2. Защитное зануление в электроустановках напряжением до 1 кВ — преднамеренное соединение открытых проводящих частей с глухозаземленной нейтралью генератора или трансформатора в сетях трехфазного тока, с глухозаземленным выводом источника однофазного тока, с заземленной точкой источника в сетях постоянного тока, выполняемое в целях электробезопасности.

3. Эу делятся в зависимости от режима работы нейтрали:

- с глухозаземленной нейтралью;

В ЭУ до 1 кВ для одновременного питания трехфазных и однофазных нагрузок применяют схему ГЗН. В таких сетях нулевой проводник служит для защитного зануления. При пробое изоляции на корпус возникает однофазное КЗ, которое приводит к отключению выключателя или перегорания предохранителей.

- с эффективно заземленной через активное сопротивление нейтралью;

Эффективность заземления характеризуют отношением максимального напряжения неповрежденной фазы относительно земли при замыкании на землю U_фз к нормальному фазному напряжению U_ф; коэффициент эффективности заземления нейтрали К_З = U_фз / U_ф. Если К_З ≤ 1,4, то такое заземление нейтрали называют эффективным, а сеть – эффективно заземленной. В эффективно заземленных сетях нарушение изоляции на землю означает КЗ, сопровождающееся протеканием больших аварийных токов. Поврежденный участок подлежит быстрому автоматическому отключению устройствами релейной защиты с последующим АПВ.

- с компенсированной индуктивностью нейтралью;

При значительных емкостных токах линий до 35 кВ, применяют дугогасящие катушки, подключаемые к нейтрали трансформаторов. Гашение дуги обеспечивается индуктивностью катушки, которая компенсирует емкостный ток замыкания на землю.

- с изолированной нейтралью.

В сетях напряжением до 35 кВ включительно применяют изолированную нейтраль. Это означает, что средняя точка обмоток ВН трансформатора не соединена с землей. Однофазное замыкание при такой системе электроснабжения на землю, не приводит к аварийному отключению поврежденной линии, так как ток замыкания на землю довольно незначителен, его величина обусловлена только емкостью двух неповрежденных фаз относительно земли.

3. (41) Режимы выдачи мощности электростанций. Взаимосвязь балансов активной и реактивной мощностей, частоты и напряжения в ээс. Качество электрической энергии.

Графики нагрузки энергосистемы характеризуется крайней неравномерностью. Это связано с тем, что часть потребителей электроэнергии работает круглосуточно (например, трехсменные промышленные предприятия), часть — только днем (односменные промышленные предприятия), а часть — только в определенные часы суток (освещение). В результате при суммиро­вании всех нагрузок получается зависимость электрической нагрузки от времени суток, которую называют суточным графиком электрической нагрузки. Выработка электроэнергии в соответствии с этим графиком называется покрытием электрического графика нагрузки.

Обычно в обеспечении графика нагрузки участвуют установки разной мощности, топливной экономичности и маневренности. При этом имеет место специализация электростанций в покрытии отдельных частей графика нагрузки. 

График электрической нагрузки принято делить на три зоны: базовую, полупиковую и пиковую. Базовая зона лежит ниже уровня минимальной нагрузки. (Отношение минимальной нагрузки к ее максимальному значению называется коэффициентом неравномерности графика нагрузки (α)). Если на графике нагрузки провести линию, соответствующую средней нагрузке, то область, лежащая выше этой линии, называется пиковой зоной. (Отношение средней нагрузки к максимальной называется плотностью графика нагрузки (β)). Область графика, расположенная между пиковой и базовой зоной, называется полупиковой.

Крупные высокоэкономичные электростанции целесообразнее использовать с наибольшей возможной нагрузкой значительную часть года. Это так называемые базовые электростанции. Станции, используемые в течение короткого периода времени только для покрытия максимумов нагрузки, соответственно являются пиковыми. Кроме того, в энергосистемах работают электростанции, занимающие промежуточное положение по годовому числу часов использования своей мощности, - полупиковые.

Нагрузка между отдельными электростанциями распределяется таким образом, чтобы обеспечить максимальную экономичность работы в целом по энергосистеме.

Покрытие базовой части суточного графика нагрузки наиболее экономично обеспечивать за счет: АЭС, работающих главным образом в базовой части графика нагрузки энергосистемы из-за затруднений регулирования их мощности; ТЭЦ, работающих максимально экономично тогда, когда их электрическая мощность соответствует тепловому потреблению. В отдельные периоды (например, во время паводков), а также в тех энергосистемах, где доля установленной мощности велика (например, в Сибири), к покрытию базовой части графика привлекаются и ГЭС.

Использование электростанции с мощными дорогостоящими высокоэкономичными энергоблоками, в том числе и ТЭЦ, для покрытия полупиковой и тем более пиковой зон графика нагрузки нецелесообразно. Поэтому используют ГЭС в полупиковой зоне.

Для обеспечения наиболее экономичной работы энергосистемы в пиковых частях суточного графика нагрузки необходимо иметь достаточные маневренные мощности. Для этого больше всего подходят ГЭС и ГАЭС, поскольку рабочая мощность ГЭС легко изменяется в широких пределах - от минимальной в часы малой нагрузки энергосистемы до максимальной в ее пиковые часы, а т.ж. они допускают частые включения и отключения агрегатов.

Агрегаты ГАЭС в часы минимальной нагрузки успешно работают в насосном режиме, перекачивая воду из нижнего водохранилища в верхнее и увеличивая тем самым нагрузку ТЭС и АЭС, а в часы максимума нагрузки системы переходят на работу в турбинном режиме, разгружая ТЭС и АЭС от кратковременной пиковой нагрузки.

Помимо гидравлических станций к числу специализированных пиковых электростанций относятся, например, газотурбинные, имеющие относительно низкий кпд, но высокие маневренные свойства и к тому же малую стоимость.

Взаимосвязь балансов активной и реактивной мощности частоты и напряжения в ЭЭС. Качество электрической энергии.

Баланс активной мощности- равенство генерируемой и потребляемой мощности на интервале времени t. , где сум. Мощность генераторов, нагрузка потребителей, сум мощность потерь в сетях с учетом потребления на С.Н.

Баланс реактивной мощности:, где мощность компенсируемых устройств, зарядная мощность ЛЭП.

При уменьшении приходной части баланса происходит уменьшение уровней напряжения, а при увеличении наоборот. U-один из показателей качества ЭЭ, следовательно регулируя баланс реактивной мощности, необходимо поддерживать его определенные уровни.

Связь балансов акт. мощности и частоты системы. При небалансе актив. мощности нарушается электрическое равновесие на валах агрегатов системы, это вызывает изменение частоты системы. Допустим на валу агрегата существует баланс: .

Уравнение состояния агрегата имеет вид:. I-инерция вращения, 2 – угловая скорость вращения; ускорение. Если у агрегата имеется баланс активной мощности, то .

Допустим нагрузка увеличилась на величину , тогда баланс мощности нарушится, агрегат тормозится, ускорение уменьшается. Автоматика турбины реагирует на торможение агрегата и открыв НА, следовательно увеличиваем впуск воды в турбину. Увеличивается мощность турбины и частота, следовательно восстанавливается баланс и

Требования к качеству ЭЭ сформулированы в межгосуд. стандарте и устанавливают показатели и нормы качества ЭЭ в эл. сетях систем электроснабжения:

1)Отклонение частоты ∆f (∆f_норм= ∆f_пред=).

2) Установившееся отклонение ∆U_y (∆U_{y норм}=, ∆U_{y пред}= для сетей до 1кВ и 6-10кВ; по условии работы изоляции ∆U_{y пред} для 6-20 кВ- 20%, 35-220кВ-15%, 330- 10%, 500-750-5%)

3)Размах изменения ∆U_t (допустимое значение установливается в зависимости от частоты его появления)

4) доза фликера (колебания) (восприятие человеком колебаний светового потока освещения, вызванного колебаниями напряжения)

5) коэффициент искажения сунусоидальности кривой напряжения (0,38 кВ)

6) коэффициент n-ой гармонической составляющей U – K_U(n) (K_U(n)норм – в зависимости от U и исполнения сети, № гармоники, K_U(n)пред=1,5 K_U(n)норм)

7) Коэффициент несимметрии U по обратной последовательности K_2U (K_{2U норм}=2%, K_{2U пред}=4%)

8) коэффициент несимметрии U по нулевой последовательности K_0U (2 и 4%)

9) глубина и длительность провала ∆U_п, ∆t_n (при UкВ, ∆t_{n пред} =30с, ∆U_п не нормируется)

10) импульсное напряжение Uимп (не нормируется, возникает при высокочастотн. Имп. При коммутации сети работе разрядников)

11) коэффициент временного перенапряжения К_перU (не нормируется, возникает при коммутации или КЗ)