Шпаргалка по "Безопасности жизнедеятельности"

 

19. Схемы замещения элементов электроэнергетической системы (ЛЭП, трансформаторов).

При расчетах режимных параметров сетей в первую очередь составляются схемы замещения и определяются их параметры. При этом магнитные  связи заменяются электрическими.

В зависимости от рассматриваемого режима источники (синхронные генераторы) в схемы замещения вводятся с соответствующими значениями ЭДС и сопротивлений. Так при рассмотрении установившихся режимов синхронные генераторы и компенсаторы вводятся в схемы замещения ЭДС холостого хода и синхронной реактивностью по продольной оси X_d (рис. 51.19).

Значения синхронных реактивностей  по продольной оси машин приводятся в справочниках, а величина ЭДС  холостого хода, которая при заданной нагрузке обеспечивает необходимый уровень напряжения на зажимах генератора, определяется по выражению

 

где - угол между векторами напряжения Uro и тока Iq, который находится по формуле .

При расчетах начальных значений токов коротких замыканий синхронные машины вводятся в схемы замещений  начальными значениями   сверхпереходных  ЭДС и сверхпереходными реактивностями по продольной оси . Все остальные элементы СЭС при расчетах установившихся режимов вводятся в схемы замещений в виде пассивных элементов, т.е. своими активными и реактивными сопротивлениями и проводимостями.

В общем случае кабельные и воздушные  линии, а также токопроводы в схемах замещений часто представляют в виде П-образных четырехполюсников (рис. 51.20).

Активные проводимости G_Л изображенные на схеме, обусловлены несовершенством изоляции фаз, а емкостные В_л тем, что фазный провод и земля (оболочка кабеля) представляют собой обкладки конденсатора.

Численные значения элементов  схемы замещения определяются по формулам

Рис. 51.21. Схема  замещения двухобмоточного трансформатора

где и - удельные активная и реактивная сопротивления линии, Ом/км; и - удельные активная и емкостная проводимости линии, 1/Ом*км; l - длина линии, км.

Одним   из   распространенных     элементов сетей являются силовые трансформаторы. Чаще всего в СЭС используются двухобмоточные трансформаторы и реже трехобмоточные. На рис. 51.21 представлена наиболее часто используемая Т-образная схема замещения двухобмоточного трансформатора.

Отметим, что параметры  элементов схем замещения трансформаторов приводятся к одному из его уровней напряжения (в нашем случае к уровню напряжения первичной обмотки). При составлении общей схемы замещения СЭС они могут быть приведены к любому другому уровню напряжения.

Численные значения параметров схем замещения трансформаторов вычисляются через паспортные данные. Для нахождения активного и реактивного сопротивлений контура намагничивания используются данные, полученные в опыте холостого хода. Активные и реактивные сопротивления обмоток определяются данными опыта короткого замыкания, и находятся по формулам

Рис. 51.23. Схема замещения трансформатора с расщепленными обмотками

после чего определяются сопротивления  контура намагничивания — активное и индуктивное сопротивления трансформатора при работе его на холостом ходу.

Значения сопротивлении  R_xx и Х_xx находятся по следующим выражениям

При инженерных расчетах, не требующих высокой точности, сопротивления  контуров намагничивания в схемы  замещения не вносят, т.е. принимают  их равными бесконечности. Это позволяет существенно упростить расчеты, хотя и вносит незначительные погрешности в результаты расчетов. Схема замещения двухобмоточного трансформатора в указанном случае принимает вид, показанный на рис. 51.22.

Численные значения ее параметров, приведенные, например, к уровню напряжения первичной обмотки, определяют по формулам.  
В СЭС широко применяются двухобмоточные трансформаторы с расщепленными на две части обмотками низшего напряжения, схема замещения которых представлена на рис. 51.23. 
Численные значения параметров схемы замещения определяются по следующим формулам:

 

Сквозное индуктивное  сопротивление определяется по выражению  
Для силовых трансформаторов, используемых в СЭС, второе слагаемое под знаком корня намного меньше первого. Поэтому часто принимают что упрощает расчеты.

Активное и индуктивное  сопротивления контура намагничивания вычисляются по вышеприведенным формулам для двухобмоточных трансформаторов с нерасщепленными обмотками.

Схемы замещения автотрансформаторов  и трехобмоточных трансформаторов (рис. 51.24) по своей структуре аналогичны схемам замещения трансформаторов с расщепленными обмотками.

Рис. 51.24. Схема замещения  трехобмоточного трансформатора

Первичная обмотка трехобмоточных трансформаторов, как правило, рассчитывается на номинальную мощность, а обмотки  среднего и низшего напряжений - на номинальную, либо одна из них на меньшую мощность. В общем случае численные значения параметров схемы  замещения определяются по формулам:

P_кзВ, P_кзС, P_кзН, потери активной мощности соответственно в обмотках высшего, среднего и низшего напряжений, получаемые по данным опытов коротких замыканий, МВт; U_кВ, U_кС, U_кН - потери напряжения в указанных обмотках, получаемые по данным тех же опытов, %.

Значения указанных величин  находятся по выражениям

 
 
20. Способы прокладки проводов и кабелей.

Кабельные прокладки требуют  меньших площадей по сравнению с воздушными и могут применяться при любых природных и атмосферных условиях.

Кабельные прокладки напряжением 6... 10 кВ применяются на предприятиях небольшой и средней мощности и в городских сетях.

Трасса кабельных линий  выбирается кратчайшая с учетом наиболее дешевого обеспечения их защиты от механических повреждений, коррозии, вибрации, перегрева и от повреждений при возникновении электрической дуги в соседнем кабеле.

Прокладка кабелем может осуществляться несколькими способами: в траншеях, каналах, туннелях, блоках, эстакадах. Внутри кабельных сооружений и производственных помещений предусматривают прокладку кабелей на стальных конструкциях различного исполнения: на настенных конструкциях, лотках, в коробах, укрепленных на стенах.

Способ и конструктивное выполнение прокладки выбираются в  зависимости от числа кабелей, условий  трассы, наличия или отсутствия взрывоопасных газов тяжелее воздуха, степени загрязненности почвы, требований эксплуатации, экономических факторов и т.п.

Прокладка кабелей в траншеях. Наиболее простой является прокладка кабелей в траншеях. Она экономична и по расходу цветного металла, так как допустимые токи на кабели больше (примерно в 1,3 раза) при прокладке в земле, чем в воздухе.

Однако по ряду причин этот способ не получил широкого применения на промышленных    предприятиях. Прокладка в траншеях не применяется:

на участках с большим  числом кабелей; при большой насыщенности территории подземными и наземными технологическими и транспортными коммуникациями и другими сооружениями; на участках, где возможно разлитие горячего металла или жидкостей, разрушающе действующих на оболочку кабелей; в местах, где возможны блуждающие токи опасных значений, большие механические нагрузки, размытие почвы и т. п.

Опыт эксплуатации кабелей, проложенных в земляных траншеях, показал, что при всяких разрытиях кабели часто повреждаются. При прокладке в одной траншее шести кабелей и более вводится очень большой снижающий коэффициент на допустимую токовую нагрузку. Поэтому не следует прокладывать в одной траншее более шести кабелей. При большом числе кабелей предусматриваются две рядом расположенные траншеи с расстоянием между ними 1,2 м.

Земляная траншея для  укладки кабелей должна иметь  глубину не менее 800 мм. На дне траншеи создают мягкую подушку толщиной 100 мм из просеянной земли. Глубина заложения кабеля должна быть не менее 700 мм. Ширина траншеи зависит от числа кабелей, прокладываемых в ней. Расстояние между несколькими кабелями  напряжением до 10 кВ должно быть не менее 100 мм. Кабели укладывают на дне траншеи в один ряд. Сверху кабели засыпают слоем мягкого грунта. Для защиты кабельной линии напряжением выше 1 кВ от механических повреждений ее по всей длине поверх верхней подсыпки покрывают бетонными плитами или кирпичом, а линии напряжением до 1 кВ - только в местах вероятных разрытии.

Трассы кабельных линий  прокладываются по непроезжей части  на расстоянии не менее: 600 мм от фундаментов зданий, 500 мм до трубопроводов, 2000 мм до теплопроводов.

Прокладка кабелей в каналах. Прокладка кабелей в железобетонных каналах может быть наружной и внутренней. Этот способ прокладки более дорогостоящий, чем в траншеях. При внецеховой канализации на неохраняемой территории каналы прокладываются под землей на глубине 300 мм и более. Глубина канала не более 900 мм. На участках, где возможно разлитие расплавленного металла, жидкостей или других веществ, разрушительно действующих на оболочки кабелей, кабельные каналы применять нельзя.

Прокладка кабелей в туннелях. Прокладка в туннелях удобна и  надежна в эксплуатации, но она  оправдана лишь при большом числе (более 30...40) кабелей, идущих в одном направлении, например, на главных магистралях, для связей между главной подстанцией и распределительной и других аналогичных случаях.

Туннели бывают проходные  высотой 2100 мм и полупроходные высотой 1500 мм. Полупроходные туннели допускаются на коротких участках (до 10 м) в местах, затрудняющих прохождение туннелей нормальной высоты. Глубина заложения туннеля от верха покрытия принимается не менее 0,7 м.

Прокладка кабелей в блоках. Прокладка кабелей в блоках  надежна, но наименее экономична как по стоимости, так и по пропускной способности кабелей. Она применяется только тогда, когда по местным условиям прокладки недопустимы более простые способы прокладки, а именно: при наличии блуждающих токов, при агрессивных грунтах, вероятности разлива по трассе металла или агрессивных жидкостей и др.

Блочную канализацию кабелей  следует переводить в траншею  или канал во всех случаях, когда  это возможно по условиям трассы.

Тип кабельных блоков выбирается в зависимости от уровня грунтовых вод, их агрессивности и наличия блуждающих токов.

Прокладка кабелей на галереях и эстакадах. При больших потоках кабелей целесообразно вместо туннелей применять для прокладки кабелей открытые эстакады и закрытые галереи (рис. 3.15), а также использовать стены зданий, в которых нет взрыво- и пожароопасных производств.

Прокладка кабелей на эстакадах  и в галереях целесообразна: на химических, нефтехимических, металлургических и  других заводах, территории которых  насыщены различными подземными коммуникациями; на предприятиях с большой агрессивностью почвы.

21. Выбор сечения жил кабелей и проводов ЛЭП.

Если потребитель находится  в непосредственной близости от электростанции, то присоединение может быть выполнено  непосредственно генерируемого  напряжения с помощью кабельных  линий.

Для увеличения пропускной способности  кабельных линий и её надежности используют несколько кабелей включенных параллельно. Токопроводы по сравнению  с кабельными линиями имеют более  высокую надежность и перегрузочную  способность.

К  недостаткам токопроводов относятся наличие большой зоны отчуждения вдоль трассы токопровода, высокая стоимость, большое индуктивное  сопротивление и наличие дополнительных потерь электроэнергии.

При передаче мощности не превышающей 10; 15 МВА чаще всего используются кабельные линии, для более мощных потребителей предпочтение кабельным  линиям или токопроводам отдается на основании технико-экономического сравнения.

 В случае, когда источник  удален от потребителя на большое расстояние применяются воздушные линии.

Пропускные способности  ВЛ и КЛ должны соответствовать послеаварийным режимам работы ГПП, возникающим при отказе одного из источников электроэнергии. Сечение проводов и жил кабелей выбирают по технико-экономическим соображениям.

К техническим условиям относится  выбор сечений по нагреву расчетным  током, условиям коронирования, механической прочности; по нагреву от кратковременного выделения тепла током КЗ и потерям напряжения в нормальном и послеаварийном режимах.

Экономически целесообразное сечение проводов или кабелей  определяют по экономической плотности  тока.

 

 

 

22. Выбор сечения жил кабелей и проводов по нагреву.

Выбор сечения по нагреву  осуществляется через расчетную  мощность

_.

Условием проверки по допустимому  нагреву I_Pmax<I_ДОП

I_PMAX – наибольший расчетный ток из всех возможных режимов работы линии.

I_ДОП – длительно допустимый ток для одиночного провода или кабеля

При выборе сечения КЛ нужно  учитывать, что таблицы составлены для одиночных кабелей или  проводов, проложенных в земле  при температуре почвы 15^о или протянутых в воздухе при температуре +25^о. При значениях отличных от указанных длительно допустимый ток: I’_ДОП=k₁*k₂* I_ДОП.

k₁ – поправочный коэффициент на температуру воздуха и почвы.

k₂ – количество кабеля в траншее.

Сечение выбранное по нагреву  определяется по экономической плотности  тока, основными критериями оценки которой является минимум годовых  приведённых затрат, определяемый стоимостью ежегодных потерь электроэнергии в  сети, ежегодными расходами на текущий  ремонт, а также амортизационными отчислениями.