66160

Електропостачання сільськогосподарського виробництва на ВАТ “АДАМС”

Отчет о прохождении практики

Энергетика

Змінюється в часі і силове навантаження. Тому навантаження електростанції або трансформаторних підстанцій потужність яких визначається сумарною потужністю споживачів також змінюватиметься. Характеристику навантаження можна показати графічно.

Русский

2014-08-14

1.22 MB

6 чел.

МІНІСТЕРСТВО АГРАРНОЇ ПОЛІТИКИ УКРАЇНИ

ПОДІЛЬСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ АГРАРНО-ТЕХНІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ

ІНСТИТУТ МЕХАНІЗАЦІЇ ТА ЕЛЕКТРОФІКАЦІЇ СІЛЬСЬКОГО ГОСПОДАРСТВА

                                                                           Кафедра:  “Енергетики

                                                                           сільськогосподарського

                                                                             виробництва”

ЗВІТ

По  виробничій практиці з “Електропостачання               сільськогосподарського виробництва”

Місце проходження практики: ВАТ   “АДАМС”

Виконав : студент 3ІЕСП(з) курсу

Холодюк  Ю.М.

                                  Керівник практики:     

Богуцький  В.С.

Кам’янець – Подільський

2006

ХАРАКТЕРИСТИКА

Студента 4ІЕ курсу

відділення “ Енергетика

сільськогосподарського

виробництва”

ІМЕСГ

Трондюка А. В.

      Трондюк Анатолій Васильович навчається в “Інституті механізації і електрифікації сільського господарства” при “Подільському державному аграрно – технічному університеті” з 2001року. З 3 січня по 31 січня проходив практику в Кам’янець – Подільському  “РЕМ”.    

    За час проходження практики проявив себе з позитивної сторони. Добре обізнаний з системою електропостачання сільського господарства і енергосервісу та діагностики електрообладнання.  Набуті знання під час навчання, уміло використовує в роботі. Дисциплінований. Ввічливий з старшими. Всі доручення керівника практики виконував чесно і добросовісно.

Директор

Кам’янець - Подільський

2005

1.Характеристика підприємства

        Кам’янець-Подільський район електричних мереж (РЕМ) знаходиться в місті Кам’янець-Подільському  провулок Будівельників 3.

      Енергетика району розпочинає свій розвиток у післявоєнні роки з малопотужних електрогенераторів, змонтованих на спорудах млинів, що приводились в дію за допомогою води малих річок для виробничих та сільськогосподарських потреб і освітлення в вечірній час.

    В 1950-х роках загальна потужність таких генераторів становила 475 кВт.

    Розвиток державної енергетики району розпочався в 1950 році будівництвом Цвікловецької ГЕС були підключені біля 30% населених пунктів Кам’янець – Подільського району які були електрифіковані і частина Кельменецького та Хотинського районів Чернівецької області.

    В 1954 році закінчено будівництво і введена в експлуатацію міжколгоспна Завалецька ГЕС потужністю 320кВт на два генератори на річці Збруч, від якої одержували електричну енергію села Кам’янець – Подільського району та Тернопільської області.

    В 1957 році була побудована і введена в експлуатацію міжколгоспна Ніверська ГЕС потужністю 400кВт на два генератори, від якої одержували електричну енергію села Оринінського району та села Тернопільської області.

   В 1958 році існуючі гідроелектростанції об’єднуються  в каскад паралельної роботи, що значно покращили стан постачання електричною енергією споживачів сіл району, в яких проводилась електрифікація населених пунктів та господарств району.

   В 1959 році для подальшого проведення електрифікації району була побудована  трансформаторна підстанція в селі Цибулівка потужністю 560 кВА, яка використовувала електричну енергію від енергопоїзду, що розміщався в місті Кам’янець – Подільському.

  В 1960 році розпочинається державна електрифікація населених пунктів району, що призводить до об’єднання міжколгоспних ГЕС з підстанцією енергопоїзду на паралельну роботу та будівництво електричних мереж 10кВ до населених пунктів і понижуючих підстанцій в них.

     В 1960 році наказом міністерства сільського господарства УРСР №900 від 30.09. організовується Цвікловецький район електричних мереж.

    З розвитком механізації сільського господарства в західній частині району виникає дефіцит потужності електричної енергії і в 1962 році силами персоналу РЕМ вперше в районі була побудована лінія 35кВ довжиною 42км до Ніверської та Заваленецької ГЕС і побудовані трансформаторні підстанції  з трансформаторами по 1000кВА.

   В 1965 році на базі Цвікловецького РЕМ згідно наказу Міністерства енергетики №258 від 10.09. був створений Кам’янець – Подільський район електричних мереж.

   На протязі 1965 – 1970 років проводиться будівництво мереж 10кВ та електрифікація сіл району.

В 1970 році колектив Кам’янець – Подільського РЕМ завершив повністю електрифікацію населених пунктів району.

  Для ефективного обслуговування електричних мереж та підстанцій в РЕМ створюються майстерні виробничі дільниці , будуються приміщення, гаражі.

    В 1986 році вводиться в експлуатацію диспетчерський пункт з управлінням електричними мережами та підстанціями 110/35/10кВ по телеуправлінню.

    Кам’янець - Подільський район являється одним із енергоємних і забезпечений потужними трансформаторними підстанціями, які знаходяться:

С. Вихватнівці п/ст. 35/10кВ – 2,5тис.кВА

С.Жванець п/ст. 110/10 – 6,3кВА

С. Оринін п/ст. 110/10кВ – 6,3тис.кВА

С. Боришківці п/ст. 110/10 - 6,3тис.кВА

С. Крушанівка п/ст. 35/10кВ – 2,5тис.кВА

С.Нігин п/ст. 35/10кВ – 1,3тис.кВа

С.Рихта п/ст. 35/10кВ – 2,5+2,5тис.кВА

С. Стара Ушиця п/ст. 110/35/10кВ – 4,0+4,0тис.кВА

С.Устя п/ст. 110/35/10кВ – 2,5+4,0тис.кВА

С.Цвіклівці п/ст. 110/6/10кВ – 2,5тис.кВА

С.Залісся-2 п/ст. 35/10кВ – 2,5тис.кВА

  Загальна потужність трансформаторних підстанцій складає – 57,7МВт.

  Кам’янець –Подільський район по протяжності зі Сходу  на Захід  становить 100км, з Півночі на Південь – 60км.

Інструктаж з техніки безпеки

1. Перед початком роботи керівник (майстер) зобов’язаний :

  •  перевіряти справність інструментів, механізмів та пристроїв.
  •  узгодити з відповідними  представниками  та внести, при необхідності, уточнення в ПВР;
  •  ознайомити працюючих з ПВР та технологічними картами на всі види робіт;
  •  здійснити первинний інструктаж, який стосується: порядку проходів до кожного робочого місця; характеру та безпечних методів виконання робіт; наявності діючих електроустановок та заборонених зон; надання першої медичної допомоги, виклику швидкої медичної допомоги та пожежної охорони, керівника робіт чи організації. Працівника служби охорони праці;
  •  перевірити наявність  та термін дії посвідчень з охорони праці стосовно електро-,   пожежобезпеки на право виконання спеціальних видів робіт;
  •  видати наряд-допуск операторам на виконання робіт підвищеної небезпеки з проведенням цільового інструктажу та записом до журналу реєстрації інструктажів з питань охорон праці. Підписи інструкторів та інструктованих у журналі обов’язкові ;
  •  біля відкритих прорізів виставити чергових;

2. Працівники з обслуговування трансформаторних підстанцій  перед початком роботи повинні одержати:

  •  необхідні для виконання обслуговування трансформаторних підстанцій засоби індивідуального захисту ( ізолюючі штанги, ізолюючі кліщі, струмовимірювальні кліщі, покажчики напруги, ізолюючі пристрої, діелектричні рукавиці, боти, калоші, килимки, ізолюючі підставки, переносні заземлення, огороджу вальні пристрої та діелектричні ковпаки, плакати й знаки безпеки);
  •  чіткі формулювання завдання;
  •  інструкції;
  •  інструменти та пристрої, перевірити їх комплектність та справність;

а також повинен:

  •  впевнитись у наявності огорож небезпечних зон, до яких можуть потрапити люди, а також знаків безпеки і відповідних написів;
  •  підготувати робоче місце;

3. Під час роботи поблизу діючих ліній  електропередачі підйомна частина механізму, інструменти і люди повинні знаходитись на відстані: при напрузі до 1000В – не менше 1,5м , а при 10кВ – 2м.

      - Роботи виконують за нарядом під керівництвом і постійним     наглядом виконавця робіт з кваліфікаційною групою з електробезпеки не нижче ІV.

 -  В наряді вказують , хто з членів бригади є керівником, а хто підлеглим.

     - На місці роботи корпуси  механізмів з гумовими колесами заземляють переносним заземленням з такою площею поперечного перерізу, як і переносне заземлення, що накладають на проводи ліній;

- Необхідно виконувати вказівки працівників служби охорони праці;

4. Після закінчення роботи обслуговуючий персонал зобов’язаний :

-  Не залишати робоче місце, до надійного закріплення обладнання, що монтується.

-  Від’єднати від електромережі механізми і пристрої, які використовувалися під час роботи;

-     Звільнити робоче місце від зайвих речей;

-   Прибрати інструмент і пристрої у відведених для них місцях, і здати відповідальному керівнику;

-   Віднести спецодяг та інші засоби індивідуального захисту в приміщення, призначені для їх зберігання;

-  В наряді-допуску зробити відмітку про закінчення роботи.

3  Складання графіків електричних навантажень, обчислення втрат електричної енергії в лініях і трансформаторах, визначення допустимих втрат напруги в електричних мережах.

      Як відомо генератори в кожний момент повинні розвивати, таку потужність, яку в сумі  мають споживачі, з урахуванням втрат потужності на власні потреби електростанції та підстанції і втрат потужності у різних елементах електропередачі. Втрати  потужності на власні потреби і в мережах становлять відносно невелику і досить рівномірну частину загальної потужності. Тому вважають. Що характер роботи джерел живлення повністю визначається характером роботи споживачів.

       Режим роботи окремих споживачів і їх груп у цілому не залишається сталим, їх потужність змінюється протягом доби, місяця й сезону. Змінюється в часі і силове навантаження. Тому навантаження електростанції або трансформаторних підстанцій, потужність яких визначається сумарною потужністю споживачів, також змінюватиметься.

       Характеристику навантаження можна показати графічно. Якщо на осі абсцис відкласти години доби, а на осі ординат – відповідні їм навантаження, то дістанемо криву, яка називається добовим графіком навантаження.

     З графіка видно, що максимальне навантаження взимку буде між 18 і 20 годинами а влітку – між 20 і 23 годинами. Узимку максимум навантаження настає раніше  і значно більше, ніж улітку; денний зимовий мінімум  навантаження також дещо більший.

      Розрізняють крім добових, тижневі, сезонні й річні графіки навантаження. За видом навантаження бувають  графіки активного і реактивного навантаження.

      Користуючись графіком навантаження можна проаналізувати роботу електростанції, підстанції чи окремого споживача , визначити ступінь завантаження  агрегатів і можливість найраціональнішого розподілу навантаженнями між окремими агрегатами.

      Аналіз режимів електроспоживання  краще виконувати на підставі  добових графіків  навантаження. Для побудови добових графіків навантаження енергосистеми знімають покази два рази на рік  у характерні дні, звичайно в третіх декадах червня і грудня, для активного і реактивного навантаження.

         За даними добових графіків навантаження зими і літа можна побудувати річний графік за тривалістю. Для цього визначають спочатку тривалість сезону. Потім визначивши загальну добову тривалість якого-небудь навантаження , наприклад максимального, і  перемноживши це число годин на кількість днів сезону, визначають тривалість цього навантаження протягом сезону в годинах. Такі розрахунки повторюють для кожного наступного спадного навантаження. Дані розрахунків переносять на графік, в якому на осі ординат послідовно в спадному порядку проставляють навантаження, а на осі абсцис – їх тривалість у годинах.            Підсумовуючи абсциси літнього і зимового графіків для однакових навантажень визначають тривалість навантаження за рік. Такий графік називається річним графіком за тривалістю (рис.1).

 

Рис.1. Річний графік навантаження за тривалістю.

            Р,І

Pmax                         t2

             Imax t3

 I1 I2 I3 t4

I4

                           a1 a2  a3 8760годин

   

Іншою формою річного графіка навантаження є річний графік максимумів навантаження. У цьому на осі абсцис відкладають дні року або місяці в календарному порядку, а на осі ординат – відповідно максимальні навантаження. Для цього графіка характерні спад у літні місяці  і збільшення в кінці року, зумовлені приєднанням нових споживачів.

          Річні графіки потрібні для визначення належної кількості палива на ТЕС, раціонального розподілу навантаження між генераторами або електростанціями, які працюють паралельно.

            Режим електроспоживання характеризується рядом показників, найважливіші з яких: коефіцієнт завантаження добового графіка навантаження, кількість годин використання максимального навантаження до вечірнього максимуму навантаження.

         На підставі графіків навантаження можна визначити коефіцієнти, що характеризують роботу, економічність і деякі інші показники електричної установки.

  1.  Середньодобова і середньорічна потужність:

  1.  Кількість годин використання максимуму навантаження:

  1.  Коефіцієнт заповнення графіка навантаження:

  1.  Коефіцієнт резерву:

  1.  Коефіцієнт попиту:

            Зміна навантаження електростанції і підстанції протягом доби завжди рівномірніша, ніж для окремих груп споживачів. Чим різноманітніші навантаження споживачів, тим рівномірні ший режим роботи джерела живлення, тим вищі економічні показники роботи електроустановок.

Обчислення втрат електричної енергії в лініях і трансформаторах.

           За річними і добовими навантаженнями легко визначити кількість енергії, що витрачається при роботі електроустановки за добу чи за рік. Якби потужність установки не змінювалась, то кількість  енергії W, що витрачається за час t, становила б:

W=Pt

Але, оскільки навантаження весь час змінюється, то:

   Інтегрування за рівнянням  ускладнюється, бо рівняння  зміни

навантаження за часом Р=f(t) математично записати важко.

            Якщо графіка навантаження немає, то енергію можна обчислити

за  максимальним   навантаженням   Рmах   і   кількістю      годин використання максимуму навантаження Tmах.

                Визначення Tmах можна пояснити на графіку. Нехай графік (рис.3) буде дійсним річним графіком навантаження за тривалістю. Тоді  енергія, що витрачається за рік, визначається площею ОАВС.

  

Рис.3.Визначення часу використання  максимальної  потужності.

   

Побудуємо прямокутник ОАВ'С', в якого одна із сторін є Рmах, а

площа дорівнює площі АОВС. Друга сторона - Тмах -  показуватиме кількість годин використання максимуму навантаження. У відповідності до рисунка можна записати:

W= Pmах Tmах

У попередніх двох рівняннях ліві частини однакові, тому:

               При проходженні електричного струму по проводах, кабелях, обмотках трансформаторів та інших апаратах частина потужності втрачається на їх нагрівання. Щоб с компенсувати ці втрати, треба збільшувати потужність джерела живлення, що пов’язано з витратами палива і додатковими капіталовкладеннями.

         Втрати потужності і енергії можна зменшити, збільшивши переріз проводів, але це призведе до збільшення затрат металу для спорудження електричних мереж, виготовлення трансформаторів тощо. Тому при проектуванні електричних мереж, крім вартості проводів, слід ураховувати вартість електроенергії.

           Втрати потужності в лінії можна обчислити  для певного моменту навантаження. Навантаження в лінії можна визначити не потужністю, а розрахунковим струмом; тоді втрати активної потужності в лініях трифазного струму (кВт):

Рл = 3І2Хл 10-3

втрати активної потужності в трансформаторах визначаються постійними втратами в сталі Рх (втрати холостого ходу) і втратами в обмотках трансформатора Рк ( втрати короткого замикання).

             Втрати Рх не залежать від струму навантаження, вони викликають нагрівання стального магнітопровода при перемагнічуванні і вихровими струмами. Витрати Рк залежать від струму навантаження і викликають нагрівання обмоток  трансформатора. Вони визначаються опором обмоток і струмом навантаження.

4   Ознайомлення з будовою основної електричної апаратури,  розподільного устаткування, вивчення особливостей експлуатації КВП і вимірювальних трансформаторів.

           Електрична апаратура призначена для передачі параметрів технологічного процесу, керування роботою генераторів трансформаторів, ліній електропередачі і споживачів електроенергії та захисту їх від пошкоджень. Відповідно розрізняють комутаційну апаратуру, що використовується для вмикання і вимикання головних кіл, апаратуру керування електроприводом, реле і регулятори, а також апаратуру для здійснення автоматизації технологічного процесу (датчики, перетворювачі сигналів тощо).

      Основними функціями комутаційної апаратури розподільних пристроїв є:

а) автоматичне вимикання електричного кола при порушенні нормального режиму роботи;  

б) неавтоматизоване вмикання і вимикання електричних кіл на певній ділянці, яке виконує в разі потреби обслуговуючий персонал.

        Іноді ця апаратура автоматично вмикає резервне джерело енергії або повторно вмикає основне джерело після автоматичного вимикання його. Автоматична апаратура може виконувати обидві функції, а неавтоматична — лише  другу.

            Апаратуру розрізняють за напругою — високої і низької напруги, за струмом — постійного і змінного струму, за ступенем захисту апаратів від навколишнього середовища — відкриті, захищені, вибухонебезпечні та іншими характерними ознаками.

            Вся електрична апаратура повинна працювати надійно і точно. Рівень електричної ізоляції струмопроводів між собою і відносно землі визначається робочою напругою апарата і умовами експлуатації (в приміщенні, на відкритому повітрі тощо). Напруга є основним параметром, який істотно впливає на конструкцію електричної апаратури.

           До комутаційної апаратури високої напруги належать масляні і безмасляні автоматичні вимикачі, вимикачі потужності,  роз'єднувачі, короткозамикачі  і  віддільники та запобіжники.

            Масляні і безмасляні вимикачі,  використовують у високовольтних розподільних установках для вмикання й вимикання електричних кіл з номінальним струмом і струмом короткого замикання.

         Контакти масляного вимикача занурені в трансформаторне масло. Останнє під дією високої температури розкладається, виділяючи газ, в якому дуга швидко гасне.

Рис.4. Малооб'ємний масляний вимикач ВМП-10:

1 — бачок; 2 — ізолятор; 3 — рама; 4 — ізоляційна тяга; 5 — вимикаюча пружина та буфер; 6 — болт для заземлення; 7 — між полюсні ізоляційні прокладки; 8 — головний вал вимикача.

          Вимикачі навантаження, їх використовують в електричних установках невеликої потужності із струмом короткого замикання, до 400 А для вмикання і вимикання струму навантаження.

           Основними елементами вимикача навантаження є головна контактна система, дугогасильна камера й опорна рама з ізоляторами. На рамі 1 (рис. 5, а) вимикача встановлені фарфорові ізолятори 2 з головною контактною системою і дугогасильним пристроєм. Дугогасильний пристрій складається з камери 3, рухомих контактів 4, що переміщуються ізоляційною тягою 5 за допомогою вала 6, і нерухомих контактів 8, що розміщуються в камері 3 (рис. 5, в). Контакти закріплюють відповідно до нижніх і верхніх стояків 7. Пластмасова дугогасильна камера виконана у вигляді двох щік 9, всередині камери розміщується газогенеруючий вкладиш 10.

             Вимикачі навантаження без запобіжників ВН  використовують як самостійний комутаційний апарат в малопотужних мережах, а з запобіжниками ВНПв комплектних розподільних пристроях і на підстанціях замість секційного роз'єднувача.

               При вмиканні вимикача вал  прокручується і за допомогою ізоляційних тяг  контактні ножі з'єднуються, при вимиканні вал прокручується під дією вимикаючих пружин у зворотному напрямку і контакти розмикаються. При вимиканні спочатку розмикаються головні (робочі) контакти, а потім дугогасильні. Дуга виникає у вузькій щілині вкладиша, спричинюючи бурхливе виділення газу. Тиск у камері зростає, і при виході дугогасильного ножа з камери відбувається вихлоп іонізованих газів в атмосферу. Дуга гасне.

                 Запобіжники високої напруги використовують для захисту від перевантажень і струмів короткого замикання лінії невеликої потужності і силових трансформаторів потужністю до 1000кВА при напрузі 10кВ, 1600кВА при напрузі 35кВ.

             Роз’єднувачі – комутаційні апарати, які використовують для вмикання і вимикання електричних кіл без струму і для створення видимого розриву їх в повітрі.

              Для спрощення системи захисту на підстанціях, що живляться від магістральних ліній 35...220кВ, замість масляних вимикачів часто встановлюють короткозамикачі і віддільники.

              Щоб забезпечити високу надійність електропостачання в процесі експлуатації установки, треба постійно контролювати електричні параметри — напругу, струм, опір, потужність, енергію і частоту. Вимірювання цих величин дає змогу визначити якість і кількість електроенергії, урахувати її витрати, перевірити, чи дотримуються задані режими.

                Вимірювати електричні величини можна при прямому, посередньому і змішаному (напівпосередньому) вмиканні приладів у контрольоване коло. При прямому вмиканні прилади в коло вмикаються безпосередньо, при посередньому — через спеціальні вимірювальні трансформатори струму й напруги, а при змішаному частина обмоток вмикається в коло безпосередньо, а частина — через вимірювальні трансформатори.

                На електростанціях і підстанціях найчастіше застосовують посереднє вмикання вимірювальних приладів, що забезпечує такі основні переваги:

1) можна використовувати прилади (що вмикаються до вторинної обмотки вимірювальних трансформаторів) із стандартними обмотками, розрахованими на напругу 100 В і струм 5 А;

2) вимірювальні прилади відокремлюються від напруги понад 380В, завдяки чому підвищується безпека їх обслуговування;

3)  значно полегшується контрольна проводка;

4)  первинні кола захищені від замикання в контрольних проводках.

           Безпосереднє вмикання приладів у вимірюване коло можливе лише при напругах, менших за 380 В, і порівняно невеликих струмах.

         Контрольно-вимірювальні прилади на електростанціях ї підстанціях розміщують на головних щитах керування. Іноді частину цих приладів установлюють у приміщенні закритого розподільного пристрою або в машинному залі електростанції. На теплових електростанціях, крім головного щита керування, є місцеві щити з вимірювальними приладами для контролю за роботою електроустаткування окремих цехів.

         Трансформатори струму й напруги здебільшого встановлюють у закритих і відкритих розподільних пристроях. На електростанціях трансформатори струму іноді розміщують у машинному залі під генератором. З'єднують вторинні обмотки трансформаторів струму і напруги з вимірювальними приладами контрольними кабелями.

             Номенклатуру і кількість контрольно-вимірювальних приладів для встановлення в окремих колах електричних станцій і підстанцій вибирають залежно від потужності, напруги і призначення цих кіл. Кількість приладів повинна забезпечувати достатню повноту інформації про роботу електроустановки і разом з тим бути наочною, не перевантажувати уваги.

              На електричних станціях і підстанціях найчастіше використовують амперметри, вольтметри, ватметри, лічильники активної і реактивної енергії і частотоміри.

               Навантаження в колах генераторів, силових трансформаторів, ліній контролюють за допомогою амперметрів. За показами ватметра, амперметра і вольтметра визначають коефіцієнт потужності:

                 Вольтметри вимірюють напругу, а частотоміри — частоту змінного струму, тобто величини, які характеризують якість електроенергії, що відпускається споживачам.

              Лічильники активної і реактивної енергії встановлюють у колах генераторів, підвищувальних і знижувальних трансформаторів, у мережах споживачів та ін. На електростанціях малої потужності з напругою до 500В в колі статора генератора встановлюють три амперметри, лічильник активної енергії і вольтметр. У колі збудження встановлюють лише амперметр.

                Крім показуючих приладів, в електроустановках використовують реєструючі (самописні), а також підсумовуючі ватметри і вар метри, що показують відповідно повне, активне і реактивне навантаження в будь-який момент часу. Покази підсумовуючих ватметрів і варметрів, а також ватметрів окремих ліній за допомогою телемеханічних пристроїв автоматично передають на диспетчерський пункт.

                  Первинну обмотку трансформаторів струму вмикають у коло послідовно, а до вторинної приєднують послідовно з'єднані обмотки амперметрів, ватметра, лічильника, реле та ін. Режим роботи трансформатора струму значно відрізняється від режиму роботи звичайного силового трансформатора. Трансформатор струму нормально працює при сталому навантаженні вторинного кола і змінному струмі первинної обмотки, тобто при змінному магнітному потоці..

                 

          

Рис.6   Схеми  вмикання   трансформаторів   струму.

         Схеми вмикання повною зіркою (Рис.6.а) і трикутником використовують тоді коли виникає потреба контролювати силу струму в усіх трьох фазах. Вмикання неповною зіркою і схему на різницю двох фаз (Рис.6. б і в) використовують у схемах з ізольованою нейтраллю, а схему струмів трьох струмів (Рис.6. г ) –

в релейному захисті від замикання на землю.

      Струм у первинній обмотці не залежить від навантаження вторинної обмотки, яка перебуває в режимі, близькому до режиму короткого замикання. Отже, перевантаження і короткі замикання в колі вторинної обмотки не створюють небезпеки для трансформатора, тому захищати його запобіжниками чи іншими елементами немає потреби.

                 

                Трансформатори напруги використовують для зниження напруги на приладах і реле до 100В.

                Для вимірювання лінійної (між фазної) напруги,  трансформатор вмикають за схемою рис. 7, а; два трансформатори напруги вмикають за схемою відкритого трикутника (рис. 7, б).                          Три однофазні трансформатори напруги, з'єднані зіркою з глухим заземленням нейтралі (рис. 7, в), дають можливість вмикати вимірювальні прилади й інші елементи як на фазну, так і на лінійну напругу. Глухе заземлення нейтралі з боку вищої напруги дає змогу контролювати ізоляцію первинної мережі. У нормальному режимі всі вольтметри контролю ізоляції покажуть фазну напругу, при замиканні однієї з фаз на землю вольтметр пошкодженої фази показуватиме нуль, а інші — лінійну напругу.

Рис.7. Схеми вмикання однофазних трансформаторів напруги

   Задля безпеки обслуговування вимірювальних приладів і реле одну з точок вторинного кола трансформатора напруги обов'язково заземлюють.

5. Засвоєння будови споживчих трансформаторних підстанцій    напругою 10/0,4кВ.

                 Електропостачання сільських споживачів на напрузі 0,38/ 0,22 кВ здійснюється від споживчих трансформаторних пунктів (ТП) або КТП 6—10/0,38—0,22 кВ, які розміщуються безпосередньо біля центрів споживання електроенергії.

             Потужності таких підстанцій невеликі і їх здебільшого виконують відкритими.

              Найбільш поширеними є КТП, до складу яких входять ввідний високовольтний пристрій, силовий трансформатор, розподільний пристрій низької напруги і струмопроводи в одному або кількох блоках. Потужність силового трансформатора може бути 25, 40, 63, 100, 160, 250, 400, 630, 1000, 1600 і 2500 кВА.

               Комплектні підстанції повністю виготовляють на заводі, а на місці їх лише встановлюють на відповідні залізобетонні опори або фундаменти.

                На рис. 8 подано схему електричних з'єднань КТП з захистом ЗТ-0,4УЗ на відхідних лініях. Роз'єднувач QS типу РЛНДА-1-10 встановлюється на кінцевій опорі електромережі напругою 10 кВ. Захист від перенапруги здійснюють розрядники FV типу РВО-10 з боку вводу 10 кВ і розрядники типу РВН-0,5 з боку низької напруги. Сама підстанція складається з трьох основних елементів: шафи високовольтного розподільного пристрою з запобіжниками F типу ПКТ-10, силового трансформатора Т і розподільного пристрою 0,38 кВ.

                 Облік споживаної електроенергії здійснюється через трансформатор струму ТА лічильником РI. Підігрівання лічильника взимку здійснюють резистори R. Захист лінії вуличного освітлення здійснюється запобіжником F, а керування — через контакти магнітного пускача КМ і фотореле К.

                   Захист фідерів 380/220 В від струмів між фазних і однофазних коротких замикань здійснюється за допомогою напівпровідникового реле захисту КА. При появі струму короткого замикання контакти реле подають живлення на незалежний розчіпювач фідерного автомата SF який вимикає лінію.

            На КТП застосовують механічну блокіровку, яка перешкоджає відкриванню дверей шафи з запобіжниками ПКТ-10 при ввімкненому роз'єднувачі і його вмиканню при відкритих дверях.

Рис. 8. Схема електричних з’єднань КТП з захистом ЗТ-0,4УЗ

 

       6. Вивчення видів і принципів роботи релейного захисту,

ознайомлення з автоматизацією споживчих ТП-10/0,4кВ

              У процесі експлуатації електричної системи можливі різні порушення нормального режиму — спади напруги, перевантаження, короткі замикання, які можуть призвести до пошкодження і навіть руйнування електричної апаратури та струмопроводів. Безпосередніми причинами аварій можуть бути пошкодження ізоляції або помилкові дії обслуговуючого персоналу при оперативних перемиканнях.

                  Щоб зменшити збитки, спричинені короткими замиканнями, пошкоджений елемент слід вимкнути по можливості скоріше. Людина не спроможна достатньо швидко відшукати і ліквідувати пошкодження. Тому захист електроустановок від аварій або порушень нормального режиму здійснює спеціальний автоматичний пристрій, що називається релейним захистом.

              Релейний захист — це сукупність спеціальних пристроїв і засобів (реле, вимірювальних трансформаторів та інших апаратів), які забезпечують автоматичне вимикання пошкодженої частини електроустановки або мережі. Якщо пошкодження не викликає безпосередньої небезпеки для установки, то релейний захист діє на сигнал, не вимикаючи її.

   Релейний захист повинен:

  •  виявити пошкодження;
  •  вимкнути пошкоджений елемент, щоб запобігти його руйнуванню;
  •  зберегти нормальну роботу інших елементів, дією на автоматику (автоматичне повторне вмикання, автоматичне введення резерву);
  •  відновити нормальне електропостачання споживачів.

                 Релейний захист може складатися   з одного або кількох узгоджених реле, що при порушенні нормального режиму забезпечують автоматичне відокремлення пошкодженої ділянки і подають сигнал обслуговуючому персоналу. В загальному вигляді  релейний захист може мати чотири основних органи: пусковий, виконавчий, сповільнюючий і регулювальний.

                Основними вимогами, що ставлять до релейного захисту,  є:

а)  вибірність дії  (селективність), тобто вимикання лише пошкодженої ділянки;

б)  швидкість дії, завдяки чому забезпечується  безперебійність  електропостачання  непошкоджених елементів, зменшується загроза пошкодження апаратури аварійними струмами і підвищується стійкість паралельної роботи кількох джерел електроенергії;

в) висока чутливість, що забезпечує вимикання ділянки при замиканні в будь-якій точці зони захисту і на початку аварійного режиму, коли електрична апаратура і струмопроводи ще не пошкоджені дією струмів короткого замикання;

г)  висока надійність роботи, при якій відмова чи помилкове спрацювання релейного захисту практично виключається.

Для задоволення цих вимог потрібно правильно вибирати захист, якісно його монтувати і технічно грамотно експлуатувати.

             За принципом дії розрізняють такі основні типи релейного захисту:

  1.  струмовий захист, який діє тоді, коли струм в електроустановці більший від наперед заданого значення;
  2.   дистанційний захист, який діє з видержкою часу, яка автоматично збільшується із збільшенням відстані (дистанції) від місця знаходження захисту до місця пошкодження;
  3.  диференціальний захист, який діє тоді, коли різниця двох або кількох значень струму більша від заданого значення (значення струму відповідають початку і кінцю захисної зони).

               Лінії напругою 0,38кВ від коротких замикань захищаються автоматичними вимикачами АП50, АЗ124, АЗ134, АЗ144 або блоками запобіжник-вимикач типу БПВ-31-34.  для автоматичного вимикання лінії напругою 0,38кВ при однофазних і між фазних коротких замиканнях використовують також пристрій захисту типу ЗТ-0,4У2. цей пристрій виконано як приставку до автоматичних вимикачів серії АЗ100, АЗ3700 і АЕ2600, які мають незалежні розчіплювачі на напругу 36В; монтується пристрій в шафі низької напруги КТП 10/0,4кВ поряд з вимикачем, на який він діє.

                   Для захисту силових трансформаторів потужністю від 100 до 1600кВА використовують максимальний струмовий захист, , а для трансформаторів потужністю 400 кВА і більше,  захист від однофазних замикань на землю з боку низької напруги. Струмовий захист вибирають залежно від типу вимикаючих апаратів з боку високої напруги — вимикача, вимикача навантаження або запобіжника. Застосування запобіжників і вимикачів навантаження значно спрощує і здешевлює захист. Захист запобіжниками і вимикачами навантаження виконують для трансформаторів потужністю до 1000 кВА напругою до 10 кВ з запобіжниками ПКТ на 100 А і потужністю не більше 2500 кВА напругою 35 кВ з запобіжниками ПКТ 35Н на 40 А.

          Високовольтні запобіжники типу ПКТ при виборі відповідної вставки забезпечують захист трансформатора від внутрішніх пошкоджень і міжфазних коротких замикань на виводах. Номінальний струм плавкої вставки повинен бути більшим від номінального струму трансформатора. Крім цього, необхідно, щоб запобіжник не спрацьовував при кидках струму намагнічення, викликаного вмиканням трансформаторів під напругу.

    Запобіжники виконують функції віх елементів струмового захисту, а також функції вимикача. Гранична вимикаюча потужність запобіжників типу ПКТ становить 200 МВА, що достатньо для всіх випадків використання їх в сільських електричних мережах.

Ефективність автоматизації підстанцій

          

Слово «автоматика» походить від грецького слова «ауто-матос» — сам, самодіючий, і означає, в широкому розумінні, сукупність приладів і механізмів, що здійснюють виробничий процес без безпосередньої участі людини.

      На сучасних електростанціях за участю схем автоматичного контролю і управління здійснюються такі технологічні процеси:

а) пуск, зупинка і регулювання роботи первинного двигуна і генераторів;

б) регулювання процесу горіння палива, живлення котлів;

в) синхронізація, самосинхронізація і вмикання на паралельну роботу;

г) регулювання частоти й розподіл активного навантаження між агрегатами або електростанціями, що працюють паралельно;

д) автоматичне аварійне розвантаження станції за частотою;

е) контролювання режиму роботи електроустановок і захист їх;

ж) вмикання резервного живлення і резервного обладнання;

з)  автоматичне повторне вимикання лінії.

                     Автоматизація на електростанціях і підстанціях забезпечує такі переваги:

  1.  значне зменшення кількості аварій, що гарантує безперебійність електропостачання споживачів;
  2.   підвищення надійності роботи обладнання;
  3.   підвищення швидкості виконання технічних операцій;
  4.  зменшення кількості обслуговуючого персоналу;
  5.  зменшення капіталовкладень;
  6.  підвищення якості енергії внаслідок біль досконалого регулювання частоти й напруги;
  7.  покращення умов роботи обслуговуючого персоналу;
  8.  зменшення собівартості електроенергії за рахунок скорочення експлуатаційних витрат.

               Автоматичне повторне вмикання (АПВ) сприяє підвищенню надійності електропостачання. Пристрої АПВ призначені для автоматичного вмикання елемента, що вимкнувся, завдяки чому відновлюється робота споживачів або схема їх живлення.

            Варіанти пристрою АПВ можна класифікувати за такими ознаками:

а) за кількістю фаз (трифазні й однофазні);

б) за обладнанням, на яке подається напруга (повітряні або кабельні лінії електропередачі, трансформатори, шини, електродвигуни);

в) за типом комутаційної апаратури, на яку діє АПВ (масляні і повітряні вимикачі, контактори або магнітні пускачі, запобіжники);

г) за кратністю дії (одно-, дво- і трикратні);

д) за способом виконання (механічні, пневматичні і електричні); е) за тривалістю дії (швидкодіючі, що створюють безструмову паузу 0,5 с і менше, і нормальні, з регулюванням часу безструмової паузи).

                   У сільських мережах АПВ використовують для повторного вмикання повітряних ліній. Найбільш поширеним є трифазне електричне АПВ однократної дії.

                 Пристрої автоматичного вмикання резерву (АВР) використовуються для підвищення надійності живлення споживачів.           Вони здійснюють автоматичне вмикання резервного джерела живлення або резервного обладнання після аварійного вимикання основного джерела живлення або основного (робочого) обладнання. Пристрої АВР доцільно встановлювати не лише на електростанціях і в електричних мережах енергосистем, а й при електропостачанні виробничих процесів, технологія яких не допускає навіть короткочасних перерв у живленні.

             Оскільки пристрій АВР вмикає резервне джерело живлення (або обладнання) при пошкодженні основного, ефективність його не залежить від стійкості пошкодження, а успішність значно перевищує кількість успішних АПВ. Неуспішним АВР може бути лише при стійких коротких замиканнях на шинах підстанції або в резервних лініях. Щоб уникнути вмикання резервної напруги живлення на стійке коротке замикання основного джерела, пристрій АВР спрацьовує лише після повного вимикання основного (робочого) джерела від резервного об'єкта.

           Схеми пристроїв АВР вибирають залежно від місцевих умов, схеми з'єднання електроустановки, типу основного обладнання тощо. У сільській електрифікації найбільш поширене автоматичне вмикання резервних ліній і трансформаторів.

 7   Ознайомлення з виконанням захисту від атмосферних перенапруг.   Заземлення і заземлюючі пристрої.

               У нашій каїні найбільше гроз випадає на червень. Липень і серпень. За грозовою інтенсивністю розрізняють сильногрозові  райони (понад 30 грозових днів на рік) ,  грозові райони ( менше 10...30 грозових днів на рік) і слабогорзові райони (менше 10 грозових днів на рік). У грозових і сильно грозових  районах потрібно обов’язково захищати будівлі від грози, особливо ті, що розміщуються на підвищеннях і в місцях, де на поверхню виходять глинисті або водоносні шари, що мають високу провідність. У місцях з ґрунтами поганої провідності 9піщаними або скелястими) ураження блискавкою бувають рідко навіть на підвищеннях.

                 Для захисту будівель і електричних установок від прямих ударів блискавки використовують блискавковідводи, які являють собою добре заземленні провідники, розміщені вище від елемента, який захищається.

                 Блискавкоприймач  здебільшого являє собою стальний стержень, трубу або кутникові сталь перерізом близько 100мм2. Він повинен монтуватись не менш як на 15см і не більш як на 2м вище стояка. Струмопровід виконують стальною стрічкою перерізом 25...30мм2 або дротом діаметром не менше 6мм. Заземлення здійснюють кутниковою сталлю, трубами, дротом, стрічкою або листом заліза на відстані не менше 0,5...0,8м від фундаменту будівель, а біля тваринницьких приміщень – не менше 4,5м від стін.

                   Для захисту електроустановок від індукованої перенапруги використовують розрядники. На повітряних лініях застосовують іскрові проміжки і трубчасті розрядники, а електричну апаратуру підстанції, трансформатори та електричні машини захищають вентильними розрядниками.

                       При грозових розрядах у провідниках, розміщених близько від місця удару блискавки, індукуються імпульси атмосферної перенапруги, які дуже швидко (з швидкістю, близькою до швидкості світла) поширюються по лініях електропередачі, проходячи величезні відстані. Електрична стійкість ізоляції залежить від тривалості дії напруги. При короткочасній дії ізоляція витримує значно більшу напругу, ніж при тривалій дії. В довідниках наводяться вольт-секундні характеристики ізоляції, які показують, протягом якого часу конструкція здатна витримувати без пробою або перекриття імпульс перенапруги заданої амплітуди. Рівень ізоляції повітряних ліній вищий від рівня ізоляції трансформаторів, електричних машин тощо. Тому ізоляцію трансформаторів, апаратури підстанцій та різного обладнання треба захищати від набігаючих імпульсів перенапруги.

            Оскільки грозозахисний апарат відводить імпульс перенапруги в землю, він повинен мати меншу імпульсну пробивну напругу, ніж електричний апарат, що захищається. Дія грозозахисного апарата повинна бути короткочасною, щоб імпульс перенапруги відводився в землю раніше, ніж він досягне небезпечної амплітуди на ізоляції електричної апаратури. Після спрацювання грозозахисту залишкова напруга повинна бути незначною, щоб не виникло коротке замикання (навіть при силі струму блискавки в кілька десятків кілоампер), а електрична дуга, що супроводжується струмом промислової частоти, повинна гаситись раніше, ніж спрацює релейний захист на вимикання апаратури.

                   При внутрішніх перенапругах і підвищенні напруги промислової частоти грозозахист не повинен спрацьовувати.

               Для захисту електростанцій і підстанцій від прямих ударів блискавки використовують стержневі блискавковідводи. Крім цього, для підстанцій потужністю понад 630 кВА з робочою напругою 20...110 кВ використовують грозозахисний трос, який підвішують на опорах за 800...1500 м перед підстанцією, закінчуючи на найближчій опорі. Заземлюють цей трос на кожній опорі з опором заземлення не більше 10 Ом.

                   Комплекти вентильних розрядників па відкритих підстанціях розміщують на конструкціях висотою не менше 2,5 м, в закритих розподільних пристроях — в окремих огороджених камерах, на тупикових підстанціях — на вводі, а на прохідних підстанціях — на шинах біля трансформатора. Робочий опір розрядника повинен обмежувати супровідний струм промислової частоти, а іскровий проміжок — надійно гасити дугу, що підтримується цим струмом. Живильні лінії при вимкненому вимикачі або роз'єднувачі захищаються від імпульсу атмосферної перенапруги трубчастими розрядниками, що приєднуються в кінці лінії. Для більшої надійності захисту на відстані 100...200 м від підстанції встановлюють додатковий комплект трубчастих розрядників або іскрові проміжки. Опір заземлення цих пристроїв не повинен перевищувати 10 Ом.

                             Призначення заземлюючих пристроїв

    

                    Внаслідок появи на ізоляторах або між обмоткою й корпусом вологи й пилу на корпусах генераторів, трансформаторів, електричних машин, апаратів і приладів може виникнути напруга. Більшість з таких замикань з часом проходить безслідно. Наприклад, при роботі електродвигуна волога випаровується й ізоляція відновлюється. Іноді потенціал, що виникає на корпусі, може зберігатися тривалий час. Так, стійким буде потенціал на корпусі машини при порушенні ізоляції однієї з фаз. У цьому випадку він становить велику небезпеку для обслуговуючого персоналу. Доторкання до такого корпуса може призвести до смертельного ураження. Тому і необхідно заземляти струмоведучі прилади.

          Заземлюючі пристрої необхідно виконувати за нормами на напругу дотику або за нормами на їх опір у відповідності з ГОСТ12.1.030 – 81.

      Для установок напругою понад 1000 В з ізольованою нейтраллю, для яких напруга на заземлювачі не повинна перевищувати 250 В, опір заземлення (Ом) визначають з нерівності:

          Якщо заземлюючий пристрій одночасно використовують і для електроустановок напругою менше 1000 В, то:

                 За розрахунковий струм замикання на землю Із беруть найбільший можливий струм через заземлення. В установках з незаземленою нейтраллю беруть ємнісний струм однополюсного замикання на землю.

                 У системі електропередачі з використанням землі як фазового провода напруга на заземленні не повинна перевищувати 50 В. Опір заземлення в цій системі визначається за нерівністю:

              Опір заземлюючих пристроїв, до яких приєднано нейтралі генераторів і трансформаторів, повинен бути не  біліше 2 Ом в установках напругою 660/380 В, 4 Ом для електроустановок 380/220 В і 8 Ом для електроустановок 220/ /127 В.

                     Ці норми необхідно забезпечити з урахуванням  природних заземлювачів, а також повторних заземлень нульового проводу повітряних ліній напругою до 1000 В при кількості відхідних ліній не менше двох. При цьому штучне заземлення,   до   якого  приєднують  нейтраль  генераторів    і трансформаторів, повинно мати опір не більше: 15 Ом для електроустановок 660/380 В, 30 Ом для електроустановок 380/220 В і 60 Ом для електроустановок 220/127 В, якщо не вимагається меншого опору за умовами грозозахисту.

                     Якщо питомий опір землі >100 Омм, то допускається збільшення опорів заземлюючих пристроїв в /100 разів, але не більше, чим в десять разів. Опір заземлення в електроустановках  з   ізольованою  нейтраллю  при  напрузі  до 1000 В не повинен перевищувати 10 Ом.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

80992. Поняття та сутність методики навчання історії 31.29 KB
  Метод спосіб досягнення мети розв\'язання конкретного завдання Ефективність і якість навчання історії залежить від того наскільки вчитель володіє методами навчання і застосовує їх на практиці. Початкові елементи методики навчання історії зародилися з введенням викладання предмета як відповідь на практичні питання про цілі викладання про відбір історичного матеріалу якому навчали учнів і прийоми його розкриття. Методика історії як наука пройшла складний шлях розвитку.
80993. Методика роботи з історичним документом 33.52 KB
  Як відомо, до історичних джерел належить все створене людиною, а також предмети матеріальної культури, звичаї, обряди, памятки писемності. У широкому сенсі памятки писемності в методиці називають документами.
80994. Загальна характеристика шкільної програми з історії. Принципи їх побудови 38.33 KB
  Типи навчальних програм: Навчальні програми можуть бути типовими робочі і авторськими. Типові державні навчальні програми з історії розробляються на основі державного освітнього стандарту. Тому виникає необхідність періодично оновлювати навчальні програми у відповідності з розвитком педагогічної науки і практики.
80995. Проблема інтерпретації навчальних текстів на уроках історії. Інтерпретація (лат. interpretatio) — розяснення, тлумачення — відносно історичних текстів та ін.. (наукових та літературних текстів) 34.86 KB
  Щоб запобігти некритичному сприйняттю учнями історичної інформації, недостатньо тільки навчити їх досліджувати джерела. Важливим є також розвиток вмінь аналізувати та критично оцінювати інтерпретацію минулого, що міститься в будь-якому джерелі
80997. Закономерности и особенности развития детей с психофизическими нарушениями 31.05 KB
  Вторичные возникающие опосредованно в процессе аномального социального развития. Первичный дефект может иметь характер недоразвития или повреждения. Выготского является основным объектом в психологическом изучении и коррекции аномального развития.
80998. Категории детей с нарушениями интеллектуального развития, их развитие и обучение 30.24 KB
  имбецильность умеренная выраженность интеллектуального недоразвития дети не дееспособны не обучаемы но способны к овладению простыми навыками; 3. Дети с умственной отсталостью запаздывают в психическом развитии уже с первых дней жизни. По уровню речевого развития умственно отсталые дети представляют неоднородную группу: от общего недоразвития речи до достаточно развернутой обиходной речи но с нарушениями фонетики семантики. Дети с простой неосложненной дебильностью.
80999. Категории детей с задержкой психического развития, их развитие и обучение 29.64 KB
  Причины выраженной задержки психического развития: минимальные слабовыраженные органические повреждения или функциональная недостаточность центральной нервной системы возникшие в результате воздействия патогенетических факторов во внутриутробном природовом или в раннем периоде жизни ребенка; длительные хронические соматические заболевания перенесенные в раннем детстве; длительная социальнокультурная депривация; влияние стрессовых психотравмирующих факторов. психогенный генезис связывается с неблагоприятными условиями воспитания...
81000. Категории детей с нарушениями слуха, их развитие и обучение 29.05 KB
  Среди глухих детей различают: глухих без речи ранооглохших когда поражение слуха возникает у ребенка в доречевой период или в самом начале формирования речи; глухих сохранивших в той или иной мере речь позднооглохших это дети с потерей слуха но относительно сохранной речью ввиду сравнительно позднего возникновения глухоты. Врожденная или ранняя потеря слуха приводит к отсутствию речи немота либо ее грубому недоразвитию. У глухих детей изза речевых нарушений задерживается общение обеспечивающее совместную со взрослыми...