НЕКОММЕРЧЕСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

АЛМАТИНСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ

Кафедра электроснабжения промышленных предприятий

ПОТРЕБИТЕЛИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И СИСТЕМЫ ИХ ПИТАНИЯ

Конспект лекций

для студентов всех форм обучения специальности 050718 – Электроэнергетика

Алматы 2010

СОСТАВИТЕЛИ: Р.Н. Бозжанова, Г.Д. Манапова, О.П. Живаева. Потребители электроэнергии и системы их питания. Конспект лекций для студентов всех форм обучения специальности 5В071800 – Электроэнергетика. – Алматы: АУЭС, 2010. – 64 с.

В данном курсе лекций освещены вопросы классификации и характеристики потребителей электроэнергии промышленных предприятий. Подробно рассмотрены расчеты электрических нагрузок, выбор электрооборудования, схемы и компоновки подстанций, способы канализации электроэнергии, обеспечения качества электроснабжения и компенсация реактивной мощности.

Содержание

1 Лекция. Введение. Потребители электроэнергии. Графики электрических нагрузок	4
2 Лекция. Характеристики промышленных потребителей электроэнергии	8
3 Лекция. Электрические нагрузки промышленных предприятий	12
4 Лекция. Основные показатели (коэффициенты) для определения электрических нагрузок	16
5 Лекция. Определение электрических нагрузок различными методами	20
6 Лекция. Компенсация реактивной мощности	24
7 Лекция. Проектирование компенсации реактивной мощности	28
8 Лекция. Распределение электроэнергии при напряжении до 1 кВ	32
9 Лекция. Защитная аппаратура для сетей до 1000 В	36
10 Лекция. Внутризаводское распределение электрической энергии по территории предприятия напряжением 6-10 кВ	40
11 Лекция. Подстанции промышленных предприятий напряжением выше 1 кВ (ГПП, ПГВ)	44
12 Лекция. Воздушные и кабельные линии и токопроводы напряжением выше 1 кВ	47
13 Лекция. Оборудование распределительных устройств подстанций напряжением выше 1 кВ	51
14 Лекция. Качество электрической энергии	55
15 Лекция. Учет электроэнергии. Защитные меры электробезопасности	59
Список литературы	63

1 Лекция. Введение. Потребители электроэнергии. Графики электрических нагрузок

Содержание лекции:

- электроснабжение потребителей как подсистема энергетической и технологической систем; изучение видов графиков нагрузок

Цель лекции:

- знакомство с отраслями промышленности; изучение некоторых основных определений; назначение и методы построения графиков электрических нагрузок.

Система электроснабжения (СЭС) предприятий является подсистемой энергетической системы, обеспечивающей комплексное электроснабжение промышленных, транспортных, коммунальных и сельскохозяйственных потребителей данного района. В то же время система электроснабжения предприятия является подсистемой технологической системы производства данного предприятия, которая предъявляет определенные требования к электроснабжению. Свыше 70% потребления электроэнергии приходится на промышленные объекты, поэтому в данной дисциплине рассматриваются вопросы электроснабжения промышленных предприятий.

СЭС промышленных предприятий создаются для обеспечения питания электроэнергией промышленных приемников электрической энергии, к которым относятся электродвигатели различных машин и механизмов, электрические печи, электролизные установки, аппараты и машины для электрической сварки, осветительные установки и другие промышленные приемники электроэнергии.

Промышленные объекты относятся к отраслям промышленности, которые укрупненно можно разделить следующим образом:

а) горнодобывающая промышленность (угольные шахты и рудники; карьеры открытой добычи угля, руды и нерудных ископаемых; нефтепромыслы; горно-обогатительные комбинаты и агломерационные фабрики);

б) черная металлургия (коксохимические цеха; установки доменных цехов; установки мартеновских и конверторных цехов; установки прокатных цехов);

в) машиностроение и металлообработка (металлорежущие станки; кузнечно-штамповочные машины и прессы; деревообрабатывающие станки; электроинструмент);

г) химическая промышленность (азотная промышленность, производство соды, суперфосфата, серной кислоты, карбида кальция, хлора, металлического натрия, резиновых шин и технических изделий, синтетического каучука и т.д.);

д) нефтеперерабатывающая промышленность;

е) бумажно-целлюлозная промышленность;

ж) промышленность строительных материалов (цементные, стекольные, кирпичные заводы, заводы железобетонных изделий);

и) текстильная и легкая промышленность (прядильные и ткацкие фабрики хлопчатобумажных, суконных и искусственных тканей; обувные, галантерейные, меховые и другие фабрики);

к) пищевая промышленность (элеваторы, мельницы, крупяные и комбикормовые заводы, хлебозаводы, сахарные, молочные, спиртовые и другие заводы).

На промышленных предприятиях всех отраслей можно выделить большую группу общепромышленных установок, к которым относятся:

а) подъемно-транспортные машины (тельферы, кран-балки, мостовые, консольные и козловые краны, подъемники, лифты, манипуляторы и другие);

б) поточно-транспортные системы (конвейеры, перегрузочные механизмы, транспортеры, шнеки, нории);

в) компрессоры, насосы, вентиляторы.

Особо следует выделить такую отрасль промышленности как электротехнология, в которую входят:

а) электротермические установки (ЭТУ);

б) электросварочные установки;

в) электролизные установки;

г) электрические методы обработки металлов;

д) установки электрического поля высокого напряжения.

Наиболее распространенным потребителем электроэнергии является электрическое освещение производственных помещений (лампы накаливания, галогенные лампы, люминесцентные лампы, ртутные кварцевые лампы, ксеноновые и натриевые лампы).

Источниками электроэнергии в настоящее время для промышленных объектов являются энергетические системы и тепловые электрические станции.

Большинство потребителей получают электрическую энергию от систем, объединяющих между собой электрические станции с помощью линий электропередач.

Энергетической системой (энергосистемой) называется 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.

Электроэнергетической системой называется электрическая часть энергосистемы и питающиеся от нее приемники электроэнергии, объединенные общностью процесса производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии.

На ряде предприятий сооружаются собственные ТЭЦ, что обусловливается рядом причин:

а) потребностью в тепловой энергии для технологических целей и отопления и эффективностью попутного производства при этом электрической энергии;

б) необходимостью резервного питания для ответственных потребителей;

в) большой удаленностью некоторых предприятий от энергосистем.

Перечислим некоторые основные определения, необходимые для изучения дисциплины.

Электроснабжение – обеспечение потребителей электроэнергией.

Система электроснабжения (СЭС) совокупность электроустановок, предназначенных для обеспечения потребителей электроэнергией.

Централизованное электроснабжение – электроснабжение потребителей электроэнергии (ЭП) от энергосистемы.

Электрическая сеть – совокупность электроустановок для передачи и распределения электроэнергии, состоящая из подстанций (п/ст), и распределительных устройств (РУ), токопроводов, воздушных и кабельных линий электропередачи, работающих на определенной территории.

Приемник электроэнергии (электроприемник, ЭП) – аппарат, агрегат и др., предназначенный для преобразования электроэнергии в другой вид энергии.

Потребитель электроэнергии – ЭП или группа ЭП, объединенных технологическим процессом и размещающихся на определенной территории.

Независимый источник питания – источник, на котором сохраняется напряжение в послеаварийном режиме в регламентированных пределах при исчезновении его на другом или других источниках питания.

Графики электрических нагрузок.

Электрическая нагрузка характеризует потребление электроэнергии отдельными приемниками, группой приемников в цехе, цехом и заводом в целом. При проектировании и эксплуатации систем электроснабжений промышленных предприятий основными являются три вида нагрузок: активная мощность P, реактивная мощность Q и ток I.

Электрическая мощность может наблюдаться визуально по измерительным приборам. Регистрировать изменение нагрузки во времени можно самопишущими приборами (см. рисунок 1). В условиях эксплуатации изменения нагрузки по активной и реактивной мощности во времени записывают, как правило, в виде ступенчатой кривой по показаниям счетчиков активной и реактивной энергии, снятым через одинаковые интервалы времени t_н (см. рисунок 2).

Рисунок 1 – График нагрузок по записи регистрирующим прибором

Рисунок 2 – График нагрузок по показаниям счетчика активной энергии

t_н - одинаковые интервалы времени.

Кривые изменения активной и реактивной мощностей и тока во времени называются графиками нагрузок соответственно по активной мощности, реактивной мощности и току.

Графики нагрузок подразделяются на индивидуальные - для отдельных приемников электроэнергии и групповые – для группы приемников электроэнергии. Индивидуальные графики нагрузок обозначаются строчными буквами: p(t); q(t); i(t); групповые графики нагрузок обозначаются прописными буквами: P(t); Q(t); I(t).

Индивидуальные графики необходимы для определения нагрузок мощных приемников электроэнергии (электрических печей, преобразовательных агрегатов главных приводов прокатных станов и т.п.)

При проектировании электроснабжения промышленных предприятий, как правило, используются групповые графики нагрузок. Графики нагрузок всего промышленного предприятия дают возможность определить потребление активной и реактивной электроэнергии предприятием, правильно и рационально выбрать питающие предприятия источники тока, а также выполнить наиболее рациональную схему электроснабжения.

По продолжительности различают сменные, суточные и годовые графики нагрузок предприятия. Каждая отрасль промышленности имеет свой характерный график нагрузок, определяемый технологическим процессом.

С точки зрения регулярности режимов приемников их индивидуальные графики нагрузок могут быть подразделены на периодические, цикличные и нецикличные и нерегулярные.

Групповые графики подразделяются на периодические, почти периодические и нерегулярные.

Построение годового графика по продолжительности.

Наиболее загруженным днем в году принято считать 22.12, а наименее загруженным – 22.06. Имея суточные графики этих дней, можно построить годовой график по продолжительности. В зависимости от климатической зоны мы имеем N_з и N_л – количество зимних и летних дней в году.

На зимнем графике максимальная ордината продолжительностью более или равная 30 минутам принимается за расчетную. Для каждой ординаты зимнего и летнего графика подсчитывается продолжительность соответствующей нагрузки за год и строится падающий ступенчатый график по продолжительности за год. Площадь годового графика равна в определенном масштабе расходу электроэнергии за год. Такой график характеризует эффективность работы предприятия по расходу электроэнергии.

Рисунок 3 – Годовой график по продолжительности

2 Лекция. Характеристики промышленных потребителей электроэнергии

Содержание лекции:

- параметры, по которым характеризуются потребители электрической энергии.

Цель лекции:

- изучить особенности различных приемников электроэнергии, их параметры.

Потребители электроэнергии характеризуются по нескольким параметрам:

а) приемники электроэнергии промпредприятий по роду тока делятся на следующие группы:

- приемники трехфазного тока напряжением до 1000 В, частотой 50 Гц;

- приемники трехфазного тока напряжением выше 1000 В, частотой 50 Гц;

- приемники однофазного тока напряжением до 1000 В, частотой 50 Гц;

- приемники, работающие с частотой, отличной от 50 Гц, питаемые от преобразовательных подстанций и установок;

- приемники постоянного тока, питаемые от преобразовательных подстанций и установок.

В настоящее время электроснабжение промпредприятий ведется на переменном трехфазном токе. Для питания групп приемников постоянного тока сооружаются преобразовательные подстанции, на которых устанавливаются преобразовательные агрегаты: полупроводниковые выпрямители, ртутные выпрямители, двигатели-генераторы (ГД) и механические выпрямители.

Преобразовательные агрегаты питаются от сети трехфазного тока и являются поэтому приемниками трехфазного тока.

Приемники постоянного тока, имеющие индивидуальные преобразовательные агрегаты: электропривод по системе ГД, ионный электропривод и т.п. – являются с точки зрения электроснабжения приемниками трехфазного тока.

Часто встречающиеся приемники постоянного тока, требующие питания от преобразовательных подстанций: внутризаводской электрифицированный транспорт, электролизные производства, некоторые электродвигатели подъемно-транспортных и вспомогательных механизмов;

б) по напряжению – согласно ПУЭ электротехнические установки, производящие, преобразующие, распределяющие и потребляющие электроэнергию, подразделяющиеся на электроустановки напряжением до 1000 В и электроустановки напряжением выше 1000 В;

в) режимы нейтралей:

1) установки напряжением до 1000 В выполняются как с глухо заземленной, так и с изолированной нейтралью, а установки постоянного тока – с глухо заземленной и изолированной нулевой точкой.

Электрические установки до 1000 В с изолированной нейтралью следует применять при повышенных требованиях по безопасности (торфяные разработки, угольные шахты и т.п.) при условии, что в этом случае обеспечивается контроль изоляции сети и целость пробивных предохранителей, быстрое обнаружение персоналом замыканий на землю и быстрая ликвидация их, либо автоматическое отключение участков с замыканием на землю.

В четырехпроводных сетях переменного тока и трехпроводных сетях постоянного тока без повышенной опасности глухое заземление нейтралей обязательно;

2) электроустановки напряжением выше 1000 В делятся на установки:

– с изолированной нейтралью (напряжение до 35 кВ);

– с нейтралью, включенной на землю через индуктивное сопротивление для компенсации емкостных токов (напряжение до 35 кВ и редко 110 кВ);

– с глухо заземленной нейтралью (напряжение 110 кВ и выше).

Кроме того, все эти установки подразделяются на установки с малыми токами замыкания на землю (до 500 А) и установки с большими токами замыкания на землю (более 500 А);

г) по частоте тока приемники электроэнергии делятся на приемники промышленной частоты (50 Гц) и приемники с высокой (выше 100 кГц), повышенной (до 10 кГц) и пониженной (ниже 50 Гц) частотами.

Большинство приемников используют электроэнергию промышленной частоты. Установки высокой и повышенной частоты применяются для нагрева под закалку, ковку и штамповку металлов, а также для плавки металлов. К приемникам с повышенной частотой относятся, например, электродвигатели в текстильной промышленности при производстве искусственного шелка (частота 133 Гц);

д) приемники электроэнергии могут быть подразделены на группы по сходству режимов, то есть по сходству графиков нагрузки. Деление потребителей на группы позволяет более точно находить суммарную электрическую нагрузку.

Различают три характерные группы приемников:

Рисунок 4

1) приемники, работающие с продолжительной неизменной или мало меняющейся нагрузкой (см. рисунок 4). В этом режиме электрическая машина или аппарат может работать продолжительное время без повышения температуры отдельных частей машины или аппарата свыше допустимой.

Примерами приемников, работающих в этом режиме, являются электродвигатели компрессоров, насосов, вентиляторов, и т.п.;

Рисунок 5

2) приемники, работающие в режиме кратковременной нагрузки. В этом режиме рабочий период машины или аппарата не настолько длителен, чтобы температура отдельных частей машины или аппарата могла достигнуть установившегося значения (см. рисунок 5).

Период остановки машины или аппарата настолько длителен, что машина практически успевает охладиться до температуры окружающей среды.

Примерами данной группы приемников являются электродвигатели электроприводов вспомогательных механизмов металлорежущих станков (механизмы подъема поперечины, зажимы колонн, двигатели быстрого перемещения суппортов и др.), задвижки, затворы и т.п.;

Рисунок 6

3) приемники, работающие в режиме повторно-кратковременной (ПКР) нагрузки (см. рисунок 6). В этом режиме кратковременные рабочие периоды машины или аппарата чередуются с кратковременными периодами отключения.

Повторно-кратковременный режим работы характеризуется относительной продолжительностью включения (ПВ) и длительностью цикла. . Длительность цикла t_ц не превышает 10 минут. В повторно-кратковременном режиме электрическая машина или аппарат может работать с допустимой для них относительной продолжительностью включения неограниченное время, причем, превышение температур отдельных частей машины или аппарата не выйдет за пределы допустимых значений.

Примером этой группы приемников являются электродвигатели кранов, сварочные аппараты, прокатные станы и др.

Для перечисленных режимов работы приемников в соответствии с ГОСТ 183-74 электропромышленность выпускает электродвигатели, рассчитанные на указанные условия работы.

е) несимметричность нагрузки или неравномерность загрузки фаз. К симметричным нагрузкам относятся электродвигатели трехфазных потребителей и трехфазные печи. К несимметричным нагрузкам (одно-двухфазным) следует отнести электрическое освещение, однофазные и двухфазные печи, однофазные сварочные аппараты и т.п. в том случае, когда распределить их симметрично по фазам не удается;

ж) надежность (бесперебойность) питания. [ПУЭ 1998 г].

В отношении обеспечения надежности электроснабжения электроприемники разделяются на следующие три категории:

– 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.

Из состава электроприемников I категории выделяется особая группа электроприемников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийной остановки производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего основного оборудования;

– электроприемники II категории – электроприемники, перерыв электроснабжение которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей;

– электроприемники III категории – все остальные электроприемники, не подходящие под определения I и II категории.

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.

Для электроснабжения особой группы электроприемников I категории должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого взаимно резервирующего источника питания.

В качестве третьего независимого источника питания для особой группы электроприемников и в качестве второго независимого источника питания для остальных электроприемников I категории могут быть использованы местные электростанции, электростанции энергосистем, специальные агрегаты бесперебойного питания, аккумуляторные батареи и т.п.

Для электроприемников II категории рекомендуется питание от двух независимых взаимно резервирующих источников. При нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

Для электроприемников 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 суток.

3 Лекция. Электрические нагрузки промышленных предприятий

Содержание лекции:

- основные определения и обозначения электрических нагрузок; показатели, характеризующие приемники электроэнергии и графики их нагрузок.

Цель лекции:

- изучение различных видов нагрузок.

Основой рационального решения всего сложного комплекса технико-экономических вопросов при проектировании электроснабжения современного промышленного предприятия является правильное определение ожидаемых электрических нагрузок. Определение электрических нагрузок является первым этапом проектирования любой системы электроснабжения. Значения электрических нагрузок определяют выбор всех элементов проектируемой системы электроснабжения. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы.

Основные определения и обозначения.

Номинальная мощность электроприемника – эта мощность, обозначенная на заводской табличке или в паспорте двигателя, силового или специального трансформатора, либо на цоколе или колбе источников света. Под номинальной мощностью электродвигателя понимается мощность Р_н, развиваемая двигателем на валу при номинальном напряжении, а под номинальной мощностью других приемников энергии – потребляемая ими из сети мощность при номинальном напряжении, определенных условиях среды и том режиме работы, для которых они предназначены.

Номинальная мощность приемников всегда приводится к нагрузке длительного режима их работы.

Паспортная мощность приемников повторно-кратковременного режима приводиться к номинальной длительной мощности при продолжительности включения ПВ=100% по следующим формулам

для электродвигателей

;

для трансформаторов

где Р_пасп, (кВт); S_пасп, (кВА);

ПВ_пасп. – относительная продолжительность включения приемника;

для трансформаторов электрических печей

где cosj_пасп – номинальный коэффициент мощности трансформатора электрических печей.

Для трансформаторов сварочных машин и трансформаторов ручной сварки номинальная активная мощность – это некоторая условная мощность, приведенная к ПВ=100%.

Применительно к агрегатам с многодвигательным приводом, кроме крановых установок, под термином «приемник электроэнергии» следует понимать весь агрегат в целом, а под его номинальной мощностью – сумму номинальных мощностей всех двигателей агрегата, приведенных к ПВ=100%.

Для крановых установок под термином «приемник электроэнергии» следует иметь в виду электропривод каждого механизма, включая приводимые двумя двигателями, мощности которых складываются.

Групповая номинальная активная мощность – это сумма номинальных (паспортных) активных мощностей отдельных рабочих приемников

;

Под номинальной реактивной мощностью приемника понимается реактивная мощность, потребляемая из сети (знак плюс) или отдаваемая в сеть (знак минус) при номинальной активной мощности и номинальном напряжении, а для синхронных двигателей – при номинальном токе возбуждения при номинальном коэффициенте мощности.

Групповая номинальная реактивная мощность – это алгебраическая сумма номинальных реактивных мощностей отдельных рабочих приемников

Средние нагрузки.

Среднее значение изменяющейся величины является ее основной статистической характеристикой, следовательно, постоянные осредненные значения нагрузки характеризуют графики переменных нагрузок. Суммарная средняя нагрузка всех приемников электроэнергии группы дает возможность приближенно оценить нижний предел возможных значений расчетных нагрузок. Средние активная и реактивная мощности приемника за любой интервал времени в общем виде определяются из выражений

; .

Средняя активная (или реактивная) мощность группы приемников равна сумме средних активных (или реактивных) мощностей отдельных рабочих приемников, входящих в данную группу

; .

Средние нагрузки за максимально загруженную смену обозначаются Р_сми Q_см; за год Р_сги Q_сг, где Р_см=W_см/Т_см; Q_см=V_см/Т_см; Р_сг=W_г/Т_г; Q_сг=V_г/Т_г.

Величины Р_сми Q_см являются основной величиной при расчете нагрузок групп приемников. Наиболее загруженной сменой является смена с наибольшим потреблением энергии данной группой приемников, цехом или предприятием в целом для характерных суток (22 июня и 22 декабря – сутки с наименьшим и наибольшим потреблением электроэнергии).

Среднеквадратичные нагрузки.

Среднеквадратичные нагрузки Р_ск, Q_ск, I_ск за любой интервал времени в общем виде определяются из следующих выражений

; ;

где Т – рассматриваемый период времени.

Максимальные нагрузки.

Максимальные значения активной мощности р_м, Р_м, реактивной мощности q_м, Q_м, полной мощности s_м, S_м и тока i_м, I_м представляют собой наибольшие из соответствующих средних величин за некоторый промежуток времени. Максимальные нагрузки характеризуются ожидаемой частотой появления за тот или иной период времени.

По продолжительности различают два вида максимальных нагрузок:

а) максимальные длительные нагрузки различной продолжительности (10, 15, 30, 60, 120 мин.), определяемые для выбора элементов системы электроснабжения по нагреву и расчета максимальных потерь мощности в них;

б) максимальные кратковременные нагрузки (пиковые) длительностью 1-2 с, необходимые для проверки размаха изменений напряжения в сетях, определения потерь напряжения в контактных сетях, проверки сетей по условиям самозапуска электродвигателей, выбора плавких вставок предохранителей, расчета тока срабатывания максимальной токовой релейной защиты.

Расчетные нагрузки.

Под расчетной нагрузкой по допустимому нагреву понимается такая длительная неизменная нагрузка элемента системы электроснабжения (трансформатора, линии и т.п.), которая эквивалентна ожидаемой изменяющейся нагрузке по наиболее тяжелому тепловому воздействию: максимальной температуре нагрева проводника или тепловому износу его изоляции.

Эффекты нагрева проводника обусловлены его токовой нагрузкой, но вследствие большей простоты получения из опыта и использования в расчетах графиков P=f(t) по сравнению с графиками I=f(t) в проектной практике широко применяется понятие расчетной нагрузки P_p по активной мощности.

Понятие о максимуме средней нагрузки.

Средняя мощность потерь в проводнике, а следовательно, и его средний перегрев определяется среднеквадратичным током I_ск; средний перегрев меньше максимального перегрева проводника, кроме случая неизменной во времени нагрузки, когда перегрев одинаков. В общем случае можно записать

где I_м – наибольшее значение тока на данном графике.

Аналогично для графика нагрузок по активной мощности имеет место неравенство

Это неравенство дает достаточную, но обычно слишком грубую оценку расчетной нагрузки Р_р. Более точная оценка величины Р_р достигается с помощью использования понятия максимума средней нагрузки Р_м,_Т за скользящий вдоль графика интервал времени Т.

Существует оптимальная длительность интервала осреднения Т_оср, при которой средняя нагрузка Р_с,т будет достаточно характеризовать изменение нагрева проводника за время Т_оср. Длительность интервала осреднения не должна быть очень мала, так как иначе не успеет установиться режим нагрева проводника. Но она не должна быть слишком велика, так как в этом случае внутри некоторого интервала этой большой длительности даже при меньшей средней нагрузке возможен значительный пик графика, который успеет вызвать больший перегрев проводника, чем в другом таком же интервале с большей средней нагрузкой, но и более равномерным графиком.

Исходя из этих условий, оптимальная длительность интервала осреднения Т_оср принята равной трем постоянным времени нагрева проводника Т_о, т.е. Т_оср = 3Т_о, так как за это время перегрев проводника при неизменной нагрузке достигает примерно 95% установившегося значения.

Таким образом, максимальная средняя нагрузка за интервал времени Т_оср = 3Т_о принимается в качестве расчетной нагрузки, Р_р » Р_м.

Итак, в качестве расчетной нагрузки Р_р по допустимому нагреву при переменном графике нагрузок принимаются максимальные нагрузки различной продолжительности (0,5; 0,75; 1; 1,5; 2; 2,5 ч), а при мало изменяющемся (постоянном) графике нагрузок – средняя нагрузка.

4 Лекция. Основные показатели (коэффициенты) для определения электрических нагрузок

Содержание лекции:

- коэффициенты, используемые в расчетах электрических нагрузок.

Цель лекции:

- изучение определений и основных формул коэффициентов для расчета электрических нагрузок.

При расчетах и исследовании нагрузок применяются некоторые безразмерные показатели (коэффициенты) графиков нагрузок, характеризующие режим работы приемников электроэнергии по мощности или во времени.

1) Коэффициент использования.

Коэффициентом использования активной мощности приемника электроэнергии к_и или группы приемников К_иназывается отношение средней активной мощности отдельного приемника (или группы их) к ее номинальному значению

; .

Этот коэффициент, как и средняя нагрузка р_см, Р_см, относится к смене с наибольшей загрузкой приемников.

Для графика нагрузок по активной мощности средний коэффициент использования активной мощности приемника за смену может быть определен из выражения

(см. рисунок 7)

где W_а – энергия, потребленная приемником за смену; W_а,возм – энергия, которая могла бы быть потреблена (возможная) приемником за смену при номинальной загрузке его в течение всей смены.

2) Коэффициент включения.

Рисунок 7 – Индивидуальный график нагрузок по активной мощности

Коэффициентом включения приемника к_вназывается отношение продолжительности включения в цикле t_в ко всей продолжительности цикла t_ц.

Время включения приемника за цикл складывается из времени работы t_ри времени холостого хода t_х

Коэффициентом включения группы приемников или групповым коэффициентом включения К_в называется средневзвешенное (по номинальной активной мощности) значение коэффициентов включения всех приемников, входящих в группу, определяемое по формуле

Для графика нагрузок по активной мощности коэффициент включения определяется из выражения

3) Коэффициент загрузки.

Коэффициентом загрузки приемника по активной мощности к_з,_а называется отношение фактической потребляемой им средней активной мощности р_с,в за время включения t_вв течение времени цикла t_ц к его номинальной мощности

Групповым коэффициентом загрузки по активной мощности называется отношение группового коэффициента использования К_и к групповому коэффициенту включения К_в

Коэффициент загрузки, как и коэффициент включения, связан непосредственно с технологическим процессом и изменяется с изменением режима работы приемника.

Коэффициент загрузки для графика нагрузки (см. рисунок 7) определяется из выражения

и показывает степень использования мощности приемника за рабочее время, т.е. за время включения.

Можно получить следующее соотношение

4) Коэффициент формы графика нагрузок.

Коэффициентом формы графика нагрузок к_ф,I, К_ф,I называется отношение среднеквадратичного тока (или среднеквадратичной полной мощности) приемника или группы приемников за определенный период времени к среднему значению его за тот же период времени

; ,

или по активной и реактивной мощности:

; ;

; .

Коэффициент формы характеризует неравномерность графика во времени; свое наименьшее значение, равное единице, он принимает при нагрузке, неизменной во времени.

К_ф,а для большинства предприятий с ритмичным процессом производства изменяется в пределах от 1,05 до 1,15.

5) Коэффициент максимума.

Коэффициентом максимума активной мощности к_м,а, К_м,а называется отношение расчетной активной мощности р_р, Р_р к средней нагрузке р_с, Р_с за исследуемый период времени

; .

Исследуемый период времени принимается равным продолжительности наиболее загруженной смены.

Коэффициент максимума активной мощностиК_м,а приближенно можно представить функцией n_эи К_и,а(см. рисунок 8).

Кривые построены для Т_о=10 минут, т.е. при длительности интервала осреднения Т_оср=3Т_о=30 минут (получасовой максимум). Для проводников больших сечений этот интервал не соответствует.

Поэтому при Т_о>> 10 минут определенный по этим кривым К_м должен быть пересчитан на другую продолжительность по формуле

где К_м,апринят при Т_оср=30 минут.

Рисунок 8 – Кривые для определения К_м= f(К_и и n_э)

6) Коэффициент спроса.

Коэффициентом спроса по активной мощности К_с,а называется отношение расчетной Р_р мощности к номинальной (установленной) мощности группы приемников

Значения К_с для различных групп приемников в различных отраслях промышленности принимаются при проектировании по справочным данным.

Можно установить следующие зависимости

В справочных материалах величины К_с,а постоянны и не зависят от числа приемников группы, т.е. в них дается лишь грубая оценка величины К_с,а, которая может быть постоянной только при высоких К_и,а и большом n.

7) Коэффициент заполнения графика нагрузок (коэффициент нагрузки).

Коэффициентом заполнения графика нагрузок по активной мощности К_з.г,а называется отношение средней активной мощности к максимальной за исследуемый период времени

Исследуемый период времени принимается равным продолжительности наиболее загруженной смены.

Числовые значения К_з.г.а при проектировании принимаются по справочным материалам.

8) Коэффициент разновременности максимумов нагрузок.

Коэффициентом разновременности максимумов нагрузок по активной мощности называется отношение суммарного расчетного максимума активной мощности узла системы электроснабжения к сумме расчетных максимумов активной мощности отдельных групп приемников, входящих в данный узел системы электроснабжения

Этот коэффициент характеризует смещение максимумов нагрузок отдельных групп приемников во времени, что вызывает снижение суммарного максимума нагрузок узла по сравнению с суммой максимумов отдельных групп. Коэффициент К_р.м,а£1 применяется при ориентировочных расчетах. Значение его определяется отраслевыми инструкциями в зависимости от местных условий. Приближенно можно принять К_р.м,а= 0,85¸1,0, для линий напряжением выше 1кВ системы внутреннего электроснабжения предприятия и К_р.м,а=0,95¸1,0 для шин электростанций предприятия, шин ГПП и питающих ЛЭП (внешнее электроснабжение).

9) Коэффициент сменности по энергоиспользованию за год.

, a< 1

W_г – расход электроэнергии за год;

;

Т_г – годовой фонд рабочего времени.

5 Лекция. Определение электрических нагрузок различными методами

Содержание лекции:

- определение средних и расчетных нагрузок.

Цель лекции:

- изучение вспомогательных и основных методов расчета нагрузок.

Определение средних нагрузок.

Средняя активная мощность за наиболее загруженную смену какой-либо группы силовых приемников с одинаковым режимом работы определяется путем умножения суммарной номинальной мощности группы рабочих приемников Р_ном, приведенной для приемников ПКР к ПВ=100%, на их групповой коэффициент использования К_и,а

Средняя реактивная мощность за наиболее загруженную смену Q_см для какой-либо группы силовых приемников (с отстающим током) одинакового режима работы определяется следующим образом

а) ;

б) .

Реактивные нагрузки приемников с опережающим током (СД, БК) принимаются со знаком минус.

Средняя активная мощность за наиболее загруженную смену Р_см узла системы электроснабжения, включающего какое-либо количество групп приемников с разными режимами работы

Средняя реактивная мощность узла нагрузки

где Q_см,i – средняя реактивная мощность за наиболее загруженную смену i-й группы приемников с отстающим током;

n – число групп приемников с отстающим током с разными режимами работы, входящих в данный узел;

m – число групп приемников с опережающим током:

Q_см.сд,i – средняя реактивная мощность синхронных двигателей за наиболее загруженную смену;

Q_смБК – то же, для конденсаторов.

Среднегодовая мощность, потребляемая цехом, находится из соотношений

; .

Определение расчетных нагрузок.

Рассмотрим наиболее распространенные в проектной практике методы расчета электрических нагрузок.

1. Определение расчетной нагрузки по установленной мощности и коэффициенту спроса.

Расчетная нагрузка для группы однородных по режиму работы приемников определяется из следующих выражений

;

где К_с.а – коэффициент спроса данной характерной группы, принимаемый по справочным материалам;

tgj соответствует характерному для данной группы приемников cosj, определяемому по справочным материалам.

Расчетная нагрузка узла СЭС (цеха, корпуса, предприятия) определяется суммированием расчетных нагрузок отдельных групп приемников

где – сумма расчетных активных нагрузок отдельных групп приемников;

– то же, реактивных;

К_р.м – коэффициент разновременности максимумов нагрузок, прини-маемый 0,85¸1,0 в зависимости от места нахождения данного узла в СЭС.

2. Определение расчетной нагрузки по методу «Упорядоченных диаграмм нагрузок».

; ;

К_м определяется по графикам или таблицам зависимости К_м=f (n_э; К_и) (см. рисунок 8).

Имеются методы упрощенного нахождения К_м и n_э:

- Если n_э ³ 200, то при любых значениях К_и

Р_р=Р_см.

- Если К_и ³ 0,9, то при любых значениях n_э

Р_р=Р_см.

- Если n ³ 4, то при m £ 3

n_э=n (n – фактическое число ЭП)

- Если n ³ 4, то при m > 3 и К_и ³ 0,2

, если окажется, что n_э > n, то принимаем n_э = n

- Если n ³ 4, то при m > 3 и К_и < 0,2 n_э определяется по вспомогательным кривым (см. рисунок 9).

Рисунок 9

Вводим следующие обозначения:

n – фактическое число ЭП в группе;

n₁ – число наибольших ЭП в группе, подключенных к узлу, мощность каждого из которых не менее половины мощности наибольшего электроприемника;

– относительное число наибольших ЭП;

Р_н1 – суммарная мощность n₁, ЭП;

Р_н – суммарная номинальная мощность n ЭП узла;

– относительная мощность наибольших ЭП.

зная n_* и Р_*, определяем по кривым n_э*

- Если n £ 3, то Р_р=SР_н

при ПКР: Q_р=0,87Р_р; для ЭП длительного режима Q_р=0,75Р_р.

- Если n > 3, но n_э < 4, то Р_р=S(Р_н×К_з).

- Для ЭП длительного режима при к_и ³ 0,6, к_и ³ 0,9

к_м=1; Р_р=Р_см.

3. Определение расчетной нагрузки по удельному расходу электроэнергии на единицу продукции

М_г – годовой выпуск продукции, шт, м, т, м²;

w_уд – удельный расход электроэнергии, кВт ч/ед.прод.;

, кВт, где Р_сг – среднегодовая мощность нагрузки; Т_г – годовой фонд рабочего времени, ч.;

, кВт; a - коэффициент сменности по энергоиспользованию, a@0,5¸0,9.

4. Определение расчетной нагрузки по удельной нагрузке на единицу производственной площади

где F – площадь размещения приемников в цехе, м²;

r_о – удельная расчетная мощность на 1 м² производственной площади, кВт/м².

Метод применим для сетей цехов, в которых приемники имеют малую мощность и они равномерно распределены на производственной площади.

Удельная расчетная мощность для силовых электроприемников определяется по справочным материалам и лежит в пределах 0,15¸1,5 А/м² или 0,1¸1,0 кВт/м².

Для осветительной нагрузки r_осв=0,01¸0,02 кВт/м² при освещении лампами накаливания; 0,009¸0,018 кВт/м² при освещении люминесцентными лампами: 0,005¸0,01 кВт/м² при освещении газоразрядными лампами без компенсации реактивной мощности и 0,009¸0,018 кВт/м² при освещении газоразрядными лампами с компенсацией реактивной мощности.

5. Наиболее распространенными электроприемниками напряжением выше 1 кВ являются дуговые электрические печи (ДСП) и синхронные двигатели (СД).

Определение расчетной мощности ДСП. Расчетную мощность ДСП находят по графику технологического процесса S = f(t). При отсутствии графика расчет ведется упрощенно по коэффициенту загрузки к_з

где к_з – коэффициент загрузки ДСП

Определение расчетной мощности СД.

6 Лекция. Компенсация реактивной мощности

Содержание лекции:

- физическая сущность реактивной мощности.

Цель лекции:

- понятие об источниках и потребителях реактивной мощности; баланс реактивной мощности; коэффициенты мощности.

Полную мощность на зажимах приемника в комплексной форме можно представить следующим образом

где Q – реактивная мощность.

Физическая сущность реактивной мощности

, квар.

Источники реактивной мощности.

Если ток опережает напряжение, то нагрузка имеет емкостный характер, а реактивная мощность генерируется и имеет отрицательное значение (-). Реактивная мощность генерируется генераторами электростанций, синхронными двигателями, батареями силовых конденсаторов, тиристорными источниками реактивной мощности и линиями.

Потребители реактивной мощности.

Считается, что если ток отстает по фазе от напряжения, то нагрузка имеет индуктивный характер, а реактивная мощность потребляется и имеет положительный знак (+). В элементах сети имеют место потери реактивной мощности, которые могут быть соизмеримы с реактивной мощностью, потребляемой приемниками электроэнергии. Основными потребителями реактивной мощности на промышленных предприятиях являются АД (60-65% от общего потребления), трансформаторы (20-25%), вентильные преобразователи, реакторы, воздушные и кабельные электросети и прочие приемники (10%).

Баланс реактивной мощности

Коэффициенты мощности.

Основными нормативными показателями, характеризующими активную мощность, является , а реактивную мощность – .

Компенсация реактивной мощности – это установка компенсирующих устройств, благодаря которым увеличивается пропускная способность сети, уменьшаются потери мощности и электроэнергии в сети и улучшается режим напряжения сети.

Технико-экономические условия компенсации реактивной мощности – это условия, при которых обеспечиваются наилучшие показатели работы СЭС. Эти условия определяющие:

1. За счет компенсации происходит снижение полной мощности и тока; увеличивается пропускная способность линий и трансформаторов; при проектировании можно снизить сечение проводов и мощности трансформаторов:

, после компенсации ,

2. За счет установки КУ происходит снижение потерь активной и реактивной мощностей

, ,

, .

3. Снижаются потери электроэнергии

– уменьшается расход электроэнергии.

4. Снижаются потери напряжения:

, .

5. Увеличивается коэффициент активной мощности

, .

Энергосистемы имеют ограниченные возможности снабжения предприятия реактивной мощностью, определяемые располагаемой реактивной мощностью генераторов. Соблюдение баланса реактивных мощностей достигается за счет мероприятий, снижающих потребление реактивной мощности предприятиями от энергосистемы. Эти мероприятия разбиваются на: I – мероприятия, не требующие специальных компенсирующих устройств и целесообразные во всех случаях, и II – требующие установки специальных компенсирующих устройств для выработки реактивной мощности.

Мероприятия по уменьшению потребления реактивных мощностей.

Снижение потребления реактивной мощности самими электроприемниками и повышение естественного коэффициента мощности может быть достигнуто следующими мероприятиями:

а) повышением загрузки технологических агрегатов, упорядочением технологического процесса, повышением загрузки и коэффициента загрузки электродвигателей;

б) снижением напряжения питания асинхронных двигателей, загруженных не выше, чем на 45%, путем переключения схемы обмоток с D на U. При этом вращающий момент и активная мощность электродвигателя уменьшаются в 3 раза, загрузка двигателя и его коэффициент мощности повышаются, а потребление реактивной мощности снижается. Такое переключение возможно при напряжении обмотки двигателя 660/380 В и напряжении сети 380 В;

в) установкой ограничителей холостого хода асинхронных электродвигателей и сварочных трансформаторов;

г) отключением цеховых трансформаторов, загруженных менее 30%, с переводом нагрузки на другие трансформаторы;

д) заменой систематически недогруженных асинхронных двигателей со средним К_з < 45% на двигатели меньшей мощности;

е) заменой изношенных асинхронных двигателей синхронными (вместо Q_АД появляется -Q_СД). Для вновь устанавливаемых механизмов, не требующих регулирования скорости и работающих в продолжительном режиме (насосы, компрессоры, вентиляторы), рекомендуется применять синхронные двигатели.

Компенсирующие устройства для реактивных нагрузок.

1) Синхронные генераторы электростанций.

Генераторы являются постоянным источником реактивной мощности, выдаваемой в зависимости от возможностей электростанций или энергосистемы. При этом энергосистема дает значение tgj_э, по которому рассчитывается Q_э по формуле

где Q_э – реактивная мощность, выдаваемая энергосистемой;

SР_р.нагр – суммарная реактивная мощность нагрузки предприятия.

2) Синхронные двигатели.

Главное преимущество СД перед АД заключается в том, что путем изменения тока возбуждения СД можно изменять величину реактивной мощности. В зависимости от величины тока возбуждения реактивная мощность может выдаваться в сеть (при перевозбуждении) и потребляться от сети (при невозбуждении).

Достоинства СД: они отдают реактивную мощность в сеть на месте установки, имея полезную нагрузку на валу; допускают форсировку возбуждения и широкие пределы регулирования отдаваемой реактивной мощности; меньше зависят от колебаний напряжения, чем конденсаторы (М_врºU); повышают устойчивость системы; стоимость СД не входит в формулу затрат на генерацию ими реактивной мощности.

Недостатки СД: относительно высокие удельные потери активной мощности 0,009¸0,054 кВт/квар [9¸54 кВт/мвар].

3) Воздушные и кабельные линии.

Генерируемая воздушными и кабельными линиями реактивная мощность пропорциональна квадрату U сети и длине линии

где l – длина, км;

U – напряжение сети, кВ;

Q₀ – среднее значение реактивной мощности, квар/км;

- относительное напряжение сети.

4) Синхронные компенсаторы (СК).

СК представляют собой СД облегченной конструкции без нагрузки на валу. Они могут работать как в режиме генерирования реактивной мощности (при перевозбуждении СК), так и в режиме ее потребления (при недовозбуждении). В настоящее время промышленность СНГ изготовляет СК мощностью 5000-160000 кВА.

К достоинствам СК как источников реактивной мощности относятся: положительный регулирующий эффект, заключающийся в том, что при уменьшении напряжения в сети генерируемая мощность СК увеличивается; возможность плавного и автоматического регулирования генерируемой реактивной мощности, что повышает устойчивость режимов работы системы и улучшает режимные параметры сети; достаточная термическая и электродинамическая стойкость обмоток СК во время КЗ.

К недостаткам СК относятся: более высокая стоимость; сложный пуск и усложнение эксплуатации; значительный шум во время работы; относительно высокие удельные потери активной мощности (11-30 кВт/мвар).

5) Статические конденсаторы.

Основным средством компенсации реактивной мощности на промышленных предприятиях являются батареи силовых конденсаторов (БК).

Достоинства БК: простота конструкции; относительно невысокая стоимость; недефицитность материалов; малые собственные удельные потери активной мощности (DР_БК=2¸4,5 кВт/Мвар).

Недостатки БК: отсутствие плавного автоматического регулирования отдаваемой в сеть реактивной мощности (применяется только ступенчатое регулирование); пожароопасность; наличие остаточного заряда; опасность перегрузки токами высших гармоник; выдаваемая реактивная мощность зависит от квадрата напряжения: Q=U².

В схемах БК предусматриваются специальные активные или индуктивные сопротивления, которые подключают параллельно конденсаторам. Эти сопротивления необходимы для разряда конденсаторов после их отключения, так как естественный саморазряд происходит медленно (3-5 мин).

Регулирование мощности конденсаторных установок можно вести тремя способами: вручную, автоматически и с диспетчерского пункта.

Регулирование ступенчатое (1-2-3 ступени). Автоматическое регулирование мощности БК производится по разным принципам: по времени суток; по величине напряжения; по току нагрузки; по направлению реактивной мощности; по времени суток с коррекцией по напряжению.

а) б) в)

Рисунок 10 – Схемы присоединения БК к шинам 380 В

а) б) в)

Рисунок 11 – Схемы присоединения БК к шинам 6-10 кВ

7 Лекция. Проектирование компенсации реактивной мощности

Содержание лекции:

- основы проектирования компенсации реактивной мощности.

Цель лекции:

- методика проектирования компенсации реактивной мощности.

Нормативным материалам по компенсации реактивной моности являются «Указания по проектированию компенсации реактивной мощности в электросетях промышленных предприятий» Главгосэнергонадзора Минэнерго. Требования настоящих «Указаний» распространяются на всех промышленных и приравненным к ним потребителей электроэнергии, которые получают питание от энергоснабжающей организации (энергосистемы). Указания охватывают вопросы выбора типа, мощности, места присоединения и режима работы компенсирующих устройств (КУ) в электросетях промышленных предприятий напряжением до и выше 1000 В.

На начальной стадии проектирования определяются максимальные суммарные расчетные активные и реактивные электронагрузки предприятия Р_мах и Q_мах при естественном cosj в соответствии с «Указаниями по определению электронагрузок в промышленных установках».

Максимальная суммарная реактивная нагрузка предприятия, принимаемая для определения мощности КУ

где К – коэффициент, учитывающий несовпадение по времени максимальных активной нагрузки энергосистемы и реактивной мощности промышленного предприятия.

Значения К принимаются в зависимости от отрасли промышленности:

– нефтеперерабатывающая, текстильная – 0,85;

– черная и цветная металлургия, химическая, нефтедобывающая, пищевая, стройматериалов, бумажная – 0,9;

– угольная, газовая, машиностроительная, металлообрабатывающая-0,85;

– прочие – 0,75.

Предприятие сообщает в энергосистему значения Р_мах и Q_мах для определения экономически оптимальной реактивной мощности, которая может быть передана предприятию в режимах максимальной и минимальной годовых активных нагрузок энергосистемы Q_э1 и Q_э2.

По Q_э1 определяется суммарная мощность КУ предприятия, а по Q_э2 – регулируемая часть КУ.

Суммарная мощность КУ Q_к1 определяется необходимым балансом реактивной мощности на границе раздела сетей предприятия и энергосистемы в период ее максимальной активной нагрузки: .

Электросети предприятий условно подразделены на:

а) сети общего назначения;

б) сети со специфическими (нелинейными, несимметричными и резкопеременными) нагрузками.

В качестве средств компенсации реактивной мощности (КРМ) следует принимать: в сетях общего назначения – батареи конденсаторов (БК) и синхронные двигатели (СД).

Компенсация реактивной мощности в электросетях напряжением до 1000 В. Суммарная расчетная мощность БК напряжением до 1000 В (НБК) определяется двумя последовательными расчетными этапами по минимуму приведенных затрат:

а) выбор экономически оптимального числа трансформаторов цеховых ТП с учетом компенсации реактивной мощности;

б) определение дополнительной мощности НБК в целях оптимального снижения потерь в трансформаторах и сети U=6-10 кВ предприятия, питающей эти трансформаторы.

Суммарная расчетная мощность НБК

где Q_НБК1 и Q_НБК2 – суммарные мощности батарей, определенные на двух этапах расчета.

Суммарная мощность Q_нбк распределяется между отдельными трансформаторами пропорционально их реактивным нагрузкам.

1 этап. Определение мощности НБК по условию выбора оптимального числа цеховых трансформаторов.

Для каждой технологически концентрированной группы цеховых трансформаторов одинаковой мощности минимальное их число, необходимое для питания максимальной активной нагрузки

где Р_махт – максимальная суммарная расчетная нагрузка для данной группы трансформаторов;

b_т – коэффициент загрузки (К₃) трансформаторов;

S_т – принятая номинальная мощность одного трансформатора;

DN – добавка до ближайшего большего целого числа.

Экономически оптимальное число трансформаторов

где m дополнительное число трансформаторов.

Число N_т.э определяется удельными затратами на передачу реактивной мощности с учетом постоянных составляющих капитальных затрат. Для расчетов по удельным затратам необходимо знать достоверные стоимостные показатели НБК, ВБК и ТП.

При отсутствии достоверных стоимостных показателей для практических расчетов допускается принимать затраты на п/ст – З^*_п/ст=0,5 и N_т.э определять упрощенным методом по кривым в зависимости от m

m=f(N_min_т; DN).

По выбранному числу трансформаторов N_т.э определяют максимальную реактивную мощность, которую целесообразно передать через трансформаторы в сеть напряжением до 1000 В

Суммарная мощность НБК для данной группы трансформаторов: (из условия баланса реактивной мощности на шинах 0,4 кВ)

где Q_р0,4 – суммарная максимальная расчетная нагрузка.

Если окажется, что Q_нбк1 < 0, то Q_нбк1=0.

Рисунок 12 – Схема, поясняющая баланс реактивной мощности

2 этап. Определение мощности НБК в целях оптимального снижения потерь. Дополнительная суммарная мощность НБК для данной группы трансформаторов

где g – расчетный коэффициент, принимаемый по кривым в зависимости от схемы питания ТП (радиальная, магистральная), и от коэффициентов К₁ и К₂, которые расчитываются по формулам:

где С₀ – расчетная стоимость потерь (по таблице),

F – общее сечение линии;

l – длина линии.

При отсутствии достоверных данных для расчета К₁ и К₂ по формулам их значения рекомендуется принимать по таблицам в зависимости от энергосистемы, количества рабочих смен, мощности трансформатора и длины питающей линии (км) – длина участка до первого трансформатора магистрали. Если окажется, что Q_нбк2 < 0, то для данной группы трансформаторов Q_нбк2=0.

После выбора мощности Q_нбк необходимо распределить эту мощность пропорциально реактивной нагрузке подстанций.

Если распределительная сеть п/ст выполнена только кабельными линиями, НБК рекомендуется присоединять непосредственоо к шинам ТП.

При питании нагрузки от шинопроводов НБК присоединяется к шинопроводам в цехе.

Рисунок 13 – схема присоединения Q_НБК к шинопроводу

Компенсация реактивной мощности в сетях напряжением 6-10 кВ.

Определяется реактивная нагрузка на шинах U=6-10 кВ. В качестве потребителей электроэнергии Q_р6-10 могут быть АД большой мощности, ДСП, СД в режиме недовозбуждения (если их К_з≤1). Затем определяется суммарная реактивная мощность Q_вбк для всего предприятия из условия баланса реактивной мощности на шинах 6-10 кВ

Мощность ВБК распределяется между отдельными РП пропорционально их реактивной нагрузке на шинах 6-10 кВ и округляется до ближайшей стандартной мощности комплектных конденсаторных установок (ККУ). К каждой секции РП рекомендуется подключать ККУ одинаковой мощности, но не менее 1000 квар. При меньшей мощности БК ее следует устанавливать на шинах питающей п/ст (ГПП или ЦРП).

8 Лекция. Распределение электроэнергии при напряжении до 1 кВ

Содержание лекции:

- способы прокладки проводов и кабелей, схемы цеховых сетей.

Цель лекции:

- изучить основы выбора проводок, способов их выполнения, марок проводов, кабелей и шинопроводов до 1000 В; области применения различных внутрицеховых схем.

Способы прокладки проводов и кабелей.

Передачу и распределение электроэнергии потребителям промышленных предприятий осуществляют электрическими сетями. ЭП присоединяют к внутрицеховым п/ст и распределительным устройствам при помощи защитных и пусковых аппаратов.

Электросети промышленных предприятий выполняют внутренними (цеховыми) и наружными. Внутренние сети могут быть открытые, проложенные по поверхностям стен, потолков и другим элементам зданий и сооружений: на изоляторах, в трубах, коробах, лотках, на тросах и т.д. и скрытые, проложенные в конструктивных элементах зданий и сооружений: в стенах, полах, фундаментах, перекрытиях и др. Наружные сети прокладывают по наружным стенам зданий и сооружений, между зданиями, а также на опорах.

Прокладка электросетей производится изолированными и неизолированными проводниками. Изолированные проводники выполняют защищенными и незащищенными. Защищенные проводники поверх электроизоляции имеют металлическую или другую оболочку, предохраняющую от механических повреждений. Незащищенные проводники таких оболочек не имеют.

Выбор типа проводки, способа ее выполнения, а также марок провода и кабеля определяется характером окружающей среды, размещением технологического оборудования и ИП в цехе и другими показателями.

В электросетях промышленных предприятий широко применяют шинопроводы. По конструкции они могут быть открытыми и закрытыми, по назначению – магистральными и распределительными (ШМА и ШРА).

ШМА переменного тока и ШМАД постоянного тока выполняют из алюминиевых шин, ШРА – из алюминиевых и медных шин.

В электросетях до 1000 В и выше применяют силовые кабели.

Для защиты от механических повреждений кабели внутри зданий прокладывают в каналах, закрытых несгораемыми плитами.

Кабельные линии больших сечений предназначаются для питания крупных ЭП, установленных в среде с особыми условиями, где ограничена прокладка проводов в трубах.

Прокладка проводов в защитных трубах.

Это защита от механических повреждений, но связана она с дополнительным расходом труб (тонкостенных стальных, пластмассовых и др.). Недостатки: эта прокладка, особенно в стальных трубах, связана с возможностью повреждения изоляции и с неудобствами в эксплуатации при необходимости замены поврежденных проводов. Такая прокладка, согласно ПУЭ, обязательна для взрывоопасных помещений, для чего предназначены специальные типы кабелей ВБВ и АВБВ.

Открытая прокладка проводов.

Эта прокладка с креплением на роликах, изоляторах, тросах и других конструкциях является наиболее простой и дешевой, но не обеспечивает достаточной надежности и защиты проводов от механических повреждений.

Более совершенной является прокладка проводов в лотках и коробах, особенно удобен этот вид прокладки при большом количестве проводов и кабелей для сложных многодвигательных агрегатов и автоматических линий.

Для осветительных сетей наиболее современной проводкой являются осветительные шинопроводы типа ШОС, выполняемые четырьмя медными или алюминиевыми проводами. Светильники подключают через штепсельные окна, в которые вставляют штепсельные вилки с фазным, нулевым рабочим и нулевым защитным проводами.

Прокладка троллейных сетей (токопроводов).

Такую прокладку применяют для питания перемещающихся приемников (мостовых кранов, тельферов, тележек и др.). Троллейные сети выполняют специальными троллейными шинопроводами ШТМ (I_н=100; 200; 400 А) из профильной стали (обычно уголковой) и имеют различные способы крепления в зависимости от расположения и конструкции токосъемника.

В соответствии с ПУЭ производственные помещения в зависимости от характера окружающей среды делят на сухие, влажные, сырые, особо сырые, жаркие, пыльные, с химически активной средой, пожароопасные и взрывоопасные. Поэтому род прокладки сети и марки проводов и кабелей выбирают в зависимости от характеристики окружающей среды производственных помещений.

Для электросетей следует применять проводники с алюминиевыми жилами. Проводники с медными жилами из-за дефицита меди допускается использовать только в особых случаях, установленных ПУЭ, например, для ответвлений к зданиям от действующих воздушных линий с медными проводами, для питания электроприводов в механизмах передвижных крановых установок и др. Во взрывоопасных помещениях классов В-I и В-Iа применение алюминиевых проводников не допускается.

Схемы и конструктивное выполнение силовых и осветительных сетей.

Схемы должны обеспечивать надежность питания потребителей электроэнергии, быть удобными в эксплуатации. При этом затраты на сооружение линий, расходы проводникового материала и потери электроэнергии должны быть минимальными.

Цеховые сети делят на питающие, которые отходят от ИП (подстанции), и на распределительные, к которым присоединяются ЭП. Схемы электросетей могут выполняться радиальными и магистральными.

Радиальные схемы (см. рисунок 14).

Эти схемы характеризуются тем, что от ИП, например, от распределительного щита п/ст ТП, отходят линии, питающие крупные ЭП (двигатели Д) или групповые распределительные пункты, от которых, в свою очередь, отходят самостоятельные линии, питающие прочие мелкие ЭП.

Примерами радиальных схем являются сети насосных, компрессорных станций, а также сети взрывоопасных, пожароопасных и пыльных производств. Распределение энергии в них производится радиальными линиями от распределительных пунктов, вынесенных в отдельные помещения.

Радиальные схемы обеспечивают высокую надежность питания; в них легко могут быть применены элементы автоматики.

Однако радиальные схемы требуют больших затрат на установку распределительных щитов, прокладки кабелей и проводов.

Магистральные схемы (см. рисунок 15).

Рисунок 15 – Магистральные схемы

Схемы (а) и (б), в основном, применяются при равномерном распределении нагрузки по площади цеха. Схема (б) не требует установки распределительного щита на п/ст, и энергия распределяется по совершенной схеме блока «трансформатор – магистраль», что упрощает и удешевляет сооружение цеховой п/ст. При магистральном питании, выполненном шинопроводами ШМА и ШРА, перемещение технологического оборудования не вызывает переделок сети. Наличие перемычек между магистралями отдельных п/ст обеспечивает надежность электроснабжения при мини-мальных затратах на устройство резервирования (для II и III категорий ЭП).

К недостаткам магистральных сетей следует отнести недостаточную надежность электроснабжения, так как повреждение магистрали ведет к отключению всех потребителей, питаемых от данной магистрали.

Учитывая особенности радиальных и магистральных сетей, обычно, применяют смешанные схемы электросетей в зависимости от характера производства, условий окружающей среды и т.д. (см. рисунок 16).

Шинопроводы серии ШМА закрытого типа служат для передачи электроэнергии 3-х фазного тока промышленной частоты при U до 660 В в цехах и установках, не содержащих токопроводящей пыли, химически активных газов и испарений. Их комплектуют из прямых, угловых и концевых секций и крепят или на нижнем поясе металлических ферм перекрытия, либо на кронштейнах, или на специальных стойках.

Рисунок 16 – Схема смешанного питания СП

Распределительный шинопровод серии ШРА предназначен для распределения энергии 3-х фазного тока промышленной частоты при напряжении 380 или 660 В в цехах с нормальной окружающей средой.

Быстрое подключение ЭП без снятия напряжения с шинопровода выполняют через ответвительные коробки штепсельного выполнения, которые выпускаются с предохранителями и установочными автоматами.

Подключение ШМА к КТП производится через присоединительные секции ШМА, эти секции соединяются с коммутационно-защитной аппаратурой, установленной в шкафах КТП.

Присоединения ШРА к шинам п/ст производится кабелем или проводом, который подводится к вводной коробке.

Присоединение ШРА к ШМА производится, обычно, через вводную коробку, установленную на ШРА, которая соединяется с ответвительной секцией ШМА кабельной перемычкой.

Осветительные нагрузки цехов при радиальных схемах силовой сети питаются отдельными линиями от щитов п/ст; при магистральных схемах – от головных участков магистралей.

9 Лекция. Защитная аппаратура для сетей до 1000 В

Содержание лекции:

- защитная аппаратура для сетей до 1000 В, выбор сечения проводников до 1000 В.

Цель лекции:

- изучить области применения и характеристики защитных аппаратов до 1000 В; методика выбора сечений низковольтных проводников.

Защитная аппаратура для сетей до 1000 В.

Предохранители. Их применяют для защиты электроустановок от токов к.з. Наиболее распространенными предохранителями до 1000 В являются: ПР2 – предохранитель разборный; НПН – насыпной предохранитель неразборный; ПН-2 – предохранитель насыпной разборный.

Основные типы предохранителей имеют I_ном от 15 до 1000 А.

По конструктивному выполнению предохранители можно разделить на 2 группы:

а) с наполнителем из кварцевого песка (ПН2; НПН; ПП17; ПП18);

б) без наполнителей (ПР2).

Плавкие предохранители делят на:

а) инерционные – с большой тепловой инерцией, т.е. они выдерживают значительные кратковременные токовые нагрузки;

б) безинерционные – с малой тепловой инерцией, т.е. с ограниченной способностью к перегрузкам.

Условия выбора предохранителей

I_{ном.пред.}³ I_дл.,

I_{ном.вст} ³ I_дл

где I_дл – длительный расчетный ток, определяется по формуле

При защите ответвления, идущего к одиночному двигателю при легких пусках (станки, вентиляторы, насосы и т.п.)

; .

Рисунок 17 – Характеристика предохранителя

При защите ответвления, идущего к одиночному двигателю с частыми пусками или большой длительностью пускового времени (краны, центрифуги, дробилки и т.п.)

При защите магистрали, питающей силовую или смешанную нагрузку:

I_вст ³

где I_кр – максимальный кратковременный ток линии.

I_кр= I^/_пуск+ I^/_дл, [I_кр= I_{пуск.наиб.эп}+]

где I^/_пуск – пусковой ток электродвигателей, включаемых одновременно, при пуске которых кратковременный ток линии достигает наибольшей величины;

I^/_дл – длительный расчетный ток линии до момента пуска одного или группы ЭД, определяемый без учета I_раб пускаемых ЭД, А.

I_{ном.пл.вст} для защиты ответвления, идущего к сварочному аппарату, выбирают из соотношения

I_вст ³ 1,2× I_св×

где I_св – номинальный ток сварочного аппарата при номинальной продолжительности включения ПВ, А.

I_{ном.пл.вст} для защиты ответвления, идущего к сварочному аппарату, можно принимать равным I_доп провода, идущего к сварочному аппарату.

Селективность (избирательность) защиты плавкими предохранителями магистральной линии с ответвлениями достигается последовательным возрастанием I_{ном.пл.вст} на отдельных участках по мере приближения к пункту питания. Селективность обеспечивается, если ток предохранителя на следующей ступени больше на две ступени тока предохранителя предыдущей ступени.

Автоматические воздушные выключатели.

Они предназначены для включения и отключения низковольтных цепей в нормальном режиме, а также для защиты от токов к.з. и перегрузки.

Автоматы могут иметь три исполнения расцепителей:

а) тепловой расцепитель, представляющий собой биметаллическую пластинку, имеющую обратно зависимую от тока выдержку времени (характеристику), с его помощью осуществляется защита от перегрузки (см. рисунок 18а);

б) максимально-токовый расцепитель (электромагнитный расцепитель), представляющий собой электромагнит, срабатывающий мгновенно и осуществляющий защиту при к.з. или при значительных сверхтоках (см. рисунок 18б);

а) б) в)

Рисунок 18 – Характеристики расцепителей автоматических выключателей

в) комбинированный расцепитель, осуществляющий защиту, как от перегрузок, так и от токов к.з. (см. рисунок 18в).

Автоматические выключатели серии ВА.

Выключатели новых серий ВА50 заменяют выключатели устаревших серий АЕ3700, АЕ20 и другие, а также серий АВМ и «Электрон», на токи до 1600 А.

Выключатели ВА75 полностью заменяют выключатели серии АВМ и «Электрон» до 4000 А.

Новые серии выключателей ВА решают многие проблемы защиты электросетей, возникающие в связи с ростом мощности источников электроэнергии и увеличением токов к.з. Уменьшенные при этом габариты выключателей позволяют значительно сократить размеры комплектующих устройств (КТП, НКУ и т.п.).

Выключатели предназначены для работы в сетях переменного и постоянного тока. ВА75 допускают включение в сеть по два на параллельную работу, тогда суммарный ток будет 5000 А (2´2500 А) и 6300 (2´4000 А). При этом обеспечивается нормальная защита при любом токораспределении между ними.

Выключатели допускают перегрузку в аварийных режимах в течение 3ч при условии, что перед этим они были нагружены не более чем на 0,7 I_ном.

Выключатели до 100 А имеют только стационарное исполнение.

Выключатели на 160 А имеют стационарное и втычное исполнение.

Выключатели на 250 А и выше имеют как стационарное, так и выдвижное исполнение.

ВА75 (4000 А) – только стационарное исполнение.

ВА75 (2500 А) – только выдвижное исполнение.

Приводы выключателей ручные или дистанционно управляемые.

ВА50 имеет электромагнитный привод.

ВА75 имеет электродвигательный привод (с переходом при ремонте и наладке на ручное оперирование).

Выбор автоматических выключателей.

Тепловой расцепитель (тепловое реле магнитного пускателя)

I_тепл.р. ³ I_дл.

Электромагнитный или комбинированный расцепитель

I_эл ³ I_дл.

Ток срабатывания электромагнитного или комбинированного расцепителя

I_ср.эл. ³ 1,25×I_кр.

Для ответвления к одиночному ЭД I_кр=I_пуск.

Ток срабатывания расцепителя автомата с регулируемой обратно зависисимой от тока характеристикой

I_ср.р. £ 1,25 I_дл.

Для взрывоопасных помещений I_длит=1,25× I_{длит.дв.}.

Во всех случаях должно быть обеспеченно надежное отключение к.з. защитными аппаратами, для этого I_{одноф.к.з.} в сетях с глухо заземленной нейтралью и I_{двухф.к.з} в сетях с изолированной нейтралью должны в 3 раза и более превышать I_{ном.расц.}, имеющего обратно зависимую от тока характеристику; в 1,1 раза и более – ток срабатывания автомата, имеющего только электромагнитный расцепитель.

Сечение проводов и кабелей U < 1000 В по условию нагрева определяют из таблиц в зависимости от расчетного значения длительно допустимой токовой нагрузки при нормальных условиях прокладки из двух соотношений:

а) по условию нагрева длительным расчетным током

I_{норм.доп.пров.} ³ ;

б) по условию соответствия выбранному аппарату максимальной токовой защиты

I_{норм.доп.пров.} ³

где К_попр – поправочный коэффициент на условия прокладки проводников;

К_з – коэффициент защиты или кратность защиты, то есть соотношение I_{норм.доп.пров}/I_н
апп. или I_{сраб.апп.}.

Для плавких вставок:

к_з=1,25 – взрыво- и пожароопасные помещения, торговые помещения;

к_з=1 – невзрыво- и непожароопасные помещения промышленных предприятий;

к_з=0,33 – не требующие защиты от перегрузки.

Для автоматических выключателей:

I_у _авт только с мгновенным расцепителем: К_з=1,25; 0,22.

I_у _авт с нерегулируемой обратно зависимой характеристикой, К_з=1,0.

I_у.авт с регулируемой характеристикой, К_з= 0,66.

При нормальных условиях К_попр=1. Тогда

I_{норм.доп.} ³ I_дл;

I_{норм.доп.} ³ к_з× I_защ.

Расчет электросетей по потере напряжения

или

10 Лекция. Внутризаводское распределение электрической энергии по территории предприятия напряжением 6-10 кВ

Содержание лекции:

- схемы распределения электроэнергии понятие о сетях внешнего и внутреннего электроснабжения.

Цель лекции:

- изучение радиальных, магистральных и смешанных схем питания цеховых трансформаторных подстанций (ТП).

Внутризаводское распределение электроэнергии выполняется по магистральной, радиальной или смешанной схеме в зависимости от территориального размещения нагрузок, их величины, требуемой степени надежности питания. При прочих равных условиях применяются магистральные или смешанные схемы как наиболее экономичные.

Радиальные схемы распределения электроэнергии напряжением выше 1 кВ применяются, главным образом, в тех случаях, когда нагрузки расположены в различных направлениях от центра питания. Они могут быть 2-х ступенчатыми или 1-ступенчатыми. 1-ступенчатые схемы применяются, главным образом, на малых предприятиях, а 2-ступенчатые – на больших (см. рисунок 19).

Рисунок 19 – Радиальная схема электроснабжения

ТП1 ТП2 – одноступенчатое радиальное питание;

РП1, РП2 и РП3 – двухступенчатое радиальное питание.

Преимущества радиальных схем – простота выполнения и надежность эксплуатации, возможность применения простой и надежной защиты и автоматизации. Недостатком такой схемы является то, что при аварийном отключении питающей радиальной линии на РП3 нарушается электроснабжение нескольких цеховых ТП (3, 4, 5). Для устранения этого недостатка радиальную схему питания (РП1 и РП2) делают от двух независимых источников (разные шины ГПП) и для повышения надежности применяют АВР.

Применение радиальных схем электроснабжения требует большого количества высоковольтных аппаратов, что увеличивает капитальные затраты.

Магистральные схемы напряжением выше 1 кВ применяют в системе внутреннего электроснабжения предприятий в том случае, когда потребителей достаточно много и радиальные схемы питания явно нецелесообразны. Обычно магистральные схемы обеспечивают присоединение пяти-шести п/ст с общей мощностью потребителей не более 5000¸6000 кВА.

Эта схема характеризуется пониженной надежностью питания, но дает возможность уменьшить число отключающих аппаратов и более удачно скомпоновать потребителей для питания (см. рисунки 20 и 21).

Когда необходимо сохранить преимущества магистральных схем и обеспечить высокую надежность питания, применяют систему транзитных сквозных магистралей. В этой схеме при повреждении любой из питающих магистралей высшего напряжения питание надежно обеспечивают по второй магистрали путем автоматического переключения потребителей на секцию шин низшего напряжения трансформатора, оставшегося в работе. Это переключение происходит со временем 0,1-0,2 с, что практически не отражается на электроснабжении потребителей.

В практике проектирования и эксплуатации СЭС промышленных предприятий редко встречаются схемы, построенные только по радиальному или только магистральному принципу.

Обычно, крупные и ответственные потребители или приемники питают по радиальной схеме. Средние и мелкие потребители группируют и их питание осуществляют по магистральному принципу. Такое решение позволяет создать схему внутреннего электроснабжения с наилучшими технико-экономичными показателями – схемы смешанного питания (см. рисунок 22).

Схемы цеховых подстанций (ТП).

Цеховые трансформаторные подстанции (см. рисунок 23) могут быть однотрансформаторными (для потребителей I и III категорий надежности) и двухтрансформаторными (для потребителей I и II категорий надежности).

Каждая ТП имеет распределительные устройства (РУ) высокого и низкого напряжения, содержащие коммутационные аппараты, устройства защиты и автоматики, измерительные приборы, сборные и соединительные шины, вспомогательные устройства.

Комплектные трансформаторные п/ст (КТП) поставляются с заводов-изготовителей полностью собранными или подготовленными для сборки. КТП изготовляют для внутренней установки, КТПН – для наружной установки; они могут быть закрытыми и открытыми.

КТП внутренней установки напряжением 6-10/0,4-0,23 кВ широко применяют для электроснабжения промышленных объектов. Такие п/ст устанавливают в цехах и других помещениях в непосредственной близости от потребителей, что значительно упрощает и удешевляет распределительную сеть, идущую к ЭП, и дает возможность выполнять ее совершенными в конструктивном отношении магистральными (ШМА) и распределительными (ШРА) шинопроводами.

Рисунок 23 – Схема электрических соединений 2-х трансформаторной подстанции 6-10/0,4-0,23 кВ

Для безопасности эксплуатации на КТП применяют трансформаторы, заполненные негорючей жидкостью, с сухой изоляцией или с баком повышенной прочности. КТП напряжением 6-10/0,4-0,23кВ выполняют с трансформаторами до 2500 кВА.

11 Лекция. Подстанции промышленных предприятий напряжением выше 1 кВ (ГПП, ПГВ)

Содержание лекции:

- знакомство со схемами понизительных подстанций предприятий.

Цель лекции:

- принцип действия различных схем подстанций и область их применения.

Система электроснабжения наиболее рациональна и надежна, когда источники высшего напряжения максимально приближены к потребителям, а прием электроэнергии рассредоточивается по нескольким пунктам, благодаря чему сводится к минимуму число сетевых звеньев и ступеней промежуточной трансформации.

Подстанцией называется электроустановка, служащая для преобразования и распределения электроэнергии и состоящая из трансформаторов или других преобразователей электроэнергии, распредустройств (РУ), а также вспомогательных устройств (аккумуляторных батарей или других ИП вторичных цепей, конденсаторных батарей, помещения управления, компрессорных станций для получения сжатого воздуха, бытовых помещений и т.д.)

Наиболее характерными для промышленных предприятий являются трансформаторные подстанции (ГПП; ТП). Кроме них, применяются преобразовательные подстанции (ПП) с полупроводниковыми, машинными и другими преобразователями тока или частоты, которые по общим принципам устройства мало отличаются от трансформаторных.

Подстанции, на которых энергия, поступающая от ИП, не преобразуется, а лишь распределяется по приемникам электроэнергии, называются распределительными подстанциями (РП).

На крупных энергоемких предприятиях применяются прогрессивные СЭС в виде глубоких вводов высокого напряжения 35÷220 кВ; токопроводов U= 6÷35 кВ.

Иногда одновременно применяются и глубокие вводы, и токопроводы.

Глубоким вводом называется СЭС с максимально возможным приближением высшего напряжения 35÷220 кВ к электроустановкам потребителей. При этом число ступеней промежуточной трансформации и количество аппаратов получается минимальным.

На очень крупных предприятиях при напряжении питающих линий 330-500 кВ электроэнергия трансформируется на U=110-220 кВ. Глубокие вводы выполняются по магистральным или радиальным сетям.

Рассмотрим наиболее употребительные типовые схемы подстанций глубоких вводов 110-220 кВ, разработанные институтом «Энергосетьпроект» (ПГВ).

1) Схема с кабельными вводами 110-220 кВ с отключающим импульсом.

Рисунок 24

Эта схема простейшая и наиболее надежная, т.к. в ней нет открытых токоведущих частей на первичных и вторичных напряжениях. Кабельные вводы 110-220 кВ вводятся непосредственно в трансформаторы. Эта схема наиболее целесообразна при загрязненной окружающей среде или при размещении глубоких вводов на плотно застроенных участках. Действие схемы: при повреждении трансформатора импульс передается от его защит на отключение головного выключателя на питающем источнике, который производит отключение глубокого ввода.

2) Схема с ВЛ и установкой короткозамыкателей (КЗ), отделителей (ОД) и ремонтных разъединителей.

Рисунок 25

Эта схема применяется на так называемых отпаечных п/ст, т.е. при питании от одной ВЛ нескольких п/ст. В отдельных случаях она может быть применена и при радиальном питании, когда имеется реальная вероятность подсоединения в дальнейшем к этой линии других п/ст.

Действие схемы: замыкается КЗ поврежденного трансформатора, и отключается выключатель на головном участке питающей магистрали, снабженный устройством АПВ. С помощью вспомогательных контактов КЗ замыкается цепь привода отделителя поврежденного трансформатора, который должен отключиться при обесточенной питающей линии, т.е. позже отключения головного выключателя и ранее его АПВ, во время «бестоковой» паузы. Если собственное время отключения ОД меньше или равно времени действия защиты выключателя головного участка линии, то в схему отключения ОД необходимо ввести выдержку времени, т.к. ОД не способен отключить ток нагрузки и тем более ток повреждения. Для фиксации отключения головного выключателя питающей линии в схемах с применением ОД в цепи КЗ предусматривается трансформатор тока. После отключения ОД поврежденного трансформатора АПВ головного участка линии, имеющее необходимую выдержку времени, вновь автоматически включает линию и тем самым восстанавливает питание линии и всех других отпаечных п/ст, подключенных к данной линии. Вместо КЗ может быть применен отключающий импульс (ОИ). При этом КЗ может быть сохранен для резервирования ОИ.

3) Схема с ВЛ и силовыми выключателями.

Эта схема может быть применена как для магистральных, так и для радиальных глубоких вводов.

Рисунок 26

Эта схема может быть целесообразной, например, в следующих случаях:

- на п/ст, расположенных вблизи ИП, т.к. применение КЗ в этих случаях приводит к значительным падениям напряжения на шинах ИП;

- на п/ст с крупными СД, отключение которых даже на время переключения в цикле АПВ-АВР недопустимо или нежелательно;

- при присоединении п/ст к линиям с двусторонним питанием.

На п/ст ГПП могут применяться двухобмоточные трансформаторы с одной вторичной обмоткой по схеме (см. рисунок 27 а):

а)

Эта схема применяется при мощностях трансформаторов ГПП S_ном≤25 МВА.

б)

При мощностях трансформаторов S_ном≥25 МВ∙А применяются двухобмоточные трансформаторы с расщепленной вторичной обмоткой; такие трансформаторы позволяют увеличить на РУ-6÷10 кВ количество отходящих к потребителям линий, а также разделить резкопеременную и спокойную нагрузки по разным секциям шин.

в)

Рисунок 27

Для мощных подстанций, питающих крупных потребителей (ДСП, электролизные установки), применяют трехобмоточные трансформаторы: к шинам 35 кВ подключаются мощные дуговые печи, а к шинам 6–10 кВ – прочие потребители.

12 Лекция. Воздушные и кабельные линии и токопроводы напряжением выше 1 кВ

Содержание лекции:

- устройство воздушных линий, электрический расчет; устройство кабельных линий, выбор сечения; понятие о токопроводах.

Цель лекции:

- изучение способов распределения электроэнергии для промышленных предприятий.

Существуют следующие классификации сетей электроснабжения:

а) сети внешнего электроснабжения – от места присоединения к энергосистеме (районная п/ст) до приемных пунктов на предприятии (ГПП, ЦРП, РП);

б) сети внутреннего электроснабжения – внутризаводские, межцеховые и внутрицеховые.

Электрические сети выше 1000 В могут быть выполнены воздушными и кабельными линиями или шинопроводами (токопроводами).

Воздушные линии (ВЛ).

Воздушной линией называется устройство для передачи и распределения электроэнергии по проводам, расположенным на открытом воздухе и прикрепленным при помощи изоляторов и арматуры к опорам.

Для ВЛ применяются сталеалюминевые, алюминиевые, медные, стальные, бронзовые, сталебронзовые провода и провода из алюминиевых сплавов.

На ВЛ должны, как правило, применяться голые многопроволочные провода и тросы. Диаметр проводов, их сечение и материал определяются электрическим расчетом сети, ее параметрами и конкретными условиями расположения ВЛ (населенная или ненаселенная местность, наличие пересечений с сооружениями, районы по гололеду и ветру, длины пролетов, степень насыщенности окружающей среды агрессивными фракциями), определяющими область применения проводов на ВЛ.

Для ВЛ 110 кВ и выше диаметр провода должен быть проверен по условиям потерь на корону. При этом минимальный диаметр проводов должен быть не менее 11,4 мм (АС70/11) для ВЛ 110 кВ; 15,2 мм (АС120/19) для ВЛ 150 кВ; 21,6 мм (АС240/39) для ВЛ 220 кВ.

Явления «короны» обусловлены ионизацией воздуха около проводов, если напряженность электрического поля у поверхности провода превышает электрическую прочность воздуха. По мере повышения напряжения линии местная корона, вызванная неровностями поверхности провода, загрязнениями и заусенцами, переходит в общую корону по всей длине провода.

Наибольшая напряженность у поверхности проводов, соответствующая появлению общей короны

, кВ/см,

где m – коэффициент негладкости многопроволочных проводов линии, равный 0,82;

r₀ – радиус проводов, см;

d - относительная плотность воздуха » 1,04¸1,05.

Согласно ПУЭ Е₀=28 кВ/см.

В линиях 330¸500 кВ для уменьшения индуктивного сопротивления и потерь на корону применяются расщепленные провода.

Расчет ВЛ включает в себя:

1) электрический расчет;

2) механический расчет.

1) Электрический расчет ВЛ 6¸220 кВ включает:

а) расчет линии на потерю энергии (по экономической плотности тока).

ПУЭ установлены величины экономических плотностей тока j_эк, зависящие только от материала, конструкции провода и продолжительности использования максимума нагрузки Т_м. При этом не учитывают такие факторы, как стоимость электроэнергии и величину напряжения линии.

Экономически целесообразное сечение определяют предварительно по расчетному току линии I_р и экономической плотности j_эк

, мм²

где , А – расчетный ток для одноцепной линии;

, А – расчетный ток для двухцепной линии;

– аварийный ток для двухцепной линии;

б) расчет линии по условию нагрева длительным расчетным током

I_{ном.пров}³ I_р– для одноцепной ВЛ; I_доп.ав.³ I_ав– для двухцепной ВЛ, где

I_доп.ав.=1,3 I_{ном.пров.}

где I_{ном.пров} – длительно допустимый ток на голые провода;

в) расчет линии на потерю напряжения

, В

или , В.

Потери напряжения в процентах от номинального напряжения

;

г) по условию потерь на «корону» для ВЛ-110 кВ принимается минимальное сечение провода АС-70, для ВЛ-220 кВ – АС-240, ВЛ-35 кВ по потерям на «корону» не проверяются.

2) Расчет ВЛ на механическую прочность.

Под расчетом ВЛ на механическую прочность понимается расчет, в результате которого определяются механические нагрузки на элементы воздушных линий, внутренние напряжения, возникающие в элементах ВЛ под действием этих нагрузок, и стрелы провеса проводов и тросов.

Рассчитываются следующие элементы ВЛ: провода и тросы; изоляторы и арматура; опоры и фундаменты.

Кабельные линии (КЛ).

Они, как правило, прокладываются в местах, где затруднено строительство ВЛ (городах, населенных пунктах, на территории промышленных предприятии). Они имеют следующие преимущества перед ВЛ: скрытость прокладки, обеспечивающую неподверженность атмосферным воздействиям, большую надежность и безопасность в эксплуатации. КЛ широко применяются в электрических сетях внешнего и внутреннего электроснабжения.

Кабель состоит из токоведущих жил (медные или алюминиевые), изоляции (резина до 1000 В, а свыше 1000 В – многослойная пропитанная бумага и различные пластикаты), а также из защитных оболочек (свинца, алюминия и хлорвинила). Для механической защиты накладывается стальная ленточная и проволочная броня. Для защиты от влаги накладывается джутовый покров из пропитанной пряжи.

Прокладка кабелей производится в земляных траншеях, туннелях, каналах, блоках, по стенам зданий, на эстакадах и других сооружений.

Электрический расчет кабельных линий (КЛ) напряжением выше 1 кВ:

а) расчет линии на потерю энергии (по экономической плотности тока)

, мм²;

б) по нагреву длительным расчетным током

I_{ном.каб} ³ I_р– для одноцепной КЛ;

в) по аварийному режиму (для двухцепной КЛ)

I_доп.ав. ³ I_ав;

I_доп.ав.=1,3 I_{ном.каб};

г) по току короткого замыкания (I_кз)

, мм²

где a=12 для алюминиевых жил кабелей;

T_пр – приведенное время (0,3¸0,7)

д) по потере напряжения

, В

или , В.

Потери напряжения в процентах от номинального напряжения

Токопроводы напряжением выше 1 кВ.

Под токопроводом 6-35 кВ подразумевается линия электропередач с повышенной пропускной способностью. В зависимости от вида проводников токопроводы подразделяют на гибкие (при использовании проводов и лент) и жесткие (при использовании труб и шин). Токопроводы с фазами, расположенными по вершинам равностороннего треугольника, называют симметричными (фазы цепи имеют одинаковые активные и реактивные сопротивления).

Применение токопроводов взамен большого числа кабелей повышает надежность электроснабжения потребителей, упрощает обслуживание, позволяет снизить капитальные и годовые приведенные затраты, обеспечить экономию кабельной продукции.

ПУЭ рекомендует:

а) для передачи мощности более 20 МВА при напряжении 6 кВ и более 35 МВА при напряжении 10 кВ применять токопроводы;

б) при передаче мощности более 35 МВА при напряжении 35 кВ проверять с помощью ТЭР целесообразность применения токопроводов этого напряжения.

Допустимый длительный ток нагрузки для жестких токопроводов – 4000÷6000 А; для гибких токопроводов – 3000÷12000 А.

Наибольшая длина токопровода при номинальном напряжении:

1) жесткие токопроводы:

- 6,3 кВ; l = 0,98 км;

- 10,5 кВ; l = 1,63 км;

2) гибкие токопроводы:

- 6,3 кВ; l = 0,7 км;

- 10,5 кВ; l = 1,15 км.

При одинаковых или близких экономических показателях гибких и жестких токопроводов следует отдавать предпочтение последним.

13 Лекция. Оборудование распределительных устройств подстанций напряжением выше 1 кВ

Содержание лекции:

- устройства распределительных устройств напряжением выше 1 кВ.

Цель лекции:

- назначение распределительных устройств, область применения.

Распределительные устройства подстанций напряжением выше 1 кВ.

Каждая п/ст имеет распределительные устройства (РУ), содержащие коммутационные аппараты, устройства защиты и автоматики, измерительные приборы, сборные и соединительные шины, вспомогательные устройства.

По конструктивному исполнению РУ делят на открытые и закрытые. Они могут быть комплектными (сборка на предприятии – изготовителе) или сборные (сборка частично или полностью на месте применения).

Открытое распределительное устройство (ОРУ) – распределительное устройство, все или основное оборудование которого расположено на открытом воздухе; закрытое распределительное устройство (ЗРУ) – устройство, оборудование которого расположено в здании.

Комплектное распределительное устройство (КРУ) – распределительное устройство, состоящее из шкафов, закрытых полностью или частично, или блоков с встроенными в них аппаратами, устройствами защиты и автоматики, измерительными приборами, вспомогательными устройствами, поставляемое в собранном или полностью подготовленном для сборки виде и предназначенное для внутренней установки.

Комплектное распределительное устройство наружной установки (КРУН) – это КРУ, предназначенное для наружной установки.

Распределительный переключательный пункт (РП) – распределительное устройство, предназначенное для приема и распределения электроэнергии на одном напряжении без преобразования и трансформации.

Открытые распределительные устройства (ОРУ) (см. рисунок 28).

Для напряжений 35 кВ и выше обычно сооружаются ОРУ с применением для отдельных элементов крупноблочных узлов заводского изготовления. Конструкции ОРУ разнообразны и зависят от высшего и низшего напряжений, принятой схемы электросоединений, наличия на стороне ВН выключателей и их размещения по отношению к воздушной ЛЭП и трансформатору.

Применение ОРУ уменьшает стоимость и сокращает сроки строительства п/ст. При замене и демонтаже электрооборудования ОРУ по сравнению с закрытыми более маневроспособны. Однако обслуживание ОРУ несколько сложнее, чем закрытых. Кроме того, для наружной установки требуется более дорогое электрооборудование, способное выдержать прямые атмосферные воздействия.

Для опорных конструкций в ОРУ используется железобетон или металл, ошиновка выполняется чаще всего гибким проводом, который с помощью гирлянд изоляторов крепится к опорам.

Рисунок 28

1 – трансформатор; 2 – разъединитель; 3 – выключатель; 4 – ограничитель перенапряжения (ОПН); 5 – молниеотвод; 6 – воздушная линия (ВЛ); 7 – защитный трос; 8 – закрытое распределительное устройство (ЗРУ)

Конструкция ОРУ должна обеспечивать свободный доступ к трансформатору при эксплуатации. Соединение трансформатора с РУ низшего напряжения выполняется обычно гибким проводом или пакетом шин (токопроводом). При схеме блока «трансформатор – токопровод» токопровод присоединяют непосредственно к выводам трансформатора и тогда РУ низшего напряжения отсутствует.

Распределительные устройства низшего напряжения 3-6-10 кВ можно выполнять как комплектные распределительные устройства закрытые (КРУ) и открытые (КРУН). На ОРУ устанавливается на специальных конструкциях все электрооборудование: разъединители, выключатели, сборные шины, трансформаторы тока и напряжения, трансформаторы силовые. Конструкции могут быть ж/б и металлическими. В последнее время применяются ОРУ из блоков заводского исполнения: блоки изготавливаются на заводах и поставляются готовыми. Аппараты РЗ и А, измерения и сигнализации размещаются в релейном шкафу рядом со шкафом привода. ОРУ 330-500кВ выполняется по различным схемам, в зависимости от схемы они могут быть с двумя рабочими и обходной системой шин.

Площадь, занятая п/ст электростанций, а также крупных районных и узловых п/ст энергосистем значительна, поэтому внутри площадки сооружаются дороги, места для производства работ и т.д.

Закрытые распределительные устройства.

Комплектные распределительные устройства – КРУ, выполненные на напряжение до 10кВ и токи до 3000А, широко распространены на промышленных и городских п/ст, главных РУ электростанций средней и малой мощности, РУ собственных нужд мощных электростанций. КРУ различных конструкций изготовляют на предприятиях электропромышленности и электромонтажных организаций в виде камер КСО (камера стационарная, одностороннего обслуживания) или шкафов типа КРУ.

Камеры и шкафы КРУ изготовляют различных серий с различными схемами первичных и вторичных цепей. Это позволяет комплектовать их согласно схемам электросоединений установки.

Камеры КСО-272 (см. рисунок 29) на U=6-10кВ одностороннего обслуживания, с одной системой сборных шин представляют собой модернизацию камер КСО-266 и применяются в РУ промышленных предприятий. Камеры КСО-272 могут быть укомплектованы: выключателями, выключателями нагрузки, трансформаторами напряжения, трансформаторами собственных нужд и др.

Рисунок 29 – Схемы камер КСО-272

Камеры вводов и отходящих линий типа КСО-366 рассчитаны на ток 200; 400 и 600А. Они комплектуются разъединителями РВЗ-10 и ВН типов ВНПз – 16, ВНПз- 17, с приводами типа ПР-17, ПРА-17.

Всю аппаратуру первичной коммутации размещают в пределах камеры, сборные шины – вне камеры (сверху). Выключатели устанавливают в отсеке камеры, отделенном от сборных шин и шинных разъединителей. Кабельные присоединения находятся внизу камеры и отделены горизонтальными стальными перегородками от выключателей. Приводы коммутационных аппаратов, элементы блокировки, приборы защиты, измерения и сигнализации размещаются в левой части фасада камеры. В правой части – сетчатая дверь. Ниже приведены некоторые схемы камер КСО-272.

КРУ внутренней установки выкатного типа.

Они предназначены для закрытых РУ U=3-10кВ с одинарной системой сборных шин. Они выполняются из соединенных между собой металлических шкафов с встроенными в них электрическими аппаратами, приборами измерения и защиты, с вмонтированными цепями первичной и вторичной коммутации.

Рисунок 30 – Схемы комплектования комплектных ячеек КРУ

Наиболее распространенными комплектными устройствами выкатного типа являлись КРУ2 – 10Э, КРУ2-10П, К-ХII/80, КР -10/500, К-ХХI. В последнее время применяются новые КРУ 6-10 кВ серии К-104, имеющие параметры:

I_ном главных цепей – 630, 1000 и 1600А; сборных шин – 1600, 2000 и 3150А; I_{ном откл.} выключателей, встроенных в КРУ – 20 и 31,5 кА; I_{ном
дин.ст.} = 51 и 81кА. Ниже приведены для примера некоторые типы камер КРУ (см. рисунок 30).

КРУ наружной установки (КРУН).

КРУН заменяет закрытые РУ напряжением 6-10 кВ. КРУН серии К – ХIII применяют для комплектования п/ст U=35/6-10кВ, 110/6-10кВ, 100/35/6-10кВ. В шкафах этих типов, рассчитанных на токи 600-1500А, устанавливаются выключатели типа ВМП-10К с приводом ПЭ-11 на постоянном оперативном токе или ПП-67 на переменном оперативном токе, а также типа ВМП-10П с встроенным пружинным приводом на переменном оперативном токе. Шкафы КРУН имеют нагревательные элементы для обогрева. Шкафы К-ХIII выполняются с выкатными тележками и без выкатных тележек при глухом присоединении шинного ввода для потребителей собственных нужд.

В последние годы выпускаются ячейки КРУ с элегазовой изоляцией на U=110 и 220кВ, обозначение которых: ЯЭ-110Л-23У4 (Я – ячейка; Э – элегазовая; U=110кВ; Л – линейная; или Ш – шиносоединительная; или С- секционная; или Тн – трансформаторов напряжения), 2 – число систем сборных шин; 3 – трехполюсные шины, У4 – климатическое исполнение и категория размещения. I_{ном шин} =1600А; отводов –1250А.

Высокая стоимость ячеек КРУЭ определяет область их применения в случаях, когда решающим является размер площадки для п/ст.

14 Лекция. Качество электрической энергии

Содержание лекции:

- изучение показателей качества электрической энергии.

Цель лекции:

- изучение определений, допустимых значений и основных формул некоторых показателей качества электроэнергии.

Качество электрической энергии.

Перечень и нормативные значения показателей качества электроэнергии установлены ГОСТ 13109-97 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения», введено с 01.01.1999 г.

Стандарт устанавливает показатели и нормы качества электроэнергии (КЭ) в электрических сетях систем электроснабжения общего назначения трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц в точках, к которым присоединяются электрические сети, находящиеся в собственности различных потребителей электрической энергии, или приемники электроэнергии (точки общего присоединения). Нормы КЭ, устанавливаемые настоящим стандартом, являются уровнями электромагнитной совместимости для кондуктивных электромагнитных помех в СЭС общего назначения. При соблюдении указанных норм обеспечивается электромагнитная совместимость электросетей СЭС общего назначения и электросетей потребителей электроэнергии. Кондуктивная электромагнитная помеха в СЭС – электромагнитная помеха, распространяющаяся по элементам электрической сети.

Показатели КЭ:

1) Установившееся отклонение напряжения бU_у.

2) Размах изменения напряжения бU_t.

3) Доза фликера Р_t; [фликер – субъективное восприятие человеком колебаний светового потока искусственных источников освещения, вызванных колебаниями напряжения в питающей сети].

4) Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения К_u.

5) Коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения К_u(n).

6) Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последователь-ности К₂_u.

7) Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последователь-ности К_о_u.

8) Отклонение частоты Df.

9) Длительность провала напряжения.

10) Импульсное напряжение U_имп.

11) Коэффициент временного перенапряжения К_пер._U.

Нормы КЭ.

Установлены два вида норм КЭ: нормально допустимые и предельно допустимые.

Оценка соответствия показателей КЭ указанным нормам проводится в течение расчетного периода, равного 24 ч.

Отклонение напряжения (dU_у).

Отклонение напряжения характеризуется показателем установившегося отклонения напряжения, для которого установлены следующие нормы:

– нормально допустимые значения установившегося отклонения напряжения dU_у на выводах приемников электроэнергии равны ± 5% от номинального напряжения электросети;

– предельно допустимые значения dU_у равны ± 10%.

Расчет отклонения напряжения.

– установившееся отклонение напряжения

где – усредненное напряжение, В или кВ как результат усреднения N наблюдений напряжений U_(1)i за интервал времени 1 мин;

U_i – значение напряжения U_(1)i в i-ом наблюдении, В, кВ. Число наблюдений за 1 мин должно быть не менее 18.

Качество электроэнергии по установившемуся отклонению напряжения в точке общего присоединения к электросети считают соответствующим требованиям ГОСТ-13109-97, если все измеренные за каждую минуту в течении 24 ч значения dU_у находятся в интервале, ограниченном предельно допустимыми значениями, а не менее 95% измеренных за тот же период времени значений dU_у находятся в интервале, ограниченном нормально допустимыми значениями.

Колебания напряжения.

Колебания напряжения характеризуются следующими показателями:

– размахом изменения напряжения dU_t;

– дозой фликера Р_t (частотой колебаний напряжения).

Размах изменения напряжения – это разность между следующими друг за другом экстремумами огибающей действующих значений напряжения.

Предельно допустимое значение суммы установившегося отклонения напряжения dU_у и размаха изменений напряжения dU_t в точках присоединения к электросетям напряжением 0,38 кВ равно ± 10% от номинального U.

Колебания напряжения определяют по формуле

где U_i, U_i₊₁ – значения следующих один за другим экстремумов и горизонтального участка огибающей среднеквадратичных значений напряжения основной частоты, определенных на каждом полупериоде основной частоты, В.

Несинусоидальность напряжения К_u.

Несинусоидальность напряжения характеризуется следующими показателями:

– коэффициентом искажения синусоидальности кривой напряжения К_u;

– коэффициентом n-ой гармонической составляющей напряжения К_u(n).

Значение коэффициента n-ой гармонической составляющей как результат i-го наблюдения

где U_1(i) – действующее значение напряжения основной частоты на i-ом наблюдении в В, кВ.

Допускается вычислять данный показатель по формуле

Значение коэффициента n-ой гармонической составляющей напряжения К_u(n) в % как результат усреднения N наблюдений К_u(n)i на интервале времени Т_ns, равном 3с, определяется по формуле

Число наблюдений N должно быть не менее 9.

Качество электроэнергии по коэффициенту n-ой гармонической составляющей напряжения в точке общего присоединения считают соответствующим требованиям настоящего стандарта, если наибольшее из всех измеренных в течение 24 ч значений коэффициентов n-ой гармонической составляющей напряжения не превышает предельно допустимого значения, а значение коэффициента n-ой гармонической составляющей напряжения, соответствующее вероятности 95% за установленный период времени, не превышает нормально допустимого значения.

Измерение коэффициента искажения синусоидальности кривой напряжения К_u осуществляют для междуфазных (фазных) напряжений.

Для каждого i-го наблюдения за установленный период времени определяют действующие значения гармонических составляющих напряжения в диапазоне от 2-й до 40-й в В, кВ.

Значение коэффициента искажения синусоидальности кривой напряжения К_ui, в % вычисляют как результат i-го наблюдения по формуле

где U_(1)i – действующее значение междуфазного (фазного) напряжения основной частоты для i- го наблюдения, В, кВ.

Допускается данный показатель определять по формуле

Вычисляют значение коэффициента несинусоидальности кривой напряжения К_u, в % как результат усреднения N наблюдений K_ui, на интервале времени Т_ns, равном 3 с, по формуле

Число наблюдений N должно быть не менее 9.

Качество электроэнергии по коэффициенту искажения синусоидальности кривой напряжения в точке общего присоединения считают соответствующим требованиям настоящего стандарта, если наибольшее из всех измеренных в течение 24 ч значений коэффициентов искажения синусоидальности кривой напряжения не превышает предельно допустимого значения, а значение K_u, соответствующее вероятности 95% за установленный период времени, не превышает нормально допустимого значения.

Несимметрия напряжений.

Несимметрия напряжений характеризуется следующими показателями:

– коэффициентом несимметрии напряжений по обратной последовательности К_2u;

– коэффициентом несимметрии напряжений по нулевой последовательности К_0u.

Нормально допустимое значение К₂_u равно 2,0%.

Предельно допустимое значение К₂_u равно 4,0%.

Нормально допустимое значение К₀_u равно 2,0% – в точках общего присоединения к четырехпроводным электросетям 0,38 кВ.

Предельно допустимое значение К₀_u равно 4,0% там же.

Значение коэффициента несимметрии напряжений по обратной последовательности К₂_u вычисляют как результат усреднения N наблюдений К₂_ui на интервале времени T_s равном 3с, по формуле

Число наблюдений N должно быть не менее 9.

Значение коэффициента несимметрии по нулевой последовательности К₀_u вычисляют как результат усреднения N наблюдений К₀_ui на интервале времени T_s равном 3с, по формуле

Число наблюдений N должно быть не менее 9.

Отклонение частоты D f

Отклонение частоты напряжения переменного тока в электрических сетях характеризуется показателем отклонения частоты, для которого установлены следующие нормы:

– нормально допустимые значения D f равны ± 0,2 Гц;

– предельно допустимые значения D f равны ± 0,4 Гц.

Усредненное значение частоты f_у в герцах вычисляют как результат N наблюдений f_i на интервале времени, равном 20с, по формуле

Число наблюдений N должно быть не менее 15.

Отклонение частоты D f в герцах вычисляют по формуле

где f_ном – номинальное значение частоты, Гц.

15 Лекция. Учет электроэнергии. Защитные меры электробезопасности

Содержание лекции:

- знакомство с видами учета электроэнергии.

Цель лекции:

- технические средства контроля и учета электроэнергии.

Учет электроэнергии.

1. Расчетный (коммерческий) – для денежного расчета предприятия с электроснабжающей организацией.

2. Технический (контрольный) – для хозрасчета между цехами и контроля расходования электроэнергии внутри предприятия.

Расчетные счетчики устанавливаются на границе раздела балансовой принадлежности электросети электроснабжающей организации и потребителя: на п/ст энергосистемы, на отходящих линиях, если от них питается только одно предприятие, если же линия магистральная, то счетчики устанавливаются на стороне высокого напряжения ГПП при наличии трансформатора тока класса 0,5, в противном случае они устанавливаются на низкое напряжение (6-10 кВ), а потери электроэнергии в трансформаторах определяются и оплачиваются расчетным путем.

Счетчики для технического (контрольного) учета устанавливаются на стороне низкого напряжения (6-10 кВ) трансформаторов ГПП и на вводах в РП. Контрольные счетчики активной электроэнергии устанавливаются на линиях 6-10 кВ, питающих цеховые ТП, а также на всех линиях к ЭП 6-10 кВ: АД, СД, КПП, электропечам. Контрольные счетчики реактивной электроэнерги устанавливаются на всех КУ: БК, СД, СК, а также по усмотрению потребителя на линиях, питающих цеховые ТП, КПП и электропечи.

АСКУЭ – автоматизированная система контроля и учета электроэнергии

В настоящее время Казахстанская «Корпорация Сайман» разработала и производит две системы учета электроэнергии на предприятиях энергетики, промышленности и в жилом секторе, отличающиеся друг от друга способом передачи данных от электросчетчиков к диспетчерскому пункту.

Комплекс технических и программных средств «Saiman-Net» по PLC-технологии представляет собой информационно-измерительную систему для удаленного измерения количества импульсов с телеметрических выходов счетчиков электроэнергии, для бытовых потребителей и на промышленных предприятиях, с использованием силовых распределительных сетей 0,4 кВ, в качестве высокочастотных каналов связи для приема и передачи информации.

Достоинством системы АСКУЭ «Saiman-Net» является отсутствие дополнительной проводной связи от счетчика до кустового центра сбора информации, так как используется существующая силовая линия 0,4 кВ, что снижает стоимость одной точки контроля потребления электроэнергии у потребителя и исключает несанкционированный доступ к каналам передачи информации.

Система может применяться энергокомпаниями и районными электро-сетевыми предприятиями, муниципальными коммунальными предприятиями, а также компаниями и предприятиями, обслуживающими жилищные кооперативы, кондоминиумы, дачные и коттеджные поселки.

Защитные меры электробезопасности.

Электроустановки в отношении мер электробезопасности разделяются на:

а) электроустановки > 1 кВ в сетях с глухозаземленной или эффективно заземленной нейтралью (с большими токами замыкания на землю);

б) электроустановки > 1 кВ в сетях с изолированной нейтралью или заземленной через дугогасящий реактор (с малыми токами замыкания на землю);

в) электроустановки до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью;

г) электроустановки до 1 кВ с изолированной нейтралью.

Глухозаземленной нейтралью называется нейтраль трансформатора или генератора, присоединенная к заземляющему устройству непосредственно или через малое сопротивление (например, через трансформаторы тока).

Изолированной нейтралью называется нейтраль трансформатора или генератора, не присоединенная к заземляющему устройству или присоединенная через приборы сигнализации, измерения, защиты, заземляющие дугогасящие реакторы и подобные им устройства, имеющие большое сопротивление.

Заземлением какой-либо части электроустановки или другой установки называют преднамеренное электрическое соединение этой части с заземляющим устройством.

Защитным заземлением называют заземление частей электроустановки с целью обеспечения электробезопасности.

Рабочим заземлением называют заземление какой-либо точки токоведущих частей электроустановки, необходимое для обеспечения работы электроустановки.

Занулением в электроустановках U < 1 кВ называют преднамеренное соединение частей электроустановки, нормально не находящихся под напряжением, с глухозаземленной нейтралью генератора или трансформатора в сетях 3-х фазного тока, с глухозаземленным выводом источника однофазного тока, с глухозаземленной средней точкой источника в сетях постоянного тока.

Заземляющим устройством (З.У.) называется совокупность заземлителя и заземляющих проводников.

Заземлителем называется проводник (электрод) или совокупность металлически соединенных между собой проводников (электродов), находящихся в соприкосновении с землей.

Искусственным заземлением называется заземлитель, специально выполняемый для целей заземления.

Естественным заземлителем называются находящиеся в соприкосновении с землей электропроводящие части коммуникаций, зданий и сооружений производственного или иного назначения, используемые для целей заземления.

Магистралью заземления или зануления называется соответственно заземляющий или нулевой защитный проводник с двумя или более ответвлениями.

Заземляющим проводником называется проводник, соединяющий заземляемые части с заземлителем.

Защитным проводником (РЕ) в электроустановках называется проводник, применяемый для защиты от поражения людей и животных электротоком. В электроустановках до 1 кВ защитный проводник, соединенный с глухозаземленной нейтралью генератора или трансформатора, называется нулевым защитным проводником.

Нулевым рабочим проводником (N) в электроустановках до 1 кВ называется проводник, используемый для питания ЭП, соединенный с глухозаземленной нейтралью генератора или трансформатора в сетях 3-х фазного тока, с глухозаземленным выводом источника однофазного тока, с глухозаземленной точкой источника в 3-х проводных сетях постоянного тока.

Общие требования.

Для защиты людей от поражения электротоком при повреждении изоляции должна быть применена, по крайней мере, одна из следующих защитных мер: заземление, зануление, защитное отключение, разделительный трансформатор, малое напряжение, двойная изоляция, выравнивание потенциалов.

Заземление или зануление электроустановок следует выполнять:

а) при напряжении 380 В и выше переменного тока, 440 В и выше постоянного тока – во всех электроустановках;

б) при номинальных напряжениях выше 42 В, но ниже 380 В переменного тока и выше 110 В, но ниже 440 В постоянного тока – только в помещениях с повышенной опасностью, особо опасных и в наружных установках.

Для заземления электроустановок, в первую очередь, должны быть использованы естественные заземлители. Для заземления электроустановок различных назначений и различных напряжений, территориально приближенных одна к другой, рекомендуется применять одно общее заземляющее устройство.

Электроустановки напряжением выше 1 кВ сети с эффективно заземленной нейтралью

Заземляющие устрйства электроустановок выше 1 кВ сети с эффективно заземленной нейтралью следует выполнять с соблюдением требований:

а) либо к их сопротивлению (R_з.у.);

б) либо к напряжению прикосновения, а также с соблюдением требований к конструктивному выполнению и к ограничению напряжения на заземляющие устройства.

Сопротивление заземляющего устройства R_з.у. должно иметь в любое время года величину не более 0,5 Ом, включая сопротивление естественных заземлителей, то есть

R_з.у. £ 0,5 Ом.

В целях выравнивания потенциалов и обеспечения присоединения электрооборудования к заземлителю на территории, занятой оборудованием, следует прокладывать продольные и поперечные горизонтальные заземлители и соединять их между собой в заземляющую сетку.

Заземляющие устройство, которое выполняется с соблюдением требований, предъявляемых к напряжению прикосновения, должно обеспечивать в любое время года при стекании с него тока замыкания на землю значения напряжений прикосновения не превышающих нормированных. Сопротивление R_з.у. при этом определяется по допустимому напряжению на заземляющее устройство и току замыкания на землю.

Электроустановки напряжением выше 1 кВ сети с изолированной нейтралью.

В этих установках R_з.у. при прохождении расчетного тока замыкания на землю в любое время года с учетом сопротивления естественных заземлителей должно быть не более:

а) при использовании заземляющего устройства одновременно для электроустановок напряжением до и выше 1 кВ – R_з.у.=, но не более 2, 4 и 10 Ом соответственно при линейных напряжениях 660, 380 и 220 В,

где I_з – расчетный ток замыкания на землю, А.

При этом должны выполняться требования, предъявляемые к заземлению (занулению) электроустановки до 1 кВ;

б) при использовании заземляющего устройства только для электроустановки выше 1 кВ , но не более 10 Ом.

Электроустановки напряжением до 1 кВ в сетях с глухозаземленной нейтралью. Сопротивление заземляющего устройства должно быть не более 2; 4 или 8 Ом соответственно при U_л=660; 380 и 220 В источника 3-х фазного тока или 380; 220 и 127 В источника однофазного тока. Это сопротивление должно быть обеспеченно с учетом естественных заземлителей.

Список литературы

1. Ополева Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения: Справочник: Учебное пособие. – М.:ФОРУМ ИНФРА-М, 2006. – 480 с.

2. Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебник для студентов высших учебных заведений /Б.И. Кудрин. – М.: Интермет Инжиниринг, 2005. – 672 с.

3. Киреева Э.А. Справочные материалы по электрооборудованию (цеховые электрические сети, электрические сети жилых и общественных зданий), 2004.

4. Киреева Э.А. и др. Электроснабжение цехов промышленных предприятий. – М.: НТФ Энергопрогресс, Энергетик, 2003. – 120 с.

5. Конюхова Е.А. Электроснабжение объектов: Учебное пособие для сред. проф. образования. – М., 2001. – 320 с.

6. Правила устройств электроустановок. – СПб.: Издательство ДЕАН, 2001. – 928 с.

7. Сибикин Ю.Д. Электроснабжение промышленных предприятий и установок: Учебник для проф. учебных заведений. – М.: Высшая школа, 2001. – 336 с: ил.

8. Миронов Ю.М., Миронова А.И. Электрооборудование и электроснабжение электротермических, плазменных и лучевых установок: Учеб. Пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1991.

9. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования. /Под ред. Ю.Г. Барыбина и др. – М.: Энергоатомиздат, 1991. – 464 с.

10. Справочник по проектированию электроснабжения Электроустановки промышленных предприятий. /Под ред. Ю.Г. Барыбина и др. – М.: Энергоатомиздат, 1990. – 476 с.

11. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. – 4 изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1989.

12. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: Электрооборудование / Под ред. А.А. Федорова. – М.: Энергоатомиздат, 1987.

13. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: Электроснабжение / Под ред. А.А. Федорова. – М.: Энергоатомиздат, 1986.

14. Князевский Б.А., Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий. – М.: Высшая школа, 1986. – 400 с.