Тип автомата
|
Ток отсечки , о.е.
|
2
|
2,257
|
3
|
Время срабатывания автомата
, с.
|
ВА 52-31
|
90
|
-
|
22
|
Обозначим через =2 (=2). Этому значению соответствует =50 (=16). Аналогично =3; =16. Тогда:
;
, т.е.
(2,257) = 72,524 с.
Проверим выполнение условия, - условие (6.10) выполняется.
Для выбранного автоматического воздушного выключателя должно
выполняться условие
(6.12)
где = 25 кА для автомата ВА 52-31, таблица 6.1;
- ток короткого
замыкания за выбранным автоматом, , 10 с. .
,
Следовательно автомат ВА 52-31 проходит по предельной коммутационной
способности.
При согласовании расцепителя с проводником должно выполняться условие
, (6.13)
где - допустимый
ток для кабеля с бумажной пропитанной изоляцией с алюминиевыми жилами,
проложенного в земле, сечение 35 мм2 , следовательно
- расцепитель согласуется
с защищаемым проводником.
Автоматизированный выбор автоматических воздушный выключателей
производиться с помощью программы AVTOMAT. Используя данную программу были получены следующие результаты,
которые приведены в распечатке на с.
ВЫБОР АВТОМАТИЧЕСКИХ
ВОЗДУШНЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
Исходные
данные
Защищаемый
потребитель : Группа электроприемников
Номинальная
активная мощность группы ЭП Pн (кВт) : 55.500
Коэффициент
использования группы ЭП Ки : 0.438
Коэффициент
максимума группы ЭП Км : 1.583
Расчетный
коэффициент мощности группы ЭП cos fр : 0.732
Данные
мощного двигателя с наибольшим пусковым током :
Номинальная
активная мощность двигателя Рн (кВт) : 7.500
Кратность
пускового тока Iп/Iн : 7.50
Коэффициент
мощности cos fн : 0.880
Коэффициент
полезного действия ( o.e.) : 0.875
Длительность
пуска t п ( с ) : 1.50
Расчет
Номинальный
ток двигателя Iн = 14.799 A
Пусковой
ток двигателя Iп = 110.991 A
Коэффициент
спроса группы Кс = 0.693
Расчетная
активная мощность группы Pp = 38.481 кВт
Расчетный
ток группы Ip = 79.872 A
Пиковый
ток группы Iпик = 180.602 A
-
АВТОМАТЫ С КОМБИНИРОВАННЫМ РАСЦЕПИТЕЛЕМ СЕРИИ ВА51 И ВА52 -
Данные
выбранных автоматов при U сети = 380 В :
Тип
автомата ВА51-31 ВА52-31 *)
Номинальный
ток автомата I ном (А) 100 100
Номинальный
ток расцепителя I ном.р (А) 80.0 80.0
Ток
отсечки I отс / I ном.р (о.е.) 7 7
Предельная
коммутац. способн. I откл (кА) 7.0 25.0
При
отсутствии выбранных можно использовать автоматы :
Тип
автомата I ном I ном.р I отс / I ном.р I откл
А
А о.е. кА
ВА51-33
160 80.0 10 12.5
ВА52-33
160 80.0 10 28.0
ВА51-35
250 80.0 12 15.0
ВА52-35
250 80.0 12 30.0
*)
ВА52 следует применять вместо ВА51, если требуется
повышенная
коммутационная способность.
ПРОВЕРКА
АВТОМАТА НА КОММУТАЦИОННУЮ СПОСОБНОСТЬ:
Наибольший
ток к.з. за автоматом
I
к должен быть меньше I откл
пpедельной
коммутационной способности автомата
7.0
кА - для ВА51-31
25.0
кА - для ВА52-31
CОГЛАСОВАНИЕ
РАСЦЕПИТЕЛЯ С ЗАЩИЩАЕМЫМ ПРОВОДНИКОМ :
Допустимый
ток защищаемого проводника Iдоп (А) : 95.00
(Кабель
в воздухе, алюмин. жилы, бумажная изол., 35.0 мм2)
I
ном.р < I доп
Расцепитель
автомата согласуется с защищаемым проводником.
7.1 Расчетная схема
Рисунок 7.1 – Расчетная схема
Источниками реактивной мощности являются энергосистема, высоковольтные
синхронные двигатели (СД), и конденсаторные батареи (БК).
Для данного расчета исходными данными являются:
-Расчетная активная нагрузка на один трансформатор ()
,
где - средняя
активная нагрузка на один цеховой трансформатор,
, смотри с.
-Расчетная реактивная нагрузка на один трансформатор ()
,
где - средняя
активная нагрузка на один цеховой трансформатор,
, смотри с.
-Номинальная мощность трансформатора
, с
-Номинальное высшее напряжение трансформатора
, с.
-Номинальное низшее напряжение трансформатора
, с.
- Мощность КЗ трансформатора
, с.
- Напряжение КЗ трансформатора
, с.
-Коэффициент загрузки трансформатора
, /5/.
-Плата за 1 кВт максимальной нагрузки
, данные ОАО
«Чувашэнерго».
-Стоимость одного кВт∙ч электроэнергии
, данные ОАО
«Чувашэнерго».
-Удельная стоимость конденсаторных батарей
, данные ОАО
«Чувашэнерго».
-Данные высоковольтных двигателей-компрессоров с
1)
Номинальное напряжение СД .
2)
Номинальная мощность СД .
3)
Коэффициент загрузки по активной мощности .
-Индексы 1,2,3,4 применяются при расчетах на соответствующих этапах.
Удельная стоимость потерь мощности :
, (7.1)
где = 2400 ч. – время максимальных потерь, с.80 /6/;
=4000 ч/год – число
часов использования максимума нагрузки, с.80 /7/.
.
Затраты первые БК 0,38 кВ :
, (7.2)
где = 0,203 - ежегодное отчисление для БК, с.79 /6/;
= , удельные потери активной мощности в
конденсаторных батареях, /6/.
.
Затраты первые СД :
, (7.3)
где = 5,31 - коэффициент аппроксимации, с. ;
=204,0 -
номинальная реактивная мощность СД, с.
.
Затраты вторые СД ():
, (7.4)
где = 4,27 - коэффициент аппроксимации, с. ;
= 1 – количество СД
в группе, рисунок 7.1.
.
Переменные затраты СД на генерацию реактивной мощности:
; (7.5)
.
Располагаемая мощность СД ():
, (7.6)
где - наибольший
коэффициент загрузки по реактивной мощности.
Зависит от : , . (7.7)
.
Экономическая реактивная мощность энергосистемы ():
, (7.8)
где -
экономическое значение коэффициента реактивной мощности.
, (7.9)
где =0,6
- базовый коэффициент реактивной мощности /4/;
= 0,9 - коэффициент
отличия стоимости электроэнергии /4/.
.
.
Допустимая через трансформатор мощность :
, (7.10)
где - максимальный
коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме, , /6/.
.
7.4 Распределение реактивной мощности
между источниками
Рисунок 7.2 – Блок-схема распределения реактивной мощности
1 этап. На первом этапе достигается минимум затрат на производство
реактивной мощности, используя оптимизационный метод Лагранжа (согласно рисунку
7.2, а).
Примечание – индекс внизу обозначает этап расчета.
Определим множитель Лагранжа ()
. (7.11)
Для синхронного двигателя определяем реактивную мощность
. (7.12)
Определим реактивную мощность, которую необходимо скомпенсировать с
помощью конденсаторных батарей
. (7.13)
Так как > 0, то
переходим на третий этап.
3 этап. Находим распределение реактивной мощности с учетом
энергосистемы. Расчетная реактивная мощность через трансформатор при учете
высоковольтных синхронный двигателей
. (7.14)
Так как < , то реактивная мощность от
системы , реактивная
мощность конденсаторных батарей . Переходим на четвертый этап.
4 этап. Выполняется в случае, если трансформатор не может пропустить
необходимую мощность со стороны высшего напряжения на сторону низшего напряжения,
так необходимо выполнение условия
. (7.15)
Проверим выполнение условия
;
.
Следовательно, трансформатор не может пропустить необходимую мощность.
В этом случае установка конденсаторных батарей необходима.
В данном случае . (7.16)
Так как < , то не измениться, а реактивная мощность от системы
. (7.17)
Таким образом, получили результаты.
Реактивная мощность источников:
-Синхронные двигатели .
-Энергосистема .
-Конденсаторные батареи 0,38 кВ .
Итого: .
Правильность ручного расчета подтверждается автоматизированным
расчетом, произведенным по программе KRM пакета прикладных
программ PRES1, приведенных на с. . По полученным
данным составляется таблица, где приводятся изменения расчетных параметров в
зависимости от изменения исходных параметров.
Таблица 7.1 Влияние различных условий на компенсацию
реактивной мощности,
|
Условия
|
|
|
|
Расчетные
|
39,3
|
35
|
395,5
|
1 Увеличение на 10%, так если
|
39,3
|
320,4
|
110,1
|
2 Увеличение
|
39,3
|
291,2
|
139,3
|
3 Уменьшение
|
39,3
|
35,0
|
395,5
|
4 Трехсменный режим работы , (увеличение числа смен)
|
0
|
74,3
|
395,5
|
5 Одноставочный тариф
|
27,5
|
46,8
|
395,5
|
6 Удельная стоимость БК
|
60,2
|
14,1
|
395,5
|
7 Номер группы
энергосистемы – 10, , ,
|
0
|
74,3
|
395,5
|
8 Увеличение
|
74,3
|
0
|
395,5
|
а) Рассмотрим случай, когда исходные данные такие же, как и в исходных
данных (пункт 7.2), но номер группы энергосистемы 10, таблица 7.1, тогда , , коэффициент отличия стоимости электроэнергии . Параметры принимают индекс (7) согласно таблице
7.1.
Расчет проводим по формулам (7.1) … (7.13).
;
;
;
;
;
;
,
где .
.
1 этап.
.
.
Так как .
Определим баланс мощности в узле
.
Так как > 0, то
переходим на третий этап.
3 этап.
. (7.14)
Так как < , то реактивная мощность от
системы , реактивная
мощность конденсаторных батарей .
Переходим на четвертый этап.
4 этап.
.
Проверим выполнение условия
;
.
Следовательно, трансформатор не может пропустить необходимую мощность.
В этом случае установка конденсаторных батарей необходима.
В данном случае .
Так как < , то не измениться, а реактивная мощность от системы
.
Таким образом, получили результаты.
Реактивная мощность источников:
-Синхронные двигатели .
-Энергосистема .
-Конденсаторные батареи 0,38 кВ .
Итого: .
б) Рассмотрим случай, когда исходные данные такие же, как и в исходных
данных (пункт 7.2), но мощность АД . Параметры принимают индекс (8) согласно таблице
7.1.
Расчет проводим по формулам (7.1) … (7.13).
;
;
;
;
;
;
,
где .
.
1 этап.
.
.
Определим баланс мощности в узле
.
Так как > 0, то
переходим на третий этап.
3 этап.
. (7.14)
Так как < , то реактивная мощность от
системы , реактивная
мощность конденсаторных батарей . Переходим на четвертый этап.
4 этап.
.
Проверим выполнение условия
;
.
Следовательно, трансформатор не может пропустить необходимую мощность.
В этом случае установка конденсаторных батарей необходима.
В данном случае .
Так как > , то , а реактивная мощность от системы
.
Таким образом, получили результаты.
Реактивная мощность источников:
-Синхронные двигатели .
-Энергосистема .
-Конденсаторные батареи 0,38 кВ .
Итого: .
КОМПЕНСАЦИЯ
РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
ИСХОДНЫЕ
ДАННЫЕ
Расчетная
нагрузка 0.4 кВ: Pp = 434.7 кВт, Qp = 469.8 квар
Номинальная
мощность трансформаторов 6/0.4 кВ Sт = 630 кВ*А
Максимальный
коэффициент загрузки Т в нормальном режиме = 0.70
Высшее
напpяжение п/ст, питающей сеть 6 кВ = 220 кВ и выше
Режим
работы - двухсменный
Число
часов использования максимума нагрузки Тм = 4000 ч/год
Число
часов использования максимума потерь tм = 2400 ч/год
Тариф
на электроэнергию - двухставочный
Плата
за 1 кВт максимальной нагрузки = 188.00 руб/кВт*мес
Плата
за 1 кВт*ч электроэнергии = 0.42 руб/кВт*ч
Удельная
стоимость конденсаторов 0.38 кВ = 350.00 руб/квар
Номер
группы энергосистемы = 4
Коэффициент
отличия стоимости электроэнергии k = 0.9
Высоковольтные
синхронные двигатели 6 кВ
Номер
Колич. Рном Qном D1 D2 Кзагр.
кВт
квар кВт кВт
1
1 400 204 5.31 4.27 0.97
РАСЧЕТЫ
Удельная
стоимость потерь Со = 2.36 т.руб/кВт*год
Затраты
первые БК 0.38 кВ З1бк = 80.50 т.руб/Мвар*год
Затраты
первые СД (т.руб/Мвар*год)
61.47
Затраты
вторые СД (т.руб/Мвар**2*год)
242.31
Располагаемая
реактивная мощность СД (квар)
217.5
Экономический
коэффициент реактивной мощности
Tg(fi)э
= 0.67
Экономическая
реактивная мощность энергосистемы
Qэ
= 291.2 квар
Допустимая
через трансформаторы мощность Qдоп = 74.3 квар
Этапы
распределения Qp (квар) между источниками :
Этап
СД1 C БК
1
39 0 431
3
39 291 139
4
39 35 396
РЕЗУЛЬТАТЫ
Реактивная
мощность источников (квар)
Синхронные
двигатели
39.3
Энергосистема
Конденсаторы 0.38 кВ
35.0
395.5
Итого
: 469.8
8.1 Выбор сечения проводников на первом
уровне
Сечение проводов и жил кабелей выбирают по техническим и экономическим
условиям в /6/.
На первом уровне линия электрической сети связывает электроприемники с
РП, к которым они присоединены. В качестве проводника используются провода с
резиновой и поливинилхлоридной изоляцией, алюминиевыми жилами, три одножильных
в одной трубе. К РП подсоединен асинхронный двигатель (АД). Провод выбираем по
нагреву из условия
, (8.1)
где – допустимый ток проводника перед АД;
– номинальный ток
АД, , c.Кроме фазных проводов используется нулевой защитный проводник, который
в расчет не принимаем (п. 1.3.10 /3/), так как в нормальном режиме он не
обтекается током, так если не участвует в тепловом процессе. По данным
подраздела 1.3 /3/ выбираем провод сечением 2,5 мм2 с. .
.
Условие согласования предохранителя защищающего АД только от короткого
замыкания
(8.2)
где –
номинальный ток плавкой вставки, , с. .
Получаем, что , то
есть номинальный ток плавкой вставки согласуется с допустимым током проводника
перед асинхронным двигателем.
На втором уровне линия распределительной сети до 1 кВ обеспечивает
связь РП с щитами управления магистральных шинопроводов, связанных с шинами НН
трансформаторной подстанции. На данном уровне выбираем проводник из условия
согласования теплового расцепителя автомата с допустимым током проводника
, (8.3)
где – допустимый ток для кабеля перед РП;
– номинальный ток
расцепителя, , с. .
Здесь следует использовать совмещенный нулевой рабочий и защитный
проводник. По таблице на с. 402 /8/ выбираем четырехжильный кабель с бумажной
пропитанной изоляцией, с алюминиевыми жилами, проложенный в воздухе сечением 35
мм2 с и сечением нулевого
защитного проводника 16 мм2 с допустимым током из таблицы 1.7.5 /3/. Тип кабеля выбирается на с.
141 /7/ ААШвУ или ААШпУ.
Получаем, что >
? Следовательно расцепитель
согласуется с защищаемым проводником.
Выберем кабель ААШвУ (3х35 мм2 + 1х16 мм2).
8.3 Выбор сечения
проводников на четвертом уровне
На четвертом уровне выбираем высоковольтный кабель, соединяющий шины РП
6 кВ и линии, подходящие к ним, по которым питаются высоковольтные двигатели.
Выбираем кабель по трем условиям, изложенным в /6/:
- По экономической плотности тока
, (8.4)
где – расчетное сечение кабеля, мм2;
– рабочий ток
кабеля, определяется по формуле (8.5);
– экономическая
плотность тока, для кабелей с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами , из таблицы 1.3.36 /3/, при .
, (8.5)
где – активная мощность, протекающая по кабелю;
– реактивная
мощность, протекающая по кабелю;
– номинальное
напряжение на низшей стороне ГПП, , с. .
Определим активную мощность, протекающую по кабелю
, (8.6)
где – средняя
мощность на один трансформатор, с. ;
– коэффициент
использования СД, с. 325 /6/;
– активная
мощность СД, кВт с. ;
– коэффициент
использования ИВГ, с. 327 /6/;
– активная мощность
ИВГ, кВт.
Определим активную и реактивную мощности источника высших гармоник
(ИВГ), в качестве которого используется сварочный выпрямитель мощностью , с. ;
, с. 40 /6/;
, с. 40 /6/.
; (8.7)
. (8.8)
Тогда, с учетом вышеуказанных значений получим
Определим реактивную мощность, протекающую по кабелю
, (8.9)
где –
реактивная мощность системы, ,
с. .
.
Рабочий ток кабеля по (8.5)
.
Расчетное сечение кабеля по (8.4)
.
Из /6/ выбираем ближайшее большее стандартное сечение 70 мм2 с
допустимым током 190 А.
- По нагреву током рабочего утяжеленного режима.
В утяжеленном режиме должно выполняться условие
, (8.10)
где – допустимый ток кабеля по условию нагрева;
– коэффициент
перегрузки;
– рабочий
утяжеленный ток.
Определим ток рабочего утяжеленного режима
(8.11)
Коэффициент перегрузки находим исходя из пункта 2.4.8 /5/: «На период
ликвидации аварии допускается перегрузка по току для кабеля с бумажной
пропитанной изоляцией напряжение до 10 кВ на 30% с продолжительностью не более
6 часов в сутки, в течение 5 суток, но не более 100 часов в году, если в
остальные периоды суток нагрузка не превышает длительно допустимой». На
основании этого используем =1,3.
Получаем , откуда .
Выбираем кабель сечением 50 мм2 для которого ближайший больший
стандартный допустимый ток 155 А.
- По термической стойкости к токам короткого замыкания.
Определим минимальное сечение по термической стойкости
(8.12)
где – ток трехфазного КЗ, кА;
– приведенное время
отключения, с. 43 /3/;
– тепловой
коэффициент, для кабелей с алюминиевыми жилами с бумажной изоляцией напряжением
до 10 кВ из таблицы 8.3 /2/ принимаем .
, (8.13)
где – мощность
короткого замыкания системы, с. .
Тогда сечение кабеля по термической стойкости
Из /6/ выбираем ближайшее большее стандартное сечение 120 мм2.
По результатам трех условий окончательно выбираем кабель сечением 120
мм2 с допустимым током ,
марки ААШвУ (3х120 мм2), /6/.
Мощность цехового трансформатора выбираем по средней активной мощности
цеха , смотри с. , так
проверка показала, что при выборе мощности трансформаторов по расчетной
максимальной нагрузке, мощность трансформатора оказывается завышено.
Проверим перегрузочную способность трансформатора по формуле
, (9.1)
где 1,1 – коэффициент, учитывающий нагрузку
освещения;
1,4 – коэффициент допустимой перегрузки трансформатора, п.2.1.21 /5/
.
Из /8/ выбираем трансформатор марки ТМ-630/6 с номинальными
параметрами:
- Номинальная мощность трансформатора .
- Номинальное высшее напряжение трансформатора .
- Номинальное низшее напряжение трансформатора .
- Мощность КЗ трансформатора .
- Напряжение КЗ трансформатора .
- Мощность холостого хода трансформатора .
10.1 Основные положения
Основной причиной нарушения нормального режима работы системы
электроснабжения является возникновение короткого замыкания (КЗ) в сети или
элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных
действий обслуживающего персонала. Для снижения ущерба, обусловленного выходом
из строя электрооборудования при протекании токов КЗ, а также для быстрого воcстановления нормального режима работы системы электроснабжения
необходимо правильно определять токи КЗ и по ним выбирать электрооборудование,
защитную аппаратуру и средства ограничения токов КЗ.
В выпускной
работе рассматриваются две расчётные схемы.
Согласно ПУЭ в
электроустановках до 1 кВ расчётное напряжение каждой ступени принимается на 5 %
выше номинального напряжения сети; кроме того если электрическая сеть питается
от понижающих трансформаторов, при расчёте токов КЗ необходимо исходить из
условия, что подведённое к трансформатору напряжение неизменно и равно его
номинальному напряжению.
Учитывая
вышесказанное получаем расчетную схему показанную на рисунке 10.1.
Рисунок 10.1 – Расчетная схема
Кроме первой
расчётной схемы в ВР рассматривается схема с учётом активного сопротивления
переходных контактов, схема показанна
на рисунке 10.2
Рисунок 10.2 – Расчетная схема с учетом активного сопротивления
переходных контактов
На рисунке 10.2
обозначены - номер узла.
Исходные данные для первой расчетной схемы:
-Номинальные параметры трансформатора, данные из раздела 9:
1)
Номинальная мощность .
2)
Номинальное высшее напряжение .
3)
Номинальное низшее напряжение .
4)
Мощность КЗ .
5)
Напряжение КЗ .
6)
Мощность холостого хода .
-Номинальные параметры автомата (QF1), рисунок
10.3:
1)
-
номинальный ток вводного автомата, примечание 3.
2)
-
активное сопротивление автомата, с.139 /6/.
3)
- реактивное сопротивление автомата, с.139 /6/.
-Сопротивление контактов автомата (QF1 и QF2), рисунок 10.3:
1)
-
активное сопротивление контактов, с. 159 /6/.
2)
-
реактивное сопротивление контактов, с. 159 /6/.
-Номинальные параметры автомата (QF2), рисунок
10.3:
1)
-
номинальный ток вводного автомата, с. .
2)
-
активное сопротивление автомата, с.139 /6/.
3)
- реактивное сопротивление автомата, с.139 /6/.
-Параметры кабеля:
1)
-
номинальное сечение кабеля, приложенного к РП, с.
2)
,
с. 139 /6/.
3)
,
с. 139 /6/.
4)
,
с. .
5)
Материал – алюминий.
-Параметры провода:
1)
-
номинальное сечение изолированного провода в трубе, с. .
2)
,
с. 139 /6/.
3)
,
с. 139 /6/.
4)
,
с. .
5)
Материал – алюминий.
Примечания:
1 - фазное
напряжение системы.
2 Система является источником бесконечной мощности.
3 Номинальный ток вводного автомата для трансформатора ТМ-630/6, с. 435 /6/, в
программе TKZ берется 1600 А.
4 Индексы 2, 3, 4, 5, 6, 7 принимаются в нумерациях соответствующих
узлов схемы, рисунок 10.2.
В выпускной работе ручной расчёт проводится только для второй схемы.
(рисунок 10.2) Составим её схему замещения, рисунок 10.3.
Рисунок 10.3 – Расчетная схема замещения
Активное сопротивление трансформатора
. (10.1)
Полное сопротивление трансформатора
. (10.2)
Индуктивное сопротивление трансформатора
. (10.3)
Активное сопротивление кабеля, проложенного к РП
. (10.4)
Индуктивное сопротивление кабеля, проложенного к РП
. (10.5)
Активное сопротивление изолированного провода
. (10.6)
Индуктивное сопротивление изолированного провода
. (10.7)
Периодическая составляющая тока КЗ в i-ом узле
, (10.8)
где - суммарное
индуктивное сопротивление от начала схемы до i-го
узла;
- суммарное
активное сопротивление от начала схемы до i-го узла.
Ударный ток КЗ в i-ом узле
схемы
, (10.9)
где - ударный коэффициент в i-ом
узле, смотри ниже.
Ударный коэффициент в i-ом узле
, (10.10)
где - постоянная времени затухания i-го узла, равная
, (10.11)
где - промышленная частота сети, /3/.
Используя формулы (10.8), (10.9), (10.10), (10.11), проведем расчет для
всех узлов КЗ.
Расчет тока короткого замыкания в узле 2:
;
;
;
;
;
.
Расчет тока короткого замыкания в узле 3:
;
;
;
;
;
.
Расчет тока короткого замыкания в узле 4:
;
;
;
;
;
.
Расчет тока короткого замыкания в узле 5:
;
;
;
;
;
.
Расчет тока короткого замыкания в узле 6:
;
;
;
;
;
.
Расчет тока короткого замыкания в узле 7:
;
;
;
;
;
.
Результаты расчетов сведем в таблицу 10.1.
Таблица 10.1 – Токи трехфазного КЗ в
узлах сети 380 В
Номер узла
|
Периодический
ток КЗ
|
Ударный ток КЗ
|
Ударный
коэффициент
|
1
|
–––
|
–––
|
–––
|
2
|
16,532
|
34,929
|
1,494
|
3
|
16,404
|
34,341
|
1,480
|
4
|
10,135
|
14,555
|
1,015
|
5
|
9,154
|
13,124
|
1,014
|
6
|
2,243
|
3,172
|
1,000
|
7
|
0,874
|
1,236
|
1,000
|
Автоматизированный расчет проводится с помощью программы TRZ. В выпускной работе расчет выполняется для обеих схем, показанных на
рисунках 10.1 и 10.2. Результаты работы программы для первой схемы показаны в
распечатке на с. , а для второй схемы на с. .
РАСЧЕТ
ТОКОВ ТРЕХФАЗНОГО КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
В
ЭЛЕКТРОУСТАНОВКАХ ДО 1 КВ
Исходные
данные элементов схемы
1)
Система бесконечной мощности
2)
Трансформатор масляный,
Sном
(кВ.А) Uном (кВ) Uк (%) Pк (кВт)
630
6/0.4 5.50 7.60
3)
Автомат, Iном (А) Rа (Ом) Xа (Ом)
1600
0.00014 0.00008
4)
Автомат, Iном (А) Rа (Ом) Xа (Ом)
100
0.00215 0.00120
5)
Линия кабельная, материал - алюминий,
Fном
(мм2) Rуд (Ом/км) Xуд (Ом/км) L (км)
35
0.894 0.064 0.090
6)
Линия - провод, материал - алюминий,
Fном
(мм2) Rуд (Ом/км) Xуд (Ом/км) L (км)
2.5
12.500 0.116 0.013
Токи
трехфазного короткого замыкания в узлах сети 380 В
┌─────┬─────────────┬─────────────┬───────────┬───────────┐
│Номер│
Элемент │ Ток КЗ │ Ток КЗ │ Ударный │
│
узла│ схемы │периодический│ ударный │коэффициент│
│
│ │ кА │ кА │ │
├─────┼─────────────┼─────────────┼───────────┼───────────┤
│
1 │ Система │ │ │ │
│
2 │Трансформатор│ 16.533 │ 34.924 │ 1.494 │
│
3 │ Автомат │ 16.405 │ 34.337 │ 1.480 │
│
4 │ Автомат │ 14.579 │ 27.294 │ 1.324 │
│
5 │ Линия │ 2.616 │ 3.700 │ 1.000 │
│
6 │ Линия │ 0.926 │ 1.310 │ 1.000 │
└─────┴─────────────┴─────────────┴───────────┴───────────┘
───────────
РАСЧЕТ
ТОКОВ ТРЕХФАЗНОГО КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
В
ЭЛЕКТРОУСТАНОВКАХ ДО 1 КВ
Исходные
данные элементов схемы
1)
Система бесконечной мощности
2)
Трансформатор масляный,
Sном
(кВ.А) Uном (кВ) Uк (%) Pк (кВт)
630
6/0.4 5.50 7.60
3)
Автомат, Iном (А) Rа (Ом) Xа (Ом)
1600
0.00014 0.00008
4)
Другой элемент, Rд (Ом) Xд (Ом)
0.01500
0.00000
5)
Автомат, Iном (А) Rа (Ом) Xа (Ом)
100
0.00215 0.00120
6)
Линия кабельная, материал - алюминий,
Fном
(мм2) Rуд (Ом/км) Xуд (Ом/км) L (км)
35
0.894 0.064 0.090
7)
Линия - провод, материал - алюминий,
Fном
(мм2) Rуд (Ом/км) Xуд (Ом/км) L (км)
2.5
12.500 0.116 0.013
Токи
трехфазного короткого замыкания в узлах сети 380 В
┌─────┬─────────────┬─────────────┬───────────┬───────────┐
│Номер│
Элемент │ Ток КЗ │ Ток КЗ │ Ударный │
│
узла│ схемы │периодический│ ударный │коэффициент│
│
│ │ кА │ кА │ │
├─────┼─────────────┼─────────────┼───────────┼───────────┤
│
1 │ Система │ │ │ │
│
2 │Трансформатор│ 16.533 │ 34.924 │ 1.494 │
│
3 │ Автомат │ 16.405 │ 34.337 │ 1.480 │
│
4 │Другой (R,X) │ 10.134 │ 14.554 │ 1.015 │
│
5 │ Автомат │ 9.154 │ 13.123 │ 1.014 │
│
6 │ Линия │ 2.244 │ 3.174 │ 1.000 │
│
7 │ Линия │ 0.874 │ 1.236 │ 1.000 │
└─────┴─────────────┴─────────────┴───────────┴───────────┘
───────────
11.1 Основные положения
В процессе выработки, преобразования, распределения и потребления
электроэнергии имеют место искажения формы синусоидальных токов и напряжений.
Главной причиной искажений являются вентильные преобразователи,
электродуговые сталеплавильные и рудно-термические печи, установки дуговой и
контактной электросварки.
Высшие гармоники тока и напряжения оказываю отрицательной воздействие
на электрооборудование системы электроснабжения, потребителей электроэнергии,
системы автоматики, релейной защиты, телемеханики и связи. Протекание
несинусоидального тока в линии электропередачи, трансформаторах и электрических
машинах вызывает дополнительные потери активной мощности, уровень которых может
достигать нескольких процентов от потерь при синусоидальном токе.
Несинусоидальные токи перегружают конденсаторные батареи, емкостное
сопротивление которых обратно пропорционально порядку гармоник. В результате
этого конденсаторные батареи не работают: они или отключаются вследствие
перегрузки по току или за короткий срок выходят из строя в результате
вспучивания, иногда разрывов.
Источником высших гармоник (ИВГ) является сварочный выпрямитель. Он
генерирует пятую, седьмую, одиннадцатую, тринадцатую гармоники тока, .
Исходные данные элементов схемы:
-Напряжение системы ()
– 6,3 кВ, смотри примечание.
-Мощность КЗ системы ()
– 200 МВ∙А.
-Материал жил кабельной линии (КЛ) – алюминий.
-Сечение кабеля () –
120 мм2, с.
.
-Длина кабельной линии () – 0,87 км.
-Удельное реактивное сопротивление КЛ () – 0,076 Ом/км, с. 139 /6/.
-Удельное активное сопротивление КЛ () – 0,258 Ом/км, с. 139 /6/.
-Полная мощность трансформатора () – 0,630 МВ∙А.
-Высшее напряжение трансформатора () – 6,0 кВ.
-Низшее напряжение трансформатора () – 0,4 кВ.
-Напряжение КЗ трансформатора () – 5,5 %.
-Потери КЗ в трансформаторе () – 7,6 кВт.
-Расчетная мощность ИВГ () – 2∙0,75 МВ∙А.
-Номинальное напряжение сети в точке подключения ИВГ то же, что и
номинальное напряжение на низшей стороне ГПП = 6 кВ.
-Номинальное напряжение нагрузки принимается, как и .
Примечание – напряжение системы берется на 5% выше номинального,
Схема для расчета несинусоидальности показана на рисунке 11.1.
Рисунок 11.1 – Расчетная схема
На рисунке 11.1 обозначены – – номер узла, – тип
элемента.
Найдем ток ИВГ гармоники
, (11.1)
где – номинальное
напряжение сети в точке подключения ИВГ;
– номер гармоники.
Определим ток ИВГ для пятой гармоники
.
Определим ток ИВГ для седьмой гармоники
.
Определим ток ИВГ для одиннадцатой гармоники
.
Определим ток ИВГ для тринадцатой гармоники
.
Расчет проводим в относительных единицах (о.е.). За базисные величины
примем:
-Базисная мощность .
-Базисное напряжение со стороны ВН
-Базисный ток со стороны ВН
(11.2)
-Базисное напряжение со стороны ВН
(11.3.)
Рассчитаем параметры схемы:
Реактивное сопротивление системы
(11.4)
Активное сопротивление системы
(11.5)
Реактивное сопротивление кабельной линии
Активное сопротивление кабельной линии
(11.7)
Реактивное сопротивление трансформатора
(11.8)
Активное сопротивление трансформатора
(11.9)
Реактивная мощность нагрузки
, (11.10)
где – расчетная
реактивная мощность на один трансформатор,
, с. .;
– мощность батарей
конденсаторов, , с. .
.
Активная мощность нагрузки
, (11.11)
где –
расчетная активная мощность на один трансформатор,
, с. .
.
Определим полную мощность нагрузки
. (11.12)
Определим активное сопротивление нагрузки
(11.13)
Определим активное сопротивление нагрузки
(11.14)
Определим коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения .
Для каждой гармоники с номером составляется и рассчитывается схема замещения,
показанная на рисунке 11.2.
Рисунок 11.2 – Расчетная комплексная схема замещения
На рисунке 11.2 приняты следующие обозначения:
- - напряжение -ой гармоники в первом узле
относительно нулевого, о.е.;
- - напряжение -ой гармоники во втором узле
относительно нулевого, о.е.;
-- напряжение -ой гармоники в третьем узле
относительно нулевого, о.е.;
- - ток -ой гармоники в первой ветви,
о.е.;
-- ток -ой гармоники в второй ветви, о.е.;
- - ток -ой гармоники ИВГ, о.е.
Комплексное сопротивление в первой ветви для пятой гармоники
(11.15)
Модуль комплексного сопротивления в первой ветви для пятой гармоники
(11.16)
Комплексное сопротивление во второй ветви для пятой гармоники
(11.17)
Модуль комплексного сопротивления во второй ветви для пятой гармоники
(11.18)
Суммарное комплексное сопротивление в первой и во второй ветви для
пятой гармоники :
(11.19)
Модуль суммарного комплексного сопротивления в первой и во второй ветви
для пятой гармоники
Комплексное сопротивление системы для пятой гармоники
(11.20)
Модуль комплексного сопротивления системы
Комплексное сопротивление нагрузки для пятой гармоники
(11.21)
Модуль комплексного сопротивления нагрузки
Ток ИВГ для пятой гармоники
(11.22)
Токи в первой и второй ветвях определяются по методу чужого
сопротивления.
Ток в первой ветви
(11.23)
Ток для второй ветви
(11.24)
Рассчитаем напряжения в каждом узле относительно нулевой точки для
пятой гармоники:
; (11.25)
; (11.26)
(11.27)
Для седьмой, одиннадцатой, тринадцатой гармоник расчеты проводятся
аналогично. Результаты расчетов сведем в таблицу.
Таблица 11.4 – Результаты расчетов токов
и напряжений
Номер гармоники,
n
|
Ток первой ветви,
|
Ток второй ветви,
|
Напряжение в первом узле,
|
Напряжение во втором узле,
|
Напряжение в третьем узле,
|
5
|
0,312
|
0,004
|
0,779
|
1,056
|
0,944
|
7
|
0,159
|
0,002
|
0,555
|
0,747
|
0,644
|
11
|
0,064
|
0,001
|
0,353
|
0,472
|
0,392
|
13
|
0,046
|
0,001
|
0,289
|
0,399
|
0,328
|
Определяем коэффициенты искажения синусоидальности кривой напряжения.
Найдем коэффициент искажения для первого узла
. (11.28)
Найдем коэффициент искажения для второго узла
. (11.29)
Найдем коэффициент искажения для третьего узла
. (11.30)
По результатам формул (11.28), (11.29), (11.30) построили диаграмму
коэффициентов искажения, которая представлена на рисунке 11.3.
Рисунок 11.3 – Диаграмма коэффициентов искажения синусоидальности
кривой напряжения
На рисунке 11.3 2 узел ИВГ, соответствующий наибольшему значению
коэффициента искажения.
Сравним полученные значения коэффициентов искажения синусоидальности
кривой напряжения с нормально допустимыми значениями по ГОСТу 13109-97 /1/.
Нормально допустимое значение коэффициента искажения при :
> ;
> .
Нормально допустимое значение коэффициента искажения при
> ,
То есть полученные значения коэффициентов искажения синусоидальности
кривой напряжения , , проходят по ГОСТу /1/.
Ручной расчет подтверждается автоматизированным расчетом, выполненным
по программе NESIN пакета прикладных программ PRES2, приведенными на с. .
РАСЧЕТ НЕСИНУСОИДАЛЬНОСТИ НАПРЯЖЕНИЙ
Типы
последовательных элементов :
1
Система (генеpатоp)
2
Pеактоp
3
Тpансфоpматоp
4
Воздушная линия
5
Кабельная линия
6
Нагpузка
7
Дpугой элемент ( X и R , Ом )
Номеpа
элементов: 1 2 3 4
Типы
элементов: 1 5 3 6
Исходные
данные для элементов схемы:
1)
Система (генеpатоp) :
U
= 6.30 кВ , Sкз = 200.000 МВА
2)
Кабельная линия :
Алюминий
Fном = 120 мм2
X
= 0.076 Ом/км , R = 0.258 Ом/км , L = 0.870 км
3)
Тpансфоpматоp :
Sтp
(МВА) , Uв (кВ) , Uн (кВ) , Uк (%)
0.630
6.000 0.400 5.500
Pкз
= 7.600 кВт
4)
Нагpузка :
P
= 0.435 МВт , Q = 0.074 Мваp
Тип
источника высших гаpмоник:
Сваpочный
выпpямитель
Номеp
узла,к котоpому подключен ИВГ: 2
Расчетная
мощность ИВГ: Sp = 0.750 МВА
Данные
по гаpмоникам ИВГ:
Номеp
Ток(А) Напpяжение(% от Uном)
5
2.8868 0.1108
7
1.4729 0.0784
11
0.5965 0.0495
13
0.4270 0.0419
Коэффициенты
искажения синусоидальности кривой напряжения
в
узлах схемы (% от Uном):
К
u[ 1]= 0.112 К u[ 2]= 0.150 К u[ 3]= 0.138
12 Определение потерь и отклонений напряжения в сети до 1 кВ
12.1 Основные положения
Основными причинами отклонений напряжений в системах электроснабжения
предприятий являются изменения режимов работы приемников электроэнергии,
изменения режимов питающей энергосистемы, значительные индуктивные
сопротивления линий 6-10 кВ.
В распределительных и питающих сетях уровни напряжений в различных
точках влияют на потери активной мощности и энергии, обусловленные перетоками реактивных
мощностей.
Из всех показателей качества электроэнергии отклонения напряжения
вызывают наибольший ущерб.
-Номинальное напряжение сети .
-Начальное напряжение сети .
Данные по первому участку
-Длина первого участка () – 0,09 км, с. .
-Вид линии: кабель с бумажной изоляцией.
-Материал проводника – алюминий.
-Номинальное сечение кабеля () – 35 мм2, с. .
-, , с. .
-Активная мощность нагрузки на первом участке
, (12.1)
где - расчетная
активная мощность РП, ,
с. ;
- активная мощность
нагрузки на втором участке, смотри ниже.
-Реактивная мощность первой нагрузки
, (12.2)
где - расчетная реактивная мощность РП, , с. ;
- реактивная
мощность второй нагрузки, смотри ниже.
Данные по второму участку:
-Длина первого участка () – 0,013 км, с. .
-Вид линии: изолированный провод в трубе.
-Материал проводника – алюминий.
-Номинальное сечение кабеля () – 4 (2,5) мм2, с. .
-, , с. 139 /6/.
-Активная мощность нагрузки на втором участке
, (12.3)
где
- номинальная мощность АД, ,
с. ;
- коэффициент
полезного действия АД, ,
с. .
-Реактивная мощность второй нагрузки
, (12.4)
где - коэффициент мощности АД, , с. 5, тогда .
Расчет отклонений и потерь напряжений проводится для схемы, показанной
на рисунке 12.1
Рисунок 12.1 – Расчетная схема для расчета отклонений и потерь
напряжения
12.4.1 Расчет для первого участка
Определим активное сопротивление первого участка
. (12.5)
Определим индуктивное сопротивление первого участка
. (12.6)
Определим активную мощность, протекающую по первому участку
, (12.7)
где , смори ниже.
Определим реактивную мощность, протекающую по первому участку
, (12.8)
где , смори ниже.
Потери напряжения на первом участке :
; (12.9)
.
Найдем напряжение в конце первого участка
, (12.10)
где .
Отклонение напряжения в конце первого участка :
; (12.11)
.
Определим активное сопротивление первого участка
. (12.12)
Определим индуктивное сопротивление первого участка
. (12.13)
Определим активную мощность, протекающую по первому участку
. (12.14)
Определим реактивную мощность, протекающую по первому участку
. (12.15)
Потери напряжения на первом участке :
; (12.16)
.
Найдем напряжение в конце первого участка
, (12.17)
где .
Отклонение напряжения в конце первого участка :
; (12.18)
.
Нормально допустимое значение отклонения напряжения на выводах приемников электроэнергии по
ГОСТ 13109-97 равны 5% от номинального напряжения сети.
Сравним полученные значения отклонения напряжения с нормально
допустимыми значениями из
ГОСТа:
> ;
> ,
то есть значения отклонения напряжения , , проходят по ГОСТу /7/.
Построим векторную диаграмму фазных напряжений второго участка, рисунок
12.2. Для построения векторной диаграммы требуются следующие вычисления:
-Фазное напряжение в конце второго участка
.
-Ток протекающий по второму участку
.
-Угол между и
.
Перемножим:
;
.
Определим фазные потери напряжения на втором участке
.
Рисунок 12.2 –
Векторная диаграмма фазных напряжений второго участка
Автоматизированный расчет отклонений и потерь напряжений проводится с
помощью программы RPN. Результаты работы программы
приведены в распечатке на с. .
РАСЧЕТ ОТКЛОНЕНИЙ И ПОТЕРЬ НАПРЯЖЕНИЯ
U
номинальное = 0.38 кВ
U
начальное = 0.40 кВ
┌───────┬──────────┬───────────┬────────────┬───────┬───────┬────────┬───────┬───────┬─────────┬─────┐
│
│ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │
│Участок│
U │ U │ Потеря │ P │ Q │
│ │ │ │ │
│
│ начала │ конца │ напpяжения,│нагpуз-│нагpуз-│
U отк │ R │ Х │ F │ I │
│
номеp │ участка, │ участка, │ │ ки, │
ки, │ │ │ │ │ │
│
│ кB │ кB │ кB │ MBт │
Mвар │ % │ Oм │ Oм │ мм*мм │ А │
├───────┴──────────┴───────────┴────────────┴───────┴───────┴────────┴───────┴───────┴─────────┴─────┤
│
│
│
ВИД ЛИНИИ : Кабель ДЛИНА 0.090
км │
│
│
├───────┬──────────┬───────────┬────────────┬───────┬───────┬────────┬───────┬───────┬─────────┬─────┤
│
│ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │
│
1 │ 0.4000 │ 0.3912 │ 0.0088 │ 0.030 │
0.031 │ 2.94 │ 0.0812│ 0.0054│ 35 │ │
├───────┴──────────┴───────────┴────────────┴───────┴───────┴────────┴───────┴───────┴─────────┴─────┤
│
ВИД ЛИНИИ : Изолированный провод в трубе ДЛИНА 0.013
км │
│
│
├───────┬──────────┬───────────┬────────────┬───────┬───────┬────────┬───────┬───────┬─────────┬─────┤
│
│ │ │ │ │
│ │ │ │ (2,5) │ │
│
2 │ 0.3912 │ 0.3887 │ 0.0024 │ 0.009 │
0.005 │ 2.30 │ 0.1017│ 0.0013│ 4 │ │
├───────┴──────────┴───────────┴────────────┴───────┴───────┴────────┴───────┴───────┴─────────┴─────┤
13.1 Общие положения
В системах электроснабжения различают кратковременные (аварийные) и
длительные (эксплуатационные) несимметричные режимы.
Кратковременные несимметричные режимы обычно связаны с аварийными
процессами. Длительная несимметрия обусловлена применением в промышленности, в
быту, на транспорте несимметричных потребителей электроэнергии, то есть таких
потребителей электроэнергии, симметричное исполнение которых невозможно или
нецелесообразно по технико-экономическим показателям.
Несимметрия нагрузок может иметь место и при работе трехфазных
нагрузок, например, дуговые печи, что обусловлено неустойчивостью горения дуги
и изменением ее сопротивления в каждой фазе в процессе горения.
Наиболее простыми и эффективными методами симметрирования являются:
равномерное распределение однофазных нагрузок, подключение симметричных
нагрузок на участках сети с большой мощностью коротких замыканий.
Ухудшение качества электроэнергии в результате внедрения новых
технологий должно учитываться как на этапе проектирования систем
электроснабжения, так и при их эксплуатации. Так, неучет отрицательных
последствий от несимметрии напряжений при подключении к энергосистеме тяговых
подстанций может привести к снижению срока службы всех двигателей региона более
чем в два раза. Поэтому этот процесс необходимо контролировать, а коэффициент
несимметрии не должен быть больше 2%.
Исходные данные напряжений, таблица 1.3:
0,43 кВ –
действующее значение междуфазного напряжения между фазами A и B основной частоты;
0,38 кВ –
действующее значение междуфазного напряжения между фазами B и C основной частоты;
0,41 кВ –
действующее значение междуфазного напряжения между фазами C и A основной частоты;
0,24 кВ –
действующее значение напряжения фазы A;
0,29кВ –
действующее значение напряжения фазы B.
Определим действующее значение напряжения прямой последовательности ( ) основной частоты по формуле
(Б.18) /1/:
; (13.1)
.
Определим действующее значение напряжения обратной последовательности ( ) основной частоты по формуле (Б.18)
/1/:
; (13.2)
Определим действующее значение напряжения нулевой последовательности ( ) основной частоты по формуле
(Б.23) /1/:
; (13.3)
.
Определим коэффициент несимметрии по обратной последовательности :
; (13.4)
.
Определим коэффициент несимметрии по нулевой последовательности :
; (13.5)
.
Примечание – Допускается вычислять коэффициенты несимметрии обратной и
нулевой последовательности по
формуле:
;
; (13.6)
;
. (13.7)
Полученные значения коэффициентов несимметрии сравним с нормально
допустимыми и предельно допустимыми значениями и .
Значения в точке
общего присоединения к электрическим сетям:
- нормально допустимое 2%;
- предельно допустимое 4%.
Значения в точке
общего присоединения к четырехприводным электрическим сетям с номинальным
напряжение 0,38 кВ:
- нормально допустимое 2%;
- предельно допустимое 4%.
В исследуемом случае значения коэффициентов несимметрии не проходят по
ГОСТу, следовательно, необходимо принять меры по симметрированию напряжения.
Данный ручной расчет подтверждается автоматизированным расчетом
приведенным на с.
Располагая значениями фазных напряжений (0,43 кВ; 0,29 кВ) и междуфазных напряжений (0,43 кВ; 0,38 кВ; 0,41 кВ) построим векторную диаграмму, рисунок 13.1
Рисунок 13.1 – Векторная диаграмма междуфазных и фазных напряжений
Для построения векторных диаграмм напряжения прямой, обратной и нулевой
последовательности представим в комплексной форме. За основное междуфазное
напряжение примем напряжение между фазами А и В (, ,
):
;(13.8)
кВ;
; (13.9)
кВ;
; (13.10)
.
Рисунок 13.2 – Векторная диаграмма напряжения прямой последовательности
Рисунок 13.3 – Векторная диаграмма напряжения обратной
последовательности
Рисунок 13.4 – Векторная диаграмма напряжения нулевой
последовательности
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ:
УСТАНОВИВШЕГОСЯ ОТКЛОНЕНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
,КОЭФФИЦИЕНТА НЕСИММЕТРИИ НАПРЯЖЕНИЙ ПО ОБРАТНОЙ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТИ, КОЭФФИЦИЕНТА
НЕСИММЕТРИИ НАПРЯЖЕНИЙ ПО НУЛЕВОЙ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТИ
Объект
РУ 0.4 кВ
Дата
" 24 " февраля 2005 г.
Время
11 час 30 мин.
Исходные
данные
Действующие
значения междуфазных напряжений ( кВ ) :
Uном
= 0.380, U АB = 0.430, U ВC = 0.380, U CА = 0.410
Для
трехфазной четырехпроводной системы
Действующие
значения фазных напряжений ( кВ ) :
Uном.ф
= 0.21939, U А = 0.24000, U В = 0.29000, U С = 0.18608
Результаты
Действующие
значения напряжений:
прямой
последовательности ( междуфазное ) U1 = 0.406 кВ,
обратной
последовательности ( междуфазное ) U2 = 0.029 кВ,
нулевой
последовательности ( фазное ) U0 = 0.0592 кВ.
Показатели
качества электроэнергии :
╔═════════════
Установившееся отклонение напряжения ══════════════╗
║
Полученное значение бUу (%) Допустимое значение бUу (%) * ║
║
нормальное предельное ** ║
║
6.88 от - 5 до + 5 от - 10 до + 10 ║
╚═════════════════════════════════════════════════════════════════╝
║
Полученное значение К2u (%) Допустимое значение K2u (%) *** ║
║
нормальное предельное ** ║
║
7.12 ( 7.61 ) не более 2 не более 4 ║
╚═════════════════════════════════════════════════════════════════╝
╔
Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности╗
║
Полученное значение К0u (%) Допустимое значение К0u (%) *** ║
║
нормальное предельное ** ║
║
25.26 ( 27.00 ) не более 2 не более 4 ║
╚═════════════════════════════════════════════════════════════════╝
*
Допустимые бUу нормируются на выводах электроприемников.
**
Показатели КЭ, определяемые в течение 24 ч, не должны выходить за предельно
допустимые значения, а с вероятность 95 % не должны выходить за нормально допустимые
значения.
***
Допустимые К2u и К0u нормируются в точках общего присоединения к электрическим
сетям, причем К0u нормируется для Uном = 0.38 кВ.
Класс
точности вольтметра 2%
Измерения
провел
______________________________
( О. Капитонов )
Литература
1 ГОСТ 13109-97. Электрическая энергия. Совместимость технических средств
электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах
электроснабжения общего назначения.– Взамен ГОСТ 15109-87: Ввел. 01.01.99. –
Минск: Изд-во стандартов, 1998
2 Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору
электрооборудования / Под ред. Б.Н. Неклепаева. – М. : Изд-во НЦ ЭНАС, 2001
3 Правила устройства электроустановок. – 6-е изд. – М.:
Главгосэнергонадзор России, 1998
4 Правила применения скидок и надбавок к тарифам на электрическую
энергию за потребление и генерацию реактивной энергии. – Промышленная
энергетика, 1998 ; № 10
5 Правила эксплуатации электроустановок потребителей / Госэнергонадзор
Минтопэнерго РФ. – М. : Энергосервис, 2003
6 Справочник по проектированию электроснабжения / Под ред. Ю.Г.
Барыбина, - М. : Энергоатомиздат, 1990
7 Справочник по проектированию электрических сетей и
электрообору-дования / Под ред. Ю.Г. Барыбина. - М. : Энергоатомиздат, 1991
8 Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и
подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования:
Учеб. Пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1989
9 Электроснабжение промышленных предприятий. Применение пакета
прикладных программ ПРЭС – 1: Методические указания. – Чебоксары: Чуваш. ун-т,
1993
10 Электроснабжение промышленных предприятий. Применение пакета
прикладных программ ПРЭС – 2: Методические указания. – Чебоксары: Чуваш. ун-т,
1993
11 Электроснабжение промышленных предприятий. Применение пакета
прикладных программ ПРЭС – 5: Методические указания. – Чебоксары: Чуваш. ун-т,
1995
12 Электроснабжение промышленных предприятий. Применение пакета
прикладных программ ПРЭС – 7: Методические указания. – Чебоксары: Чуваш. ун-т,
1995
13 Дьяков В.И. Типовые расчеты по электроснабжению: Практическое
пособие. – М.: Высшая школа, 1991