь как будет отключаться повреждение, возникшее на стороне высшего напряжения трансформатора в зоне действия быстродействующей защиты линии. В этом случае одновременно подействует быстродействующая защита линии и защита трансформатора. Очевидно, что выключатель линии отключится и прохождение тока прекратится раньше, чем включится короткозамыкатель.  Вследствие этого в бестоковую паузу после отключения выключателя на питающей подстанции отделитель не будет отключен. Включение линии от АПВ будет  неуспешным, и выключатели отключатся вновь.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 4.5 – Схема работы отделителя и короткозамыкателя

           Этот недостаток схемы автоматики с реле БРО может быть устранен применением на рассматриваемой линии двухкратного АПВ. Действительно, после первого срабатывания устройства АПВ линии под действием тока, проходящего через короткозамыкатель, который к этому времени уже включен, срабатывает блокирующее реле и заведет пружину  БРО, подготовив его для отключения. Затем снова подействует защита линии и отключит ее. Теперь уже во время второй бестоковой паузы отделитель будет отключен, и после второго срабатывания АПВ линия останется в работе. Таким образом, автоматика отключения отделителя с реле БРО может применяться на линиях, оборудованных двухкратным АПВ, обеспечивая отключение отделителя в первую или вторую бестоковую паузу в зависимости от места повреждения трансформатора и наличия на линии быстродействующей защиты.

          Для отключения отделителя на линиях с однократным АПВ может применяться схема, приведенная на рисунке 4.5, б, в которой используется электромагнит отключения независимого питания UАТ, встроенный в привод отделителя. В качестве источника оперативного тока используются предварительно заряженные конденсаторы. Необходимость применения в рассматриваемой схеме конденсаторов, являющихся независимым источником оперативного тока, обусловлена тем, что во время отключения отделителя подстанция будет полностью обесточена.

          Для того, чтобы отделитель не отключился под током до отключения выключателей на питающих подстанциях, в схему введено токовое реле КА, подключенное к трансформатору тока, установленному в цепи короткозамыкателя. Импульс на отключение отделителя (в катушку UАТ) подается контактами реле времени КТ. Реле КТ пускается при замыкании блок-контактов QK:1  короткозамыкателя и контактов токового реле КА. Контакты QK:1 замыкаются при замыкании короткозамыкателя, контакты КА – при отсутствии тока в реле КА (отключения головного выключателя). Таким образом, отключение отделителя может произойти только при срабатывании короткозамыкателя и отключении линии.

          Однако, если блок-контакты QK:1 замкнутся раньше,  чем срабатывает нож короткозамыкателя, то поскольку контакты КА при этом будут еще замкнуты, возможна подача импульса на отключение отделителя до отключения линий. Для предотвращения такой опасности служит реле времени КТ. Оно должно работать с выдержкой времени порядка 0,2-0,3 с, превосходящей возможную разновременность замыкания ножа и блок-контактов короткозамыкателя.

          Достоинством рассмотренного способа отключения поврежденного трансформатора с помощью короткозамыкателя и отделителя является его универсальность, так как он может применяться на линиях любой длины и не требует специальных каналов связи.

          Недостатки применения короткозамыкателей состоят в замедлении отключения поврежденного трансформатора на время включения короткозамыкателя (0,3-0,5 с) и в некоторых случаях в возникновении значительного снижения напряжения на питающих шинах подстанции.

          Типовая двухтрансформаторная подстанция ГПП имеет три основных конструктивных узла: распределительное устройство высшего напряжения, силовые трансформаторы и распределительное устройство низшего напряжения 6-10 кВ.

          Аппаратура распределительного устройства высшего напряжения 35-220 кВ и силовые трансформаторы устанавливаются открыто (ОРУ). Распределительное устройство 6-10 кВ, трансформаторы собственных нужд и щит управления могут размещаться открыто при применении ячеек типа КРУН или  в закрытом  здании с использованием ячеек типа КРУ или КСО. Макет лабораторной установки РУ-10 кВ смоделирован ячейками типа КСО.

 

4.5 Описание лабораторной установки

 

          Питание главной понизительной подстанции (ГПП) (рисунок 4.7) осуществляется отпайками от двух магистральных ЛЭП-110 кВ. На линиях предусмотрено двухкратное АПВ. Главная понизительная подстанция (ГПП) предприятия выполнена по упрощенной схеме без выключателей на высокой стороне и состоит из распределительного устройства 110 кВ (разъединители, отделители, короткозамыкатели и разрядники), двух силовых трансформаторов (мощностью 6,3-25,0 МВ.А) и распределительного устройства 10 кВ. От сборных шин РУ-10 кВ питаются цеховые трансформаторные подстанции 10/0,4-23 кВ (на модели показана одна двухтрансформаторная подстанция ТП-2 и две однотрансформаторные ТП-1, ТП-3) и  конденсаторные батареи (мощностью 400-2000 квар, 10 кВ).

          Трансформаторы собственных нужд Т7 и Т8 (мощностью 20-63 кВ.А) в зависимости от мощности ГПП подключаются до сборных шин и служат для питания приводов выключателей, освещения подстанции, обогрева приборов учета в зимнее время при низких температурах и вентиляции и др.

          Однофазные трансформаторы напряжения ТV3 и TV4 дополнительно  устанавливаются для питания блоков автоматического регулирования напряжения трансформаторов ГПП под нагрузкой БАУРПН при недостаточной мощности трехфазного пятистержневого трансформатора напряжения НТМИ-10 (ТV3 и TV4).

          Два трансформатора напряжения ТV5 и TV6 типа 2 НОМ-10 (разомкнутый треугольник) устанавливаются у конденсаторов для их разряда после отключения.

 

4.6 Контрольные вопросы

 

1 Объяснить работу электрической схемы ГПП с отделителями и короткозамыкателями на высшем напряжении 35-110 кВ:

а) при эксплуатационном отключении одного из трансформаторов ГПП;

б) при повреждении внутри трансформатора ГПП.

2 В чем преимущества и недостатки схемы ГПП с отделителями и короткозамыкателями на высшем напряжении 35-110 кВ?

3 Объясните назначение и конструкцию отделителя и короткозамыкателя.

4 Какие операции можно производить масляным выключателем, выключателем нагрузки, разъединителем и отделителем?

5 Объясните назначение трансформаторов собственных нужд, трансформаторов напряжения НТМИ-10, НОМ-10 и трансформаторов тока.

6 В чем особенность защиты трансформаторов ГПП без выключателей на стороне высшего напряжения?

7        Объясните схему действия защиты на короткозамыкатель а) реле БРО; б) от блок-контактов короткозамыкателя и реле времени.

8 В чем отличие коммерческого и технического учета расхода электроэнергии?

9        Как измеряется ток и напряжение в сетях до и выше 1000 В?

10 Нарисуйте схему ГПП с выключатели на высокой стороне.

11 Объясните назначение ячеек типа КРУ, приведите 2-3 схемы КРУ.

 

Список литературы

1. Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебник для студентов высших учебных заведений /Б.И. Кудрин. – М.: Интермет Инжиниринг, 2005.

2. Князевский Б.А., Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий. – М.: Высшая школа, 1986.

3. Сибикин Ю.Д. Электроснабжение промышленных предприятий и установок: Учебник для проф. Учебных заведений. – М.: Высшая школа, 2001.

4. Конюхова Е.А. Электроснабжение объектов: Учебное пособие для сред. проф. образования. – М.: 2001.

5. Киреева Э.А. и др. Электроснабжение цехов промышленных предприятий. – М.: НТФ Энергопрогресс, Энергетик, 2003.

6. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования. /Под ред. Ю.Г. Барыбина и др. –  М.: Энергоатомиздат, 1991.

7. Справочник по проектированию электроснабжения. Электроустановки промышленных предприятий. /Под ред. Ю.Г. Барыбина и др. –  М.: Энергоатомиздат, 1990.

8. Правила устройства электроустановок. – СПб.: Издательство ДЕАН, 2001.

9. ПТЭ и ТБ при эксплуатации электроустановок потребителей. – М.: Энергоатомиздат, 1986.

10. Киреева Э.А. Справочные материалы по электрооборудованию (цеховые электрические сети, электрические сети жилых и общественных зданий), 2004.

11. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: Электроснабжение / Под ред. А.А. Федорова - М.: Энергоатомиздат, 1986.

12. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: Электрооборудование / Под ред. А.А. Федорова - М.: Энергоатомиздат, 1987.

          13. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. – 4 изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1989.

 14. Федоров А.А., Каменева В.В.  Основы электроснабжения промышленных предприятий. – М.: Энергия, 1984.

15. Ермилов А.А.  Основные электроснабжения промышленных предприятий. – М.: Энергоатомиздат,  1983.