лабСЭС

где T	c	– постоянная времени нагрева кабеля, с;
0	A

		3I 2 R
	уст	0	– установившееся значение перегрева, °С.	(3.3)
		A0

Решением уравнения (3.2) является зависимость перегрева от времени

t

(t)	уст	(	уст	0	)e T0	,	(3.4)

кривая которого для простейшего одноступенчатого графика тока приведена на рис.4.

I(t), ν(t)	I(t)=const

νуст

ν(t)

I(t)=0

0	T	0	t1

Рис.4. График перегрева

При t≤0, I(t)=0, ν(t)=0. При 0 ≤ t≤ t1 по кабелю протекает ток I(t) = const и происходит нагрев кабеля от ν(t)=0 до νуст no экспоненте (3.4).

Величина Т0 характеризует время нагрева кабеля от любой исходной температуры до νуст при условии отсутствия теплоотдачи с поверхности кабеля в окружающую среду. Величина νуст – температура перегрева, при достижении которой наступает тепловое равновесие: количество тепла,

выделяемого в кабеле при протекании по нему тока равно количеству тепла,

отдаваемого с поверхности кабеля в окружающую среду.

I max ,

При t≥t1 ток в кабеле отключен, кабель охлаждается, температура перегрева уменьшается от νуст до нуля с той же постоянной времени Т0.

Только в этом случае Т0 – время, в течение которого температура кабеля уменьшается до температуры окружающей среды при условии постоянства теплоотвода с поверхности кабеля, равного теплоотводу при νуст.

Задаваясь значением νуст=νдд. можно определить величину длительно допустимого тока Iдд

	Iдд		дд A		.
			3R0

Эта величина Iдд указывается в справочных данных для каждой марки и сечения жил кабеля, для различных условий прокладки (в земле, в воздухе).

Итак, длительно допустимый ток – это такая величина тока в кабеле, при которой его установившаяся температура перегрева равна νдд, а срок службы его изоляции равен нормативному (20 лет).

Представим себе, что каким-либо способом получен график температуры перегрева ν(t) для заданного графика тока I(t). На этом графике максимальное значение νmax может не совпадает по времени с максимальным значением тока. Максимальный ток протекает короткое время и не вызывает из-за инерционности процесса нагрева максимального перегрева. Подставив значение νуст=νmax в выражение для установившегося перегрева найдем расчетный ток Iр:

	I р		max A		.	(3.5)
			3R0

Итак, расчетный ток – это такое эквивалентное неизменное во времени значение тока, которое вызывает установившийся перегрев проводника,

равный максимальному перегреву при изменчивом графике тока I(t).

В действительности получить график ν(t) сложно. Поэтому для нахождения Iр используют, так называемый, принцип максимума средней нагрузки, который заключается в том, что при оптимальном значении Θ=3Т0

максимальное значение графика IΘ(t) равно расчетной нагрузке I р

т.е. оптимальным для Θ является такой интервал времени, когда перегрев проводника в конце этого интервала не зависит от перегрева в начале, а

целиком определяется энергией на интервале Θ.

На практике при построении суточных графиков электрической нагрузки во многих случаях принимают Θ=30 мин, что соответствует Т0=10

минут, характерному для проводов и кабелей сечением 10...25 мм2,

являющихся наиболее массовыми в сетях напряжением до 1000 В.

3.3.Порядок выполнения работы

3.3.1.Рассчитать теплоотдачу с поверхности трансформатора Т4 и

кабельной линии электропередачи, используя выражение (3.3) и паспортные данные указанных элементов.

3.3.2.Для каждого интервала времени суточного графика нагрузки рассчитать температуру перегрева трансформатора Т4 и кабельной линии электропередачи на начальный и конечный моменты времени, используя выражения (3.3) и (3.4).

3.3.3.Построить на одном рисунке график токовой нагрузки кабельной линии электропередачи, питающей трансформатор Т4, графики температуры перегрева кабеля и трансформатора.

3.3.4.По графикам изменения температуры перегрева кабеля и трансформатора Т4 найти максимальные значения температуры перегрева и определить по выражению (3.5) расчетный ток для указанных элементов.

Сопоставить полученные значения расчетного тока с допустимыми и сделать

выводы.

3.3.5. Оформить отчет по лабораторной работе.

3.4.Контрольные вопросы

3.4.1.Что такое расчетная электрическая нагрузка?

3.4.2.Что понимается под длительно допустимой нагрузкой кабеля?

3.4.3.Чем определяется величина перегрева кабеля и трансформатора при изменяющейся нагрузке?

3.4.4.Какими факторами определяется величина максимального перегрева элемента электрической сети?

3.4.5.Чем ограничивается допустимый перегрев кабеля и трансформатора?

3.4.6.Что такое принцип максимума средней нагрузки?

3.4.7.В чем состоит сущность вероятностной модели расчетной

нагрузки?

3.4.8.Назовите три вида допустимой температуры перегрева элемента электрической сети.

3.4.9.В чем заключается физический смысл постоянной времени нагрева элемента электрической сети?

3.4.10.Какие величины электрической нагрузки являются расчетными для проводников и трансформаторов?

Лабораторная работа № 4

АНАЛИЗ И РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

4.1. Цель работы

Исследование и анализ режимов напряжения, изучение технических средств и принципов регулирования напряжения в системах электроснабжения.

4.2. Теоретические сведения

Расчет режима сетей систем электроснабжения по напряжению допустимо производить без учета поперечной составляющей падения напряжения и при оценке тока узла нагрузки использовать значение номинального напряжения сети вместо неизвестного напряжения узла нагрузки, определяемого в результате итерационного вычислительного процесса. Эти обстоятельства упрощают расчет режима сети по напряжению,

который может быть реализован на примере простейшей расчетной схемы,

представленной на рис 5.

Рис.5. Расчетная схема

Напряжение узла нагрузки при учете только продольной составляющей падения напряжения определяется по выражению

U 2 U1	U U1	PR QX	,
		U Н

где U 2 – искомое напряжение узла нагрузки; U1 – напряжение узла питания;

U – потеря напряжения на сопротивлениях элементов электрической сети;

U Н – номинальное напряжение сети.

При совместном расчете режима распределительных сетей 10 кВ и 0,38

кВ оценки напряжений в узлах и потерь напряжения в элементах удобней представлять в процентах от номинального напряжения. Тогда отклонение напряжения от номинального в узле нагрузки будет оцениваться по

выражению

		V2 V1		V		E ДОБ ,
где E ДОБ –	добавка напряжения		с	помощью					изменения		коэффициентов
трансформации		трансформаторов;		V		U1		U Н		100	– отклонение
				1			U Н
напряжения	в	узле питания, %;	V		PR		QX		– потеря		напряжения на
					U Н2 10

соответствующем элементе в процентах от номинального (P, Q – нагрузка,

передаваемая по элементу, кВт, квар; R, X – сопротивления элемента, Ом;

U Н – номинальное напряжение, к которому приведены сопротивления элемента, кВ).

Эффективность электрификации технологических процессов в большой степени зависит от качества электрической энергии, доводимой до них, и основную роль при этом играет такой показатель качества как отклонение напряжения.

При огромной разветвленности распределительных сетей системы электроснабжения, различной электрической удаленности электроприемников от источников энергии и изменяющейся во времени загрузки еѐ элементов величина напряжения на зажимах электроприемников различна и также изменяется во времени. Эти причины приводят к необходимости принятия мер по поддержанию напряжения на зажимах электроприемников хотя бы в пределах, регламентированных ГОСТ 13109-

97, когда осредненное на минутном интервале времени отклонение напряжения должно находиться в диапазоне ±5 % с вероятностью 0,95 на суточном интервале времени, а предельно допустимые отклонения за оставшееся время − ±10 %. В связи с этим в узлах электрических сетей систем электроснабжения устанавливаются технические средства,

обеспечивающие регулирование напряжения.

Техническими средствами регулирования напряжения в системах электроснабжения являются: устройства для изменения коэффициентов трансформации силовых трансформаторов; установки для компенсации реактивной мощности; установки продольной компенсации.

Устройство для изменения коэффициентов трансформации

выполняется в виде регулятора под нагрузкой (РПН) на трансформаторах ГПП, либо в виде переключателя без возбуждения (ПБВ) на трансформаторах ТП 10/0,4 кВ. Коэффициент трансформации ( KТ ) определяется отношением числа витков первичной (W1 ) и вторичной (W2 ) обмоток

K	Т	W1		U1	.
		W2		U2
Отсюда напряжение вторичной обмотки будет определяться
подводимым напряжением первичной				обмотки и изменяющимся

коэффициентом трансформации по выражению U	2	U1	.
		KТ

Отпайки (анцапфы) для изменения коэффициента трансформации выполняются на обмотке высшего напряжения с целью облегчения, а

соответственно, и снижения стоимости переключающей контактной системы.

Количество отпаек для изменения коэффициента трансформации и шаг его изменения определяется заводом-изготовителем. Для трансформаторов 10/0,4

кВ – это пять ступеней по 2,5%, которые приводят к добавке напряжения по отношению к номинальному напряжению 0,38 кВ в виде: 0%; 2,5%; 5%;

7,5%; 10%. Устройство РПН может быть использовано для регулирования напряжения в реальном масштабе времени, а устройство ПБВ – при переходе

от одного характерного режима работы к другому, т.е. при переходе от сезона к сезону.

Установки для компенсации реактивной мощности приводят к изменению потоков реактивной мощности в электрической сети системы электроснабжения и, следовательно, к изменению потерь напряжения на еѐ элементах и, как следствие, к изменению режима напряжения в узлах электрической сети, рассчитываемого по выражению

	U2 U1	U U1	PR	(Q QКУ ) X	,
				U Н
где U2	– искомое напряжение узла нагрузки; U1 – напряжение предыдущего
узла;	U – потеря напряжения на сопротивлениях элемента электрической
сети;	UН – номинальное	напряжение		сети; QКУ – мощность

компенсирующего устройства, установленного в узле нагрузки.

Установка продольной компенсации представляет собой конденсатор,

включенный последовательно с элементами электрической сети и, так как

продольная реактивность элементов (линий электропередачи,

трансформаторов) имеет индуктивный характер, то включенный конденсатор уменьшает суммарную реактивность сети. При этом уменьшится потеря напряжения в электрической сети и в узле нагрузки увеличится напряжение,

которое может быть рассчитано по выражению

U	2	U	1	U U	1	PR Q( X Х С )	,
						UН

где XС – емкостное сопротивление конденсатора. В этом и проявляется регулирующий эффект установки продольной компенсации.

В системах электроснабжения распространены первые два технических средства для регулирования напряжения – устройства для изменения коэффициентов трансформации силовых трансформаторов и установки для компенсации реактивной мощности.

При реализации мероприятий по регулированию напряжения используются такие понятия как местное и централизованное регулирование.

Местным является регулирование – когда контроль напряжения ведется в узле, где установлено регулирующее средство. Например, регулирование напряжения в системе электроснабжения осуществляется с помощью устройства ПБВ на подстанции 10/0,4 кВ и здесь же на сборных шинах 0,4 кВ производится контроль напряжения. А централизованным является регулирование – когда контроль напряжения ведется в узле ниже по иерархической структуре, чем узел, в котором установлено регулирующее средство. Так, например, регулирование напряжения в системе электроснабжения осуществляется с помощью РПН на ГПП, а контроль напряжения производится в ниженаходящихся узлах (ТП 10/0,4 кВ, РП-0,38

кВ или зажимы электроприемников).

Решение задачи регулирования напряжения в системе электроснабжения при характерных режимах работы электрифицированного технологического процесса целесообразно начинать с оценки наилучших положений ПБВ на всех ТП 10/0,4 кВ. Для этого необходимо при известных или прогнозируемых графиках нагрузки по подстанциям и определенном режиме регулирования напряжения на шинах источника питания (подстанция электроэнергетической системы) рассчитать среднесуточные отклонения напряжения на шинах 0,4 кВ ТП. При этом в расчетах необходимо принять среднее положение РПН и средние значения мощностей установленных конденсаторных батарей, что позволяет иметь возможность дальнейшего регулирования напряжения в меньшую и большую сторону.

В настоящее время широко распространен принцип встречного регулирования напряжения, который заключается в том, что в часы максимальных нагрузок на шинах 10,5 кВ ГПП величину напряжения поддерживают на 5% выше номинального, а в часы минимальных нагрузок – номинальным, чтобы скомпенсировать изменяющиеся потери напряжения в электрической сети.

4.3.Порядок выполнения работы

4.3.1.Подготовить лабораторную установку для проведения работы:

включить питание установки, включить и загрузить компьютер программой «ScadaSES»;

включить трансформатор Т4, синхронный двигатель с минимальной компенсирующей способностью, отключить трансформатор Т3, включить обобщенную нагрузку S 1 на шинах 10,5 кВ ГПП, отключить конденсаторные батареи БК1, БК2, БК3, БК4 и фильтрокомпенсирующее устройство;

РПН и ПБВ установить в нулевые положения;

установить переключатель «Работа-Программирование» в

положение «Программирование», а переключатель «Автоматическое-

Ручное» в положение «Ручное» и нажимая последовательно кнопку

«Программирование» запрограммировать установленное положение лабораторной установки на всех 48 получасовых интервалах времени;

переключатель задания уровня напряжения в сети 110 кВ установить в положение, указанное преподавателем. Кнопкой «Сброс» поставить установку в нулевое положение по индикатору интервалов времени.

4.3.2. Подключить мультиметр к гнездам «U t » на шинах РП, если регистрация суточного графика напряжения будет производиться с помощью него.

4.3.3.Запустить установку нажатием кнопки «Пуск» и, если регистрация суточного графика напряжения на шинах РП осуществляется с помощью мультиметра, записать осредненные на интервалах показания прибора.

4.3.4.Считать суточные графики напряжений на шинах 10.5 кВ ГПП и шинах 0,4 кВ ТП из компьютера и перевести их значения в именованные единицы, умножая на соответствующие коэффициенты по паспорту стенда.

4.3.5.Построить вышеуказанные графики, рассчитать средние значения

исреднеквадратические отклонения, оценить качество напряжения в указанных узлах электрической сети в соответствии с ГОСТ 13109 – 97.