Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  

Загрузка...

Ответы к госэкзамену по специальности Электроэнергетические системы и сети - файл ГОС.doc


Ответы к госэкзамену по специальности Электроэнергетические системы и сети
скачать (2124.5 kb.)

Доступные файлы (1):

ГОС.doc7214kb.12.05.2008 13:50скачать

содержание
Загрузка...

ГОС.doc

  1   2   3   4   5   6   7   8
Реклама MarketGid:
Загрузка...
ТЭС

1)ротор эл.генератога,2) конденсатор,3)паровая турбина t=1600C, Р»30 МПа

100%-химическая эн.топлива

12%-теряется в парогенераторе

6%-потери в турбине

55%-потери при охлаждении в конденсаторе

25%-непосредственно для преобразования в эл.энергию

Строится в местах сосредоточения потребителей, мощность 60-200 МВт, КПД 45%.Выроботка эн.зависит от выработки тепла

Проблемы: очистка воды, экологическая, проблема охлаждения, топливо.

ГЭС

Н-напор, разница м/у верхним и нижним бьефом

Q-расход воды мощность потока через створ в ед.времени.Очень дорогое строительство, но окупается через 2-3 года.
ГАЭС
Режим работы двигатель насос закач.воду из нижнего бьефа в верхний период max нагрузок, агрегаты ГАЭС работают в режиме Т®Г, вырабатывают энергию и выд-ет в сеть

Достоинства: сглаживание суммарного графика нагрузки системы
АЭС
Относится к разряду тепловых

Ядерные реакторы бывают 2-х типов:

1.реактор на быстрых нейтронах

2.реактор на замедленных тепловых нейтронах

Особенности:

-удаление АЭС от потребителей и постепенное удорожание транспорта эл.энергии многократно окуп-ся за счет экономии на природных ресурсах и надежности

-выдача эн. на высоких и сверхвысоких U

-низкоманевренные

-экономически чистые

-в электр. части блочный принцип построения

Вместо паронагревателя яв-ся реактор

Особенности ГЭС:

  1. месторасположение опред-ся хар-ми реки и возможностью построения

  2. выработка эл.эн. передается на высоких U

  3. высокоманевренная

  4. КПД 90 %

  5. в эл.части блочный принцип построения. Работают в пиковой части графика



Структура:

66%-ТЭС, 23%-ГЭС, 10.7%-АЭС, 0.6%-др.

Нефть и газ неперспективн. вид топлива для эл.эн.

Уголь - перспективный, но требует очисти дыма. В мере на эл.станцию удерживается 95% выбросов(в Японии 99 %),выбрасываются- окислы, сера, азот, тяжелые Ме, зола, углеводород

Торф-уд.вес очень мал

^ 1.1. Структура энерг. систем РФ

ЭЭС – совокупность эл/ст, эл. и телл. сетей и узлов потребления объединённых общностью процессов производства, передачи и потребления эл. и телл. энергии и связанных общим механизмом (специализированные и хозяйственные) управления.

Эл. часть эл.энерг.системы – называют эл. системой. эл. система включает в себя эл/ст ЛЭП, КЛ, потребителей.

С развитием ЭС ЛЭП 220, 500кВ отдельные ЭС соединяются м/у собой линиями 220, 500кВ, тем самым, образуя ОЭС. ЕЭС включает ЭС не только России, но и стран ближнего зарубежья.

Для ЭС характерны линии 0,4110-220кВ. Особенность эл. энегр. систем является непрерывность производства и потребления, энергию не накапливают (её нельзя хранить).

1.1 ОЭС образуют ЕЭС

ОЭС: сев.-Запод; центр; юг; сев.Кавказ; Закавказье; средн. Волга; Урал; Казахстан; Сибирь; Средн. Азия; Дальний восток.

“+” объединение нескольких источников и потребителей:

1.Увелич. надежности электроснабжения

2.ЭЭС наиболее рациональны т.к. в первую очередь загружаются более экономич. эл/ст

3.Удобно проводить ремонты в сетях и на станциях

Преимущества ОЭС: 1 ЕС источников и потребителей: каждый потребитель имеет свой график, при суммировании графиков нагрузки получаем:

1.Суммарная мах мощность общего графика меньше, чем сумма мах мощности отдельных графиков т.к. мах графиков не совпадают по времени. Раз происходит снижение требуемых мах мощностей то можно иметь меньшую установленную мощность эл/ст.

2.Плотность общего графика выше, чем у отдельных графиков т.е. можно позволять маневрировать мощностью с помощью более эконом. эл/ст(ГЭС) это эконом. топливо(ТЭЦ).

3. Объединение потребителей снижает долю толчка в общей нагрузке. На эл/ст имеются недогруженные агрегаты, принимающие толчки на себя и регулирующие мощность.

4.Аварийный резерв в системе уменьшается.

5.Объединение эл/ст позволяет оптимизировать режим их работы, т.е. применяют те которые мin расходуют топливо.

Высокая надежность электроснабжения.

Проблемы ЕЭС:

1.Несоответствие районов потребления расположению эн. ресурсов.

2.Передача эл.эн. на дальние расстояния выполняется по ВЛ (потери мощности, большие затраты на поддержание частоты, строительство и т.д.).

3.Потери ресурсов при перевозке и из-за несовершенства технологий на эл/ст.

4.Экологические проблемы.

5.Сложность управление ЕЭС для поддержания качественного и надежного эл. снабжения

Особенности:

1.Мгновенная выработка и потребление – баланс.

2.Невозможность накопления энергии.

3.Все взаимосвязано.

4.Быстрота протекание процессов требует точной настройки, защиты и автоматики. 5.Энергетика связана со всеми отраслями народного хоз-ва, что требует обеспечение надежности и качества.

Перспективы на 2010г.

1.Линия Итат-Барнаул (1150кв)

2.В кировской области нет перспектив на ближайшее время (имеется ввиду, больших проектов).

3.Реконструкция ТЭЦ-3 (К-Чепецк).

4.Энеггетический мост через Берингов пролив, Сибирь и Д.Восток соединение с Аляской, США.

5.По атомной энергетике перспектив нет. Доля АЭС (на 1995г.)-11,8%, к 2010 на органическом топливе будет вырабатываться до 84% мощности.

6.Увеличение доли ГРЭС и КЭС на органике.
1.3

Требования к UCTE:

1) К первичному регулированию ЭС:

Каждый субъект объединения должен обеспечивать частоту с f=+-0.15 Гц. Резерв д.б. не менее 2.5% Ргенер. Зона нечувствительности регуляторов частоты не более 0.05 Гц. Быстродействие первичного регулирования д.б. 100% за 30 секунд.

2) Вторичное регулирование: . Рн – мощность нагрузки меньшей из соединяемых систем.

Восстановление нормального баланса должно осуществляться через 30 секунд и заканчиваться за 15 минут.
Пропускная способность ЭП должна рассчитываться с учетом требований:

1) Передача расчетных длительных перетоков должна обеспечиваться при нормативном уровне устойчивости как при полной схеме сети, так и при отключении любого элемента.

Тогда , Кр=(0.2-0.54), допускает снижение Рпред в аварийном режиме в диапазоне =(0.1-0.3)

2) Передача расчетных максимальных перетоков должна обеспечиваться при полной схеме сети и задан запас устойчивости ЭП:

, (Кр/=0.08), Рмах.р- максимальная мощность ЭП в послеаварийном режиме при небалансе.

, =(0.1-0.3), Кр//=(0.08-0.4).

1.1

Характеристика основных передач эл.эн.
Они подразделяются на:

1.По конструктивному признаку на ВЛ и КЛ.

2.По технологическому признаку КЛ делятся на мослонаполненные, газанаполненные, креогенные.

3.По дальности на короткие(100м-20км), средней дальности(20-200км), дальние(200-1000), сверхдалн(>1000).

4.По уровню напряжения на НН(до 1000В), ВН(до330кВ), СВН(до1000кВ), УлтраВН(>1000кВ).

5.По роду тока: постоянного и переменного.

Типы опор:

По виду материала подразделяются на :
1.Деревянные опоры(в районах богатых лесом до 220кВ)

“+” Небольшой вес, достаточная механическая прочность, не проводит ток, дешево.

“-” Подвержены гниению, ограниченны по длине.

2.Ж/Б опоры(до 35кВ – из вибрабетона, 110кВ и выше –из вибра и центрефугированного бетона для увеличения плотности). До 110кВ применяются для 1и 2 цепных ЛЭП свыше 110кВ- на 1 цепных.

“+” Высокая прочность долговечность не нужен уход, меньший расход мет

“-” Большой вес, затраты на транспортировку, недостаточная прочность на изгиб.

3.Метал.опоры выполняются из низко углиродистой стали, конмтрукция собирается из отдельных деталей. Применяются для ЛЭП всех напряжений когда невозможно применение других опор.

“+” Высокая прочность, можно собрать констукцию любой высоты.

“-” Большая стоимость, подвержены коррозии.

По назночению опоры подраздел. на анкерные(способные выдержать полное тяжение проводов) и промежуточные.

На базе анкерных выполняются опоры: концевые(по концам ЛЭП), ответвительные, траспозиционные, угловые(если угол поворота больше 200).

Унификация опор – это обьединение опор в единую систему конструкций для сокращения их типоразмеров, для установки области применения опор (т.е. установление района по голеду, по ветру, классу напр.,)

^ 1.2.

Конструкция проводников и тросов.

Существуют однопроволочные и многопроволочные.

Однопроволочные используется для ЛЭП до 1000В. Маркировка состоит из букв и цифр (ПСО-4 – провод стальной однопроволочный d-4 мм).

Многопроволочные провода – скручивание нескольких проволок в один пучок, в центре одна проволока на неё намотан слой проволоки (повивы). 1й слой–6 проволок, 2й–на 6 больше. Один оборот вокруг проволоки называется шагом скрутки. Скрутка увеличивает мех. прочность на 10%. Маркировка многопроволочных поводов: буквенное обозначение - из какого материала сделан провод, цифры станд. сечение провода. Сталеалюмин. провода – это комбинированные многопроволочные провода. Сталеалюминевые провода выполняются в 4х модификациях: АС, АСО, АСУ, АСУС отличаются соотношением Аl и стальной частей.

С корозионносройким покрытием.

АСК – защита волокна в виде плёнки

АСКП, АСКС – стальные проволоки покрытые специальной термостойкой смазкой

АЖ – АС термообраб.

АН – АС нетермообраб.

Конструкция грозозащит. тросов. – многопроволочный провод состоящий из стальных оцинкованных проволок.

ТК – трос канат (ТК-4)

Требования, предъявляемые к материалам проводов:

1.Высокая эл. проводимость

2.Высокая мех. прочность

3.Эконом. (дешевый)

Изоляторы используемые на ВЛ называются линейными, их основное назначения: изолирование провода от опор и следовательно от земли и поддержка провода.

Изоляторы ВЛ ЛЭП – штыревые , подвесные. Материал: стекло, фарфор, стеклопласт.

Штыревые на ВЛ до 35кВ

Подвесные с 35кВ и выше

Штыревые крепятся с помощью крючьев

Подвесные собираются в гирлянды и крепятся с помощью арматуры

Маркировка изоляторов: буквы указывают тип изолятора и материал

(для штыревых изоляторов цифры указывают эн. напряжение, для подвесных – разрушающую эл. мех нагрузку). Например: ШС-10 – Штыревой Стекло напряжение 10; ПФ-6 – Подвесной Фарфор эл. мех. нагрузка 6.

Выбор изоляторов:

1.по напряжению линии

2. по району прохождения линии

3. по материалу опор

4. по мех. нагрузке
1.3.

Назначение КЛ: для э/снабжения крупных городов, вывода эл/эн от мощных генераторов эл/ст на участке от тр-ра до ОРУ. КЛ называется ЛЭП с изолированными по всей длине ТокВедЧаст, заключенными в гермктичную оболочку.

“+” Не подвержены атмосферному воздействию, недоступность для посторонних лиц.

“-” Высокая стоимость, бо/льшее значение реактив. проводимости чем у ВЛ.

Требования к КЛ:гибкость, стойкость к воздействию влаги и химическим воздействиям, необходимость от механических повреждений. Облость применения КЛ:городские сети, преход через большие водные пространства.

^ Конструкция кабельных линий: на переменном токе до 1кВ применяются 4-ех жильные кабели(сечение 0-ой жилы меньше чем фазное.) В сетях до 35кВ применяются 3-ех жильные кабели. Токоведущие части выполняются из Al и Cu, изоляция выполняется из специальной пропитанной маслом кабельной бумаги, она накладывается на ТВЧ в виде лент, изготавливаются кабели с резиновой или полиэтиленовой изоляцией. Защитная оболочка накладывается поверх фазной изоляции, для защиты от механических повреждений применяется броня из стальных проволок или свинцовых лент.

1- ТВЧ

2- Фазная изоляция

3- Общая поясная изоляция

4- свинцовая или Al оболочка

5- Подушка под броней

6-Броня

7-Защитный покров

8- Заполнение

Кабели переменного тока 110-220кВ изготавливаются маслонополненными(обычно 1-о жильными ) как правило применяется полая токопроводящая жила, масло проводящий канал этих кабелей через муфты соединяется с баками давления которое может достигать 0.3 МПа. Делятся на кабели низкого и высокого давления. Конструкции кабелей высокого напряжения различны, но большее распространение получили кабели из трех одножильных кабелей заключенных в стальную трубу с маслом под давлением (1-токоведущая жила; 2-изоляция; 3-стальная труба; 4-масло)

^ Прокладка кабелей: 1. В земельных траншеях(70-100см), на дно траншеи укладывается слой песка, кабель, слой песка, кирпичи, траншея засыпается.

“+” Простота и экономичность, хорошее охлождение.

“-” Недостаточная механическая защищенность, необходимость разрывать траншеи при ремонте кабеля.

В отдельную траншею укладываются не более 5-6 кабелей, под дорогами, тротуарами, они укладываются в азбестоцементных трубах. 2. В бетонных блоках. “+” Надежная защита от механических повреждений, возможность быстрой замены. “-” Дороже, хуже условя охлаждения. 3.В коллекторах применяется при большом числе кабелей (20-50), прокладываются вместе с водопроводами и теплотрассами. “+” Удобный монтаж и ремонт. “-”Высокая стоимость.

^ 1.4

Расстановка опор по профилю трассы.

Профиль трассы – разрез поверхности земли вдоль линии трассы. Он чертится на основании топографической съемки местности. Расстановка опор осуществляется из условий: 1. Расстояние от проводов до земли и до инженерных сооружений должны быть не мене требуемых в ПУЭ. 2.Нагрузки на опоры не должны превышать нормативных для данного типа опор. Расстановка опор производится по шаблону. Он представляет из себя три кривых: 1.Кривая провисания провода в режиме max нагрузок. 2.Габаритная кривая. 3.Земляная кривая.(расстояние м-у 1 и 2 Г- габарит, между 1 и 3 h-высота подвеса провода). Перед расстановкой опор вся трасса разбивается на анкерные участки, в каждом анкерном участке опоры расставляются независимо. После расстановки опор необходимо выполнить проверку на прочность (если получился случай когда одна из опор расположена значительно ниже двух соседних): строится шаблон для режимов в котором стрела провеса min. Он прикладывается таким образом чтобы кривая проходила через точки крепления проводов на соседних опорах, и если она проходит выше точки крепления проводов на низкой опоре то тяжение будет направленно в верх (может произойти касание проводов траверсой). Для искл. этого явления выполняют следующие мероприятия: 1.Навешивают груз на гирлянду низкой опоры. 2.Если груз оказывается большим, то устанавливают вместо промежуточной анкерную опору или снижают тяжение в анкерном участке(в крайнем случае). Кроме этого проверка опор на прочность осуществляется путем определения для каждой опоры фактических ветрового и весового пролетов и сравнение их с пролетами приведенными в паспорте опоры. Весовой пролет - это пролет, при котором весовая нагрузка от проводов и тросов и гололеда не превышает допустимой для данного типа опор. Ветровой пролет это пролет, при котором ветровая нагрузка от проводов и тросов на опору не превышает допустимую для данного типа опор. Габаритный пролет – это пролет, определенный по условиям допустимого расстояния от проводов до земли при расстановке опор на идеально ровной поверхности. Монтажные графики. Монтаж проводов и тросов осуществляется при различной температуре, задачей монтажа является обеспечение в монтажных условиях такого напряжения в проводе и такой стрелы провеса чтобы во всех режимах эксплуатации они не превышали допустимых по ПУЭ. Построение монтажных графиков начинается с определения исходного режима как в мех.расчете, затем с помощью уравнения состояния: рассчитываются функции , , по которым строятся монтажные графики. С помощью монтажных графиков при монтаже проводов и тросов при различных погодных условиях

обеспечивается требуемые величины указанных выше параметров. Расчет монтажных графиков для тросов выполняется из условия защиты проводов тросом в грозовом режиме, монтажные графики имеют такой же вид, что и для провода. Отличием является то что при расчете монтажных графиков для троса берется грозовой режим(t=15С).




1.4

Расчет проводов и тросов на механическую прочность.

1. Определяются удельные нагрузки, отнесенные к 1-му метру провода, и к 1мм2 сечения()

- от веса провода,- от веса гололеда, - от веса провода с гололедом,

- давление ветра без гололеда, - то же с гололедом - от давления ветра и веса провода без гололеда, - тоже с гололедом.

2. Расчет всех критических пролетов.

3. По соотношению l и lк выбирается исходный режим.

4. Вычисляются (нагрузки) при max,min,среднегод t.

5.Проверяется условие прочность провода ; ;

6. По уравнению состояния рассчитываются напряжения в проводе в режиме max t, гололеда без ветра, для грозового режима (t=15град ).

7.По формуле для max стрелы провеса определяется стрела провеса в режиме tmax и гололеда без ветра.

8. Проверяется чтобы эти стрелы провеса были допустимых, если условие выполняется то расчет закончен. Допустимые напряжения и стрелы провеса проводов регламентируются в ПУЭ для 3-ех режимов: режим max нагрузки, режим min t, режим средн. годовой t . Расчет на механическую прочность заключается в определении стрел провеса проводов и тросов, в расчетных режимах и сравнение их с допустимыми. Но в ПУЭ оговариваются не стрелы провеса а габориты(расстояние от земли до низшей точки провисания провода); Г= h-[f] ,где h – высота провеса провода, Г-габарит, f-стрела провеса провода. Допустимым механическим напряжением называется напряжение при котором материал повода или троса работает в пределах упругости, они задаются для режимов: max нагрузки, min t, режим средн. годовой t. Выбор исходного режима: выбирается наиболее тяжелый режим при котором напряжение в проводе достигает допустимого а во всех остальных режимах будет меньше допустимого. Он выбиается для заданий условий расчета наиболее тяжелого режима который учитывается в критических пролетах. Исходный режим используют чтобы с помощью уравнений состояний проводить расчеты напряжение в проводе или тросе для всех остальных режимах. Критические пролеты: lк1 – это такой пролет при котором напряжение мех., в проводе в режиме t сред=допустимому при t сред, а режиме t min напряжение в проводе равно допустимому при t min. Второй критический пролет (lк2) - это такой пролет, при котором на­пряжение в проводе при наибольшей нагрузке равно допустимому напряжению при наибольшей нагрузке, а в режиме низшей температуры - допустимому на­пряжению при низшей температуре.

^ Третий критический пролет (lк3) - это такой пролет, при котором напря­жение в проводе в режиме среднегодовой температуры равно допустимому при среднегодовой температуре, а в режиме наибольшей нагрузки равно допусти­мому напряжению при наибольшей нагрузке.

По соотношению критических пролетов выбирается исходный режим Расчет троса поизводится из условия min допустимого расстояния между проводом и тросом в любом режиме.

^ 2.1

Принцип действия СМ: возбуждение синхронной машины осуществляется постоянным током для этого на роторе расположена обмотка возбуждения.

Построение данной вект.диагр. по уравнению.

При вращении ротора поток возбуждения пересекает обмотки статора и индуцирует в ней переменную ЭДС

Типы СМ: 1.Явнополюсные(выступающие полюса) это тихоходные машины n=160 об/мин частота, а следовательно многополюсные p=60*f /n. 2.неявнополюсные – быстроходные n=1500 об/мин. Гидрогенераторы являются явнополюсными машинами (большой диаметр, небольшая длина, обычное вертикальное расположение). Турбогенераторы неявнополюсные(небольшой диаметр, большая длина, большая мощность)

Назначение СМ: предназначены для выработки Эл/эн (в генераторном режиме), для выработки, потребления реактивной мощности в режиме Х.Х.

Кроме этого могут работать в двигательном режиме когда необходимы двигатели большой мощности. СМ характеризуются следующими номинальными параметрами: ном.мощность, ном.напр., ном.ток, частота вращения, КПД, cos . Способы возбуждения СМ: электромагнитный, постоянными магнитами. Системы возбуждения СМ: электромагнитная (источник- электромагнитный генератор постоянного тока), вентили – от полупроводниковых элементов(выпрямляется переменный ток), самовозбуждение, независимое возбуждение и безщеточная. Способы охлаждения СМ : до 25МВт – воздушное охлаждение (вентиляция), свыше 25МВт – водород с избыточным давлением(косвенное), непосредственная – в нутрии обмоток: вода водород тр-ое масло. Способы пуска: синхронные машины не обладают пусковым моментом без каких либо дополнительных устройств. При включении обмотки статора в сеть создается магнитный поток, вращающийся с синхронной скоростью. Но т.к. ротор обладает инерцией то не может угнаться за вращающимся полем статора. Пуск производится 3-мя способами: раскрутка вспомогательным двигателем(ротор раскручивается до скорости близкой к синхронной, потом на обмотку подается пост-ток), пуск при пониженной частоте (подается напряжение пониженной частоты, ротор успевает втянуться в синхронизм), асинхронный пуск СМ. Регулирование активной и реакт.мощности: при изменении тока возбуждения генератора происходит изменение реактивной мощности(если увеличился ток возбуждения то и увел. реакт.мощность). Изменение активной мощности происходит при изменении вращающего момента на валу(при его увеличении увел. акт.мощн.).

^ 2.2

Принцип действия АД: Обмотка статора включается в сеть в результате создается вращающееся магнитное поле, его скорость вращения – n1. При вращении магнитное поле пересекает проводники обмотки ротора, следовательно, в них индуцируется ЭДС, под действием которой в обмотке ротора возникает ток (I2) совпадающий с ЭДС, этот ток (при взаимодействии с магнитным полем) создает вращающийся момент, ротор приходит во вращение со скоростью n. %.

Типы АД: с коротко замкнутой обмоткой ротора (беличья клетка ), с фазной обмоткой ротора и контактными кольцами. Назначение АД: в основном используются в качестве двигателей, в качестве фазорегуляторов, поворотных тр-ов. Номинальные параметры АД: Мощность(мощность на валу), напряжение обмотки статора (UЛ), (IЛ), частота питающей сети, частота вращения, КПД, cos . Способы пуска АД: Пусковые свойства АД хар-ся кратностью пускового момента (может изменяться в пределах 0.7-2) и кратностью пускового тока (4-7). Способы пуска: 1.Прямой пуск осуществляется вкл. АД в сеть этот способ простой и применяется для АД небольшой мощности или с короткозамкнутой обмоткой ротора. Прямой пуск допускается, когда при пуске возникают большие пусковые токи. 2.Пуск при пониженном напряжении применяется для двигателей большой мощности, на время пуска к двигателю подводится пониженное напряжение, за счет которого уменьшается пусковой ток, для этого используется реактор или АТ. Однако при этом уменьшается пусковой момент т.к. он пропорционален U2 (это является недостатком). Так же пуск при пониженном напряжении может осуществляться путем переключения обмотки статора по схеме звезда/треуг. (при соединении в звезду пусковой ток будет в три раза меньше чем при треугольнике). 3.Пуск АД с помощью пускового реостата путем его введение в цепь обмотки ротора, что снижает пусковой ток. По мере раскрутки АД реостат выводится плавно или ступенчато.

^ Способы регулирования частоты вращения АД: Регулировать можно со стороны статора(U), будет меняться скольжение а следовательно мощность и частота и со стороны ротора с помощью добавочного сопротивления добавочной ЭДС. 1.Регулирование напряжением

При изменении U скольжение SМ не меняется, но момент уменьшается. Данный способ требует регулятора напряжения мощностью = мощ. двигателя, диапазон регулирования не велик по этому данный способ считается не рациональным. 2.Изменение числа пар полюсов, на статоре можно разместить несколько обмоток имеющих разное число пар полюсов. Наиболее целесообразно изменять число полюсов путем переключения элементов обмотки статора с одной схемы на другую. 3. Частотный способ регулирования. Закон частотного регулирования: регулирование может осуществляться при постоянном Mн и при пост. P.

4. Включение реостата в цепь ротора

Если вводить r добавочное это приведет к увеличению скольжения и следовательно к уменьшению скорости скольжения. 5.Введение добавочного ЭДС, при этом изменяется вращающий момент и становится меньше нагрузочного что приводит к снижению скорости вращения ротора.

^ Причины нарушения нормального режима работы АД: 1.Изменеие напряжение сети, напряжение изменяется следовательно изменяется магнитный поток следовательно изменяется вращающий момент, что приводит к торможению двигателя (может выпасть из синхронизма). 2.Нессиметрия напряжения: в обмотках возникают токи прямой и обратной последовательности, от обратного синхронного магнитного поля возникает эл.магн момент направленный встречно моменту от прямосинхронного поля, что приводит к снижению результирующего момента (при постоянном моменте нагрузки это приводит к увеличению потребляемой мощности, а следовательно к нагреву обмоток и снижению КПД). 3. Изменение частоты сети , результат как в (п.1.) 4.Нессиметрия сопротивления фаз обмотки ротора. Возникают токи прямой и обратной последовательности. Частоты различны т.к. обмотка статора замкнута накоротко.

^ 2.3 Всё по силовым трансформаторам
В силовых ТР передача мощности осуществляется эл.магнит. путем: при протекании тока по первичной обмотке в ней возникает ЭДС приводящая к появлению магнитного потока который замыкается по магнитопроводу и пересекает проводники вторичной обмотки, этот поток индуцирует во вторичной обмотке ЭДС под действием которой протекает ток. У АТ передача энергии осуществляется как магнитным путем, так и за счет электрической связи между первичной и вторичной обмоткой.

Силовые ТР и АТ предназначены для преобразования эл/эн с одного напряжения на другое. Наибольшее распространение получили 3-ех фазные трансформаторы т.к. потери и расход материалов (а следовательно и стоимость) в них ниже чем в группе 3-ех 1-о фазных ТР той же суммарной мощности. 1-о фазные ТР применяются если невозможно изготовить 3-ех фазные ТР необходимой мощности. Маркировка ТР выполняется следующим образом: первая буква обозначает тип ТР (Т – трехфазный, О-однофазный, А-АТ), вторая буква если ТР без расщепленной обмотки (если с расщепленной то буква Р) обозначает систему охлаждения (С-естественное воздушное охлаждение, М-естественное масленое охлаждение, Д – масленое охлаждение с дутьем и естественной циркуляцией масла, ДЦ- масленое охлаждение с дутьем и принудительной циркуляцией масла, Ц- масленое водяное охлаждение), третья буква обозначает тип регулирования напряжения (если буква Н- РПН, если ее нет -ПБВ). Основные параметры ТР: номинальное напряжение обмоток, коэф-ент тран-ции, номинальный ток, U К.З. (оно характеризует полное сопротивление обмоток ТР). Обмотки ТР имеют схемы соединения: звезда, звезда с выведенной нейтралью, треугольник. Сдвиг фаз между ЭДС первичной и вторичных обмоток условно выражают группой соединения обмоток. Некоторые из групп: звезда/треугольник-11, звезда с нейтралью/звезда с нейтралью/треугольник – 0-11, звезда/треугольник/треугольник-11-11. Соединение в звезду обмотки ВН, позволяет выполнить внутреннюю изоляцию на фазное напряжение (U/корень из 3), а соединение в треугольник обмотки НН позволяет уменьшить ее сечение, выполнив на фазный ток (ток/корень из 3). Износ изоляции и срок службы ТР зависит от условий их эксплуатаций, системы охлаждения. При перегрузке ТР с выше установленной мощности происходит более интенсивное старение изоляции, поэтому величина допустимой аварийной и систематической перегрузок нормируются, первая не более 40%, вторая зависит от условия охлаждения и должна рассчитываться. Срок службы каждого ТР устанавливается заводом изготовителем, и при соблюдении требуемых условий эксплуатации должен выполнятся. Режимы работы АТ: автотрансформаторный режим(передача мощности из обмотки ВН в обмотку СН или наоборот), трансформаторный режим (из обмотки НН в СН или ВН), комбинированный режим передачи (ВН в СН и НН в СН). Силовой ТР может работать в режимах передачи мощности или ВН в НН или на оборот.

^ 2.4 Отключение токов

Обычно отключение тока происходит при его прохождении через ноль т.к. снижается интенсивность ионизации что ведет к возрастанию Эл. прочности промежутка условия гашения дуги: Эл. прочность промежутка больше напряжение между контактами. В некоторые выключатели могут давать срез тока (отключение тока до его естественного перехода через ноль), что может приводить к значительным ПН на элементах коммутируемых этими выключателями. Повторное зажигание дуги (вследствие медленной деионизации меж контактного пространства) может так же приводить к перенапряжению (например, при коммутации отключении линии). Способы гашения дуги (до 1000В): удлинение дуги (быстрое расхождение контактов), деление дуги на участки, гашение в щелях (охлаждается за счет сопротивления материала). Гашение дуги (выше 1000В): гашение в масле, газовоздушное дутье (проникновение в дугу частиц газа, а следовательно ее охлаждение и ионизация), гашение в вакууме (высокоразреженный газ), многократный разрыв дуги. Гашение дуги в масляных выключателях. В масляных выключателях контакты размыкаются в масле, однако вследствие высокой температуры дуги, образующей­ся между контак­тами, масло разлагается и дуговой разряд происходит в газовой среде Гашение дуги в масл. выклю­чателях происходит наиболее эффективно при применении дугогасительных камер, которые ограничивают зону дуги, спо­собствуют повышению давления в этой зоне и образованию газового дутья сквозь дуговой столб. На рис. приве­дена схема простейшей гасительной ка­меры. В процессе отключения контакт­ный стержень 1 перемещается вниз. Между контактами 1 и 2 возникает дуга. Происходит интенсивное газообразование, и давление в камере быстро уве­личивается. Относи­тельно холодный газ, образующийся на поверхности масла, перемеши­вается с плазмой дуги. Погра­ничный слой приходит в турбулентное состояние, способствующее деионизации. Однако дуга не может погаснуть до тех пор, пока расстояние между контактами не достигнет некоторого минимального значения, определяемого восстанавли­вающимся напряжением. Этот мини­мальный промежуток образуется, когда подвижный контакт еще находится в ка­мере. Когда стержень покидает пре­делы камеры, газы с силой выбрасывают­ся наружу. Возникает газовое дутье, направленное по оси, способствующее гашению дуги. После погасания дуги контактный стержень продолжает свое движение, чтобы обеспечить необходимое изоля­ционное расстояние в отключенном по­ложении. Функция выключателей заключается в том, что бы погасить дугу и исключить возможность ее нового зажигания путем эффективной деионизации воздушного промежутка. Приводы выкл-й должны обеспечивать следующие требования: 1)Должны быть исключительно надежными в эксплуатации 2)Операции вкл\ выкл должны протекать в течение минимального времени 3) Возможность ручного вкл/откл выключателя при нарушении работы станции. Привода выключателей кроме воздушных состоят из узлов: 1)отключающих пружин 2)устройств запирающих подвижную часть в состоянии включено 3)устр-ва освобождающего подвижную часть выключателя.4) Двигатель выполняющий работу включения 5)Передаточного мех-ма связывающего двигатель с подвижными контактами. Пружинные приводы: В качестве двигателя и аккумулятора энергии имеют пружину, которая м.б, напряжена через редуктор от небольшого Эл. двигателя ~тока. Для включения Q необходимо освободить пружину с помощью спец устр-ва которое приводится небольшим электромагни­том. Весь процесс протекает в течение 5-10сек. Пневматические приводы: Они были разработаны для выключателей УРАЛ (У-110, У-220) особенность которых состоит в том, что подача воздуха в цилиндр регулируется в зависимости от расположения контактов. В начале, когда силы сопротивления не велики подача воздуха слабая, когда же контакты близки к замыканию, она резко увеличивается и к моменту установки их на место подача прекращается. Это позволяет увеличить скорость работы выключателей и уменьшить нагрузку на детали механизма.

^ Электромагнитные приводы: Основаны на взаимодействии электромаг­нитных полей. Они относятся к приводам медленного действия. Для питания электромагнита необходима мощная аккумуляторная батарея или через индивидуальные полупроводниковые выпрямители, где установка АКБ не целесообразна.

^ 2.5 Коммутационные устройства. Разъединители.
Требования к проводникам: должны выдерживать длительное приложение нагрузочного тока, выдерживать механическое и термическое действие токов К.З. , обладать достаточной термической и динамической стойкостью.

Условием работы проводников является необходимость следить за температурой проводника, которая изменяется от величины протекаемого по ней тока, она не должна превышать допустимого, который устанавливается экспериментально. Две детали, пред­назначенные для проведения тока и находящиеся в соприкосновении, при­нято называть контактными час­тями или контактами. В контактах, подлежащих рассмотрению, электриче­ская проводимость обеспечивается обыч­но при наличии давления на контакт­ные части, создаваемого винтами или пружинами. Кач-во кон­-в имеет прямое отношение к на­дежности эл-кого оборуд-я.

По своему назначению и условиям работы контакты, могут быть разделе­ны на две основные группы — нераз­мыкаемые и размыкаемые. Не­размыкаемые контакты в свою очередь делятся на а) неподвижные контакты, в которых отсутствует пере­мещение контактных частей относительно друг друга, напри­мер винтовые соединения шин, прово­дов, присоединения к аппаратам б) подвижные контакты, в которых имеет место скольжение или качение одной контактной части относительно другой; такие контакты (наряду с раз­мыкаемыми) имеются в разъединителях и выключателях.

Контакты можно также классифицировать, но роду соприкасающихся по­верхностей. Различают контакты пло­ские, ли­нейные и точечные. Плоский контакт образ при соприкоснове­нии плоских контактных деталей. Линейный кон­такт может быть образован двумя ци­линдрами с параллельными осями или цилиндром и плоскостью. Точечный контакт может быть образован двумя сферическими поверхностями

^ Конструкции контактов Контакты электрических машин, ап­паратов, проводников должны прово­дить номинальные (продолжительные) токи в течение неограниченного времени; при этом температура контактных частей не должна выходить за установленные пределы Это требование обеспечивают выбором соответствую­щих материалов, числа контактных точек и давления на контактные части. Контакты должны быть также стойкими при КЗ, когда количество выделяющегося тепла резко увеличи­вается, а электродинамические силы уменьшают давление в контактах. Нали­чие электродинамических сил объясня­ется сужением линий тока при подходе к контактной точке и, как следствие, взаимодействием противоположно на­правленных токов.

Контакты выключателей должны не только проводить номинальные токи и обладать достаточной электродинами­ческой и термической стойкостью в по­ложении «включено». Они должны также противостоять разрушительному дей­ствию дуги, возникающей при отклю­чении тока, и обеспечивать надежное включение на КЗ.

Разъединитель представляет собой коммутационный аппарат для напряжения свыше 1кВ, основное назначение которого создавать видимый разрыв и изолировать части системы, электроустановки. Так же разъединитель используется для 1)откл и вкл ненагруженных силовых трансф. Небольшой м-ти и линий ограниченной длины 2) для переключения в РУ с одной сис-мы шин на другую. 3) для заземления отключенных участков 4) вкл/откл измерительных трансформаторов напряжения до 10кВ 5) нагрузочный ток до 15А. Разъединители снабжают приводами, ручными или электродвигательными для неавто­матического управления. Под откл способностью принято понимать способность отключать ток порядка нескольких ампер до десятков ампер при опред-х условиях.
^ 2.7 Способы измерения эл. величин.

Для измерения тока применяется ТА, он снижает первичный ток до значений удобных для измерений и для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей ВН. ТА характеризуется коэф-ом тр-ции (они бывают 1,2,3,4,6,8,10,15,16,20…100). Вторичный ток применяется 5А и 1А. Классы точности ТА: 0,2; 0,5; 1; 3. Для измерения напряжения применяют ТV для понижения ВН до величин 100 или 100/ корень из 3 и для отделения измерительных цепей от токовых цепей. Особенности работы ТА и ТV. ТА работает в режиме близком к К.З. т.к. измерительные приборы имеют маленькое сопротивление. При размыкании вторичной обмотки магнитный поток в магнитопроводе резко увеличивается т.к. он определяется только МДС первичной обмотки, магнитопровод нагревается, что может привести его к тепловому повреждению. ТV работает в режиме близком к холостому ходу т.к. сопротивление емкостных приборов больше а потребляемый ток не велик, рассеяние магнитного потока приводит к погрешности измерения. Классы точности такие же как и у ТА. Мощность подключенных приборов не должна превышать ном. мощности ТV т.к. возрастут потери. Типы применяемых ТА и ТV. В настоящее время применяют ТА следующих типов: ТПОЛ(тр-ор тока проходной однофазный с литой изоляцией), ТПЛ(то же но 3-уч фазный), ТШЛ (тр-ор тока шинный с литой изоляцией), ТФЗМ (тока фарфоровой изоляцией два звена маслонаполненный), ТВТ (тока встроенный в тр-ор), ТНП (тока нулевой последовательности). Типы применяемых ТV: НОМ(напряжения однофазный маслянной изоляцией), НТМИ(напряжение 3- ех фазные с маслянной изоляцией для измерительных приборов), НКФ(напряжения каскадный с фарфоровой изоляцией), НОЛ (напряжения 1-о фазный с литой изоляцией).
На рисунке (2НОМ) два однофазных тр-ра НОМ соединены по схеме открытого треугольника для измерения трех междуфазных напряжений.
^ 2.12

Оперативный ток используется для питание цепей РЗ и А, сигнализации, управление первичными коммутационными аппаратами он должен быть независим от режима работы сети. Цепи управления вкл. и откл выключателей потребители переменного тока. На подстанции без выключателей с U высшим 35-220кВ (компрессоры насосы) на ТЭЦ и АЭС. В системе СН 0.4кВ управление местными цепями. Потребители постоянного оперативного тока: на ПС 1-2 выключателями на ВН 110кВ, на ПС с выключателями на ВН 35кВ, на станциях для управления автоматическими выключателями на 0.4кВ РУ СН, удаленных от главного корпуса, аварийное освещение. К особой группе потребителей переменного оперативного тока относятся устройства контроля и регулирования энергоблока, а так же аварийная защита ядерного реактора на АЭС. Источники постоянного оперативного тока в основном применяются АКБ, кроме этого применяются выпрямительные установки. Недостатками АКБ являются: необходимо специальное помещение, квалифицированный уход и эксплуатация, сложно выполнить защиту от к.з. на землю, дороговизна. Источники переменного оперативного тока: ТА(используются для защиты от к.з.), TV(используются для защиты от к.з. на землю ), TCH. Устройство кислотно-свинцовой АКБ: 1)Электроды 2)электролит 3)сепаратор 4)сосуд 5)соединит пластины. В качестве положительных электродов исп-ся пластины отлитые или штампованные из Pb с большим числом ребер. В кач-ве отрицательных электродов исп-ся пластины коробчатого сечения с остовом в виде решетки. Электролит – раствор серной кислоты в дистиллированной воде с повышенной чистотой. Сепараторы – изоляционные перегородки м-ду + и -, которые препятствуют замыканию пластин и выпадению активных масс с пластин. Сосуды изготавливают из стекла куда помещают элементы АКБ. На ст и п/ст используются АКБ с напр 220В типа С, СК, СН (С- стационарные предназначены для разряда от 3 до 10 часов, СК – стац для кратковрем разряда. СН-стационарные с навозными пластинами, герметичны). Установка АКБ 1) Предусматриваются спец помещения изолированные от других 2)Обязательно наличие вентиляции, где стоят АКБ (для поддержания темпер-ры 15-25­0С помещение должно отапливаться) 3)АКБ должны устанавливаться на деревянных стеллажах в 1 или 2 ряда. Ежедневно производится текущий осмотр АКБ: 1)Напряжение на шинах и ток разряда 2)Уровень электролита 3)Целостность сосудов, чистота стеллажей, изоляторов и пола 4)Вентиляция и отопление 5) Наличие небольшого выделения пузырьков 6)Температура электролита контрольных элементов.

Основная химическая реакция: АКБ характеризуется: 1)Емкостью 2)ЭДС 3)Напряжением 4)Зарядным и разрядным током. Емкость – кол-во электричества которое АКБ может отдать при разряде. Заряд АКБ производится от источника постоянного тока, роль которого играют двигатель - генераторы или выпрямительные установки.

Основные режимы работы АКБ 1)Режим постоянного заряда 2)Заряд-Разряд 3)Заряд-покой-Разряд. В настоящее время применяется только 1 режим. (Подзаряд обозначает что через полностью заряженную АКБ проходит заряд достаточный для ликвидации саморазряда. Подзарядное устр-во питает постоянно включенную нагрузку. Оперативным током называется ток при помощи которого производится управление первичной коммутационной аппаратурой, а так же питание цепей автоматики разных видов сигнализации. Основным требованием к источнику является готовность к действию независимо от режима работы. Оперативный ток 1)Постоянный 2)переменный 3) выпрямленный.


^ 3.1 Качество электроэнергии

определяется частотой и напряжением. Показатели качества: 1) отклонение напряжения – это разность между действительным значением и номинальным . Допускается: до 1000В -

2) колебание напряжения а) доза – это накладывающееся действие (мигание), интегральная характеристика колебаний, б) размах – разность между и

3) несимметрия может быть вызвана: - несимметрией нагрузки, - несимметрией параметров фаз, - несимметричным режимом работы сети. Характеризуется: - коэффициент обратной последовательности , где - напряжение обратной последовательность частоты 50 Гц. – коэффициент нулевой последовательности .

4) несинусоидальность характеризуется: - коэффициентом искажения кривой напряжения , - коэффициент n-ой гармонической составляющей .

5) размах изменения напряжения – разность между напряжением до и после одиночного изменения напряжения.

6) провал напряжения – понижение напряжения в точке сети ниже значения, за которым следует восстановление напряжения, показатель качества – длительность провала напряжения.

7) импульсное перенапряжения – максимальное значение напряжения при его резком изменении.

8) временное перенапряжение – повышение напряжения в точке сети вызванное коммутациями.

Причины снижения качества электроэнергии:

Появление большого количества нетрадиционных электроприемников (выпрямительные установки, электротранспорт, дуговые печи). Эти нагрузки резкопеременные либо неравномерно распределенные по фазам имеющие несинусоидальные напряжения и ток.

Мероприятия по улучшению качества электроэнергии:

1) Введение в работу резерва мощности при значительном снижении частоты, АЧР, регулирование частоты вращения турбины.

2) Регулирование напряжения (БСК, УПК, РПН)

3) Несимметрия: компенсация тока и напряжения путём перераспределения нагрузки по фазам, применение симметрирующих устройств.

4) Несинусоидальность: Уменьшение уровня высших гармоник, фильтры высших гармоник и рациональное построение схем сети.
^ 3.2 Шкала номинальных напряжений.

Под номинальным напряжением приёмников понимают то напряжение, на которое они рассчитаны и при которых они имеют лучшие технические характеристики. Шкала напряжений: 220,380,660В,6,10,20,35,110,150,220, 330,500,750,1150 кВ. Падение напряжения: , т.е. при увеличении напряжения уменьшается падение напряжения. Потери мощности , т.е. при увеличении напряжения уменьшаются потери мощности. Пропускная способность .

Для увеличения пропускной способности: 1) увеличивают напряжение, 2) установка продольной и поперечной компенсации. 3) совершенствование конструкции фазы, 4) настроенные электропередачи, 5) применение быстродействующей автоматики.



Падение напряжения – геометрическая разность напряжения в конце и в начале линии, т.е. . Потеря напряжения – алгебраическая разность между модулями напряжений, т.е.



- продольная составляющая – проекция вектора падения напряжения на действительную ось.

- поперечная составляющая – проекция вектора падения напряжения на мнимую ось.




Падение напряжения:

Потеря напряжения:
^ 3.3 Принципы регулирования напряжения.

1) Встречное регулирование напряжения на рис. линия и трансформатор (представленный сопротивлением и идеальным трансформатором) смысл регулирования состоит в том что бы изменением коэффициента трансформации все время поддерживать у потребителя уровень напряжения (±5%Uном). В режиме максимальных нагрузок коэффициент трансформации понижают, в режиме минимальных нагрузок его увеличивают – от этого регулирование называется встречным.

2)^ Регулирование U на электростанциях. Изменение напряжения генераторов возможно за счет изменения тока возбуждения. Не меняя активную мощность можно менять напряжение на выводах генератора ±0,05Uном.г большее регулирование приводит к снижению активной мощности. Генераторы являются вспомогательным средством регулирования по причинам:

1)недостаточен диапазон регулирования U

2) Трудно согласовать режим напряжений у удаленных и близких потребителей. Данное регулирование применяется в случае генератор нагрузка. В часы максимальной нагрузки ток возбуждения увеличивают и наоборот.

3)^ Регулирование U на понижающих п/ст: на понижающих п/ст различают 2 вида трансформаторов (·с переключением ответвлений без возбуждения ПБВ ·с переключение под нагрузкой РПН) обычно регулировочные ответвления выполняются на стороне высшего напряжения трансформатора (наименьший раб ток)

4)^ Линейные регулировочные трансформаторы: Применяются для регулирования напряжения в отдельных линиях или группе линий, т.к. применяются при реконструкции существующих линий, в которых используются трансформаторы без регулировки под нагрузкой. ЛР включается последовательно с нерегулируемым трансформатором. С помощью ЛР можно осуществлять продольное и поперечное регулирование напряжения или продольно-поперечное.

5)^ Регулирование U изменением сопротивления сети. Напряжение у потребителя зависит от падения напряжения, которое в свою очередь зависит от сопротивления сети продольная составляющая равна:, для питающих и распределительных сетей соотношения сопротивлений различно: в питающих x>r, в распределительных x<r. Для изменения индуктивного сопротивления в линию включают конденсаторы (продольная компенсация УПК). Применение УПК позволяет улучшить режим напряжения, но они дороги в эксплуатации.

6)^ Регулирование напряжение путем изменения потоков реактивной мощности: Продольная составляющая падения напряжения в сети определяется по формуле по линии должна передаваться такая акт мощность, которая нужна потреб. Активную мощность линии нельзя изменять для регулировки напряжения. В сетях активное сопротивление меньше реактивного, следовательно, произведение Qx имеет большее влияние. Для изменения потоков реактивной мощности применяются СК, ИРМы, Батареи конденсаторов.


^ 3.4 При выборе сечений ЛЭП нужно учитывать следующие условия:

1) экономические показатели.

2) нагрев, длительно проходящими токами нормального и послеаварийного режимами.

3) нагрев от кратковременного проходящего тока К.З.

4) потери напряжения в нормальном и послеаварийном режимах.

5) механическая прочность.

6) коронирование (для ВЛ 110кВ и выше )
Методы выбора сечений:

1. Экономические:

1)По экономической плотности тока :

с увеличением сечения проводов увеличиваются затраты на сооружение ЛЭП одновременно и их стоимость за год. Минимум приведенных затрат:



удельная стоимость ЛЭП.

а – определяет стоимость ЛЭП не зависимо от F

b – определяет стоимость ЛЭП в зависимости от F

= 0.12 – нормируемый коэффициент эффективности

- эксплуатационный коэффициент

с – себестоимость электроэнергии



, , - отчисления капитальных вложений.





, - капиталовложения не зависящие от F

- на 1 км линии

,

, - данной формулой не пользуются т.к. нет .

Расчет сечений по :

1)по таблицам определяют для нормального режима max нагрузок , находят значение тока в линии , определяют экономическое сечение.

, выбирают стандартное ближайшее значение проводника ю

Проверяют по нагреву и



такой ток при длительном протекании, которого проводник нагревается

до допустимой температуры. Область применения: КЛ>1кВ и ВЛ<10кВ
не выбирают:

1)сети промышленных предприятий до 1000В

2)все ответвления к отдельным приемникам до 1000В и осветительные сети 3)сети временных сооружений

2.По экономическим интервалам.





Если знаем ток, протекающий по линии то по графикам можно определить сечение.

1)

-учитывает изменение тока по годам

-учитывает время использования мах нагрузки

наибольший ток и применяется на 5 год проектирования

2) Для Л1:

для Л2;

, ,, В соответствии с этим строим монограммы

Проверяется по нагреву и , выбираются провода ВЛ 35-750 кВ

2.Выбор F по техническим параметрам

а)по нагреву(сети до 1000 В)

1- ,2-- не контролируемые сети (дома), - контролируемые сети

б) по допустимой потере напряжения

-такие потери напряжения, при которых в результате регулирования напряжения отклонение напряжения потребителей меньше пределов установленных ГОСТом. Выбирают сети 1-35кВ т.к. они очень разветвлены и необходимо обеспечивать качество эл.эн. у потребителей.

1)При небольших длинах линий и низких напряжениях выбирают из условия F=const ,З=min

2)В сетях промышленных предприятий , P=min

3)В с\х сетях выбирают из условия min расхода цвет.мет. т.е. V=min

^ 3.5 Часть вырабатываемой энергии расходуется в сетях на создание электри­ческих и магнитных полей и является необходимым технологическим расходом на ее передачу. В связи с этим полезно отпущенная энергия потребителям меньше, чем выработанная, технологический расход электроэнергии называют потерями энергии. Потери мощности в линиях и трансформаторах принято подразделять на 2 группы 1)Нагрузочные 2)Потери холостого хода.

Нагрузочные потери – это потери в продольных ветвях схем замещения, т.е. в сопротивлениях линий и трансформаторов, они определяются величиной протекающего тока или мощности и могут быть рассчитаны по формулам:



,

, Sн - мощность нагрузки обмотки трансформатора.

Потери как в линиях, так и в трансформаторах не зависят от мощности нагрузки и определяются конструктивными особенностями этих элемен­тов и напряжением сети.

Потери электрической энергии могут быть рассчитаны несколькими способами.

1)Если потери активной мощности не меняются в течение времени t, то потери энергии . Это справедливо для потерь электриче­ской энергии в стали трансформатора.

2)Если Нагрузка элемента сети, а следовательно и потери активной мощности изменяются в течение года, то наиболее точным будет метод расчета по графику нагрузки

3)На стадии проектирования используется метод – расчет по времени максимальных потерь. Время максимальных потерь - это условное время, которое при определении потерь электрической энергииза год м.б. определено по формуле , где Tнб – время использования наибольшей нагрузки. (такое время за которое при работе с наибольшей нагрузкой потребитель получил бы то же количество электроэнергии, что и при работе по реальному графику)

Сечения проводов и жил кабелей должны выбирается в зависимости от ряда факторов. Они разделяются на экономические и технические. Выбор экономически целесообразного сечения для которого расчетные приведенные затраты на сооружение и эксплуатацию линии будут минимальными осуществляется методом экономической плотности тока или методом экономических интервалов. Технические факторы, влияющие на выбор сечений следующие:

1) Нагрев от длительного выделения тепла током рабочего режима

2) Нагрев от кратковременного выделения тепла током к.з.

3) потери напряжения в линии электропередачи в нормальном и п/ав режимах

4) мех. прочность-устойчивость к мех нагрузке

5) коронирование.

Выбор сечений кабельных линий напряжением выше 1кВ и воздушных линий 35-500кВ производится методом экономических интервалов. По экономической плотности тока выбираются сечения кабельных линий <1кВ и ВЛЭП 6-10кВ. Выбранные по экономическим условиям сечения ВЛ необходимо проверить по нагреву токами п/ав режима, по допустимой потере напряжения, по термической стойкости при токах к.з.

Выбору по экономическим критериям не подлежат: 1) сети промышленных предприятий с напряжением до 1кВ при Tнб<4000ч 2)ответвления к отдельным электроприемникам с U<1кВ и осветительные сети. 3)Сети временных сооружений.
^ Порядок расчета методом экономических интервалов

1) Определяются токи на каждом участке сети в режиме макс нагрузок: , n количество цепей ЛЭП.

2)Расчетная токовая нагрузка линии , где α1- коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации (1), αт- коэффициент, учитывающий число использования максимальной нагрузки (0,8-1,3)

3)По таблицам определяется сечение провода воздушной линии. Если расчетная токовая нагрузка превышает предельную нагрузку на 1 цепь максимального сечения данного напряжения, то необходимо рассмотреть выполнение этой линии на более высоком напряжении, или увеличить число цепей.. При выборе сечений методом экономических интервалов учитываются ограничения по мех прочности и отсутствию короны, т.к. недопустимые сечения в таблице не приводятся.

2)^ Выбор сечения по экономической плотности тока. Экономическое сечение определяется по формуле: , где j –экономическая плотность тока, определяемая по таблицам. При выборе стандартного сечения, следует учитывать, что по мех прочности и отсутствию общей короны сечения должны быть не меньше указанных в таблице.

Выполняемые проверки:

1)Выбранные по экономическим критериям сечения проводов проверяются по нагреву токами п/ав режимов. (отключение 1 линии, в замкнутых сетях поочредное отключение питающих линий). Токи расчитанные для п/ав режимов сравнивают с допустимыми, они д.б. меньше допустимых.

2) Проверка по потере напряжения выполняется как для нормального так и п/ав режима. Суммарные потери не должны превышать допустимые, если они больше допустимых, то необходимо предусмотреть регулирование напряжения или рассмотреть другой вариант схемы.

Выбор сечения по допустимой потере напряжения в распред сети производится в том случае, если выбранное по экономическим критериям сечение не удовлетворяет условиям по потере напряжения. Дополнительными условиями для расчета являются

1)Равенство сечений на всех участках

2)Минимум расхода цветного металла

3)Минимум потерь активной мощности.

Порядок расчета следующий:

1)Определяются токи или мощности на участках сети

2) Задаются средним значением удельного сопротивления (х0=0,4) 3)Определяют реактивную составляющую потери напряжения от центра питания до удаленной точки

4)Определяют активную составляющую допустимой потери напряжения:



5)Далее расчет зависит от выбранного дополнительного условия.

[1) из условия постоянства сечения – определяется сечение по формуле 2)При условии минимального расхода металла, определяют сечение последнего участка, а остальных участков из соотношения

3) Из условия минимума потерь активной мощности определяется плотность тока по допустимой потере напряжения].

Полученные расчетные значения округляются до стандартных сечений, определяются активные и реактивные сопротивления участков. Рассчитывается потеря напряжения до удаленной точки.
^ 3.6 СК – синхронный двигатель, работающий в режиме х.х., явнополюсная машина с облегченным ротором, (до 32 МВА охлаждаются водородом)



Перевозбуждение: Недовозбуждение:







В режиме перевозбуждения СК является генератором Q . В недовозбужденном – двигателем , потребляет из сети Q .

(перевозбуждение )

(Потребление), (генерация)

- положительный регулирующий эффект СК т.е. за счет увеличения тока возбуждения max поднять ЭДС СК и как следствие увеличивается мощность СК и при этом наблюдается увеличение .

«+» - положительный регулирующий эффект.

- плавное регулирование.

- ,

Устанавливают на крупных узловых п/ст.

БСК: они включаются параллельно

БСК обладает отрицательным регулирующим эффектом. Регулирование Q БСК осуществляется ступенчато.

«-» - небольшой срок службы, невысокая прочность при токах К.З.

«+» - удельная стоимость БСК мало зависит от мощности.

При расчете БСК учитывается перегрузка

Включение БСК:

3 способа переключения БСК:

1)индивидуальное, 2)групповое, 3)централизованное(на шинах п/ст)

Компенсация Q КУ решает ряд задач:

- компенсация Q необходима по условиям баланса

- применяются КУ для

- регулируется напряжение сети

-уменьшение приведенных расчетных затрат
3.7 КУ

Рассмотрим как меняются расчетные приведенные затраты при установке КУ



- затраты на установку и ремонт КУ

- затраты на возмещение потерь по качеству электроэнергии, уменьшаются при установке КУ.

Если то т.е. максимальна и затраты максимальны, если то т.е. нет затрат.

- та величина передаваемой реактивной мощности которой соответствует min расчетные приведенные затраты на компенсацию реактивной мощности с учетом потерь.

Для потребителей с по нормативному методу устанавливается величина и max активная мощность в i-ом квартале.

, , зависит от напряжения п/ст.

Энергосистема устанавливает - предельное потребление(0,7), и - предельное генерации(0,05).Если эти значения не выдерживаются, то энергосистема не несет ответственности за качество электроэнергии.

В настоящее время компенсация реактивной мощности носит рекомендательный характер. Этот вопрос регулируют скидки и надбавки.

Если потребление реактивной энергии составляет белее 30000 кВт*ч в месяц то предприятие оплачивает ту часть реактивной энергии которая превышает экономическое значение, плата – 8% от тарифа на активную энергию умноженное на количество реактивной энергии превышающей .

С точки зрения разгрузки сети и уменьшения потерь активной мощности и энергии все КУ надо установить в сети до 1000 В но эти установки в 2 раза дороже высоковольтных.

Общие положения установки КУ:

1) КУ в первую очередь необходимо устанавливать у наиболее удалённых потребителей, работающих наибольшее число часов в году.

2) Целесообразно подключить КУ к одному выключателю с нагрузкой.

3) Стоимость КУ различны отсюда надо стремится использовать наиболее дешевые из них, но одновременно нужно выдерживать режим работы этих устройств.

При размещении КУ в сети низкого напряжения разгружаются фидеры и следовательно можно выбрать меньшее количество трансформаторов на цеховой п/ст., меньшее сечение кабеля, а при эксплуатации сети будут меньше потери активной мощности. Поэтому вопрос об установке КУ в сети ниже 1000 В решается в два этапа. На первом этапе определяется мощность КУ которую целесообразно установить в сети низкого напряжения из условия уменьшения количества трансформаторов на п/ст. На втором этапе определяется дополнительна мощность КУ в сети низкого напряжения.
4.1.Под коротким замыканием принято понимать всякое не предусмотренное нормальным режимом работы сети замыкание м/ду фазами, а в системах с заземленной нейтралью замыкание одной или нескольких фаз на землю. Среди видов к.з. выделяют 1)3-х фазное 2)2-х фазное 3)1-фазное на землю 4)2-х фазное на землю 5)двойное к.з на землю (в сетях с изолир-й нейтралью). Короткое замыкание получило свое название в связи с тем, что при возникновении замыкания м/ду фазами или фазой и землей в сети с заземленной нейтралью шунтируется (короткозамыкается нагрузка), при этом внешнее сопротивление источника определяется только малым сопротивлением линий и трансформаторов, оставшихся в не зашунтированной части сети. В рез-те токи короткого могут в десятки раз превышать токи нагрузки, это может приводить к тепловому разрушению аппаратов, проводников, изоляции, при длительном воздействии к электродинамическому разрушению конструкции, нарушение нормальной работы оборудования, особенно снижение напряжения, заметно для асинхронных двигателей, выпадение генераторов из синхронизма, воздействие на линии связи, автоматики (появление помех), воздействие на линий находящихся в ремонте, появление шагового напряжения, появление опасного потенциала на металлических корпусах. Наибольшее воздействие на элементы к.з. оказывает в непосредственной близости к нему.

К.з. возникает по целому ряду причин, однако все эти причины сводятся к нарушению изоляции м-ду токоведущими частями, при этом можно различать след причины: 1)Старение изоляции в процессе эксплуатации (разрушение в рез-те действия рабочих напряжений, внутренних перенапряжений, воздействий кратковременных перенапряжений)
2)Воздействие грозовых и коммутационных перенапряжений 3)Загрязнение изоляции, ее перекрытие в следствие уменьшения электрической прочности 4)Механические повреждения.

Все к.з. по причине их возникновения можно разделить на 1)Случайные 2)преднамеренные – понимают те к.з. которые производятся в энергосистемах с целью обеспечения ф-й р-ты автоматики или в исследовательских целях, плавка гололеда и т.д.
Средства борьбы с к.з. Единственный способ борьбы с к.з. в любой точки сети – его немедленное откл т.к. последствия ведут к невосстановимым разрушениям, в связи с этим основная часть автоматики направлена на определение места возникновения к.з. и селективного его отключения., т.е. такого отключения которое бы позволило локализовать повреждение при минимальном числе отключенных потребителей. Отключение к.з. многократно резервируется. Ограничение токов к.з. 1)С помощью введения дополнительных элементов в схемы сети 2)Построение схем сетей позволяющих ограничить токи к.з. за счет деления сети. Дополнительными элементами являются токоограничивающие реакторы, тр-ры с расщепленной обмоткой, повышенным напряжением к.з., исключение параллельных связей
4.2. АРВ.

В настоящее время практически все генераторы снабжены автомат-им.форсир-ем.возбужд-ия., кот-ая предназначена для регулирования напряжения в нормальном, длительноавар., послеавар. режимах. Кроме того регулирование напряжения осуществляется с целью получения заданных характеристик ПП. Важной частью регуляторов U наличие автоматики быстрого подъема U возбуждения и соответственно тока возбуждения под действием которого увеличивается ЭДС что позволяет увеличить U на зажимах генератора. В ряде случаев ФВ(форсир.возбужд) позволяет сохранить нормальную работу части сети и части потребителей при возникающих удаленных к.з., при изменении скорости ротора. На рисунке приведена принципиальная схема работы ФВ.

Форсировачная способность генератора характеризуется параметрами:

1. Кратность форсирования возбуждении по U и I.

;

Где Ufпред – это предельное U на зажимах возбудителя которое может обеспечить в процессе возбуждения за нормированное время форсировки.

2.Скорость подьема U возбуждения при форсировке как правило эта скорость измеряется в относительных единицах
где tf-время в течение которого напряжение возбуждения возрастет до По характеристикам можно различить систему возбуждения которые имеют кратность форсировки по напряжению не выше двух(эл.маг., без щеточная), и системы которые имеют кратность до 3-4 (тиристорную) такие параметры не позволяют эффективно воздействовать на режимы сопровождающие к.з.. наиболее высокими показателями по форсировке возбуждения обладает ионное и теристорное СВ. В упрощенных расчетах можно считать что U поднимается скачком в то время как Тf =5-10с. Значительно выше эти системы имеют и потолочные значения U.

^ 4.3 Под удаленным к.з.

понимается такое к.з. которое не влияет на режим работы источников (или влияет но не сильно, поэтому им можно пренебречь). Этот режим возникает тогда, когда точка к.з. связана с источником, имеющим большое сопротивление. Понятие удаленного к.з. справедливо для сетей 0,4-10кВ и ВЛ-35кВ и выше, когда оно находится за несколькими трансформаторами, (проходит несколько трансформаций). Допущения при расчете удаленного к.з.: 1)Все элементы являющиеся источниками тока к.з. замещаются переходными параметрами 2)Эдс всех источников совпадают по фазе 3)не учитывается предшествующий ток нагрузки 4) 3-х фазная сеть принимается строго симметричной 5) не учитывается намагничивающий ток трансформаторов 6)не учитывается активное сопротивление Т, LR, G. 6) не учитывается акт сопрот-е в сетях с Uном 35кВ (если r/x=1/3) и ↑ и на шинах G 6-10кВ за Lr. 7) Переходные процессы в источнике не влияют на режим короткого замыкания.

Ударный ток , ударный коэффициент . Действующее значение ударного тока .

Для оценки теплового воздействия тока к.з. за произвольный момент времени пользуются интегралом Джоуля. . Где Bкп и Вка – составляющие теплового импульса от периодической и апериодической составляющих тока к.з.

Вид переходного процесса



Амплитуда переходного процесса (п/п) зависит от сопротивления продольных элементов, от источника питания до места к.з. Начальное значение Апер составляющей зависит от амплитуды установившегося режима. Затухание апер составляющей идет по Тк – это постоянная времени (зависит от сопротивления короткозамкнутого контур, чем больше акт сопротивление, тем быстрее проходит затухание) Ткк/ωrк

^ 4.4 В ряде случаев при 1ф. и 2ф. КЗ токи могут  токов 3ф.

КЗ и это должно быть учтено как при выборе оборудования, так и при настройке РЗ.

При несимметричном КЗ в различ. фазах протекают различные токи, что так же должно быть учтено при настройке РЗиА. Так же это должно быть учтено с целью создания автом. откл. только поврежд фаз.

При несимметричной КЗ возможно  I нулевой последовательности в земле, а так же в проводящих элементах конструкции проложенных в земле  появление повышенных потенциалов на заземляющих устройствах (поражение человека).

При протекании по проводам несимметричных токов пространство излучения эл. магнитного поля так же вызывает появление повышенных потенциалов на соседних линиях.

Поскольку ЛЭП имеет большую длину, а токи достигают десятков КА =>  потенциала, которое может повлечь за собой повреждение оборудования, обслуживающего персонала. При значительной задержке откл. КЗ в результате уменьшения U в сети в значительной мере изменяются вращ. и тормозной момент двигат. и генератора. => приводит к возникновению относительного движения между ротором и магнитным полем.

Сущность метода Симметричных Составляющих

В основе метода СС заложено представление трехфазной несимметричной системы, тремя симметричными системами:

- система векторов прямой последовательности: FA1+ FВ1+FС1=0



- система векторов обратной последовательности: FA2+ FВ2+FС2=0



- система векторов нулевой последовательности: 3 вектора направлены во всех трех фазах в одну сторону, сумма векторов 0



С помощью метода СС:

1.Считается, что не симметрия возникает в какой-то одной или нескольких конкретных точках в то время как вся сеть остается симметричной. (равенство фазных и межфазных сопротивлений и проводимостей)

2.Считается, что каждый элемент оказывает своё специфическое сопротивление соответствующим токам прямой, обратной и нулевой последовательности.

3.Анализ тока и напряжения при несимметричном режиме выполняется только для основной составляющей первой гармоники.

4.В схему замещения вводится только те Е которые могут быть рассчитаны на основе известного предшествующего режима без учета условий возникающих в цепях статора генератора при возникновении не симметрии.

5.Если при КЗ рассм. действ. автомат. то считаются что регулир. возбужд. реагир. на изменение I и U прямой последовательности

Порядок расчета:

1.В соответствии с расчетной схемой составляется схема замещения прямой, обратной и нулевой последовательности.

2.Для каждого элемента рассчитывается их сопротивления.

3.Рассчитываются результирующие сопротивления относительно точки КЗ и эквивалентных ЭДС.

4.Расчитываются распределения I и U по всей схеме.

5.С учетом схем и групп соединения обмоток силовых трансформаторов определяется режим преобразования симметрии составляющих при переходе одной ступени U к другой.

^ 4.7. Причинами проверки уровней токов несимметричных к.з.

является их возможное превышение над токами 3-ех фазных к.з., что недопустимо т.к. все оборудование выбирается и проверяется по токам 3-ех фазного к.з.

Токи однофазного к.з. откл. чаще, чем токи 3-ф к.з., т.к. в совокупности вероятность их возникновения 80%-85% →выключатели гораздо чаще работают в предельных режимах, быстрее теряют ресурс. В связи с этим требуется постоянный контроль величины токов 1-ф к.з. и регулирование их уровня.

Обозначения к(1.1) – 2-х фазное к.з. на землю (нейтр. заземлена); к(1) – однофазное к.з. (нейтр. заземл); к(2)-2-х фазное к.з.; к(3) – 3-х фазное к.з. (нейтраль изолирована). Правило эквивалентности прямой последовательности позволяет сопоставить Iк.з. м/ду собой. Полный ток , токи при различных замыканиях рассчитываются следующим образом: ; ; . В общем случае записанные выраж-я для токов равны , Отсюда ток 3-х фазного замыкания равен: , шунты к.з. определяются следующим образом: ; ; . Значения m(n):

m(n)=3; ; , В общем случае ток замыкания запишется как . Далее соотношения шунтов, токов и напряжений для различных видов к.з. выглядят так: , ; . Для сравнения величин токов к.з. воспользуемся соотношением: . Для момента времени t=0: . При к(1) и к(1.1) соотношение между I(3) и I(1), I(3) и I(1.1), определяется сопротивлением 0 последовательности.
Если , то I(1) и I(1,1) могут превышать I(3) (, в разветвленных сетях с заземленной нейтралью). Что бы уменьшить значения токов I(1) и I(1,1) до I(3) производится 1)Разземление части нейтралей 2)Включение в нейтраль активные и индуктивные сопротивления. Необходимо что бы выполнялось условие , при превышений 3-х возможно появление повышенного U выше допустимого. 1,4 – коэффициент заземления нейтрали
^ 4.5 РАСЧЁТ К.З в ЭУ до 1 кВ.

Установки 1000В, питаемые от распределительной сети и понижающие трансформаторы значительно удалены от ИП, следовательно, расчет токов к.з. производится как при удаленном к.з. Сети напряжением до 1кВ имеют сравнительно малое сечение и как следствие повышенное активное сопротивление. Отличие: 1)При составлении схемы замещения учитываются все элементы сети (тр-ры тока, обмотки трансформаторов, сопротивления контактов, сопротивления шин и т.д.) 2)При расчетах в сетях 0,4кВ должны учитываться активные сопротивления и сопротивления дуги в месте короткого. Поэтому ток к.з. запишется след образом: , величины Uср: 690, 525, 400, 230, 127В

Снижение ударного коэф-та и ударного тока обусловлено учетом активного сопротивления и его относительно большим значением: , , но т.к. у нас rΣ ↑(из за учета акт сопротивлений) то Та ↓ а значит e↓, и куд ↓ из за снижения ударного коэффициента снижается ударный ток . Чем дальше короткое от источника тем больше активное сопротивление и меньше ударный коэффициент. Зависимость ударного коэффициента от соотношения x/r



Принципы построения схем: 1)В цепи КЗ учитываются только элементы, соединяющие точки КЗ с источником, КЗ считается удаленным 2)Двигатели учитываются только в том случае, если они близко расположены к месту к.з. и имеют большую мощность. 3) r в точке к.з. принимается 0,015-0,03 Ом в зависимости от удаленности от распределительных шин (чем дальше, тем больше)

^ 5.1 Под статической устойчивостью

понимают способность системы самостоятельно восстановить исходный режим работы при малых возмущениях. Статическая устойчивость является необходимым условием существования режима работы системы. Любая точка на восходящей кривой соответствует устойчивому режиму.




Рассмотрим простейшую систему с нерегулируемым генератором. Параметры схемы замещения: xd=xdг+xвн, xвн=xт1+0,5хлт2. Выдаваемая мощность генератором: . Установившийся режим электропередачи при Р0 и δ0 соответствует точка а. Для изменения мощности генератора осуществляется изменение мощности турбины путем изменения положения клапана, происходит ускорение ротора турбины, т.е. изменение угла δ от начального синхронного значения. Угол δ это угол между ЭДС генератора и напряжением системы. Угол представляет собой пространственную координату и изменяется по закону синуса. Мощность в идеальном случае имеет свое максимальное значение при δ=900 . Предельная мощность

Из рисунка можно заметить, что равновесные режимы м.б. на нисходящей и восходящей характеристике (т а и в). Любая точка на восходящей кривой – устойчивый режим на нисходящей кривой не устойчивый режим, с- предельный по устойчивости режим. Признаком статической устойчивости системы является такой характер изменения мощностей при небольшом отклонении от состояния равновесия, который вынуждает вернуться систему в исходное состояние. На восходящей характеристике +Δδ->+ΔP, -Δδ->-ΔP. На нисходящей характеристике +Δδ->-ΔP. Если δ0 получит приращение +Δδ, то мощность, следуя синусоидальной зависимости от угла, изменится на величину +ΔP, положительное приращение угла соответствует положительному приращению мощности. P0-не зависит от угла и при любых углах остается постоянным. При наличии + ΔP на валу возникает тормозящий момент, поскольку момент генератора в силу положительного изменения мощности преобладает над вращающим моментом турбины. Под влиянием тормозного момента ротор начинает замедляться и возвращается в точку а. При –Δδ приращение мощности – ΔP появляется избыточный момент ускоряющего характера.

Приращения Δδ и ΔP должны иметь один знак. , - пред-й по уст-ти режим. . Коэф. запаса статич уст-и с н.р.=20%, Кс ав.реж.=8%

^ 5.2 Предел передаваемой мощности


Рассмотрим простейшую систему с нерегулируемым генератором. Параметры схемы замещения: xd=xdг+xвн, xвн=xт1+0,5хлт2. Выдаваемая мощность генератором: . Установившийся режим электропередачи при Р0 и δ0 соответствует точка а. Для изменения мощности генератора осуществляется изменение мощности турбины путем изменения положения клапана, происходит ускорение ротора турбины т.е. изменение угла δ от начального синхронного значения. Угол δ это угол между ЭДС генератора и напряжением системы. Угол представляет собой пространственную координату и изменяется по закону синуса. Мощность в идеальном случае имеет свое максимальное значение при δ=900 . Предельная мощность (самая верхняя точка на характеристике) , дальше идет не устойчивый режим работы генератора он может выпасть из синхронизма. В задачах она рассчитывается: , где y11 и y12 – собственные и взаимные проводимости, α11 и α12 – углы потерь, которые обуславливаются в сети наличием активных проводимостей.

. ^ Коэф. запаса статич уст-и , Кс.норм.реж.=20%, Кс.ав.реж.=8%

Мероприятия по повышению статической устойчивости

Нормальный режим

П/ав режим

Генераторы

1.Уменьшение хd генератора

2. Применение быстродействующей системы АРВ (АРВ СД)

1.Уменьшение сопротивления G, увеличение инерционной постоянной TJ

2. Применение быстродействующей системы АРВ (АРВ СД)

ЛЭП

1.Увеличение номинального напряжения

2. Расщепление проводов (↓ хлэп)

1. Изменение сопротивления ЛЭП

Дополнительные

1) Установка УПК,

2) Использование автоматов гашения поля

2) Переключающие пункты, изменяют сопротивления ЛЭП

Режимные мероприятия

1)Отключение части генераторов

2)Применение АЧР (при недопустимом понижении частоты)



  1   2   3   4   5   6   7   8



Скачать файл (2124.5 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации