Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
|
[1] Оглавление [2] Лекция №1 Характеристика систем электроснабжения (СЭС) [2.0.1] Термины и определения. [2.0.2] Характеристики системы электроснабжения [2.0.3] Упрощенная структура систем электроснабжения [2.0.4] Развитие электроснабжения сельского хозяйства, его особенности [2.0.5] Энергетическая система РТ, краткая характеристика [3] Лекция №2 Основы электроснабжения [3.0.1] Потребители электрической энергии [3.0.2] Основные требования, предъявляемые к системам электроснабжения [4] Лекция №3 Потребление электроэнергии и электрические нагрузки [4.0.1] Характерные электроприёмники по отраслям промышленности и режимы их работы [4.0.2] Характеристика приемников электрической энергии [5] Лекция №4 Графики электрических нагрузок [6] Лекция №5 Методы определения расчетных электрических нагрузок [7] Лекция №6 Выбор схем, напряжений и режимов присоединения потребителей к субъектам электроэнергетики [7.0.1] Структура схем внешнего и внутризаводского электроснабжения [7.0.2] Схемы присоединения и выбор питающих напряжений [7.0.3] Источники питания потребителей и построение схемы электроснабжения [7.0.4] Надежность электроснабжения потребителей [7.0.5] Выбор места расположения источников питания [8] Лекция №7 Схемы и конструктивное исполнение главных понизительных (ГПП) и распределительных подстанций (РП) [8.0.1] Исходные данные и выбор схемы ГПП [8.0.2] Выбор и использование силовых трансформаторов [8.0.3] Схемы блочных подстанций и комплектных трансформаторных подстанций (КТП), их особенности [8.0.4] Компоновка открытых и закрытых распределительных устройств (подстанций) [9] Лекция №8 Схемы электроснабжения в сетях до 1000 [9.0.1] Специфика построения систем электроснабжения сетей ниже 1000В [9.0.2] Цеховые подстанции третьего уровня системы электроснабжения [9.0.3] Выбор трансформаторов для цеховых подстанций [9.0.4] Размещение и компоновка подстанций 3 уровня [9.0.5] Распределительные устройства 2-го уровня [10] Лекция №9 Способы передачи и распределения электрической энергии [10.0.1] Общие сведения о способах передачи и распределения электроэнергии [10.0.2] Воздушные линии электропередач [10.0.3] Кабельные линии [10.0.4] Прокладка кабелей в траншеях [10.0.5] Прокладка кабелей в блоках [10.0.6] Прокладка кабелей в кабельных сооружениях [11] Лекция №10 Короткие замыкания (КЗ) в системах электроснабжения. Способы расчета КЗ в электрической цепи [11.0.1] Короткое замыкание в симметричной трехфазной цепи промпредприятия. Их особенности для потребителей сельской местности. [11.0.2] Определение значений короткого замыкания в электроустановках выше 1 кВ [11.0.3] Короткое замыкание в сетях до 1кВ [12] Лекция №11 Выбор аппаратов и токоведущих устройств в электротехнических установках [12.0.1] Выбор аппаратов по номинальным параметрам [12.0.2] Выбор высоковольтных выключателей (ячеек) [12.0.3] Выбор разъединителей, отделителей, короткозамыкателей [12.0.4] Выбор выключателей нагрузки и предохранителей [12.0.5] Выбор реакторов [12.0.6] Выбор трансформаторов тока и трансформаторов напряжения [12.0.7] Проверка токоведущих устройств на термическую и динамическую стойкость [13] Лекция №12-13 Показатели качества электроэнергии и способы ее обеспечения [13.0.1] Нормы качества электрической энергии и область их применения в системах электроснабжения [13.0.2] Отклонения и колебание напряжения [13.0.3] Несинусоидальность и несимметрия напряжения [13.0.4] Отклонения частоты, провал и импульс напряжения. Временное напряжение [13.0.5] Причины и источники нарушения показателей качества электрической энергии [14] Лекция №14 Компенсация реактивной мощности [14.0.1] Баланс активных и реактивных мощностей [14.0.2] Основные потребители реактивной мощности [14.0.3] Источники реактивной мощности. Выбор компенсирующих устройств; критерий оптимизации компенсации реактивной мощности. Размещение, режим работы и регулирование компенсирующих устройств. [15] Лекция №15-16 Релейная защита в системе электроснабжения предприятия [15.0.1] Назначение, требования и принципы релейной защиты [15.0.2] Релейная защита цеховых трасформаторных подстанций, виды защит. Максимальная токовая защита. [15.0.3] Релейная защита кабельных линий [15.0.4] Релейная защита двигателей напряжением до 1кВ [15.0.5] Автоматический ввод резерва. [15.0.6] Микропроцессорная защита электроустановок. [16] Лекция №17-19 Защитные меры электробезопасности и заземление [16.0.1] Классификация электротехнических установок относительно мер электробезопасности [16.0.2] Заземляющие устройства: общие сведения, расчет заземляющих устройств, расчет молниезащитных устройств зданий и сооружений. [17] Лекция №20 ОРГАНИЗАЦИЯ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ [17.0.1] Взаимоотношения потребителя и энергоснабжающей организации. Организационные и технические мероприятия по обеспечению функционирования систем электроснабжения. Основные положения по допуску электроустановок потребителей в эксплуатацию [17.0.2] Нормы расхода электроэнергии по уровням производства (общие понятия) [17.0.3] Прогнозирование электропотребления [18] Лекция №21-22 Электропривод. Общие сведения [18.0.1] Понятие об электроприводе [18.0.2] Приведение моментов и сил сопротивления, инерционных масс и моментов инерции [18.1] Лекция 23-24 Механика электропривода [18.1.1] Уравнение движения электропривода. Статическая устойчивость электропривода. [18.1.2] Диапазон регулирования скорости. Статические ошибки. [18.2] Лекция 25-27 Энергетика электропривода [18.2.1] Оценка энергетической эффективности при неоднонаправленных потоках энергии [18.2.2] Потери в установившихся режимах [18.2.3] Потери в переходных режимах [18.2.4] Энергосбережение средствами электропривода |
Электроснабжением называют обеспечение потребителей электроэнергией, системой электроснабжения.
Система электроснабжения – совокупность электроустановок, предназначенных для обеспечения потребителей электроэнергией. Система электроснабжения может быть определена и как совокупность взаимосвязанных электроустановок, осуществляющих электроснабжение района, города, предприятия.
Потребитель (абонент) - предприятие, организация, территориально обособленный цех, строительная площадка, квартира, у которых приемники электроэнергии присоединены к электрической сети и используют электрическую энергию.
Приемником электроэнергии называют устройство (аппарат, агрегат, механизм), в котором происходит преобразование электрической энергии в другой вид энергии для ее использования.
Электроустановками называют совокупность машин, аппаратов, линий и вспомогательного оборудования (вместе с сооружениями и помещениями, в которых они установлены), предназначенных для производства, преобразования, передачи, накопления, распределения электрической энергии и преобразования ее в другой вид энергии.
Электрическое хозяйство есть совокупность установленных и резервных электротехнических установок, электрических и неэлектрических изделий, не являющихся частью электрической сети (цепи), но обеспечивающих ее функционирование; электротехнических и других помещений, зданий, сооружений и сетей, которые эксплуатируются электротехническим или подчиненным ему персоналом; это также людские, вещественные и энергетические ресурсы и информационное обеспечение, которые необходимы для жизнедеятельности электрического хозяйства как выделенной целостности.
Энергетической системой (энергосистемой) называют совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей, соединенных между собой и связанных общностью режима в непрерывном процессе производства, преобразования и распределения электроэнергии и теплоты при общем управлении этим режимом.
Электрической сетью называют совокупность электроустановок для передачи и распределения электрической энергии, состоящую из подстанций, распределительных устройств, токопроводов, воздушных и кабельных линий электропередачи, работающих на определенной территории.
Подстанцией называют электроустановку, служащую для преобразования и распределения электроэнергии и состоящую из трансформаторов или других преобразователей энергии, распределительного устройства, устройства управления и вспомогательных сооружений.
Трансформаторную подстанцию называют комплектной – КТП (КПП) - при поставке трансформаторов (преобразователей), щита низкого напряжения и других элементов в собранном виде или в виде, полностью подготовленном для сборки.
Распределительным устройством (РУ) называют электроустановку, служащую для приема и распределения электроэнергии и содержащую коммутационные аппараты, сборные и соединительные шины, вспомогательные устройства (компрессорные, аккумуляторные и др.), а также устройства защиты, автоматики и измерительные приборы. Если все или основное оборудование РУ расположено на открытом воздухе, оно называется открытым (ОРУ), в здании - закрытым (ЗРУ).
Распределительным пунктом называют РУ, предназначенное для приема и распределения электроэнергии на одном напряжении без преобразования и трансформации.
Распределительным щитом называют распределительное устройство до 1 кВ, предназначенное для управления линиями сети и их защиты.
Блок управления – станция управления, все элементы которого монтируют на отдельных плите или каркасе.
Основными характеристиками системы электроснабжения являются:
- качественные характеристики;
- количественные характеристики;
- условия функционирования.
При проектировании на основании исходных данных – количественных характеристик и условий эксплуатации, необходимо обеспечить качественные характеристики СЭС.
Качественные характеристики СЭС – определяют работоспособность системы и характеризуются структурой и свойствами СЭС, а также условиями ее эксплуатации. Качественные характеристики в основном определяются требованиями к СЭС.
Количественные характеристики СЭС определяются количественными характеристиками электроприёмников (ЭП) их территориальным размещением и, как следствие, структурой СЭС.
Условия функционирования СЭС определяются влиянием условий окружающей природной среды, технико-технологическими и организационно-экономическими условиями.
В процессе эксплуатации СЭС необходимо рассматривать три возможных режима ее работы.
Нормальный режим СЭС – установившийся режим работы системы, при котором обеспечивается бесперебойное снабжение потребителей электроэнергией в необходимом количестве и установленного качества и продолжающийся как угодно долго.
Аварийный режим СЭС – кратковременный переходный режим, связанный с нарушением нормального режима и продолжающийся до отключения поврежденного элемента системы.
Послеаварийный режим СЭС – режим, в котором находится система в результате нарушения, и длящийся до восстановления нормального режима после локализации отказа.
Электроснабжение – обеспечение потребителей электрической энергией.
Система электроснабжения (СЭС) – совокупность электроустановок, предназначенных для обеспечения потребителей электрической энергией [1].
Границы СЭС определены вниз от границы раздела потребитель - энергоснабжающая организация (граница балансовой принадлежности) до индивидуального электроприемника.
Упрощенная схема электроснабжения объекта включает:
- источник питания (ИП);
- линии электропередачи (ЛЭП), осуществляющих транспорт электрической энергии от ИП к предприятию;
- пункта приема электрической энергии (ППЭ);
- распределительные сети;
- приемники электрической энергии (ЭП).
На рис. 1 представлена упрощенная структура электроснабжения объекта.
Рис. 1 Структура электроснабжения объекта
Систему электроснабжения предприятия можно условно разбить на три части: систему питания, систему распределения и систему потребления.
В качестве ИП могут быть:
- электрическая станция или подстанция энергосистемы;
- электрическая станция предприятия.
Собственная электростанция на предприятии строится в следующих случаях:
- при большом потреблении тепла;
- при размещении предприятия в удаленных районах, имеющих слабые электрические связи с энергосистемой;
- при наличии специальных требований к надежности электроснабжения;
При выборе ИП необходимо учитывать следующие факторы:
- признаки качества электроснабжения (надежность, напряжение, частота и допустимые пределы их отклонения);
- величину мощности и напряжения питания потребителей.
В качестве ППЭ может быть:
- подстанция глубокого ввода (ПГВ), служит, как правило, для питания локального объекта или мощного обособленного производства предприятия и находится в центре электрических нагрузок объекта (производства).
- главная понизительная подстанция (ГПП), служит для питания нескольких потребителей (объектов).
Схемы с одним ППЭ следует применять при отсутствии специальных требований к надежности питания ЭП и компактном их расположении на территории предприятия.
Схемы с двумя и более ППЭ следует применять:
- при наличии специальных требований к надежности электроснабжения;
- при наличии на предприятиях двух и более относительно мощных обособленных групп потребителей;
-во всех случаях, когда применение нескольких ППЭ целесообразно по экономическим соображениям;
- при поэтапном развитии предприятия, когда для питания вновь вводимых мощных узлов нагрузок в будущем целесообразно сооружение отдельного ППЭ.
Питание ППЭ при наличии ЭП первой категории осуществляется от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. При этом питание ППЭ осуществляется по двум одноцепным воздушным линиям или по двум кабельным линиям, проложенным по разным трассам [2].
При выходе из строя одной линии оставшаяся в работе должна обеспечить питание всех ЭП первой категории, а также ЭП второй и третьей категорий, работа которых необходима для безаварийного функционирования основных производств технологического процесса предприятия.
В связи с переводом сельскохозяйственного производства на промышленную основу (птицефабрики, животноводческие комплексы, хранилища овощей и фруктов), где производство и переработка продукции осуществляется на высоком уровне механизации и автоматизации производственных процессов, для большинства которых характерна непрерывность, значительно возросли требования к надежности электроснабжения. Поэтому одной из основных задач энергетиков в выполнении Продовольственной программы страны является существенное повышение надежности электроснабжения агропромышленных предприятий.
Решение этой задачи охватывает широкий круг вопросов. На современном этапе одним из весьма эффективных средств повышения надежности, качества и экономичности электроснабжения агропромышленных предприятий является комплексная автоматизация сельских электрических сетей. Под комплексной автоматизацией распределительных сетей понимается оснащение сетей, выполненных по рациональным схемам, комплексом распределительно-коммутационной аппаратуры, устройствами релейной защиты, автоматики, определения мест повреждения, телемеханики и других средств, обеспечивающих при минимальных затратах требуемую надежность электроснабжения потребителей и качество электроэнергии, а также позволяющих производить обслуживание электрических сетей при полной безопасности и минимальных трудозатратах и высокой культуре обслуживания.
Необходимо отметить, что в связи с большой протяженностью и разветвленностью сельских электрических сетей, с разнообразием марок и сечений проводов, включая стальные, а также относительно малой плотностью нагрузок, автоматизация их значительно отлична от автоматизации городских, промышленных линий электропередач и тем более сетей энергосистем.
Сельские электрические сети состоят из линий электропередачи напряжением 35 или ПО кВ, трансформаторных подстанций с напряжениями 110/35, 110/20, 110/10 или 35/6, линий электропередачи напряжением 35, 20, 10 и 6 кВ потребительских трансформаторных подстанций 35/0,4, 20/0,4, 10/0,4 и 6/0,4 кВ и линий напряжением 0,38/0,22 кВ.
Основной системой напряжений в электрических сетях сельскохозяйственного назначения является система 110/35/ 10/0,38 кВ с подсистемами напряжений 110/10/0,38 кВ и 35/10/0,38 кВ.
Надежность работы сельской электрической сети в большой степени зависит от ее схемы, так как именно она определяет возможности резервирования, а также эффективность устанавливаемых в сети коммутационных аппаратов, средств автоматики, сбора, фиксации и передачи информации о месте повреждения. Основное требование к схеме — обеспечение максимальной степени резервирования при минимальной общей длине линий и при минимальном количестве резервных связей и оборудования.
Дополнительное требование к схеме сети 35—110 кВ, получающей все большее развитие в связи с приближением этого напряжения к сельскохозяйственным потребителям – создание (осуществление) резервирования любого потребителя (трансформаторная подстанция 10/0,4 кВ) от независимого источника питания.
В некоторых районах нашей страны применяют двухступенчатую систему распределения 110/35/0,38, 110/20/0,38 и 110/10/0,38 кВ. При такой трансформации на 30% снижается потребность в трансформаторной мощности, значительно сокращаются потери энергии и улучшается качество напряжения у потребителя. Из расчетов следует, что более половины общих затрат на электроснабжение сельскохозяйственных потребителей составляют затраты на распределительные линии 6-10(20) и 0,38 кВ. Поэтому по экономическим соображениям эти линии, как правило, сооружают воздушными, у которых 70-80% стоимости составляет стоимость строительной части. Эффективными путями снижения затрат на электроснабжение являются сокращение протяженности распределительных линий, усовершенствование методов механического расчета проводов и опор, применение новых проводниковых и стройматериалов.
Основным направлением развития электрических сетей сельскохозяйственного назначения должно быть преимущественное развитие сетей напряжением 35 ... 110 кВ.
Сокращение протяженности распределительных сетей обусловило формирование их, как разветвленных радиальных.
Одним из эффективнейших способов повышения надежности работы радиальных линий напряжением 6–10 кВ, является автоматическое секционирование, состоящее в делении линии на несколько участков с помощью коммутационных аппаратов, работающих автоматически. Пункты секционирования устанавливаются как на магистрали (последовательное секционирование), так и в начале ответвлений (параллельное секционирование). Эффект от автоматического секционирования получается за счет того, что при коротком замыкании (к. з.) за пунктом секционирования сохраняется питание остальных потребителей, присоединенных до секционирующего пункта. Особенно эффективным оказывается секционирование с сетевым резервированием, когда участок линии, лишившийся основного питания, получает электроснабжение от другой неповрежденной линии. При этом более чем в 2 раза сокращаются перерывы в электроснабжении потребителей.
В связи с возрастающими требованиями по надежности электроснабжения в последние годы широко применяются кольцевание сетей 10 кВ и двухстороннее питание подстанций 35 и 110 кВ.
Как известно, одной из главных задач сельской электрификации является обеспечение надежного электроснабжения потребителей при минимальных расходах на сооружение и обслуживание сетей (при максимальной экономичности их работы).
Одним из показателей надежности является недоотпуск электроэнергии
ΔW = N·T·P
где N – количество повреждений; Т – длительность отключения; Р – величина отключенной нагрузки.
Соответственно и повышение надежности осуществляется путем снижения величины N (повышение надежности элементов, проведение предупредительного обслуживания и т. п.), снижения величины Р (резервирование) и снижения Т (противоаварийная автоматика, средства определения мест повреждений и т. п.).
Повышение надежности по этим направлениям осуществляется проведением многочисленных мероприятий, как технических (например, автоматизация), так и организационных (например, оптимизация сроков проведения капремонтов). Мероприятия отличаются по значимости, затратам, величине и виду эффекта. Кроме того, они существенно взаимовлияют по эффекту: проведение одного мероприятия может снижать или усиливать эффект другого.
Необходимость учета указанных взаимосвязей и взаимовлияния мероприятий по эффекту выдвигает в качестве первоочередной задачи выбор наиболее целесообразного комплекса мероприятий и очередности их проведения, обеспечивающих максимальный эффект от затрат, выделяемых для повышения надежности.
Структура ОАО «Татэнерго»
Открытое акционерное общество "Татэнерго" является холдинговой компанией, занимающейся производством и сбытом электрической энергии, а также производством, передачей и сбытом тепловой энергии на территории Республики Татарстан.
По объему реализации продукции, балансовой прибыли и численности персонала холдинг ОАО "Татэнерго" входит в число крупнейших энергетических предприятий Российской Федерации.
ОАО "Татэнерго" - один из ведущих в России электроэнергетических комплексов. В состав холдинговой компании "Татэнерго" входят ОАО "Генерирующая компания", ОАО "Татэнергосбыт", ОАО "Казанская теплосетевая компания", ОАО "Набережночелнинская теплосетевая компания", ООО "Уруссинская теплосетевая компания" и филиал санаторий-профилакторий "Балкыш". Непрофильные виды деятельности выведены в самостоятельные Общества, осуществляющие транспортные перевозки, ремонтное обслуживание и наладку энергооборудования, производство строительных материалов, научно-техническое, инженерное и проектно-конструкторское обеспечение, обучение персонала и ряд других функций.
Объединение обеспечивает электрической и тепловой энергией Республику Татарстан - крупный индустриальный и сельскохозяйственный регион площадью 68000 квадратных километров и может выдавать дополнительно сверх потребностей республики 1000-1500 МВт электрической мощности.
Установленная электрическая мощность электростанций объединения на 01.01.2009 год составляет 6675 МВт, тепловая мощность - 14528 Гкал/ч.
Имея существенный резерв мощности, ОАО "Татэнерго" осуществляет поставку электроэнергии и мощности на оптовый рынок.
Ежегодно энергосистема вырабатывает около 25 миллиардов кВт/ч электрической энергии и отпускает более 30 миллионов Гкал тепловой энергии.
Общая протяженность тепловых сетей ОАО "Татэнерго" составляет около 900 километров.
ОАО "Татэнерго" является энергетической базой расположенных в республике крупных объектов нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей, нефтехимической, резинотехнической и автомобилестроительной промышленностей.
ОАО "ТАТЭНЕРГО"
- САНАТОРИЙ-ПРОФИЛАКТОРИЙ "БАЛКЫШ"
- ОАО "ГЕНЕРИРУЮЩАЯ КОМПАНИЯ"
- Казанская ТЭЦ-1
- Казанская ТЭЦ-2
- Казанская ТЭЦ-3
- Нижнекамская ТЭЦ
- Елабужская ТЭЦ
- Н.Челнинская ТЭЦ
- Заинская ГРЭС
- Нижнекамская ГЭС
- ОАО "ТАТЭНЕРГОСБЫТ"
- ОАО "НАБЕРЕЖНОЧЕЛНИНСКАЯ ТЕПЛОСЕТЕВАЯ КОМПАНИЯ"
- ОАО "КАЗАНСКАЯ ТЕПЛОСЕТЕВАЯ КОМПАНИЯ"
- ООО "УРУССИНСКИЕ ТЕПЛОВЫЕ СЕТИ"
По роду тока все потребители электроэнергии, работающие от сети, можно разделить на три группы:
1) переменного тока нормальной промышленной частоты 50 Гц (в ряде стран используют 60 Гц);
2) переменного тока повышенной или пониженной частоты;
3) постоянного тока.
Большинство электроприемников промышленных предприятий работает на переменном трехфазном токе частотой 50 Гц.
Теоретически и практически следует различать следующие уровни (ступени) системы электроснабжения (рис. 1.1):
- отдельный электроприемник, агрегат (станок) с многодвигательным приводом или другой группой электроприемников, связанных технологически или территориально и образующих единое изделие с определенной (документально обозначенной заводом - изготовителем) паспортной мощностью, - первый уровень, питающийся по одной линии, 1УР;
- щиты распределительные напряжением до 1 кВ переменного тока и до 1,5 кВ постоянного тока, щиты управления, шкафы силовые, водно-распределительные устройства, шинные выводы, сборки, магистрали – второй уровень, 2УР;
- щит низкого напряжения трансформаторной подстанции 10(6)/0,4 кВ или сам трансформатор (при рассмотрении следующего уровня – загрузка трансформатора с учетом потерь в нем) – третий уровень, 3УР;
- шины распределительной подстанции РП 10(6) кВ (при рассмотрении следующего уровня – загрузка РП в целом) – четвертый уровень, 4УР;
- шины главной понизительной подстанции, подстанции глубокого ввода, опорной подстанции района – пятый уровень, 5УР;
- граница раздела предприятия и энергосистемы – шестой уровень, 6УР [заявляемый (договорной), лимитируемый, контролируемый и отчетный уровень].
Указанное количество уровней, если рассматривать систему электроснабжения предприятия в целом, можно рассматривать как минимальное. Близкие (подобные) схемы и подход можно применить к системе обслуживания и ремонта электрооборудования, к другим вопросам, связанным с созданием электрического хозяйства и управлением им.
Требования, предъявляемые к системе электроснабжения предприятий, в основном, зависят от характера электрических нагрузок, особенностей технологии производства, климатических условий, загрязненности окружающей среды и других факторов.
Экономичность систем электроснабжения
Система электроснабжения удовлетворяет требованиям экономичности если затраты на ее создание, эксплуатацию и развитие должны быть минимальны или минимальный срок окупаемости.
Технико-экономические расчеты (ТЭР) выполняется по предприятию в целом, так как основные доходы поступают от реализации продукции основного производства.
При выполнении учебных проектов экономические расчеты при проектировании СЭС предприятия ограничиваются сравнением технических решений. При сравнении вариантов необходимо, чтобы они были технически равноценны и экономически сопоставимы.
При равенстве показателей вариантов или незначительной разнице (5-10 %) следует отдавать предпочтение тому варианту, у которого лучше качественные показатели, который более перспективен с точки зрения развития предприятия (например, с более гибкой и удобной в эксплуатации схемой, новейшим оборудованием и т.п.).
Надежность электроснабжения потребителей
Надежность любой системы – это ее свойство выполнять заданные функции в заданном объеме и требуемого качества при определенных условиях функционирования. Применительно к СЭС одной из основных функций является бесперебойное снабжение потребителей электроэнергией в необходимом количестве и установленного качества. Надежность является сложным комплексным свойством и в зависимости от назначения объекта и условий функционирования может включать ряд единичных свойств (отдельно или в сочетании), основными из которых являются: сохраняемость, долговечность, безотказность, ремонтопригодность, режимная управляемость, устойчивость и живучесть.
Для характеристики надежности объектов энергетики определяются основные показатели надежности: параметр потока отказов, время восстановления, и вспомогательные – частота ремонтов и их продолжительность. Показатели надежности определяются для узла нагрузки главной схемы СЭС с учетом режима работы СЭС (нормальный, аварийный, послеаварийный).
Для определения оптимального уровня надежности электроснабжения потребителей необходимо знать величину ожидаемого годового ущерба при перерывах электроснабжения, который определяется особенностями технологического процесса с учетом частоты и длительности перерывов электроснабжения.
Основные способы повышения надежности СЭС:
- повышение надежности источников питания;
- повышение надежности отдельных элементов СЭС;
- уменьшение числа последовательно включенных элементов в СЭС;
- усовершенствование релейной защиты и автоматики СЭС;
- совершенствование системы технического обслуживания и ремонта электроустановок;
- повышение квалификации обслуживающего персонала.
Таким образом, повышение надежности СЭС является комплексной задачей, которая может быть решена на основе технологического и экономического анализа режимов СЭС, условий ее функционирования.
Выполнение своих функций при определенных условиях
Одним из основных условий функционирования электроустановок и СЭС в целом являются надежная работа при воздействии условий окружающей природной среды (погодно-климатические условия) и технико-технологических условий.
Поэтому, при выборе элементов СЭС, необходимо учитывать: как климатические условия эксплуатации (макроклимат, включая загрязнение окружающей среды), так и технико-технологические условия эксплуатации (микроклимат: температура, влажность, запыленность, химически-агрессивные и пожаро-взрывоопасные зоны).
Безопасность и удобство эксплуатации
Безопасность СЭС – это свойство СЭС сохранять с некоторой вероятностью безопасное состояние при выполнении заданных функций в условиях, установленных нормативно-технической документацией (монтаж, эксплуатация и проведение ремонтных работ).
Электробезопасность – система организационных и технических мероприятий и средств, обеспечивающих защиту людей от воздействия электрического тока, электромагнитного поля и статического электричества.
Возможность дальнейшего развития
На этапе проектирования СЭС должна, предусмотрена возможность ее реконструкции, при развитии производства предприятия, без значительных капитальных затрат.
Приемник электрической энергии (ЭП) – электротехническое устройство, предназначенное для преобразования электрической энергии в другой вид энергии (или электрическую энергию, но с другими параметрами).
Специфика технологических процессов различных производств предъявляет определенные требования к характеристикам и конструктивному исполнению электроприемников и, как следствие, большому их разнообразию.
Все ЭП классифицируются по различным показателям:
- по электротехническим показателям;
- по режиму работы;
- по надежности электроснабжения;
- по исполнению защит от воздействия окружающей среды.
Рассмотрим более подробно классификацию электроприемников по их показателям.
По электротехническим показателям
Из всего многообразия электроприемники силовых общепромышленных электроустановок можно разделить на:
- ЭП трехфазного тока напряжением выше 1 кВ, частотой 50 Гц;
- ЭП трехфазного тока напряжением до 1 кВ, частотой 50 Гц;
- ЭП однофазного тока напряжением до 1 кВ, частотой 50 Гц;
- ЭП, работающие с частотой отличной от 50 Гц;
- ЭП постоянного тока.
По режиму работы
Продолжительный режим работы
Электроприемники, работающие в номинальном режиме с продолжительно неизменной или малоизменяющейся нагрузкой. В этом режиме электрический аппарат (машина) может работать длительное время, температура его частей может достигать установившихся значений, без превышения температуры свыше допустимой. Пример: Электрические двигатели насосов, компрессоров, вентиляторов и т.п.
Кратковременный режим работы
Кратковременный режим работы электроприемника (электродвигателя) характеризуется тем, что ЭП работает при номинальной мощности в течении времени, когда его температура не успевает достичь установившегося значения. При отключении (ЭП не работает) его температура успевает снижаться до температуры окружающей среды. Пример: Электродвигатели вспомогательных механизмов, гидрозатворов и т.п.
Повторно-кратковременный режим работы
При повторно-кратковременном режиме работы (ПКР) электроприемника кратковременные рабочие периоды с определенной нагрузкой чередуются с паузами (ЭП отключен). Продолжительность рабочих периодов и пауз не настолько велика, чтобы нагрев отдельных частей ЭП при неизменной температуре окружающей среды могли достигнуть установившихся значений.
Повторно-кратковременный режим работы характеризуется относительной продолжительностью включения (ПВ, % - паспортная величина) или коэффициентом включения (kв). Коэффициент включения рассчитывается по графику нагрузки ЭП как отношение времени включения () к времени всего цикла ().
, (1)
где время включения (время работы), с., мин., ч.; время полного цикла, с., мин., ч.; время паузы, с., мин., ч.
Пример: электродвигатели кранов, сварочные аппараты и т.п.
По надежности электроснабжения
В отношении обеспечения надежности электроснабжения электроприемники подразделяются на следующие три категории [1]:
Электроприемники I категории – электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой: опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, повреждение дорогостоящего основного оборудования; массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства. Электроприемники I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.
Из состава электроприемников I категории выделяется особая группа электроприемников – бесперебойная работа которых необходима для предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего основного оборудования. Для электроснабжения особой группы электроприемников I категории должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого, взаимно резервирующего источника питания для безаварийной остановки технологического процесса.
Электроприемники II категории – электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей. Электроприемники II категории в нормальном режиме должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых, взаимно резервирующих источников питания. Перерыв электроснабжения электроприемников II категории допускается на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала.
Электроприемники III – все остальные электроприемники, не подпадающие под определения I и II категорий. Для электроприемники III категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 сутки.
Источник питания считается одним источником, если питается по одной двухцепной линии, и двумя источниками, если питается по двум одноцепным линиям или по двум кабельным линиям, проложенным по разным трассам [2].
Независимые источники питания – источники, схема и конструктивное исполнение которых и питающих их электрических сетей таковы, что при отказе одного из них снижение качества электроэнергии на другом не превышает установленных пределов в любой момент времени, включая время аварийного режима.
По исполнению защит от воздействия окружающей среды
Все электрооборудование классифицируется:
- по климатическому исполнению и категории размещения;
- по степени защиты от попадания влаги и твердых тел;
- по степени защиты при работе в пожароопасных зонах;
- по степени защиты при работе во взрывоопасных зонах.
Все электроприемники имеют ряд характерных показателей:
- номинальное напряжение;
- установленная мощность;
- номинальная активная мощность;
- номинальная реактивная мощность;
- номинальная полная мощность;
- номинальный ток;
- номинальный коэффициент мощности.
Условились, что все показатели, характеризующие индивидуальный приемник электроэнергии, обозначать строчными буквами (p, q, s, i).
Режимы работы ЭП разнообразны и изменяются во времени. Для характеристики пользуются следующими понятиями.
Номинальное напряжение (Uном) — напряжение элемента электрической сети, при котором обеспечивается длительный режим его работы с наиболее оптимальными технико-экономическими показателями.
Установленная мощность индивидуального электроприемника (руст) – его мощность указанная на табличке завода изготовителя или в паспорте ЭП (рпас). При указанной мощности ЭП должен работать при номинальной нагрузке и номинальном напряжении длительное время в установившемся режиме без превышения допустимой температуры. Будем считать установленным любой ЭП, подключенный к электрической сети (работающий или не работающий), но который можно включить в любое время по требованию технологии.
Номинальная активная мощность ЭП (pн) – это мощность, потребляемая из сети при номинальной нагрузке ЭП, при которой он должен работать длительное время в установившемся режиме без превышения допустимой температуры.
Для длительного режима работы ЭП номинальная мощность равна паспортной величине (pпас)
. (2)
Для приемников работающих в повторно-кратковременном режиме номинальную мощность определяют по паспортной мощности путем приведения ее к длительному режиму работы (ПВ=1) в соответствии с формулами:
, или , (3)
где паспортная величина, о.е.; кв - коэффициент включения рассчитывается по графику нагрузки ЭП, см. формулу (2.1).
Для электродвигателей мощность, потребляемая из сети, называется присоединенной мощностью () и определяется по выражению
, (4)
где - номинальная мощность, развиваемая на валу двигателя, кВт;
- номинальный КПД электродвигателя, о.е.
Номинальная реактивная мощность ЭП () – реактивная мощность, потребляемая им из сети при номинальной активной мощности и номинальном напряжении.
Для ЭП, работающего в длительном режиме, величина вычисляется по формуле
, (5)
где - соответствует номинальному ЭП ( - паспортная величина).
Для ЭП, работающего в повторно-кратковременном режиме, величина вычисляется по формуле
. (6)
Номинальная полная мощность ЭП (sн)
. (7)
Номинальный ток ЭП ()
. (8)
Номинальный коэффициент активной мощности ()
. (9)
Графики электрических нагрузок одна из основных характеристик режимов работы приемников (потребителей) электрической энергии и являются исходным материалом для расчетов электрических сетей. Графики электрических нагрузок представляют собой характер изменения электрической величины во времени.
По электрическим показателям рассматриваются графики по активной, реактивной и полной мощности, графики по току. Если нагрузка создается одним ЭП, графики называют индивидуальными и все показатели, относящиеся к нему, обозначают строчными буквами p(t), q(t), s(t), и i(t). В случае, когда нагрузка характеризует группу электроприемников, её графики называют групповыми и все показатели, относящиеся к ней, обозначают прописными буквами P(t), Q(t), S(t), I(t). По рассматриваемому промежутку времени различают сменные, суточные, квартальные, сезонные, годовые графики. В справочной литературе приводятся графики электрических нагрузок по отраслям промышленности (машиностроение, химическая, нефтеперерабатывающая промышленности и др.), которыми можно пользоваться при проектировании СЭС заводов данной отрасли.
Режимы работы ЭП разнообразны и это, несомненно, окажет влияние на форму результирующего графика – графика группы электроприемников (потребителя). От режимов потребления электроэнергии зависят режимы работы электроустановок: основного оборудования, линий электропередачи и трансформаторных подстанций. Значение и структура потребления электрической энергии имеют вероятностный характер, поэтому расчетные (прогнозируемые) графики отличаются от реальных.
Построение графиков электрических нагрузок проектируемого объекта дает возможность выбрать все элементы СЭС с их оптимальными параметрами, а также выполнить наиболее рациональную схему электроснабжения, обеспечивающую необходимые уровни напряжения, и определить потребление активной и реактивной энергии.
Индивидуальные графики необходимы для определения нагрузок отдельных электроприемников (электрических печей, преобразовательных агрегатов, главных приводов прокатных станов и т.п.). При проектировании СЭС промышленных предприятий чаще используются групповые графики нагрузок.
Групповые графики нагрузок (узла нагрузки или предприятия в целом) дают возможность определить потребление активной и реактивной энергии (узла нагрузки), правильно выбрать элементы питающих сетей, а также спроектировать рациональную схему СЭС.
В практике проектирования наибольшее применение находят суточные и годовые графики. Форма графиков очень разнообразна и, в основном, зависит от технологического процесса производства и режима работы предприятия (односменный, двухсменный или трехсменный).
На рисунке 5.1 представлены эксперементальные зависимости изменения активной мощности за рассматриваемый промежуток времени (t) для индивидуальных ЭП и их суммарный (групповой) график.
Рисунок 5.1 Индивидуальные и групповой графики нагрузок
активной мощности
1 – график индивидуального ЭП ; 2 – то же ;
3 – групповой график нагрузок
При практических расчетах функцию , полученную путем снятия показаний измерительных приборов, преобразуют в ступенчатый график, принимая, что за принятый интервал осреднения ∆t нагрузка остается неизменной и равной ее среднему значению за указанный интервал. Интервал осреднения принимается равным 30 мин. Для учебных расчетов интервал осреднения принимается равным или 1 час.
Графики нагрузок индивидуальных приемников
На рисунке 5.2 представлены графики активной мощности индивидуальных электроприемников, работающих в различных режимах. Как видно из рисунка режимы работы разнообразны и, как правило, зависят от технологического процесса. Графики нагрузок ЭП по активной, реактивной, полной мощности и графики по току рассматриваются за определенный промежуток времени (за характерный час, смену, сутки).
Условно (теоретически) графики нагрузок можно разделить на: периодические; циклические; нециклические и нерегулярные (случайные).
- Периодический (рис.5.2 а), когда , и .
Время цикла ; - время соответственно работы ЭП и паузы, ч., смена, сутки; w – электроэнергия потребляемая ЭП за время цикла одинакова, т.е.
w1= w2.
- Циклический (рис.5.2 б), когда , и .
Время паузы , а длительность работы ЭП одинакова от цикла к циклу, поэтому за промежуток времени, например смену, количество потребленной электроэнергии одинаково.
- Нециклический (рис.5.2 в), при ,т.к., , но количество электроэнергии, потребляемой ЭП за рассматриваемый промежуток времени, практически постоянно, т.е. можно принять
- Нерегулярный (рис.5.2 г), если ,, , и .
Рисунок 5.2 Индивидуальные графики электрических нагрузок
На практике режимы работы ЭП носят случайный характер, за исключением, автоматических технологических линий.
Индивидуальные графики необходимы для определения расчетных величин и коэффициентов, характеризующих эти графики.
Групповые графики электрических нагрузок
При проектировании СЭС применяются в основном групповые графики электрических нагрузок. Графики нагрузок группы ЭП по активной, реактивной, полной мощности и графики по току рассматриваются за определенный промежуток времени (за характерный час, смену, сутки). В практике проектирования наибольшее применение, при расчете электрических нагрузок СЭС, получили графики изменения нагрузок за наиболее загруженную смену, характерные сутки и годовые графики. По характерным суточным графикам нагрузок можно судить о режиме работы электроустановок и, как следствие, о режиме работы всего предприятия (односменный, двухсменный и трехсменный режимы работы). Важным графиком является годовой - годовая упорядоченная диаграмма нагрузок. Существуют и такие графики как квартальные, сезонные (за зимний и летний периоды). На рисунке 5.3 представлен суточный график активной мощности характерный для двухсменного режима работы.
Рисунок 5.3 Суточный график активной мощности
максимальная мощность; минимальная мощность; средняя мощность; средняя квадратичная мощность.
Графики нагрузок по отдельным группам ЭП (узлам нагрузки) и объекта в целом дают возможность определить потребление активной и реактивной энергии предприятием, правильно и рационально выбрать элементы системы электроснабжения, а также рационально спроектировать СЭС.
Годовые графики нагрузок
Годовой график активной мощности по убыванию максимумов представляет собой годовую упорядоченную диаграмму нагрузок. Приближенно годовой график по продолжительности можно построить по двум характерным суточным графикам нагрузок электроустановки или предприятия в целом (за зимние и летние сутки), как показано на рис.5.4. Строятся графики активной мощности за характерные сутки - зимние, летние и выходные дни.
При этом условно принимают, что продолжительность зимнего периода 213 суток (7 мес.), а летнего—152 суток (5 мес.) – для сибирского региона. Построение начинают с максимальной мощности и выполняют в порядке постепенного снижения мощностей, для чего через оба суточных графика проводят ряд горизонтальных линий, расстояние между которыми выбирают в соответствии с желательной точностью построения.
В виде примера покажем построение годового графика по продолжительности. Продолжительность потребления максимальной мощности по зимнему графику по летнему нет. Годовая продолжительность . Откладывая полученное значение по оси абсцисс годового графика, находим точку «а». Продолжительность мощности : по зимнему графику по летнему . Годовая продолжительность . На годовом графике это соответствует точке «б».
Аналогичным образом строится третья и все последующие ступени годового графика в порядке снижения мощностей. Суммарная продолжительность годового графика должна составлять 8760 часов.
Выполнив все построения, получают годовой график по убыванию, смотри рис. 5.4. При необходимости более точного построения годового графика пользуются большим числом суточных графиков, например за зимние, летние, весенние и осенние сутки. В последнем случае условно принимают длительность зимнего, летнего и весеннего периодов по 91 суток, а осеннего - 92 суток.
По годовому графику определяют потребленную электроэнергию электроустановкой, подразделением или предприятием в целом за год и число часов использования максимальных нагрузок потребителем в течение года.
Рисунок 5.4 Построение годового графика по продолжительности
Коэффициенты, характеризующие графики нагрузок
При проектировании и эксплуатации СЭС для характеристики режимов работы электроприемников и графиков их нагрузок часто используют не сами графики нагрузок, а их расчетные величины и коэффициенты, характеризующие эти графики нагрузок. Как было сказано ранее, все показатели, характеризующие индивидуальный приемник электроэнергии, обозначать строчными буквами (p, q, s, i), а показатели группы ЭП (потребителей) – прописными (P, Q, S, I). Коэффициенты, характеризующие графики, дополнительно обозначаются индексами: коэффициенты графиков активной мощности индексом «а», реактивной мощности – индексом «q», графиков по току - индексом «i». При расчетах нагрузок, как правило, пользуются графиками активной мощности. Остальные показатели нагрузок определяются по активной мощности с учетом поправочных коэффициентов.
Коэффициент включения
Коэффициент включения характерен для графика нагрузки отдельного ЭП, работающего в повторно-кратковременном режиме, и зависит от характера технологического процесса.
Коэффициент включения по графику активной мощности () – есть отношение времени работы ЭП () к времени цикла ()
, (5.1)
где время работы ЭП, мин., ч.; время цикла, мин., ч.; время паузы, мин., ч.
Так как , то . Время работы, паузы и цикла определяются по графику нагрузки ЭП. Для ЭП, работающих в длительном режиме с равномерным графиком нагрузки, . На практике, коэффициент включения задается как паспортная величина, характеризующаяся продолжительностью включения ЭП (), %.
Коэффициент включения может быть определен по графикам как активной, реактивной мощности так и по току.
Коэффициент использования
Коэффициент использования активной мощности индивидуального ЭП (kи.а) или группы ЭП (Ки.а) есть отношение среднего значения потребленной активной мощности индивидуальным ЭП (рс) или группой ЭП (Рс) за наиболее загруженную смену к его (их) номинальной активной мощности (рс или Рс).
Для отдельного ЭП
, (5.2)
где - среднего значения потребленной активной мощности ЭП за наиболее загруженную смену, кВт; - номинальная активная мощность ЭП, кВт.
Так как , то . Для ЭП, работающего в длительном режиме с равномерным графиком загрузки, .
Для группы ЭП, работающих в одинаковом режиме
, (5.3)
где Рс - среднего значения потребленной активной группой ЭП за наиболее загруженную смену, кВт; Рн- номинальная активная мощность группы ЭП, кВт.
Для группы ЭП, работающих в различных режимах, средневзвешенный коэффициент использования для данной группы рассчитывается по формуле:
, (5.4)
где число ЭП в данной группе.
Так как , то . Для ЭП, работающих в длительном режиме с равномерным графиком загрузки, . Соотношения коэффициентов kи= kз∙kв
При наличии индивидуальных и групповых графиков по реактивной мощности и по току коэффициенты использования по реактивной мощности и по току этих графиков определяются аналогично по формулам (5.2; 5.3; 5.4), подставляя значения соответственно реактивной мощности или тока.
Коэффициент загрузки
Коэффициент загрузки по активной мощности отдельного ЭП () или группы ЭП (Кз.а) - есть отношение его (их) средней нагрузки за время включения в течении рассматриваемого промежутка времени (рс.в или Рс.в) к его (их) номинальной мощности (рн или Рн).
Для отдельного ЭП
, (5.5)
где - средняя нагрузка за время включения ЭП, кВт; - номинальная активная мощность ЭП, кВт.
Так как , то . Коэффициент загрузки так же, как и , зависит от характера технологического процесса и изменяется с изменением режима работы ЭП. Когда нагрузка ЭП равномерна и постоянна .
Для группы электроприемников
или , (5.6)
где Рс.в - средняя нагрузка за время включения группы ЭП, кВт; Рн - номинальная активная мощность этой группы ЭП, кВт.
Соотношение коэффициентов kз = kи/ kв
При наличии графиков по реактивной мощности и по току, коэффициенты загрузки этих графиков определяются аналогично по формулам (5.5; 5.6), подставляя значения соответственно реактивной мощности или тока.
Коэффициент формы графика
Коэффициент формы графика характеризует неравномерность графика нагрузки и определяется как отношение среднеквадратичной мощности приемника или группы ЭП за определенный промежуток времени к среднему значению нагрузки за тот же период времени.
Коэффициент формы графика по активной мощности
, (5.7)
где - среднеквадратичная мощность, определяемая по графику нагрузки за рассматриваемый период времени, кВт; Так как , то .
Для группы электроприемников
, (5.8)
где Рс.к. и Рс – среднеквадратичная и средняя мощности соответственно, кВт.
При наличии графиков по реактивной мощности и по току, коэффициенты формы этих графиков определяются аналогично по формулам (5.7; 5.8), подставляя значения соответственно реактивной мощности или тока.
Коэффициент спроса
Коэффициент спроса применяется только для групповых графиков и при числе ЭП в группе . Коэффициент спроса – это отношение потребляемой (в условиях эксплуатации) или расчетной (при проектировании) мощности к номинальной мощности группы ЭП
, (5.9)
где Рп – потребляемая мощность из сети группой ЭП, кВт. Так как , то .
Значение для определенных технологических процессов и отраслей промышленности является практически постоянным. При , поэтому Кс можно использовать только при большом значении ().
Соотношения коэффициентов .
Коэффициент максимума
Коэффициент максимума характерен для группового графика нагрузок.
Коэффициент максимума (Км) по активной мощности есть отношение максимальной нагрузки за определенный промежуток времени к средней за тот же промежуток времени.
(5.10)
где Рmax – максимальное значение мощности (30-минутный максимум), кВт.
Коэффициент одновременности максимумов нагрузки
Коэффициент одновременности максимумов нагрузки () – это отношение расчетной мощности на шинах 6; 10 кВ к сумме расчетных мощностей потребителей до и выше 1 кВ, подключенных к этим шинам 6; 10 РП или ПГВ.
Для узла СЭС, к которому подключена группа ЭП можно записать
, (5.11)
где расчетное значение активной мощности всех ЭП, подключенных к шинам 6; 10 кВ, кВт; сумма расчетных активных мощностей групп ЭП до и выше 1 кВ, подключенных к шинам 6; 10 кВ.
Как правило, меньше, чем сумма расчетных нагрузок () групп ЭП, присоединенных к узлу, поэтому . Для распределительных сетей
одного уровня напряжения принимают .
Время использования максимальных нагрузок
Время использования максимальных нагрузок определяется по годовому графику по продолжительности за рассматриваемый промежуток времени.
Годовое число часов использования максимума активной нагрузки это отношение годового расхода активной электроэнергии к получасовой максимальной мощности
, (5.12)
где Ти - годовое число часов использования максимальной активной нагрузки, ч.; Wг - годовой расход активной электроэнергии, кВт·ч; Pmax - получасовая максимальная мощность, кВт.
По времени использования максимальных нагрузок определяется согласно [1] экономическая плотность тока при выборе проводников.
Для удобства инженерных расчётов электрических нагрузок коэффициенты, характеризующие графики нагрузок индивидуальных ЭП, аналитические выражения для их определения и соотношения между этими коэффициентами приведены в таблице 5.1, а коэффициенты, характеризующие графики нагрузок группы ЭП в таблице 5.2. В этих таблицах все коэффициенты записаны применительно к активной мощности. Определение коэффициентов по реактивной мощности и току производится аналогично приведённым формулам.
Таблица 5.1
Коэффициенты, используемые при расчёте нагрузок индивидуальных ЭП
|
Коэффициент |
Обозначение |
Для одиночного ЭП |
|
Включения |
kв |
|
|
Использования |
kи.а |
|
|
Загрузки |
kз.а |
|
|
Формы графика |
kФ |
Таблица 5.2
Коэффициенты, используемые при расчёте электрических нагрузок
|
Коэффициент |
Обозначение |
Для группы ЭП |
|
Использования |
Ки |
|
|
Загрузки |
Кз |
|
|
Формы графика |
КФ |
|
|
Спроса |
Кс |
|
|
Одновременности |
Ко |
|
|
Время использования максимальных нагрузок |
Ти |
Одним из основных этапов проектирования систем электроснабжения объекта, является правильное определение ожидаемых электрических нагрузок, как отдельных ЭП, так и узлов нагрузки на всех уровнях системы электроснабжения.
Расчетные значения нагрузок - это нагрузки, соответствующие такой неизменной токовой нагрузке (), которая эквивалентна фактической изменяющейся во времени нагрузке по наибольшему тепловому воздействию (не превышая допустимых значений) на элемент системы электроснабжения.
Зная электрические нагрузки, можно выбрать нужную мощность силовых трансформаторов, мощность и место подключения компенсирующих устройств, выбрать и проверить токоведущие части по условию допустимого нагрева, рассчитать потери и колебания напряжения, выбрать виды защит.
Существуют различные методы расчета электрических нагрузок, которые в свою очередь делятся на:
- основные;
- вспомогательные.
Основные методы расчета электрических нагрузок
- По номинальной мощности и коэффициенту использования;
- По номинальной мощности и коэффициенту спроса;
- По средней мощности и расчетному коэффициенту;
- По средней мощности и отклонению расчетной нагрузки от средней;
- По средней мощности и коэффициенту формы графика нагрузки.
Применение того или иного метода определяется допустимой погрешностью расчетов и наличия исходных данных.
По номинальной мощности и коэффициенту использования
Метод определения расчетных нагрузок по номинальной мощности и коэффициенту использования применяется, как правило, для индивидуальных ЭП напряжением до 1 кВ, работающих в длительном режиме (ПВ=1).
По данному методу расчетные нагрузки принимаются равными средним значениям нагрузок за наиболее загруженную смену:
- расчетная активная мощность, потребляемая одним ЭП, при наличии графика нагрузки по активной мощности
, (6.1)
где – расчетная активная мощность, кВт; - среднее значение активной мощности ЭП за наиболее загруженную смену, кВт;
- расчетная активная мощность, потребляемая одним ЭП, при отсутствии графика нагрузки по активной мощности
, (6.2)
где - коэффициент использования активной мощности электроприемником за рассматриваемый промежуток времени (технологический параметр), о.е.; - номинальная активная мощность ЭП, кВт;
- расчетная реактивная мощность, потребляемая одним ЭП, при наличии графика нагрузки по реактивной мощности
, (6.3)
где – расчетная реактивная мощность, кВ·Ар; - среднее значение реактивной мощности ЭП за наиболее загруженную смену, кВ·Ар;
- расчетная реактивная мощность, потребляемая одним ЭП, при отсутствии графика нагрузки по реактивной мощности
, (6.4)
где - коэффициент использования реактивной мощности ЭП за рассматриваемый промежуток времени (технологический параметр), о.е.;
- номинальная реактивная мощность ЭП, кВт; tg - номинальное значение коэффициента реактивной мощности, соответствующий cos ЭП;
- расчетная полная мощность, потребляемая одним ЭП
, (6.5)
где - расчетное значение полной мощности ЭП, кВ·А;
- расчетное значение тока ЭП
, (6.6)
где – расчетный ток ЭП, А; – напряжение питания ЭП, кВ.
По данному методу допускается определение расчетных нагрузок группы ЭП напряжением до 1 кВ, связанных технологическим процессом, (например, многодвигательные приводы), а их число, как правило, не более трех-четырех. Режим работы электроприемников данной группы должен быть приведен к длительному режиму (ПВ=1).
Расчетные нагрузки группы ЭП, определяемые по данному методу:
- расчетная активная мощность, потребляемая группой ЭП, при наличии группового графика узла нагрузки по активной мощности
, (6.7)
где - расчетная активная мощность, потребляемая группой ЭП, кВт;
- средняя активная мощность, потребляемая группой ЭП, за наиболее загруженную смену, кВт;
- расчетная активная мощность, потребляемая группой ЭП, при отсутствии группового графика узла нагрузки по активной мощности
, (6.8)
где - коэффициент использования по активной мощности индивидуального ЭП, входящего в группу; n – число ЭП в группе;
- расчетная реактивная мощность, потребляемая группой ЭП, при наличии группового графика узла нагрузки по реактивной мощности
, (6.9)
где - расчетная реактивная мощность группы ЭП, кВ·Ар; - среднее значение реактивной мощности группы ЭП, кВ·Ар;
- расчетная реактивная мощность, потребляемая группой ЭП, при отсутствии группового графика узла нагрузки по реактивной мощности
или , (6.10)
где - коэффициент использования по реактивной мощности индивидуального ЭП, входящего в группу; - средневзвешенный коэффициент реактивной мощности, соответствующий средневзвешенному значению данной группы ЭП;
- расчетная полная мощность, потребляемая группой ЭП
(6.11)
где - расчетная полная мощность узла нагрузки, кВ·А.
- Расчетное значение тока группы ЭП:
(6.12)
где Iр – суммарный расчетный узла нагрузки, А; Uн – напряжение питания узла нагрузки, кВ.
По номинальной мощности и коэффициенту спроса
Метод определения расчетных нагрузок по номинально мощности и коэффициенту спроса применяется, как правило, для группы ЭП, работающих в длительном режиме (ПВ=1). Данный метод наиболее прост и широко применяется при разработке технического задания на проектирование.
Для определения расчетных нагрузок по этому методу необходимо знать номинальную мощность группы приемников (производства, цеха и т.п.), коэффициент спроса данной группы ЭП и значение коэффициента мощности данной группы.
Групповые графики нагрузок подразделений предприятия, как правило, не приводятся, поэтому значения и принимаются как средневзвешенные значения группы ЭП данного подразделения по справочной литературе.
Расчетные нагрузки по данному методу определяются по следующим выражениям:
- активная расчетная мощность
, (6.13)
где - расчетное значение активной мощности узла нагрузки (цеха и т.п.), кВт; - средневзвешенное значение коэффициента спроса группы ЭП подразделения предприятия, о.е.;
- расчетная реактивная мощность
, (6.14)
где - расчетное значение реактивной мощности узла нагрузки (цеха и т.п.), кВт; - значение коэффициента реактивной мощности, соответствующего средневзвешенному значению группы ЭП данного подразделения;
- полная расчетная мощность
, (6.15)
где - полная расчетная мощность группы ЭП данного подразделения, кВ·А;
- расчетное значение тока
(6.16)
где - расчетный ток, А; – напряжение питания узла нагрузки, кВ
Расчетные нагрузки, определенные данным методом необходимы для выбора: сечения линий электропередачи, питающих узел нагрузки; силовых пунктов и трансформаторов; коммутационных и защитных аппаратов.
По средней мощности и расчетному коэффициенту
При наличии данных о числе ЭП, их мощности и режимах их работы расчет силовых нагрузок до 1 кВ рекомендуется проводить по средней мощности (Pc) и расчетному коэффициенту (Кр). Расчетный коэффициент определяется по упорядоченным диаграммам. Поэтому данный метод носит название - метод упорядоченных диаграмм.
Для расчета нагрузок необходимы исходные данные по каждому ЭП: количество и номинальная мощность ЭП (рн); коэффициент использования по активной мощности (kи.а); коэффициент активной мощности (cos) и режим работы. При различных режимах работы ЭП, их необходимо привести к длительному режиму (ПВ=1).
Для определения расчетной мощности узла нагрузки по методу упорядоченных диаграмм все электроприемники разбиваются на подгруппы с учетом их подключения к узлу питания (силовой пункт, щит, сборка и т.п.). Необходимо отметить, что при формировании подгруппы, резервные ЭП не учитываются [3].
По сформированным подгруппам ЭП определяются эффективное число электроприемников и средневзвешенный коэффициент использования данной подгруппы.
Эффективное число электроприемников – это такое число однородных по режиму работы электроприемников одинаковой мощности, которое обуславливает те же значения расчетной нагрузки, что и группа электроприемников с разными мощностями и различными режимами работы.
- Величина эффективного числа электроприемников подгруппы () определяется по формуле
, (6.17)
где - номинальная активная мощность отдельного ЭП, входящего в состав подгруппы, кВт; - число ЭП в подгруппе.
При значительном числе ЭП в подгруппе (магистральные шинопроводы, шины цеховых ТП, в целом по цеху) допускается эффективное число электроприемников подгруппы определять по упрощенному выражению
, (6.18)
где - номинальная активная мощность наиболее мощного ЭП в подгруппе, кВт.
Полученное по указанной формуле значение эффективного числа электроприемников подгруппы округляется до ближайшего меньшего целого числа. Допускается принимать значение эффективного числа электроприемников равным действительному числу электроприемников в подгруппе при условии, что отношение номинальной активной мощности наиболее мощного ЭП () к номинальной мощности наименее мощного ЭП () менее трех.
- Средневзвешенный коэффициент использования для подгруппы (Ки) определяется по выражению
. (6.19)
Определение расчетных нагрузок по данному методу сводится к расчету значений активной, реактивной, полной мощностей и полного тока, рассматриваемого узла нагрузки.
- Активная расчетная мощность группы электроприемников, подключенных к узлу питания напряжением до 1 кВ определяется по выражениям
, (6.20)
где - активная расчетная мощность узла нагрузки, кВт; - расчетный коэффициент подгруппы, определяемый как Кр=f(nэ; Ки), о.е.;
– номинальная и средняя мощности ЭП, входящих в подгруппу, кВт; - коэффициент использования индивидуального ЭП в подгруппе, о.е.; – активная суммарная мощность ЭП, входящих в подгруппу, кВт;
- средневзвешенный коэффициент использования по активной мощности для ЭП входящих в подгруппу, о.е.; – число ЭП в подгруппе.
В случае если расчетная мощность, определенная по выражению (6.20), окажется меньше номинальной мощности наиболее мощного ЭП в подгруппе, следует принять расчетную мощность данной подгруппы равной номинальной мощности наиболее мощного ЭП.
Расчетный коэффициент определяется в зависимости от средневзвешенного коэффициента использования по активной мощности для подгруппы и эффективного числа электроприемников подгруппы. Значение расчетного коэффициента определяется по кривым этой зависимости или по таблицам с учетом постоянной времени нагрева сети, для которой рассчитываются электрические нагрузки.
Более точное значение расчетного коэффициента определяется по кривым зависимости , а также при nэ4 (см. рисунок 6.1).
Для сетей напряжением до 1 кВ, питающих силовые пункты, щиты, распределительные шинопроводы, постоянная времени нагрева принята равной 10 минутам (Т0=10 мин.). В данном случае, расчетный коэффициент определяется по таблице 6.1.
Для магистральных шинопроводов и шин НН цеховых ТП постоянная времени нагрева принята равной 2,5 часа (Т0=2,5 ч.). В данном случае расчетный коэффициент определяется по таблице 6.2.
Рисунок 6.1 Кривые коэффициентов расчетной нагрузки для различны коэффициентов использования в зависимости от
Таблица 6.1
Значения коэффициентов расчетной нагрузки для питающих сетей напряжением до 1 кВ
|
Коэффициент использования |
|||||||||
|
0,1 |
0,15 |
0,2 |
0,3 |
0,4 |
0,5 |
0,6 |
0,7 |
0,8 |
|
|
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 25 30 35 40 45 50 60 70 80 |
8,00 6,22 4,05 3,24 2,84 2,64 2,49 2,37 2,27 2,18 2,11 2,04 1,99 1,94 1,89 1,85 1,81 1,78 1,75 1,72 1,6 1,51 1,44 1,4 1,35 1,3 1,25 1,2 1,16 |
5,33 4,33 2,89 2,35 2,09 1,96 1,86 1,78 1,71 1,65 1,61 1,56 1,52 1,49 1,46 1,43 1,41 1,39 1,36 1,35 1,27 1,21 1,26 1,13 1,1 1,07 1,03 1,0 1,0 |
4,00 3,39 2,31 1,91 1,72 1,62 1,54 1,48 1,43 1,39 1,35 1,32 1,29 1,27 1,25 1,23 1,21 1,19 1,17 1,16 1,1 1,05 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 |
2,67 2,45 1,74 1,47 1,35 1,28 1,23 1,19 1,16 1,13 1,1 1,08 1,06 1,05 1,03 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 |
2,00 1,98 1,45 1,25 1,16 1,14 1,12 1,1 1,09 1,07 1,06 1,05 1,04 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 |
1,6 1,6 1,34 1,21 1,16 1,13 1,1 1,08 1,07 1,05 1,04 1,03 1,01 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 |
1,33 1,33 1,22 1,12 1,08 1,06 1,04 1,02 1,01 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 |
1,14 1,14 1,14 1,06 1,03 1,01 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 |
1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 |
Таблица 6.2
Значения коэффициентов на шинах НН цеховых трансформаторов
и для магистральных шинопроводов напряжением до 1 кВ
|
Коэффициент использования |
||||||||
|
0,1 |
0,15 |
0,2 |
0,3 |
0,4 |
0,5 |
0,6 |
0,7 и более |
|
|
1 2 3 4 5 6 - 8 9 - 10 10 – 25 25 -50 Более50 |
8,00 5,01 2,94 2,28 1,31 1,2 1,1 0,8 0,75 0,65 |
5,33 3,44 2,17 1,73 1,12 1,0 0,97 0,8 0,75 0,65 |
4,00 2,69 1,8 1,46 1,02 0,96 0,91 0,8 0,75 0,65 |
2,67 1,9 1,42 1,19 1,0 0,95 0,9 0,85 0,75 0,7 |
2,00 1,52 1,23 1,06 0,98 0,94 0,9 0,85 0,75 0,7 |
1,6 1,24 1,14 1,04 0,96 0,93 0,9 0,85 0,8 0,75 |
1,33 1,11 1,08 1,0 0,94 0,92 0,9 0,9 0,85 0,8 |
1,14 1,0 1,0 0,97 0,93 0,91 0,9 0,9 0,85 0,8 |
- Расчетная реактивная мощность узла нагрузки по этому методу определяется по формулам:
- при nэ10 ; (6.21)
- при nэ>10 , (6.22)
где - расчетная реактивная мощность, кВ·Ар; - коэффициент реактивной мощности, соответствующий средневзвешенному значению для ЭП входящего в данную группу.
- Полная расчетная мощность узла нагрузки
, (6.23)
где - полная расчетная мощность, кВ·А.
- Расчетный ток узла нагрузки
, (6.24)
где - расчетный ток, А; – номинальное напряжение узла питания, кВ.
После определения расчетных нагрузок подгрупп ЭП по узлам питания (силовой пункт, щит, сборка и т.п.) рассчитывается нагрузка всего подразделения (цеха, корпуса и т.п.). Подразделение рассматривается как центр питания всех подгрупп ЭП, а расчетные нагрузки подгрупп ЭП составляют группу нагрузок всего подразделения. Допускается определять по упрощенной формуле (6.18). Расчет нагрузок подразделения в целом производится аналогично, как и для подгрупп ЭП. Но в формулах (6.19 и 6.20) вместо мощностей и коэффициентов, индивидуальных ЭП необходимо подставлять мощности и коэффициенты, рассчитанные для подгруппы ЭП. При расчете суммарной нагрузки подразделения в целом необходимо учитывать осветительную нагрузку всего подразделения (цеха).
По средней мощности и отклонению расчетной нагрузки от средней
Поскольку групповая нагрузка представляет собой систему независимых случайных нагрузок отдельных электроприемников, то при большом их числе групповая нагрузка подчиняется нормальному закону распределения случайных величин. Данный метод расчета – статистический метод расчета нагрузок.
По этому методу расчетную нагрузку группы приемников определяют двумя интегральными показателями: генеральной средней нагрузкой (Pс) и генеральным среднеквадратичным отклонением () из уравнения:
, (6.25)
где статический коэффициент, зависящий от закона распределения и принятой вероятности превышения по графики нагрузки от уровня ;
- среднеквадратичным отклонением для принятого интервала осреднения.
Среднеквадратичное отклонение для группового графика определяют по формуле:
, (6.26)
где - активная среднеквадратичная мощность, кВт.
Статистический метод позволяет определять расчетную нагрузку с любой принятой вероятностью ее появления. В практических расчетах вполне достаточно принять вероятность превышения расчетной нагрузки от средней, на , что соответствует тогда:
(6.27)
Применение этого метода целесообразно для определения нагрузок по отдельным группам и узлам СЭС при наличии результатов анализа действующих электроустановок напряжением до 1 кВ.
Расчетные значения полной мощности и тока по данному методу для группы ЭП определяются по известным формулам.
По средней мощности и коэффициенту формы графика
В данном методе расчетную нагрузку группы ЭП принимают равной их среднеквадратичной. Метод применим для расчета нагрузок группы ЭП, когда число приемников в группе достаточно велико, и их режим работы разнообразен.
Данный метод может применяться для определения расчетных нагрузок цеховых шинопроводов, на шинах низшего напряжения цеховых трансформаторных подстанций, на шинах РУ напряжением 6; 10 кВ, когда значения коэффициента формы графика () достаточно стабильны.
По данному методу расчетные нагрузки группы электроприемников определяют по формулам:
- активная мощность
, (6.28)
где - расчетное значение активной мощности, кВт; - коэффициент формы графика по активной мощности; - расчетное значение средней мощность группы ЭП за наиболее загруженную смену, кВт;
- реактивная мощность
, (6.29)
где - расчетное значение реактивной мощности, кВ·Ар; - коэффициент реактивной мощности, соответствующий средневзвешенному узла нагрузки;
- полная мощность
(6.30)
где - расчетное значение полной мощности, кВ·А;
- расчетный ток
(6.31)
где - расчетное значение тока узла нагрузки, А; – напряжение узла питания нагрузки, кВ.
Значения коэффициента формы графика достаточно стабильны, если производительность (и, как следствие, нагрузка) завода или цеха примерно постоянна. При проектировании значение коэффициента может быть принято по опытным данным аналогичного действующего предприятия. При отсутствии данных можно принимать Кф.а. = 1,1…1,2.
Все рассмотренные методы определения расчетных нагрузок применяются при расчетах симметричных трехфазных нагрузок.
Решение о строительстве электростанций, подстанций, линий электропередачи и других объектов электроэнергетики, о строительстве завода (цеха), например по выпуску электрических машин определенного габарита или низковольтной аппаратуры, принимается специалистами соответствующих электроэнергетических и электротехнических специальностей. Особенностью объектов электрики можно считать то, что их не выделяют, а рассматривают при инвестировании и утверждают обычно как неотъемлемую часть предприятия, сооружения - объекта, подлежащего новому строительству, реконструкции, модернизации, расширению, техническому перевооружению. Электрическая часть проекта, определяющая электрическое хозяйство (электрику), становится важной частью, но, как правило, не определяющей принципиальные решения по технологическому объекту и по объему инвестиций в целом, по применяемым инновациям.
Принятие технических решений по электроснабжению начинается с утвержденного технологического задания на строительство завода (объекта) оп ределенного состава (пример см. § 1.4 и 3. 4); на организацию производства, например жести; на строительство цеха, например эмальпосуды, или отделения, например термообработки. По этим данным оценивают параметры электропотребления, опираясь, в частности, на комплексный метод расчета электрических нагрузок, и готовят материалы для получения технических условий. Одновременно собирают сведения, которые включают: 1) особенности энергосистемы и вероятных мест технологического присоединения к сетям электроснабжающей организации (соображения о 6УР); 2) данные по объектам-аналогам и месту строительства. Определяющие на начальном этапе параметры - значение расчетного максимума нагрузки Pp = Рmax и число часов использования максимума, связанных с электропотреблением А = РmaxТmax.
Исходными для окончательного выбора схемы электроснабжения служат следующие материалы:
- генеральный план завода с размещением основных и вспомогательных производственных зданий и сооружений, основных подземных и наземных коммуникаций;
- данные по электроемкости, удельным расходам электроэнергии, по со ставу и характеру электрических нагрузок и электроприемников как технологических механизмов, так и вспомогательных устройств цехов и сооружений завода с выделением энергоемких агрегатов;
- перечень объектов основного производственного, обслуживающего и подсобного назначения, энергетического хозяйства, включая сети и сооружения водоснабжения и канализации с указанием производственных показателей и объемно-планировочных архитектурных решений, сменности работы, структуры управления;
- данные по характеру производства, условиям пожаро- и взрывоопасности, включая температуру, влажность, запыленность, агрессивность выделяемых веществ, загрязнение атмосферы и грунта;
- требования к надежности электроснабжения отдельных производств, цехов, агрегатов и механизмов с выделением электроприемников особой группы первой категории по надежности электроснабжения;
- данные по нагрузкам сторонних потребителей (субабонентов), подключаемых к заводским сетям;
- геологические и климатические данные: характер грунта в различных районах площадки завода, его состав, состояние, температуру, удельное тепловое и электрическое сопротивления; глубину промерзания грунта, уровень грунтовых вод, расчетную температуру почвы в зонах прокладки электрических коммуникаций, высоту площадки завода над уровнем моря, сейсмичность;
- метеорологические условия: количество грозовых дней в году; скорость ветра; влажность; гололедность; максимальную, минимальную и среднюю температуру воздуха; наличие и характер загрязненности воздуха пылью, химически активными газами и парами, естественную освещенность;
- основные чертежи (планы и разрезы) цехов и сооружений завода с уста новкой технологического и вспомогательного оборудования;
- основные архитектурно-строительные чертежи зданий и сооружений за вода;
- данные по силовому электрооборудованию (паспорта основных агрега тов, включая электрические расчеты привода) и электроосвещению объектов завода;
- сведения по организации электроремонта, возможности кооперации и специализации (в том числе по трансформаторно-масляному хозяйству);
- схему примыкающего района энергосистемы с характеристиками источ ников питания и сетей (внешнего электроснабжения);
- данные по токам и мощности короткого замыкания на шинах источни ков питания, характеристика места присоединения (трансформатор и выклю чатель; магистральное, радиальное или концевое присоединение и параметры ЛЭП), требования к. компенсации реактивной мощности со стороны энерго системы, к устройствам релейной защиты, автоматики, связи и телемеханики.
Реальное принятие решений требует учета указанных данных и самых различных технических, организационных, экономических, социальных и иных факторов. Но ценологические ограничения не дают возможности на стадияхформирования инвестиционного замысла, разработки обоснования инвестиций, тендера и бейсик-проекта получить все указанные материалы. Квалификация специалиста-электрика определяется опытом и способностью принять лучшее решение, опираясь на имеющиеся сведения и оценивая значимость недостающих данных с учетом возможного изменения схемы и условий поставки оборудования в будущем.
Предварительные параметры электропотребления дают основание идентифицировать предприятие по электрической нагрузке и сформулировать предложения по 6УР. Для мини-предприятий 2 ∩ 6УР, электроснабжение которых осуществляется на напряжении до 1 кВ, выбор напряжения производится в исключительных случаях, как и для мелких предприятий 3 ∩ 6УР, для электроснабжения которых необходима установка одного или нескольких трансформаторов на напряжении 10 (6) кВ.
Напряжение 2УР для мини-потребителей принимается, как и для всех других близлежащих потребителей: оно может быть наиболее распространенным (380/220 В), устаревшим и ликвидируемым (220/127 В), считающимся перспективным (660/380 В), редким (500 В) или каким-либо вообще нестандартным. Это же относится к электроснабжению мелких предприятий, для которых выбор высокого напряжения трансформатора определяется напряжением 6, 10, 20 кВ ближайшим (питающим) РП. При сдаче под ключ мелких и мини-предприятий, в частности инофирмами (это же относится к отделениям и участкам средних и крупных предприятий), возможна установка оборудования с различным напряжением. Это требует установки переходных трансформаторов для обеспечения питания отдельных приемников или их групп, порождает трудности организации электроремонта.
Предложения (проектные проработки) по 6УР для средних (для которых необходимо формирование 4УР и возможен выход на оптовый рынок) и круп ных 5УР и 6УР предприятий зависят от особенностей субъектов электроэнер гетики, к которым подключено предприятие. Напряжение 660 В целесообразно использовать для предприятий с большой удельной плотностью электрических нагрузок при необходимости по технологическим условиям отдаления подстанции 3УР и наличии большого количества двигателей в диапазоне свыше 100 до 630 кВт.
Основные параметры, определяющие конструктивное выполнение элементов и построение высоковольтной сети 35-220 кВ, следующие:
- для линий электропередачи: номинальное напряжение, направление (откуда и куда осуществляется транзит электроэнергии) и протяженность, ко личество цепей, сечение провода;
- для подстанций: сочетание номинальных напряжений, количество и мощность трансформаторов, схема присоединения к сети высшего уровня и компенсация реактивной мощности.
Вследствие принятого ряда номинальных напряжений электрических сис тем Uном (табл. 4.1) в стране сложились две системы напряжений электрических сетей: 110-220-500 кВ, достаточное для основных сетей страны вплоть до середины 80-х годов, и 110 (150)-330-750 кВ, не получившее развития. Для электроэнергетики введение второй системы означает увеличение потерь эле ктроэнергии из-за повышения числа трансформаций, создание сложных ком мутационных узлов и ограничение пропускной способности межсистемных связей; для электропромышленности - дополнительную загрузку и увеличение номенклатуры выпускаемых видов продукции; для электрики - финансирование дополнительного строительства подстанций и линий предприятиями, попавшими в зону «стыковки»; необходимость учета тенденции развития электрического хозяйства на 20-летнюю перспективу.
Выбор рационального напряжения системы внешнего электроснабжения до последнего времени осуществляли для каждого проекта промпредприятия. Использовали обычно эмпирические формулы, применяемые в США U= √(4,25 l + 16Р) и Европе - U = 3√(S)+0,5 l (S - полная мощность предприятия, MBA; Р - активная, МВт; l - длина питающей линии, км). Полученную расчетную величину напряжения округляли в большую сторону, учитывая увеличение загрузки во времени.
Сети 110 кВ - основные распределительные сети энергосистем, питающие крупные предприятия (особо крупные имеют вводы на 220 и 330 кВ). По мере развития и роста напряжений электрических сетей, увеличения нагрузок потребителя повышается и напряжение сети, предназначенной для распреде ления электроэнергии. Для потребителя на практике уже встречаются случаи, когда напряжение 110 и 220(330) кВ считается распределительным. Развитие электрических сетей 110 кВ и выше характеризуется сетевым коэффициентом,
Таблица 4.1. Номинальное напряжение электрических систем
Примечание. В числителе напряжение первичное, в знаменателе вторичное; в скобках указано напряжение трансформаторов, присоединяемых непосредственно к шинам генераторного напряжения или к выводам генераторов.
составлявшим в СССР 1,74 км/МВт, и плотностью электрических сетей - 0,064 км/км2 (в США соответственно 0,77 и 0,052). Протяженность сетей lс и мощности трансформаторов Р по России на начало века (2001 г., установлен ная мощность генерации 207 ГВт, располагаемая 180, совмещенный максимум 136 МВт, число часов использования максимума 4288 ч) приведены ниже:
По мере роста плотности электрических нагрузок значение сетевого коэф фициента снижается. Сети 220 кВ и выше отнесены законом «Об электро энергетике» к Национальной сети РФ. Они предназначаются для питания крупных узлов 110 кВ, для обеспечения межсистемных связей, электроснаб жения энергоемких предприятий и отдельных производств (алюминия, проката, электростали и др. ) путем сооружения подстанций глубокого ввода 220/ЮкВ.
При решении вопросов электроснабжения предприятия, связанных с при соединением к сетям 110 кВ и выше, необходимо учитывать общие техничес кие принципы построения сети на далекую перспективу и результаты развития электроэнергетики (особенно, естественно, районов присоединения). Долгосрочные исследования содержат большую неопределенность исходной информации, экстраполяционные методы прогноза становятся неприемлемыми. В большей степени возникает необходимость в профессионально-логическом анализе, оценивающем изменение технологии, уровни и размещение электрических нагрузок, изменение технико-экономических критериев. На предприятиях следует резервировать коридоры для прохождения воздушных или кабельных ЛЭП, места для сооружения подстанций и подъезды для транс портировки трансформаторов.
Выбор проводников производится по нагреву, экономической плотности тока и по условиям короны. При оценке различных вариантов электроснаб жения полезно нагрев и плотность рассматривать в связи величиной напря жения (табл. 4. 2), которое необходимо для передачи ожидаемой расчетной мощности. И хотя табл. 4. 2 основана на первой научной картине мира, фак тически данные лишь вероятностно (не строго) меняются вместе с изменением соотношения стоимости цветного металла, величины тарифа на электро энергию, затрат на строительство и эксплуатацию.
При известной расчетной нагрузке Рр = Рmax нормированная (экономичес кая) плотность тока
(4.1)
где lр - расчетный ток в часы максимума энергосистемы, A; s - экономически целесообразное сечение, мм2.
Годовое число часов использования максимума активной нагрузки Tmaх, принимаемого при выборе s, меньше и составляет 0,7 Тмax каждой из подстан ций 5УР и 4УР.
Данные табл. 4.2 представлены для плотности тока lэк = 1,1 А/мм2 для алюминиевых и сталеалюминиевых проводов при числе часов использования максимума нагрузки в год Tmах 3000-5000 и cos φ = 0,9. Предельная длина линий, определенная технико-экономическими расчетами. при потере напряжения 10%, составляет, например, 32 км при передаче мощности 10 МВт на напряжении 36,7 кВ; 75 км при 50 МВт на напряжении 115 кВ. В случае другого числа часов использования максимума, применения медного провода или кабеля вместо провода данные табл. 4. 2 следует пересчитывать под другое нормированное значение приводимое ПУЭ. При оценке перспективы следует ориентироваться на уменьшение нормированного значения плотности тока с 1,0-1,2 до 0,8 А/мм2, что уменьшит потери (тарифы на электроэнергию на обозримое время будут расти).
При решении вопросов электроснабжения крупного предприятия следует избегать сближения смежных напряжений, которое увеличивает обобщенный коэффициент трансформации ОКТ и ведет к усложнению режимов и увели чению потерь электроэнергии. Значение ОКТ в сетях 110 кВ и выше достигло 2,5 кВА на 1 кВт установленной мощности электростанций. Если для про мышленности принять ОКТ как отношение мощности трансформаторов, установленных на предприятии, к заявленной мощности, то он составляет 4-7, что не может быть признано нормальным. Следует избегать трансформаций
Таблица 4. 2. Экономическая (числитель) и предельная (знаменатель) мощности воздушных линий электропередачи 6-330 кВ
с коэффициентом 1,5-2 (например, 220/110 и 330/220 кВ). Для энергоемких производств целесообразнее сооружение ГПП 220/10 кВ.
Примерно 25 % воздушных линий (ВЛ) по протяженности выполняются двухцепными в сетях 110 кВ, 17 % - в сетях 220 кВ, BJI в сетях 330 кВ - одно цепные. При радиальной конфигурации электроснабжения ГПП предприятий двухцепные линии используют, если потребителей I категории можно обеспечить электроэнергией по линиям 10 кВ (в отдельных случаях - и по 0,4 кВ) от ГПП и РП, подключенных к другой двухцепной линии. Две одно- цепные ЛЭП более надежны, но требуют большего коридора. Средневзвешен ное сечение проводов для ВЛ 110 кВ около 150 мм2 (можно рекомендовать 120-185 мм2), для ВЛ 220 кВ - соответственно 240 или 300 мм2.
В предварительных расчетах следует ориентироваться на оптимальный уровень короткого замыкания, который для сети 110 кВ не должен превышать 31 кА, а для сети 220 (330) кВ - 40 кА.
Следует различать два принципиальных случая подключения предприятия к энергосистеме: к подстанции (или главному распределительному устройству ТЭЦ на генераторное напряжение) и к ЛЭП. Присоединение к подстанции осуществляется через выключатель Q по одной из схем на рис. 4.1. Наиболее распространены схемы 1 и 2. При трех и более системах (секциях) шин возможно более надежное электроснабжение потребителя: выключатель Q после его оперативного отключения через разъединитель присоединяется к необходимой секции. При наличии обходной системы шин (схема 5) потребитель при отключении Q может питаться через обходной выключатель Q1, предназначенный для внутристанционных переключений.
Присоединение предприятия к ЛЭП определяется конфигурацией (топологией) электрической сети, зависящей от географических условий, плотности и распределения электрических нагрузок. Возможные основные типы присоединений изображены на рис. 4.2. Радиальную одинарную или двойную линию можно, сделав кольцо, подключить к тому же источнику питания ИП.
Рис. 4.1. Схемы присоединения потребителей к подстанциям энергосистемы: 1, 2, 3, 4 - соответственно с одной, двумя, тремя и четырьмя системами сборных шин; 5 - с двойной и обходной системами шин.
Возможны узловые схемы, в которых ИП больше двух и линий больше трех, и многоконтурные схемы с несколькими узловыми точками.
Схема на рис. 4.2, а применяется редко, в основном для питания потреби телей III категории, предприятий в районах с небольшой нагрузкой, удаленных или в начале строительства. По этой схеме возможно питание потребителя от другого ИП, что фактически означает переход к схемам на рис. 4.2, д, е. Схема на рис. 4.2, б наиболее распространена, количество присоединений (отпаек) к одной линии не должно быть больше трех (как указано на рисунке). Если подстанция питается радиально по одной или двум линиям без отпаек, ее называют тупиковой. Подстанции, изображенные на схемах рис. 4.2, а-г, называют ответвительными, на схемах рис. 4.2, д, е - проходными. Если через шины высокого напряжения ВН осуществляются перетоки мощности между отдельными точками сети, подстанцию называют транзитной.
Рис. 4.2. Варианты схем присоединения подстан ций 5УР - 3УР к одинарной или двойной ВЛ: а - радиальная с одной линией; б - то же с двумя линиями; в - с двусторонним питанием по одной линии; г - то же по двум линиям; д - присоединение с заходом на подстанцию с автоматической перемычкой; е - то же с неавтоматической перемычкой; ж - с присоединением в рассечку каждой линии и с заходом обеих ВЛ на подстанцию.
Распространенность схемы на рис. 4.2, б для предприятий можно объяс нить малыми расстояниями до ИП и высокой плотностью нагрузок, например для прокатного производства 0,39 МВт/га, электросталеплавильного 1,48 МВт/га, для коммунально-бытового потребления - до 12 Вт/м2, а в отдельных промышленных зонах - до 30 Вт/м2.
При решении вопроса о сооружении одной двухцепной BJI или двух ВЛ на разных опорах выгоду от увеличения надежности сравнивают с большими капитальными затратами (вложениями) и отчуждением земель. Надежность питания от линий на разных опорах, но по одной трассе увеличивается незначительно, а крупные аварии, вызванные климатическими условиями, повреждают линии независимо от конструкции. Поэтому сооружение одноцепных ЛЭП требует обоснования, за исключением электроснабжения магистральных трубопроводов, электрифицированных железных дорог. В схеме равномерно загружаются обе линии, что минимизирует потери, не увеличиваются уровни токов КЗ, возможно присоединение подстанций 5УР по простейшей схеме.
Конфигурация на рис. 4.2, в-е применяется в сетях 220-110 кВ энергоси стем при малых и средних мощностях нагрузок, на промышленных предпри ятиях при наличии нескольких источников питания и при необходимости обеспечения высокой надежности схемы электроснабжения. Средняя под станция РП-2, см. схему на рис. 4.2, ж, обеспечивается как потребитель особой группы I категории. Для данной схемы следует учитывать неэкономичное потокораспределение, больший уровень токов КЗ, большую сложность опера тивных переключений.
В качестве основных при технологическом проектировании подстанций можно рекомендовать схемы соединений для РУ понижающих подстанций энергосистем, несколько отличающиеся от аналогичных по напряжениям и числу присоединений, принятых для электростанций. Число трансформаторов понижающей подстанции обычно не более двух (на ТЭС оно обычно больше). На районной ТЭЦ (на рис. 2.2 указаны не все блоки) пять блоков: 2x100 + 2x120+ 1x150 МВт, на заводской ТЭЦ - шесть: 1x12 + 2x25 + 1x50 + 2x60 МВт (следует обратить внимание на отсутствие унификации установленных на ТЭЦ генераторов). Трансформаторы можно присоединять по одному к сборным шинам только с помощью разъединителей, что объясняется редкими пе реключениями. На РУ электростанций каждый из блоков отключают (вклю чают) по 10-20 раз в год, что требует наличия выключателя в цепи повышающего трансформатора. Для понижающих подстанций с мощными потребителями I категории одновременное отключение обоих понижающих трансформаторов (или AT) или питающих линий приводит к перерыву элек троснабжения предприятий и к большому ущербу. Наличие в системе резерв ной мощности не может помочь потребителям данной подстанции.
На рис. 4.3 приведены аналогичные подстанциям промышленных пред приятий 5УР, 4УР типовые схемы соединений для РУ 6-750 кВ понижающих подстанций энергосистем. Трансформаторы условно показаны двухобмоточ- ными (могут быть трехобмоточные и автотрансформаторы на напряжениях 220-750 кВ); все трансформаторы и автотрансформаторы устанавливают с РПН. Разъединители для упрощения, как правило, не показаны.
Рис. 4.3. Схемы соединения РУ понижающих подстанций
Схема линия - трансформатор (Л-Т) без коммутационной аппаратуры на ВН (рис. 4.3, а) применяется, если релейная защита линии на стороне питания охватывает понижающий трансформатор или если на выключатель линии со стороны питания передается телеотключающий сигнал при отказе транс форматора.
Схема Л-Т с предохранителем у трансформатора на ВН (рис. 4.3, б) при меняется, если обеспечивается селективность работы предохранителя с защи той линий, присоединенных к стороне НН трансформатора, а также с защитой питающей линии, если от последней питаются еще и другие подстанции.
Схема Л-T с отделителем на ВН (рис. 4. 3, в) используется для автомати ческого отключения отказавшего трансформатора от линии, питающей не сколько подстанций, при невозможности применения схемы (б).
Схема с перемычкой (мостиком) между двумя Т (рис. 4.3, г, д) применяется при двух питающих линиях, при необходимости перехода на питание от одной линии обоих трансформаторов - ручного (г) или автоматического с помощью выключателя в перемычке (д). Выбор варианта производится с учетом местных условий сети и потребителей подстанции. Схема д применяется также при двустороннем питании или транзите мощности; при соответствующем обосновании в этой схеме вместо отделителей можно устанавливать выключатели. При применении схемы д при отказе выключателя в перемычке теряются все РУ. В промышленности выключатель чаще устанавливают между разъединителями (в этом случае остается один мостик), что исключает автоматические переключения, но сохраняет возможность оперативной работы под нагрузкой.
В схемах на рис. 4.3, г, д один из двух (или оба) разъединителей перемыч ки нормально отключен.
Схема двойного мостика (рис. 4.3, е) применяется при двустороннем питании или транзите, допускающем разрыв связи между крайними линиями при отключении средней линии, а также при ревизии любого из двух выключателей. Схемой не предусмотрено выполнение общего требования обеспечения возможности ремонта любого выключателя без перерыва питания присоединения. Поэтому для РУ 110 кВ с тремя линиями и двумя трансформаторами (сетевого узла, который может развиваться дальше) следует применить схему двойного мостика с обходным выключателем с пятью выключателями (рис. 4.3, ж).
Схема квадрата для РУ с двумя линиями и двумя трансформаторами (рис. 4.3, з) рекомендуется при напряжениях от 220 до 750 кВ. При этом на линиях не устанавливаются линейные разъединители. При увеличении числа линий до четырех при напряжениях 220-330 кВ следует перейти на схему с установкой на всех линиях линейных разъединителей (схема расширенного квадрата).
Схема расширенного квадрата предусматривает присоединение еще двух линий 220-330 кВ к тем двум углам квадрата, к которым присоединены трансформаторы по схеме з, при этом на всех четырех линиях устанавливают линейные разъединители. В этой схеме отказ любой из двух линий, присое диненных к углам с трансформаторами, будет приводить к отключению вме сте с линией и связанного с ней трансформатора; плановые отключения ли нии на ремонт также потребуют отключения трансформатора. В период ремонта одного из выключателей квадрата отказ среднего выключателя из трех оставшихся в работе приведет к потере трех линий и одного трансфор матора.
Схема на рис. 4.3, к выполняется для РУ 110 кВ с числом присоединений до шести включительно, в том числе четырех линий и двух трансформаторов (AT). Схема предусматривает выполнение одной рабочей и одной обходной систем шин; рабочая система шин секционируется на две части, связанные с помощью выключателя, который может быть использован и как обходной для поочередной замены выключателей линий при ремонте. В нормальном режиме этот выключатель соединяет секцию I рабочей системы шин с обходной системой шин, а затем с помощью шинной перемычки с двумя разъедините лями по ее концам присоединяет этот выключатель к секции II рабочей сис темы шин. При необходимости использования этого выключателя в качестве обходного его предварительно отключают, после чего также отключают оба разъединителя в шинной перемычке между обходной системой шин и секцией II, при этом прекращается параллельная работа двух секций рабочей системы шин. Трансформаторы (AT) присоединяют к секциям шин только с помощью разъединителей.
Схема на рис. 4.3, л по числу присоединений к РУ 110-220 кВ аналогична схеме к; различие в том, что в цепях трансформаторов установлены выключа тели и они присоединены к рабочей и обходной системам шин. Для связи секций и для питания обходной системы шин установлен выключатель.
Схема для РУ 110-220 кВ (рис. 4.3, м) имеет семь и более присоединений, установлен также отдельный секционный выключатель помимо обходного, в связи с чем исключена перемычка между обходной и рабочей системами шин.
Схема, представленная на рис. 4.3, н, предусматривает в РУ 110-220 кВ две основные и одну (третью) обходную системы шин с установкой на каждом присоединении одного рабочего, двух отдельных шиносоединительных (ШСВ) и одного обходного (ОВ) выключателей; число присоединений в РУ - до 7 включительно.
В нормальном режиме половина линий и трансформаторов присоединена к одной системе шин, другая половина - ко второй системе шин; при этом ШСВ включен и обеспечивает параллельную работу всех присоединений. В этой схеме в случае отказа одного из выключателей присоединений теряется половина цепей с сохранением в работе другой половины, а в случае отказа ШСВ теряются все присоединения. При ремонте ШСВ для сохранения парал лельной работы всех цепей необходимо либо перевести их на одну систему шин (при этом увеличивается опасность потери всего РУ), либо перейти на раздельную работу двух систем шин с их присоединениями, что может затруд нить питание сети и увеличить потери энергии в линиях и трансформаторах из-за неодинаковой загрузки последних.
Схема для РУ 110-220 кВ с числом присоединений более 15 (рис. 4.3, о) отличается от схемы рис. 4.3, н тем, что каждая из рабочих систем шин сек ционируется выключателем на две части, причем на каждой из двух половин установлены отдельные ШСВ и ОВ, и обходная система шин разделена на две изолированные части, кроме того в схеме установлено шесть дополнительных выключателей.
Для крупных и средних предприятий существует несколько стадий (этапов) принятия технических решений, зависящих от параметров электропотребления: выбор площадки (трассы) строительства; подготовка запроса на получение технических условий на технологическое присоединение; разработка схемы электроснабжения с указанием всех мест присоединения 6УР и подстанций 5УР; согласование технических условий на присоединение. Во всех случаях необходимо участие электриков: в предпроектных работах, когда формируется инвестиционный замысел и обосновываются инвестиции; в ин вестиционном проектировании, когда до рабочей документации разрабатыва ется технико-экономическое обоснование (проект, проектные соображения, технико-экономические расчеты, утверждаемая часть рабочего проекта).
Для мини-предприятий на напряжении 0,4 кВ, занимающих одно здание (ограниченную территорию) или часть его, как правило в районе с развитыми электрическими сетями, решение принимается в одну стадию. Чаще по коэффициенту спроса или комплексными расчетами определяют нагрузку Рр. Принимается один, два (по условиям надежности электроснабжения), три или больше вводов (по значению мощности или планировке). Готовят запрос в энергоснабжающую организацию, с которой и уточняются границы и место ввода 2 ∩ 6УР. Вводный щит (шкаф) традиционно по условиям обслуживания (безопасности) устанавливают вблизи входа со свободным подходом во всех случаях.
Для мелких предприятий, питающихся от 3 ∩ 6УР, возникают варианты питания и размещения ТП 10/0,4 кВ. Техническими условиями могут зада ваться другие потребители, присоединяемые по 0,4 кВ. Технические решения также принимаются одностадийно.
При определении источников питания производств и цехов промышленного предприятия для построения схемы электроснабжения в целом должны быть соблюдены следующие общие требования: обеспечение удобства и безопасности в эксплуатации, требуемая надежность в нормальном и послеаварийном режимах; обеспечение экономии по капитальным вложениям, эксплуатационным расходам, потерям электроэнергии; повышающаяся надежность электроснабжения при движении снизу вверх по уровням системы электроснабжения. Аварии на более высоких уровнях (ТЭЦ, ГПП и т. д. ) приводят к более тяжелым последствиям и охватывают большую зону пред приятия.
Для реализации этих требований при построении системы электроснабжения исходят из следующих положений:
1. Источники высокого напряжения следует максимально приближать к потребителям электроэнергии, а прием ее рассредоточивать по нескольким пунктам на территории предприятия.
2. При выборе элементов схемы необходимо исходить из условия их постоянной работы под нагрузкой, при таком режиме повышается надежность электроснабжения и уменьшаются потери электроэнергии.
3. Следует предусматривать раздельную работу параллельных цепей схемы (ЛЭП, трансформаторов и т. п. ), при этом снижаются токи КЗ, упрощаются коммутация и релейная защита подстанций.
Выбор площадки (трассы) для строительства производится до начала про ектирования комиссией, которая рассматривает материалы генерального про ектировщика, заключения заинтересованных сторон и составляет акт, утверж даемый заказчиком вместе с заданием на проектирование после обязательного согласования с местной администрацией.
На этой стадии достаточно определить основные электрические показате ли, на основе которых решаются принципиальные возможности присоединения (наличие или сооружение источников питания энергосистем), кооперирование в части транспорта и ремонта (единичная масса наибольшего трансформатора, количество электродвигателей и их средняя мощность), обеспеченность людскими ресурсами (электровооруженность труда и производительность труда электриков).
После утверждения задания и открытия финансирования в составе ТЭО или до него разрабатывают схему электроснабжения предприятия (см. рис. 2.1. и 2.2) и схематический план промышленного узла с нанесением проекти руемого предприятия и основных подстанций и сетей энергосистемы (см. рис. 2.8). Эти материалы вместе с балансами электроэнергии и проектными нагрузками направляют для получения технических условий, которые опреде ляют 6УР.
В качестве исходных данных уже имеется предварительный генеральный план, на который электротехнический отдел (отдел специализированного или технологического института, выполняющий электроснабжение на стадии ТЭО) и другие сетевые и неосновные отделы (выдают задание на размещение) наносят свои объекты. В результате всех заданий составляется таблица пара метров электропотребления, содержащая Рmax.
Генплан и таблица вместе с неформализуемыми сведениями по особенно стям технологии определяют заводские источники питания и схему электро снабжения. Опираясь на уровни системы электроснабжения, классифициру ют объекты по Рmах, считая каждый из них самостоятельным. Объекты, тождественные мини-предприятиям, в такую таблицу не попадают. Исключе ние составляют специальные случаи, связанные, например, с потребителями особой группы I категории или с обеспечением качества электроэнергии (пи тание цепей управления электроприводами непрерывных линий). Электро снабжение отдельно стоящих зданий и сооружений 2УР осуществляется на стадии рабочей документации без специального рассмотрения в ТЭО.
Цеха известковый, огнеупорный, электроремонтный, металлоконструкций (нагрузки см. в табл. 3.6) питаются от трансформаторов 10/0,4 кВ как потребители 3УР. Нагрузка доменного, прокатных (покрытий, гнутых профилей и др. ) цехов делает необходимым сооружение в каждом из них РП 10 кВ, что образует в общем случае 4УР. Многое можно решить с помощью не техни-коэкономических расчетов, а профессионально-логического анализа. Например, для цеха изложниц достаточно установить шесть трансформаторов 6x1000 кВА и не сооружать РП 10 кВ. Но если в цехе намечается установка высоковольтных двигателей или рядом появляются сооружения, где также будут установлены трансформаторы (бытовые 2x400 кВА, газоочистка - два высоковольтных ввода), то РП становится необходимым. В механическом и кузнечно-термическом цехах сооружаются свои РП, но если они расположены на расстоянии противопожарного разрыва с проездом, то можно принять одну распределительную подстанцию.
Группируя цеха по производству и генеральному плану, определяют на грузки, представленные подстанциями 4УР и трансформаторами ЗУР, состав ляющие в сумме 20-40 МВт и более для каждого района (цеха). Здесь возможны варианты. Например, для одного из заводов в блоке прокатных цехов (прокатное производство) в составе двух мелкосортных и двух проволочных станов, среднесортного, непрерывно-заготовочного станов и блюминга при расчетной нагрузке 180 МВт и единичной мощности двигателя блюминга 20 МВт была сооружена ПГВ - подстанция 220/10 кВ с трансформаторами 2x200 МВА. Для другого завода с таким же набором цехов было сооружено пять ГПП (ПГВ) на 110 кВ [2 (2x40) + 3 (2x63) МВА]. В первом случае от пуска первого цеха до последнего прошло 12 лет, во втором каждую подстанцию пускали вместе со своим (или с первым из группы цехов) цехом.
Очевидна необходимость сооружения ГПП для кислородной станции, горнообогатительного производства, наиболее крупных прокатных цехов (ста нов). На количество ГПП сильно влияют наличие ТЭЦ и ее расположение. При размещении ее в центре завода (что сейчас не практикуется) и сооружении четырех и более секций на ГРУ - 10(6) кВ удавалось питать прокатные цеха на генераторном напряжении - передавать мощность до 40 МВт.
Используя фактические статистические данные (см. табл. 3.6) и результа ты расчета электрических нагрузок комплексным методом можно определить нагрузки по производствам и цехам. Цех водоснабжения включает оборотные циклы (строятся вместе с цехами), а также административные и ремонтные здания. Чаще каждая насосная станция оборотного цикла с высоковольтными электродвигателями имеет свою распределительную подстанцию и обязательно ТП 10/0,4 кВ. Известны случаи сооружения ГПП специально для насосных станций (оборотный цикл крупных цехов, водозаборы, удаленные очистные сооружения). Рассредоточены объекты теплосилового, газового, транспортного цехов, цеха сетей и подстанций. Нагрузки этих объектов на последующих стадиях запитываются от ближайшей ГПП (или РП 10 кВ).
Определив предварительно подстанции 5УР (4УР) и составив схему (см. рис. 2.2), необходимо разработать варианты присоединения ГПП (РП) к энергосистеме, одновременно рассмотрев необходимость сооружения (расши рения) источников питания энергосистемы, строительства или усиления эле ктрических сетей. Строительство крупного и среднего заводов осуществляется очередями. Поэтому сооружение сразу нескольких УРП (ТЭЦ) энергосистемы не производится (см. рис. 2.2 - первой сооружали подстанцию 220/110 кВ «Лесная»).
За каждым из трансформаторов (см. рис. 4. 3, ж, к-о) имеется распредели тельное устройство, принадлежащее энергосистеме, от которого питаются не сколько потребителей. Заводские подстанции 5УР могут питаться от этого РУ непосредственно. При использовании таких РУ высокого напряжения (как это осуществлено ГПП-22, ГПП-24, ГПП-15 от 220 кВ подстанций «Восточная» и «Степная» - см. рис. 2.2) потребитель будет обеспечен питанием с высокой надежностью.
Допустив, что все трансформаторы (автотрансформаторы) установлены на напряжение 220/110 кВ (см. рис. 4.3), и приняв значение экономической мощности согласно табл. 4. 2, можно считать, что двух линий 110 кВ достаточ но для электроснабжения предприятия средней величины. Экономическая мощность одной линии от 10 до 60 МВт, при выходе ее из строя можно пе редавать по другой линии как предельную всю суммарную мощность (с соот ветствующим совмещением максимумов).
От схем подстанций, представленных на рис. 4. 3, а-в, в целом нельзя пи тать предприятия исходя из условий обеспечения надежности, схемы г-е до статочно распространены, но предпочтительнее питание заводских подстанций от отходящих линий, выполненных по схемам к-м (наиболее встречающимся).
Если принять трансформаторы на схемах рис. 4. 3, а-е, з, и как заводские, то возникает вопрос о структуре системы электроснабжения, включающей трансформаторы и отходящие линии к потребителям 5УР-ЗУР. Существуют три вида питания (радиальное, кольцевое, магистральное) и четыре типа структуры: радиальная, магистральная, кольцевая, петлевая (рис. 4. 4). Области применения структур имеют свои особенности для 5УР (см. гл. 5) и для 3УР (гл. 7).
Для крупного предприятия необходимо напряжение 220 кВ и выше. На УРП энергосистем в этом случае устанавливают автотрансформаторы 220/110 кВ с предельными по экономической мощности ВЛ (см. табл. 4.3 и рис. 2.2). Присоединение ГПП на 220 кВ требует увеличения количества питающих линий. Наиболее приемлемой для предприятия по надежности и экономичности с учетом сооружения УРП за счет предприятия является схема с одной рабочей секционированной и обходной системой шин как на стороне 220, так и на стороне 110 кВ. В этом случае обеспечивается нужное количество присоединений и маневренность в различных режимах.
Внешнее электроснабжение (см. рис. 4.3) проектируется, как правило, ин ститутом «Энергосетьпроект» на основе планов перспективного развития энергосистемы или отдельных ее частей в соответствии с заданием, получен ным от генерального проектировщика на электроснабжение предприятия в целом, и выданными техническими условиями [ТЭО и проекты (как стадия) внутреннего электроснабжения (ГПП, ПГВ; воздушные и кабельные ЛЭП, токопроводы; РП и ТП; цеховые электрические сети)]. Сети проектируют последовательно во времени и в направлении сверху вниз, начиная с самого высшего уровня системы электроснабжения (предприятие в целом). Рабочую документацию выполняют одновременно по всем уровням (см. рис. 2.3-2.7) независимо и параллельно. Внутреннее электроснабжение предприятий про ектируется отраслевыми проектными и специализированными институтами (Гипрохим, Гипромез, «Тяжпромэлектропроект», «Электропроект» и др. ). При проектировании электроснабжения больших предприятий к работе привлекают сразу несколько десятков проектных институтов. В этих случаях отраслевой проектно-технологический институт выступает в качестве генерального проектировщика, который осуществляет контроль за соответствием техничес ких решений на стадии рабочей документации утвержденному ТЭО (проекту) и техническим условиям, стоимостям и параметрам электропотребления (с конца 90-х годов эту функцию взял на себя руководитель проекта - «управляющий проектом», см. гл. 19).
Рис. 4.4. Основные виды структур СЭС: а - радиальная сеть; б - магистральная сеть; в -кольцевая (замкнутая ) сеть; г - петлевая сеть
За рубежом и в нашей стране все большее распространение получает раз работка предложений-тендеров (tender), которые представляют на рассмотре ние предполагаемому заказчику. В тендере кратко представлены технические решения по сооружению, расширению, реконструкции предприятий, цехов, отдельных агрегатов и других объектов (для оценки необходимости инвести ций). Электрики должны разрабатывать схему электроснабжения для форму лировки требований к энергосистеме и разделения границ, для принятия ус ловий на присоединение и для определения затрат.
Понятие надежности объекта (в нашем случае - оборудования, устройств и систем электроснабжения, рассматриваемых в периоды проектирования, производства, эксплуатации, исследований и испытаний) основано на сохра нении во времени в установленных пределах значений всех параметров, ха рактеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режи мах и условиях применения, технического обслуживания, ремонтов, хранения, транспортирования.
Надежность объекта: его безотказность (свойство непрерывно сохранять работоспособное состояние в течение некоторого времени или некоторой наработки); ремонтопригодность (приспособленность к предупреждению и обнаружению причин возникновения отказов и повреждений, а также к поддержанию и восстановлению работоспособного состояния путем проведения технического обслуживания и ремонтов); долговечность (свойство сохранять работоспособное состояние до наступления предельного состояния при установленной системе технического обслуживания и ремонта); сохраняемость (свойство сохранять показатели безотказности, долговечности и ремонтопригодности в течение и после хранения и/или транспортирования).
Надежность электроэнергетической системы: свойство осуществлять производство, преобразование, передачу и распределение электроэнергии в целях бесперебойного электроснабжения потребителей в заданном количестве при допустимых значениях показателей качества. Надежность электроэнергетической системы и установки обеспечивается безотказностью и восстанавливаемостью ее элементов, устойчивостью, управляемостью, живучестью и безопасностью как самой системы (установки), так и ее элементов.
Надежность электроснабжения исследуют по двум причинам: 1) затраты на резервирование составляют до 50% затрат в системе электроснабжения; 2) ущерб от недостаточной надежности иногда соизмерим с затратами в системе электрики.
Работоспособным называют такое состояние объекта, при котором все параметры, характеризующие способность выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской документации.
Предельным называют состояние, при котором дальнейшее применение объектов по назначению недопустимо или нецелесообразно либо восста новление его исправного или работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно.
Нарушение работоспособного состояния объекта называют отказами. Наиболее типичным отказом какого-либо элемента системы электроснабжения считают нарушение изоляции токоведущих частей, приводящее к КЗ и последующему автоматическому отключению этого элемента системой защи ты. К отказам относят также обрывы проводников; поломку частей, обеспе чивающих работоспособное состояние; опасный перегрев и другие явления, приводящие к аварийным режимам.
После отказа элементов системы электроснабжения могут потребоваться наладка, ремонт, осмотр, охлаждение до нормальной температуры, замена за щитных устройств (например, плавких предохранителей) или другие меры восстановления работоспособного состояния. В качестве элемента системы рассматривается объект, представляющий собой простейшую часть системы, способную самостоятельно выполнять некоторые локальные функции. Элементом может быть, например, трансформатор, выключатель, линия пере дачи.
Наличие или отсутствие повреждений в объектах определяет исправное состояние, при котором он соответствует всем требованиям, установленным нормативно-технической документацией, или неисправное состояние, при котором он не соответствует хотя бы одному из требований нормативно- технической документации. По способности объекта выполнять заданные функции его состояния подразделяются на работоспособное, при котором он способен выполнять заданные функции, сохраняя значения основных па раметров, и неработоспособное, при котором значение хотя бы одного параметра, характеризующего способность выполнять заданные функции, не соответствует требованиям нормативно-технической документации.
По характеру исполнения и функционирования объекты могут быть вос станавливаемыми и невосстанавливаемыми. У первых после отказа работоспособность восстанавливается при ремонте и техническом обслуживании, у вторых восстановление работоспособности считается или является невозможным.
Важнейшие показатели надежности восстанавливаемых объектов: 1) средняя наработка между отказами Т0; 2) среднее время восстановления Тв; 3) интенсивность потока отказов λ, определяемая по уравнению
(4.2)
где Ω(t) - математическое ожидание числа отказов за время t.
Величина Ω(t) зависит от времени нахождения объекта в эксплуатации и увеличивается с приближением предельного состояния, с достаточной для практики точностью считают, что в системах электроснабжения, где оборудо вание характеризуется относительно большим сроком службы (порядка 20 лет и больше) Ω = const. В этих условиях λ = 1/Т.
Коэффициент готовности
(4.3)
Коэффициент вынужденного простоя
(4.4)
Вероятность безотказной работы в течение заданного времени (времени наблюдения) t
(4.5)
Вероятность N отказов за время t
(4.6)
Приведенные коэффициенты оценивают не единичные свойства, а два-три одновременно. Для одновременной оценки безотказности и ремонтопригод ности используются: коэффициент готовности - вероятность работоспособного состояния в произвольный момент времени t (вероятность выполнения условия Т > t). Коэффициент простоя оценивает вероятность отказа q(t) и проведения ППР.
Усредненные вероятностные характеристики характерных элементов электрики приведены ниже:
Все математические модели надежности, используемые для количествен ной оценки, можно подразделить на элементарные, упрощенные, простые и сложные.
Элементарная модель основана на дифференцировании электропри емников и потребителей по характеру и тяжести последствий нарушения эле ктроснабжения.
В упрощенной модели различают состояния работы и аварийного ремонта, оцениваемые вероятностными характеристиками. Восстановление после отказа, считающееся неограниченным (полным), осуществляют при ре монте. Резервирование считается только нагруженным, мощности потребите лей - детерминированными, особые режимы работы не учитываются.
В простой модели учитывают ППР, возможности восстановления после отказа автоматическими или ручными переключениями и ряд особых режимов.
В сложных моделях, практически не используемых в сетях электрики, предлагаются для учета все особенности реальной системы.
Методы расчета надежности могут быть также разбиты на следующие группы; 1) элементарные, когда оценка надежности производится с помощью инженерных (опосредованных) или даже натуральных показателей, не требую щие использования специального математического аппарата, 2) простые, основанные на использовании эмпирически разработанных аналитических подходов или на логико-вероятностных специализированных топологических и комплексных методах; 3) сложные - общие топологические, матричные и общие аналитические методы расчета надежности
Системный подход заключается в согласовании точности исходных дан ных, математических моделей и методов их исследования. Качество исходных данных (статистика) о показателях надежности электрооборудования (вместе с показателями ущерба от нарушения электроснабжения и сведениями о режимах работы и ППР) оценивают по точности - ширине доверительного интервала, покрывающего показатель, и по достоверности - вероятности не совершить ошибку при выборе этого интервала. Точность математических моделей надежности оценивают по их адекватности реальному объекту, а точность метода расчета надежности - по адекватности полученного решения идеальному. Исследование точности исходных данных выявило целесообраз ность их оценки не в целом для системы, а для отдельных иерархических уровней.
Для 1УР-2УР практически отсутствует информация о показателях надеж ности работы электрооборудования (за исключением двигателей 1УР) и о по казателях ущерба от нарушений электроснабжения. Для 5УР, 4УР состояние информационной базы удовлетворительно: имеются сведения о надежности элементов; данные об ущербах; возможна оценка последствий ограничения в электроснабжении. Однако отказ оценивается в целом без дифференциации его по факторам и особенностям.
Ограничена информация о режимах электропотребления и режимах рабо ты оборудования. На 3УР информация существует, но оценка ее точности за труднительна. Таким образом, при расчете надежности наибольшие затрудне ния вызывает точность исходных данных С учетом точности особенностей математических моделей и методов их исследования для систем на 1УР-3УР рекомендуются логико-вероятностные методы, а на 4УР-5УР - специализи рованные логико-топологические и общие топологические методы.
Математическая модель надежности на 1УР-3УР является простой, бинарной, с отказом элементов типа короткого замыкания. Учитывается мощность, пропускная способность и степень требования к надежности электроснабжения. Возможен не только расчет надежности, но и оценка недоотпуска электроэнергии. При этом, как правило, не учитываются планово-предупредительный ремонт, возможности ограничения восстановления, недопустимые режимы работы и др. В этом случае система электроснабжения представляется состоящей из многих звеньев, часть из которых взаимно зависима (отключение одного из них приводит к прекращению работы и остальных), а часть может взаимно резервировать друг друга. Такие взаимные связи изображают на схемах надежности, где взаимно зависимые элементы представляют в виде последовательных, а взаимно резервирующие - в виде параллельных соединений (схема надежности по своей структуре может не совпадать с электрической схемой).
Рис. 4.5. Последовательность преобразования блок-схемы
Последовательность свертывания блок-схемы представлена на рис. 4.5. Показатели надежности блока I (рис. 4.5, б) эквивалентны показателям элементов 1 и 2, блока II - показателям надежности элементов 4 и 5 исходной блок-схемы; блока III - показателям надежности блоков I и III, блока IV - показателям блоков II и III, причем показатели блока IV являются показателями надежности рассматриваемого узла нагрузки.
Для системы, состоящей из m зависимых элементов,
(4.7)
При взаимном резервировании n элементов
(4.8)
Относительно малые значения параметров потока отказов элементов сис темы электроснабжения приводят к тому, что применение уже двух взаимно резервирующих элементов или цепей настолько существенно повышает на дежность системы, что кратность резервирования n > 2 встречается крайне редко.
Рекомендуемыми логико-вероятностными методами (ЛBM) расчета надежности называют методы, в которых математическая модель надежности элементов и системы описывается с помощью функций алгебры логики (ФАЛ), а показатели надежности вычисляют с помощью теорем теории вероятностей.
Расчет надежности с помощью ЛВМ состоит из двух этапов: 1) перехода от словесного описания процесса функционирования системы к формализован ному; 2) количественного учета показателей надежности элементов для на хождения показателей надежности системы.
На практике используют логико-аналитический (ЛАМ) и логико-топологический (ЛТМ) методы и таблицы готовых решений.
Первый этап расчета надежности во всех этих методах - нахождение по качественному описанию системы и условиям ее работы (отказа) формализо ванной записи этих условий через состояние элементов системы. Найденные условия (функции работоспособности (неработоспособности) системы) запи сываются в аналитической или графической форме это функция минимальных путей (ФМП) или минимальных сечений (ФМС).
Для систем на 4УР-5УР в математической модели надежности элементов, характеристики которых используют при расчете надежности, рассматривают основное силовое оборудование, средства канализации электроэнергии и ком мутационную аппаратуру. Устройства релейной защиты и автоматики учиты вают при формулировке условий отказов системы и в характеристиках комму тационной аппаратуры. Не рассматриваются незначимые элементы, которые из-за своих функциональных свойств, места расположения или показателей надежности практически не влияют на работу системы электроснабжения.
Для уменьшения размерности несколько смежных элементов, отказы и ППР которых приводят к одинаковым последствиям, объединяют в один элемент. Элементы восстанавливаемы и могут находиться в нормальной работе, аварийном ремонте или ППР (ППР не учитывают, если его совмещают электротехни ческого и технологического оборудования). В аварийный ремонт элементы попадают из-за отказа типа КЗ, для устранения которого требуется локализация места отказа. Вывод в ППР элементов не допускается в нерезервированном режиме работы. Дальнейшее увеличение числа учитываемых факторов и особенностей в математической модели элемента (учет вероятностных характеристик от времени года, нахождения в нагруженном или облегченном резерве, ускоренном выводе из ППР, учет графика нагрузки, большого числа отказов работоспособности, особых режимов работы и другие ценологические ограничения) допустимо осуществлять после обоснования необходимости и возможности такого увеличения с учетом неопределенности исходной информации.
В реальной системе из общего числа отказов (разновидность отказов; спо собы локализации отказов) не более пяти можно отнести к числу значимых по последствиям, определяющих уровень надежности системы электроснабжения в целом. Значимость отказа характеризуется, с одной стороны, требованием к надежности электроснабжения технологического процесса, а с другой стороны - степенью обеспечения этих требований и в целом определяется оценкой ущерба из-за данного вида отказа.
Наиболее распространенные значимые отказы - полный перерыв электро снабжения наиболее чувствительных потребителей на время автоматических и ручных переключений и ремонтов. Когда экономической оценкой надежности служат усредненные показатели ущерба, показателем надежности служит вычисленный по активной мощности условный недоотпуск электроэнергии.
Существует много методов повышения надежности. Основной из них - резервирование, т. е. применение дополнительных элементов для обеспечения повышенной надежности, применяется в двух вариантах: 1) жесткое резерви рование; 2) резервирование путем переключения.
В электрике применяется второй вариант, основанный на автоматическом включении резерва (АВР) и использовании агрегатов гарантированного пита ния (АГП). АГП - проверенное длительным опытом эксплуатации средство повышения надежности электроснабжения и работы электрооборудования промышленных предприятий. Эффективность работы обеспечивается приме нением, например, тиристорных выключателей в схемах АВР, увеличением быстродействия приводов выключателей.
Выбор агрегатов гарантированного питания и автономных электростанций небольшой мощности обусловливается требованиями, предъявляемыми к бесперебойности питания потребителей при переключении основных источников питания на аварийные. АГП различаются по мощности, напряжению, роду тока, времени запуска и длительности работы. В качестве первичных источников энергии используются аккумуляторные батареи, дизель-генераторные агрегаты, газотурбинные установки, передвижные автономные электростанции. При отсутствии жестких требований в отношении времени перерыва питания можно использовать автономные электростанции или АГП на базе дизель- генераторов.
Кроме резервирования существуют другие методы, применяемые на практике, например метод, основанный на улучшении ремонтопригодности оборудования и заключающийся в использовании втычных контактов применительно к электроаппаратам. Это резко сокращает время их замены в случае аварии (по сравнению с аппаратами с болтовыми соединениями). Применяется также метод тренировки или «выжигания». Известно, что всякое изделие проходит через три стадии: 1) работа оборудования характеризуется относительно высокой интенсивностью отказов; 2) постоянная интенсивность отказов; 3) интенсивность отказов резко возрастает, что указывает на старение или износ оборудования (фаза износа). Метод тренировки основан на том, чтобы искусственно ускорить прохождение первой и выйти на вторую (рабочую) стадию.
Теория определения местоположения источника питания, можно сказать, основана на законах классической механики (определения центра тяжести). Характерна общность подхода: от выбора места для шкафов 2УР, трансфор маторов 3УР, подстанций РП-10 кВ и ГПП до расположения ТЭЦ, УРП и других источников питания энергосистем. Уровни имеют различные ограни чения. Например, для ТЭЦ важны потребители горячей воды и размещение паровых воздуходувок; для ГПП - возможность размещения вблизи энерго емких агрегатов и особенности ввода ЛЭП высокого напряжения; для под станций 4УР - необходимость технологического управления высоковольтным оборудованием или разбросанность подстанций 3УР, определяемых, в свою очередь, характером нагрузки и строительными решениями по отделению (со оружению); для 2УР - количество, единичная мощность, режимы работы электроприемников и территориальная выделенность участков и т. д.
Длина линий от i-го потребителя до источника питания ИП в прямоуголь ной системе может быть выражена через координаты ИП х, у и координаты потребителей хi, уi (электроприемников для 2УР; шкафов 2УР и электропри емников, питающихся от щита низкого напряжения трансформатора для 3УР; трансформаторов 3УР и высоковольтных электродвигателей для 4УР; агрегатов и ТП, питающихся от 5УР, и распределительных подстанций для 5УР):
Теория выбора места расположения источников питания была создана, когда для расчетов использовали величины приведенных затрат Зi. Для от дельной линии электропередачи Зi, определяли по уравнению
(4.9)
где Е = Ен + Еа + Еэ, (Ен - коэффициент нормативной (заданной) эффектив ности; Еа - коэффициент амортизационных отчислений; Еэ - коэффициент расходов энергосистемы); Ki - стоимость сооружения единицы длины i-й ли нии; Pi - мощность нагрузки i-го потребителя (электроприемника); δ - ко эффициент, учитывающий увеличение стоимости электроэнергии в зависимо сти от удаленности данной сети от ИП; Кпм - коэффициент попадания расчетной нагрузки в максимум энергосистемы (при совпадении максимумов Kпм= 1, при работе потребителя не в часы максимума энергосистемы Kпм = 0); а - удельные затраты, обусловленные расширением электростанций для ком пенсации потерь мощности; β - удельные затраты на расширение топливной базы для выработки дополнительной энергии; τi - число часов максимальных потерь электрической энергии i-й линии; γ - удельная электрическая прово димость линии; Uном - номинальное напряжение линии; Fi - сечение i-й ли нии; где зi, - приведенные затраты на единицу длины линии для определен ного потребителя величина постоянная при выборе сечения линии по экономической плотности тока или по допустимому нагреву.
Суммарные приведенные затраты для n линий (радиально-лучевая сеть)
(4.10)
теоретически определимы, если взять за основу детерминистскую точку зре ния, согласно которой существуют однозначные исходные данные для каждой линии к моменту принятия решения о размещении ИП, соответствующие ре альности после завершения строительства и выхода на проектную производи тельность.
Учитывая ценологические свойства каждой величины и практическую счетность сведений, можно пренебречь изменениями составляющих, входящих в (4.9), для разных линий, питающихся от одного ИП, и неизбежными скачками, возникающими, например, при переходе от радиальной к магист ральной схеме, от прокладки в трубах (россыпью и напрямую) к прокладке в каналах, от одного габарита трансформатора к другому. Тогда 3i,-значения бу дут пропорциональны расчетному току Iр, определяющему сечение линии, и в этом случае Рр = Рmax.
Имеется ряд математических методов, позволяющих аналитически определить условный центр электрических нагрузок промышленного предприятия или отдельных его цехов. При отыскании центра электрических нагрузок, например цеха для размещения распределительной подстанции 4УР, используется план цеха с расположением ТП 10/0,4 кВ (3УР) и отдельных высоковольтных электроприемников 1УР, а при отыскании центра электрических нагрузок предприятия средней мощности (для крупного поиск центра не имеет смысла) используется его генеральный план, а в качестве отдельных потребителей рассматриваются цеха предприятия.
Наибольшее распространение получил метод, согласно которому если считать нагрузки цеха равномерно распределенными по его площади, то центр нагрузок (ЦЭН) можно принять совпадающим с центром тяжести фигуры, изображающей цех в плане (рис. 4.6). В действительности же нагрузки цеха распределены по его площади неравномерно, поэтому центр нагрузок не совпадает с центром тяжести цеха в плане.
Рис. 4.6. Схема плана промышленного предприятия и картограмма нагрузок по цехам (1-7)
Наличие многоэтажных зданий цехов и расположение электроприемников на различных отметках обусловливают учет в расчетах третьей координаты. Координатой Z для двух- и трехэтажных зданий не имеет смысла пользоваться, в частности учитывать требования о размещении оборудования выше нулевой отметки. Координатой Z можно пренебречь и в случае, когда расстояние от центра нагрузки потребителя, например КТП, до центра ИП, например РП 10 кВ, в 1,5 раза больше высоты здания. Практически учет третьей координаты в реальном проектировании промышленных предприятий не требуется.
При разработке схемы электроснабжения промышленных предприятий рекомендуется размещать источники питания с наибольшим приближением к центру питаемой нагрузки, под которым понимается условный центр. Проведя аналогию между массами и электрическими нагрузками производств, цехов, отделений, участков, Pi, координаты их центра для размещения источника питания следующего уровня системы электроснабжения можно определить по формулам
(4.11)
Описанный метод отыскания центра электрических нагрузок (ЦЭН) отли чается простотой и наглядностью, он легко реализуется на ЭВМ. Погрешность расчетов по этому методу не превышает 5-10 % и определяется точностью исходных данных.
В общем случае такой подход не обеспечивает минимума приведенных затрат на сеть. При двух неодинаковых нагрузках центр будет между нагрузка ми, ближе к наибольшей. Если сюда поместить ИП, то приведенные затраты на сеть сложатся из затрат на участок сети, питающий меньшую нагрузку, и затрат на участок сети, питающий большую нагрузку. Если строго исходить из минимума приведенных затрат, то ИП следует совместить с наибольшей нагрузкой, что обеспечивает явно меньшие затраты, так как вся сеть будет со стоять только из относительно дешевого провода, питающего меньшую на грузку. При числе нагрузок больше двух в общем случае возникает аналогичная ситуация.
При решении вопроса о размещении ИП и определении их мощностей возможны три случая: 1) местоположение определено условиями генплана или требованиями технологов; 2) местоположение можно варьировать в огра ниченных пределах, но известны нагрузки, которые предполагается питать от каждого ИП (4.10), (4.11); 3) не известны число ИП, распределение нагрузок по отдельным ИП.
Для некоторых ИП на местоположение накладываются ограничения. Это наиболее общий случай, отвечающий реальной практике и характерный для всех уровней системы электроснабжения.
В первом случае задача сводится к распределению нагрузок по отдельным источникам питания и к определению мощностей ИП.
Во втором случае задача может быть решена методом линейного программирования, если ограничения на размещение ИП могут быть заданы в виде системы линейных неравенств:
(4.12)
В случае нелинейных ограничений используется линейно-кусочная ап проксимация. Требуется найти такие х и у, при которых обеспечивался бы ми нимум суммарных приведенных затрат (4.9) с соблюдением ограничений (4.12) (ai, bi, сi, - заданные числа). Минимизация функции цели (4.10) является задачей отыскания минимума суммы модулей линейных функций, которая может быть сведена к задаче линейного программирования, например симплексным методом.
Центр электрических нагрузок определяется как некоторая постоянная точка на генеральном плане промышленного предприятия. В действительности центр смешается, что объясняется: изменениями потребляемой мощности отдельным приемником, цехом и предприятием в целом в соответствии с графиком нагрузки (на стадии проектирования график известен приближенно, а на стадии эксплуатации постоянно меняется); изменениями сменности и других социально-экономических и экологических условий; развитием предприятия.
В связи с этим центр электрических нагрузок описывает во времени на ге неральном плане промышленного предприятия фигуру сложной формы. Поэтому правильнее говорить не о центре как некоторой стабильной точке, а о зоне рассеяния.
Задачи, связанные с построением рациональных систем электроснабжения промышленных предприятий, относятся к числу оптимизационных. В электрике выделилось два подхода к решению задач оптимизации: статический и динамический. При статическом подходе к решению проектных задач не учитывается изменение электрических нагрузок во времени. При динамическом подходе учитывается динамика систем электроснабжения во времени на перспективу 5, 10, 20 лет, особенно в части изменения электрических нагрузок, поэтому принимаемые решения получаются более обоснованными.
При переходе к конкретному проектированию следует помнить, что про ектировщики широко применяют профессионально-логический метод. Суть его применительно к выбору местоположения подстанции заключается в том, что опытный проектировщик часто принимает решение, не прибегая к вычис лениям координат. Он пользуется хорошими знаниями объектов проектиро вания, объектом-аналогом, учитывает реальные ограничения и другие нефор- мализуемые сведения.
Задачу выбора местоположения подстанций приходится решать на различных уровнях системы электроснабжения. Опыт проектирования показывает, что выбор местоположения цеховых ТП осуществляется, как правило, без построения картограммы нагрузок цеховых потребителей электроэнергии. Объясняется это тем, что расположение цеховых ТП в центре питаемых ими нагрузок часто оказывается невозможным из-за различных ограничений (технологических, транспортных и т. п.). Поэтому для отыскания центра цеховой сети используют приближенные методы. Для упрошенного определения координат в цеховой сети можно воспользоваться методикой, применяемой при прокладке участков сети по взаимно перпендикулярным направлениям, которая заключается в следующем: 1) чтобы найти координату х0 центра нагрузок, необходимо передвигать параллельно самой себе проведенную произвольно на плане цеха вертикальную линию до тех пор, пока разность сумм нагрузок левее и правее этой линии поменяет знак или станет равной нулю, т. е. нагрузки станут равными; 2) передвигая параллельно самой себе горизонтальную линию, находят такое ее положение, при котором разность сумм нагрузок выше и ниже этой линии изменит знак или станет равной нулю. Это положение линии даст координату у0 центра нагрузок.
Оптимальное положение РП обычно будет не в центре нагрузок, получаю щих питание от него, поскольку это приводит к обратным потокам энергии, вызывающим увеличение расхода проводникового материала и потерь электроэнергии. Как правило, РП смещена к наибольшей нагрузке и располагается ближе к источнику питания. Выбор места РП в первую очередь определяется наличием двигателей напряжением выше 1 кВ (компрессорные, насосные, воздуходувные и т. п.) и электротехнологических установок, например электропечей с трансформаторами. Если по условиям среды нельзя сделать встроенное или пристроенное распределительное устройство, например из-за взрывоопасности, то сооружается отдельно стоящая распределительная подстанция.
Особенно важен вопрос о размещении подстанций 5УР и 4УР, которые для средних и крупных предприятий определяют схему. В этом случае проектирование систем электроснабжения предприятий осуществляется на основе генерального плана объекта, на который наносятся все производственные цеха и отдельные участки предприятия. Расположение цехов на генеральном плане определяется технологическим процессом производства, а также архитектурно-строительными и эксплуатационными требованиями.
Выбор типа и места расположения подстанций осуществляют следующим образом: на генеральный план предприятия наносят нагрузки цехов, отделений или участков с уточнением напряжения, рода тока и очередности ввода в эксплуатацию; выявляют сосредоточенные нагрузки и находят центры групп распределенных нагрузок 3УР (2УР); предварительно намечают места распо ложения подстанций и производят распределение нагрузок между ними. Учи тывая возможности применения унифицированных схем и комплектных рас пределительных устройств, намечают типы подстанций (закрытая или открытая, отдельно стоящая, пристроенная, встроенная, внутрицеховая), оп ределяют их ориентировочные габариты. Выбранное место расположения подстанции согласовывают с генпланом, технологами, строителями. Для оты скания местоположения подстанций 5УР и 4УР широко применяют карто грамму нагрузок.
Картограмма представляет собой размещенные на генеральном плане кругов, площади которых в принятом масштабе равны расчетным нагрузкам цехов. Аналогично на плане цеха можно разместить нагрузки отделений, уча стков, крупных электроприемников. Каждому цеху, отдельному зданию, со оружению соответствует окружность, центр которой совмещают с центром на грузок цеха, т. е. с символической точкой потребления ими электроэнергии. Поэтому расположение главной понизительной или распределительной под станции вблизи питаемых ими нагрузок позволяет приблизить высокое напря жение к центру потребления электроэнергии и сократить протяженность как сетей высокого напряжения предприятия, так и цеховых электрических сетей.
Картограмма электрических нагрузок дает возможность проектировщику наглядно представить распределение нагрузок по территории промышленного предприятия. Она состоит из окружностей, причем площадь круга πr2, ог раниченная каждой из этих окружностей, с учетом принятого масштаба m равна расчетной нагрузке Рр(i) соответствующего цеха, что определяет радиус окружности:
(4.13)
Каждый круг может быть разделен на секторы, соответствующие силовой нагрузке, нагрузке на технологические процессы (электроплавка, сварка, нагрев и др.) и осветительной нагрузке. Иногда на картограмме разделяют нагрузки до и выше 1 кВ. Все это дает представление о структуре нагрузок. Цеха, которые должны быть построены во вторую очередь, или нагрузки цехов, связанных с расширением производства, графически изображают различно (цветом, пунктиром).
Аналогичен подход к построению картограмм реактивных нагрузок и по строению их центра. Реактивные нагрузки могут питаться от конденсаторных установок, которые располагаются в местах потребления реактивной мощно сти, а также от синхронных компенсаторов и синхронных электродвигателей. В связи с этим для отыскания оптимальных условий и мест установки источников реактивной мощности нужно находить отдельно центры потребления реактивной мощности предприятия.
Проектирование подстанций с высшим напряжением 35-750 кВ (главные понизительные подстанции, подстанции глубокого ввода, опорные и другие подстанции), осуществляется на основе технических условий, определяемых схемами развития энергосистемы (возможностями источников питания) и электрических сетей района, схемами внешнего электроснабжения предприя тия, присоединением к подстанции энергосистемы (см. рис. 4.1) или к BЛ (см. рис. 4.2), схемами организации электроремонта, проектами системной ав томатики и релейной защиты.
Исходные данные: район размещения подстанции и загрязненность атмо сферы; значение и рост нагрузки по годам с указанием их распределения по напряжениям; значение питающего напряжения; уровни и пределы регулиро вания напряжения на шинах подстанции, необходимость дополнительных ре гулирующих устройств; режимы заземления нейтралей трансформаторов; зна чение емкостных токов в сетях 10(6) кВ; расчетные значения токов короткого замыкания; надежность и технологические особенности потребителей и от дельных электроприемников.
Проект подстанции, если особые условия не оговариваются инвестором, выполняется на расчетный период 5 лет с момента предполагаемого срока ввода в эксплуатацию с учетом возможности ее развития на последующие 5 лет. Площадку подстанции следует размещать вблизи центра электрических нагрузок, автомобильных дорог (для трансформаторов 10 МВА и выше), су ществующих инженерных сетей, с использованием подъездных железнодо рожных путей промышленных предприятий и обеспечением удобных заходов воздушных или кабельных линий.
На подстанциях принимают, как правило, установку не более двух транс форматоров, большее количество допускается на основе технико-экономиче ских расчетов и в тех случаях, когда требуются два средних напряжения.
Для ряда производств необходима установка электродвигателей (электро приемников) мощностью от 200-300 до 600-800 кВт. По конструктивным со ображениям асинхронные электродвигатели на 10 кВ изготавливать неэконо мично, как и синхронные машины, поэтому для этого диапазона выпускаются асинхронные электродвигатели 6 кВ. В 40-60-е годы с учетом конструктив ного совершенства и высокой надежности электродвигателей 3 кВ предпочитали строить внутризаводскую схему электроснабжения на напряжении 3 и 10 кВ. Поэтому в настоящее время на ряде предприятий при эксплуатации оборудования 3, 6, 10 кВ возникают разные проблемы, например электробе зопасности при трансформации 110/10, 10/0,4 кВ и 110/10, 10/6, 6/0,4 кВ и возможном включении на параллель 380 В этих двух трансформаций.
В общем случае сейчас в качестве распределительного напряжения на 4УР принимают 10 кВ (уменьшение сечений и потерь в сетях). Но если кроме трансформаторов 3УР появляются высоковольтные двигатели с напряжением, отличным от 10 кВ, то возможны разные варианты. Отдельное предприятие (объект), где высоковольтная двигательная нагрузка преобладает (котельная, насосная, компрессорная) и необходимо сооружение подстанции 4УР, оба трансформатора (по условиям категорийности по надежности ПУЭ) со вто ричным напряжением, обеспечивающим 380/220В, должны быть рассчитаны на напряжение двигательной нагрузки. При небольшой реконструкции пред приятия, цеха (или их части) целесообразно сохранение имеющегося напря жения 6 кВ. При коренной реконструкции или строительстве крупного объ екта в составе завода следует считать правильным переход в возможно большей степени на 10 кВ (осуществлено для целых регионов, разговор о пе реходе на 20 кВ ведется более 50 лет).
Во всех случаях рациональное напряжение Upaц следует принимать на ос нове технико-экономических расчетов. Однако на практике можно руковод ствоваться следующими рекомендациями:
1. Если мощность электроприемников (ЭП) 6 кВ составляет 40-50% от суммарной расчетной мощности предприятия, то за Uрац принимается напря жение 6 кВ;
2. Если мощность ЭП 6 кВ составляет менее 10-15 % от суммарной рас четной мощности предприятия, то принимается Uрац = 10 кВ, а ЭП 6 кВ за- питывают от понижающих трансформаторов напряжением 10/6 кВ.
3. Если число электроприемников напряжением 6 кВ единично (на объекте их менее 4-6), применяют блочные схемы: понижающий трансформатор 10/6 кВ - электроприемник.
4. Если ЭП более 6, как правило, сооружают РУ 6 кВ, которое запитывают от 5УР или трансформаторов 10/6 соответствующей мощности, устанавли ваемых на объекте.
5. Если на предприятии для электрических сетей напряжением до 1 кВ принято напряжение 660 В, то обычно в таком случае более предпочтительнее напряжение 10 кВ, так как электродвигатели средней мощности (до 600 кВт) могут быть запитаны на напряжении 660 В.
6. Если высоковольтная мощность 6 кВ в районе одной из подстанций 5УР составляет около половины, то для распределения электроэнергии можно применить одновременно напряжение 6 и 10 кВ. На ГПП в этом случае предусматривают установку понижающих трансформаторов с расщепленными обмотками на напряжение 6 и 10 кВ или трехобмоточных 110/10/6 кВ.
При наличии крупных сосредоточенных нагрузок; при необходимости выделения питания ударных, резкопеременных и других специальных электри ческих нагрузок; для производств, цехов и предприятий с преимущественным количеством электроприемников I категории и особой группы I категории возможно применение трех и более трансформаторов с соответствующим тех нико-экономическим обоснованием. В первый период эксплуатации при по степенном росте нагрузки подстанций допускается установка одного транс форматора при условии обеспечения резервирования питания потребителей по сетям среднего и низшего напряжений.
Выбирают такую мощность трансформаторов, чтобы при отключении наиболее мощного из них оставшиеся обеспечивали питание нагрузки во время ремонта или замены этого трансформатора с учетом допустимой перегрузки как оставшихся в работе, так и резерва по сетям среднего и низкого напряже ний. При установке двух трансформаторов и отсутствии резервирования по сетям среднего и низшего напряжений мощность каждого из них выбирают с учетом загрузки трансформатора не более 70 % суммарной максимальной на грузки подстанции на расчетный период. При росте нагрузки сверх расчетного уровня увеличение мощности подстанции производится, как правило, путем замены трансформаторов более мощными (следующего габарита, на который следует рассчитывать фундамент).
Трансформаторы должны быть оборудованы устройством регулирования напряжения под нагрузкой, при их отсутствии допускается использование ре гулировочных трансформаторов.
Предохранители на стороне высокого напряжения подстанций 35-110 кВ с двухобмоточными трансформаторами можно применять при условии обес печения селективности предохранителей и релейной защиты линий высокого и низкого напряжений, а также надежной защиты трансформаторов с учетом режима заземления нейтрали и класса ее изоляции. Для трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ, нейтраль которых в процессе эксплуатации мо жет быть разземлена, установка предохранителей недопустима.
Отделители на стороне высшего напряжения можно применять как с ко- роткозамыкателями, так и с передачей отключающего сигнала. Применение передачи отключающего сигнала должно быть обосновано (удаленностью от питающей подстанции, мощностью трансформатора, ответственностью линии, характером потребителя). При передаче отключающего импульса по вы сокочастотным каналам (кабелям связи) необходимо выполнять резервирование по другому высокочастотному каналу (кабелю связи) или с помощью короткозамыкателя.
Распределительные устройства 6-10 кВ на двухтрансформаторных под станциях выполняют, как правило, с одной секционированной или двумя одиночными секционированными выключателем системами сборных шин с нереактированными отходящими линиями, а на однотрансформаторных под станциях - как правило, с одной секцией. На стороне 6-10 кВ должна быть предусмотрена раздельная работа трансформаторов.
При необходимости ограничения токов КЗ на стороне 6-10 кВ могут пре дусматриваться следующие мероприятия: а) применение трехобмоточных трансформаторов с максимальным сопротивлением между обмотками высше го и низшего напряжений и двухобмоточных трансформаторов с повышенным сопротивлением; б) применение трансформаторов с расщепленными обмотками 6-10 кВ; в) применение токоограничивающих реакторов в цепях вводов от трансформаторов.
Выбор варианта ограничения токов КЗ следует обосновать при технико- экономическом сравнении. Степень ограничения токов КЗ распределительных устройств 6-10 кВ определяют с учетом применения наиболее легкой ап паратуры, кабелей и проводников и допустимых колебаний напряжения при резкопеременных толчковых нагрузках.
При необходимости компенсации емкостных токов в сетях 35, 10, 6 кВ на подстанциях следует устанавливать заземляющие реакторы. При напряжении 6-10 кВ заземляющие реакторы подключают к сборным шинам через выклю чатели и отдельные трансформаторы. Не допускается подключение заземляю щих реакторов к трансформаторам собственных нужд, присоединенным к трансформаторам подстанций до ввода на шины низшего напряжения, а также к трансформаторам, защищенным плавкими предохранителями.
В закрытых распределительных устройствах всех напряжений необходимо устанавливать воздушные, малообъемные масляные или элегазовые выключатели. В последние годы предпочтение отдается вакуумным выключателям, вплоть до замены выкатной части на действующих предприятиях (замена масляных). Баковые выключатели ВМБ-10, ВМЭ-6 и 10, ВС-10 (сейчас заменяемые) устанавливали, когда ещё не выпускались или отсутствовали малообъемные выключатели с соответствующим током отключения. Можно применять и другие типы выключателей после начала их серийного производства. В открытых распределительных устройствах 330 кВ и выше следует устанавливать воздушные выключатели.
На промышленных предприятиях широко применяются маломасляные выключатели типа ВМ-10, предназначенные для работы в шкафах КРУ внутренней и наружной установки на класс напряжения 10 кВ и используемые в установках общепромышленного применения (ВММ-10 — в экскаваторных КРУ и передвижных автоэлектростанциях внутренней установки). ВМ-10 вы пускается на номинальные токи 320, 400, 630, 1000 А и номинальный ток от ключения 10; 12,5; 20 кА. Распространены в КРУ внутренней и наружной ус тановки выключатели маломасляные подвесного исполнения полюсов с электромагнитным приводом ВМПЭ на номинальные токи 630, 1000, 1600, 3150 А и током отключения 20 и 31,5 кА. В сборных камерах закрытых рас пределительных устройств (ячейках КСО-272 и КРУН) устанавливают выклю чатели подвесные маломасляные ВМП на 630 и 1000 А при номинальном токе отключения 20 кА. Известны и колонковые маломасляные выключатели с пружинным ВК-10 и электромагнитным ВК9-М-10 приводом, в сборе пред ставляющим собой выкатной элемент ячейки КРУ.
Для коммутации в цепях генераторов 10 кВ используют маломасляный генераторный горшковый выключатель МГГ-10 на номинальный ток 2000, 3150, 4000, 5000 А; ток отключения при работе без АПВ 45 и 63 кА с амплитудным значением предельного сквозного тока 120 и 170 кА. На 20 кВ применяют выключатель генераторный маломасляный ВМГ-20 и усиленный МГУ-20. Для коммутации напряжения 110 и 220 кВ используют выключатели маломасляные ВМГ на ток 1000, 1250, 1600, 2000 А.
Воздушные выключатели серии ВВБ (а также ВВУ, ВВЭ, ВВД, ВВБМ) предназначены для включения и отключения в нормальных и аварийных ре жимах ЛЭП и другого оборудования на номинальное напряжение 35-750 кВ, токи 1600, 2000, 3150 А. Имеются воздушные выключатели для специальных целей на напряжение 10, 15, 20, 25 кВ.
Вакуумные выключатели (в запаянных баллонах вакуум сохраняется весь срок службы) оказались востребованными благодаря полной взрыво- и пожа- робезопасности, отсутствию повторного замыкания, малому времени отклю чения и расходу мощности на включение и отключение, отсутствию обслу живания. Выключатель ВВВ-10-2/320 рассчитан на ток 320 А, отключаемый 2 кА.
При выборе аппаратов и ошиновки по номинальному току оборудования (синхронные компенсаторы, реакторы, трансформаторы) необходимо учиты вать нормальные эксплуатационные, послеаварийные и ремонтные режимы, а также перегрузочную способность. Аппаратуру и ошиновку в цепи трансфор матора следует выбирать, как правило, с учетом установки в перспективе трансформаторов следующего габарита.
Вообще говоря, расчетный срок службы трансформатора обеспечивается при соблюдении условий:
где Sн.т - нагрузка трансформатора; Uсеть - напряжение сети, к которой под ключен трансформатор; τо.ср - температура окружающей среды.
При проектировании, строительстве, пуске и эксплуатации эти условия никогда (что и согласуется с теорией техноценозов) не выполняются.
Для правильного выбора номинальной мощности трансформатора (авто трансформатора) необходимо располагать суточным графиком нагрузки, из которого известна как максимальная, так и среднесуточная активная нагрузка данной подстанции, а также продолжительность максимума нагрузки. График позволяет утверждать, соответствуют ли эксплуатационные условия загрузки теоретическому сроку службы, определяемому заводом-изготовителем (обычно 20-25 лет).
От температуры изоляции τи зависит число ее работы t при условии, что износ будет равен нормированному износу за сутки:
При τи < 80 °С износ ничтожен и им можно пренебречь. Температура ох лаждающей среды, как правило, не равна номинальной температуре и, кроме того, изменяется во времени. В связи с этим для упрощения расчетов исполь зуют эквивалентную температуру охлаждающей среды τо эк, под которой пони мают такую неизменную за расчетный период температуру tрасч, при которой износ изоляции трансформатора будет такой же, как и при изменяющейся температуре охлаждающей среды τо(t) в тот же период. Значение этой темпе ратуры при неизменном превышении температуры в наиболее нагретой точке τн.т можно найти из уравнения
(5.6)
Эквивалентная температура за сутки τо экв сут ≈ τо ср. Эквивалентную темпе ратуру за несколько месяцев или за год допускается принимать равной сред немесячным температурам или определять по специальным графикам зависи мости эквивалентных месячных температур от среднемесячных и среднегодо вых, эквивалентных летних (апрель-август), осенне-зимних (сентябрь-март) и годовых температур от среднегодовых.
Определение превышения температуры основано на следующих положениях. По действующим стандартам под превышением температуры какой-либо части трансформатора подразумевается разность температур этой части и охлаждающей среды. Превышение средней температуры обмотки над температурой окружающей среды, определяемое по изменению сопротивления обмотки, не должно быть больше 65 °С. Наибольшее превышение температуры масла в баке (под крышкой бака трансформатора) над температурой охлаждающей среды не должно быть больше 60 °С. Наибольшая допустимая температура охлаждающей среды to(t): для воздуха +40°, для воды +25 °С. Допустимые превышения температуры частей трансформатора установлены одинаковыми независимо от вида охлаждающей среды (воздух или вода). В результате, если охлаждающей средой служила вода, то средняя температура обмотки на 15°С ниже, чем при использовании для этих целей воздуха. Если температура охлаждающей среды больше, то нормы нагрева должны быть снижены на число градусов, превышающих температуру воздуха или воды, соответственно 40 и 25°С.
Под температурой наиболее нагретой точки обмотки, обозначаемой через τнт, подразумевается температура наиболее нагретого внутреннего слоя верхней катушки. Температура наиболее нагретой точки всегда больше на несколько градусов средней температуры верхней катушки (для изоляционных материалов класса нагревостойкости А допускается 115°С): при кратковре менных нагрузках допускается τнт= 140°С; при коротком замыкании τнт = 250°С для обмоток из меди и 200°С из алюминия. Благодаря быстрому прекращению процесса КЗ и малой плотности тока в обмотке при нормальных эксплуатационных нагрузках указанные предельные значения температуры не достигаются.
На практике приведенными выше данными можно пользоваться при осу ществлении непрерывного мониторинга суточного графика нагрузки, осуще ствляемого для оценки износа изоляции (для трансформаторов 3УР мониторинг сейчас экономически не целесообразен). Ценологическая реальность условий не позволяет использовать выражения (5.1) и (5.2), поэтому при про ектировании и отсутствии суточного графика с достаточной для практических целей точностью на заданный расчетный уровень определяют максимальную активную нагрузку подстанции Рmaх (МВт) и на ее основе осуществляют выбор трансформатора.
Если при выборе номинальной мощности трансформатора на однотранс- форматорной подстанции исходить из условия
(5.7)
где ΣPmax - максимальная активная нагрузка пятого года эксплуатации; Рр - проектная расчетная мощность подстанции, то при графике с кратковременным пиком нагрузки (0,5-1 ч) трансформатор длительное время будет работать с недогрузкой. При этом неизбежно завышение номинальной мощности трансформатора и, следовательно, завышение установленной мощности подстанции. В ряде случаев выгоднее выбирать номинальную мощность трансформатора близкой к максимальной нагрузке достаточной продолжи тельности с полным использованием его перегрузочной способности с учетом систематических перегрузок в нормальном режиме.
Наиболее экономичной по ежегодным издержкам и потерям будет работа трансформатора в часы максимума - работа с перегрузкой. В реальных усло виях значение допустимой нагрузки выбирают в соответствии с графиком на грузки и коэффициентом начальной нагрузки и в зависимости от температуры окружающей среды
Коэффициент нагрузки, или коэффициент заполнения суточного графика нагрузки, практически всегда меньше единицы:
(5.8)
где Pср.сут, Pmax и Iср.сут, Imax - соответственно среднесуточные и максимальные мощности и ток.
В зависимости от характера суточного графика нагрузки (коэффициента начальной загрузки и длительности максимума), эквивалентной температуры окружающей среды, постоянной времени трансформатора и вида его охлаж дения согласно ГОСТ допускаются систематические перегрузки трансформа торов.
Перегрузки трансформатора можно определить при преобразовании заданного графика нагрузки в эквивалентный в тепловом отношении. Допустимая нагрузка трансформатора зависит от начальной нагрузки, максимума нагрузки и его продолжительности и характеризуется коэффициентом превышения нагрузки (перегрузки), определяемым из выражения
(5.9)
а коэффициент начальной нагрузки определяется из выражения
(5.10)
где Iэкв(max) - эквивалентный максимум нагрузки; Iэкв н - эквивалентная начальная нагрузка, определяется за время 10 ч, предшествующее началу максимума нагрузки.
Эквивалентный максимум нагрузки (и эквивалентная начальная нагрузка) определяется по формуле
(5.11)
где a1,а2, ..., аn - различные ступени средних значений нагрузок в долях но минального тока; t1, t2, ..., tn - длительность нагрузок, ч.
Допустимые систематические перегрузки трансформаторов определяют по графикам или таблицам нагрузочной способности трансформаторов. Коэффициент перегрузки kп.н дается в зависимости от среднегодовой температуры воздуха τср.г, вида охлаждения и мощности трансформаторов, коэффициента начальной нагрузки kн.н и продолжительности двухчасового эквивалентного максимума нагрузки tmaх Для других значений tmax допускаемый kп.н можно определить по кривым нагрузочной способности трансформатора.
Если максимум графика нагрузки в летнее время меньше номинальной мощности трансформатора, то в зимнее время допускается длительная 1%-ная перегрузка трансформатора на каждый процент недогрузки летом, но не более чем на 15%. Суммарная систематическая перегрузка трансформатора не должна превышать 150%. При отсутствии систематических перегрузок допускается длительная нагрузка трансформаторов током на 5% выше номинального при условии, что напряжение каждой из обмоток не будет превышать номинальное.
На трансформаторах допускается повышение напряжения сверх номи нального: длительно - на 5% при нагрузке не выше номинальной и на 10% при нагрузке не выше 0,25 номинальной; кратковременно (до 6 ч в сутки) - на 10% при нагрузке не выше номинальной. Дополнительные перегрузки одной ветви за счет длительной недогрузки другой допускаются в соответствии с указаниями завода-изготовителя. Так, трехфазные трансформаторы с расщепленной обмоткой 110 кВ мощностью 20, 40 и 63 МВА допускают следующие относительные нагрузки: при нагрузке одной ветви обмотки 1,2; 1,07; 1,05 и 1,03 нагрузки другой ветви должны составлять соответственно 0; 0,7; 0,8 и 0,9.
Номинальная мощность каждого трансформатора двухтрансформаторной подстанции, как правило, определяется аварийным режимом работы подстан ции: при установке двух трансформаторов их мощность выбирается такой, что бы при выходе из работы одного из них оставшийся мог обеспечить нормаль ное электроснабжение потребителей с допустимой аварийной перегрузкой.
Ниже приведены значения кратковременных перегрузок масляных транс форматоров с системами охлаждения М, Д, ДЦ, Ц сверх номинального тока (независимо от длительности предшествующей нагрузки, температуры окру жающей среды и места установки).
Аварийные перегрузки масляных трансформаторов со всеми видами ох лаждения:
Для трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов указанные перегрузки относятся к наиболее нагруженной обмотке.
Большинство подстанций промышленных предприятий выполняют без сборных шин на стороне первичного напряжения по блочному принципу в виде следующих схем: 1) линия - трансформатор; 2) линия - трансформатор - токопровод (магистраль). Блочные схемы просты и экономичны. Установка, как правило, двух трансформаторов на подстанциях промышленных предприятий, обеспечивает по надежности электроснабжение потребителей 1 категории.
На рис. 5.3 показаны схемы блочных ГПП, выполненные без перемычки (мостика) между питающими линиями (35) 110-220(330) кВ.
Рис. 5.3. Безмостиковые схемы блочных ГПП:
1-двухобмоточный трансформатор; 2-заземляющий разъединитель; 3- ;4-разрядник; 5-короткозамыкатель; 6-отделитель.
Схема на рис. 5.3, а - простейшая (см. рис. 4.3, а) при радиальном пита нии, получила широкое распространение при закрытом вводе кабельной линии 2 в трансформатор (глухое присоединение). Особенно целесообразно ис пользовать при загрязненной окружающей среде, высокой стоимости земли или при необходимости размещения ПГВ на плотно застроенном участке, например при расширении и реконструкции предприятия. При повреждении в трансформаторе отключающий импульс защиты трансформатора передается на отключение выключателя на питающей подстанции.
На рис. 5.3, в показана схема с воздушными линиями с установкой корот- козамыкателей 5 и ремонтных разъединителей. При возникновении повреж дения в трансформаторе короткозамыкатель включается под действием релей ной защиты от внутренних повреждений в трансформаторе (газовой, дифференциальной), к которым не чувствительна защита головного участка линии, и производит искусственное короткое замыкание линии, вызывающее отключение выключателя на головном участке этой линии (головной выклю чатель защищает не только линию, но и трансформатор).
Схема на рис. 5.3, г используется при магистральном питании для отпаеч- ных ГПП. Отделителем 6 осуществляются оперативные отключения транс форматора.
На рис. 5.3, д показана схема с воздушными линиями и установкой корот- козамыкателей, отделителей и ремонтных разъединителей. Эта схема приме няется при питании от одной воздушной линии нескольких (желательно не более трех) подстанций так называемыми отпайками.
Вариант с силовыми выключателями, приведенный на рис. 5.3, е, предпо чтителен при наличии финансовых средств. Данную схему можно применять для отпаечных подстанций, питаемых по магистральным линиям, для тупи ковых подстанций, питаемых по радиальным линиям, а также для подстанций, расположенных близко к источнику питания (применение короткоза- мыкателей в этих случаях приводит к значительным падениям напряжения на шинах ИП).
Схемы с перемычками между питающими линиями следует применять лишь в случае обоснованной необходимости устройства перемычек. В загряз ненных зонах от данных схем следует отказаться из-за наличия дополнитель ных элементов, подвергающихся загрязнению и увеличивающих вероятность аварий на подстанции.
Достаточно распространена схема с отделителями 2 и короткозамыкателями 1 на линиях и с неавтоматизированной перемычкой из двух разъединителей 3, установленной со стороны питающих линий (рис. 5.4, а). Эта перемычка позволяет: присоединить оба трансформатора к одной линии (при таком режиме при повреждении одного трансформатора отключаются оба); сохранить в работе трансформатор при повреждении питающей его линии,
Рис. 5.4. Схемы подстанций с перемычками (мостиками) между питающими линиями
переключив его на вторую линию (перекрестное питание); обеспечить питание подстанции на время ревизии или ремонта трансформатора. В схеме может быть использован отключающий импульс вместо короткозамыкателя.
Схема на рис. 5.4, б используется при питании подстанций по транзитным линиям 220 кВ или по линиям с двусторонним питанием. Как вариант может быть применена схема со второй (показанной пунктиром) перемычкой 4 со стороны линий, выполненная разъединителями. Этот вариант схемы допускает не прерывать разрыва транзита электроэнергии в периоды ремонта одного из выключателей 220 кВ. Если в схеме предусмотреть дополнительную установку отделителей в цепях трансформаторов, то при повреждении трансформатор отключается отделителем (в бестоковую паузу), а транзит мощности ав томатически восстанавливается.
Схема на рис. 5.4, в может быть применена для тупиковых подстанций с автоматикой в перемычке, если использование короткозамыкателя не представляется возможным по техническим причинам, а стоимость оборудования для передачи отключающего импульса соизмерима со стоимостью выключателя 5 или же передача отключаемого импульса неприемлема по другим причинам. Схему в можно применять также при включении трансформаторов в рассечку транзитных линий или линий с двусторонним питанием при сравнительно малых расстояниях между отпайками или между головным выключателем питающей подстанции и отпайкой. При этом повреждение трансформатора не нарушает питания всех других подстанций, связанных с этими линиями.
Схемы с выключателями в электроснабжении промышленных предприятий применяют редко, так как капитальные затраты выше, чем при схемах с отделителями и короткозамыкателями.
Мощность трансформаторов, присоединяемых по приведенным схемам, должна находиться в пределах коммутационной способности разъединителей и отделителей по отключению тока холостого хода, а при применении силовых выключателей определяется их параметрами.
Короткозамыкатели нельзя ставить в зоне действия дифференциальной защиты трансформатора потому, что каждое включение короткозамыкателя от действия газовой защиты или по другой причине будет вызывать срабатывание дифференциальной защиты. Это дезориентирует обслуживающий персонал (не сразу можно выяснить причину отключения трансформатора) и затягивает ликвидацию аварии. Разрядники также нужно ставить вне зоны действия дифференциальной защиты во избежание ложного действия защиты и неправильного отключения трансформатора.
От схем подстанций 5УР со стороны высокого напряжения практически не зависят схемы присоединения трансформаторов мощностью 10 МВА и выше к секциям сборных шин распределительных устройств вторичного напряжения. Число секций, напряжение, количество отходящих линий зависит в большой степени от требований потребителей с учетом вариантов электроснабжения на напряжении, отличном от наиболее распространенного 10 кВ (рис. 5.5).
При выборе схемы подключений решающими можно считать следующие показатели: мощность подстанции, определяющую число выводов и секций шин 6-10 кВ; наличие, единичную мощность и напряжение крупных потребителей (электропечей, воздуходувок и др.); мощность КЗ на стороне 6-10 кВ, от которой зависит необходимость установки реакторов; характер нагрузок, определяющих подпитку места КЗ и число секций на стороне 6-10(35) кВ.
Определение параметров электропотребления на разных уровнях систем электроснабжения, выбор источников питания, разработка схемы электроснабжения, выбор силовых трансформаторов, количества и места расположения подстанций 5УР и 4УР дают возможность скомпоновать каждое подстанционное ОРУ - открытое распределительное устройство, когда всё или основное оборудование РУ расположено на открытом воздухе, и ЗРУ - закры тое распределительное устройство, оборудование которого расположено в здании.
Существуют некоторые общие требования, определяющие компоновку ОРУ или ЗРУ (установку каждого изделия и конструкцию сооружения) и регламентируемые ПУЭ. Электрооборудование, токоведущие части, изоляторы, крепления, ограждения, несущие конструкции, изоляционные и другие расстояния необходимо выбирать и устанавливать таким образом, чтобы были соблюдены следующие условия:
- вызываемые усилия, нагрев, электрическая дуга или другие сопутствующие работе явления (искрение, выброс газов и т. п.) не смогут привести к повреждению оборудования и возникновению КЗ или замыкания на землю, а также причинить вред обслуживающему персоналу;
- при нарушении нормальных условий работы электроустановки обеспечивается необходимая локализация повреждений, обусловленных действием КЗ;
- при снятом напряжении с какой-либо цепи относящиеся к ней аппараты, токоведущие части и конструкции можно подвергать безопасному осмотру, замене и ремонтам без нарушения нормальной работы соседних цепей;
- обеспечение возможности удобного транспортирования оборудования.
Во всех цепях РУ следует предусматривать установку разъединяющих устройств с видимым разрывом, обеспечивающих возможность отсоединения всех аппаратов (выключателей, отделителей, предохранителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения и т. п.), каждой цепи от сборных шин, а также от других источников напряжения.
Указанное требование не распространяется на шкафы КРУ и КРУН с вы катными тележками, высокочастотные заградители и конденсаторы связи, трансформаторы напряжения, устанавливаемые на отходящих линиях, разрядники, устанавливаемые на выводах трансформаторов и на отходящих линиях, а также на силовые трансформаторы с кабельными вводами.
Для территории ОРУ и подстанций, на которых в нормальных условиях эксплуатации могут иметь место утечки масла (аппаратная маслохозяйства, склады масла, машинные помещения, а также трансформаторы и выключатели при ремонтных и других работах), должны предусматриваться устройства для его сбора и удаления в целях исключения возможности попадания в водоемы.
Подстанции 35-110 кВ следует преимущественно проектировать комплектными, заводского изготовления, блочной конструкции. Распредели тельные устройства 35-750 кВ рекомендуется выполнять открытого типа. Распределительные устройства 6-10 кВ можно выполнять в виде комплектных шкафов наружной установки (КРУН). Распределительные устройства 6-10 кВ закрытого типа следует применять: в районах, где по климатическим условиям не могут быть применены КРУН; в районах с загрязненной атмосферой и районах со снежными и пыльными бурями; при числе шкафов более 25; при наличии технико-экономического обоснования (по требованиям заказчика).
На подстанциях 35-330 кВ с упрошенными схемами на стороне высшего напряжения с минимальным количеством аппаратуры, размещаемых в районах с загрязненной атмосферой, рекомендуется использовать открытую установку оборудования высокого напряжения и трансформаторы с усиленной внешней изоляцией.
Закрытые распределительные устройства 35-220 кВ следует применять в районах: с загрязненной атмосферой (где применение открытых распредели тельных устройств с усиленной изоляцией или аппаратурой следующего класса напряжения, с учетом ее обмыва, неэффективно, а удаление подстанции от источника загрязнения экономически нецелесообразно, как и требование об установке специального оборудования); со стесненной городской и промыш ленной застройкой; с сильными снегозаносами и снегопадом (а также в суро вых климатических условиях при соответствующем технико-экономическом обосновании). Здание ЗРУ должно быть без окон, и его допускается выполнять как отдельно стоящее, так и сблокированное со зданиями общеподстанционных пунктов управления, в том числе и по вертикали.
Герметизированные комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией 110 кВ и выше (КРУЭ) применяют при стесненных условиях в крупных городах и на промышленных предприятиях, а также в районах с загрязненной атмосферой.
В условиях интенсивного загрязнения в блочных схемах трансформатор - линия рекомендуется применять трансформаторы со специальными кабельными вводами на стороне 110-220 кВ и шинными выводами в закрытых коробах на стороне 6-10 кВ.
Закрытую установку трансформаторов 35-220 кВ используют, если усиле ние изоляции не дает должного эффекта; в атмосфере содержатся вещества, вызывающие коррозию, а применение средств защиты нерационально; при необходимости снижения уровня шума у границ жилой застройки.
В закрытых распределительных устройствах 6-10 кВ следует применять шкафы КРУ заводского изготовления. Шкафы КРУ, конструкция которых предусматривает обслуживание с одной стороны, устанавливают вплотную к стене, без прохода с задней стороны. Ширина коридора обслуживания должна обеспечивать передвижение тележек КРУ; для их хранения и ремонта в за крытых распределительных устройствах необходимо предусматривать специ альное место.
Компоновку и конструкцию ОРУ разрабатывают для принятых номиналь ного напряжения, схемы электрических соединений, количества присоединя емых линий, трансформаторов и автотрансформаторов, выбранных параметров и типов высоковольтной коммутационной и измерительной аппаратуры (выключатели, разъединители, трансформаторы тока и напряжения) и оши новки. При этом должны быть учтены местные условия размещения площадки, отведенной для проектируемого ОРУ: рельеф, грунты, размеры площадки, направления линий (коридоры для ввода и вывода линий), примыкание же лезнодорожных путей и автомобильных дорог. Должны быть также учтены ме стные климатические условия. Собственно ОРУ может быть выполнено ши роким и коротким, либо узким и длинным. ОРУ может быть с гибкой, жесткой и смешанной (и гибкой, и жесткой) ошиновкой, что отразится на конструкциях для установки (подвески) этой ошиновки и на размерах этих конструкций (пролетах порталов, высоте колонн, их количестве и массе, количестве опорных и подвесных изоляторов).
В последние годы все большее распространение получают комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией (КРУЭ) на напряжении 110-500 кВ. Применение КРУЭ открывает новые перспективы индустри ализации строительства подстанций, позволяет уменьшить время монтажа по сравнению с традиционными РУ в 4-5 раз, улучшить условия эксплуатации и надежность работы, сократить необходимую для подстанции плошадь в 7-40 раз (в зависимости от напряжения).
Однако высокая стоимость ячеек КРУЭ делает их применение более оправданным в случаях, когда решающим является размер площадки (например, для подстанций глубоких вводов на территории промышленных предприятий или в крупных жилых массивах).
Закрытые подстанции 6-10 кВ, выполненные для 4УР как РУ 10 кВ или дня 5УР как ЗРУ 10 кВ ГПП, по компоновке различаются мало, за исключением случаев, когда на ГПП сооружается развитое ОРУ (см., например, рис. 5.4, 6, в) или к РП подключаются электроприемники (потребители), требующие специального пуска, ограничения по пуску и др. Развитое ОРУ требует помещений для щитов управления, сигнализации и автоматизации, устройств оперативного тока, аккумуляторов; для воздушных выключателей необходима установка компрессоров и специального оборудования
Цеховые трансформаторные подстанции напряжением 6-10/(0,4-0,69) кВ не имеют, как правило, сборных шин первичного напряжения как при радиальном, так и при магистральном питании. При радиальной схеме питания глухое присоединение к линии 6-10 кВ (рис. 7.1, а) идет от распределительной подстанции 4УР (к глухим присоединениям относят и применение штеп сельного кабельного разъема). Коммутационный аппарат (разъединитель или выключатель нагрузки в сочетании с предохранителем) перед цеховым транс форматором применяется в следующих случаях: источник питания находится в ведении другой эксплуатирующей организации (установка отключающего аппарата необходима по условиям защиты, например газовой или однофазных КЗ): подстанция значительно (более 3 км) удалена от источника питания (по воздушной линии, на стороне низкого напряжения не установлен отключаю щий аппарат). На стороне 6-10 кВ коммутационный аппарат устанавливают и для создания видимого разрыва (при осмотрах и ремонтных работах). На давно эксплуатируемых подстанциях встречается присоединение трансформатора через высоковольтный предохранитель.
Подключение через разъединитель с плавкими предохранителями - наи более дешевый вариант защиты трансформатора 3УР (по сравнению с отдель ным выключателем на подстанции 4УР). Эту схему применяют в следующих случаях: ток нагрузки трансформатора отключается аппаратами НН, разъеди нитель ВН способен отключить ток холостого хода трансформатора; номенк латура плавких предохранителей позволяет выбрать подходящие по номиналь ному току трансформатора предохранители с требуемой отключающей способностью токов короткого замыкания; включение и отключение транс форматора производится относительно редко (например, не более нескольких раз в месяц); не требуется дистанционное управление или телеуправление подстанцией, у трансформатора нет защит, требующих в цепи ВН выключа теля. Когда необходимо отключение тока нагрузки со стороны ВН, вместо разъединителя применяют выключатель нагрузки (в случае частых, например ежедневных, коммутаций в цепи трансформатора и при применении сложных защит со стороны ВН трансформатора).
Рис. 7.1. Схемы включения трансформаторов КТП в электрическую сеть.
При магистральном (кольцевом, петлевом) питании на вводе трансформа тора устанавливают: при номинальной мощности Sном ≥ 630 кВА - предохранитель и выключатель нагрузки (рис. 7.1, б); при Sном ≤ 400 кВА разъединитель и предохранитель (рис. 7.1, в). Для трансформаторов 25-100 кВА можно устанавливать лишь один разъединитель.
При магистральной схеме распределения электроэнергии на напряжении 6-10 кВ установка отключающего аппарата не обязательна в следующих случаях: 1) если магистраль выполнена воздушной линией и обеспечена до статочная чувствительность защиты на головном участке к повреждениям в трансформаторе; 2) если обеспечена необходимая степень резервирования электроприемников (применение схемы двойной магистрали и резервирования на стороне низкого напряжения ТП); 3) если на двухтрансформатор- ной подстанции мощность одного трансформатора достаточна для питания 1 и 2 категории и установлена отключающая аппаратура со стороны низшего напряжения трансформатора; 4) секции шин ТП оборудованы устройствами АВР.
При магистральной схеме питания на вводе к цеховому трансформатору в большинстве случаев устанавливают выключатель нагрузки последовательно с предохранителем или разъединитель в комплекте с предохранителем, так как при повреждении или ненормальном режиме работы трансформатора это позволяет осуществить селективное отключение цеховой ТП. Глухое присоединение трансформаторов при магистральной схеме питания применяют редко, так как в этом случае повреждение трансформатора приводит к отключению всей магистрали выключателем головного участка (вы соковольтным выключателем подстанции 4УР) и к потере питания всех це ховых ТП, подключенных к магистрали. Не рекомендуется (рис. 7.2, 6) подключение к одной магистрали более трех трансформаторов 1000 кВА (за исключением специальных схем, в которых требуется, например, повысить токи КЗ на стороне 0,4 кВ). При магистральных кольцевых схемах и силовых трансформаторах небольшой мощности 10-400 кВА это ограничение не используют.
Таким образом, цеховые трансформаторные подстанции 3УР можно при соединять к распределительным подстанциям 4УР по радиальной, магист ральной или смешанной схеме. Схема радиального питания трансформаторов 3УР, широко применяемая в базовых отраслях промышленности (с глухим присоединением), представлена на рис. 7.2, а. Создание РП предполагает две
В последнее десятилетие 3УР оснащают преимущественно комплектными ТП. Возможна отдельная установка трансформатора в цехе для непосредственного питания технологического агрегата: в отдельной камере (со щитом низкого напряжения или без); открыто у стены цеха (по требованиям собственников или условий эксплуатации).
Широко применяемые КТП не имеют сборных шин первичного напряже ния и отличаются только конструкцией (в зависимости от завода-изготовителя). КТП комплектуют из следующих основных элементов: устройство высокого напряжения - шкаф ВН; трансформатор; распределительное устройства низкого напряжения - шкаф НН с вводным автоматическим выключателем, низковольтные шкафы отходящих линий и шкаф секционного низкого напряжения, обычно осуществляющий АВР. Шкаф ВН представляет собой блок высоковольтного ввода трех типов: ВВ-1 - с глухим присоединением кабеля; ВВ-2 - с присоединением кабеля через разъединитель; ВВ-3 - с присоединением кабеля через разъединитель и предохранитель. В шкафу на ходится коммутационно-защитный аппарат КТП, тип которого зависит от мощности трансформатора. Выбор выключателя нагрузки или разъединителя в качестве коммутационного аппарата зависит от необходимости отключения холостого хода трансформатора.
Комплектные ТП 6-10 кВ общего назначения для внутренней установки выпускают одно- и двухтрансформаторными с трансформаторами ТМФ, ТМЗ, ТСЗ, НТЗ*. Шкала трансформаторов стандартная: 250, 400, 630, 1000, 1600, 2500 кВА. Все КТП выпускаются со вторичным напряжением 0,4 кВ, модифицированные 2КТПМ-1000-6 и 2КТПМ-2500-10 - на 0,69 кВ. Шкафы низкого напряжения КТП комплектуют шкафами типа КРП, КН, ШНВ, ШНЛ, ШНС, ШН и др.
Подстанции с трансформаторами 630 и 1000 кВА комплектуются шкафами типа КН, КРН, ШРН с универсальными втычными (выкатными) автоматическими выключателями с моторным приводом или без него со следующими схемами заполнения: 1) шкафы ввода - с выводами шин вверх на магистраль и двумя отходящими линиями; 2) шкафы ввода и секционный - с двумя выключателями на отходящих линиях; 3) шкаф отходящих линий - с тремя выключателями. Подстанции с трансформаторами 1600 и 2500 кВА комплектуют выключателями на вводе, которые отключают соответствующие номинальные токи и токи КЗ. На отходящих линиях могут устанавливаться выключатели, как и для 1000 кВА.
На вторичном напряжении трансформаторов 0,4-0,69 кВ применяют схе му с одной системой шин или схему блока трансформатор-магистраль и уста навливают автоматические выключатели, рубильники или разъединители. Ре комендуется использовать автоматические выключатели в тех случаях, когда их параметры достаточны по нормальному режиму и режиму КЗ. При больших токах КЗ, в частности при установке трансформаторов единой мощностью 1600 и 2500 кВА, используют специальные автоматические выключатели.
При выборе трансформаторов 3УР определяют их количество, вид (тип, габарит), учитывают единичную номинальную мощность каждого, место раз мещения, способ присоединения со стороны высокого напряжения и выхода на щит (шкаф, магистраль) низкого напряжения, вид переключения ответвлений. схемы и группы соединения обмоток. К моменту выбора и размещения полного списка электроприемников 1УР и количества шкафов 2УР не требуются.
Выбор трансформаторов осуществляют в зависимости от окружающей среды. При наружной установке применяют масляные трансформаторы, для внутренней также преимущественно рекомендуется их использование, но с ограничениями по количеству и мощности с учетом этажности. Для транс форматоров сухих или с негорючим жидким (твердым) диэлектриком для вну трицеховых подстанций отсутствуют ограничения по мощности, количеству, расстоянию между ними, этажу.
Выбор числа и мощности трансформаторов для промышленных предприятий зависит от типа цеховых подстанций (одно- или двухтрансформаторные).
Можно создавать и рассматривать различные варианты схемы электроснабжения. Число Nтр) трансформаторов 3УР зависит от нагрузки цеха, исключая высоковольтную, и требований надежности электроснабжения:
(7.1)
где Sp - полная расчетная нагрузка объекта, для которого определялись Рmах и cos φ при расчете нагрузок; k3 - коэффициент загрузки; Sном - номинальная мощность единичного трансформатора.
В соответствии с правилами проектирования и общей тенденцией повышения надежности электроснабжения стремятся устанавливать двухтрансформаторные подстанции для обеспечения всех потребителей как потребителей I категории. При установке однотрансформаторных подстанций их можно закольцевать на стороне 0,4 кВ (соединить магистралями или кабельными перемычками), что обеспечивает сохранение электроснабжения при отключении любого трансформатора и возможность загрузки каждого из них до номинального значения, считая за расчетную нагрузку не максимум Рmах, а среднюю Рmax.
Двухтрансформаторные цеховые подстанции применяют при преобладании электроприемников I и II категорий и в энергоемких цехах предприятий при большой удельной мощности нагрузки, достигающей 0,5-4 кВА/м2. В последних случаях технологически оформляют энергоемкие установки (агрегаты), питающиеся от своих трансформаторов (преобразователей), что снижает нагрузку на общецеховые трансформаторы до 0,2 кВА/м2.
Число и мощность трансформаторов цеховых подстанций - взаимосвязан ные величины, поскольку при заданной расчетной нагрузке цеха Рр число трансформаторов будет меняться в зависимости от принятой единичной мощ ности КТП (7.1). При выборе цеховых трансформаторов обычно приходится сравнивать трансформаторы КТП единичной мощностью 630, 1000, 1600, 2500 кВА. Увеличение единичной мощности снижает общее количество уста навливаемых трансформаторов, но увеличивает протяженность сетей к 2УР и 1УР, а также затраты как на коммутационную аппаратуру, так и конструктив ные, связанные с ростом токов КЗ (по условиям установившегося отклонения напряжения и в связи с потерями электрической энергии не рекомендуется принимать длину кабельной линии 0,4 кВ свыше 200 м). На практике отдается предпочтение трансформаторам 1000 кВА (и в меньшей степени 630 кВА), считается, что эта оптимальная мощность, а оптимальный коэффициент загрузки kз.опт = 0,75-0,80. Однако ряд специалистов считает необходимым обес печить для цеховых трансформаторов kз= 1.
В последние годы ведется поиск наиболее эффективных методов выбора мощности цеховых трансформаторов. Один из подходов к решению этой за дачи основан на применении комплексного метода расчета электрических на грузок (прогноз увеличения нагрузки во времени и в зависимости от техноло гических показателей объекта). В этом случае можно использовать удельную плотность нагрузки, которая для промышленных предприятий повышается со временем. Число трансформаторов Nтp зависит от их номинальной мощности:
(7.3)
где Sном э - экономически целесообразная номинальная мощность трансфор матора.
Значение Sном э в выражении (7.3) принимается в зависимости от удельной плотности расчетной нагрузки Sуд:
Если Sуд ≥ 0,4 кВА/м2, то независимо от требований надежности электро снабжения целесообразно использовать двухтрансформаторные подстанции. Выражение (7.3) не означает, что если вначале целесообразна установка трансформаторов 1000 кВА, то через 5 лет при росте нагрузок их заменят на большие. Обычно осуществляют дополнительную установку трансформаторов, стараясь сохранить тип и мощность. Трансформаторы мощностью 630 кВА и менее рекомендуется применять для питания вспомогательных цехов и участков крупных предприятий.
Цеховые трансформаторные и преобразовательные подстанции могут быть пристроенными, встроенными или внутрицеховыми отдельно стоящими. Пристроенной подстанцией называется подстанция, непосредственно примыкающая к основному зданию, встроенной - подстанция, вписанная в общий контур здания, внутрицеховой - расположенная внутри производственного здания (в открытом или отдельном закрытом помещении). Подстанции или их части, устанавливаемые в закрытом помещении, относятся к внутренним электроустановкам, на открытом воздухе - к наружным. Внутрицеховые ТП можно сооружать в помещениях с производственными категориями «Г» и «Д», в производствах категории «В» - только по специальному разрешению пожарного надзора. Нельзя устраивать трансформаторные помещения под помещением с мокрым технологическим процессом (отделения мойки, душевые и т.п.), если не приняты специальные меры против попадания влаги на электрооборудование, например, гидроизоляция потолка КТП. Нельзя устанавливать под и над помещениями ограниченных размеров (не более помещения подстанции), в которых могут длительно (более 1 ч) находиться значительное число (более 50) людей.
В целях наибольшего приближения цеховых подстанций к электроприемникам сети до 1 кВ рекомендуется размещать их внутри цехов, огораживая сеткой, встраивать (рис 7 7, а) или пристраивать (б) в зависимости от производственных условий и требований архитектурно-строительного оформления производственных зданий и сооружений По возможности внутрицеховые подстанции устанавливают в центре электрических нагрузок, что позволяет сократить протяженность сетей 0,4 кВ и уменьшить в них потери мощности и энергии
Для цехов небольшой ширины, для случаев, когда часть нагрузок расположена за пределами цеха, а также в связи с затруднениями при размещении подстанции внутри цеха применяют встроенные в цех ТП или пристроенные к нему К пристроенным ТП предъявляются претензии по архитектурным соображениям, а к отдельностоящим (в) - по затратам на отвод земли (генплан) Встроенные и пристроенные подстанции имеют выход из камер с масляными трансформаторами непосредственно наружу зданий
Возможно применение цеховых ТП с размещением щита низкого напряжения в цехе, а трансформатора - снаружи около питаемых им производственных зданий В результате подстанция занимает значительно меньше площади цеха, чем встроенная Такая открытая установка маслонаполненных трансформаторов допускается только у стен зданий с производствами категорий Г и Д (по противопожарным нормам) Расстояние от трансформатора до стены нормируется в зависимости от степени огнестойкости здания. Шины, соединяющие выводы вторичного напряжения трансформатора со щитом НН, заключают в короба из листовой стали. При комплектной поставке на предприятии производится только сборка элементов и подключение питающих и отходящих кабелей. Если установка щита НН производится на втором этаже здания или на более высоких отметках, то дополнительно устанавливают вертикальные звенья токопроводов.
Отдельно стоящие закрытые цеховые подстанции устанавливают, когда невозможно разместить ТП внутри цехов или у наружных их стен по требованиям технологии или пожаро- и взрывоопасности производства. Отдельно стоящие ТП можно применять также для небольших предприятий при значительной разбросанности электрических нагрузок по их территории. На действующих предприятиях существуют цеховые подстанции старого типа с открытыми трансформаторами, установленными в специальных камерах или на открытом воздухе. В городах, как правило, ТП отдельно стоящие.
Внутрицеховые подстанции целесообразно использовать в многопролетных цехах большой ширины и в машинных залах. В производственных помещениях трансформаторы и КТП можно устанавливать открыто, в камерах и в отдельных помещениях. Опыт эксплуатации показал, что внутрицеховые подстанции целесообразно размешать у колонн здания или около каких-либо постоянных цеховых помещений с таким расчетом, чтобы не занимать подкрановых площадей. При вынужденном размещении внутрицеховых подстанций вблизи путей внутрицехового транспорта или крановых путей, тельферов и других механизмов их необходимо располагать в безопасной зоне или принимать меры для защиты от случайных повреждений.
В соответствии с принятыми нормами на каждой открыто установленной внутрицеховой подстанции можно установить масляные трансформаторы с суммарной мощностью до 3200 кВА, при расстоянии 10 м между трансформа торами разных КТП. В одном помещении внутрицеховой подстанции рекомендуется располагать одну КТП. Допускается установка не более трех КТП с трансформаторами суммарной мощностью не более 6500 кВА, т. е. следует различать открытую установку и установку в одном помещении (включая пристроенные и встроенные подстанции, если выкатка трансформатора производится внутрь цеха). Если масляный трансформатор установлен в закрытой камере (КТП - в отдельном помещении) внутри производственного здания, то расстояние не нормируется.
Таким образом, к одной магистрали обычно подключается 3-4 трансфор матора при их единичной мощности до 1000 кВА, 2-3 трансформатора единичной мощностью 1000 или 1600 кВА. Трансформаторы мощностью 2500 кВА, как правило, запитывают по радиальным линиям. Суммарная мощность масляных трансформаторов внутрицеховой подстанции, установленных на втором этаже, должна быть не более 1000 кВА. Установка выше второго этажа не допускается.
При выборе места для ТП, питающей цех или часть его электроприемни ков, ее следует располагать со стороны питания. При агрессивной среде, создаваемой производством цеха, необходимо учитывать розу ветров и по воз можности размещать ТП с подветренной стороны. При открытой установке трансформаторов над ними в случае необходимости может устраивать навес.
Кроме изложенных положений существует ряд ограничений, накладывае мых действующими правилами. КТП наружной установки следует располагать на спланированной площадке на высоте не менее 0,2 м от уровня планировки, а в районах с большим снежным покровом - на высоте 1-1,2 м.
Если возникает необходимость установки трансформаторов в одном общем помещении с РУ напряжением до 1 кВ и выше, то допускается совместная установка одного масляного трансформатора до 630 кВА или двух мощностью до 400 кВА каждый с соблюдением конструктивных требований.
Если количество и единичная мощность трансформаторов 3УР задается сверху при определении объемов инвестиций в строительство или реконструк цию отделения (участка) цеха, некрупного производства (или цеха), отдельного здания (сооружения), то при построении второго уровня системы электро снабжения за основу берут единичные электроприемники 1УР.
Распределительные устройства собственно 2УР, устанавливаемые в поме щениях, выполняют в виде щитов станции управления, распределительных и релейных щитов, шкафов, ящиков, силовых сборок и т. д. Существуют два подхода к формированию 2УР напряжением до 1 кВ переменного тока и до 1,5 кВ постоянного тока: 1) установка низковольтного РУ в электротехнических помещениях; 2) размещение РУ в помещениях, доступных для неинструктированного персонала (в производственных помещениях).
Устанавливаемые в электропомещениях (особенно в электромашинных) щиты управления, защиты, измерения, сигнализации, шиты блоков и станций управления с установленными на них аппаратами имеют на лицевой или зад ней стороне открытые токоведущие части, неизолированные токопроводы. Это удешевляет РУ и позволяет компоновать щиты и шкафы протяженностью, достаточной, чтобы вывести на них питание и управление большинством электроприемников цеха (отделения). По длине машинного зала, достигающей сотни метров (до 1 км), щиты устанавливают с разрывами (в один или несколько рядов), соблюдая ширину проходов обслуживания между рядом шкафов до 1 кВ и частями здания или оборудования при однорядном распо ложении не менее 1 м (при открытой дверце шкафа - не менее 0,6), а при двухрядном - не менее 1,2 м (между открытыми противоположными дверца ми - не менее 0,6 м). Проектирование таких электромашинных помещений и устанавливаемых в них щитов станций управления ЩСУ требует значитель ного навыка.
Проще, хотя принцип не отличается от комплектации ЩСУ в ЭМП, про ектирование отдельно стоящих щитов (шкафов), рассредоточенных по произ водственным помещениям. В этом случае требуется желательно полный перечень (список) электроприемников 1УР (исчерпывающая полнота ценоло- гически запрещена), в частности электродвигателей. Если не рассматривать проблему управления электродвигателем как электроприводом, то задача сво дится к выбору способа питания и коммутационного аппарата, обеспечиваю щего включение электроприемника и его защиту.
Выбор шкафа зависит от его исполнения и места установки. По исполне нию различают шкафы навесные, стоящие (напольные), встраиваемые и утоп ленные. Шкафы в помещениях располагают у стен, колонн, у входа и выхода в помещение, на лестничной клетке, в мертвой зоне крана, в других местах, но с обеспечением доступа. Распределительное устройство 2УР можно уста навливать на открытом воздухе на спланированной площадке высотой не менее 0,2 м (в районах, где снежные заносы 1 м и более, сооружают повышенные фундаменты). Для нормальной работы аппаратов, реле, измерительных приборов и приборов учета предусматривают местный подогрев.
Теоретически шкаф 2УР, как и источник питания любого другого уровня, следует размещать в центре электрических рассчитываемых нагрузок, однако этого не делают из-за отсутствия экономической целесообразности. Во всех случаях при установке шкафа следует стремиться минимизировать сеть, обес печивающую 1УР и располагать шкаф по ходу тока с обеспечением удобства доступа и обслуживания.
В настоящее время имеется обширная номенклатура отечественных и иностранных силовых распределительных шкафов, дополняемая силовыми сборками из отдельных коммутационных аппаратов.
Передача и распределение электрической энергии осуществляются электрическими сетями — внутренними (цеховыми) и наружными. Наружные сети часто называют межцеховыми (питание 3УР, 2УР и отдельные РП-10 кВ) или магистральными (питание по туннелям и блокам от 6УР, 5УР до 4УР). Наруж ные сети до 1 кВ на промышленных предприятиях имеют ограниченное рас пространение (главным образом, это сети наружного освещения).
Прокладка производится изолированными и неизолированными (голыми) про водами (преимущественно воздушные ЛЭП). Изолированные провода выполняются защищенными — поверх электрической изоляции накладывается металлическая или иная оболочка, предохраняющая изоляцию от механических повреждений. Изолированные проводники: провода, кабели и шнуры. Неизолированные провода: алюминиевые, медные, стальные шины, токопроводы, троллеи и голые провода.
Для сетей используют твердотянутую медь, покрытую тонкой оксидной пленкой, обеспечивающей хорошее противостояние влиянию атмосферных условий и воздействию химических соединений, содержащихся в промышленных выбросах. Твердотянутый алюминий, применяемый для этих целей, также покрыт пленкой, но подвергается коррозии вблизи моря и ряда производств, связанных с получением или использованием кислот. Большее электрическое сопротивление, худшие монтажные и эксплуатационные свойства, но меньшая стоимость по сравнению с медью определяют область его применения. Стальные проводники требуется подвергать оцинкованию (присадки до 0,4 % меди), их применяют из-за дешевизны, для малых нагрузок (в сельских сетях). Предпочтительнее использовать биметаллические, в которых стальные проволоки, несущие механическую нагрузку, снаружи покрыты слоем электролитической меди или алюминия.
Транспорт электроэнергии в системах электроснабжения осуществляется:
1) воздушными линиями — устройствами для передачи и распределения электроэнергии по проводам, расположенным на открытом воздухе и прикрепленным при помощи изоляторов и арматуры к опорам или кронштейнам, стойкам на зданиях и инженерных сооружениях (мостах, путепроводах, эстакадах и т. п.);
2) кабельными линиями — устройствами для передачи электроэнергии, состоящими из одного или нескольких параллельных кабелей с соединительными, стопорными и концевыми муфтами (заделками) и крепежными деталями;
3) токопроводами — устройствами для передачи и распределения электроэнергии, состоящими из неизолированных или изолированных проводников и относящихся к ним изоляторов, защитных оболочек, осветительных устройств, поддерживающих или опорных конструкций;
4) электропроводками — совокупностью проводов и кабелей с относящимися к ним креплениями, поддерживающими защитными конструкциями и деталями.
Сечения проводников устройств канализации электроэнергии выбираются: а) по нагреву (с учетом нормальных, послеаварийных, ремонтных режимов) максимальным током в течение получаса; б) по экономической плотности тока; в) по условиям динамического действия и нагрева при коротком замыкании.
Нормированное значение по нагреву и по экономической плотности тока jэк определяется ПУЭ. По экономической плотности тока не выбирают: сети промышленных предприятий и сооружений до 1 кВ при Тmax до 4000-5000; ответвления к отдельным электроприемникам и пускорегулирующим элементам напряжением до 1 кВ; осветительные сети промышленных предприятий, жилых и общественных зданий; сборные шины и ошиновка ОРУ и 3РУ всех напряжений; сети временных сооружений, а также устройств со сроком службы 3-5 лет.
В электроустановках выше 1 кВ по режиму КЗ следует проверять: а) кабе ли и другие проводники, токопроводы, а также опорные и несущие конструк ции для них; б) воздушные линии при ударном токе КЗ, равном 50 кА и более, для предупреждения схлестывания проводов при динамическом действии токов КЗ, в электроустановках ниже 1 кВ — только токопроводы, распределительные щиты и силовые шкафы. Стойкими при токах КЗ являются те элементы транспорта электроэнергии, которые при расчетных условиях выдерживают воздействия этих токов, не подвергаясь электрическим и механическим разрушениям или деформациям.
По режиму КЗ при напряжении выше 1 кВ не проверяют элементы:
Температура нагрева проводников при КЗ не должна превышать следующих предельно допустимых значений, °С
Шины:
медные 300
алюминиевые 200
Кабели с изоляцией:
бумажной на напряжение до 10 кВ 200
поливинилхлоридной резиновой 150
полиэтиленовой 120
Основные элементы воздушных линий: провода, изоляторы, линейная арматура, опоры и фундаменты. На воздушных линиях переменного трехфазного тока подвешивают не менее трех проводов, составляющих одну цепь, на ВЛ постоянного тока — не менее двух проводов.
По количеству цепей BЛ делят на одно-, двух- и многоцепные. Количество цепей определяется схемой электроснабжения и необходимостью ее резервирования. Если по схеме электроснабжения требуются две цепи, то эти цепи могут быть подвешены на двух отдельных одноцепных ВЛ с одноцепными опорами или на одной двухцепной ВЛ с двухцепными опорами. Расстояние l между соседними опорами называют пролетом, а расстояние между опорами анкерного типа — анкерным участком.
В зависимости от способа подвески проводов опоры делят на: а) промежуточные, провода закреплены в поддерживающих зажимах; б) анкерного типа — для натяжения проводов, провода закреплены в натяжных зажимах; в) угловые (на углах поворота ВЛ с подвеской проводов в поддерживающих зажимах), могут быть промежуточные, ответвительные и угловые, концевые, анкерные угловые. Укрупненно же опоры ВЛ выше 1 кВ подразделяют на два вида: анкерные — полностью воспринимающие тяжение проводов и тросов в смежных пролетах, и промежуточные — не воспринимающие тяжение или воспринимающие частично. На ВЛ применяют деревянные, стальные и железобетонные.
Деревянные опоры ВЛ все еще распространены в странах, располагающих лесными запасами Достоинства дерева как материала для опор: небольшой удельный вес, высокая механическая прочность, хорошие электроизоляционные свойства, природный круглый сортамент, обеспечивающий простые конструкции. Недостаток — ее гниение, для уменьшения которого применяют антисептики (наиболее эффективный метод — заводская пропитка древесины маслянистыми антисептиками в специальных котлах).
Анкерные и промежуточные угловые опоры для ВЛ 6-10 кВ выполняют в виде А-образной конструкции с составными стойками.
Стальные опоры широко применяют на ВЛ напряжением 35 кВ и выше. По конструктивному исполнению стальные опоры могут быть двух видов: 1) башенные или одностоечные; 2) портальные, которые по способу закрепления разделяют на свободностоящие и на опоры на оттяжках.
Достоинство стальных опор — высокая прочность, недостаток — подверженность коррозии, что требует при эксплуатации проведения периодической окраски или нанесения антикоррозийного покрытия.
Железобетонные опоры по сравнению с металлическими более долговечны и экономичны в эксплуатации, так как требуют меньше ухода и ремонта (они более энергозатратны). Основное преимущество — уменьшение расхода стали на 40-75 %, недостаток — большая масса. По способу изготовления железобетонные опоры делят на: а) бетонируемые на месте установки (большей частью такие опоры применяют за рубежом); б) заводского изготовления.
Провода воздушных линий выполняют неизолированными, состоящими из одной или нескольких свитых проволок. Провода из одной проволоки, называемые однопроволочными (от 1 до 10 мм2), имеют меньшую прочность, их применяют только на BЛ напряжением до 1 кВ. Многопроволочные провода, свитые из нескольких проволок, применяют на ВЛ всех напряжений.
Материалы проводов и тросов должны иметь высокую электрическую проводимость, обладать достаточной прочностью, выдерживать атмосферные воздействия (в этом отношении наибольшая стойкость у медных и бронзовых проводов; провода из алюминия подвержены коррозии, особенно на морских побережьях, стальные провода разрушаются даже в нормальных атмосферных условиях).
Для ВЛ применяют однопроволочные стальные провода диаметром 3,5; 4 и 5 мм и медные до 10 мм (нижний предел ограничен из-за недостаточной ме ханической прочности, верхний — из-за того, что изгибы однопроволочного провода большего диаметра могут вызвать в его внешних слоях остаточные де формации, снижающие механическую прочность).
Многопроволочные провода, скрученные из нескольких проволок, более гибкие и могут иметь любое сечение (от 1,0 до 500 мм2). Диаметры отдельных проволок и их количество подбирают так, чтобы сумма поперечных сечений отдельных проволок соответствовала требуемому общему сечению провода. Как правило, многопроволочные провода изготовляют из круглых проволок, причем в центре помещают одну или несколько проволок одинакового диа метра. Длина скрученной проволоки, естественно, несколько больше длины провода, измеренной по его оси. Это обстоятельство вызывает увеличение фактической массы провода на 1-2 % по сравнению с теоретической, полу чаемой при умножении сечения провода на длину и плотность. Во всех рас четах принимается фактическая масса провода, указанная в соответствующих стандартах.
Марки неизолированных проводов обозначают: буквами М, А, АС, ПС — материал провода; цифрами сечение в квадратных миллиметрах. Алюминие вая проволока А может быть марки AT (твердой неотожженной) или AM (ото жженной мягкой) сплавов АН, АЖ; АС, АСХС — из стального сердечника и алюминиевых проволок; ПС — из стальных проволок; ПСТ — из стальной оцинкованной проволоки. Например, А50 обозначает алюминиевый провод, сечение которого равно 50 мм2, АС50/8 — сталеалюминевый провод сечени ем алюминиевой части 50 мм2, стального сердечника 8 мм2 (в электрических расчетах учитывается проводимость только алюминиевой части провода); ПСТЗ,5, ПСТ4, ПСТ5 — однопроволочные стальные провода, где цифры со ответствуют диаметру провода в миллиметрах.
Стальные тросы (сечение не менее 25 мм2), применяемые на ВЛ в качест ве грозозащитных, изготовляют из оцинкованной проволоки. На ВЛ напряже нием 35 кВ применяют тросы сечением 35 мм2, для 110 кВ — 50 мм2, для 220 кВ и выше — 70 мм2.
Сечение многопроволочных проводов различных марок для ВЛ напряже нием до 35 кВ определяют по условиям механической прочности, а для ВЛ напряжением 110 кВ и выше — на основании потерь на корону. На ВЛ при пересечении различных инженерных сооружений (линий связи, железных и шоссейных дорог и т. д.) необходимо обеспечивать более высокую надеж ность. Поэтому минимальные сечения проводов в пролетах пересечений должны быть увеличены.
На напряжении 35-220 кВ провода изолируют от опор гирляндами подвесных изоляторов. Для изоляции ВЛ 6-35 кВ применяют штыревые изоляторы.
Каждый изолятор ВЛ 35-110 кВ как элемент, включенный в гирлянду, представляет собой определенную емкость. Несмотря на то, что все изоляторы можно считать одинаковыми, напряжение на них различно и распределяется по некоторой кривой, так как каждый изолятор имеет дополнительно частичную емкость по отношению к земле. Загрязнение изоляторов вызывает ток утечки, который несколько выравнивает кривую распределения и ставит изоляторы в условия более равномерного распределения напряжения по элементам в гирлянде.
Электрический ток, проходя по проводам ВЛ, выделяет тепло и нагревает провод. Под влиянием нагрева провода происходит: 1) удлинение провода, увеличение стрелы провеса; 2) изменение натяжения провода и его способности нести механическую нагрузку; 3) изменение сопротивления провода и потерь электрической мощности и энергии.
Все условия могут меняться при наличии постоянства параметров окружающей среды или при совместном воздействии на работу провода BЛ. При эксплуатации ВЛ считают, что при номинальном токе нагрузки температура провода находится в пределах 60-70 °С и определяется одновременным воздействием тепловыделения и охлаждения или теплоотвода. Теплоотвод проводов ВЛ возрастает с увеличением скорости ветра и понижением температуры окружающего воздуха. При уменьшении температуры воздуха от +40 до -40 °С и увеличении скорости ветра от 1 до 20 м/с тепловые потери изменяются от 50 до 1000 Вт/м. При положительных температурах окружающего воздуха (0-40 °С) и незначительных скоростях ветра (1-5 м/с) тепловые потери составляют 75-200 Вт/м.
Кабельная прокладка стала основной для промышленных предприятий и городов, что объясняется меньшими размерами коридора прокладки (и даже, в отдельных случаях, его отсутствием), большей надежностью, отсутствием грозовых помех.
Кабели, предназначенные для передачи электрической энергии, для питания силовых и осветительных установок, называют силовыми, а кабели для присоединения к приборам и аппаратам распределительных устройств — контрольными.
При маркировке кабелей приняты следующие обозначения: А (первая буква) — алюминиевая жила. Отсутствие А в марке кабеля означает наличие медной жилы; А или ОС — оболочка (алюминиевая или свинцовая) каждой из трех отдельно изолированных жил кабеля; Ц, Р, В, П — изоляция соответст венно: бумажная, пропитанная нестекающим составом; резиновая; поливи- нилхлоридная; полиэтиленовая (Ц всегда первая буква); В, Н — оболочка из поливинилхлоридного пластиката или маслостойкой резины, не распространяющей горение; Б, П, К — броня из стальных лент, стальных плоских про волок, стальных круглых проволок; Н, Шп, Шв — наружные покровы; Г — отсутствие наружного покрова; ОЖ в конце марки кабеля означает кабель с однопроволочными жилами.
При маркировке маслонаполненных кабелей приняты следующие обозна чения: М (первая буква) — маслонаполненный; Н, ВД — низкого или высокого давления; С, А, Аг — оболочка свинцовая, алюминиевая или алюминиевая гофрированная; Т, Тк — прокладываемый в трубопроводе; Шв, Шву — шланг из поливинилхлоридного пластиката; К — броня из круглых стальных оцинкованных проволок. К марке кабеля, пропитанного синтетическим маслом, добавляется буква С.
Проектирование и сооружение кабельных линий (KJ1) должны произво диться с учетом развития сети, ответственности и назначения линий, характера трассы, способа прокладки, конструкций кабелей. Трассы кабельных линий следует прокладывать по возможности в грунтах, не агрессивных по от ношению к металлическим оболочкам кабелей. Для подземных KЛ надо уста навливать охранные зоны по 1 м с каждой стороны от крайних кабелей (в го родах — на 0,6 м в сторону зданий, сооружений).
При выборе трассы KЛ стараются достичь наименьшего расхода кабеля и обеспечить его защиту от механических повреждений, от коррозии и вибрации, от повреждения электрической дугой при замыкании в соседнем кабеле. Сечение жил кабеля должно соответствовать допустимой токовой нагрузке для участка трассы с наихудшими условиями охлаждения (не ясно сформули рованное ценологическое ограничение). Каждая КЛ должна иметь свой номер или наименование. На трассе KЛ, проложенной в незастроенной местности, должны устанавливаться опознавательные знаки.
При определении стандартного сечения жил кабелей исходят из следую щих технических условий:
При выборе сечения по механической прочности FM самое малое (на чальное в таблице стандартных значений сечений жил) сечение должно быть механически стойким.
При выборе сечения по нагреву определяют ближайшее большее значе ние, во всех случаях не следует стремиться повышать сечение без достаточных на то оснований.
При выборе сечения по термической стойкости определяют ближайшее меньшее значение (на основании повышенного процента ошибки, заложенного в самом методе расчета, в сторону превышения сечений из-за неточности исходных данных).
По потерям напряжения выбирают ближайшее большее значение. Иногда можно принять и меньшее, исходя из условий достоверности данных эле ктрических нагрузок, положенных в основу расчета.
После определения минимально допустимого сечения провода по техническим условиям его сравнивают с экономически целесообразным сечением.
Для выбора термически стойкого сечения жил кабеля определяют значение установившегося тока КЗ (I) и возможное время его прохождения через кабель. Время определяют с помощью установки защиты с наибольшей выдержкой времени при наличии нескольких видов защит и полном времени отключения выключателя (включая время горения дуги).
При наличии зоны нечувствительности у основной защиты термическую стойкость необходимо проверять исходя из времени действия защиты, реагирующей на повреждение в этой зоне, и времени отключения выключателя; при этом в качестве расчетного тока КЗ следует принимать его значение, со ответствующее месту повреждения.
Кабели, защищенные плавкими предохранителями, на термическую стой кость к токам КЗ не проверяют, поскольку время перегорания вставки мало и кабель не успевает нагреваться до допустимой температуры.
Кабели при подземной прокладке располагают в траншеях, блоках, кана лах, туннелях и коллекторах; выше нулевой отметки (с учетом проходов и проездов) на эстакадах и в галереях, на тросах, конструкциях, стенах.
При прокладке кабелей напряжением до 10 кВ в земле рекомендуется в одной траншее помещать не более шести силовых кабелей. При большем коли честве рекомендуется прокладывать кабели в блоках или в отдельных траншеях с расстоянием между группами не менее 0,5 м.
При пересечении дорог и путей, других подземных коммуникаций, территорий складов, площадок и площадей кабели прокладывают в трубах и блоках. Для промышленных предприятий с насыщенной подземкой и грунтами с неблагоприятными механическими или агрессивными химическими включе ниями прокладка в блоках при числе кабелей от 4 до 20 становится основной (наряду с эстакадами). Достоинство прокладки в блоках — защищенность от механических повреждений.
При числе кабелей 20 и более их рекомендуется прокладывать в туннелях, по эстакадам и в галереях.
Внутри зданий кабели можно прокладывать по конструкциям зданий (от крыто, в коробах или трубах), в каналах, блоках, туннелях, трубах, проложен ных в полах и перекрытиях, по фундаментам машин, в шахтах, кабельных эта жах и двойных полах.
При передаче в одном направлении больших мощностей можно применять кабели сечением до 2000 мм2. В целях удешевления необходимо рассматривать возможность прокладки силовых и контрольных кабелей совместно с кабелями связи, водо-, тепло- и воздухопроводами в общих коллекторах. Кабельные сооружения необходимо рассчитывать на дополнительную прокладку не менее 15% кабелей сверх предусмотренных проектом для всех очередей строительства (резерв для подсоединения дополнительных потребителей во время эксплуатации). При прокладке в помещениях с агрессивной средой следует применять кабели, стойкие к воздействию этой среды.
Прокладка кабелей в траншеях наиболее проста и дешева. Она экономич на по такому важному показателю, как расход цветного металла, так как при прокладке в земле в результате лучшего охлаждения пропускная способность кабеля увеличивается по сравнению с другими способами прокладки. На рис. 8.2 приведены примеры кабельных траншей с расположением в них одиночного кабеля и четырех силовых кабелей одного напряжения и принадлежности (назначения).
Прокладку в траншеях не рекомендуется применять: 1) на участках с большим количеством кабелей и там, где возможна разливка горячего металла или разрушающе действующих жидкостей; 2) при большой насыщенности территории подземными и наземными технологическими и транспортными коммуникациями и другими сооружениями; 3) в почвах, содержащих большое количество веществ, разрушающе действующих на оболочки кабелей; 4) в местах, где блуждающие токи достигают опасных значений, большие механи ческие нагрузки на поверхность земли, возможно частое разрытие грунта.
Для прокладки в земле следует применять преимущественно бронирован ные кабели, металлические оболочки которых должны иметь внешний покров для защиты от химических воздействий.
В одной траншее с силовыми допускается прокладка трех-четырех кон трольных кабелей. Глубина заложения от планировочной отметки (поверхно сти) должна быть не менее: для KЛ до 20 кВ — 0,7 м; 35 кВ — 1 м. Маслона- полненные кабельные линии напряжением 110-220 кВ должны иметь глубину залегания не менее 1,5 м.
Рис. 8.2. Расположение кабелей в кабельных траншеях: а — одиночный кабель; б — четыре основных кабеля одного напряжения и назначения
При определении длины прокладываемого кабеля необходимо учитывать, что для компенсации температурных деформаций и возможных смешений почвы (механических напряжений) кабели в траншеях укладываются волно образно (змейкой), что увеличивает длину на 1-2 %.
Дно траншеи по всей длине должно быть присыпано песком или мелкой землей, не содержащей камней, строительного мусора, шлака и т. д., толщина подсыпки — не менее 100 мм. Вдоль всей траншеи для засыпки кабеля должны быть заготовлены песок или мелкая земля (не содержащая мусора). Защитные трубы должны быть уложены на присыпанный песок или землю.
Число соединительных муфт на 1 км вновь строящихся кабельных линий должно быть: не более 4 шт. для трехжильных кабелей 1-10 кВ сечением до 3x70 мм2 и 5 шт. сечением (3х95)-(3х240) мм2; 2 шт. для одножильных кабелей. Для кабелей напряжением 110 кВ количество муфт определяется проектом.
Если проектом предусмотрена защита кабелей красным кирпичом или плитами, присыпка над кабелем должна быть не менее 100 мм. При прокладке над кабелями сигнально-предупредительной ленты присыпка должна со ставлять ≥300 мм, т. е. лента должна быть на глубине 400 мм от планировочной отметки. Сигнальная лента должна быть красного цвета толщиной 0,6-1,0, шириной 150 и 250 мм и иметь четкие надписи «Осторожно кабель». Одну ленту можно прокладывать над двумя кабелями. При большем числе кабелей необходимо укладывать дополнительное количество лент с таким расчетом, чтобы края ленты закрыли кабель с учетом «змейки».
Если трасса кабельной линии (или какой-нибудь ее участок) не может быть нанесена на план с привязкой координат к существующим постоянным строениям, то по трассе устанавливают специальные опознавательные знаки, к которым привязывают линию. Опознавательные знаки наносят в виде надписей на стены постоянных зданий и сооружений или на специальные столбики из бетона или профильной стали на поворотах трассы, в местах установки соеди нительных муфт, на пересечениях с дорогами (с обеих сторон) и подземными сооружениями, у вводов в здания и через каждые 100 м на прямых участках трассы.
В последнее время получила распространение бестраншейная прокладка кабеля в земле, которая допускается для одиночного бронированного кабеля напряжением до 10 кВ со свинцовой или алюминиевой оболочкой на участках открытой местности и на участках кабельных трасс, удаленных от подземных инженерных сооружений В городских электросетях и на территориях промышленных предприятий, на участках, имеющих подземные коммуникации и пересечения с инженерными сооружениями, бестраншейная прокладка кабелей запрещается.
При бестраншейной прокладке кабель укладывают на глубину 1-1,2 м от уровня поверхности земли. Устройства постели, присыпки мелкой землей и механической защиты кабеля при этом не требуется, что обеспечивает сниже ние трудоемкости в 7-8 раз по сравнению с прокладкой в открытую траншею Засыпка кабеля производится грунтом, разрезаемым ножом кабелеукладчика при его передвижении. Бестраншейная прокладка производится с самоходного или передвигаемого тяговыми механизмами ножевого кабелеукладчика, ко торый обеспечивает возможность прокладки во всех категориях грунтов, прохода болот, оврагов и нешироких водных преград. Перед прокладкой барабан с кабелем устанавливают на кабелеукладчике. Разматывают кабель с барабана вручную в процессе прокладки в зависимости от скорости передвижения механизма так, чтобы кабель перед входом в кассету кабелеукладчика не был натянут и имел некоторую слабину
Прокладка кабелей в блоках рекомендуется в следующих случаях, в местах пересечения с железными и автомобильными дорогами; в условиях стесненности по трассе (при большом числе других подземных коммуникаций и сооружений); при вероятности разлива металла или агрессивных жидкостей в местах прохождения кабельных трасс, при прокладке кабельных линий в аг рессивных по отношению к оболочке кабелей грунтах; при необходимости за щиты кабелей от блуждающих токов.
Определение допустимых длительных токов Iб для кабелей, прокладывае мых в блоках, методически отличается от выбора токов для кабелей, прокладываемых в земле (траншее) или в воздухе, и от выбора токов провода воздушных ЛЭП. Таблично задается I0 — длительный допустимый ток для кабелей 10 кВ с медными или алюминиевыми жилами сечением 95 мм2, зави сящий от конфигурации блока и места размещения кабеля (в том или ином отверстии — номере канала).
Рис. 8.10. Рабочая конструкция блока
Если прокладывают два параллельных блока одинаковой конфигурации, то допустимые длительные токи следует уменьшать: при расстоянии между блоками 500; 1000; 2000; 3000 мм коэффициент уменьшения соответственно 0,85; 0,89; 0,93; 0,96.
Для сооружения блоков применяют: двух- и трехканальные железобетон ные панели, предназначенные для прокладки в сухих, влажных и насыщенных водой грунтах; асбоцементные трубы для зашиты кабелей от блуждающих токов (см. рис. 8.10, д); керамические трубы для защиты кабелей в агрессивных и насыщенных водой грунтах (при необходимости можно и в сухих грунтах).
В местах изменения направления трассы или глубины заложения блоков, а также на прямолинейных участках большой длины выполняют кабельные ко лодцы. Число колодцев на прямых участках блока должно быть минимальным, при этом расстояние между соседними колодцами следует принимать максимально возможным с учетом строительных длин кабелей, допустимых усилий тяжения и условий прокладки.
Габариты кабельных колодцев должны обеспечивать: нормальные условия протяжки кабелей с максимальным сечением 3x240 мм2 с радиусом изгиба кабеля R = 25d (d — диаметр кабеля); замену их в случае надобности; установку соединительных муфт с защитными металлическими кожухами длиной 1250 мм. Кабельные колодцы выполняют из кирпича или сборного железобетона. Типы кабельных колодцев: проходной прямого типа; угловой — для изменения направления блочной прокладки с углами поворота 90, 120, 135 и 150°; крестообразный.
Уклон пола колодца должен быть 0,003 в сторону водосборника. Горловины (лазы) кабельных колодцев делают круглыми или овальными с двойными металлическими крышками. Люки круглой формы рассчитывают только на одностороннюю протяжку кабелей и диаметр их не менее 700 мм, а люки овальной формы - на двухстороннюю протяжку кабелей большой длины сечением до 185 мм2, ширина люков 800, длина 1800 мм. Колодцы снабжают стальными скобами или металлической лестницей для спуска.
При параллельной прокладке блока с трубопроводами расстояние между трубопроводами и ближайшим кабелем должно быть не менее 250 мм, а при параллельной прокладке с теплоотводом — не менее 2 м. Глубина заложения кабельных блоков (считая от верхнего кабеля) должна быть не менее 1 м при пересечении улиц и площадей и 0,7 м во всех остальных случаях. В производ ственных помещениях и на закрытых территориях глубина не нормируется. Каждый кабельный блок должен иметь 10 % резервных каналов, но не менее одного канала. Внутренние диаметры отверстий (каналов) железобетонных блоков должны быть не менее 90 мм, внутренние диаметры труб блочной ка нализации — не менее 100 мм. Уклон кабельных блоков в сторону колодцев не менее 0,2 %. Наименьшие расстояния в свету между трубами блочной ка нализации, проложенными непосредственно в земле, должны быть такими же, как для кабелей, проложенных без труб.
При прокладке в блочной канализации применяют кабели с голой свинцо вой оболочкой марок СГ, АСГ, а также кабели с голой поливинилхлоридной оболочкой марок ВВГ, АВВГ, ВРГ, АВРГ. На участках блоков длиной до 50 м допускается также прокладка бронированных кабелей в свинцовой или алю миниевой оболочке без наружного покрова из кабельной пряжи с покраской брони для защиты от коррозии битумным лаком.
Марки кабелей для каждого конкретного случая определяют при проекти ровании. При протяжке кабеля марки СГ в блоки с креплением каната к обо лочке кабеля чулком общая длина канала блока по условиям предельно допу стимых усилий тяжения не должна превышать 145 м для кабелей сечением до 3x50 мм2, 115 м — сечением 3x70 мм2, 108 м — 3x95 мм2 и выше.
Сквозная протяжка кабеля на двух и более участках без разрезки его в промежуточных колодцах возможна при условии, что после протяжки в колодцах будет создан необходимый запас кабеля по длине для укладки его в опорные конструкции.
Внутри кабельных сооружений (помещений) кабели прокладывают на стальных конструкциях различного исполнения. Кабельным сооружением на зывается помещение, специально предназначенное для размещения в нем кабелей, кабельных муфт, а также маслоподпитывающих аппаратов и другого оборудования, предназначенного для обеспечения нормальной работы масло- наполненных кабелей. К кабельным сооружениям относятся: кабельные тун нели, каналы, короба, блоки, шахты, этажи, двойные полы, кабельные эстакады, галереи, камеры, подпитывающие пункты.
Кабельные сооружения должны отделяться от других помещений и сосед них кабельных сооружений несгораемыми перегородками и перекрытиями. Та кими же перегородками протяженные туннели должны разделяться на отсеки длиной не более 150 м при прокладке силовых и контрольных кабелей и не бо лее 100 м при наличии маслонаполненных кабелей. Следует выполнять меро приятия по предотвращению попадания в кабельные сооружения технологиче ских вод и масел, а также обеспечивать отвод почвенных и ливневых вод.
Внутри кабельных сооружений кабели прокладывают на стальных конст рукциях различного исполнения. Кабели больших сечений (алюминиевые 25 мм2 и более, медные 16 мм2 и более) укладывают непосредственно на конструкциях Силовые кабели меньших сечений и контрольные кабели прокла дывают в лотках (сварных или перфорированных) или в коробах, которые крепят на кабельных конструкциях или на стенах Прокладка в лотках более надежна и имеет лучший внешний вид, чем открытая прокладка на конструк циях.
Кабельные сооружения, за исключением эстакад, колодцев для соедини тельных муфт, каналов и камер, должны обеспечиваться естественной или ис кусственной вентиляцией Вентиляционные устройства оборудуют заслонками для прекращения доступа воздуха в случае возгорания, а также для предупреждения промерзания туннеля в зимнее время. При прокладке кабелей внутри помещения следует предотвращать перегрев кабелей за счет повышения температуры окружающего воздуха и влияний технологического оборудования (не допускается прокладка кабелей возле маслопровода, над и под маслопроводами и трубопроводами с горючей жидкостью). В полу и между этажных перекрытиях кабели прокладывают в каналах или трубах. Запрещается прокладка кабелей в вентиляционных каналах, а также открыто по лестничным клеткам Пересечения кабелями проходов следует выполнять на высоте не менее 1,8 м от пола
Рис. 8.11. Размещение кабелей в туннелях и коллекторах прямоугольного сечения а - проходной с двусторонним расположением полок, б - проходной с односторонним расположением полок.
Рис. 8.12. Размещение кабелей в кол лекторах круглого сечения
Кабельные туннели (рис. 8.11) и коллекторы (рис. 8.12) рекомендуется со оружать в городах и на предприятиях с уплотненной застройкой территории или при большом насыщении территории подземными инженерными комму никациями, а также на территориях больших металлургических, машиностро ительных и других предприятий. Кабельные туннели сооружают, как правило, при числе прокладываемых кабелей от 20. Туннели обычно выполняют роль магистральных.
Кабельные туннели прямоугольного сечения предназначены для двусто ронней и односторонней укладки кабелей и бывают проходного и полупро ходного исполнений. При большом числе кабелей туннели и коллекторы пря моугольного сечения могут быть трехстенными (сдвоенными).
На рис. 8.11 показано размещение кабелей в туннелях прямоугольного се чения. Применение полупроходных туннелей допускается в местах, где под земные коммуникации мешают выполнить проходной туннель, при этом по лупроходной туннель принимают длиной не более 15 м и для кабелей напряжением не выше 10 кВ. Проходы в кабельных туннелях и коллекторах должны быть не менее 1 м, однако допускается уменьшение проходов до 800 мм на участках длиной не более 500 мм.
Протяженные кабельные туннели и коллекторы разделяют по длине огне стойкими перегородками на отсеки длиной не более 150 м с устройством в них дверей. Прокладка кабелей в коллекторах и туннелях рассчитывается с учетом возможности дополнительной прокладки кабелей в количестве не менее 15 %.
Применение в кабельных туннелях небронированных кабелей с полиэти леновой оболочкой по условиям пожарной безопасности запрещается.
Прокладки кабелей в кабельных каналах находят широкое применение. Кабельные каналы изготовляют типовыми из сборных железобетонных эле ментов или из монолитного железобетона. В производственных помещениях каналы перекрывают плитами на уровне пола. При прохождении вне зданий на неохраняемых территориях каналы прокладывают под землей на глубине не менее 300 мм в зависимости от нагрузок, которые могут возникнуть на трассе. Если территория охраняется, то применяют полуподземные каналы с естественной или искусственной вентиляцией. Но такие каналы не должны препятствовать транспортным коммуникациям и не должны сочетаться с общей планировкой территории предприятия, так как уровень перекрытия таких каналов возвышается над планировочной отметкой на 50-250 мм.
Каналы выполняются из унифицированных железобетонных лотковых каналов с перекрытиями, из унифицированных железобетонных стеновых плит с основаниями и перекрытиями из монолитного железобетона, а также кирпича.
Способ прокладки кабелей в каналах позволяет обеспечить осмотры и ре монты кабельных линий в процессе эксплуатации, а также прокладку нового или замену действующего кабеля без производства земляных работ. Кроме то го, при прокладке кабелей в каналах обеспечивается надежная защита от ме ханических повреждений. На рис. 8.13 представлены прямые участки унифи цированных каналов лоткового типа и из сборных элементов. В табл. 8.4 приведены основные размеры унифицированных кабельных каналов.
Основные прямые лотковые каналы, перекрытия к ним, а также основные элементы сборных каналов имеют длину 3 м. Длина и ширина сборных эле ментов к лотковым и сборным каналам в местах поворотов и ответвлений бе рется из расчета прокладки в них кабелей напряжением до 10 кВ сечением 3x240 мм2 с радиусом изгиба кабеля R = 25d.
Рис. 8.13. Сборные железобетонные каналы: а - лотковые типа ЛК; б - из сборных плит типа СК; 1 - лоток; 2 - плита перекрытия; 3 - под готовка песчаная; 4 - плита; 5 - основание
Расчет токов КЗ зависит от требований к точности и назначения, а также от исходных данных. В общем случае токи КЗ определяются переходными процессами в электрических цепях, которые рассматриваются при изучении теоретических основ электротехники. Возможность задавать однозначные исходные данные и необходимость обеспечить безопасность при работе элементов электрической сети и сети в целом позволяют проводить расчеты токов КЗ на основе жестких допущений и формул первой научной картины мира. Расчет токов КЗ в электрических сетях промышленных предприятий несколько отличается от расчетов КЗ для электрических сетей и систем, так как можно не учитывать турбо- и гидрогенераторы электростанций, подпитку от нескольких источников питания, работу разветвленных сложных кольцевых схем, свойства дальних ЛЭП, действительные ко эффициенты трансформации.
Для выбора аппаратов и проводников, для определения воздействия на несущие конструкции при расчете токов КЗ исходят из следующих положений: 1) все источники, участвующие в питании рассматриваемой точки, работают с номинальной нагрузкой; 2) синхронные машины имеют автоматические регуляторы напряжения и устройства быстродействующей форсировки возбуждения; 3) короткое замыкание наступает в такой момент времени, при котором ток КЗ имеет наибольшее значение (основное допущение); 4) электродвижущие силы всех источников питания совпадают по фазе; 5) расчетное напряжение каждой ступени принимают на 5 % выше номинального напряжения сети (515; 340; 230; 154; 115; 37; 24; 18; 15,75; 13,8; 10,5; 6,3; 3,15; 0,69; 0,525; 0,4; 0,23; 0,133 кВ - приведены все встречающиеся значения напряжения, хотя некоторые отсутствуют в ГОСТ или не рекомендованы).
Учитывают влияние на токи КЗ присоединенных к данной сети синхронных компенсаторов, синхронных и асинхронных электродвигателей. Влияние асинхронных электродвигателей на токи КЗ не учитывают при единичной мощности электродвигателей до 100 кВт, если электродвигатели отдалены от места КЗ одной ступенью трансформации, а также при любой мощности, если они отделены от места КЗ двумя или более ступенями трансформации или если ток от них может поступать к месту КЗ только через те элементы, через которые проходит основной ток КЗ от сети и которые имеют существенное сопротивление (линии, трансформаторы и т. д.).
Для электроустановок напряжением выше 1 кВ учитывают индуктивные сопротивления электрических машин, силовых трансформаторов и автотрансформаторов, реакторов, воздушных и кабельных линий, токопроводов. Активное сопротивление следует учитывать только для воздушных линий с проводами малых площадей сечений и стальными проводами, а также для протяженных кабельных сетей малых сечений с большим активным сопротивлением.
Для электроустановок напряжением до 1 кВ учитывают индуктивные и активные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи (переходные контакты аппаратов, токовые катушки, переходные сопротивления, несимметрию фаз и т. д.). При этом следует отметить, что влияние сопротивления энергосистемы на результаты расчета токов КЗ на стороне до 1 кВ невелико. Поэтому в практических расчетах сопротивлением на стороне 6-10 кВ часто пренебрегают, считая его равным нулю. В случае питания электрических сетей напряжением до 1 кВ от понижающих трансформаторов при расчете токов КЗ следует исходить из условия, что подведенное к трансформатору напряжение неизменно и равно его номинальному значению.
Требования к расчету токов КЗ для релейной защиты и системной автоматики несколько отличаются от требований к расчету для выбора аппаратов и проводников. Требования к точности расчетов токов КЗ для выбора заземляющих устройств невысоки из-за низкой точности методов определения других параметров, входящих в расчет заземляющих устройств (например, удельного сопротивления земли, имеющего явный ценологический разброс значений). Поэтому для выбора заземляющих устройств допускается определение значения токов КЗ приближенным способом.
Расчетная схема для определения токов КЗ представляет собой схему в однолинейном исполнении, в которую введены генераторы, компенсаторы, синхронные и асинхронные электродвигатели, оказывающие влияние на ток КЗ, а также элементы системы электроснабжения (линии, трансформаторы, реакторы), связывающие источники электроэнергии с местом КЗ. При составлении расчетной схемы для выбора электрических аппаратов и проводников и определения при этом токов КЗ следует исходить из предусматриваемых для данной электроустановки условий длительной ее работы. При этом не нужно учитывать кратковременные видоизменения схемы этой электроустановки, например при переключениях. Ремонтные и послеаварийные режимы работы электроустановки к кратковременным изменениям схемы не относят. Кроме того, расчетная схема должна учитывать перспективу развития внешних сетей и генерирующих источников, с которыми электрически связывается рассматриваемая установка (не менее чем на 5 лет от запланированного срока ввода в эксплуатацию).
По расчетной схеме составляют схему замещения, в которой трансформаторные связи заменяют электрическими. Элементы системы электроснабжения, связывающие источники электроэнергии с местом КЗ, вводят в схему замещения как сопротивления, а источники энергии - как сопротивления и ЭДС. Сопротивления и ЭДС схемы замещения должны быть приведены к одной ступени напряжения (основная ступень). В практических расчетах за основную удобно принимать ступень, где определяются токи КЗ. Параметры элементов схемы замещения можно выражать в именованных или относительных единицах.
При составлении схемы замещения в относительных единицах значения ЭДС и сопротивлений схемы приводят в долях выбранных значений базовых величин. В качестве базовых величин принимают базовую мощность Sб (в расчетах обычно Sб = 100 MBA) и базовое напряжение Uб. Для основной ступени, для которой производится расчет токов КЗ, Uб - Ucp. При этом базовые токи и сопротивления на основной ступени определяют по выражениям
В расчетных формулах для определения сопротивления элементов схемы в именованных и относительных единицах (хб.л, хб.т и т. д.) используют параметры расчетной схемы.
Трехфазное КЗ характеризуют следующие условия: симметричность равенство нулю междуфазных и фазных напряжений в месте КЗ:
(9.17)
Таким образом, разность потенциалов цепи короткого замыкания от места подключения генерирующего источника до точки КЗ равняется ЭДС данного источника, что позволяет определить начальное действующее значение периодической слагающей по закону Ома. В случае питания КЗ от энергосистемы расчетное выражение для определения периодической слагающей приобретает вид
(9.18)
где Ucp - напряжение на шинах энергосистемы; z∑ - результирующее сопротивление цепи КЗ; хс - результирующее сопротивление (индуктивное) энергосистемы относительно места ее подключения в расчетной схеме; хв, rв - соответственно индуктивное и активное сопротивления от места подключения энергосистемы до точки КЗ.
Мощность КЗ в заданной точке КЗ при базовом напряжении
(9.20)
где Iк - ток в рассматриваемой точке КЗ, приведенный к напряжению Uср.
В относительных единицах, если источником питания в расчетной схеме сети является энергосистема, ЭДС системы и напряжение на ее шинах равны: Е"б = Uср.б = 1, отсюда
(9.21)
При питании КЗ от энергосистемы в результате неизменности напряжения на шинах системы амплитуды периодической слагающей тока короткого замыкания во времени не изменяются, и ее действующее значение в течение всего процесса КЗ также остаётся неизменным: Iк = I(3)п0 = I(3)пt = I(3)п∞. Определение периодической слагающей в данном случае для любого момента времени КЗ должно производиться по расчетным выражениям (9.18) и (9.20) для вычисления начального значения тока.
При питании КЗ от генератора с автоматическим регулятором возбуждения (АРВ) или без него амплитуды и действующие значения периодической слагающей в процессе КЗ изменяются по значению. Для практических расчетов периодической слагающей в различные моменты КЗ обычно используют графоаналитический метод с применением расчетных кривых (метод расчетных кривых).
При расчетах токов трехфазного КЗ для выбора аппаратов и проводников принято считать, что максимальное мгновенное значение тока КЗ или ударный ток наступает через 0,01 с с момента возникновения короткого замыкания.
Расчет токов КЗ в цеховых электрических сетях переменного тока отличается от расчета в сетях 1 кВ и выше. В сетях до 1 кВ наряду с индуктивным учитывают и активные сопротивления элементов цепи КЗ: силовых трансформаторов, кабельных линий, шинопроводов, первичных обмоток многовитковых трансформаторов тока, токовых катушек автоматических выключателей, различных контактных соединений (разъемных и втычных контактов аппаратов и т. д.), дуги в месте КЗ. Общее активное сопротивление цепи КЗ r∑ может быть больше 30 % r∑, что влияет на полное сопротивление z∑ и ток КЗ.
Из-за удаленности места КЗ в сети до 1 кВ от источника питания (>3) периодическая составляющая сверхпереходного тока оказывается равной установившемуся значению тока I∞, т. е. периодическая составляющая тока КЗ неизменна во времени. Физически это объясняется тем, что КЗ в сети до 1 кВ из-за большого индуктивного сопротивления цехового трансформатора воспринимается в сети 6-10 кВ как небольшое приращение нагрузки, нечувствительное в сети 110 кВ.
Сопротивление системы, отнесенное к ее мощности, состоит из последовательно соединенных элементов: генераторов (хг ≥ 0,125), повышающих трансформаторов (xпов.т ≥ 0,105), линий электропередачи (xл ≥ 0,05), понижающих трансформаторов районных подстанций и (или) ГПП предприятия (xпон.т ≥ 0,105).
Таким образом, результирующее сопротивление энергосистемы в относительных единицах без цехового трансформатора в общем случае будет не менее 0,4.
Расчет для отдельных элементов цепи КЗ осуществляют по паспортным или справочным данным, и ведут его в именованных единицах, выражая сопротивление элементов в миллиомах. Сопротивление шинопроводов и кабельных линий определяют через активные r0 и индуктивные х0 сопротивления фазы (мОм/м), принимаемые по справочным данным.
При расчете токов КЗ в цепь короткого замыкания вводят также индуктивные сопротивления трансформаторов тока и катушек максимального тока автоматических выключателей, значения которых принимают по справочным или заводским данным.
Токи короткого замыкания вычисляют для выбора и проверки токоведущих устройств и аппаратов цеховой сети на устойчивость действию КЗ. Независимо от режима нейтрали в цеховых сетях наиболее тяжелым режимом является трехфазное КЗ.
Преобразование схемы замещения чаще всего сводится к определению суммарного сопротивления цепи КЗ путем сложения последовательно соединенных активных и индуктивных сопротивлений n элементов, так как сети до 1 кВ имеют одностороннее питание:
Ток трехфазного КЗ вычисляют по формуле
(9.42)
Особую сложность составляет расчет однофазных токов КЗ в сетях до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью, когда ток однофазного КЗ может оказаться меньше значений, достаточных для надежного срабатывания зашиты цеховых сетей (автоматических выключателей или предохранителей). В таких сетях ток однофазного замыкания, равный утроенному току нулевой последовательности, определяют по формуле
(9.43)
где r1∑, х1∑ — суммарные активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности цепи КЗ; ro∑, xo∑ - суммарные активное и индуктивное сопротивления нулевой последовательности.
Ток однофазного замыкания на землю для надежного срабатывания защиты в установках, не опасных по взрыву, должен не менее чем в 3 раза превышать номинальный ток соответствующей плавкой вставки.
При определении токов КЗ в сетях напряжением до 1 кВ следует учитывать, что цеховые ТП выпускаются комплектными и их оборудование (шкафы высокого и низкого напряжения с установленными в них выключателями, тран форматорами тока, шинами и другими элементами) рассчитано на длительный нормальный режим работы и отвечает требованиям устойчивости к токам КЗ в сети низкого напряжения трансформатора данной мощности. Если в цеховой электрической сети применяются комплектные магистральные и распределительные шинопроводы, то подбор их по номинальному току позволяет, как правило, удовлетворить и требованиям устойчивости к действию тока КЗ.
Расчет токов КЗ следует выполнять в случаях совместного питания силовых и осветительных нагрузок, если в осветительной сети использованы осветительные шинопроводы, питающиеся от распределительных шинопроводов. Динамическая стойкость шинопроводов типа ШОС составляет 5 кА, что значительно ниже стойкости шинопроводов типа ШРА (15-35 кА). Если цеховая электрическая сеть состоит из кабелей или проводов в трубах, то для выбора и проверки аппаратов напряжением до 1 кВ расчет токов КЗ в таких сетях обязателен.
Особенность выбора параметров основного электротехнического оборудования в системах электроснабжения промышленных предприятий
Аппараты должны удовлетворять условиям длительной номинальной работы, режиму перегрузки (форсированный режим) и режиму возможных коротких замыканий. Аппараты должны также соответствовать условиям окружающей среды [виду установки (открытая или закрытая), температуре, запыленности, влажности и другим показателям]. Как правило, все элементы системы электроснабжения выбирают по номинальным параметрам и проверяют по устойчивости при сквозных токах короткого замыкания и перенапряжениях.
Номинальное напряжение аппарата соответствует классу его изоляции. Всегда имеется определенный запас электрической прочности, оговариваемый техническими условиями на изготовление и позволяющий аппарату работать длительное время при напряжении на 10-15% выше номинального (максимальное рабочее напряжение аппарата). Отклонения напряжения на практике обычно не превышают указанных величин. Поэтому при выборе аппарата достаточно соблюсти условие
(10.1)
где Uном.а - номинальное напряжение аппарата; Uном.эл - номинальное напряжение электроустановки, в которой используется аппарат.
При протекании номинального тока при номинальной температуре окружающей среды аппарат может работать неопределенно долго без недопустимого перегрева. Поэтому аппарат надлежит выбирать так, чтобы максимальный действующий рабочий ток цепи не превышал номинального тока, указанного в паспорте аппарата.
Аппараты, выбранные по номинальному напряжению и номинальному току, подлежат проверке на термическую и динамическую стойкость при токах короткого замыкания, на отключающую способность. Измерительные трансформаторы, кроме того, проверяют на соответствие их работы требуемому классу точности.
Индуктивное сопротивление токоограничивающих реакторов в зависимости от их назначения выбирают по требуемому снижению тока короткого замыкания за реактором (для снижения необходимой отключающей способности выключателей или для использования кабелей меньшего сечения), по минимальному допустимому напряжению на шинах (для обеспечения самозапуска асинхронных двигателей).
Все высоковольтные потребители подстанций, питающиеся от 5УР и 4УР (цеховые трансформаторы, высоковольтные двигатели, батареи конденсаторов), подсоединяют посредством высоковольтных ячеек. Рекомендуется использовать комплектные ячейки КРУ и КСО. Такое решение позволяет существенно повысить производительность монтажных работ, сократить стоимость подстанций, повысить надежность электроснабжения и безопасность обслуживания. Выбор конкретной ячейки комплектного распределительного устройства зависит от токов рабочего режима и короткого замыкания в соответствующем присоединении, предопределяющих выбор выключателя или другого коммутационного аппарата.
В распределительных устройствах 10(6) кВ применяют маломасляные подвесные выключатели со встроенными пружинными и электромагнитными приводами, а также элегазовые, вакуумные и другие выключатели. Маломасляные выключатели встраивают в стационарные камеры одностороннего обслуживания, применяющиеся преимущественно в электроустановках средней мощности. Распространены шкафы серий КРУ и КР, комплектуемые выключателями ВМПЭ на номинальные токи до 3200 А и токи КЗ до 31,5 кА. Большой диапазон исполнений дает возможность применять выключатели ВМПЭ как для присоединения электроустановок средней мощности, так и на стороне вторичного напряжения крупных трансформаторов.
При больших мощностях короткого замыкания и больших рабочих токах рекомендуется использовать шестибаковые (по два на фазу) горшковые выключатели типа МГГ-10 с номинальным током 3200, 4000 и 5000 А и отключаемым током 30, 45 и 60 кА. Для присоединения потребителей с частыми коммутационными операциями рекомендуется использовать шкафы КЭ с электромагнитными выключателями типа ВЭМ-6, ВЭМ-10 на токи 1000-3200 А.
Количество ячеек, присоединенных к секции шин, должно быть выбрано исходя из следующих потребностей: по одной на каждое проектируемое присоединение 10(6) кВ; по одной резервной на каждой секции шин; одна с межсекционным выключателем; одна с измерительным трансформатором напряжения на каждой секции шин; одна с вводным выключателем. Наиболее типична схема РУ 10 кВ промышленного предприятия с одиночными секционированными шинами.
Выбор высоковольтных выключателей производят:
- по напряжению электроустановки и длительному току
(10.3)
где Iраб (mах) - наибольший ток утяжеленного режима, кА, [Iраб (mах) = Iр ]; Iном - номинальный ток выключателя, кА;
- по электродинамической стойкости при токах короткого замыкания
(10.4)
где Iп0 - действующее значение периодической составляющей начального тока короткого замыкания, кА; Iдин, Im дин - действующее значение периодической составляющей и амплитудное значение полного тока электродинамической стойкости выключателя, кА; iy - ударный ток короткого замыкания, кА.
Выключатель, выбранный по номинальному напряжению, номинальному продолжительному току и электродинамической стойкости, должен быть проверен по отключающей способности на возможность отключения симметричного тока:
(10.5)
где Iпτ - периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент расхождения контактов выключателя, кА; Iоткл.ном - номинальный ток отключения выключателя, кА.
Выключатель проверяют на отключение полного тока короткого замыка ния с учетом апериодической составляющей:
(10.6)
где iaτ - апериодическая составляющая тока в момент расхождения контактов выключателя, кА; βн - нормированное процентное содержание апериодической составляющей тока короткого замыкания, значение определяется по кривой.
Разъединители применяют для отключения и включения цепей без тока и для создания видимого разрыва цепи в воздухе. Между силовыми выключателем и разъединителем следует предусматривать механическую и электромагнитную блокировки, не допускающие отключения разъединителя при включенном выключателе, когда в цепи протекает ток нагрузки.
Разъединители могут также применяться для следующих операций на подстанции: заземления и разземления нейтралей силовых трансформаторов, отключения и включения дугогасящих реакторов при отсутствии в сети замыкания на землю; отключения и включения измерительных трансформаторов напряжения; отключения и включения обходных выключателей в схемах РУ с обходной секцией шин, если шунтируемый разъединителем выключатель включен.
Разъединители выпускают также с одним и двумя заземляющими ножами (число ножей обозначается цифрой 1 или 2 после буквенного обозначения: РНДЗ-1-220У/2000 или РЛНД-2-220/1000).
Короткозамыкатели и отделители - это специальные разъединители, имеющие автоматически действующие приводы. При выборе отделителей и разъединителей необходимо учитывать коммутационные возможности этих аппаратов, оговоренные каталогами (намагничивающий ток, зарядный ток, ток замыкания на землю).
При проектировании необходимо учитывать возможность увеличения отключающей способности разъединителей с помощью дутьевых приставок, что позволяет повысить предельный ток отключения до 80, 60 и 100 А соответственно. При выборе короткозамыкателей необходимо учитывать режим нейтрали сети. В сетях 110 и 220 кВ с заземленной нейтралью достаточно установить однополюсный короткозамыкатель. В сетях 35 кВ с изолированной нейтралью необходимо установить два полюса короткозамыкателя или по одному короткозамыкателю в двух фазах.
Разъединители, отделители и выключатели нагрузки выбирают по напряжению Uном, номинальному длительному току Iном, а в режиме короткого замыкания проверяют термическую и электродинамическую стойкость.
Для короткозамыкателей выбор по номинальному току не требуется. Разъединители, отделители и короткозамыкатели следует выбирать также по роду установки и конструктивному исполнению.
В целях снижения стоимости распределительного устройства 6-10 кВ подстанции вместо силовых выключателей небольшой и средней мощности можно применять выключатели нагрузки, способные отключать рабочие токи линий, трансформаторов и других электроприемников. Для отключения токов короткого замыкания, превышающих допустимые значения для выключателей нагрузки, последние комплектуют кварцевыми предохранителями ПК. Такой комплект получил название ВКП. При проектировании необходимо учитывать, что при каждом отключении выключателя нагрузки происходит износ газогенерирующих дугогасящих вкладышей, ограничивающих число допускаемых отключений КЗ.
Аппараты ВКП можно применять для присоединения трансформаторов мощностью до 1600 кВА, батареи конденсаторов до 400 квар, электродвигателей 3-6 кВ мощностью 600-1500 кВт.
Рекомендуется установка выключателя нагрузки после предохранителя, считая по направлению тока от источника питания, что следует иметь в виду при вычерчивании однолинейной схемы соединений подстанции. Такая схема имеет следующее преимущество - если при отключении выключателя нагрузки возникнут неполадки (например затяжка дуги вследствие износа вкладышей или случайное превышение тока над паспортными значениями), то предохранители практически мгновенно отключат данную линию и возникающая авария ограничится пределами только данной камеры и не распространится на все распредустройство. Такая установка предохранителей дает возможность безопасного осмотра и ревизии выключателя нагрузки при вынутых предохранителях.
Выбор выключателей нагрузки производится по тем же условиям, что и разъединителей. При выборе аппаратов ВКП в РУ 6-10 кВ необходимо учитывать недостаточную чувствительность предохранителей к перегрузкам. Поэтому применение аппаратов ВКП должно сопровождаться установкой соответствующих релейных защит от перегрузок в схеме блока линиятрансформатор.
В ОРУ 10-110 кВ рекомендуется применение стреляющих предохранителей. Мощность трансформаторов, защищаемых стреляющими предохранителями, ограничена значениями 4000-6300 кВА. В закрытых помещениях установка их не допускается.
Наибольшая отключающая мощность предохранителей ПК, ПКН (для наружной установки), ПКЭ (для экскаваторов) составляет 200 МВА; ПКУ (усиленный) на 6-10 кВ - 350 МВА, на 35 кВ - 500 МВА.
Номинальные токи плавких вставок предохранителей ПК следует выбирать так, чтобы не возникало ложное срабатывание предохранителя вследствие толчков тока при включении трансформатора на небольшую нагрузку, а также при включении электродвигателей или батарей конденсаторов. Для выполнения этого условия ток плавкой вставки выбирается в 1,4-2,5 раза больше номинального тока защищаемого электроприемника. При выборе предохранителей следует обратить особое внимание на то, что их можно применять лишь в сетях и электроустановках с напряжением, соответствующим номинальному напряжению предохранителя. Применение предохранителей с номинальным напряжением, отличным (большим или меньшим) от номинального напряжения сети, не допускается.
Реакторы устанавливают; на сборных шинах подстанций или на отходящих линиях для ограничения тока (мощности) короткого замыкания; на шинах подстанций или питающих линиях для обеспечения необходимого значения остаточного напряжения на шинах подстанций; для ограничения пусковой мощности при пуске асинхронных или синхронных двигателей.
Выбор реактора можно производить по заданному снижению тока короткого замыкания, по заданному значению остаточного напряжения.
Необходимую реактивность реактора (%) при заданном снижении тока короткого замыкания определяют по формуле
(10.11)
где Iр.ном (Sр.ном) - номинальный ток (номинальная проходная мощность) реактора; Iτ(Sτ) - ток (мощность) короткого замыкания, соответствующий действительному времени отключения и ограниченный реактором; Iк(Sк) - ток (мощность) короткого замыкания до реактора, до установки реактора.
Необходимая реактивность реактора хр.ном (%) при заданном остаточном напряжении:
(10.13)
Стандартные реакторы, используемые для пуска, рассчитаны на одноминутную работу при номинальном токе. При протекании через реактор тока, отличного от номинального, длительность t изменяется обратно пропорционально квадрату тока. Таким образом, реактор должен удовлетворять условию
(10.21)
Iр - расчетное время работы пускового реактора при номинальном токе (tp= 1 мин); n - число пусков подряд; t - продолжительность пуска, мин.
Эффективность применения реактора тем выше, чем ближе расположена подстанция промышленного предприятия к источнику питания системы. Если на предприятии имеются собственные генерирующие установки, связанные с шинами 10 кВ подстанции, то можно однозначно рекомендовать применение реакторов в межсекционной связи. В общем случае, однако, применение реакторов должно быть экономически обосновано, так как установка линейных, секционных или групповых реакторов должна обеспечивать экономию за счет применения более дешевых ячеек с выключателями и кабелей меньшего сечения.
Для контроля за режимом работы электроприемников, а также для производства денежного расчета с энергоснабжающей организацией на подстанциях используют контрольно-измерительные приборы, присоединяемые к цепям высокого напряжения через измерительные трансформаторы тока и напряжения.
Трансформаторы тока выбирают по номинальному напряжению, номинальному первичному току и проверяют по электродинамической и термической стойкости к токам короткого замыкания. Особенностью выбора трансформаторов тока является выбор по классу точности и проверка на допустимую нагрузку вторичной цепи. Трансформаторы тока для присоединения счетчиков, по которым ведутся денежные расчеты, должны иметь класс точности 0,5. Для технического учета допускается применение трансформаторов тока класса точности 1, для включения указывающих электроизмерительных приборов - не ниже 3, для релейной защиты - класса 10(Р). Чтобы погрешность трансформатора тока не превысила допустимую для данного класса точности, вторичная нагрузка Z2p не должна превышать номинальную Z2ном, задаваемую в каталогах.
Трансформаторы напряжения, предназначенные для питания катушек напряжения измерительных приборов и реле, устанавливают на каждой секции сборных шин. Их выбирают по форме исполнения, конструкции и схеме соединения обмоток, номинальному напряжению; Uс.ном = U1 ном (где Uс.ном - номинальное напряжение сети, к которой присоединяется трансформатор напряжения, кВ; U1 ном - номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора, кВ); классу точности; вторичной нагрузке S2 расч < S2 ном (где S2расч - расчетная мощность, потребляемая вторичной цепью, ВА; S2 ном - номинальная мощность вторичной цепи трансформатора напряжения, обеспечивающая его работу в заданном классе точности, ВА).
Выбор типа трансформатора напряжения определяется его назначением. Если от ТН получают питание расчетные счетчики, то целесообразно использовать на напряжениях 6, 10, 35 кВ два однофазных трансформатора типа НОМ или НОЛ, соединенных по схеме открытого неполного треугольника. Два однофазных ТН обладают большей мощностью, чем один трехфазный, а по стоимости на напряжения 6 и 10 кВ они примерно равноценны. Если одновременно с измерением необходимо производить контроль изоляции в сетях 6-10 кВ, то устанавливают трехфазные трехобмоточные лятистержневые трансформаторы напряжения серии НТМИ или группу из трех однофазных трансформаторов серии ЗНОМ или ЗНОУТ, если мощность НТМИ недостаточна. При использовании трех однофазных трансформаторов, соединенных в звезду, нейтральная точка обмотки высокого напряжения ТН должна быть заземлена для правильной работы приборов контроля состояния изоляции.
Для напряжения 110 кВ и выше применяют каскадные трансформаторы НКФ.
Кабели и шины выбирают по номинальным параметрам (току и напряжению) и проверяют на термическую и динамическую стойкость при КЗ. Поскольку процесс КЗ кратковременный, то можно считать, что все тепло, выделяемое в проводнике кабеля, идет на его нагрев. Температура нагрева кабеля определяется его удельным сопротивлением, теплоемкостью, рабочей температурой. Температура нагрева кабеля в нормальном рабочем режиме
(10.26)
где tо.ср - температура окружающей среды (почвы); tдоп - допустимая температура при нормальном режиме, принимаемая равной 60 °С; Iдоп - допустимый ток для выбранного сечения.
Максимально допустимые кратковременные превышения температуры при КЗ для силовых кабелей с бумажной пропитанной изоляцией принимаются: до 10 кВ с медными и алюминиевыми жилами - 200 °С; 20-35 кВ с медными жилами - 175 °С.
Проверка сечения кабеля на термическую стойкость к токам КЗ проводится по выражению
(10.27)
где Вк - тепловой импульс; С = Акон – Анач - коэффициент, соответствующий разности выделенного тепла в проводнике после короткого замыкания и до него.
Для кабелей напряжением 6-10 кВ с бумажной изоляцией и медными жилами С = 141, с алюминиевыми жилами С = 85; для кабелей с поливинилхлоридной или резиновой изоляцией с медными жилами С = 123, с алюминиевыми жилами С = 75.
При КЗ по токоведущим частям проходят токи переходного режима, вызывая сложные динамические усилия в шинных конструкциях и аппаратах электрических установок. Усилия, действующие на жесткие шины и изоляторы, рассчитывают по наибольшему мгновенному значению тока трехфазного КЗ iу. При этом определяют максимальное усилие F на шинную конструкцию без учета механических колебаний, но с учетом расстояния l между изоляторами шинной конструкции и расстояния между фазами а (рис. 10.2).
Рис. 10.2. Расстояние между фазами (b, h - размеры шин)
Допускаемые напряжения, МПа: для меди МТ - 140, для алюминия AT - 70, для алюминия АТТ - 90, для стали - 160.
В многополосных шинах кроме усилия между фазами возникает усилие между полосами, расчет в этом случае усложняется.
Электродинамические усилия в токоведущих частях выключателей, разъединителей и других аппаратов сложны и трудно поддаются расчету, поэтому заводы-изготовители указывают допустимый через аппарат предельный сквозной ток КЗ (амплитудное значение) Iном дин, который не должен быть меньше найденного в расчете ударного тока Iу при трехфазном КЗ.
Сроки службы электротехнического оборудования в зависимости от режимов работы и характеристик внешней среды
Важной составной частью многогранной проблемы электромагнитной совместимости, под которой понимают совокупность электрических, магнитных и электромагнитных полей, которые генерируют электрообъекты, созданные человеком, и воздействуют на мертвую (физическую) и живую (биологическую) природу, на техническую, информационную, социальную реальности, становится подсистема качества электроэнергии ПКЭ, которая в электрической сети характеризуется показателями качества электроэнергии. Перечень и нормативные (допустимые) значения ПКЭ установлены ГОСТ 13109-97 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения», введенного с 01.01.1999 взамен существующего ГОСТ 13109-87.
Понятие качества электрической энергии отличается от понятия качества других товаров. Качество электроэнергии проявляется через качество работы электроприемников. Поэтому, если он работает неудовлетворительно, а в каждом конкретном случае анализ качества потребляемой электроэнергии дает положительные результаты, то виновато качество изготовления или эксплуатации. Если ПКЭ не соответствуют требованиям ГОСТа, то предъявляются претензии к поставщику – энергетическому предприятию. В целом ПКЭ определяют степень искажения напряжения электрической сети в результате кондуктивных помех (распределяющихся по элементам электрической сети), вносимых как энергоснабжающей организацией, так и потребителями.
Снижение качества электроэнергии обусловливает:
- увеличение потерь во всех элементах электрической сети;
- перегрев вращающихся машин, ускоренное старение изоляции, сокра щение срока службы (в некоторых случаях выход из строя) электрооборудования;
- рост потребления электроэнергии и требуемой мощности электрообору дования;
- нарушение работы и ложные срабатывания устройств релейной защиты и автоматики;
- сбои в работе электронных систем управления, вычислительной техники и специфического оборудования;
- вероятность возникновения однофазных коротких замыканий из-за ус коренного старения изоляции машин и кабелей с последующим переходом однофазных замыканий в многофазные;
- появление опасных уровней наведенных напряжений на проводах и тро сах отключенных или строящихся высоковольтных линий электропередач, на ходящихся вблизи действующих;
- помехи в теле- и радиоаппаратуре, ошибочную работу рентгеновского оборудования;
- неправильную работу счетчиков электрической энергии.
Часть ПКЭ характеризует помехи, вносимые установившимся режимом работы электрооборудования энергоснабжающей организации и потребителей, т. е. вызванные особенностями технологического процесса производства, передачи, распределения потребления электроэнергии. К ним относятся отклонения напряжения и частоты, искажения синусоидальности формы кривой напряжения, несимметрия и колебания напряжения. Для их нормирования установлены допустимые значения ПКЭ.
Другая часть характеризует кратковременные помехи, возникающие в электрической сети в результате коммутационных процессов, грозовых и атмосферных явлений, работы средств защиты и автоматики и послеаварийных режимов. К ним относятся провалы и импульсы напряжения, кратковременные перерывы электроснабжения. Для этих ПКЭ допустимые численные значения ГОСТом не установлены. Однако такие параметры, как амплитуда, длительность, частота и другие, должны измеряться и составлять статистические массивы данных, характеризующие конкретную электрическую сеть в отношении вероятности появления кратковременных помех.
ГОСТ 13109-97 устанавливает показатели и нормы в электрических сетях систем электроснабжения общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц в точках, к которым присоединяются электрические сети, находящиеся в собственности различных потребителей электрической энергии, или приемники электрической энергии (точки общего присоединения). Нормы применяют при проектировании и эксплуатации электрических сетей, а также при установлении уровней помехоустойчивости электроприемников и уровней кондуктивных электромагнитных помех, вносимых этими приемниками. Установлено два вида норм: нормально допустимые и предельно допустимые. Оценка соответствия нормам проводится в течение расчетного периода, равного 24 часам.
Качество электроэнергии характеризуется параметрами (частоты и напряжения) в узлах присоединений уровней системы электроснабжения.
Частота - общесистемный параметр определяется балансом активной мощности в системе. При возникновении дефицита активной мощности в системе происходит снижение частоты до такого значения, при котором устанавливается новый баланс вырабатываемой и потребляемой электроэнергии. При этом снижение частоты связано с уменьшением скорости вращения электрических машин и уменьшением их кинетической энергии. Освобождающаяся при этом кинетическая энергия используется для поддержания частоты. Поэтому частота в системе меняется сравнительно медленно. Однако при дефиците активной мощности (более 30%) частота меняется быстро и возникает эффект «мгновенного» изменения частоты - «лавина частоты». Изменение частоты со скоростью более 0,2 Гц в секунду принято называть колебаниями частоты.
Напряжение в узле электроэнергетической системы определяется балансом реактивной мощности по системе в целом и балансом реактивной мощности в узле электрической сети. Устанавливается 11 показателей качества электроэнергии:
Не на все ПКЭ стандартом установлены нормы. Так, установившееся отклонение напряжения (под этим термином понимается среднее за 1 мин отклонение, хотя процесс изменения действующего значения напряжения в течение этой минуты может быть совсем неустановившимся) нормируется только в сетях 380/220 В, а в точках сетей более высокого напряжения его следует рассчитывать. Для провалов напряжения установлена лишь предельно допустимая длительность каждого (30 с) в сетях напряжением до 20 кВ и представлены статистические данные об относительной дозе провалов разной глубины в общем числе провалов, но не приводятся статистические данные о их числе за единицу времени (неделю, месяц и т. п.). По импульсным напряжениям и временным перенапряжениям нормы не установлены, но дана справочная информация о возможных их значениях в сетях энергоснабжающих организаций.
При определении значений некоторых показателей КЭ используют следующие вспомогательные параметры электрической энергии:
- частоту повторения изменений напряжения FδUt;
- интервал между изменениями напряжения Δti,i+1;
- глубину провала напряжения δUп,
- частость появления провалов напряжения Fп;
- длительность импульса по уровню 0,5 его амплитуды Δtимп 0,5;
- длительность временного перенапряжения Δtпер U.
На все ПКЭ, численные значения норм на которые есть в стандарте, договорно запускается механизм штрафных санкций, формируемый на шесть ПКЭ из 11 перечисленных: отклонение частоты; отклонение напряжения; доза фликера; коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения; коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности; коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности.
Ответственность за недопустимые отклонения частоты безусловно лежит на энергоснабжающей организации. За недопустимые отклонения напряжения энергоснабжающая организация несет ответственность в случае, если потребитель не нарушает технических условий потребления и генерации реактивной мощности. Ответственность за нарушение норм по четырем остальным (ПКЭ с определяемой ответственностью) возлагается на виновника, определяемого на основе сопоставления включенного в договор допустимого вклада в значение рассматриваемого ПКЭ в точке учета электроэнергии с фактическим вкладом, вычисляемым на основе измерений. Если допустимые вклады в договоре не указаны, энергоснабжающая организация несет ответственность за низкое качество, независимо от виновника его ухудшения.
Отклонения напряжения характеризуются показателем установившегося отклонения напряжения δUy,%. Нормально допустимые и предельно допустимые значения δUy на выводах приемников электрической энергии равны соответственно ±5 % и ±10 % от начального (номинального) напряжения электрической сети. Допустимые значения δUy в точках общего присоединения потребителей напряжением 0,38 кВ и более должны быть установлены в договорах на пользование электрической энергией.
Измерение установившегося отклонения напряжения δUy осуществляется для каждого i-го наблюдения за период времени, равный 24 ч. Измеряют значение напряжения, которое в электрических сетях однофазного тока определяют как действующее значение напряжения основной частоты U(1)i без учета высших гармонических составляющих напряжения, а в электрических сетях трехфазного тока - как действующее значение каждого межфазного (фазного) напряжения основной частоты U(1)i, а также как действующее значение напряжения прямой последовательности основной частоты U1(1)i.
Затем вычисляют значение усредненного напряжения Uу как результат усреднения N наблюдений напряжений U(1)i или U1(1)i за интервал времени 1 мин. по формуле
(12.3)
где Ui - значение напряжения U(1)i или U1(1)i в i-м наблюдении, кВ (число наблюдений за 1 мин должно быть не менее 18).
Окончательное значение установившегося отклонения напряжения δUy (%):
(12.4)
где Uном - номинальное межфазное (фазное) напряжение.
Качество электрической энергии по установившемуся отклонению напряжения в точке общего присоединения к электрической сети считают соответствующим требованиям, если все измеренные за каждую минуту в течение установленного периода времени (24 ч) значения установившегося отклонения напряжения находятся в интервале, ограниченном предельно допустимыми значениями, и не менее 95 % измеренных за тот же период времени значений находятся в интервале, ограниченном нормально допустимыми значениями.
Дополнительно допускается определять соответствие нормам стандарта по суммарной продолжительности времени выхода за нормально и предельно допустимые пределы. При этом качество электрической энергии по установившемуся отклонению напряжений считают соответствующим требованиям настоящего стандарта, если суммарная продолжительность времени выхода за нормально допустимые значения составляет не более 5% от установленного периода времени, т. е. 1ч 12 мин, а за предельно допустимые значения - 0% от этого периода времени.
Колебания напряжения характеризуются размахом изменения напряжения δUt, % и дозой фликера Pt, отн. ед.
Рис. 12.1. Колебания напряжения произвольной формы (а) и имеющие форму меандра (б)
Предельно допустимое значение суммы установившегося отклонения напряжения δUу и размаха изменений напряжения δUt в точках присоединения к электрическим сетям напряжением 0,38 кВ равно ±10% от номинального напряжения.
Предельно допустимое значение для кратковременной дозы фликера Pst при колебаниях напряжения с формой, отличающейся от меандра, равно 1,38, а для длительной дозы фликера РLt при тех же колебаниях напряжения равно 1,0. Кратковременную дозу фликера определяют на интервале времени наблюдения, равном 10 мин. Длительную дозу фликера определяют на интервале времени наблюдения, равном 2 ч.
Предельно допустимое значение для кратковременной дозы фликера Pst у потребителей, располагающих лампами накаливания в помещениях, где требуется значительное зрительное напряжение, при колебаниях напряжения с формой, отличающейся от меандра, равно 1,0, а для длительной дозы фликера РLt в этих же точках - 0,74.
Несинусоидальность напряжения
Несинусоидальность напряжения характеризуется коэффициентом искажения синусоидальности кривой напряжения, КU (%), и коэффициентом n-й гармонической составляющей напряжения КU(n) (%).
Нормально и предельно допустимые значения коэффициентов искажения синусоидальности кривой напряжения приведены ниже:
Предельно допустимое значение коэффициента n-й гармонической составляющей напряжения вычисляют по формуле
где КU(n)норм - нормально допустимое значение коэффициента n-й гармонической составляющей напряжения.
Несимметрия напряжений характеризуется коэффициентом несимметрии напряжений по обратной последовательности К2U (%) и коэффициентом несимметрии напряжений по нулевой последовательности К0U (%). Нормально допустимое и предельно допустимое значения коэффициента несимметрии напряжений по обратной последовательности в точке общего подключения к электрическим сетям равны соответственно 2,0 и 4,0 %. Эти же значения имеют место по нулевой последовательности в четырехпроводных электрических сетях с номинальным напряжением 0,38 кВ.
Отклонение частоты напряжения
Отклонения частоты напряжения переменного тока в электрических сетях характеризуются показателем отклонения частоты (Δf, %), для которого нормально допустимое и предельно допустимое значения отклонения частоты равны и ±0,2 и ±0,4 Гц соответственно.
Провал напряжения
Провал напряжения характеризуется показателем длительности провала напряжения Δfn (%), предельно допустимое значение которого в электрических сетях напряжением до 20 кВ включительно равно 30 с. Длительность автоматически устраняемого провала напряжения в любой точке присоединения к электрическим сетям определяется выдержками времени релейной защиты и автоматики.
Рис. 12.5. Иллюстрация провала напряжения (а) и осциллограмма провала напряжения с переходом напряжения с переходом напряжения на новый уровень и возвращением на предшествующий или близкий к нему уровень скачком с высокочастотными составляющими (б)
Импульс напряжения
Импульс напряжения характеризуется показателем импульсного напряжения, Uимп, кВ. Расчетные значения грозовых и коммутационных импульсных напряжений в точках присоединения электрической сети общего назначения приводятся для фазных номинальных напряжений сети.
Формы и значения импульсных напряжений зависят от напряжения сети, места расположения точек присоединения, конструктивных и электрических параметров воздушных и кабельных ЛЭП. Значения грозовых импульсных напряжений с вероятностью 90 % не превышают 10 кВ в воздушной сети напряжением 0,38 кВ и 6 кВ - во внутренней проводке зданий и сооружений. Форма для точек присоединения, проходящих через выводы силового трансформатора, обмотка которого имеет связь с BЛ и для точек присоединения ВЛ - РП высокого напряжения приведена на рис. 12.6.
Значения коммутационных импульсных напряжений при их длительности на уровне 0,5 амплитуды импульса, равной 1000-5000 мкс приведены ниже:
Вероятность превышения указанных значений коммутационных импульсных напряжений составляет не более 5 %, а значений грозовых импульсных напряжений - не более 10 % для воздушных линий с металлическими и железобетонными опорами и 20 % - для воздушных линий с деревянными опорами.
Рис. 12.7. Параметры импульсного напряжения
Временное перенапряжение
Временное перенапряжение характеризуется показателем коэффициента временного перенапряжения, Knep U.
Значения импульсных напряжений для грозовых и коммутационных импульсов, возникающих в электрических сетях энергоснабжающей организации приведены ниже:
Δtnep U, с До 1 До 20 До60
Knep U, о.е. 1,47 1,31 1,15
Значения коэффициента в точках присоединения электрической сети общего назначения в зависимости от длительности временных перенапряжений Δtпер u не превышают приведенных значений. В среднем за год возможно около 30 временных перенапряжений.
Рис. 21.8. Временное перенапряжение
Увеличение количества и повышение установленной мощности электроприемников с нелинейным и несимметричным характером нагрузок, появление новых электротехнических установок сделали искаженные режимы характерной и неотъемлемой чертой работы современной системы электроснабжения. При этом нарушение ГОСТ 13109-97 возможно как со стороны энергоснабжающей организации (установившееся отклонение напряжения δUу; отклонение частоты Δf; длительность провала напряжения Δfп; импульсное напряжение Uимп; коэффициент временного перенапряжения Kпер U так и по вине потребителей.
Причиной, вызывающей несинусоидальность, несимметрию, колебания и отклонения напряжения, является тот или иной вид электроприемника, определяемого технологическим процессом (производством). Отклонения напряжения вызывает изменение нагрузки любого производства. Предприятия с мощными сварочными устройствами порождают также колебания, несимметрию напряжения; дуговые сталеплавильные печи - еще и несинусоидальность; при электролизе в цветной металлургии имеют место колебания, несинусоидальность; при однофазной нагрузке - несимметрия; при работе тяговых подстанций - несинусоидальность и несимметрия напряжений.
Помимо искажений в установившихся режимах работы существуют про мышленные источники искажений напряжения, создающие помехи в пусковых режимах или при регулировании. Высшие гармоники порождают при пуске и торможении электродвигатели переменного тока с регулируемой скоростью, преобразователи при рекуперативном торможении. Трансформаторы при включении и отключении вызывают кратковременные перенапряжения.
Источниками колебаний напряжения в современных электрических системах служат мощные электроприемники с импульсным, резкопеременным характером потребления активной и реактивной мощностей. Для них характерны: питание от шин напряжением 35-220 кВ; значительные изменения потребляемой активной Р и реактивной Q мощности, равной (10-130) % Р, с высокой скоростью в течение суток; наличие у токоприемников нелинейных элементов.
К таким электроприемникам относятся в приоритетном порядке по степени воздействия на этот ПКЭ: дуговые сталеплавильные печи; руднотермические печи; электродвигатели большой мощности (в частности, прокатных станов); индукционные печи; машины контактной сварки; преобразователи электролизных установок; синхронные двигатели; приводы насосов и компрессоров в распределительных сетях.
Источниками гармонических искажений служат в основном нагрузки с нелинейными характеристиками: дуговые сталеплавильные печи; вентильные преобразователи; трансформаторы с нелинейными вольт-амперными характеристиками; преобразователи частоты; индукционные печи; вращающиеся электрические машины, питаемые через вентильные преобразователи; телевизионные приемники; люминесцентные лампы; ртутные лампы.
Существенное влияние на работу электрооборудования, в первую очередь на электродвигатели и силовые трансформаторы, оказывает несимметрия напряжений. При коэффициенте обратной последовательности напряжений, равном 4%, срок службы электродвигателей сокращается примерно в два раза.
Активная мощность источников (турбогенераторов и гидрогенераторов электростанций, нетрадиционных источников, гидроаккумулирующих станций и др.) в любой момент времени соответствует потребляемой мощности (нагрузке) ∑Рн:
(13.1)
где ∑Ри - суммарная активная мощность источников; ∑Рсн - собственные нужды генерирующих источников; ΔРп - потери активной мощности.
Приведенное уравнение определяет баланс активных мощностей в электрической системе.
Баланс активных мощностей соответствует определенным значениям частоты и напряжения в узлах, к которым подключены потребители (нагрузки). Изменение мощности источников связано с изменением частоты и напряжения очевидным равенством, получающимся разложением в ряд Тейлора функции ∑Ри = F(f;U):
(13.2)
При нарушении баланса мощностей вследствие снижения генерирующей мощности или увеличения потребления активной мощности устанавливается режим с изменившимися значениями составляющих уравнения баланса мощности. Снижение генерируемой мощности приводит к уменьшению частоты и напряжения в системе и наоборот с увеличением мощности источников возрастают частоты тока и напряжения одинаково в любом узле электрической системы. Воздействовать на изменение частоты можно только изменением генерируемой активной мощности. На тепловых и гидравлических электростанциях это достигается увеличением или уменьшением выпуска энергоносителя, т. е. пара или воды.
Номинальное значение частоты в Европейских странах составляет 50 Гц, в США и ряде других стран - 60 Гц. Снижение частоты приводит к уменьшению скорости вращения синхронных и асинхронных электродвигателей и, в конечном счете, к уменьшению производительности приводных механизмов.
В ориентировочных расчетах принимают, что изменение частоты на 1% приводит к изменению активной мощности нагрузки на 0,5%. Уравнение баланса реактивной мощности:
(13.3)
где ∑Qг, ∑Qк, ∑Qc - реактивная мощность, генерируемая генераторами электростанций, компенсирующими устройствами (синхронными компенсаторами, конденсаторами и другими устройствами, а также емкостями воздушных и кабельных линий); ∑Qн, ∑Qс.н, ∑ΔQп - реактивная мощность, потребляемая нагрузками, а также собственными нуждами электроснабжения и обусловленная потерями в элементах систем электроснабжения.
Реактивная или обменная мощность существенно влияет на такие параметры систем электроснабжения, как потери мощности и энергии и уровни напряжения в узлах сети. Поэтому вопрос компенсации реактивной мощности относится к числу важнейших при проектировании и эксплуатации систем энергоснабжения предприятий. Как известно, величина (значение) реактивной мощности характеризует скорость обмена электромагнитной энергии источниками и потребителями электроэнергии. При этом индуктивные элементы являются накопителями реактивной мощности, а емкостные - ее генераторами.
Асинхронные электродвигатели (АД) и трансформаторы (Тр) потребляют 60-80 % реактивной энергии в промышленных электросетях.
Для уменьшения потребления реактивной мощности АД выбирают двигатели с небольшим запасом по активной мощности; выполняют переключения статорных обмоток с треугольника на звезду при их загрузке ниже 40-50%; исключают режим холостого хода путем установки соответствующих ограничителей; заменяют асинхронные двигатели синхронными той же мощности, если это возможно по технико-экономическим соображениям.
Для уменьшения потерь реактивной мощности в Тр рекомендуется отключение в резерв Тр, загруженных менее 40 % номинальной мощности, а также перевод нагрузки на другой трансформатор, либо замена на менее мощный.
Дуговые сталеплавильные печи (ДСП) относятся к числу крупных потребителей реактивной мощности. В значительной мере это объясняется необходимостью обеспечить непрерывность горения электрической дуги, что возможно только при наличии индуктивности в цепи ДСП.
В настоящее время более 50% электроэнергии, поставляемой промышленными предприятиями, преобразуется с помощью выпрямителей и инверторов; эти устройства именуются вентильными преобразователями (ВП).
ВП являются крупными потребителями реактивной мощности. На основе ВП, как будет показано в дальнейшем, строят современные регулируемые источники реактивной мощности.
Индукционные печи предназначены для расплавления металлов индуцированными токами, для чего необходимо создание сильных магнитных полей. Для этой цели требуется значительная реактивная мощность.
На предприятиях применяют в основном однофазные печи мощностью до 6 МВт для плавления цветных металлов и до 2 МВт - сталеплавильные печи. Для генерирования токов высокой частоты (до 10 кГц) используют главным образом тиристорные преобразователи частоты на напряжения 0,38; 6; 10 кВ. Коэффициент мощности индукционных печей весьма низок: от 0,1 до 0,5-0,6, в связи с чем в комплект индукционной печи входят регулируемые батареи конденсаторов.
Установки дуговой и контактной электросварки являются однофазными резкопеременными нагрузками с cos φ от 0,2 до 0,6.
Батареи статических конденсаторов (БК) могут работать лишь как источ ники реактивной мощности. Они выпускаются на различные номинальные напряжения и мощности. БК на напряжение до 1000 В обычно включаются по схеме треугольника, так как при этом к конденсатору приложено линей ное напряжение и в три раза увеличивается реактивная мощность по сравне нию с соединением в звезду:
(13.26)
где Uл - линейное напряжение сети; С - емкость трех фаз батарей; ω - угловая частота.
Размещение конденсаторов в сетях до и выше 1000 В должно удовлетворять условию наибольшего снижения потерь активной мощности от реактивных нагрузок. При этом возможны следующие виды компенсации:
1. Индивидуальная - с присоединением конденсаторов наглухо к зажимам электроприемника. В этом случае от реактивных токов разгружается вся сеть системы электроснабжения. Этот вид компенсации применяется чаще всего на напряжении до 1000 В и обладает существенным недостатком - неполно используются конденсаторы в связи с их отключением при отключении электроприемника;
Групповая - с присоединением конденсаторов к распределительным пунктам сети (шкафы, шинопроводы). В этом случае распределительная сеть до электроприемников не разгружается от протекания РМ, но эффективнее используется БК;
Централизованная - с подключением БК на шины 0,38 и (или) 6-10 кВ РП или ГПП. При подключении БК на шины 0,38 кВ разгружаются только цеховые трансформаторы и вышележащая часть сети.
Достоинства БК: 1) малые удельные потери активной мощности (0,0025-0,005 Вт/вар); 2) простота производства монтажных работ (малые габариты, масса, отсутствие фундаментов); 3) простота эксплуатации (ввиду отсутствия вращающихся и трущихся частей); 4) возможность их установки в центре реактивных нагрузок или около электроприемников; 5) для установки конденсаторов может быть использовано любое сухое помещение; 6) возмож ность постепенного увеличения мощности БК.
Недостатки БК: 1) зависимость генерируемой РМ от напряжения; 2) недостаточная прочность, особенно при КЗ и перенапряжениях; 3) малый срок службы; 4) пожароопасность; 5) наличие остаточного заряда; 6) перегрев при повышении напряжения и наличии в сети высших гармоник, ведущих к повреждению конденсаторов; 7) сложность регулирования РМ (РМ регулируется ступенчато).
В качестве источников РМ широкое применение находят статистические тиристорные компенсаторы (СТК), которые могут работать по принципу прямой или косвенной компенсации.
Прямая компенсация предусматривает генерирование реактивной мощности статическим компенсатором. Различают ступенчатое и плавное регулирование реактивной мощности. В первом случае различное количество секций БК подключают с помощью тиристорных ключей. Во втором случае используются преобразователи частоты, преобразователи с искусственной коммутацией тиристоров.
В качестве источников реактивной мощности для прямой компенсации также используются компенсаторы с искусственной коммутацией тиристоров. Такой компенсатор представляет собой параллельное соединение двух трехфазных преобразователей. Изменение знака угла управления тиристоров достигнуто искусственной коммутацией тока в вентильных контурах напряжениями коммутирующих конденсаторов, а не напряжением сети.
В качестве источника реактивной мощности при косвенной компенсации также используют стабилизаторы с синхронизированными тиристорными ключами. При изменении реактивной мощности нагрузки подключается различное количество реакторов. Для снижения тока переходного процесса включение и отключение реакторов производится при α = π/2, когда проходящий ток равен нулю. В связи с этим запаздывание на включение и отключение реактора не превышает 10 мс. Достоинством этого компенсатора является отсутствие высших гармоник в спектре тока.
Система электроснабжения промышленного предприятия образована множеством электроустановок, в процессе эксплуатации которых по различным причинам могут возникать повреждения, грозящие аварией, порчей дорогостоящего оборудования и материалов или расстройством сложного технологического процесса. Развитие повреждения может быть приостановлено быстрым отключением поврежденного участка при помощи специальных устройств релейной защиты. Наиболее опасный вид повреждений - короткие замыкания, при которых релейная защита действует на отключение. Таким образом основное назначение релейной защиты состоит в быстром отключении поврежденного участка от неповрежденной части электрической сети.
Кроме повреждений могут иметь место ненормальные режимы работы: перегрузка, падение напряжения, понижение частоты, выделение газа или понижение уровня масла в расширителе трансформатора, замыкание на землю одной фазы в сети с изолированной нейтралью и др. При этом нет необходимости в немедленном отключении оборудования, так как эти явления не представляют непосредственной опасности для оборудования и могут самоустраняться. В этом случае преждевременное отключение может принести вред, а не пользу. Второе назначение релейной защиты - воспринимать нарушения нормальных режимов работы оборудования, давать предупредительнй сигнал обслуживающему персоналу или производить отключение оборудования с выдержкой времени.
Требования к релейной защите: быстродействие; селективность или избирательность; чувствительность; надежность.
Быстродействие - быстрое отключение поврежденного участка, предотвращающее или уменьшающее размеры повреждения и расстройство работы потребителей неповрежденной части. В основном время отключения находится в пределах 0,06-0,15 с, когда напряжение понижается в неповрежденной части до 60-70 % от номинального допускается 0,5-1 с (рис. 14.1).
Селективность или избирательность - способность защиты определять место повреждения и отключать только ближайший к нему выключатель. Если по какой-либо причине ближайший к месту повреждения участок не отключится, то должен отключиться выключатель следующий к источнику питания.
Рис. 14.1. Пояснение принципа быстродействия релейной защиты при коротком замыкании (КЗ)
Различают защиты с абсолютной селективностью, относительной и неселективные.
Защиты с абсолютной селективностью срабатывают на участке, где они установлены. Обычно принцип их действия основан на сравнении комплексов токов или их фаз в начале и конце защищаемого участка. К таким защитам относится, например, дифференциальная (быстродействующая защита). Защиты с относительной селективностью срабатывают при коротком замыкании как на защищаемом участке, так и на предыдущем (защиты с выдержкой времени: токовые, токовые направленные, дистанционные). Неселективные защиты предусматривают специально.
Принцип селективности релейной защиты можно пояснить на примере схемы рис. 14.2. При коротком замыкании в точке К1 должен отключиться с помощью средств релейной защиты выключатель Q2, что обеспечивает селективность. Если одновременно с Q2 релейная защита отключит и Q4 (теряет питание двигатель M1), а то и Q5, то теряют питание все двигатели. Такое действие и называется неселективным.
Чувствительность - способность релейной защиты реагировать на возможные повреждения при минимальных режимах работы системы электроснабжения (минимальное изменение воздействующей величины) характеризуется коэффициентом чувствительности:
где I(2)к (min) - минимальное значение тока двухфазного короткого замыкания в конце защищаемого участка; Iс з - ток срабатывания защиты.
Для токовых отсечек Кч должен быть больше 2, для максимальных токовых защит Кч > 1,5.
Надежность - свойство правильно и безотказно действовать на отключение поврежденного оборудования (обеспечивается возможно более простой схемой).
Рис. 14.2. Пояснение принципа селективности
Хотя электроника получает широкое распространение, релейная зашита, основанная на электромеханических реле остается основной на многих предприятиях. Проходная характеристика такой релейной защиты - релейная, элементы которой имеют различные свойства при одной основной характеристике (рис. 14.3). При достижении параметра Хвх значения Хвх.сраб реле срабатывает, замыкает свои контакты и появляется параметр Хвых. С уменьшением Хвх до значения Хвозвр реле возвращается в исходное состояние.
Рис. 14.3. Релейная характеристика
Релейная защита трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций зависит от типа коммутационных аппаратов, установленных на стороне высшего и низшего напряжения, и включает в себя следующие виды:
От межфазных коротких замыканий на стороне высшего напряжения - предохранители (в случае применения выключателей нагрузки); максимальная токовая защита; иногда, по условию обеспечения селективности, устанав ливается токовая отсечка.
От однофазных замыканий на землю на стороне низкого напряжения - автоматические выключатели на стороне низкого напряжения или специальная защита нулевой последовательности, установленная в нулевом проводе на стороне низкого напряжения.
От повреждений внутри кожуха и понижения уровня масла - газовая защита (рис. 14.17, а, б), устанавливаемая на трансформаторах мощностью 400 кВА и выше; у герметически закрытых трансформаторов, не имеющих расширителя, вместо газового реле устанавливают реле повышения внутритрансформаторного давления, работающего на отключение.
От перегрузки (максимальная) - токовая защита.
Ток срабатывания максимальной токовой защиты от межфазных коротких замыканий рассчитывается по двум условиям.
Первое условие:
(14.22)
где kотс - коэффициент отстройки, kотс = 1,2; кв - коэффициент возврата, кв = 0,8; Iраб(max) = Iном.транс*
Второе условие - обеспечение бездействия защиты после работы АВР на стороне 0,4 кВ:
(14.23)
Iраб.рез.(mах) - максимальный рабочий ток секции 0,4 кВ, которая подключается к рассматриваемому трансформатору при срабатывании устройства АВР, принимается равным (0,65-0,7)Iном.транс; Iраб(mах) - максимальный рабочий ток рассматриваемого трансформатора, который в схеме с АВР не должен превышать (0,65-0,7)Iном.транс, чтобы не допускать опасной перегрузки трансформатора после действия АВР.
Из двух значений Iс.з выбирается наибольший.
Проверка чувствительности максимальной токовой защиты осуществляется по двухфазному КЗ за трансформатором:
(14.24)
где I(2)к(min) - ток двухфазного короткого замыкания в минимальном режиме на стороне низкого напряжения трансформатора, приведенный к стороне высшего напряжения по однофазному КЗ на стороне 0,4 кВ,
(14.25)
где I(1)к - ток однофазного КЗ на стороне низкого напряжения трансформатора, приведенный к стороне высшего напряжения.
В случае, если не обеспечивается необходимый коэффициент чувствительности, то дополнительно устанавливается специальная защита нулевой последовательности на стороне 0,4 кВ, предназначенная для работы при однофазных КЗ на землю.
Ток срабатывания максимальной токовой защиты от перегрузок выбирается из условия
(14.26)
где Iном - номинальный ток защищаемого трансформатора.
Выдержка времени принимается больше на ступень селективности, чем время срабатывания защиты от межфазных КЗ.
Отстройка защиты от однофазных коротких замыканий на землю производится от наибольшего допустимого тока небаланса в нулевом проводе трансформатора в нормальном режиме:
(14.27)
Коэффициент чувствительности для основной зоны защиты
(14.28)
Ток срабатывания токовой отсечки рассчитывают по выражению
(14.29)
где I(3)к(max) - ток трехфазного КЗ на стороне низкого напряжения трансформатора, приведенный к стороне высокого напряжения; kотс = 1,6.
Коэффициент чувствительности определяют при двухфазном КЗ в месте установки отсечки:
(14.30)
Для кабельных линий предусмотрена установка релейной защиты:
Защита от межфазных коротких замыканий. Для кабельных линий напряжением выше 1 кВ применяют максимальную токовую защиту и токовую отсечку, ниже 1 кВ - плавкие предохранители и автоматические выключатели.
Защита от замыканий одной из фаз на землю. В сетях с глухим заземлением нейтрали защита действует на отключение поврежденного участка, с изолированной нейтралью - защита действует на сигнал. На кабельных линиях 6-10 кВ устанавливают максимальную токовую защиту нулевой последовательности. В кабельных линиях 6-10 кВ с заземленной через реактор нейтралью применяют устройства сигнализации замыканий УСЗ, реагирующие на сумму высших гармоник в токе замыкания на землю.
Ток срабатывания токовой отсечки выбирают исходя из условия
(14.31)
где kотс= 1,3÷1,4 - коэффициент отстройки; I(3)к(max) - наибольшее начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания.
Ток срабатывания максимальной токовой защиты:
(14.32)
где kотс = 1,1÷1,2; kв - коэффициент возврата реле; kс.з.п - коэффициент самозапуска; Iн(mах) - максимальный ток нагрузки кабельной линии с учетом перегрузочной способности питаемой установки, например трансформатора.
Релейная защита двигателей напряжением до 1 кВ (рис. 14.19) выполняется в основном в соответствии с требованиями к релейной защите высоковольтных электродвигателей, но на элементной базе коммутационных аппаратов до 1 кВ. Предусматривается защита от следующих режимов:
- от многофазных коротких замыканий устанавливаются плавкие предохранители или максимальные токовые реле, используются также аппараты, совмещающие устройства защиты и управления - магнитные пускатели и автоматические выключатели;
Рис. 14.19. Схема защиты электродвигателя напряжением до 1 кВ с магнитным пускателем
- от перегрузки применяются тепловые реле;
- от однофазных замыканий на землю используются реле тока, подключенные к трансформатору тока нулевой последовательности;
- от потери питания и понижения напряжения устанавливается магнитный пускатель или контактор, автоматически отключающийся при снижении напряжения до (0,6÷0,7)Uном.
При секционированном выполнении шин понизительных подстанций автоматическое включение резервных источников электропитания намного повышает надежность работы потребителей, приближая степень взаиморезервирования. В то же время сохраняются преимущества одностороннего питания в отношении упрощения устройств релейной защиты и уменьшения тока КЗ (последнее обстоятельство облегчает работу силовых выключателей и позволяет удешевить стоимость сооружения). При раздельной работе секций создается большая независимость одной секции от другой. Отключение источника основного питания вызывает погасание осветительной нагрузки и торможение асинхронных электродвигателей, присоединенных к отключенной секции шин. Чем быстрее будет подано напряжение от резервного источника, тем меньше снизится частота вращения электродвигателей, меньше будет ток при включении устройством АВР источника и тем легче и быстрее произойдет последующий самозапуск.
АВР является эффективным средством, повышающим надежность электроснабжения (успешность действия АВР составляет 90-95 %), поэтому этот вид автоматики широко применяется на подстанциях основных и распределительных сетей. Выполнение АВР также обязательно для собственных нужд станции.
Основные требования, предъявляемые к устройствам АВР на подстанциях, к шинам которых подключены только асинхронные двигатели и осветительная нагрузка (синхронные двигатели и конденсаторные батареи отсутствуют): устройство АВР должно приводиться в действие при исчезновении напряжения на шинах по любой причине (в том числе и при ошибочных отключениях коммутационного аппарата в цепи питания; исключение - потеря питания вследствие действия АЧР); включение резервного источника питания следует осуществлять сразу и только после отключения выключателя в цепи рабочего; собственное время действия АВР должно быть минимальным; действие АВР должно быть однократным, для чего необходимо ограничивать длительность команды на включение резервного оборудования.
Для нормального функционирования средств АВР необходим расчет ряда уставок.
Рассмотренные устройства защиты, выполненные на базе электромехани ческих реле или с использованием полупроводниковых элементов и аналоговых интегральных микросхем, имели различные технические реализации.
Особенность их - жесткая логика первой научной картины мира. И хотя они еще долго будут находить применение, особенно для алгоритмов простых повреждений, несомненно их вытеснение новым поколением защит с цифровой обработкой информации. Их отличает высокий уровень унификации элементов, гибкость, возможность реализации сложных алгоритмов выявления повреждений, развитая система функционального контроля, уменьшение расходов на обслуживание.
Выделяют основные принципы микропроцессорной системы защиты с цифровой обработкой информации: неявное резервирование, унификацию, модульность, функциональную децентрализацию, специализацию обработки информации, единство информационной базы, комплектность, гибкость. Возникновение неисправностей в аппаратной и программной частях предотвращаются путем перераспределения задач между элементами системы в полном объеме или с потерей некоторых второстепенных функций. Вероятность отказа системы в целом снижается.
Информационное обеспечение системы основано на параметрах входных сигналов: амплитуды, фазовые сдвиги и частота, а также их интегральные значения. Помехи, вызванные переходными процессами и сопровождающиеся появлением апериодических и гармонических составляющих, обусловливают погрешности, снижаемые предварительной фильтрацией входных токов и напряжений. В результате синусоидальный сигнал содержит информацию об основной гармонике входной величины. Наиболее широко используется цифровая обработка отсчетов мгновенных значений синусоидальных сигналов и их ортогональных составляющих.
В цифровых системах применяют определение амплитуд и фаз синусоидальных сигналов с использованием ортогональных составляющих, для получения которых используют метод Фурье и его модификации. Метод обеспечивает полное подавление во входном сигнале постоянной составляющей и гармоник с частотами, кратными ω0 при заданном Δt.
Принципиальную возможность для определения информационных параметров входных сигналов обеспечивает времяимпульсный метод, основанный на замене синусоидального процесса последовательностью импульсов прямоугольной формы. Их длительности содержат информацию об амплитудах, частоте и фазовых сдвигах сигналов.
Формирование ортогональных составляющих входных сигналов в измерительных органах микропроцессорных защит обеспечивается в аналоговом, цифровом или смешанном видах с помощью формирователей. Аналоговые, усложняющие эту часть и не исключающие фазочастотные погрешности преобразования, используют активные фазоповоротные элементы с фазочастотными характеристиками, смешенными на угол π/2. При цифровой обработке ортогональные составляющие, если сигнал синусоидальный, могут быть получены по его мгновенным значениям, зафиксированным с интервалом Т/4, где Т - период сигнала.
Функционирование электрического хозяйства (электрики), как и работа любой сложной технической системы, сопровождается появлением отрица тельного воздействия на работающий персонал и окружающую среду. Опасный производственный фактор - это фактор, воздействие которого в определенных условиях приводит к травме или другому внезапному резкому ухудшению состояния здоровья работающих или необратимым отрицательным воздействиям на окружающую среду.
Степень опасного и вредного воздействия на человека электрического тока, электрической дуги и электромагнитных полей зависит от следующих параметров:
- рода тока и величины напряжения и тока;
- частоты переменного электрического тока;
- пути протекания тока через тело человека;
- продолжительности воздействия электрического тока или электрического, магнитного или электромагнитного полей на человека;
- условий внешней природной и производственной среды;
- индивидуальных особенностей людей.
Проходя через живые ткани, электрический ток оказывает термическое, электролитическое и биологическое воздействие. Обычно выделяют два вида поражений электрическим током: местные электрические травмы и электрический удар. Местные электрические травмы: ожоги, электрические знаки, электрометаллизация кожи, механические повреждения и электроофтальмия.
Электрический удар наблюдается при воздействии малых токов при небольших напряжениях. Ток действует на нервную систему и на мышцы, вызывая паралич пораженных органов. Паралич дыхательных мышц, а также мышц сердца может привести к смертельному исходу. Прохождение тока может вызвать фибрилляцию сердца - беспорядочное сокращение и расслабление мышечных волокон сердца. Опытным путем установлено, что большие значения тока и напряжения более опасны. Наиболее опасен переменный ток. Чем короче время воздействия тока, тем меньше опасность.
Обычно выделяют следующие пороговые значения тока: порог ощущений тока - наименьший ощутимый ток (0,5-1,5 мА); порог неотпускающего тока - наименьший ток, при котором человек уже не может самостоятельно освободиться от захваченных электродов действием тех мышц, через которые проходит ток (6-10 мА); смертельный ток (100 мА и более). Пороговые значения зависят от индивидуальных особенностей людей, а опасность поражения током зависит не только от длительности, величины тока и напряжения, но и ряда других факторов: пути тока в теле человека, состояния внешней среды и других. Наиболее опасно прохождение тока через дыхательные мышцы и сердце.
По применяемым мерам по электробезопасности различают следующие виды электроустановок: 1) выше 1 кВ в сетях с эффективно заземленной нейтралью (с большими - более 500 А - токами замыкания на землю); 2) выше 1 кВ в сетях с изолированной нейтралью (с малыми токами замыкания на землю); 3) до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью; 4) до 1 кВ с изолированной нейтралью.
Величина тока и путь его протекания через тело человека зависят от схе мы прикосновения к частям электроустановок, находящимся под напряжением; состояния изоляции токоведущих частей; режима работы нейтрали источника питания, величины сопротивления тела человека и от ряда других обстоятельств. Схемы включения человека в электрическую цепь могут быть двухполюсными и однополюсными.
Во всех случаях соединения частей электроустановки, находящихся под напряжением, с землей или с металлическими нетоковедущими частями, не изолированными от земли, от них в землю проходит ток через электрод, который осуществляет контакт с землей. Специальный металлический электрод, находящийся в соприкосновении с землей, принято называть заземлителем.
Электробезопасность обеспечивается: конструкцией электроустановок; техническими способами и средствами; организационными и техническими мероприятиями.
Для безопасности труда персонала необходимо:
- соблюдение соответствующих расстояний до токоведущих частей или путем закрытия, ограждения токоведущих частей;
- применение блокировки аппаратов и ограждающих устройств для предотвращения ошибочных операций и доступа к токоведущим частям;
- применение надлежащей изоляции, а в отдельных случаях - повы шенной;
- применение двойной изоляции;
- компенсация емкостных токов замыкания на землю;
- надежное и быстродействующее автоматическое отключение частей электрооборудования, случайно оказавшихся под напряжением и поврежденных участков сети, в том числе защитного отключения;
заземление или зануление корпусов электрооборудования и элементов электроустановок, которые могут оказаться под напряжением вследствие по вреждения изоляции;
- выравнивание потенциалов;
- применение разделительных трансформаторов;
применение напряжений ≤ 42 кВ переменного тока частотой 50 Гц и ≤ 110 В постоянного тока;
- использование предупреждающей сигнализации, надписей и плакатов;
применение устройств, снижающих напряженность электрических полей;
- использование защитных средств и приспособлений, в том числе для за щиты от воздействия электрического поля, в которых напряженность превы шает допустимые нормы.
Все перечисленные мероприятия представляют конструктивные и технические способы и средства обеспечения безопасности. Ни одну из перечисленных выше мер нельзя считать универсальной.
Заземляющие устройства в электроустановках выше 1 кВ в сетях с эффективно заземленной нейтралью следует выполнять с соблюдением требований к их сопротивлению или к напряжению прикосновения, а также к конструктивному выполнению и к ограничению напряжения на заземляющем устройстве. Норма сопротивления заземляющего устройства в электроустановках напряжением выше 1 кВ сети с эффективно заземленной нейтралью установлена в 0,5 Ом, включая сопротивление естественных заземлителей. С целью уменьшения возможного напряжения прикосновения путем выравнивания электрического потенциала регламентирована конструкция заземляющего устройства. На территории электроустановки должна быть заземляющая сетка, образованная электрически соединенными между собой горизонтальными продольными и поперечными заземлителями.
Продольные заземлители следует прокладывать вдоль осей электрооборудования со стороны обслуживания на глубине 0,5-0,7 м от поверхности земли и на расстоянии 0,8-1 м от фундаментов или оснований оборудования. Допускается увеличение расстояний от фундаментов или оснований оборудования до 1,5 м с прокладкой одного заземлителя для двух рядов оборудования, если стороны обслуживания обращены друг к другу, а расстояние между фундаментами двух рядов не превышает 3 м.
Поперечные заземлители нужно прокладывать в удобных местах между оборудованием на глубине 0,5-0,7 м от поверхности земли. Расстояние между соседними поперечными заземлителями рекомендуется принимать увеличивающимися от периферии к центру заземляющей сетки. При этом первое и последующие расстояния, начиная от периферии, не должны превышать соответственно 4; 5; 6; 7,5; 9; 11; 13,5; 16; 20 м. Такие шаги поперечных заземлителей способствуют наиболее полному выравниванию электрических потен циалов в пределах территории, на которой расположена заземляющая сетка. В местах присоединения нейтралей силовых трансформаторов и короткозамыка- телей к заземляющему устройству размеры сетки не должны превышать 6x6 м2.
Горизонтальные заземлители следует прокладывать по краю территории для образования замкнутого контура. Если заземляющее устройство выходит за пределы огороженной территории электроустановки, то горизонтальные заземлители, проложенные вне этой территории, следует прокладывать на глубине не менее 1 м. Внешний контур заземляющего устройства рекомендуется выполнять в виде многоугольника с тупыми или скругленными углами. Это требование направлено в первую очередь на уменьшение возможного напряжения, приложенного к телу человека по пути нога-нога (шаговое напряжение) вблизи вершин углов контура.
В целях исключения выноса потенциала за пределы территории электроустановки запрещается питание приемников, находящихся вне территории электроустановки, от трансформаторов с заземленной нейтралью при напряжениях 380/220 В, а приемников, находящихся в пределах территории электроустановки, от трансформаторов при 220/127 В. В случае необходимости питание таких приемников должно осуществляться от трансформаторов с изолированной нейтралью.
В электроустановках до 1 кВ в сетях с глухозаземленной нейтралью требования, предъявляемые к заземляющему устройству, учитывают особенности обеспечения электробезопасности людей системой зануления при замыканиях на корпус. Установлено, что сопротивление заземляющих устройств, к которым присоединяют нейтрали трансформаторов и генераторов или выводы источника однофазного тока, зависит от линейного напряжения в трехфазных сетях или от напряжения источника однофазного тока, а также от удельного сопротивления земли.
При линейном напряжении 660, 380, 220 В или напряжении однофазного тока 380, 220, 127 В удельное сопротивление заземляющего устройства в тече ние всего срока его службы не должно превышать соответственно 2, 4 и 8 Ом. Требуемое сопротивление заземляющего устройства должно обеспечиваться с учетом использования естественных заземлителей, а также системы повторных заземлений нулевого провода ВЛ напряжением до 1 кВ, однако в тех случаях, когда количество BЛ не менее двух. При удельном сопротивлении ρ земли более 100 Ом м допускается увеличивать нормы сопротивления заземляющих устройств в 0,01ρ раз, но не более чем в 10 раз.
Для обеспечения автоматического отключения участка с однофазным замыканием заземляющие проводники следует выбирать таким образом, чтобы при замыкании на корпус или нулевой провод возникал ток короткого замыкания, превышающий: в 3 раза номинальный ток плавкой вставки ближайшего предохранителя; в 3 раза номинальный ток нерегулированного расцепителя или уставку тока регулируемого расцепителя автоматического выключателя, имеющего обратно зависимую от тока характеристику.
При защите сетей автоматическими выключателями, имеющими только отсечку, проводимость указанных проводников должна обеспечивать ток не ниже уставки тока мгновенного срабатывания, умноженной на коэффициент, учитывающий разброс, и на коэффициент запаса 1,1. При отсутствии заводских данных для автоматических выключателей с номинальным током до 100 А кратность тока короткого замыкания относительно уставки следует принимать не менее 1,4, а с номинальным током свыше 100 А - не менее 1,25. Полная проводимость нулевого защитного проводника во всех случаях должна быть не менее 50% проводимости фазного проводника.
Расчет заземляющих устройств
Выбор параметров заземлителя производится с учетом ограничений длин сторон контура и расстояния между вертикальными заземлителями:
(16.5)
где L1, L2 - длины сторон контура, принятые в расчете; L1min, L2min, L1max, L2max минимально и максимально допустимые длины первой и второй сторон контура; lв - длина вертикального электрода; а - расстояние между вертикальными электродами;.
Заземлитель может быть простым и сложным. Простой заземлитель выполняется в виде замкнутого контура или полосы с вертикальными зазем лителями. Расчет простых заземлителей ведется методом коэффициента ис пользования.
Сложный заземлитель выполняется в виде замкнутого контура с вер тикальными электродами и сеткой продольных и поперечных заземляющих проводников. Метод расчета допускает замену сложного заземлителя с при мерно регулярным размещением электродов квадратной расчетной моделью при условии равенства площадей размещения заземлителя S1 общей длины LГ горизонтальных полос и глубины их заложения t, числа n и длины lв верти кальных заземлителей.
Расчет молниезащитных устройств зданий и сооружений
Здания и сооружения или их части в зависимости от назначения, интенсивности грозовой деятельности в районе местонахождения, ожидаемого количества поражений молний в год следует защищать в соответствии с категориями устройства молниезащиты и типом зоны защиты. Защита от прямых ударов молнии осуществляется с помощью молниеотводов различных типов: стержневых, тросовых, сетчатых, комбинированных (например, тросово-стержневых). Наиболее часто применяют стержневые молниеотводы, тросовые используют в основном для защиты длинных и узких сооружений. Защитное действие молниеотвода в виде сетки, накладываемой на защищаемое сооружение, аналогично действию обычного молниеотвода.
Защитное действие молниеотвода основано на свойстве молнии поражать наиболее высокие и хорошо заземленные металлические сооружения. Благодаря этому защищаемое здание, более низкое по сравнению с молниеотводом по высоте, практически не будет поражаться молнией, если всеми своими частями оно будет входить в зону защиты молниеотвода. Зоной защиты молниеотвода считается часть пространства вокруг молниеотвода, обеспечивающая защиту зданий и сооружений от прямых ударов молнии с определенной степенью надежности. Наименьшей и постоянной по величине степенью надежности обладает поверхность зоны защиты; по мере продвижения внутрь зоны надежность защиты увеличивается. Зона защиты типа А обладает степенью надежности 99,5 % и выше, а типа Б - 95 % и выше.
Общая схема расчета молниезащитных устройств: производится количественная оценка вероятности поражения молнией защищаемого объекта, расположенного на равнинной местности с достаточно однородными грунтовыми условиями на площадке, занятой объектом, т. е. определяется ожидаемое число поражений молнией в год защищаемого объекта; в зависимости от категории устройства молниезащиты и полученного значения ожидаемого числа поражений молнией в год защищаемого объекта определяется тип зоны защиты; рассчитываются взаимные расстояния между попарно взятыми молниеотводами и производятся вычисления параметров зон защиты на заданной высоте от поверхности земли.
В зависимости от типа, количества и взаимного расположения молниеотво дов зоны защиты могут иметь самые разнообразные геометрические формы. Оценка надежности молниезащиты на различных высотах производится проектировщиком, который в случае необходимости уточняет параметры молниезащитного устройства и решает вопрос о необходимости дальнейшего расчета.
Производственные, жилые и общественные здания и сооружения в зависимости от их конструктивных характеристик, назначения и значимости, вероятности возникновения взрыва или пожара, технологических особенностей, а также от интенсивности грозовой деятельности в районе их местонахождения подразделяют на три категории по устройству молниезащиты:
I. Производственные здания и сооружения со взрывоопасными помещениями классов В-1 и В-2 по ПУЭ (к данной категории относятся также здания электростанций и подстанций.
II. Другие здания и сооружения со взрывоопасными помещениями, не от носимые к I категории.
III. Все остальные здания и сооружения, в том числе пожароопасные по мещения.
Для оценки грозовой деятельности в различных районах страны используется карта распределения среднего числа грозовых часов в году, на которой нанесены линии равной продолжительности гроз или данные местной метеорологической станции.
По категории устройства молниезащиты и ожидаемому числу поражений молнией в год защищаемого объекта определяют тип зоны защиты. Здания и сооружения, относящиеся к категории I, подлежат обязательной молниезащите; зона защиты должна обладать степенью надежности 99,5 % и выше (зона защиты типа А). Зоны защиты для зданий и сооружений, относящихся ко II категории, рассчитывают по типу А, если N>1, и по типу Б в противном случае. Зоны, относящиеся к категории III, рассчитывают по типу А, если N>2, и по типу Б, если N<2. Это касается только зданий и сооружений, которые относятся к взрыво- и пожароопасным, для всех остальных объектов этой категории независимо от значения N принимается зона защиты типа Б.
Расчет молниезащиты зданий и сооружений заключается в определении границ зоны защиты молниеотводов, которая представляет собой пространство, защищаемое от прямых ударов молнии. Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой h≤150 м представляет собой круговой конус, который в зависимости от типа зоны защиты характеризуется следующими габаритами:
зона А:
(16.15)
зона Б:
(16.16)
где h0 - вершина конуса зоны защиты, м; r0 - радиус основания конуса на уровне земли, м; rх - радиус горизонтального сечения зоны зашиты на высоте hx от уровня земли, м; hx - высота защищаемого сооружения, м.
Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода в плане графически изображается окружностью соответствующего радиуса. Центр окружности на ходится в точке установки молниеотвода.
Зона защиты двойного стержневого молниеотвода высотой до 150 м при расстоянии между молниеотводами, равном L, изображена на рис. 16.8. Из рисунка видно, что зона защиты между двумя стержневыми молниеотводами имеет значительно большие размеры, чем сумма зон защиты двух одиночных молниеотводов. Часть зоны защиты между стержневыми молниеотводами в сечении, проходящем через оси молниеотводов, является совместной, а ос тальные ее части называются торцевыми.
Определение очертаний торцевых частей зоны защиты выполняется по расчетным формулам, используемым для построения зоны защиты одиночных молниеотводов, т. е. габариты h0, r0, rx2, rх2 определяют в зависимости от типа зоны защиты по формулам (16.15) или (16.16). В плане торцевые части представляют собой полуокружности радиусом r0 или rx, которые ограничиваются плоскостями, проходящими через оси молниеотводов перпендикулярно линии, соединяющей их основания.
Совместная часть зоны защиты ограничивается сверху ломаной линией, которую можно построить по трем точкам: две из них лежат на молниеотводах на высоте h0, а третья расположена посередине между ними на высоте hc. Очертания зоны защиты в сечении А-А (см. рис. 16.8) определяют по правилам и формулам, принятым для одиночных стержневых молниеотводов.
Рис. 16.8. Зона защиты двойного стержневого молниеотвода высотой до 150 м
Зоны защиты двойного стержневого молниеотвода имеют следующие габариты:
1. Зона А (существует при L ≤ 3h, в противном случае молниеотводы рассматриваются как одиночные):
при
при
2. Зона Б (существует при L ≤ 5h, в противном случае молниеотводы рассматриваются как одиночные):
при
при
(16.18)
где L - расстояние между молниеотводами, м; hс - высота зоны защиты посередине между молниеотводами, м; rс - ширина совместной зоны защиты в сечении А-А (см. рис. 16.8) на уровне земли, м; rсх - ширина горизонтального сечения совместной зоны защиты в сечении А-А на высоте hx от уровня земли, м.
Основное условие наличия совместной зоны защиты двойного стержневого молниеотвода - выполнение неравенства rсх > 0. В этом случае конфигурация совместной зоны защиты в плане представляет собой две равнобедренные трапеции, имеющие общее основание длиной 2rсх, которое лежит посередине между молниеотводами. Другое основание трапеции имеет длину 2rх. Линия, соединяющая точки установки молниеотводов, перпендикулярна основаниям трапеции и делит их пополам. Если rсх = 0, совместная зона защиты в плане представляет собой два равнобедренных треугольника, основания которых параллельны между собой, а вершины лежат в одной точке, находящейся посередине между молниеотводами. Если rсх < 0, построение зоны защиты не производится.
Объекты, расположенные на достаточно большой территории, защищают несколькими молниеотводами (многократный молниеотвод). Для определения внешних границ зоны защиты многократных молниеотводов используются те же приемы, что и для одиночного или двойного стержневых молниеотводов. При этом для расчета и построения внешних очертаний зоны молниеотводы берут попарно в определенной последовательности. Основным условием защищенности одного или группы сооружений высотой hx с надежностью, соответствующей зонам защиты А и Б, является выполнение неравенства rсх > 0 для всех попарно взятых молниеотводов.
Для защиты длинных и узких сооружений, а также в некоторых других случаях используют одиночные тросовые молниеотводы.
Зона защиты, образованная взаимодействием тросового и стержневых (одиночных или двойных) молниеотводов, определяется так же, как и зона защиты многократного стержневого молниеотвода. При этом опоры тросового молниеотвода приравниваются к стержневым молниеотводам высотой h и радиусом основания зоны защиты r, зависящим от типа зоны защиты.
Взаимоотношение потребителя и энергоснабжающей организации (энергосистемы) — ключевая основа для самой возможности эффективного построения, функционирования и развития электрики как единого целого. Взаимоотношение включает:
1) технические условия на технологическое присоединение к электричес ким сетям субъекта электроэнергетики и юридическое разграничение ответст венности и установление границы раздела предприятие-энергосистема (6 УР системы электроснабжения);
2) договорные отношения по параметрам и времени электропотребления с выделением величины активных мощностей и электроэнергии;
3) соблюдение потребителем Правил устройств электроустановок, Правил технической эксплуатации и технической безопасности и других законодательных, директивных, нормативных, регламентирующих документов, которые всегда разрабатывались и будут разрабатываться субъектами электроэнергетики и разработчиками (изготовителями) электротехнической продукции.
Субъекты электроэнергетики - лица (организации), осуществляющие деятельность в электроэнергетике, в том числе производство, поставку (продажу) электроэнергии, энергоснабжение потребителей, предоставление услуг по передаче, распределению и сбыту электроэнергии, услуг по диспет черскому управлению в электроэнергетике, услуг по организации процесса купли-продажи электроэнергии и ее коммерческому учету.
Потребители - лица (физические или юридические), приобретающие электрическую и тепловую энергию для собственных бытовых и/или произ водственных нужд.
Если получение новых технических условий в большой степени связано с инвестициями - новым строительством, реконструкцией, и часто обеспечи вается проектной организацией, то договорные отношения - непрерывны, становятся критичными при заключении, перезаключении, продлении договора и требуют планирования покупки электроэнергии. Планирование, в свою очередь, зависит от технологии производства всех видов товарной продукции; от энергетического, ремонтного и иных видов обеспечения. Поэтому естественная целевая функция потребителя - получение максимума прибыли от основной деятельности - многофакторна и определяется в в расчете на суточное потребление (по всем рабочим сменам) с заданной для электропотребления дискретностью учета.
Таким образом, обязательной квалификационной составляющей руководителя по специальности электрик, обеспечивающего электроснабжение на любом уровне системы электроснабжения, но совмещенного с 6 УР, следует считать умение заключить договор энергоснабжения, отстаивая свои интересы.
Коммерческая организация (независимо от организационно-правовой формы), осуществляющая продажу потребителям произведенной или купленной электрической (тепловой) энергии, называется энергоснабжающей организацией (ЭСО). В ходе реформирования электроэнергетики этот вид деятельности в основном перейдет к энергосбытовым организациям. Для получения электроэнергии каждый потребитель (юридическое лицо) должен быть присоединен к сетям и иметь договор с этой организацией, в общем случае определяемый как договор энергоснабжения.
Основные правила заключения и исполнения договора энергоснабжения определил Гражданский Кодекс РФ (ГК РФ) — важный этап в развитии ци вилизованных отношений в этой области. Все положения договора должны соответствовать законам Российской Федерации и иным правовым актам.
Обычно договор заключают сроком на 1 год (как с вновь присоединив шимся, так и с любым другим потребителем), однако по усмотрению сторон сроки могут быть другими. В любое время одна из сторон может предложить прекратить, изменить договор или заключить новый. Если такое предложение поступило, то отношения сторон регулируются ранее действовавшим дого вором до заключения нового, что позволяет обеспечить непрерывность элек троснабжения. Если до окончания срока действия договора предложения не поступило — договор считается продленным на тот же срок и на тех же усло виях.
Важно отметить, что по ГК РФ договор энергоснабжения относится к публичным договорам. Это означает, что ЭСО по характеру своей деятельности должна заключить такой договор с каждым потребителем, который к ней об ратится, отказ (при наличии технической возможности) не допускается. По нятие публичного договора также предусматривает, что ЭСО при его заклю чении не вправе оказывать предпочтения одному лицу перед другим, а также устанавливать различные тарифы и другие условия договора для разных по требителей, кроме случаев, предусмотренных законом и иными правовыми актами. При отказе ЭСО от заключения договора или невозможности урегу лирования разногласий по его условиям потребитель может и должен обра щаться в арбитражный суд, который вынесет окончательное решение. ЭСО не вправе обращаться в суд на стадии заключения договора.
ЭСО обычно разрабатывают некоторые типовые формы договоров, но их следует рассматривать лишь как основу, любое из положений которой может быть изменено по взаимному согласию сторон или по решению суда.
Существует огромное число потребителей электроэнергии, присоединен ных не непосредственно к сетям ЭСО, а к сетям потребителя (абонента ЭСО). Эти потребители называются субабонентами (по отношению к ЭСО) и являются абонентами для основного потребителя. Такая структура электро снабжения складывалась десятилетиями, поскольку потребители были обязаны (при наличии технической возможности) по требованию ЭСО присоединять к своим сетям установки других потребителей и заключать с ними субабонентский договор энергоснабжения.
В настоящее время отношения трех сторон — ЭСО, абонента и субабо нента — обычно складываются следующим образом. Энергоснабжающая организация заключает договор с основным абонентом, где обязательно указываются и субабоненты со своими параметрами электропотребления. Абонент заключает с каждым субабонентом отдельный договор, оговаривая в нем все условия электроснабжения, оплаты и др., и передает ему по своим сетям электроэнергию (оказывает услуги по передаче электроэнергии). При этом абонент должен обеспечивать субабоненту согласованные параметры надежности и договорные объемы подачи электроэнергии, поддерживать ее качество.
Обычно субабонент оплачивает потребленную энергию (по показаниям приборов учета), переводя деньги на счет абонента. Абонент перечисляет ЭСО плату за всю использованную электроэнергию (и свою, и субабонента). По этому услуги по передаче электроэнергии должны оплачиваться (субабонентом или ЭСО). Однако возможны и другие варианты взаимоотношений ЭСО, абонента и субабонента, особенно в условиях реформы электроэнергетики. При передаче энергии субабоненту абонент несет расходы — по эксплуатации и ремонту электрооборудования и на потери в сети.
Договором должно быть в обязательном порядке определено количество потребляемой абонентом электроэнергии, поскольку она выступает как товар. Договор, в котором отсутствует условие о количестве ежемесячно поставляе мой энергии, признается незаключенным.
Традиционно договорные величины потребления электроэнергии и мощ ности приводят в приложении. Обычно устанавливают ежемесячные величины потребления электроэнергии, а в случае двухставочного тарифа — еще и заявленные мощности в часы утреннего и вечернего максимума энергосистемы. Если двухставочный потребитель имеет абонентов (являющихся субабо нентами по отношению к ЭСО), следует в том же приложении согласовать до говорные величины их мощности и потребления электроэнергии.
Договорные величины мощности и потребления электроэнергии раньше рассматривали как лимиты, которые распределяла ЭСО, исходя из своих тех нических возможностей и с учетом заявленных абонентами значений. В на стоящее время договорные величины устанавливают, как правило, на уровне заявленных.
ЭСО и потребитель обязаны соблюдать предусмотренный договором ре жим потребления электроэнергии. ЭСО должна дать потребителю возможность использовать договорной объем электроэнергии с соответствующей мощностью в часы максимума. Потребитель не вправе превышать договорные величины. Обе стороны несут ответственность за выполнение этих условий, и их нарушение может наказываться штрафом (неустойкой), определенным до говором или правовыми актами.
Поскольку договорные величины определены на год вперед, у потребите ля может возникнуть необходимость их изменения. Такая корректировка обычно разрешается договором с указанием возможных сроков. Однако ГК РФ предусматривает, что абонент должен возместить ЭСО дополнительные расходы, которые она понесла в связи с обеспечением подачи энергии не в обусловленном договором количестве (отметим, что это может происходить как при увеличении, так и при снижении или недорасходе объемов электро потребления и мощности).
Ограничение или прекращение подачи электроэнергии допускаются по соглашению сторон, за исключением удостоверенных органом Госэнергонадзора аварийного состояния электроустановок потребителя. ЭСО должна заранее предупредить абонента. При возникновении в энергосистеме аварийных ситуаций, связанных с дефицитом мощности или электроэнергии, ЭСО вправе ограничивать электропотребление части абонентов или даже отключить их. Осуществляется это противоаварийной автоматикой или оперативным персоналом по распоряжению диспетчера на основании заранее согласованных графиков ограничений. Потребителей оповещают заранее, если это возможно, или сразу после введения ограничений. При этом потребители могут понести определенные убытки, которые ЭСО при наличии ее вины должна возместить.
Порядок расчетов за потребление электроэнергии также определяется договором. Обычно абонент рассчитывается за фактически принятое её количество и заявленный максимум нагрузки, однако могут быть предусмотрены различные схемы оплаты (например, с авансовыми или промежуточными платежами). Если тарифы на электроэнергию изменяют в течение срока действия договора, то это не требует его пересмотра. За просрочку платежа могут применять штрафные санкции (пени), оговоренные договором. Если абонент не оплачивает электроэнергию в течение длительного времени (как правило, не менее двух расчетных периодов подряд), ЭСО вправе после соответствующего предупреждения прекратить его электроснабжение, т. е. отказаться от исполнения договора в одностороннем порядке.
Для электроснабжения важно обеспечение качества электрической энер гии. Требования к качеству оговорены государственными стандартами и дру гими нормативными документами, однако в договоре могут быть согласованы значения отдельных показателей, в частности по отклонениям напряжения (как правило, в приложении к договору). ЭСО несет ответственность за качество поставляемой энергии и должна возмещать реальный ущерб или выплачивать штрафы при его нарушении. В то же время при снижении показателей качества в энергосистеме по вине потребителя ущерб может быть взыскан с него.
По усмотрению сторон в договор вносят и другие условия, касающиеся учета потребления электроэнергии, границ эксплуатационной ответственности, величин аварийной и технологической брони.
Новые потребители (юридические лица), прежде чем заключить с ЭСО договор энергоснабжения, должны в установленном порядке присоединиться к сетям. В связи с реформированием электроэнергетики порядок претерпит изменения, однако рассмотрим общую практику, сложившуюся в отрасли. Все юридические и физические лица имеют право на технологическое присоединение своих энергетических установок к электрическим сетям при соблюдении порядка присоединения и наличии технической возможности. Определенные процедуры должны пройти и уже существующие абоненты в случае увеличения присоединенной мощности или при вводе новых электро установок.
В первую очередь потребителю необходимо получить технические условия (ТУ) на присоединение от энергоснабжающей или электросетевой организации, для чего следует представить заявку.
После рассмотрения заявки энергоснабжающая организация выдает потребителю ТУ на подключение электрических нагрузок.
Следует обратить внимание, что вопросы по учету электроэнергии и ком пенсации реактивной мощности обычно решает Энергосбыт АО-энерго. Вы дача разрешений на использование электрической энергии для целей нагрева и горячего водоснабжения производит орган Госэнергонадзора совместно с Энергосбытом.
Выполнение ТУ, выданных энергоснабжающей организацией, обязательно для потребителей-заказчиков и проектных организаций, которым поручают разработку проектной документации по электроснабжению. По истечении установленного срока действия ТУ или при изменении исходных данных потребитель (его проектная организация) должен оформить продление срока действия или запросить новые ТУ.
Раздел «Электроснабжение» выполненного проекта потребитель (или по его поручению генпроектировщик) представляет на заключение в электросе тевое предприятие, Госэнергонадзор и Энергосбыт, которые проверяют соот ветствие принятых технических решений выданным ТУ и действующим нор мативным документам.
По окончании работ, выполненных в соответствии с ТУ и проектом, по требитель письменно извещает электросетевое предприятие и просит направить представителя для освидетельствования объекта. По результатам освиде тельствования электросетевое предприятие выдает справку о выполнении ТУ. Затем по письменному обращению потребителя на объект выезжает государ ственный инспектор Госэнергонадзора, который составляет акт допуска эле ктроустановки в эксплуатацию.
Подачу напряжения на новые и реконструированные электроустановки осуществляют после допуска их в эксплуатацию и выдачи органом Госэнер гонадзора разрешения на подключение к сети. В случае приостановления ра боты электроустановки на срок более 6 месяцев перед включением необходим допуск ее в эксплуатацию как на вновь вводимую. На период наладочных работ и испытания электрооборудования выдают временный допуск, где указаны срок его действия и режим эксплуатации.
Приемо-сдаточные испытания должны включать измерения показателей качества в точке присоединения потребителя к сети энергоснабжающей орга низации при включенном и отключенном потребителе и оценку соответствия его фактического влияния на качество электроэнергии допустимому влиянию.
Контроль качества в условиях эксплуатации должен проводиться в точке учета электроэнергии, за исключением тяговых подстанций электрифицирован ного железнодорожного транспорта, получающих питание от сетей 110-220 кВ энергосистем, контроль которых должен осуществляться в точках учета элект роэнергии других потребителей, ближайших в точках присоединения тяговых подстанций.
Требуемый диапазон отклонений напряжения в каждом режиме, как пра вило, не должен превышать 3 % и в часы минимума нагрузок потребителя должен быть ниже, чем в часы максимума. Например, в часы минимума на грузки отклонение может составлять от -1 до 2 %, а в часы максимума — от 4 до 7 %. Более высокие напряжения в часы больших нагрузок, необходимые для компенсации потерь напряжения в сети потребителя от точки присоединения до его электроприемников, должны обеспечиваться регулирующими устройствами энергоснабжающей организации (за исключением случаев, когда ГПП эксплуатируется потребителем). Распространенная практика указания в договоре одного диапазона (например ±5 %) безотносительно к режиму яв ляется неправильной, так как не позволяет обеспечить нормирование стан дартов отклонения напряжения в сетях 0,4 кВ. Соблюдением нормальных ус ловий будут считаться и отклонения -5 % в часы максимума, и +5% в часы минимума, т. е. соответствующие закону регулирования, обратному требуемому.
В технических условиях на присоединение новых потребителей и при эксплуатации способы расчетов допустимых вкладов потребителей в значение каждого из показателей качества электроэнергии включаются в договор на электроснабжение как условия, ограничивающие ответственность энергоснаб- жающих организаций перед потребителями, вносящими недопустимые иска жения в сеть общего назначения. Конкретное значение скидки (надбавки) к тарифу на электроэнергию зависит от степени и общей продолжительности нарушения норм ГОСТ 13109—97 в точке учета электроэнергии в течение рас четного периода (месяца). Если в нарушении виновна энергоснабжающая ор ганизация, штрафная санкция реализуется в виде скидки с тарифа, если ви новен потребитель, — в виде надбавки к тарифу.
Отсутствие в стандарте норм на некоторые показатели не исключает уста новления в договоре на электроснабжение тех или иных условий, а также обя зательств о возмещении реального ущерба, обусловленного несоблюдением норм, с указанием способа его определения. Такой подход может быть при менен и к показателям, для которых стандартом установлены нормы. Вместе с тем, часто трудно определить ущерб, особенно если он не прямой. И даже прямой ущерб (выход оборудования из строя) трудно идентифицировать только с качеством электроэнергии, т. к. оборудование могло быть недостаточно качественно изготовлено или неправильно эксплуатироваться. Поэтому речь может идти об установлении формализованной системы возмещения ущерба, выраженной в виде скидок и надбавок к тарифам на электроэнергию.
Конкретный перечень показателей качества электроэнергии включается в договор на основе суммирования предложений потребителя и энергоснабжа ющей организации. Потребителю целесообразно включить в договор показа тели, по которым будут применяться скидки с тарифа, такие, как отклонение напряжения и отключение частоты, поскольку ответственность за них прак тически всегда несет энергоснабжающая организация.
Системы норм и нормативов создаются с целью научного, технического и экономического обоснования устанавливаемых норм расхода электроэнергии, соответствующих планируемому уровню техники, технологии и организации производства. Как плановая мера затрат электроэнергии нормы служат для обоснования потребления, распределения, экономии энергоресурсов и контроля за эффективностью их использования.
Норма расхода электроэнергии (кВтч/ед. продукции) — это плановый по казатель электропотребления для производства единицы продукции установ ленного качества или выполненной работы:
Н=W/Qj (17.1)
Конкретные количественные соотношения между расходом электроэнергии W и производством j-го продукта определяются условиями производства. Нор мированию подлежит весь расход электрической энергии по предприятию как на основные технологические, так и вспомогательные процессы производства, включая производство сжатого воздуха, водоснабжение, отопление, вентиляцию, освещение и потери во внутризаводских сетях и трансформаторах.
Классификация норм расхода электроэнергии осуществляется по степени агрегации и составу расходов. В зависимости от агрегации нормы подразделя ются на индивидуальные и групповые. В основу такого деления положена за висимость нормы от объекта их формирования. Если индивидуальные нормы расхода формируются по технологическим объектам (агрегат, технологическая операция), то групповые — по хозяйственным (цех, предприятие, отрасль).
Индивидуальной нормой называется норма расхода электрической энергии на производство единицы продукции, устанавливаемая по типам или отдель ным агрегатам, машинам, установкам и технологическим схемам, примени тельно к определенным условиям производства.
Групповая норма — норма расхода, которая устанавливается по хозяйственным объектам различных уровней планирования на производство единицы одноименной продукции.
Формирование индивидуальной нормы осложняется тем, что технологические процессы производства характеризуются рядом признаков, из которых нужно выбрать только один. Этот признак, составляющий индивидуальность технологического объекта в основном определяет различие удельных расходов электроэнергии при производстве одноименной продукции. В групповых нормах расхода отражается уровень энергозатрат всех используемых в производстве данного вида продукции технологических объектов, который зависит от их структуры и экономичности. Формирование норм расхода электроэнергии по технологическим и хозяйственным объектам создает техническую основу нормирования ее потребления и возможность учета в нормах изменений технологической структуры производства.
В зависимости от состава расходов электроэнергии нормы подразделяются на технологические и общепроизводственные (цеховые и заводские). Состав норм расхода электроэнергии — это перечень статей их расхода, учитываемых в нормах на производство конкретного вида продукции. При формировании норм необходимо знать, какие расходы электроэнергии следует включать в их состав, а какие нет. Это должно регламентироваться методиками и инструкциями, обязательными для всех, кто их разрабатывает, пользуется и контролирует их выполнение.
Технологические нормы — расход электроэнергии на технологические основные и вспомогательные процессы производства с учетом расходов на поддержание технологических агрегатов в горячем резерве, их разогрев и пуск после текущих ремонтов и простоев, а также технически неизбежных потерь в применяемом оборудовании и установках.
Общепроизводственные цеховые нормы:
а) расход электроэнергии, учтенный в технологических нормах;
б) расход электроэнергии на вспомогательные нужды цеха (отопление, вентиляция, освещение, внутрицеховой транспорт, цеховые ремонтные мастер ские, административно-бытовой корпус);
в) потери энергии во внутрицеховых сетях и преобразователях.
Общепроизводственные заводские нормы:
а) расход электроэнергии, учтенный в составе общепроизводственной цеховой нормы;
б) расход электроэнергии на вспомогательные нужды предприятия (производство сжатого воздуха, кислорода, азота, холода, подача воды, очистка стоков, ремонтные цеха, склады, лаборатории, АБК, наружное освещение территории, внутризаводской транспорт и др.);
в) потери энергии в заводских сетях и трансформаторах до цеховых пунктов учета.
В нормы расхода электроэнергии не включают затраты вызванные отступлением от принятой технологии, режимов работы, несоблюдением требований к качеству сырья и материалов и другие нерациональные затраты, в том числе траты, обусловленные социально-психологическими причинами. Требования электросбережения, однако, заставляет если не нормировать, то определять, по крайней мере, расход электроэнергии в эти ценологические сутки.
Расчет норм расхода электроэнергии по уровням производства
В практике нормирования топливно-энергетических ресурсов наибольшее распространение получили следующие методы расчета норм: 1) расчетно- аналитический; 2) математико-статистический; 3) опытный. Первый метод предполагает установление норм по отдельным агрегатам и технологическим операциям в зависимости от количества, типа и режимов работы электропри емников. Особенности работы механизмов выражают через значения коэффи циентов загрузки кз и включения кв, которые колеблются в широких пределах. Эмпирический выбор коэффициентов без количественного анализа параметров и условий, определяющих их значения, приводит к значительным по грешностям, а поэлементный расчет всех составляющих энергозатрат делает метод чрезмерно трудоемким. Второй метод используют для проведения ук рупненных расчетов электропотребления цеха или предприятия в целом, без определения всех составляющих удельного расхода электроэнергии. Установ ление закономерностей формирования нормы, обусловленных вероятностным характером электропотребления, позволяет повысить точность и оперативность плановых расчетов. Третий - опытный - метод заключается в определении удельных затрат электроэнергии по данным, полученным в результате испытаний, и применяется главным образом для определения индивидуальных норм.
Независимо от применяемого метода определения норм расхода электроэнергии существуют определенные особенности их расчета для условий однородного и многономенклатурного производства.
Методы прогнозирования электропотребления
Для объективного обоснования принимаемых решений и управления ре жимами электропотребления необходимы заблаговременные оценки его воз можных и наиболее вероятных значений. Существующие методы прогнозиро вания электропотребления можно разделить на две основные группы:
К методам первой группы можно отнести методы с применением средних характеристик ряда динамики электропотребления: среднего абсолютного прироста и среднего темпа роста.
Методы второй группы, основанные на предположениях о вероятностном характере электропотребления, объединяют в своем составе самые разнообразные способы прогнозирования, которые базируются на принципах и законах теории вероятностей и математической статистики. К подобным методам можно отнести методы прогнозирования с помощью скользящей средней, метод экспоненциального сглаживания, метод адаптивной фильтрации, метод с использованием цепей Маркова и некоторые другие.
Прогнозирование расхода электроэнергии с учетом динамики технологических и энергетических показателей
Общий характер и динамика электропотребления в условиях промышленного производства нарушаются действием различных случайных факторов, но отклонения от обшей тенденции могут иметь свои закономерности, которые необходимо определить. Можно выделить два основных подхода к поиску на илучшего способа описания динамики показателей: 1) в многофакторную мо дель электропотребления помимо технологических показателей вводят вре менные признаки; 2) строят многофакторные модели для каждого года исследуемого периода, изучают динамику коэффициентов уравнений регрессии и строят прогнозную модель.
При реализации первого подхода к прогнозированию следует иметь в виду, что введение в многофакторную модель временного фактора не означает просто учет дополнительной переменной, а представляет качественно новый уровень исследования динамики всех переменных. В этом случае рассматривается несколько рядов динамики, содержащих какие-то тренды развития, которые требуется коррелировать между собой. В простейшем случае линейной связи зависимой (Y) и независимой (X) переменных от времени t можно записать
Yt= Y(t)+et=a0+a1t+et (17.23)
Xt = X(t) + ut = b0 + b1t+ ut (17.24)
где Y(t), X(t) — значения тенденций переменных на момент времени t; a0, a1,b0, b1 — неизвестные параметры линейной тенденции; еt, ut — оценки случайных компонентов (остатки).
Поскольку ряды динамики имеют общий фактор - время (t), то линейные тенденции связаны между собой функционально, а случайные компоненты корреляционно. Следовательно, получаемые коэффициенты регрессии являют ся взвешенными, т. е. в них переплетаются функциональные связи между тен денциями и корреляционные связи между остаточными членами. Указанные соотношения справедливы и при анализе рядов динамики, содержащих нели нейные тенденции при условии их трансформирования в линейную форму.
Проблема построения многофакторной прогнозной модели усложняется, когда исследуемые ряды динамики содержат нелинейные тенденции в виде полиномов второго и выше порядков, т. к. такие тенденции могут иметь точки перегиба при разных значениях t. Удовлетворительное решение в этом случае может быть получено только тогда, когда тенденция зависимой переменной (электропотребление) выражается полиномом того же или более низкого порядка по сравнению с тенденцией независимых переменных.
Таким образом, область применения многофакторных регрессионных мо делей электропотребления с введением фактора времени ограничена либо одинаковым характером изменения W и X во времени, либо более простой формой тенденции W по сравнению с факторами производства. В последнем случае строится интегральное регрессионное уравнение, включающее тенден цию W от времени плюс регрессии по остальным факторным признакам.
Основа второго подхода к прогнозированию электропотребления — изменение от периода к периоду влияния производственных факторов, выраженного коэффициентами регрессии в модели. Пусть имеется несколько временных рядов значений расхода электроэнергии и определяющих его факторов за T лет (Т= 1, 2, …,k). Разобьем период времени T на k-интервалов. При этом выдвинем гипотезу о том, что за время, равное величине одного интервала, коэффициенты регрессии останутся постоянными или изменятся несущественно. Таким образом, задача сводится к определению значений изменяющихся за период Т коэффициентов регрессии многофакторной модели электропотребления
Wt = a0(t) + a1(t)x1t + a2(t)x2t + ...+ ak(t)xkt (17.30)
Каждый коэффициент регрессии аi, будет иметь k-оценок, т.е., по сущест ву, получим временной ряд каждого коэффициента регрессии. По этим вре менным рядам можно построить прогнозы для коэффициентов регрессии на момент времени (Т + i), используя для этого методы прогнозирования по одному временному ряду.
Именно по этой причине данный способ не имеет ограничений, присущих вышерассмотренному способу. Введение фактора времени в многофакторную модель требует одинакового характера изменения параметров во времени. Ос новные преимущества данной методики анализа временных рядов состоят в расширении границ и совершенствовании глубины анализа главной тенденции. В этом случае главная тенденция раскладывается на составляющие, обус ловленные изменчивостью во времени влияния различных факторов.
При использовании второго подхода к прогнозированию должны выпол няться следующие условия:
1. Соблюдаться принцип инерции, в соответствии с которым наблюдаемые закономерности, устойчивые в течении определенного времени, будут действовать и некоторое время после окончания этого периода.
2. Период времени T должен быть достаточно велик для того, чтобы мож но было выявить существующие закономерности. Практически для построения моделей (17.30) необходимо иметь данные за период времени не менее чем в 6-10 лет.
3. Следует правильно выбирать модель прогноза коэффициентов регрессии и метод оценки параметров этой модели.
Недостаток изложенной методики прогнозирования электропотребления заключается в том, что представленные в виде функции времени коэффициенты регрессии основных факторов хотя и выявляют направления главной тенденции, однако ничего не говорят о содержании тех причин, которые при водят к изменениям влияний факторов во времени. В общем случае можно предположить, что коэффициенты изменяются под влиянием трех основных причин: 1) изменения во времени численного значения самих факторов; 2) изменения влияния конкретного фактора на величину энергозатрат по мере развития предприятия; 3) наличия случайной составляющей, характеризующей вероятностные закономерности изменения расхода электроэнергии. К сожалению, традиционные подходы, статистические оценки и методы анализа не позволяют провести разделение и выявить за счет каких причин проявляется тенденция во временных рядах коэффициентов регрессии.
В настоящее время основным средством приведение в движение рабочих машин является электрический двигатель и, соответственно, основным типом привода служит электрический привод или сокращенно электропривод (ЭП). Причем на современном уровне развития техники электропривод выполняется в виде автоматизированного электропривода (АЭП).
С помощью АЭП осуществляются необходимые перемещения в металлорежущих станках, различных перерабатывающих машинах, транспортных средствах, в подъемных установках и т.д. Более половины производимой электроэнергии потребляется ЭП.
Особенность АЭП состоит в том, что переработка информации, необходимая для управления потоками энергии, осуществляется автоматически. Благодаря применению АЭП человек освобождается не только от тяжелого физического труда, но с него снимаются также функции соответствующей переработки информации.
В результате достигается улучшение условий труда занятых в производственном процессе людей, а также значительный рост эффективности процесса производства.
Развитие и совершенствование современного АЭП определяется, прежде всего, прогрессивными решениями в области новых типов электромеханических преобразователей и совершенствованием традиционных электрических машин, развитием силовой преобразовательной техники и электроники, новыми достижениями в теории автоматического управления.
Основные элементы АЭП показаны на рис. 2.1: РМ – рабочая машина, МПУ – механическое передаточное устройство, ЭДУ – электродвигательное устройство, СПУ – силовое преобразовательное устройство, УУ – управляющее устройство, ЗУ – задающее устройство.
Дадим более подробную характеристику перечисленных элементов АЭП.
Под рабочими машинами понимают механические устройства, осуществляющие изменение формы, свойств, состояния и положение предметов труда или сбор, переработку и использование информации. Примерами рабочих машин для изменения формы предметов труда могут служить металлообрабатывающие станки, прессы, прокатные станы металлургического производства и др. Изменение свойств и состояния предметов труда осуществляется, например, с помощью установок для закалки, нанесения покрытий, химических установок, компрессоров и др. Для изменения местоположения объектов используются подъемные краны, лифты, эскалаторы, конвейеры,
электрифицированные транспортные средства и др. Учитывая столь широкую область применения АЭП, можно сказать, что он охватывает практически все области современной техники.
Электродвигательное устройство является в электроприводе основным элементом, преобразующим механическую энергию в электрическую. В качестве ЭДУ используются асинхронные двигатели синхронные двигатели, двигатели постоянного тока независимого, последовательного и смешанного возбуждения, шаговые, вентильные двигатели и др.
Механическая энергия от ЭДУ передается к исполнительным органам РМ через механическое передаточное устройство (механический редуктор, цепная передача, ходовая пара «винт-гайка» и т.д.). МПУ позволяет при необходимости преобразовать выходные переменные ЭДУ в требуемые для приведения в движения РМ. Например, преобразовать вращательное движение вала двигателя в линейное перемещение суппорта токарного станка, понизить с помощью редуктора частоту вращения вала двигателя, обеспечить необходимую величину момента или усилия на исполнительном органе РМ.
Для создания регулирующего воздействия на ЭДУ используется силовое преобразовательное устройств. На вход СПУ поступают сигналы от управляющего устройства.
Желаемые значения регулируемых переменных задаются с помощью задающего устройства.
Современные АЭП при жестких требованиях к качеству регулирования выходных переменных выполняются в виде замкнутых систем автоматического управления. При этом на входы УУ кроме сигналов задания поступают сигналы обратной связи, формируемые датчиками обратных связей Д1, Д2, и т.д., например, сигналы пропорциональные частоте вращения двигателя д, моменту на валу двигателя, моменту Mио и скорости Vио исполнительного органа, и др. В замкнутой системе УУ формирует командные сигналы на СПУ в функции сигналов рассогласования, получаемых в результате сравнения задающих сигналов с сигналами соответствующих датчиков обратных связей.
Учитывая изложенное, можно сказать:
автоматизированным электроприводом называется электромеханическая система, предназначенная для приведения в движение исполнительных органов рабочих машин и управления их технологическими процессами, состоящая из задающего, управляющего, силового преобразовательного, электродвигательного и механического передаточного устройств.
В тех случаях, когда нет жестких требований к качеству управления движением исполнительных органов рабочей машины, используются более простые привода, состоящие из силового выключателя и электродвигателя.
С точки зрения способов распределения механической энергии разнообразные ЭП можно разделить на 3 вида: групповой, индивидуальный, взаимосвязанный.
Групповой ЭП применялся на первых этапах развития техники привода и обеспечивал движение исполнительных органов нескольких рабочих машин или нескольких исполнительных органов одной и той же машины. Передача механической энергии и ее распределение в этом случае осуществлялось от одного двигателя с помощью трансмиссий. Очевидные недостатки такого привода – громоздкость механических связей, сложность управления движением каждого исполнительного органа. Вследствие этого групповой ЭП в настоящее время почти не применяется..
В индивидуальном ЭП управление движением каждого исполнительного органа обеспечивается отдельным двигателем, что упрощает механические передачи, облегчает управление движением, позволяет достичь более высоких энергетических показателей.
Взаимосвязанный ЭП имеет два или несколько электрически или механически связанных между собой двигателей. Примером взаимосвязанного ЭП может служить привод цепного конвейера большой протяженности. Исполнительным органом такого конвейера служит цепь, приводимая в движение несколькими двигателями, установленными по длине конвейера. Взаимосвязанный ЭП широко применяется в транспортных установках, бумагоделательных машинах, текстильных агрегатах, прокатных станах металлургического производства и т.д. Одной из разновидностей взаимосвязанного ЭП является многодвигательный привод – это электропривод, в котором несколько двигателей работают на общий вал.
В большинстве случаев, как отмечалось выше, двигатель приводит в движение исполнительный орган механизма через механическое передаточное устройство, отдельные элементы которого движутся с различными скоростями.
При инженерных расчетах в большинстве практических случаев можно принять механические связи абсолютно жесткими (не учитывать упругость звеньев и наличие зазоров в передачах). Тогда движение одного элемента дает полную информацию о движении всех остальных элементов, и достаточно рассматривать один элемент. В качестве такого элемента обычно принимают вал двигателя. В результате расчетную схему механической части привода можно свести к одному обобщенному механическому звену. В качестве него обычно принимают вал двигателя.
При этом возникает задача определения эквивалентного (приведенного) момента инерции и момента сопротивления (статического момента) производственного механизма.
Для приведения к валу двигателя момента или усилия нагрузки исполнительного органа производственного механизма используется уравнение энергетического баланса системы. Мощность на валу двигателя определяется мощностью статического сопротивления на исполнительном органе и потерями в механических звеньях
= + .
Потери мощности можно учесть введением в расчеты соответствующего КПД кинематической схемы
= . (2.1)
Для механизма с вращательным движением исполнительного органа (см. рис. 2.2) мощность, Вт определяется общим соотношением
, (2.2)
где - момент на соответствующем звене, Нм;
- угловая скорость этого звена, рад/с.
Отметим, что угловая скорость , рад/с связана с частотой вращения n, об/мин соотношением
Обозначим через угловую скорость вала двигателя, ио - угловую скорость вала исполнительного органа, а соответствующие моменты - Мс и Мио. С учетом (2.1), (2.2.) можно записать
,
откуда момент сопротивления механизма, приведенный к валу двигателя
.
Или учитывая, что есть передаточное отношение редуктора, получим
(2.3)
В установившихся режимах момент Мс уравновешивается моментом двигателя М (см. рис. 2.2, 2.3).
При поступательном движении исполнительного органа (см. рис. 2.3)
,
где Fи.o – усилие нагрузки на исполнительном органе, Н;
Vи.o – линейная скорость его движения, м/с.
Тогда с учетом (2.1) получим
откуда
Отношение линейной скорости исполнительного механизма к угловой скорости двигателя
Vи.o/д =
имеет размерность метры и называется радиусом приведения нагрузки к валу двигателя. Используя это понятие последнее выражение можно переписать в виде
Приведение моментов инерции к одной оси вращения основывается на равенстве кинетических энергий переходной и эквивалентной (приведенной) системы. В эквивалентной системе инерционность всех видов звеньев реальной механической системы заменяется одним моментом инерции Jпр, приведенным к валу двигателя. при наличии вращающихся частей с моментом инерции J1, J2...Jn и угловыми скоростями 1, 2,...n (см. рис. 2.2) с учетом баланса кинетических энергий можно записать:
откуда
(2.4)
где - передаточное отношение редуктора от вала двигателя до i-го элемента; - момент инерции двигателя и других элементов (муфты, шестерни и т.п.), установленных на валу двигателя.
Часто в каталогах для двигателей указывается величина махового момента GD2, кгсм. В этом случае момент инерции в системе СИ вычисляется по формуле
Если в кинематической схеме имеются поступательно движущиеся элементы (см. рис. 2.3), то их масса приводится к валу двигателя также на основе равенства запаса кинетической энергии
Откуда дополнительная составляющая момента инерции, приведенная к валу двигателя
. (2.5)
Если механизм имеет вращающиеся и поступательно-движущиеся элементы, то выражение (1.4) содержит дополнительно слагаемые вида (1.5).
При проектировании электропривода электродвигатель должен выбираться так, чтобы его механические характеристики соответствовали механическим характеристикам производственного механизма. Механические характеристики дают взаимосвязь переменных в установившихся режимах.
Механической характеристикой механизма называют зависимость между угловой скоростью и моментом сопротивления механизма, приведенными к валу двигателя) =f(Mс.
Среди всего многообразия выделяют несколько характерных типов механических характеристик механизмов:
1. Характеристика с моментом сопротивления, не зависящим от скорости (прямая 1 на рис. 2.4). Такой характеристикой обладают, например, подъемные краны, лебедки, поршневые насосы при неизменной высоте подачи и др.
2. Характеристика с моментом сопротивления линейно зависящим от скорости (прямая 2 на рис. 2.4). Такая зависимость присуща, например, приводу генератора постоянного тока с независимым возбуждением, работающему на постоянную нагрузку.
3. Характеристика с нелинейным возрастанием момента (кривая 3 на рис. 2.4.). Типичными примерами здесь могут служить характеристики вентиляторов, центробежных насосов, гребных винтов. Для этих механизмов момент Мс зависит от квадрата угловой скорости .
4. Характеристика с нелинейно спадающим моментом сопротивления (кривая 4 на рис. 2.4). Например, у механизмов главного движения некоторых металлорежущих станков момент Мс изменяется обратно пропорционально , а мощность потребляемая механизмом, остается постоянной.
Механической характеристикой электродвигателя называется зависимость его угловой скорости от вращающего момента д = f(M).
В качестве примеров на рис. 2.5 приведены механические характеристики: 1 - синхронного двигателя; 2 – двигателя постоянного тока независимого возбуждения; 3 – двигателя постоянного тока последовательного возбуждения.
Для оценки свойств механических характеристик электропривода используют понятие жесткости характеристики. Жесткость определяется по выражению
,
где М – изменение момента двигателя;
д – соответствующее изменение угловой скорости.
Для линейных характеристик значение остается постоянным, для нелинейных – зависит от рабочей точки.
Используя это понятие, характеристики, приведенные на рис. 2.5, можно качественно оценить так: 1 – абсолютно жесткая ( ); 2 – жесткая; 3 – мягкая.
При воздействии на электропривод различных возмущений (изменение статического момента, колебания сетевого напряжения и т.п.) в нем возникают переходные процессы. Уравнение движения электропривода учитывает силы и моменты, действующие в переходных режимах.
Как известно из физики в соответствии с законом Ньютона при поступательном движении движущая сила F уравновешивается силой сопротивления Fc машины и инерционной силой
.
Для электропривода характерно вращательное движение, а уравнение его движения имеет аналогичный вид
(2.6)
Здесь аналогом массы является приведенный момент инерции Jпр , вместо линейной скорости V рассматривается угловая скорость д, а в правую часть уравнения входят момент двигателя М и статический момент механизма Мс. Из уравнения (2.6) следует, что в установившемся режиме, когда ускорение
(2.7)
т.е. момент двигателя уравновешивается моментом сопротивления производственного механизма.
На рис. 2.6 показаны механические характеристики: 1 – двигателя и 2 – производственного механизма. (Фактически момент двигателя и момент Мс имеют противоположные знаки, но для удобства анализа их показывают в одном и том же квадрате). Очевидно, что равенству (2.7) соответствует на рис. 2.6 точка а, где характеристики пересекаются. При этом угловая скорость электропривода равна д1.
Установившийся режим работы привода может быть устойчивым или неустойчивым. Для решения этого вопроса проанализируем поведение электропривода при отключениях от равновесного режима в точке а.
Предположим под действием возмущения угловая скорость отклонилась относительно д на + . В этом случае момент двигателя уменьшается и примет значение М1 (см. рис 2.6), а статический момент возрастет до Мс1, т.е будет иметь место соотношение
При этом, в соответствии с уравнением (2.6), ускорение будет отрицательным, т.е. привод будет замедляться, а д снижаться. Система стремится возвратиться к положению равновесия в точку а, что условно показано на рис. 2.6 стрелками.
Рассмотрим теперь ситуацию, когда угловая скорость отклоняется на - : момент двигателя возрастает до М2, а момент механизма снижается до Мс2, и выполняется соотношени
.
Ускорение в этом случае будет положительным, угловая скорость д возрастает, и система вновь стремится к положению равновесия в точке а.
Проведенный анализ показывает, что режим работы электропривода в точке а для рассматриваемого сочетания характеристик двигателя и механизма будет устойчивым.
Условие устойчивости является совершенно необходимым условием работоспособности электропривода. Следует учитывать, что оно выполняется далеко не всегда. Предлагается самостоятельно провести аналогичный анализ для сочетания характеристик, показанных на рис. 2.7. (1-характеристика двигателя, 2- характеристика механизма), и убедиться, что в точке а условия устойчивости выполняются, а в точке в нет.
Выводы, получаемые в результате проведенного анализа, характеризуют, так называемую статическую устойчивость электропривода, т.е. способность системы возвращаться к исходному режиму при достаточно «малых» отклонениях.
Многие производственные механизмы, например, механизмы подачи и главного движения металлорежущих станков, механизмы подъемно-транспортных установок и др. требуют регулирования скорости исполнительных органов. Для таких механизмов используются регулируемые электроприводы.
Важнейшими показателями качества для регулируемого электропривода являются диапазон регулирования скорости и падение скорости от нагрузки.
Под диапазоном регулирования скорости понимают отношение верхней (наибольшей) скорости к нижней (наименьшей скорости. Под верхней и нижней скоростями обычно понимают задаваемые значения угловых скоростей на холостом ходу (см. рис. 2.8)
. (2.8)
Например, если электропривод имеет верхнюю скорость =1000об/мин и D =1000, то нижняя скорость обмин.
Падение скорости под нагрузкой (см. рис.2.8) определяют обычно при номинальном значении нагрузки (момента). Величину называют также абсолютной статической ошибкой от нагрузки. Для оценки качества работы электропривода удобнее использовать значение относительной статической ошибки от нагрузки.
Относительная ошибка определяется обычно в процентах по выражению
,
где - заданное значение угловой скорости или частоты вращения.
Значение абсолютной ошибки на верхней и нижней характеристиках, как правило, одно и то же. При этом относительная ошибка на верхней скорости
, (2.9)
а на нижней
(2.10)
Используя выражения (2.9) и (2.10), найдем отношение
.
Тогда, с учетом выражения (2.9) для диапазона регулирования, получим
. (2.11)
Таким образом, относительная статическая ошибка от нагрузки на нижней скорости в D раз больше, чем на верхней.
Производственные механизмы, как правило, требуют поддержания скорости с заданной точностью во всем диапазоне регулирования. Отсюда следует, что при проектировании электропривода нужно прежде всего обеспечить требуемую точность стабилизации на нижней скорости.
Основное назначение электропривода – преобразовывать электрическую энергию в механическую и управлять этим процессом. В связи с этим энергетические показатели и характеристики электропривода имеют первостепенное значение, тем более, что электропривод потребляет около 60-65% электроэнергии, производимой в стране.
Любой процесс передачи и преобразования энергии сопровождается ее потерями, т.е. входная мощность Рвх всегда больше выходной Рвых на величину потерь ∆Р, и очень важно, сколь велики эти потери.
Энергетическую эффективность процесса в данный момент обычно оценивают посредством коэффициента полезного действия (КПД), определяемого как
(6.1)
Важными энергетическими характеристиками изделия – двигателя, преобразователя, редуктора или электропривода в целом – служит номинальный КПД
(6.2)
где Рн , ∆Рн - номинальная выходная мощность и номинальные потери, и зависимость КПД от относительной нагрузки η = f(P/Pн); для регулируемого электропри вода часто удобно использовать зависимости η = f(ω) при заданном моменте.
В случаях, когда в линии, питающей электропривод, напряжение и ток не совпадают по фазе и имеют несинусоидальную форму, используется еще одна энергетическая характеристика - коэффициент мощности, определяемый как
(6.3)
где Р - активная мощность;
v = I/I(1) - коэффициент искажений;
U, I, I(1)- действующие значения напряжения, тока, первой гармоники тока;
φ(1) - угол сдвига между первыми гармониками напряжения и тока. При небольших искажениях v ≈ 1, т.е.
(6.4)
При передаче по линии с некоторым активным сопротивлением Rл активной мощности Р при cos φ ≠ 1 потери ∆Р≈ вырастут в сравнении с потерями при передачи той же мощности посто янным током ∆Р= в отношении
Оценки энергетической эффективности электропривода вида (6.1) справедливы, как отмечалось, лишь, если процесс неизменен во времени. Если же нагрузка заметно меняется во времени, следует пользоваться оценками, определяемыми по энергиям за время t
и
Для циклических процессов с однонаправленным потоком энергии и временем цикла удобным и информативным показателем служит цикловой КПД, определяемый как
где Wц и ∆Wц- полезная энергия и потери энергии за цикл
Изложенное выше относилось к однонаправленным потокам энергии, когда мощность не меняет знак. Вместе с тем, часто встречаются случаи, когда направление потока энергии в цикле изменяется: подъем - спуск, разгон - торможение и т.п. Здесь приведенная выше формула КПД (6.5) становится недостаточной - неочевидно понятие «полезной энергии», интегрирование знакопеременных мощностей лишено смысла. Устранить неопределенность можно, условившись о равноправности всех режимов в цикле, если они необходимы для осуществления технологического процесса и, следовательно, полезны. Так, тормозной режим в транспортном средстве ничем не хуже режима разгона. Удержание руки робота в нужном месте какое-либо время - тоже очень полезное действие.
Если принять, что разнополярный график P(t) полезен, то естественно перейти к определению полезной энергии W в (6.5) по следующему выражению:
Для энергетического канала (рис. 6.1), состоящего из источника электроэнергии, передающих и преобразовательных звеньев, рабочего органа, указывается место оценки - между i-м и (i+1)-м звеньями, а также те звенья - от k-ого го до l-ого, в которых учитываются потери. Тогда с учетом (6.5) показатель энергетической эффективности - обобщенный КПД - имеет вид:
где
Верхний индекс указывает временной интервал - от t1 до τ, на котором производится оценка
Рис. 6. 1. Энергетический канал электропривода
Из (6.7) получаются выражения (6.1) и (6.5), однако обобщенный показатель может дать значительно большую информацию. Например, если выбрать местом оценки сечение 0,1 и учесть потери во всех элементах от 1 до n, то при Р0,1 > 0 получим оценку эффективности потребления энергии на интервале τ. Оценка будет работать и при Wn-1,n = 0, т.е. при отсутствии электромеханического преобразования энергии. При оценке в сечении n-1,n отразит эффективность преобразования энергии, т.е. меру потерь, которыми сопровождается полезная механическая работа, и т.п.
Обобщенный показатель удобен для сравнения по энергетическому критерию различных систем, выполняющих одинаковые функции при относительно сложных режимах работы.
Потери в электрических машинах детально изучаются в соответствующих курсах Основные составляющие потерь в машине:
Общее представление об энергетической эффективности нерегулируемого электропривода дает зависимость КПД двигателя с редуктором от относительной нагрузки. На рис. 6.3 для ориентировки приведена такая зависимость для двигателей средней мощности (15-150 кВт) с хорошим редуктором (КПД больше 0,95).
Рис. 6.3. Типичная зависимость КПД от нагрузки
Необходимо подчеркнуть, что работа с недогрузкой приводит к заметному снижению КПД, поэтому неоправданное завышение мощности двигателя «на всякий случай» - вредно. Так же вредны в соответствии с (6.5) неудачно организованные циклы, когда холостой ход занимает в цикле большое место.
В регулируемом по скорости электроприводе энергетическая эффективность определяется главным образом выбранным способом регулирования, в связи, с чем все способы можно разделить на две большие группы в зависимости от того, изменяется или нет ωо в процессе регулирования.
К первой группе ωо = const относятся все виды реостатного регулирования, а также регулирование асинхронного двигателя с к.з. ротором изменением напряжения при неизменной частоте. Если принять для простоты, что Рэм ≈ P1 и ∆Р2 ≈ ∆Р2м, то для этой группы получим:
т.е. потери в роторной (якорной) цепи при любой нагрузке пропорциональны разности скоростей ∆ω(ωо - ω) или скольжению
При реостатном регулировании лишь часть этих потерь, пропорциональная
рассеивается внутри машины и греет ее. Другая часть, пропорциональная
рассеивается вне машины, ухудшая, разумеется, энергетические показатели электропривода. Именно эта часть в каскадных схемах используется полезно.
Сложнее и неприятнее соотношение (6.9) проявляется в асинхронном электроприводе с к.з. ротором при регулировании изменением напряжения или каким-либо еще «хитрым» способом, но при постоянной частоте. Здесь вся мощность ∆Р2 = P1s рассеивается в двигателе, нагревая его и делая способ практически непригодным для продолжительного режима работы.
Интересно, что соотношение (6.9) нельзя «обмануть», хотя такие попытки делались и еще делаются.
К второй группе ωо = var относятся все «безреостатные» способы регулирования в электроприводах постоянного тока - изменением напряжения и магнитного потока и частотное регулирование в электроприводах переменного тока.
Принципиально способы второй группы энергетически предпочтительны, поскольку в (6.9) разность скоростей ∆ωо ≈ const, однако следует учитывать, что в устройствах, обеспечивающих ωо = var, тоже есть потери и при малых мощностях, небольших диапазонах регулирования и немалой стоимости устройств необходимы детальные сопоставления.
Как было показано ранее (п. 5.2), переходные процессы при быстрых изменениях воздействующего фактора могут сопровождаться большими бросками момента и тока, т.е. значительными потерями энергии. Поставим задачу оценить величину потерь энергии в переходных процессах и найти связи между потерями и параметрами электропривода. Будем учитывать только потери в активных сопротивлениях силовых цепей двигателя, так как именно эта составляющая общих потерь заметно возрастает в переходных процессах.
Анализ проведем лишь для переходных процессов, отнесенных ранее к первым двум группам (п.п. 5.2 и 5.3) и начнем с важного частного случая, когда фактор, вызывающий переходный прогресс, изменяется мгновенно, а процесс протекает в соответствии со статическими характеристиками (п. 5.2).
Потери энергии в цепи ротора или якоря за время переходного процесса tnn определяются с учетом (6.9) как
Для переходного процесса вхолостую (Мс = 0) будем иметь:
Подставив (6.11) в (6.10) и сменив пределы интегрирования, получим:
После интегрирования получим окончательно
Громадная доля электроэнергии, потребляемая электроприводом, – до 65% в развитых странах, и осуществление электроприводом практически всех технологических процессов, связанных с движением, делают особенно актуальной проблему энергосбережения в электроприводе и средствами электропривода. В мировой практике к настоящему времени сформировалось несколько основных направлений, по которым интенсивно ведутся исследования, разработки, осуществляются крупные промышленные проекты.
1. В нерегулируемом электроприводе, реализованном на основе асинхронных электродвигателей с к.з. ротором, много внимания уделяется так называемым энергоэффективным двигателям, в которых за счет увеличения массы активных материалов, их качества, а также за счет специальных приемов проектирования удается поднять на 1–2% (мощные двигатели) или на 4-5% (небольшие двигатели) номинальный КПД при некотором увеличении цены двигателя.
Этот подход, используемый и активно рекламируемый с 70-х годов сначала в США, затем в Европе, может приносить пользу, если технологический процесс действительно не требует регулирования скорости, если нагрузка меняется мало и если двигатель правильно выбран. Во всех других случаях использование более дорогих энергоэффективных двигателей может оказаться нецелесообразным.
2. Правильный выбор двигателя для конкретного технологического процесса – один из важнейших путей энергосбережения. В европейской практике принято считать, что средняя загрузка двигателей составляет 0,6, тогда как в нашей стране, где до недавнего времени не было принято экономить ресурсы, этот коэффициент составляет 0,3 – 0,4, т.е. привод работает с КПД значительно ниже номинального. Завышенная «на всякий случай» мощность двигателя часто приводит к незаметным на первый взгляд, но очень существенным отрицательным последствиям в обслуживаемой электроприводом технологической сфере, – например, к излишнему напору в гидравлических сетях, связанному с ростом потерь и снижением надежности и т.п.
3. Основной путь энергосбережения средствами электропривода – подача конечному потребителю – технологической машине – необходимой в каждый момент мощности. Это может быть достигнуто посредством управления координатами электропривода, т.е. за счет перехода от нерегулируемого электропривода к регулируемому. Этот процесс стал в последние годы основным в развитии электропривода в связи с появлением доступных технических средств для его осуществления – преобразователей частоты и т.п.
4. Выбор рациональных в конкретных условиях типов электропривода и способов управления, обеспечивающих минимизацию потерь в силовом канале, – важный элемент в общей проблеме энергосбережения.
Ожидается, что переход от нерегулируемого электропривода к регулируемому в технологиях, где это требуется, может сэкономить до 25-30% электроэнергии. В одной из технологий – в водо - воздухоснабжении – переход к регулируемому электроприводу, как показал опыт, экономит около 50% электроэнергии, до 25% воды и до 10% тепла.
PAGE \* MERGEFORMAT 4