33. Расчёт тока трёхфазного кз на участке сети внешнего электроснабжения. Учёт мощности внешней электрической системы.

Последовательность действий при расчете токов короткого замыкания следующая:

1. Составляется схема замещения (из реактивных сопротивлений элементов).

2. Схема замещения эквивалентируется (последовательным и параллельным сложением элементов) до элементарной цепи (ЭДС – сопротивление).

3. По закону Ома рассчитывается ток замыкания.

В практических расчетах коротких замыканий учет электрической системы часто производят приближенно. Источники, расположенные относительно близко к месту короткого замыкания, учитывают своими параметрами, а всю остальную часть электрической системы, где со­средоточена преобладающая часть генерирующей мощ­ности, обычно рассматривают как источник бесконечной мощности, участие которого в питании короткого замыкания ограничено только сопротивлениями тех элемен­тов (линии, трансформаторы, реакторы и пр.), через которые точка короткого замыкания связана с этой частью системы.

Если известна величина начального сверхпереходного тока I^’’ или мощности S^’’_к при трехфазном КЗ в какой-либо точке системы, по ней легко определить реактивность системы относительно этой точки:

где U_cр —среднее напряжение той ступени, где известен ток I;

I_б—базисный ток на той же ступени, что и ток I.

За этой реактивностью считают подключенным источ­ник бесконечной мощности, т. е. напряжение за x_с принимают неизменным и равным U_cp.

Если известна величина начального сверхпереходного тока I или мощности S_к при трехфазном коротком замыкании в какой-либо точке системы, по ней легко определить реактивность системы относительно этой точки:

34. Ограничение токов кз. Целесообразность ограничения токов кз.

Способы и средства ограничения токов КЗ в сетях систем электроснабжения

Максимальный уровень токов КЗ для сетей 35 кВ и выше ограничивается параметрами выключателей трансформаторов, проводников и других электрооборудований, условиями обеспечения устойчивости энергосистемы, а в сетях генераторного напряжения, в сетях собственных нужд и в распределительных сетях 3 - 20 кВ -- параметрами электрических аппаратов и токопроводов, термической стойкостью кабелей, устойчивостью двигательной нагрузки.

Таким образом, уровень тока КЗ, повышающийся в процессе развития современной электроэнергетики, имеет в своем росте ряд ограничении, которые необходимо учитывать.

В настоящее время разработан комплекс мер, который позволяет регулировать уровни токов КЗ, ограничивать их при развитии электроустановок. Однако применение таких средств не является самоцелью и оправданно только после специального технико-экономического обоснования.

Наиболее распространенными и действенными способами ограничения токов КЗ являются: секционирование электрических сетей; установка токоограничивающих реакторов; широкое использование трансформаторов с расщепленными обмотками низшего напряжения.

Первый способ является эффективным средством, которое позволяет уменьшить уровни токов КЗ в реальных электрических сетях в 1,5 - 2 раза.

В месте секционирования образуется так называемая точка деления сети. В мощной энергосистеме с большими токами КЗ таких точек может быть несколько.

Секционирование электрической сети обычно влечет за собой увеличение потерь электроэнергии в линиях электропередачи и трансформаторах в нормальном режиме работы, так как распределение потоков мощности при этом может быть неоптимальным. По этой причине решение о секционировании должно приниматься после специального технико-экономического обоснования.

В распределительных электрических сетях 10 кВ и ниже широко применяется раздельная работа секций шин, питающихся от различных трансформаторов подстанции . Основной причиной, определяющей такой режим работы, является требование снижения токов КЗ, хотя и в этом случае отказ от непосредственной параллельной работы трансформаторов имеет свои отрицательные последствия: разные уровни напряжения по секциям, неравномерная загрузка трансформаторов и т. п. При мощности понижающего трансформатора 25 МВА и выше применяют расщепление обмотки низшего напряжения на две, что позволяет увеличить сопротивление такого трансформатора в режиме КЗ примерно в 2 раза по сравнению с трансформатором без расщепления обмотки.

К специальным техническим средствам ограничения токов КЗ в первую очередь относятся токоограничивающие реакторы.

Реакторы служат для ограничения токов КЗ в мощных электроустановках, а также позволяют поддерживать на шинах определенный уровень напряжения при повреждениях за реакторами.

35. В соответствии с ПУЭ электроприемники разделяются на три категории. К наиболее ответственным электроприемникам I категории отнесены такие, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, повреждение дорогостоящего оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства. Электроприемники I категории должны иметь питание от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Из состава электроприемников I категории выделена особая группа электроприемников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы для жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего основного оборудования. Для таких электроприемников должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого взаимно резервирующего источника, в качестве которого могут быть использованы местные электростанции, аккумуляторные батареи и т. п.

К электроприемникам II категории отнесены те, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей. Электроснабжение этих электроприемников рекомендуется обеспечивать от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. При этом для них допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями оперативного персонала. Электроснабжение этих потребителей должно быть востоновлено в течении 1 суток.

Остальные электроприемники отнесены к Ш категории. Их электроснабжение может выполняться от одного источника питания, если время для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения не превышает 1 суток.

Обеспечение нормируемого качества электроэнергии. Действующий стандарт на качество электроэнергии устанавливает нормативные допустимые отклонения напряжения на зажимах электроприемников ± 5 % и предельно допус-тимые отклонения напряжения ± 10 % (см. параграф 10.3). Вероятность появления отклонений напряжения между нормативными допустимыми и предельно допустимыми не должна превышать 0,05. Очевидно, что при проектировании системообразующих сетей, а также распределительных сетей напряжением 220—35 кВ невозможно контролировать отклонения напряжения у каждого электроприемника. Поэтому контроль осуществляется на каждой ступени напряжения. Длительно допустимые рабочие напряжения установлены по условию нормальной работы электрооборудования (табл. П 1.2). Однако, в проектных расчетах на эти напряжения ориентируются лишь в сетях 750—330 кВ, так как допустимые значения незначительно превышают номинальные напряжения.

В сетях 220—35 кВ схемы и параметры формируют обычно так, чтобы напряжения в любой точке сети в нормальных режимах составляли 1,1—1,0 от номинального напряжения. При таких условиях за счет устройств регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) трансформаторов оказывается возможным обеспечивать режим встречного регулирования напряжения на шинах 10—6 кВ подстанции в пределах 1,1—1,0 или 1,05—1,0 номинального напряжения. Тогда требования по обеспечению допустимых отклонений на зажимах электроприемников могут быть выполнены при проектировании сетей 10—6 кВ за счет соответствующего выбора их схем и параметров.

36. Основные показатели, критерии оценки и пути обеспечения надёжности электроснабжения.

Понятие надежности объекта (в нашем случае — оборудования, устройств и систем электроснабжения, рассматриваемых в периоды проектирования, производства, эксплуатации, исследований и испытаний) основано на сохранении во времени в установленных пределах значений всех параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения, технического обслуживания, ремонтов, хранения,транспортирования.

Надежность объекта:

• его безотказность

• ремонтопригодность

• долговечность

• сохраняемость

Надежность электроэнергетической системы: свойство осуществлять производство, преобразование, передачу и распределение ЭЭ в целях бесперебойного электроснабжения потребителей в заданном количестве придопустимых значениях показателей качества. Надежность электроэнергетической системы и установки обеспечивается безотказностью и восстанавливаемостью ее элементов, устойчивостью, управляемостью, живучестью и безопасностью как самой системы (установки), так и ее элементов.

Надежность электроснабжения исследуют по двум причинам: 1) затраты на резервирование составляют до 50 % затрат в системе электроснабжения; 2) ущерб от недостаточной надежности иногда соизмерим с затратами в системе электрики.

По особенности объекта выполнять заданные функции его состояние подразделяется:

Работоспособным называют такое состояние объекта, при котором все параметры, характеризующие способность выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской документации.

Предельным называют состояние, при котором дальнейшее применение объектов по назначению недопустимо или нецелесообразно либо восстановление его исправного или работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно.

Нарушение работоспособного состояния объекта называют отказами (нарушение изоляции токоведущих частей, приводящее к КЗ и последующему автоматическому отключению этого элемента системой защиты)

После отказа элементов системы электроснабжения могут потребоваться наладка, ремонт, осмотр, охлаждение до нормальной температуры, замена защитных устройств.

Наличие или отсутствие повреждений в объектах определяет исправное состояние, при котором он соответствует всем требованиям, установленным нормативно-технической документацией, или неисправное состояние, при котором он не соответствует хотя бы одному из требований нормативнотехнической документации. По способности объекта выполнять заданные функции его состояния подразделяются на работоспособное, при котором он способен выполнять заданные функции, сохраняя значения основных параметров, и неработоспособное, при котором значение хотя бы одного параметра, характеризующего способность выполнять заданные функции, не соответствует требованиям нормативно-технической документации.

По характеру исполнения и функционирования объекты могут быть восстанавливаемыми и невосстанавливаемыми. У первых после отказа работоспособность восстанавливается при ремонте и техническом обслуживании, у вторых восстановление работоспособности считается или является невозможным.

Важнейшие показатели надежности восстанавливаемых объектов:

1. средняя наработка между отказами Т₀;

2. среднее время восстановления Т_в;

3. интенсивность потока отказов , определяемая по уравнению

 = d/dt

где (t) — математическое ожидание числа отказов за время t.

Величина (t) зависит от времени нахождения объекта в эксплуатации и увеличивается с приближением предельного состояния. С достаточной для практики точностью считают, что в системах электроснабжения, где оборудование характеризуется относительно большим сроком службы (порядка 20 лет и больше)  = const. В этих условиях  = 1/Т.

Коэффициент готовности

К_Г = Т/(Т + Т_В)

Коэффициент вынужденного простоя

К_В=Т_В/(Т+Т_В) = 1 - К_г

Вероятность безотказной работы в течение заданного времени (времени наблюдения) t

Р(t) = е^-t

Вероятность N отказов за время t

q(N,t) = е^-t(t)^N/N!

Приведенные коэффициенты оценивают не единичные свойства, а два-три одновременно. Для одновременной оценки безотказности и ремонтопригодности используются: коэффициент готовности — вероятность работоспособного состояния в произвольный момент времени t (вероятность выполнения условия Т > t). Коэффициент простоя оценивает вероятность отказа q(t) и проведения ППР.

Усредненные вероятностные характеристики характерных элементов электрики приведены ниже:

Оборудование	, 1/г	Тв, ч
Разъединитель	0,01	2
Короткозамыкатель	0,02	10
Отделитель	0,03	10
Автоматический выключатель НН	0,05	4
Плавкий предохранитель ВН	0,1	2
Сборные шины напряжением до 10 кВ (на одно присоединение)	0,03	2
Кабельная линия ВН до 10 кВ (на 1 км), проложенная
в траншее	0,03	44
в блоках	0,005	18
Кабельная линия НН, проложенная в траншее (на 1 км)	0,1	24
Воздушная линия НН (на 1 км)	0,02	5
Синхронный генератор	1	100
Асинхронный электродвигатель
ВН	0,1	50
НН	0,1	160

Все математические модели надежности, используемые для количественной оценки, можно подразделить на элементарные, упрощенные, простые и сложные.

Элементарная модель основана на дифференцировании электроприемников и потребителей по характеру и тяжести последствий нарушения электроснабжения.

В упрощенной модели различают состояния работы и аварийного ремонта, оцениваемые вероятностными характеристиками. Восстановление после отказа, считающееся неограниченным (полным), осуществляют при ремонте. Резервирование считается только нагруженным, мощности потребителей — детерминированными, особые режимы работы не учитываются.

В простой модели учитывают ППР, возможности восстановления после отказа автоматическими или ручными переключениями и ряд особых режимов.

В сложных моделях, практически не используемых в сетях электрики, предлагаются для учета все особенности реальной системы.

Методы расчета надежности могут быть также разбиты на следующие группы:

1. элементарные, когда оценка надежности производится с помощью инженерных (опосредованных) или даже натуральных показателей, не требующие использования специального математического аппарата,

2. простые, основанные на использовании эмпирически разработанных аналитических подходов или на логико-вероятностных специализированных топологических и комплексных методах;

3. сложные — общие топологические, матричные и общие аналитические методы расчета надежности

Системный подход заключается в согласовании точности исходных данных, математических моделей и методов их исследования. Качество исходных данных (статистика) о показателях надежности электрооборудования (вместе с показателями ущерба от нарушения электроснабжения и сведениями о режимах работы и ППР) оценивают по точности — ширине доверительного интервала, покрывающего показатель, и по достоверности — вероятности не совершить ошибку при выборе этого интервала. Точность математическихмоделей надежности оценивают по их адекватности реальному объекту, а точность метода расчета надежности — по адекватности полученного решения идеальному. Исследование точности исходных данных выявило целесообразность их оценки не в целом для системы, а для отдельных иерархических уровней.

В реальной системе из общего числа отказов (разновидность отказов; способы локализации отказов) не более пяти можно отнести к числу значимых по последствиям, определяющих уровень надежности системы электроснабжения в целом. Значимость отказа характеризуется, с одной стороны, требованием к надежности электроснабжения технологического процесса, а с другой стороны — степенью обеспечения этих требований и в целом определяется оценкой ущерба из-за данного вида отказа.

Наиболее распространенные значимые отказы — полный перерыв электроснабжения наиболее чувствительных потребителей на время автоматических и ручных переключений и ремонтов. Когда экономической оценкой надежности служат усредненные показатели ущерба, показателем надежности служит вычисленный по активной мощности условный недоотпуск электроэнергии.

Существует много методов повышения надежности. Основной из них — резервирование, т. е. применение дополнительных элементов для обеспечения повышенной надежности, применяется в двух вариантах:

1) жесткое резервирование;

2) резервирование путем переключения.

В электрике применяется второй вариант, основанный на автоматическом включении резерва (АВР) и использовании агрегатов гарантированного питания (АГП). АГП — проверенное длительным опытом эксплуатации средство повышения надежности электроснабжения и работы электрооборудования промышленных предприятий. Эффективность работы обеспечивается применением, например, тиристорных выключателей в схемах АВР, увеличением быстродействия приводов выключателей.

37. Этот вопрос имеет много решений. Один из них это определение вероятности статистической характеристики возможного перегрева электроснабжения или отказа.

По условию эксплуатации по различным электроэнергетических систем, подразделениям ведется строгая отчетность аварийных состояний:

На каком напряжении, какой элемент вышел из работы, сколько времени длится ремонт.

Каждое отделение(?) случайного события (отказ Т), при массовости обобщённости характеризуется закономерностями неслучайных показателей вероятности отказа.

Составляется схема замещения надежности:

Теорема сложения вероятностей:

- Отказ одновременно трех линий W обесточит ЭП.

Расчет произведения:

p – отказ, q – надежность. Если p уменьшается, то q увеличивается.

Для реальных схем – сочетание последовательных и параллельных участков. Поэтому для реальных схем, для определения применяют теорему сложения так и теорему умножения вероятностей.

Покажем это на следующей схеме:

Определим , для каждого составим схему замещения.

Потребление электроэнергии:

Ущерб: , Э_НД – недоотпущенная.

, где .

(Не из лекций Герасименко)

Количественная оценка надежности электроснабжения. Определение ущерба.

При проектировании сетей выбирается уровень надежности электроснабжения потребителей, и производиться технико-экономическое сравнение различных вариантов схем сети. При сравнении вариантов определяется ожидаемое значение ущерба при возможных перерывах электроснабжения. Ущерб в этом случае носит вероятностный характер. Задача сводиться к определению математического ожидания (среднего значения) ущерба У за определенный период эксплуатации, обычно за 1 год. При этом определяются вероятностные характеристики, от которых зависит надежность схемы.

Определение ущерба при аварийном отключении и отключении на планово-предупредительный ремонт одноцепной линии протяженностью l, км.

[МВт·ч] (8)

(9)

где – количество энергии, получаемой в течении года потребителями, присоединенными к данной линии.

Ущерб, получаемый при аварийном отключении линии

, (10)

где – удельная стоимость 1МВт·ч недоотпущенной энергии.