НЕКОММЕРЧЕСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

АЛМАТИНСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ

 Кафедра электроснабжения промышленных предприятий

 

 

 

ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Конспект лекций

для студентов всех форм обучения специальности 5В071800 – Электроэнергетика

 

                                                        

Алматы 2010

СОСТАВИТЕЛИ: Г.Д. Манапова, О.П. Живаева. Проектирование систем электроснабжения. Конспект лекций для студентов всех форм обучения специальности 5В071800 – Электроэнергетика. – Алматы: АУЭС, 2010. – 66 с.

 

В данном курсе лекций освещены вопросы проектирования систем электроснабжения промышленных предприятий, технико-экономические расчеты в системах электроснабжения промышленных предприятий, выбор электрооборудования, электроснабжение общепромышленных специфических потребителей, молниезащита.    

 

Содержание

1 Лекция. Общие требования к системам электроснабжения и основные принципы построения схем электроснабжения. Источники питания

 4

2 Лекция. Исходные данные для проектирования электроснабжения промышленных объектов,  содержание проектов

 8

3 Лекция. Электроснабжение осветительных установок

12

4 Лекция. Выбор числа, мощности и мест расположения цеховых трансформаторов

 16

5 Лекция. Принципы построения цеховой сети. Схемы питания силовых потребителей

 20

6 Лекция. Схемы внешнего электроснабжения

24

7 Лекция. Способы прокладки кабелей, проводов и токопроводов напряжением выше 1 кВ по территории предприятия

 

28

8 Лекция. Схемы внутреннего электроснабжения

32

9 Лекция. Технико-экономические расчеты в системах электроснабжения промышленных предприятий

 36

10 Лекция. Расчет токов короткого замыкания в сети напряжением выше 1000 В

 40

11 Лекция. Выбор электрооборудования напряжением выше 1000 В

44

12 Лекция. Компоновка открытых и закрытых распределительных устройств (подстанций)

 49

13 Лекция. Электроснабжение печей сопротивления

54

14 Лекция. Электроснабжение дуговых печей

56

15 Лекция. Молниезащита

61

Список литературы

65


1 Лекция. Общие требования к системам электроснабжения и основные принципы построения схем электроснабжения. Источники питания

 

         Содержание лекции:

- требования и основные принципы построения схем электроснабжения.

         Цель лекции:

- знакомство с источниками питания.

 

Рационально выполненная современная система электроснабжения промышленного предприятия должна удовлетворять ряду требований.

Системы электроснабжения промышленных предприятий должны обеспечивать: экономичность, надежность электроснабжения, безопасность и удобство эксплуатации, качество электрической энергии, гибкость системы (возможность дальнейшего развития), максимальное приближение источников питания к электроустановкам потребителей, а также должны предусматриваться кратчайшие сроки выполнения строительно-монтажных работ.

При этом должны по возможности применяться решения, требующие минимальных расходов цветных металлов и электроэнергии.

Важные дополнительные требования к электроснабжению предъявляют:

а) электроприемники с резкопеременной циклически повторяющейся ударной нагрузкой;

б) электроприемники, требующие бесперебойности питания при всех режимах системы электроснабжения;

в) электроустановки, расположенные в зонах с загрязненной средой.

При создании системы электроснабжения необходимо учитывать категорию приемников электроэнергии. При определении категории следует руководствоваться требованиями ПУЭ.

Надежность электроснабжения потребителя обеспечивается требуемой степенью резервирования. Резервирование необходимо для продолжения работы основного производства в послеаварийном режиме. Питание потребителей третьей категории не предусматривает резервирования.

Предъявляемые к схемам электроснабжения (СЭС) требования и ее параметры зависят от мощности и категории надежности потребителей.

В соответствии  с ПУЭ для электроприемников первой категории должны предусматриваться два независимых взаимно резервируемых источника  питания.

Электроприемники второй категории рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервируемых источников питания. Ко второй категории следует относить только такое технологической оборудование, без которого невозможно продолжение работы основного производства на время послеаварийного режима.

Схема электроснабжения должна обеспечивать необходимое качество электрической энергии в соответствии с ГОСТ 13109-97 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения». Снижение качества электроэнергии приводит к дополнительным потерям энергии, и уменьшает пропускную способность электрических сетей, приводит к сокращению срока службы электрооборудования, электрических машин, конденсаторных установок и т.д.

Трансформаторные и распределительные подстанции следует максимально приближать к электроустановкам потребителей электроэнергии, сокращая число ступеней трансформации путем внедрения глубоких вводов, повышенных напряжений питающих и распределительных сетей, дальнейшего развития принципа укрупнения подстанций, внедрения магистральных токопроводов.

По величине расчетной (максимальной) мощности можно ориентировочно провести деление предприятий: мини – от единиц до сотен кВт,   малые (мелкие) – до 3-5 МВт, средние  – от 5 до 75 МВт, крупные  – 75-500 МВт,  и особо крупные (гиганты) – с нагрузкой близкой к 1000 МВт.

Схемы электроснабжения промышленных предприятий должны разрабатываться  с учетом следующих основных принципов:

- источники питания (в том числе трансформаторы 35-220/6-10 кВ) должны быть максимально приближены к потребителям электрической энергии; необходимо широко внедрять глубокие вводы и дробления ГПП на 2-3 и более подстанций глубокого ввода;

- число ступеней трансформации и распределения электрической энергии на каждом напряжении должно быть по возможности минимальным;

- схемы электроснабжения и электрических соединений подстанций должны обеспечивать необходимые надежность электроснабжения и уровень резервирования;

- распределение электроэнергии рекомендуется осуществлять по магистральным схемам питания. Радиальные схемы могут применяться при соответствующем обосновании;

- схемы электроснабжения должны быть выполнены по блочному принципу с учетом технологической схемы предприятия. Питание электроприемников параллельных технологических  линий следует осуществлять от разных секций шин подстанций, взаимосвязанные технологические агрегаты должны питаться от одной секции шин;

- все элементы электрической сети должны находиться под нагрузкой, т.к. это способствует снижению потерь. Резервирование предусматривается в самой схеме электроснабжения путем перераспределения отключенных нагрузок между оставшимися в работе элементами схемы. При этом используется перегрузочная способность электрооборудования и, в отдельных случаях, отключение неответственных потребителей. Наличие резервных неработающих элементов сети должно быть обоснованно;

- следует применять раздельную работу элементов системы электроснабжения: линий, секций шин, токопроводов, трансформаторов, т.е. применять глубокое секционирование СЭС предприятий для снижения Iк  и упрощения РЗ. Широкое применение АВР на всех ступенях напряжения позволяет применять схему с глубоким секционированием при нагрузках любой категории. В некоторых случаях, по согласованию с энергоснабжающей организацией, может быть допущена параллельная работа, например при питании ударных резкопеременных нагрузок, если автоматическое включение  резервного питания не обеспечивает необходимое быстродействие восстановления питания с точки зрения самозапуска электродвигателей;

- вопросы электроснабжения должны решаться комплексно со строительными и технологическими вопросами при построении генерального плана объектов.

Вопросы рационального электроснабжения предприятий не должны решаться в отрыве от общей энергетики данного района. Решение по электроснабжению должны приниматься с учетом перспективного плана электрификации района, что обеспечивает кооперирование электроснабжения всех отраслей. Даже самые рациональные в масштабе данного предприятия, не всегда являются эффективными и экономичными с точки зрения электрификации района в целом.

Основными источниками питания (ИП) большинства предприятий являются электростанции (в том числе шины генераторного напряжения), собственные ТЭЦ и районные подстанции энергосистем. Выбор независимых источников питания осуществляет энергоснабжающая организация, которая в технических условиях на присоединение указывает их характеристики.

С начала 90-х годов в энергосистемах наметилась тенденция питания потребителей с шин районных подстанций на напряжениях 110-220 кВ, что диктуется стремлением гальванически развязать сети генераторов и потребителей для исключения влияния различного рода повреждений в сети потребителя на работу генераторов. На многих строящихся электростанциях не предусматриваются распределительные устройства 6, 10 и 35 кВ, предназначенные для потребителей электроэнергии, вся мощность продается на напряжениях 110 и 220 кВ к ближайшим районным подстанциям. Строительство собственных ТЭЦ на предприятиях также считается невыгодным. Такие решения экономически оправданы для энергокомпаний, но могут существенно снизить надежность электроснабжения потребителей.

Разработчику проекта электроснабжения следует обратить особое внимание на следующие факторы, определяющие бесперебойность питания электроприемников при аварийном отключении одного из независимых ИП:

- установившееся значение напряжения на оставшемся источнике питания в послеаварийном  режиме должно быть не менее 0,9 номинального напряжения;

- при аварийном отключении одного из источников питания и действии релейной защиты и автоматики на оставшемся ИП может иметь место кратковременное снижение напряжения. Если значение провала напряжения и его продолжительность таковы, что вызывают отключение электроприемников на оставшемся ИП, то эти ИП не могут считаться независимыми. Значение оставшегося напряжения на резервирующем ИП должно быть не менее 0,7 номинального напряжения.

Сооружение собственных электростанций (ТЭЦ, ГЭС) целесообразно при  следующих обстоятельствах:

- при значительной потребности предприятия в паре и горячей воде;

- при наличии на предприятии отходного топлива (газа и т.п.) и возможности его использования для электростанции;

- при значительной удаленности или недостаточной мощности энергосистемы;

- при наличии особых групп электроприемников с повышенными требованиями к бесперебойности питания, когда собственный ИП необходим для резервирования электроснабжения.

Электростанция, используемая в качестве собственного ИП, должна быть электрически связана с ближайшими электрическими сетями энергосистемы. Связь может осуществляться либо непосредственно на генераторном напряжении, либо на повышенном напряжении через трансформаторы связи.

На промышленных предприятиях пунктами приема электроэнергии могут быть:

- узловые распределительные подстанции напряжением 110 кВ и выше, предназначенные для распределения электроэнергии на крупных предприятиях между подстанциями глубокого ввода;

- главные понизительные подстанции напряжением 35 кВ и вше (одна или несколько);

- подстанции глубокого ввода 35 кВ и выше в случаях, когда их питание осуществляется от подстанций энергосистемы;

- центральные распределительные подстанции или распределительные подстанции при одинаковом напряжении питающей и распределительной сетей предприятия;

- трансформаторные подстанции (ТП) напряжением 6-20 кВ на предприятиях с небольшой электрической нагрузкой.

Для крупных энергоемких предприятий с электрической нагрузкой порядка 100-150 МВт и выше в качестве пунктов приема электроэнергии могут быть использованы узловые распределительные подстанции напряжением 110-500 кВ. УРП чаще всего находятся в ведении энергоснабжающей организации, поэтому они размещаются, как правило, вне площадки промышленного предприятия, но в непосредственной близости от него. Если УРП предназначены для питания нескольких подстанций глубокого ввода одного предприятия, то  они могут размещаться на территории предприятия  и обслуживаться персоналом промышленного предприятия.

Для предприятий с нагрузкой в несколько десятков МВт пунктами приема электроэнергии могут быть ГПП, ПГВ, РП 6-10 кВ. Число пунктов приема электроэнергии на предприятии определяется рядом факторов: требованиями к надежности питания;  поэтапным развитием предприятия;  экономической целесообразностью.

 

2 Лекция. Исходные данные для проектирования электроснабжения промышленных объектов, содержание проектов

 

         Содержание лекции:

- исходные данные для проектирования систем электроснабжения.

         Цель лекции:

- знакомство с документацией при проектировании систем электроснабжения.

 

Для проектирования производится разработка технико-экономических обоснований  (ТЭО) и проектов на строительство (реконструкцию) объектов. В ТЭО определяются основные технико-экономические показатели и стоимость сооружения объекта. В дальнейшем при разработке проектно-сметной документации определенные в ТЭО показатели не должны быть ухудшены, а сметная стоимость строительства не должна быть превышена.

При наличии ТЭО проектирование следует проводить в одну стадию – технорабочий проект. Проектирование в две стадии – технический проект и рабочие чертежи – допускается для крупных и сложных промышленных комплексов, или при применении новой неосвоенной технологии, а также при особо сложных условиях строительства.

При проектировании необходимо предусматривать применение типовых проектов, нормалей, утвержденных в установленном порядке, а также внедрение новых рациональных решений и нового электротехнического оборудования, освоенного производством. В технорабочих проектах следует разрабатывать только те чертежи и технические данные, которые не содержатся в типовых и повторно применяемых индивидуальных проектах.

Пояснительная записка должна быть короткой и четкой. В ней приводятся лишь результаты расчетов. Сами расчеты в случае необходимости для доказательства принятых решений оформляются в виде приложений к архивному экземпляру проекта. Расчеты рекомендуется выполнять по типовым таблицам и нормалям. Описания элементов, понятных из чертежа, и каталожные описания заводских изделий, выдержки из норм, статей и т.д. не приводятся; лишь в случае надобности делается ссылка на источники.

Для разработки технического проекта электроснабжения необходимо иметь разрешение и технические условия от энергоснабжающей организации на присоединение предприятия к ее сети. Технические условия должны содержать следующую исходную техническую документацию:

а) ситуационный схематический план района с размещением проектируемого предприятия и с указанием ИП и электросетей (существующих и проектируемых), от которых предполагается питание предприятия. На плане должны быть нанесены также сторонние потребители, которые предполагается питать от проектируемого предприятия, и линии их питания. Должны быть указаны мощности и расчетные нагрузки этих потребителей и перспективы их роста в ближайшие 8-10 лет;

б) электрические скелетные схемы района энергосистемы, от которой намечается электроснабжение предприятия;

в) длины и сечения линий электропередач, предлагаемых энергосистемой для питания предприятия;

г) принципиальные однолинейные схемы ИП с указанием оборудования ячеек, предназначенных для предприятия;

д) рабочее напряжение и пределы его отклонений на шинах ИП;

е) действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ в начальный период на шинах ИП или на приемных подстанциях проектируемого предприятия для максимального и минимального режимов для двух периодов: пуск в эксплуатацию проектируемого предприятия и полное развитие энергосистемы;

ж) ток КЗ через 0,2 с;

з) установившийся ток КЗ. Для сетей с глухим заземлением нейтрали должны быть также заданы значения токов однофазного замыкания на землю по тем же режимам и параметрам;

и) требования и указания энергосистемы по вопросам: компенсации реактивной мощности, релейной защиты, автоматики, телемеханизации и диспетчеризации, учета электроэнергии, ремонта трансформаторов, маслохозяйства и др. 

Для проектирования внутризаводской системы электроснабжения промышленных объектов исходными данными являются:

1) генеральный план с нанесенными на нем всеми зданиями и сооружениями, трассами высоковольтных линий и подстанциями, абсолютными отметками поверхности земли, автодорог, железнодорожных путей и станций разгрузки тяжеловесного оборудования;

2) состав и характер электрических нагрузок и электроприемников отдельных цехов с указанием числа часов работы в год, удельный расход электроэнергии;

3) требования к надежности электроснабжения каждого цеха, участка, агрегата, механизма и т.д. Отдельно выделенные электроприемники первой категории;

4) климатические и геологические данные: уровень грунтовых вод, температура почвы в зонах прокладки подземных коммуникаций; электрическое сопротивление, состав, температура, характер грунта в различных местах территории завода; сейсмичность и др.;

5) метеорологические условия: скорость и направление ветра, влажность воздуха, количество грозовых дней в году; максимальная, минимальная и средняя температура воздуха; гололедность; загрязненность воздуха химически активными газами и парами, пылью и др.; естественная освещенность;

6) данные по силовому электрооборудованию (паспорта) и электроосвещению объектов завода;

7) планы цехов с установкой оборудования (чертежи);

8) данные по характеру производства; условиям пожаро- и взрывоопасности; температуре, влажности, запыленности, загрязненности воздуха и грунта;

9) данные по нагрузкам сторонних потребителей (субабонентов), подключенных к заводским сетям (если есть).

Для разработки рабочих чертежей по электроснабжению необходимы технический проект и протокол его утверждения; заключение экспертизы по техническому проекту; подтверждение или корректировка исходных данных.

Технический проект электроснабжения должен содержать:

а) принципиальную схему внутризаводского распределения электроэнергии, а для крупных предприятий схему внешнего электроснабжения, отображающую связи УРП и ГПП предприятия с ИП, местными электростанциями и подстанциями энергосистемы;

б) схемы размещения релейных защит и автоматики (АВР, АПВ) с указание уставок для определения селективности. Для средних и мелких предприятий дается общая схема электроснабжения с указанием размещения релейных защит и автоматики;

в) генеральный план  предприятия, на который наносятся: все сооружения системы электроснабжения; трассы воздушных и основных кабельных линий и токопроводов; расчетные нагрузки основных зданий и сооружений до и выше 1 кВ; заявочные ведомости на оборудование и материалы по вспомогательным службам: цех сетей и подстанций, трансформаторно-масляное хозяйство и др., а также на оборудование и материалы для отдельных элементов ИП по требованию энергосистемы;

г) пояснительную записку, в которой приводятся: основные технические показатели проекта; перечень исходных данных; краткие сведения о проектируемом предприятии: характеристика электроприемников, режим работы основных производств; взрывоопасность, химическая активность; очередность строительства и перспективы развития и др.; климатические данные: средняя расчетная температура воздуха и почвы, влажность воздуха, грозовая деятельность, загрязненность атмосферы и их характер; установленные мощности силовых и осветительных электроприемников до и выше 1 кВ переменного и постоянного тока. Электрические нагрузки и расход электроэнергии, включая нагрузки сторонних потребителей. Категории нагрузок по надежности электроснабжения; результаты выбора числа и мощности трансформаторных и преобразовательных подстанций; источники электроснабжения и перспективы их развития; распределение нагрузок между источниками в рабочем и послеаварийном режимах; выбор напряжений сетей, числа и мощности распределительных подстанций, ГПП, ПГВ. Сведения о рассмотренных вариантах схем электроснабжения и при необходимости технико-экономическое обоснование принятого варианта; основные решения по питанию электроприемников 1-й категории и особой группы 1-й категории в рабочих и послеаварийных режимах; результаты расчетов токов короткого замыкания и выбор основного оборудования на напряжение выше 1 кВ; проверка уровней напряжения при нормальных и послеаварийных режимах для наиболее близких и удаленных электроприемников. Колебания напряжения. Высшие гармоники напряжения. Мероприятия по улучшению качества энергии; решения по компенсации реактивной мощности в сетях до и выше 1 кВ; емкостные токи в сетях с изолированными нейтралями и мероприятия их компенсации; расчетные и основные решения по релейной защите. Решения по управлению, сигнализации, измерениям, учету электроэнергии и оперативному току; по автоматизации и диспетчеризации СЭС; по защитному заземлению и молниезащите сооружений СЭС; принятые способы канализации электроэнергии по территории предприятия. Выбор кабелей межцеховых сетей напряжением 6-10 кВ и выше;  предложения по организации масляного и ремонтного хозяйства СЭС, по внутризаводской транспортировке, такелажу и монтажу тяжелого и крупногабаритного электрооборудования, по организации эксплуатации электрохозяйства и по штатам.

К пояснительной записке прилагаются копии технических условий на присоединение, согласований и других исходных документов, указанных выше. При необходимости к пояснительной записке прилагается перечень научно-исследовательских и экспериментальных работ и разработок нового оборудования, необходимого для осуществления проекта электроснабжения.

В рабочих чертежах проекта электроснабжения приводятся:

а) уточненная принципиальная схема электроснабжения на напряжении выше 1 кВ;

б) схема межцеховых сетей до 1 кВ, которая для крупных предприятий дается по отдельным районам, а для средних и мелких – полностью по всему предприятию;

в) схема ситуационного плана расположения предприятия с указанием трасс основных линий 6-10 кВ и выше, приемных подстанций, местных электростанций, распределительных подстанций напряжением 6-10 кВ и выше, а также – трансформаторных подстанций 6-10/0,4-0,69 кВ.

В пояснениях к рабочим чертежам приводятся:

а) исходные данные;

б) уточненные данные по установленной мощности, расчетных нагрузках, годовом расходе электроэнергии, выборе числа и мощности трансформаторных подстанций (результаты расчета и выбора);

в) уточнение принятых в техническом проекте решений и расчетов по результатам экспертиз и вследствие изменений исходных данных и заданий. 

 

3 Лекция. Электроснабжение осветительных установок

 

         Содержание лекции:

- электрические сети осветительных установок.

         Цель лекции:

- знакомство с конструктивным исполнением осветительных сетей.

 

Электроснабжение рабочего освещения, как правило, выполняют самостоятельными линиями от щитов подстанции напряжением 380/220 В. Электрическая сеть осветительных установок состоит из питающих и групповых линий. Электроэнергия от подстанции или вводно-распределительного устройства (ВРУ) передается питающими линиями на осветительные магистральные щитки, а от них - групповым осветительным щиткам. Питание источников света осуществляется от групповых щитков групповыми линиями. На рисунке 1 приведена принципиальная схема осветительной сети.

Рисунок 1 – Принципиальная схема осветительной сети

 

 

 

1 – питающая сеть;

2 – вводно-распределительное устройство;

3 – магистральный пункт (щиток);

4 – групповой щиток;

5 – питающая сеть;

6 – групповая сеть.

 

Питающие линии выполняют по радиальным, магистральным, а также радиально-магистральным схемам. Радиальные питающие линии применяют при нагрузках на групповые щитки более 200 А. Наиболее распространены смешанные радиально-магистральные сети.

Светильники аварийного освещения, в том числе для продолжения работ, а также другие, в частности, для эвакуации, должны быть присоединены к независимому источнику питания. Если в цехе имеются нагрузки, ухудшающие показатели качества электроэнергии, то питание таких нагрузок и освещения осуществляют от разных трансформаторов.

Выбор схемы питающих и групповых сетей должен определяться:

1) требованиями к бесперебойности действия осветительной установки;

2) технико-экономическими показателями (минимальными приведенными показателями, расходом цветных материалов и электроэнергии);

3) удобством управления и простотой эксплуатации осветительной установки.

При выборе трассы осветительной сети и мест установки магистральных и групповых щитков учитывают: удобство эксплуатации (доступность); исклю­чение возможности повреждения при производстве работ; эстетические тре­бования; уменьшение длины трассы.

Технико-экономическими расчетами установлено, что максимальная длина трехфазных четырехпроводных групповых линий при напряжении 380/220 В мо­жет быть принята не более 80 м, а двухпроводных - не более 35 м. К групповым линиям не рекомендуется присоединять на фазу более 20 ламп накаливания, а при использовании многоламповых люминесцентных светильников - до 50 ламп.

Размещение щитков следует производить вблизи от центра электрических нагрузок, при этом необходимо обеспечить доступность их обслуживания. Не следует устанавливать щитки в горячих и сырых цехах предприятий, а также в пожароопасных помещениях. Запрещается установка щитков во взрывоопасных помещениях всех классов.

Минимальное сечение изолированных проводов с алюминиевыми жилами должно было быть не менее 2,5 мм2. В настоящее время, учитывая ненадежность, недолговечность, пожарную опасность алюминия, следует при­менять медь.

Для общего освещения применяются сети, питающиеся от силовых или специально установленных осветительных трансформаторов.

При разбивке светильников на осветительные группы надо учитывать технологические особенности производства. Следует стремиться к созданию такой системы питания освещения в цехе, при которой случайное погасание ламп одной из групп давало бы возможность персоналу продолжать работу, хотя бы и с пониженной интенсивностью, в течение того периода времени, который необходим для исправления повреждения.

Магистральные осветительные сети выполняются, как правило, четырехпроводными, реже - трехпроводными, а распределительные осветительные сети - двухпроводными и иногда трехпроводными. Напряжение на лампах равно 127 или 220 В.

С целью рационального использования автоматических выключателей трансформаторной подстанции, групповые щитки питают от магистральных щитков (пунктов) (см. рисунки 2, 3).

В качестве осветительных магистральных и групповых щитков применяют распределительные пункты серии ПР8513 с трехполюсными  автоматическими выключателями и ПОР 8513 с однополюсными автоматическими выключателями. В больших производственных зданиях осветительную питающую сеть выполняют с использованием распределительных шинопроводов типа ШРА. В этом случае вместо групповых щитков к шинопроводу подключают группы светильников через отдельные аппараты защиты и управления.

1 – КТП; 2 – магистральный щиток (пункт); 3 – групповой щиток освещения; 4 – групповой щиток аварийного освещения; 5 – линия питающей сети рабочего освещения; 6 – линия питающей сети аварийного (эвакуационного) освещения; 7 – питание рабочего освещения других участков здания или силовых потребителей.

Рисунок 2 – Схема питания рабочего и аварийного освещения от однотрансформаторных КТП

Рисунок 3 – Схема питания рабочего

и аварийного освещения от двухтрансформаторной КТП

 

Групповая сеть предназначена для непосредственного подключения светильников внутреннего освещения и штепсельных розеток. На рисунке 4 представлены схемы групповых линий при трехфазной системе с нулевым проводом.

Рисунок 4 – Схемы групповых линий при трехфазной системе с нулевым проводом

 

На рисунке 5 представлены варианты распределения ламп между фазами в трехфазной группе. Верхний вариант оптимален с точки зрения потерь напряжения в линии, так как «центры тяжести» нагрузок всех фаз в этом случае совпадают, но этот вариант не является лучшим в отношении ослабления пульсаций освещенности и, кроме того, в случае отключения одной-двух фаз создается случайное распределение освещенности вдоль линий.

Рисунок 5 – Варианты распределения ламп между фазами в трехфазной группе

 

Нижний вариант применяют наиболее часто, так как он лишен недостатков первого варианта.

Групповые сети выполняют также осветительными шинопроводами: двухпроводными (фаза - нуль) ШОС2-25, ШОС8О и четырехпроводными (три фазы-нуль) ШОС4-25, если нагрузка их не менее 50% номинального тока шинопровода. Шинопроводы используют в помещениях любого назначения с нормальной средой, кроме особо сырых, при расположении светильников рядами. Питание групповых сетей осуществляют также от групповых пунктов, в качестве которых используют серию пунктов ПР (ПОР) 8513, заменяющую  серию осветительных ящиков (ЯОУ8500, ЯВ, ЯР).

Для групповых сетей находят применение щитки типов ОП, ОЩ, ОЩВ, УОЩВ. Щитки рассчитаны на напряжение 380/220 В, укомплектованы однополюсными автоматическими выключателями; ток расцепителей одинаков для всех автоматических выключателей одного щитка. Количество и сечение проводов, присоединяемых к вводному зажиму, до 2 х 50 мм2.

Питание групповых сетей осуществляют также от групповых пунктов, в качестве которых используют серию пунктов ПР (ПОР) 8513, заменяющую  серию осветительных ящиков (ЯОУ8500, ЯВ, ЯР). Для групповых сетей находят применение щитки типов ОП, ОЩ, ОЩВ, УОЩВ. Щитки рассчитаны на напряжение 380/220 В, укомплектованы однополюсными автоматическими выключателями; ток расцепителей одинаков для всех автоматических выключателей одного щитка. Количество и сечение проводов, присоединяемых к вводному зажиму, до 2 х 50 мм2.

Для групповых осветительных сетей производственных помещений, использующих разрядные лампы высокого давления (ДРЛ, ДРИ, ДРИЗ, ДНаТ), при групповой компенсации реактивной мощности трехфазными конденсаторами, присоединенными к групповым линиям, применяют распределительные пункты серии ПР41, рассчитанные на напряжение 380/220 В. Пункт ПР4I для напольной установки рассчитан на четыре трехфазные групповые линии, в нем установлены четыре трехфазных конденсатора мощностью по 18 квар. К пунктам допускается присоединение питающих проводов сечением от 10 до 2 х 120 мм2 и отходящих от 1,5 до 25 мм2. Для помещений со взрывоопасными зонами классов В-Iа, В-I6, В-IIa, B-Iг применяют щитки ЩОВ-IА и ЩОВ -2А на напряжение 380/220 В.

4 Лекция. Выбор числа, мощности и мест расположения цеховых трансформаторов

 

         Содержание лекции:

- выбор числа и мощности трансформаторов.

         Цель лекции:

- знакомство с методом расчета.

 

В электроснабжении промышленных предприятий широкое применение находят комплектные трансформаторные подстанции (КТП), состоящие из силовых трансформаторов, шкафов ввода высшего и низшего напряжения, шкафов отходящих линий и, в случае двух- или трехтрансформаторных подстанций - секционных шкафов.

Силовые трансформаторы КТП имеют следующие номинальные мощности: 250,400, 630, 1000, 1600 и 2500 кВА и номинальные напряжения: высшее - 6; 10 кВ; низшее - 0,4; 0,69кВ.

В зависимости от системы охлаждения различают трансформаторы сухие ТСЗ (естественное воздушное охлаждение), масляные ТМЗ (масляное охлаждение); с негорючим жидким диэлектриком ТНЗ (естественное охлаждение диэлектриком).

По количеству трансформаторов все подстанции подразделяют на однотрансформаторные, двухтрансформаторные, трехтрансформаторные. Однотрансформаторные подстанции применяют для питания потребителей III категории, а также части приемников II категории, допускающих перерыв питания на время замены трансформатора. Для электроприемников I и II категорий по надежности электроснабжения, требующих резервирования питания, как правило, устанавливают двухтрансформаторные подстанции.

Если питание получают преимущественно потребители I категории, то на стороне низшего напряжения подстанции  предусматривают устройство АВР, срабатывающее при аварийном отключении одного из трансформаторов.

При питании потребителей II категории в аварийном режиме допускается ручное подключение резерва. Двухтрансформаторные подстанции применяют также для питания отдельно стоящих объектов общезаводского назначения – компрессорных, насосных станций.

Принципиальная схема двухтрансформаторной подстанции приведена на рисунке 6.

Разработана серия трехтрансформаторных подстанций, применение которых с симметричным распределением нагрузки в послеаварийном режиме на оставшиеся в работе два трансформатора позволяет увеличить загрузку каждого из трех трансформаторов в нормальном режиме.

В общем виде соотношения между коэффициентами загрузки трансформатора в нормальном режиме Кз и в послеаварийном режиме Кз.ав равны: для двухтрансформаторных подстанций Кз=0,5Кз.ав; для трехтрансформаторных подстанций  Кз = 0,66Кз.ав.

Рисунок 6 – Схема двухтрансформаторной подстанции

QF1, QF2 – автоматические выключатели ввода низшего напряжения трансформаторов ТI, Т2;

QF З – секционный автоматический выключатель

 

Принципиальная  схема трехтрансформаторной подстанции приведена на рисунке 7.

Рисунок 7 – Схема трехтрансформаторной подстанции

QF1, QF2, QF3, QF4, QF5, QF6 -автоматические выключатели ввода низшего напряжения трансформаторов ТI, Т2, Т3 соответственно;

QFЗ, QF8, QF9 - секционные автоматические выключатели

 

Выбор типа трансформаторов осуществляется в зависимости от требований окружающей среды. Для внутренней установки рекомендуется применение масляных трансформаторов, но с ограничениями по числу и мощности. Для внутрицеховых подстанций с трансформаторами сухими или с негорючим жидким (твердым) диэлектриком мощность трансформаторов, их число, расстояние между ними, этаж, на котором они могут быть установлены, не ограничиваются.

Трансформаторы с охлаждением негорючей жидкостью целесообразно применять в производственных помещениях, где по условиям среды, по числу, значению мощности и этажности нельзя применять масляные трансформаторы. Сухие трансформаторы мощностью не более 100 - 630 кВА применяют главным образом на испытательных станциях, в лабораториях и других установках с ограничениями по условиям пожарной безопасности.

Выбор числа цеховых трансформаторов осуществляется одновременно с выбором компенсирующих устройств.

Минимальное число цеховых трансформаторов определяют по формуле

 

(1)

где Sр - полная расчетная нагрузка потребителей на напряжении до 1 кВ;

Кз - коэффициент загрузки трансформаторов, принимаемый в зависимости от категории надежности потребителей электроэнергии;

Sном.тр. - номинальная мощность цехового трансформатора, принимаемая в зависимости от удельной плотности нагрузки.

Полученное значение округляется до ближайшего большего целого числа.

На выбор номинальной мощности трансформатора влияют следующие факторы: затраты на питающую сеть 0,4 кВ, потери мощности в этой сети и потери мощности в трансформаторах, затраты на строительную часть подстанции.

Число и мощность трансформаторов зависят от распределения потребителей по площади цеха, наличия места для расположения цеховых подстанций, характера и режима работы электроприемников.

В проектной практике для двухтрансформаторных цеховых подстанций при преобладании потребителей I категории коэффициент загрузки трансформаторов принимается в пределах 0,6-0,7. Для однотрансформаторных подстанций при наличии взаимного резервирования по перемычкам с другими подстанциями на вторичном напряжении мощность трансформаторов выбирается с учетом степени резервирования. Коэффициент загрузки цеховых трансформаторов может быть принят: при преобладании потребителей II категории 0,7 - 0,8, а при потребителях III категории - 1.

При этом число трансформаторов Nт связано с их номинальной мощностью следующим образом:

 

(2)

где Sном.тр.э – экономически целесообразная номинальная мощность трансформатора.

Значение Sном.тр.э принимают в зависимости от удельной плотности расчетной нагрузки. Максимальная мощность трансформаторов при плотностях нагрузки Sуд: до 0,2 кВА/м2 - до 1000 кВА; от 0,2 до 0,5 кВА/м2 - от 1000 до 1600 кВА; свыше 0,5 кВА/м2 - 1600 и 2500 кВА.

Если Sуд  0,4 кВА/м2, то независимо от требований надежности электроснабжения целесообразно применять двухтрансформаторные подстанции. Если вначале целесообразна установка трансформаторов 1000 кВА, то через несколько лет при росте нагрузок их не обязательно менять на большую мощность, обычно осуществляют дополнительную установку трансформаторов, стараясь сохранить тип и мощность. Трансформаторы мощностью 630 кВА и менее следует применять для питания вспомогательных цехов и участков предприятий.

В тех случаях, когда нагрузка не распределена, а сосредоточена на отдельных участках цеха, номинальную мощность трансформаторов по критерию удельной плотности нагрузки не выбирают.

Выбранное число трансформаторов способно передать в сеть напряжением до 1 кВ при заданном коэффициенте загрузки Кз реактивную мощность, значение которой определяется по формуле:

для трансформаторов масляных и заполненных негорючей жидкостью

 

,

(3)

где коэффициент 1,1 учитывает тот факт, что цеховые трансформаторы имеют, как правило, загрузку, не превышающую 0,9, и коэффициент сменности по энергоиспользованию имеет значение менее 0,9. Поэтому для масляных трансформаторов в течение одной смены может быть допущена систематическая перегрузка, равная 10 %;

для сухих трансформаторов

 

,

(4)

коэффициент 1,05 учитывает тот факт, что перегрузочная способность сухих трансформаторов, согласно правилам эксплуатации электроустановок потребителей, примерно вдвое ниже, чем масляных трансформаторов.

Мощность низковольтных конденсаторных батарей составляет

 

(5)

где QНБК1 – мощность низковольтных конденсаторных батарей, определенных по критерию выбора минимального числа цеховых трансформаторов.

 

(6)

где Qp – расчетная реактивная нагрузка потребителей до 1 кВ;

QНБК2 – дополнительная мощность конденсаторных батарей, установленных в сети напряжением до 1 кВ, определенная по критерию минимума потерь в сети 6-10 кВ.

Значение QНБК2 находят по формуле

 

(7)

где ЗК.Н., ЗК.В. – приведенные затраты на 1 квар мощности конденсаторной батареи, установленной в сети напряжением до и выше 1 кВ соответственно;

Uном – номинальное напряжение сети, кВ;

R – активное сопротивление сети, питающей цеховой трансформатор (в общем случае равно эквивалентному сопротивлению сети R=Rэкв);

C0 – стоимость 1 кВтч электроэнергии.

Для масляных трансформаторов мощностью до 2500 кВ А значение Кз.ав не должно превышать 1,4 при длительности послеаварийного режима не менее 6 ч (время, необходимое для замены поврежденного трансформатора) и коэффициенте Кз = 0,9.

Для сухих трансформаторов предельное значение Кз.ав =1,2.

Для трансформаторов, заполненных жидким диэлектриком, значения коэффициентов Кз и Кз.ав принимают как для масляных трансформаторов.

Двухтрансформаторные цеховые подстанции применяют при преобладании электроприемников I и II категорий и в энергоемких цехах.

Подстанции с трансформаторами 630 и 1000 кВА комплектуют шкафами типа КН, КРН, ШРН с универсальными втычными (выкатными) автоматическими выключателями со следующими схемами заполнения: шкафы ввода - с выводами шин вверх на магистраль и двумя отходящими линиями; шкафы ввода и секционный - с двумя выключателями на отходящих линиях; шкаф отходящих линий - с тремя выключателями.

Подстанции с трансформаторами 1600 и 2500 кВА комплектуют выключателями на вводе, которые отключают соответствующие номинальные токи и токи КЗ. На отходящих линиях могут устанавливаться выключатели, как и на подстанциях с трансформаторами 1000 кВА. 

 

5 Лекция. Принципы построения цеховой сети. Схемы питания силовых потребителей

 

         Содержание лекции:

- принципы построения цеховой сети.

         Цель лекции:

- знакомство со схемами питания силовых потребителей.

 

Принципы построения цеховой сети.

Для питания цеховых потребителей электроэнергии, в основном, применяют систему трехфазного переменного тока напряжением 380 В с глухозаземленной нейтралъю цехового трансформатора.

На выбор схемы распределения электроэнергии и ее конструктивное исполнение оказывают влияние следующие факторы: требования к бесперебойности питания, размещение технологического оборудования по площади цеха, условия среды в цехе, размещение трансформаторных подстанций.

Схема электроснабжения должна быть надежна и безопасна, удобна в эксплуатации и экономична, т.е. соответствовать минимуму расчетных затрат на ее сооружение.

Схема электроснабжения не должна быть многоступенчатой и содержать недогруженное оборудование, должен быть использован наиболее простой способ прокладки сети.

В схемах электроснабжения применяют электрооборудование со степенью защиты (IP), соответствующей характеру среды в помещении.

В соответствии с ПУЭ производственные помещения в зависимости от характера окружающей среды делят на следующие классы: сухие, влажные, сырые, особо сырые, жаркие, пыльные, с химически активной или органической средой. Кроме того, выделяют помещения со взрыво- и пожароопасными зонами.

В ПУЭ приводятся рекомендации по допустимой степени защиты оборудования в зависимости от характера среды.

Схемы питания силовых потребителей.

В цеховых сетях различают питающую и распределительную сети. Линии цеховой сети, отходящие от цеховой трансформаторной подстанции или вводного устройства, образуют питающую сеть, а линии, подводящие энергию от шинопроводов или распределительных пунктов непосредственно к электроприемникам, - распределительную сеть.

Схемы могут быть: радиальными, магистральными и смешанными, с односторонним и двусторонним питанием.

При магистральной схеме питание от подстанций к отдельным узлам нагрузки и мощным приемникам осуществляется по отдельной линии.

Магистральные силовые питающие сети рекомендуется применять: в энергоемких производствах при распределении электроэнергии от трансформаторов мощностью 1600 и 2500 кВА; при создании модульных сетей для производств с равномерно распределенной нагрузкой по площади цеха; при частых заменах технологического оборудования.

Чаще всего такие схемы применяют в цехах машиностроительных заводов, в цехах цветной металлургии, на предприятиях приборостроения, в экспериментальных производствах и др. Магистральные сети выполняют шинопроводами или кабелями.

Подключение магистрали к сборным шинам распредустройства КТП осуществляют через линейные автоматические выключатели или наглухо, без коммутационного аппарата (см. рисунки 8, 9).

Рисунок 8 – Схема подключения магистралей к КТП через автоматы отходящих линий

Рисунок 9 – Схема блока трансформатор – магистраль

 

Магистрали выполняют неизолированными шинами или комплектными шинопроводами типа ШМА. При глухом присоединении магистрали к трансформатору (“блок трансформатор – магистраль”) схемы отличаются простотой, надежностью и экономичностью и могут быть реализованы при применении комплектных и некомплектных трансформаторных подстанций.

Схемы блоков трансформатор – магистраль применяют, как правило, с числом отходящих от КТП магистралей, не превышающих числа установленных трансформаторов. К трансформаторам мощностью 1000 и 2500 кВА допускается подключать по две магистрали. Во всех указанных случаях пропускная способность магистральных шинопроводов не должна превышать пропускную способносгь питающего трансформатора с учетом его перегрузочной способности в послеаварийном режиме.

Магистральные схемы, выполненные шинопроводами, относят к высоконадежным элементам системы электроснабжения. Их применяют для питания потребителей любой категории надежности. Если требуется резервирование питания, то применяют двухтрансформаторные подстанции с установкой АВР на секционном выключателе.

При использовании однотрансформаторных подстанций, секционный выключатель устанавливают в цехе; он должен быть сблокирован с выключателем, установленным на подстанции.

Для энергоемких приемников 1-ой категории надежности применяют магистральную схему, приведенную на рисунке 10. ЩСУ1 и IЦСУ2, питающие ответственные потребители, получают питание от двух магистралей менее ответственные потребители питаются от одной магистрали (РП1 и РП2).

Магистральные сети, выполненные комплексными шинопроводами, имеют высокую стоимость, поэтому их применяют при трех и более ответвлениях с токами не менее 250 А. Магистральные схемы, выполненные комплектными шинопроводами типа ШМА-68Н-1бОО, допускающими кратковременные перегрузки, используют для питания машин контактной сварки. Питание электроосвещения, устройств бесконтактной автоматики и других потребителей, предъявляющих повышенные требования к качеству электроэнергии, при этом осуществляют от отдельных трансформаторов.

Рисунок 10 – Схема питания потребителей

1-ой категории от двух магистралей

При сложных трассах (большом числе поворотов, разных отметках и др.)   целесообразно  отдельные участки шинопровода заменять многоамперным кабелем и прокладывать на минимально допустимой ПУЭ высоте от уровня пола или площадки обслужива-ния - 2,5 м.

 

Для электроприемников 1 и II категорий надежности при их компактном расположении в цехе применяют схему блока ТП - щит (см. рисунок 11).

Рисунок 11 – Схема блока ТП – щит

При расположении ТП и щита в одном помещении или в соседних помещениях не требуется установка коммутационных аппаратов на магистралях и шины щита рассматривают как продолжение сборных шин ТП. Такие схемы рациональны при питании от ТП группы электродвигателей -насосов, компрессоров, вентиляторов.

 

Рисунок 12 – Радиальная схема распределения электроэнергии

 

При радиальной схеме питание    одного достаточно мощного потребителя или группы потребителей осуществляют от ТП ли вводного устройства по отдельной питающей линии. Радиальные схемы выполняют одноступенчатыми, когда питание осуществляется непосредственно от ТП (РПЗ на рисунке 12) и двухступенчатыми, когда питание осуществляется от промежуточного РП (РП2).

 

Радиальные схемы применяют для питания сосредоточенных нагрузок большой мощности, при неравномерном размещении приемников в цехе если на отдельных его участках, а также для питания приемников во взрывоопасных, пожароопасных и пыльных помещениях, где невозможно применение магистральных схем. Их выполняют кабелями или проводами, прокладываемыми открыто, в трубах, в специальных каналах.

К достоинствам радиальных схем относятся: высокая надежность и удобство автоматизации, поэтому они рекомендуются для питания потребителей 1 категории.

К недостаткам этих схем относятся: значительный расход проводникового материала, ограниченная гибкость  сети  при  перемещениях технологического  оборудования,   необходимость   в дополнительных площадях для размещения силовых РП. Питание   отдельных    потребителей    (исключая потребителей мощностью более 55 кВт в цехе осуществляют от распределительных шинопроводов, распределительных щитов и пунктов, щитов и шкафов станций управления.

Выбор схемы распределения зависит от условий среды в цехе, от размещения и габаритов технологического оборудования, от особенностей подъемно-транспортных работ в цехе. При нормальном характере среды в цехе и расположении оборудования рядами для распределения электроэнергии используют комплектные шинопроводы типа ШРА, выпускаемые на токи 250, 400, 630 А. Отдельные приемники подключают к ШРА через ответвителъные коробки кабелем или проводом, проложенным в трубах или металлорукавах. Ответвления от ШРА длиной до 6 м к вводным устройствам технологического оборудования, имеющим собственный защитный аппарат, выполняют без установки аппарата защиты. При большей длине, в ответвительных коробках ШРА устанавливают автоматический выключатель или предохранитель. На каждой секции ШРА длиной З м предусматривают восемь ответвительных коробок (по четыре с каждой стороны).

С целью рационального использования шинопроводов количество подключенных потребителей должно быть не менее двух на каждые 6 м ШРА.

Для штепсельного присоединения ответвительных коробок на секциях шинопровода предусмотрены окна с автоматическими закрывающимися шторками, что обеспечивает безопасное присоединение коробок к шинопроводу. При открывании крышки коробки питание электроприемника  прекращается. Присоединение ШРА к магистральному шинопроводу осуществляется кабельной перемычкой, соединяющей вводную коробку ШРА с ответвительной секцией ШМА. Вводная коробка ШРА может быть установлена на конце секции или в месте стыка двух секций.

Радиальные схемы распределительных сетей с силовыми пунктами, на которых установлены аппараты защиты ответвлений, применяют в местах, где использованию ШРА препятствуют наличие кранов, условия среды, условия территориального распределения электроприемников и другие условия. При этом распределительные устройства (РП, ЩСУ, СУ) располагают как можно ближе к электроприемникам.

 

 

6 Лекция. Схемы внешнего электроснабжения

 

Содержание лекции:

- схемы внешнего распределения электроэнергии.

Цель лекции:

- изучение схем внешнего электроснабжения.

 

Систему электроснабжения можно подразделить на систему внешнего  электроснабжения (воздушные и кабельные линии от узловых подстанций энергосистемы до ПГВ, ГПП, ЦРП) и систему внутреннего  электроснабжения (распределительные линии от ПГВ, ГПП, ЦРП до цеховых трансформаторных подстанций).

Существует следующая классификация сетей электроснабжения:

а) сети внешнего электроснабжения – от места присоединения к энергосистеме (районная подстанция) до приемных пунктов на предприятиях (ПГВ, ГПП, ЦРП, РП);

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

Схемы внешнего и внутреннего электроснабжения выполняют с учетом особенностей режима работы потребителей, возможностей дальнейшего расширения производства, удобства обслуживания и т. д.

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

Схемы внешнего электроснабжения в значительной степени зависят от характеристик источников питания, числа приемных пунктов, их размещения на территории предприятия, наличия собственной электростанции, мощных электроприемников с резкопеременными, нелинейными, несимметричными нагрузками.

Электроснабжение промышленного объекта может осуществляться от собственной электростанции (ТЭЦ), от энергетической системы, а также от энергетической системы при наличии собственной электростанции (при этом последняя имеет связь с системой и работает с ней параллельно).

Электроснабжение от собственной электростанции. Если собственная электростанция находится в непосредственной близости от цехов предприятия, а напряжение распределительной сети совпадает с напряжением генераторов электростанции 10(6) кВ, то распределение электроэнергии на предприятии осуществляется по схеме на рисунке 13.

 Рисунок 13 – Схема электроснабжения от собственной электростанции

При этом близлежащие цеховые трансформаторные  подстанции  присоединяются  непосредственно к  шинам РУ электростанции, а удаленные потребители (подсобные хозяйства, насосные станции, города и поселки и др.) присоединяются через трансформаторы.

 

Электроснабжение от энергетической системы при отсутствии собственной электростанции. В зависимости от напряжения источника питания электроснабжение выполняется следующими способами.

На рисунке 14,а приведена схема радиального питания, на которой напряжение сети внешнего электроснабжения совпадает с высшим напряжением сети на территории предприятия (система внутреннего электроснабжения), благодаря чему не требуется трансформация для предприятия в целом. Такие схемы характерны при питании на напряжениях 6, 10, 20 кВ.

На рисунке 14,б приведена схема так называемого глубокого ввода 35-110 кВ и редко 220 кВ, когда напряжение от энергосистемы без трансформации вводят по схеме двойной транзитной сквозной магистрали на внутреннюю территорию предприятия. В этой схеме при напряжении 35 кВ понижающие трансформаторы устанавливают непосредственно у зданий цехов и они имеют низшее напряжение 0,69-0,4 кВ. Однако при напряжениях энергосистемы 110-220 кВ непосредственная трансформация но 0,69-0,4 кВ для цеховых сетей оказывается обычно нецелесообразной из-за сравнительно малой суммарной мощности потребителей отдельного цеха. В таких случаях может оказаться целесообразной промежуточная трансформация на напряжение 10-20 кВ на нескольких промежуточных понизительных подстанциях, каждая из которых должна питать свою группу цехов. В случаях крупных печных или специальных преобразовательных установок большой мощности может оказаться нецелесообразным трансформировать напряжение 110 - 220 кВ непосредственно на технологическое напряжение (обычно отличное от 0,4 или 0,69 кВ) с установкой специальных понижающих трансформаторов у зданий цехов.

а)

б)

в)

Рисунок 14 – Электроснабжение от энергетической системы при отсутствии собственной электростанции

 

На рисунке 14,в приведена схема электроснабжения предприятия с наличием трансформации, осуществляемой в месте перехода от схемы внешнего к схеме внутреннего электроснабжения, которая характерна для предприятий значительной мощности и большой территории. 

Количество выключателей и их типы должны изменяться в зависимости от категории потребителя, конструктивного выполнения линии и расстояния до источника питания.

Схемы с питанием от районной подстанции напряжением 6 -20 кВ применимы в том случае, если промышленное предприятие находится на расстоянии не более 5 – 10 км от подстанции системы.

В схеме, представленной на рисунке 36, в на стороне 35 – 220 кВ вместо выключателей применены короткозамыкатели с работой на отключающий импульс. Мощность трансформаторов и сечение приводов линий Л1, Л2 выбирают так, чтобы в нормальном режиме они были загружены на 60 – 70 % (т. е. работали бы в наиболее экономичном режиме), а при возможном отключении одной из линий и трансформатора другая линия и трансформатор могли бы обеспечить, хотя и с допустимой перегрузкой, бесперебойную работу предприятия.

В тех случаях, когда приходится периодически (по графику нагрузки) с целью экономии электроэнергии отключать и включать трансформаторы, применяют схему моста (перемычки с выключателем или разъединителем между линиями Л1 и Л2).

Выбор напряжения.

Для получения наиболее экономичного варианта электроснабжения предприятия в целом напряжение каждого звена системы электроснабжения необходимо выбрать, прежде всего, с учетом напряжений смежных звеньев. Выбор напряжений основывается на сравнении технико-экономических показателей различных вариантов в случаях, когда:

1) от источника питания можно получать энергию при двух (или более) напряжениях;

2) при проектировании электроснабжения предприятий приходится расширять существующие подстанции и увеличивать мощность заводских электростанций;

3) сеть заводских электростанций связывает с сетями энергосистемы.

Предпочтение при выборе вариантов следует отдавать варианту с более высоким напряжением даже при небольших экономических преимуществах (не превышающих 10 – 25 %) низшего из сравниваемых напряжений.

Для питания крупных и особо крупных предприятий следует применять напряжения 110, 150, 220, 330, 500 кВ. На первых ступенях распределения энергии на таких крупных предприятиях следует применять напряжения 110, 150 и 220 кВ.

Решение о питании промышленного предприятия от сетей энергосистемы напряжением 35 кВ следует принимать при невозможности питания предприятия на других напряжениях. Напряжение 35 кВ в основном рекомендуется использовать для распределения энергии на первой ступени средних предприятий при отсутствии значительного числа электродвигателей напряжением выше 1000 В, а также частичного распределения энергии на крупных предприятиях, где основное напряжение первой ступени 110 – 220 кВ. В частности, напряжение 35 кВ можно применять для полного или частичного внутризаводского распределения электроэнергии при наличии: мощных электроприемников на 35 кВ (сталеплавильных печей, мощных ртутно-выпрямительных установок и др.); электроприемников повышенного напряжения, значительно удаленных от источников питания; подстанций малой и средней мощности напряжением 35/0,4 кВ, включенных по схеме «глубокого ввода».

Напряжение 20 кВ следует применять для питания: предприятий средней мощности, удаленных от источников питания и не имеющих своих электростанций; электроприемников, удаленных от подстанций крупных предприятий (карьеров, рудников и т. п.); небольших предприятий, населенных пунктов, железнодорожных узлов и т. п., подключаемых к ТЭЦ ближайшего предприятия. Целесообразность применения напряжения 20 кВ должна обосновываться технико-экономическими сравнениями с напряжениями 35 и 10 кВ с учетом перспективного развития предприятия.

Напряжение 10 кВ необходимо использовать для внутризаводского распределения энергии на предприятиях: с мощными двигателями, допускающими непосредственное присоединение к сети 10 кВ; небольшой и средней мощности при отсутствии или незначительном числе двигателей на 6 кВ; имеющих собственную электростанцию с напряжением генераторов 10кВ.

Напряжение 6 кВ обычно применяют при наличии на предприятии значительного количества электроприемников на 6 кВ, собственной электростанции с напряжением генераторов 6 кВ. Применения напряжения 6 кВ должно обуславливаться наличием электрооборудования на 6 кВ и технико-экономическими показателями при выборе напряжения.

При напряжении распределительной сети 10 кВ двигателей средней мощности (350 – 1000 кВт) следует применять напряжения 6 кВ с использованием в необходимых случаях схемы блока «трансформатор – двигатель» при небольшом количестве двигателей на 6 кВ.

 

 

7 Лекция. Способы прокладки кабелей, проводов и токопроводов напряжением выше 1 кВ по территории предприятия

 

Содержание лекции:

- способы прокладки воздушных и кабельных линий, токопроводов.

Цель лекции:

- изучение способов транспорта электроэнергии по территории предприятия.

 

Транспорт электроэнергии по территории предприятия в системах электроснабжения осуществляется: воздушными и кабельными линиями, токопроводами.

Воздушные линии электропередач для канализации электроэнергии по территории применяют редко.

Кабельная прокладка является основной для промышленных предприятий и городов, что объясняется меньшими размерами коридора прокладки (и даже, в отдельных случаях, его отсутствием), большей надежностью, отсутствием грозовых помех.

Проектирование и сооружение кабельных линий (КЛ) должны произво­диться с учетом развития сети, ответственности и назначения линии, характера трассы, способа прокладки, конструкций кабелей. Трассы КЛ следует прокладывать по возможности в грунтах, не агрессивных по отношению к металлическим оболочкам кабелей. При выборе трассы КЛ стараются достичь наименьшего расхода кабеля и обеспечить его защиту от механических повреждений, коррозии и вибрации,  повреждения электрической дугой при замыкании в соседнем кабеле.

Кабели при подземной прокладке располагают в траншеях, блоках, кана­лах, туннелях и коллекторах; выше нулевой отметки на эстакадах и в галереях, на тросах, конструкциях, стенах.

При прокладке кабелей напряжением до 10 кВ в земле рекомендуется в од­ной траншее помещать не более шести силовых кабелей. При большем коли­честве рекомендуется прокладывать кабели в блоках или в траншеях с расстоянием между группами не менее 0,5 м.

Прокладка кабелей в траншеях наиболее проста и дешева. Она экономич­на по такому важному показателю, как расход цветного металла, так как при прокладке в земле в результате лучшего охлаждения пропускная способность кабеля увеличивается по сравнению с другими способами прокладки. На рисунке 15 приведены примеры кабельных траншей с расположением в них одиночного кабеля и четырех силовых кабелей одного напряжения и принадлежности (назначения).

Прокладку в траншеях не рекомендуется применять:

1) на участках с большим количеством кабелей и там, где возможна разливка горячего металла или разрушающе действующих жидкостей;

2) при большой насыщенности территории подземными и наземными технологическими и транспортными коммуникациями и другими сооружениями;

3) в почвах, содержащих большое количество веществ, разрушающе действующих на оболочки кабелей;

4) в местах, где блуждающие токи достигают опасных значений, большие механические нагрузки на поверхность земли, возможно частое разрытие грунта.

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 15 – Расположе­ние кабелей в кабельных траншеях

 

Прокладка кабелей в блоках рекомендуется в следующих случаях: в местах пересечения с железными и автомобильными дорогами; в условиях стеснен­ности по трассе (при большом числе других подземных коммуникаций и со­оружений); при вероятности разлива металла или агрессивных жидкостей в местах прохождения кабельных трасс; при прокладке кабельных линий в аг­рессивной по отношению к оболочке кабелей грунтах; при необходимости защиты кабелей от блуждающих токов.

 Для сооружения блоков применяют: двух- и трехканальные железобетон­ные панели, предназначенные для прокладки в сухих, влажных и насыщен­ных водой грунтах; асбоцементные трубы для зашиты кабелей от блуждающих токов; керамические трубы для зашиты кабелей в агрессив­ных и насыщенных водой грунтах (при необходимости можно и в сухих грун­тах); полимерные трубы (см. рисунок 16). Каждый кабельный блок должен иметь 10 % резервных каналов, но не менее одного канала.

а)            б)

а – блоки из железобетонных панелей; б – блоки из асбоцементных или

полимерных труб.

Рисунок 16 – Прокладка кабелей в блоках

 

Кабельным сооружением называется помещение, специально предназначенное для размещения в нем кабелей, кабельных муфт, а также маслоподпитывающих аппаратов и другого оборудования, предназначенного для обеспечения нормальной работы маслонаполненных кабелей. К кабельным сооружениям относятся: кабельные туннели, каналы, короба, блоки, шахты, этажи, двойные полы, кабельные эстакады, галереи, камеры, подпитывающие пункты.

Кабельные туннели (см. рисунок 17) и коллекторы рекомендуется со­оружать в городах и на предприятиях с уплотненной застройкой территории или при большом насыщении территории подземными инженерными коммуникациями, а также на территориях больших металлургических, машиностро­ительных и других предприятий. Кабельные туннели сооружают, как правило, при числе прокладываемых кабелей от 20 и до 100. Достоинствами туннельной прокладки кабелей можно считать экономию территории предприятия, возможность прокладки кабелей очередями в любое время года, удобный осмотр и легкое проведение ремонтных работ независимо от погоды и времени года. Недостатком этого вида прокладки является высокая стоимость туннелей.

Рисунок 17 – Кабельный туннель с двусторонним расположением кабелей

 

Одним из наиболее экономичных решений при большом количестве кабелей на одной трассе является сооружение кабельных эстакад (см. рисунок 18) и галерей (см. рисунок 19). Эстакады обычно применяются при 15-20 кабелях, галереи – при большем числе кабелей. Конструкция стен, крыш и навесов галерей и эстакад выбирается так, чтобы кабели были надежно защищены от нагрева, вызванного солнечным излучением.

Рисунок 18 – Эстакада с двухсторонней прокладкой кабелей

Рисунок 19 – Кабельная галерея с двухсторонней прокладкой кабелей

 

Токопроводы. В зависимости от вида проводников токопроводы подразделяют на гибкие (при использовании проводов) и жесткие (при использовании жестких шин).

В сетях 6-10 кВ промышленных предприятий экономически целесообраз­но применять гибкие или жесткие токопроводы при передаваемой мощности 15-40 МВА на напряжении 6 кВ и 20-70 МВА на 10 кВ.

Ответвления от шинопроводов высокого напряжения могут существенно снизить их надежность и поэтому применяются относительно редко. В шинопроводах высокого напряжения чаще всего применяются открытые неизолированные шины из алюминия или алюминиевых сплавов повышенной прочности с плоским, коробчатым или трубчатым сечением (см. рисунки 20, 21).

а)  б)

  

Рисунок 20 – Варианты плоского расположения шин в шинопроводах высокого напряжения

а – подвесной; б – опорный.

Рисунок 21 – Токопровод с треугольным расположением шин, с коробчатыми

шинами

 

Шинопроводы могут прокладываться на открытом воздухе (подвешиванием на опорах, с пролетами 6-12 м) или в шинных галереях, коридорах и туннелях (подвешиванием к потолку или консолям, креплением к опорным изоляторам, установленным на стенах, консолях и т.п.).

Основными достоинствами токопроводов высокого напряжения по сравнению с КЛ считают меньшую стоимость проводников и изоляции, а также меньшую стоимость строительной части, особенно в случае открытых подвесных токопроводов. Один токопровод напряжением 10 кВ с трубчатыми шинами, с сечением одной фазы 1900-7500 мм2 (с длительным током 2280-7520 А) может заменить соответственно 9-28 параллельных кабелей сечением 3х240 мм2.

Преимущества токопроводов по сравнению с кабельными линиями: большая надежность, в основном из-за отсутствия кабельных муфт; меньшие стоимость и трудоемкость изготовления; лучшие условия эксплуатации, так как возможен визуальный осмотр; большая перегрузочная способность благодаря лучшим условиям охлаждения.

Недостатки токопроводов: большее индуктивное сопротивление, что вызывает дополнительные потери напряжения; различное сопротивление фаз приводит к несимметрии напряжения фаз протяженных токопроводов при токах 2,5 кА и более;  дополнительные потери электроэнергии в шинодержателях, арматуре и конструкциях при токах 1 кА и более от воздействия магнитного поля; укрупнение единичной мощности токопровода по сравнению с несколь­кими кабельными линиями; большие габаритные размеры (отчуждение территории под ГТ 18 м), недостаточная стойкость к воздействию химически активной среды. 

 

8 Лекция. Схемы внутреннего электроснабжения

 

Содержание лекции:

- схемы внутреннего распределения электроэнергии.

Цель лекции:

- изучение схем внутреннего электроснабжения.

 

Характерной особенностью схем внутризаводского распределения электроэнергии является большая разветвленность сети и наличие большого количества коммутационно-защитной аппаратуры, что оказывает значительное влияние на технико-экономические показатели и на надежность системы электроснабжения.

С целью создания рациональной схемы распределения электроэнергии требуется всесторонний учет многих факторов, таких, как конструктивное использование сетевых узлов схемы, способ канализации электроэнергии, токи КЗ при разных вариантах и др.

Важно при проектировании электрической схемы найти правильное решение вопросов питания силовых и осветительных нагрузок в ночное время, в выходные и праздничные дни. Для взаимного резервирования рекомендуется использовать шинные и кабельные перемычки между ближайшими подстанциями, а также между концами сетей низшего напряжения, питаемых от разных трансформаторов.

В общем случае схемы внутризаводского распределения электроэнергии имеют ступенчатое построение. Считается нецелесообразным применение схем с числом ступеней более двух- трех, так как в этом случае усложняется коммутация и защита сети. На небольших по мощности предприятиях рекомендуется применять одноступенчатые схемы (вторая ступень лишь для удаленных потребителей).

Схема распределения электроэнергии должна быть связана с технологической схемой объекта. Питание приемников электроэнергии разных параллельных технологических потоков должно осуществляться от разных источников: подстанций, РП, разных секций шин одной подстанции, чтобы при аварии не останавливались оба технологических потока. В то же время взаимосвязанные технологические агрегаты должны присоединяться к одному источнику питания, чтобы при исчезновении питания все приемники электроэнергии были одновременно обесточены. Вспомогательные цепи должны выполняться так, чтобы их питание не нарушалось при любых переключениях питания силовых цепей параллельных технологических потоков во избежание ложных отключений и остановок производства.

При построении общей схемы внутризаводского электроснабжения необходимо принимать варианты, обеспечивающие рациональное использование ячеек распределительных устройств, минимальную длину распределительной сети, максимум экономии коммутационно-защитной аппаратуры.

Внутризаводское распределение электроэнергии выполняется по магистральной, радиальной или смешанной схеме в зависимости от территориального размещения нагрузок, их величин, степени надежности питания.

Основное и существенное преимущество магистральных схем (МС) – уменьшение числа звеньев распределения и коммутации электроэнергии. При магистральных схемах электроэнергия подается от центра питания (ТЭЦ, ГПП) непосредственно к цеховым распределительным и трансформаторным подстанциям.

Магистральные схемы целесообразны при распределенных нагрузках, при расположении подстанций на территории  предприятия так, чтобы было возможно более прямое прохождение магистралей от источника питания до потребителей энергии без обратных потоков энергии и длинных обходов. Они удобны при выполнении резервирования цеховых подстанций от другого источника в случае выхода из работы основного питающего пункта. Однако при магистральных схемах невозможно резервирование по вторичному напряжению соседних однотрансформаторных подстанций, так как они питаются по одной магистрали и одновременно выходят из работы. Для устранения этого недостатка близко расположенные однотрансформаторные подстанции питают от разных магистралей.

От одной магистрали обычно питаются 2 цеховых трансформатора мощностью 2500 и 1600 кВА; 2-3 - при мощности 1000 кВА; 5 - при мощности 630÷250 кВА.

На  крупных и средних предприятиях широко применяют токопроводы 6-35 кВ. Токопроводы имеют ряд преимуществ по сравнению с кабельными прокладками. Они заменяют дорогостоящие кабели, сэкономить свинец и алюминий (оболочки кабели), а также изоляционные материалы. Токопроводы имеют значительную большую способность к перегрузке, чем  кабельные линии, ввиду отсутствия бумажной изоляции, в случае необходимости может быть усилена вентиляция шинного туннеля. По мере роста нагрузок можно увеличить пропускную способность токопровода без перерыва питания путем поочередной  замены сечения шинных пакетов или укладки дополнительных полос на отдельных «нитках» токопровода. Токопроводы значительно надежнее кабельных прокладок. Кабельные магистрали громоздки, трудно выполнимы, неэкономичны. Трассы токопроводов выбирают таким образом, чтобы они проходили через зоны размещения основных нагрузок предприятия.

Недостатки токопроводов: большая реактивность, что приводит к снижению уровня напряжения у потребителей и вызывает значительные колебания напряжения при ударных нагрузок. Дополнительные потери в металлоконструкциях (крепящих и строительных). Авария на крупном трубопроводе обесточивает большую группу потребителей, чем при кабельной линии. Поэтому применяются секционирование и АВР на всех ступенях, а токопроводы проектируются не менее чем из двух взаимно резервирующих ниток.

Применяются следующие конструкции токопроводов: гибкий токопровод (ГТ) – выполняется голыми проводами больших сечений, закрепленных равномерно по периметру кольца и подвешенных к опоре на подвесных изоляторах; жесткий токопровод (ЖТ) – из труб или других профилей в виде жесткой балки; токопроводы из шин различных профилей на подвесных изоляторах; комплектные токопроводы заводского изготовления из типовых секций.

Жесткие токопроводы следует применять при наличии агрессивной среды, так как на жесткие проводники легче нанести антикоррозийное покрытие. ЖТ требуют  меньшей полосы, свободной от застройки и подземных коммуникаций (отчуждение территории под ЖТ около 10 м).

Серьезный недостаток ГТ - большие габаритные размеры (отчуждение территории под ГТ 18 м) и недостаточная стойкость к воздействию химически активной среды. ГТ рекомендуется использовать, если одновременно имеет место нестесненная планировка предприятия, позволяющая не учитывать стоимость отчуждаемой территории, и минимальное число (до 2-3 на 1 км) поворотов трассы.

Применение токопроводов выгодно в диапазоне следующих мощностей: при U=6 кВ - S>15-20 МВА; U=10 кВ - S>25-35 МВА; U=35 кВ - S>35 МВА.

При меньших мощностях токопроводы не имеют явных преимуществ перед кабельными линиями, однако, в диапазоне 10-15 МВА в некоторых случаях рекомендуется рассматривать и сравнивать оба варианта.

Основными отраслями промышленности, в которых широко применяются токопроводы – цветная  и черная металлургия и химия.

Таким образом, токопроводы применяются при высоких удельных плотностях  электрических нагрузок, большом числе  часов использования  максимума, концентрированном расположении крупных мощностей и при размещении нагрузок на предприятии, благоприятном для осуществления магистрального питания, т.е. когда число направлений основных  потоков электроэнергии невелико. 

Магистральные токопроводы 10 и 6 кВ имеют преимущественное применение при токах более 1,5-2 кА.

Из-за высоких (больших) токов, кроме омических потерь в токопроводе, возникают значительные дополнительные потери вследствие вытеснения переменного тока к поверхности проводника (поверхностный эффект) и неравномерного распределения тока по сечению из-за влияния других близлежащих проводников («эффект близости»).

Если все распределительные подстанции предприятия получают питание от токопроводов, то применяется схема «трансформатор - токопровод» без сборных шин на вторичном напряжении ГПП (см. рисунок 22). Для ограничения токов КЗ на ответвлениях от токопроводов к РП могут устанавливаться реакторы. При наличии на предприятия большого числа двигателей напряжением 6 кВ обмотки трансформаторов ГПП могут быть выполнены на разные напряжения: 6 и 10 кВ. На напряжении 6 кВ получают питание распределительные подстанции (РП), предназначенные для питания электродвигателей, на напряжении 10 кВ – остальные потребители.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 22 – Схема распределения электроэнергии токопроводами без сборных шин на вторичном напряжении ГПП

 

Распределительные пункты (РП) представляют собой распределительное устройство (РУ), предназначенное для приема и распределения электроэнергии на напряжении 6-20 кВ. На предприятиях, внешнее электроснабжение которых осуществляется на напряжении 6-10 кВ, сооружается главный распределительный пункт (ГРП), а ГПП в таких системах электроснабжения не требуется.

Промежуточные РП, получающие питание с шин ГПП, ГРП рекомендуется сооружать в цехах или производственных корпусах при наличии высоковольтных электроприемников и нескольких ТП, а также для удаленных от ГПП или ГРП потребителей (компрессорных, насосных станций и т.д.). Сооружение РП целесообразно при числе отходящих линий 6-10 кВ от него не менее 8-10. РП следует размещать на границе питаемых ими участков сети таким образом, чтобы не было обратных перетоков мощности.

Схема удовлетворяет требованиям электроснабжения потребителей 1-ой категории. Использование ячеек КРУ рекомендуется в наиболее сложных и ответственных установках с количеством ячеек 15-20 и более. В остальных случаях рекомендуется применение более дешевых и требующих меньших площадей ячеек типа КСО. Для потребителей 2-ой категории, не требующих АВР, рекомендуется секционировать шины РП двумя разъединителями и не устанавливать выключатели на вводах.

Согласно СН 174-75, выключатели на вводах и между секциями шин при питании потребителей 2-ой категории следует предусматривать только на крупных РП мощностью свыше 10 МВА и с числом ячеек 15-20 и более. На всех присоединениях с I ном = до 100 А напряжением U=10 кВ и Iном =до 200 А напряжением U=6 кВ рекомендуется устанавливать ячейки с выключателями нагрузки и предохранителями (ВНП). Предохранители устанавливают перед ВН для создания видимого разрыва при ремонте ВН. Часть ячеек того же РП, в которых нельзя применять ВНП, комплектуют масляными выключателями.

 

 

9 Лекция. Технико-экономические расчеты в системах электроснабжения промышленных предприятий

 

Содержание лекции:

- общие положения технико-экономических расчетов.

Цель лекции:

- изучение методики технико-экономических расчетов.

 

После определения электрической нагрузки и установления категории надежности потребителя намечают возможные варианты электроснабжения с питанием кабельными или воздушными линиями различных напряжений. Окончательный выбор одного из вариантов определяют сравнением технико-экономических показателей указанных вариантов. Обычно рассматривают 2-3 варианта с выявлением капитальных затрат, ежегодных эксплуатационных расходов, расходов цветного металла, суммарных затрат.

Технико-экономические расчеты выполняются для выбора:

1) наиболее рациональной схемы электроснабжения цехов и предприятия в целом;

2) экономически обоснованного числа, мощности и режима работы трансформаторов главной понизительной подстанции;

3) рациональных напряжений в системе внешнего и внутреннего электроснабжения предприятия;

4) экономически целесообразных средств компенсации реактивной мощности и мест размещения компенсирующих устройств;

5) электрических аппаратов, изоляторов и токоведущих устройств;

6) сечений проводов, шин и жил кабелей в зависимости от ряда технических и экономических факторов;

7) целесообразной мощности собственных электростанций и генераторных установок в случае их необходимости;

8) трасс и способов прокладки электросетей с учетом коммуникаций энергохозяйства в целом.

Основной целью технико-экономических расчетов является определение оптимального варианта схемы, параметров сети и ее элементов. Критерием оптимальности варианта служит уровень приведенных годовых затрат (З).

Для систем промышленного электроснабжения характерна многовариантность решения задач, которая определяется взаимозаменяемостью возможных технических решений.

Основным документом, в котором приведены руководящие указания по экономическим расчетам в области промышленной энергетики, является «Методика технико-экономических расчетов в энергетике».

При технико-экономических расчетах систем промышленного электроснабжения должны соблюдаться следующие условия сопоставимости вариантов:

- технические, при которых могут сравниваться только взаимозаменяемые варианты при оптимальных режимах работы и оптимальных параметрах, характеризующих каждый из рассматриваемых вариантов;

- экономические, при которых расчет сравниваемых вариантов ведется применительно к одинаковому уровню цен и одинаковой достижимости принятых уровней развития техники, с учетом одних и тех же экономических показателей, характеризующих каждый из рассматриваемых вариантов.

Схема каждого варианта должна обеспечивать надежное электроснабжение, передачу и распределение всей необходимой мощности, соблюдение требований ПУЭ и качества электроэнергии.

Выбор наиболее целесообразного варианта проводится на основе всестороннего анализа его технических и экономических показателей. К техническим показателям относятся надежность, удобство эксплуатации, долговечность сооружения, объем текущих и капитальных ремонтов, степень автоматизации и т.п. Основными экономическими показателями являются капитальные (первоначальные) вложения и ежегодные (текущие) расходы.

Экономичность варианта должна оцениваться капитальными вложениями и текущими затратами.  Поэтому при ТЭР в соответствии с существующей методикой рекомендуется в качестве основного метода оценки экономичности метод срока окупаемости, соизмеряющий капитальные вложения с будущими издержками производства (эксплуатационными расходами).

При экономических расчетах для сравнения двух вариантов используют метод срока окупаемости, который записывается в исходной форме

 

(8)

где К1 и К2 – капитальные вложения в 1-м и 2-м вариантах, тыс. тг;

СЭ1 и СЭ2 – ежегодные эксплуатационные расходы в 1-м и во 2-м вариантах, тыс. тг/год;

или в форме ежегодных суммарных приведенных затрат

 

(9)

где Ен = 1/Тн– нормативный коэффициент эффективности капитальный вложений, т.е. величина, обратная нормативному сроку окупаемости Тн.

Величина Ток определяет период, в течение которого возмещаются дополнительные капиталовложения по варианту с большими капиталовложениями за счет экономии, получаемой на ежегодных эксплуатационных расходах. Величина обратная сроку окупаемости, 1/Ток называется коэффициентом сравнительной экономической эффективности Кс.э. и показывает, какова относительная ежегодная экономия эксплуатационных расходов в расчете на каждый тенге дополнительных капиталовложений по более дорогому варианту. Эффективность использования дополнительных капиталовложений тем выше, чем больше Кс.э. Вычисленный Ток сравнивают с нормативным Тн = 7-8 лет.

Величину экономически целесообразного срока окупаемости называют нормативным сроком окупаемости Тн. Величину Ен =1/Тн называют нормативным коэффициентом экономической эффективности. В 1966 г. этот коэффициент для расчетов в энергетике был принят равным 0,12.

При Ток = Тн сравниваемые варианты считают равноэкономичными, при Ток < Тн экономичным будет вариант с большими капитальными вложениями и меньшими годовыми эксплуатационными расходами, при Ток > Тн экономичнее будет вариант с меньшими капитальными вложениями и большими годовыми эксплуатационными расходами.

Единовременные капитальные вложения К включают в себя стоимость всех элементов электроснабжения с учетом стоимости монтажа и строительной части (определяются по справочным данным). В общем случае состоят из капитальных затрат на сооружение питающих линий Кл, установку высоковольтной аппаратуры Кап (выключателей, разъединителей, короткозамыкателей) и  установку силовых трансформаторов Кт.  

Ежегодные эксплуатационные затраты Сэ складываются из стоимости потерь электроэнергии за год Сп и годовых амортизационных отчислений Са

 

.

(10)

Стоимость потерь

 

(11)

где с – стоимость электроэнергии по тарифу, тг/кВтч;

ΔР – суммарные потери мощности в линиях и трансформаторах, кВт;

Т – число часов работы предприятия в год, ч.

Стоимость амортизационных отчислений

 

(12)

где Ео, Ет, Ел – амортизационные отчисления на оборудование, трансформаторы и линии, % (принимаются по справочнику);

Ко, Кт, Кл – стоимость оборудования, трансформатора и линии.

Указанная методика при использовании исходной формы записи дает ответ на вопрос, что выгоднее в конкретных условиях: вариант 1 с большими капиталовложениями, но с меньшими ежегодными эксплуатационными расходами, или вариант 2 с меньшими капиталовложениями, но с большими ежегодными эксплуатационными расходами.

Исходная форма записи метода срока окупаемости дает искаженное представление об относительной экономической эффективности рассматриваемых вариантов при незначительной разнице в капиталовложениях и соответственно в ежегодных эксплуатационных расходах, поэтому применяют этот метод в форме приведенных (расчетных затрат). При рассмотрении трех и более вариантов, а также для вновь проектируемых систем электроснабжения при единовременных капитальных вложениях (строительство до 1 года) и постоянных ежегодных эксплуатационных расходах Сэ, связанных с эксплуатацией систем электроснабжения, рассчитывают приведенные годовые затраты по формуле

 

.

(13)

Кроме экономических сравнений вариантов необходимо проводить сравнение технических показателей и анализ надежности.

При технико-экономических расчетах можно использовать укрупненные показатели стоимости (УПС) элементов системы электроснабжения (1 км линии, одного трансформатора, одной камеры РУ и т.д.), а также УПС сооружения подстанций в целом.

При сравнении вариантов данные для ТЭР следует брать из одного или из равнозначных справочных материалов.

Если приведенные затраты сравниваемых вариантов равны или немного отличаются (до 10%), то решающее значение для выбора варианта имеют технические (качественные) показатели, в первую очередь:

- более высокая надежность элементов схемы электроснабжения;

- лучшие условия для монтажа и эксплуатации;

- независимость основных линий и узлов СЭС от изменения технологии и  очередности строительства;

- более высокое номинальное напряжение сети;

- большая приспособленность к развитию без существенной реконст-рукции  действующей СЭС;

- более высокое качество напряжения (по ГОСТу);

- меньшее количество оборудования и большая наглядность схемы.

Если сравниваемые варианты отличаются по надежности, а также не обеспечивают одинакового качества электроэнергии у потребителей, то дополнительно следует включать вероятный ущерб от перерывов электроснабжения потребителей Уп и математическое ожидание ущерба Ук от снижения качества электроэнергии

 

.

(14)


10 Лекция. Расчет токов короткого замыкания в сети напряжением выше 1000 В

 

         Содержание лекции:

- основные положения, определения и расчетные условия короткого замыкания.

         Цель лекции:

- знакомство с расчетом токов короткого замыкания.

 

Коротким замыканием (КЗ) называют всякое случайное или не преднамеренное, не предусмотренное нормальным режимом работы, электрическое соединение различных точек электрической сети, при которых токи в ветвях электроустановки резко возрастают, превышая наибольший допустимый ток продолжительного режима.

В системе трехфазного переменного тока могут быть замыкания между тремя фазами, между двумя фазами и однофазные КЗ.

Причинами коротких замыканий могут быть: механические повреждения изоляции - проколы и разрушения кабелей при земляных работах; поломка фарфоровых изоляторов; падение опор воздушных линий; старение, то есть износ, изоляции, приводящее постепенно к ухудшению электрических свойств изоляции; увлажнение изоляции и другие причины.

Трехфазное КЗ характеризуют следующие условия: симметричность схемы и равенство нулю междуфазных и фазных напряжений в месте КЗ

 

.

(15)

В зависимости от мощности источника питания предприятия при расчетах токов КЗ выделяют два характерных случая: КЗ в цепях, питающихся от системы бесконечной мощности, и КЗ вблизи генератора ограниченной мощности. Системой бесконечной мощности условно считают источник, напряжение, на шинах которого остается практически неизменным при любых изменениях тока в подключенной к нему цепи. Отличительной особенностью такого источника является малое собственное сопротивление по сравнению с сопротивлением цепи КЗ.

При питании КЗ от энергосистемы (бесконечной мощности) в результате неизменности напряжения на шинах системы амплитуды периодической слагающей тока короткого за­мыкания во времени не изменяются, и ее действующее значение в течение всего процесса КЗ также остается неизменным: Iк = Iпо(1) = Iпt(2) = Iп∞(3).

Если на предприятии имеется собственный источник питания (обычно ТЭС) или питание осуществляется от источников, расположенных вблизи данного предприятия, то IкIпо(1)Iпt(2)Iп∞(3). При питании КЗ от генератора действующие значения периодической сла­гающей в процессе КЗ изменяются по значению. Для практических расчетов периодической слагающей в различные моменты КЗ обычно используют гра­фоаналитический метод с применением расчетных кривых (метод расчетных кривых).

Расчет токов КЗ в установках напряжением выше 1 кВ имеет ряд особенностей по сравнению с расчетом токов КЗ в установках напряжением до 1 кВ. Эти особенности заключаются в следующем:

- активные сопротивления элементов системы электроснабжения не учитывают, если выполняется  условие r< (x/3), где rи x – суммарные активные и реактивные сопротивления элементов системы электроснабжения до точки КЗ;

- при определении тока КЗ учитывают подпитку от двигателей высокого напряжения: подпитку от СД учитывают как в ударном, так и в отключенном токе КЗ;

- подпитку от АД – только в ударном токе КЗ.

Для расчета токов КЗ составляют расчетную схему электроснабжения и на ее основе схему замещения (см. рисунок 23). Расчетная схема представляет собой упрощенную однолинейную схему, на которой указывают все элементы СЭС и их параметры, влияющие на ток КЗ. Здесь же указывают точки, в которых необходимо определить ток КЗ. Схема замещения представляет собой электрическую схему, соответствующую расчетной схеме, в которой все магнитные связи заменены электрическими и все элементы СЭС представлены сопротивлениями.

Расчет токов КЗ выполняют в именованных или относительных единицах. Если расчет выполняют в именованных единицах, то для определения тока КЗ необходимо привести все электрические величины к напряжению ступени, на которой имеет место КЗ.  В практических расчетах токов КЗ обычно вместо номинальных напряжений используют средние значения напряжений. При расчете в относительных единицах все величины сравнивают с базисными, в качестве которых принимают базисную мощность Sб и базисное напряжение Uб.

За базисную мощность принимают мощность одного трансформатора ГПП или условную единицу, например, 100 или 1000 МВА. Для основной ступени, для которой рассчитывается Iк, принимают Uб=Uср, на которой имеет место КЗ. При этом

 

;

(16)

 

 .

(17)

Если источник питания – мощное энергетическое объединение с заданным результирующим сопротивлением ХсIк или , то можно считать, что такое объединение является энергосистемой, удаленной от шин потребителя на сопротивление Xс. Когда нет необходимых данных по энергосистеме, то расчеты производят по предельному току отключения Iотк. выключателей, установленных на шинах связи с энергосистемой. Ток Iотк. приравнивают току Iк. и затем определяют ; ;  или  .

Учет подпитки мест короткого замыкания от электродвигателей (СК, СД и АД) производится, если двигатели непосредственно связаны с точкой короткого замыкания электрически и находятся в зоне малой удаленности (не более 300 м). Токи короткого замыкания от двигателей, отдаленных от точки короткого замыкания ступенью трансформации или через обмотки сдвоенного реактора, как правило, не учитываются.

Влияние АД не учитывают при единичной мощности до 100 кВт, если они отдалены от места КЗ одной ступенью трансформации, а также при любой мощности, если они отделены от места КЗ двумя и более ступенями трансформации или если ток от них может поступать к месту КЗ только через те элементы, через которые проходит основной ток Iк от сети, имеющие существенное сопротивление (линии, трансформаторы и т.д.).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 23 – Расчетная схема и схема замещения

 

Учет синхронных генераторов необходим при подключении РП к ТЭЦ на генераторном напряжении 6-20 кВ. Тогда для расчета необходимы: Sном, Uном, сверхпереходное индуктивное сопротивление Xd// , сверхпереходная ЭДС E//, постоянная времени затухания апериодической составляющей тока трехфазного КЗ (Та). Все данные, кроме ЭДС, принимаются из паспорта машин или из справочников.

Если нет точных данных, то для различных типов машин можно принять средние значения Xd//  и E// при нормальных условиях, о.е.: СК -  Xd// =0,16,   E// =1,2; СД -  Xd// =0,2,  E// = 1,1; АД -  Xd// =0,2, E//=0,9; обобщенная нагрузка - Xd// =0,35, E//=0,85.

Определение периодической слагающей в случае, если источником питания в расчетной схеме сети является энергосистема, ЭДС системы и напряжение на ее шинах равны ,  для любого момента време­ни КЗ производится по расчетным выражениям для вычисления начального значения тока

 

(18)

где Х∑(б) – результирующее индуктивное сопротивление цепи КЗ.

Мощность КЗ в заданной точке КЗ при базовом напряжении

 

.

(19)

Для определения суммарного базисного сопротивления до точки короткого замыкания определяются базисные сопротивления элементов СЭС.

Для системы

а) если задана Sк.з., то ;

(20)

б) если задана мощность трансформаторов системы Sном.тр., то

 

(21)

 

Для трансформатора

а) при Sн.т.  ≥ 630 кВА: ;

(22)

б) при Sн.т.< 630 кВА, для которых учитывается активное сопротивление обмоток трансформатора

 

(23)

 - потери короткого замыкания в трансформаторе, кВА

 

.

(24)

Для реактора

 

(25)

где хр% – индукционное сопротивление реактора;

Iб,  Iн. – базисный и номинальный ток реактора;

Uб,  Uн. – базисное и номинальное напряжение реактора.

  Для линий (ВЛ, КЛ, токопроводы)

 

(26)

где xo, ro – индуктивное и активное сопротивление линии на 1 км длины, Ом/км;

l – длина линии, км.

Учет активного сопротивления необходим, если rб 1/3 Хб.

При расчетах токов трехфазного КЗ для выбора и проверки аппаратов и проводников по условию электродинамической стойкости принято считать, что максимальное мгновенное значение тока КЗ или ударный ток наступает через 0,01 ее момента возникновения короткого замыкания.

Для схем с последовательно включенными элементами ударный ток опре­деляют по выражению

 

(27)

 

где – периодическая составляющая тока КЗ в начальный момент;

Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ;

куд – ударный коэффициент для времени t = 0,01 с.

Постоянную времени Та определяют по уравнению

 

(28)

где х и r - соответственно суммарные индуктивное и активное сопротивле­ния схемы от источника питания до места КЗ.

Во всех случаях, когда не учитывается активное сопротивление цепи КЗ, обычно принимают куд = 1,8, и  1,8·1,42·Iк. = 2,55 ·Iк.

 

 

11 Лекция. Выбор электрооборудования напряжением выше 1000 В

 

Содержание лекции:

- выбор высоковольтного оборудования.

Цель лекции:

- изучить области применения и назначения высоковольтного оборудования.

 

Выбор высоковольтных выключателей (ячеек).

Все высоковольтные потребители подстанций (цеховые трансформаторы, высоковольтные двигатели, батареи конденсаторов), подсоединяют посредством высоковольтных ячеек. Рекомендуется использовать комплектные ячейки КРУ и КСО. Такое решение позволяет суще­ственно повысить производительность монтажных работ, сократить стоимость подстанций, повысить надежность электроснабжения и безопасность обслуживания. Выбор конкретной ячейки комплектного распределительного устройства зависит от токов рабочего режима и короткого замыкания в соответствующем присоединении, предопределяющих выбор выключателя или другого коммутационного аппарата.

Условия выбора и проверки силовых выключателей

 

(29)

Выбор разъединителей, отделителей, короткозамыкателей.

Разъединители применяют для отключения и включения цепей без тока и для создания видимого разрыва цепи в воздухе. Разъединители выпускают с одним и двумя заземляющими ножами РНДЗ-1-220У/2000, РЛНД-2-220/1000.

Короткозамыкатели и отделители - это специальные разъединители, име­ющие автоматически действующие приводы. При выборе короткозамыкателей необходимо учитывать режим нейтрали сети. Для короткозамыкателей выбор по номинальному току не требуется.

Условия выбора и проверки разъединителей и отделителей

 

(30)

Условия выбора и проверки короткозамыкателей

 

(31)

Выбор выключателей нагрузки и предохранителей.

В целях снижения стоимости распределительного устройства 6-10 кВ подстанции вместо силовых выключателей небольшой и средней мощности можно применять выключатели нагрузки, способные отключать рабочие токи линий, трансформаторов и других электроприемников. Для отключения токов короткого замыкания, превышающих допустимые значения для выключате­лей нагрузки, последние комплектуют кварцевыми предохранителями ПК (комплект получил название ВКП).

Выбор выключателей нагрузки производится по тем же условиям, что и разъединителей. При выборе аппаратов ВКП в РУ 6-10 кВ необходимо учитывать недостаточную чувствительность предохранителей к перегрузкам. Поэтому применение аппаратов ВКП должно сопровождаться установкой соответствующих релейных защит от перегрузок в схеме блока «линия-трансформатор».

 

(32)

В ОРУ 10-110 кВ рекомендуется применение стреляющих предохранителей. Мощность трансформаторов, защищаемых стреляющими предохранителями, ограничена значениями 4000-6300 кВА. В закрытых помещениях установка их не допускается.

Наибольшая отключающая мощность предохранителей ПК, ПКН (для наружной установки), ПКЭ (для экскаваторов) составляет 200 МВА; ПКУ (усиленный) на 6-10 кВ – 350 МВА, на 35 кВ – 500 МВА.

Условия выбора предохранителей

 

(33)

Выбор и проверка шин.

Сечение шин выбирают по длительно допустимому току. Сборные шины по экономической плотности не выбираются. Проверяют на электродинамическую и термическую стойкость к токам КЗ.

 

.

(34)

При расположении на ребро Красп=1; ; .

Под действием изгибающего момента в материале конструкции создается изгибание σ. Для однополосных шин , Па,  для  двухполосных шин - ,

где W – момент сопротивления сечения шины, см3;

Lдлина пролета между изоляторами, см;

 

.

(35)

W определяется в зависимости от расположения шин:

 

 

 

 

 

 

а)                    б)

Рисунок 24 – Эскизы расположения шин

Широкими сторонами друг к другу 

.

  (36)

Узкими сторонами друг к другу  

.

(37)

Для круглых шин        

.

(38)

Выбор и проверка изоляторов.

Опорные изоляторы выбирают и проверяют на разрушающее воздействие от ударного тока КЗ. Наихудшим видом нагрузки для изоляторов является тот, который создает наибольший изгибающий момент. Проходные и линейные изоляторы выбирают и проверяют на электродинамическое и термическое воздействие тока КЗ. При выборе и проверке изоляторов следует учитывать способ установки шины на головке изолятора (см. рисунок 24).

При установке шины плашмя (см. рисунок 24, а) допустимо усилие на изолятор

 

(39)

где 0,6 – коэффициент запаса.

При установке шины на головке изоляторе на ребро (см. рисунок 24,б) должно быть введено дополнительное снижение нагрузки

 

.

(40)

При этом .

Условия выбора и проверки изоляторов

(41)

Выбор и проверка трансформаторов тока и напряжения.

Для контроля за режимом работы электроприемников, а также для производства денежного расчета с энергоснабжающей организацией на подстанциях используют контрольно-измерительные приборы, присоединяемые к цепям высокого напряжения через измерительные ТТ и  ТН.

ТТ выбирают по номинальному напряжению, номинальному току и проверяют по электродинамической и термической стойкости к току короткого замыкания.

Особенностью выбора ТТ является выбор по классу точности и проверка на допустимую нагрузку вторичной цепи ТТ для  присоединения счетчиков, по которым ведутся денежные расчеты (коммерческие должны иметь класс точности не менее 0,5 («Альфа», класс точности 0,2). Для технического учета допускается применение трансформаторов тока класса точности 1, для включения указывающих электроизмерительных приборов - не ниже 3, для релейной защиты  – класса 10 (Р).

Чтобы погрешность ТТ не превысила допустимую для данного класса точности, вторичная нагрузка Z  не должна превышать номинальную Z2 ном, задаваемую в каталогах.

Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому принимают Z= r.

Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов rприб., соединительных проводов rпров, и переходного сопротивления контактов rк

 

.

(42)

Для определения сопротивления приборов, питающихся от ТТ, необходимо составить таблицу – перечень электроизмерительных приборов, устанавливаемых в данном присоединении.

Суммарное сопротивление приборов рассчитывают  по суммарной мощности

 

, Ом

(43)

где Ѕ2 – суммарная мощность, потребляемая приборами, ВА;

I2 ном. – номинальный ток вторичной обмотки трансформатора, А.

В РУ U = 6-10 кВ применяются ТТ с I2 ном = 5 А, в РУ U =110÷220 кВ   – I2 ном =1А;  5А. Сопротивление контактов rк= 0,05 Ом (при 2-3 приборах);       rк= 0,1 - при большем числе приборов.

Сопротивление проводов rпров определяют по их сечению и длине

 

, Ом

(44)

где l – длина линий, м;

ρ – удельная проводимость, ;  для ρCu= 57 (0,0175 мкОм м); для ρAl = 32 .

Для алюминиевых проводов Fmin= 4 мм2; для медных – Fmin =2,5 мм2.

Расчетная длина провода lр зависит от схемы соединения ТТ и расстояния l от ТТ до приборов: - при включении  ТТ в неполную звезду; 2l – при включении всех приборов в одну фазу; l – при включении ТТ в полную звезду.

При этом l ориентировочно можно принять для U=6-10 кВ при установке приборов в шкафах КРУ – l=4÷6 м и на щите управления – l=30÷40 м; для РУ 35 кВ – l = 45-60 м;  для РУ 110-220 кВ – l = 65÷80 м.

Если при принятом сечении провода Z2 ном ТТ окажется больше Zном  для заданного класса точности, то необходимо определить требуемое сечение проводов с учетом допустимого сопротивления вторичной цепи

 

,

(45)

 

.

(46)

Полученное сечение округляют до большего стандартного сечения контрольных кабелей: 2,5; 4; 6; 10 мм2.   

Условия выбора трансформатора тока

 

(47)

 

Дополнительно могут быть заданы:

  – краткость тока динамической стойкости ТТ;   – краткость тока термической стойкости;  I1 ном – номинальный ток первичной обмотки ТТ.

Трансформаторы напряжения ТН, предназначенные для питания катушек напряжения измерительных приборов и реле, устанавливают на каждой секции сборных шин. Их выбирают по форме исполнения, конструкции и схеме соединения обмоток, номинальному напряжению;  (Uс.ном – номинальное напряжение сети, к которой присоединяется ТН; U1ном  - номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора, кВ); классу точности; вторичной нагрузке , где Ѕ2расч. - расчетная мощность, потребляемая вторичной цепью, ВА; Ѕ2ном. - номинальная мощность вторичной цепи ТН, обеспечивающая его работу в заданном классе точности, ВА.

В выбранном классе точности, если нагрузка (вторичная) превышает номинальную мощность, часть приборов подключают к дополнительно установленному трансформатору напряжения. Вторичная нагрузка ТН - это мощность приборов и реле, подключенных к ТН. Для упрощения расчетов расчетную нагрузку можно не разделять по фазам, тогда

 

.

(48)

При определении вторичной нагрузки rпров. не учитывается, т.к. оно мало. Однако ПУЭ требует оценить потерю напряжения, которая в проводах от трансформаторов к счетчикам не должна превышать 0,5%, а в проводах к щитовым измерительным приборам – 3%. Сечение провода, выбранное по механической прочности, отвечает, как правило, требованиям потерь напряжения.

Для однофазных ТН, соединенных в звезду, в качестве Ѕ2 ном необходимо взять суммарную мощность всех трех фаз, а для соединенных по схеме неполного открытого треугольника – удвоенную мощность одного трансформатора.

Выбор типа ТН определяется его назначением. Если от ТН получают питание расчетные счетчики, то целесообразно использовать на U = 6,10,35 кВ два однофазных трансформатора типа НОМ или НОЛ, соединенных по схеме открытого неполного треугольника. Два однофазных ТН обладают большей мощностью, чем один трехфазный, а по стоимости на U =6-10 кВ они примерно равноценны. Если одновременно с измерением необходимо производить контроль изоляции в сетях U=6-10 кВ, то устанавливают трехфазные трехобмоточные пятистержневые ТН серии НТМК или группу трех однофазных трансформаторов серии 3НОМ или 3НОУТ, если мощность НТМК недостаточна.

При использовании  трех однофазных трансформаторов, соединенных в звезду, нейтральная точка обмотки ВН должна быть заземлена для правильной работы приборов контроля состояния изоляции. Для U=110 кВ и выше применяют каскадные трансформаторы НКФ.

Условия выбора трансформатора напряжения

 

(49)

Проверку по электродинамической и термической стойкости аппаратов и ошиновки цепей трансформаторов напряжения при условии расположения их в отдельной камере производить не нужно.

 

 

12 Лекция. Компоновка открытых и закрытых распределительных устройств (подстанций)

 

Содержание лекции:

- компоновка и конструкция распределительных устройств.

         Цель лекции:

- знакомство с открытыми и закрытыми распределительными устройствами.

 

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

По конструктивному выполнению РУ делят на открытые и закрытые. Они могут быть комплектными (сборка на предприятии-изготовителе) или сборными (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.

ОРУ сооружается на напряжение 35 кВ и выше. Применение ОРУ снижает стоимость и сокращает сроки установки, замены и демонтажа электрооборудования подстанции, но обслуживание ОРУ несколько сложнее, чем закрытых, и для них требуется более дорогое оборудование. Наиболее рациональной компоновкой ОРУ  является расположение оборудования в одной плоскости  (на нулевой отметке) и соединенных шин в один или несколько ярусов. Оборудование одного присоединения занимает полосу, которую называют ячейкой.

Существуют некоторые общие требования, определяющие компоновку ОРУ или ЗРУ (установку каждого изделия и конструкцию сооружения) и рег­ламентируемые ПУЭ. Электрооборудование, токоведущие части, изоляторы, крепления, ограждения, несущие конструкции, изоляционные и другие расстояния необходимо выбирать и устанавливать таким образом, чтобы были соблюдены следующие условия:

- вызываемые усилия, нагрев, электрическая дуга или другие сопутствую­щие работе явления (искрение, выброс газов и т. п.) не смогут привести к по­вреждению оборудования и возникновению КЗ или замыкания на землю, а также причинить вред обслуживающему персоналу;

- при нарушении нормальных условий работы электроустановки обеспечивается необходимая локализация повреждений, обусловленных действием КЗ;

- при снятом напряжении с какой-либо цепи, относящиеся к ней аппара­ты  токоведущие части и конструкции можно подвергать безопасному осмот­ру, замене и ремонтам без нарушения нормальной работы соседних цепей;

- обеспечение возможности удобного транспортирования оборудования.

Во всех цепях РУ следует предусматривать установку разъединяющих уст­ройств с видимым разрывом, обеспечивающих возможность отсоединения всех аппаратов (выключателей, отделителей, предохранителей, трансформато­ров тока трансформаторов напряжения и т. п.) каждой цепи от сборных шин, а также от других источников напряжения.

Указанное требование не распространяется на шкафы КРУ и КРУН с выкатными тележками,  высокочастотные заградители  и  конденсаторы связи, трансформаторы напряжения, устанавливаемые на отходящих линиях, разряд­ники, устанавливаемые на выводах трансформаторов и на отходящих линиях, а также на силовые трансформаторы с кабельными вводами.

Для территории ОРУ и подстанций, на которых в нормальных условиях эксплуатации могут иметь место утечки масла (аппаратная маслохозяйства, склады масла, машинные помещения, а также трансформаторы и выключатели при ремонтных и других работах), должны предусматриваться устройства для его сбора и удаления в целях исключения возможности попадания в водоемы.

Подстанции 35-110 кВ следует преимущественно проектировать комплектными, заводского изготовления, блочной конструкции. Распредели­тельные устройства 35-750 кВ рекомендуется выполнять открытого типа. Распределительные устройства 6-10 кВ можно выполнять в виде комплект­ных шкафов наружной установки (КРУН). Распределительные устройства 6-10 кВ закрытого типа следует применять: в районах, где по климатическим условиям не могут быть применены КРУН; в районах с загрязненной атмо­сферой и районах со снежными и пыльными бурями; при числе шкафов более 25; при наличии технико-экономического обоснования (по требованиям заказчика).

Компоновку и конструкцию ОРУ разрабатывают для принятых номиналь­ного напряжения, схемы электрических соединений, количества присоединя­емых линий, трансформаторов и автотрансформаторов, выбранных парамет­ров и типов высоковольтной коммутационной и измерительной аппаратуры (выключатели, разъединители, трансформаторы тока и напряжения) и оши­новки. При этом должны быть учтены местные условия размещения площад­ки, отведенной для проектируемого ОРУ: рельеф, грунты, размеры площадки, направления линий (коридоры для ввода и вывода линий), примыкание же­лезнодорожных путей и автомобильных дорог. Должны быть также учтены ме­стные климатические условия. Собственно ОРУ может быть выполнено ши­роким и коротким, либо узким и длинным. ОРУ может быть с гибкой, жесткой и смешанной (и гибкой, и жесткой) ошиновкой, что отразится на конструкциях для установки (подвески) этой ошиновки и на размерах этих конструкций (пролетах порталов, высоте колонн, их количестве и массе, ко­личестве опорных и подвесных изоляторов).

На подстанциях 35-330 кВ с упрощенными схемами на стороне высшего напряжения с минимальным количеством аппаратуры, разметаемых в райо­нах с загрязненной атмосферой, рекомендуется использовать открытую уста­новку оборудования высокого напряжения и трансформаторы с усиленной внешней изоляцией.

На рисунке 25 приведены план и разрез ГПП 110/6-10 кВ с трансформаторами 25-40 МВА.

Закрытые распределительные устройства 35-220 кВ следует применять в районах: с загрязненной атмосферой (где применение открытых распредели­тельных устройств с усиленной изоляцией или аппаратурой следующего клас­са напряжения, с учетом ее обмыва, неэффективно, а удаление подстанции от источника загрязнения экономически нецелесообразно, как и требование об установке специального оборудования); со стесненной городской и промыш­ленной застройкой; с сильными снегозаносами и снегопадом (а также в суро­вых климатических условиях при соответствующем технико-экономическом обосновании). Здание ЗРУ должно быть без окон, и его допускается выпол­нять как отдельно стоящее, так и сблокированное со зданиями общеподстанционных пунктов управления, в том числе и по вертикали.

а – план; б – разрез; 1 – ЗРУ 6-10 кВ; 2 – трансформатор; 3 – ОРУ 110 кВ; 4 – ВЛ 110 кВ; 5 – ремонтная площадка;  6 – молниеотвод; 7 – защитный трос; 8 - разъединитель; 9 – отделитель; 10 – короткозамыкатель; 11 - разрядник; 12 – железнодорожный путь; 13 – выводы от расщепленных обмоток трансформатора.

Рисунок 25 – План и разрез ГПП 110/6-10 кВ

 

Герметизированные комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией (КРУЭ)  напряжением 110 кВ и выше применяют при стесненных условиях в крупных городах и на промышленных предприятиях, а также в районах с за­грязненной атмосферой.

В условиях интенсивного загрязнения в блочных схемах трансформатор — линия рекомендуется применять трансформаторы со специальными кабель­ными вводами на стороне 110-220 кВ и шинными выводами в закрытых ко­робах на стороне 6-10 кВ.

Закрытую установку трансформаторов 35-220 кВ используют, если усиле­ние изоляции не дает должного эффекта; в атмосфере содержатся вещества, вызывающие коррозию, а применение средств зашиты нерационально; при необходимости снижения уровня шума у границ жилой застройки.

ЗРУ комплектуют ячейками КРУ внутренней установки (КРУ, КСО), открытые (ОРУ) – ячейками КРУН наружной установки.

РУ напряжением 6-10 кВ получает электроэнергию непосредственно от трансформаторов или по линиям U=6-10 кВ с шин подстанции. Количество секций шин зависит от числа ячеек отходящих линий и от наличия резкопеременных нагрузок, которые необходимо подключать на отдельные секции РУ.

Каждую отходящую от СШ РУ линию подключают к шинам через ячейку. Ячейки бывают разного вида и назначения. Все оборудование ячейки комплектуется в шкафу. Применяют ячейки КСО – комплектные стационарные одностороннего обслуживания, КРУ – выключатель не закреплен стационарно, а установлен на тележке и выкатывается из своего шкафа (на ремонт, обслуживание, осмотр).

Каждое КРУ состоит из ячеек различных присоединений: питающих вводов, отходящих КЛ и ВЛ, секционных связей, шинных ТН, разрядников, ТСН.

В зависимости от требуемой электрической схемы подбираются нужные шкафы и комплектуется РУ.

В закрытых распределительных устройствах б-10 кВ следует применять шкафы КРУ заводского изготовления. Шкафы КРУ, конструкция которых предусматривает обслуживание с одной стороны, устанавливают вплотную к стене, без прохода с задней стороны. Ширина коридора обслуживания долж­на обеспечивать передвижение тележек КРУ: для их хранения и ремонта в за­крытых распределительных устройствах необходимо предусматривать специ­альное место. Каждое из решений имеет свои достоинства и недостатки; задача проектировщика состоит в том, чтобы выбрать для местных условий наиболее целесообразное, обеспечивающее надежность, удобные условия для эксплуатации и экономичность по сравнению с другими вариантами.

Объемы шкафов КСО в 1,5-2 раза больше, чем КРУ. КРУ с масляными выключателями стоят дороже, чем КСО с ВНП.  Поэтому в целях экономии средств рекомендуется применять ячейки с ВНП там, где они проходят по техническим характеристикам, а именно: на отходящих от шин РУ линиях, питающих: ТП мощностью до 1600 кВА, БК мощностью до 400 квар, ЭД мощностью до 1500 кВт – при условии, что за весь период времени между ремонтами производится не более 100 включений-отключений.

Конструкции шкафов КРУ и КСО разнообразны. Сетка только выкатных КРУ имеет свыше 50 разновидностей в зависимости от назначения, вида аппаратов, типа вводов, способа передачи энергии   (кабель, шины, ВЛ). КСО также имеют несколько десятков модификаций. Внутри шкафы делятся на отсеки сплошными стальными перегородками.

Для большей безопасности ремонта шины расположены в одном отсеке, выключатель – в другом, разъединитель, ТТ и кабельный вывод – в другом, аппараты измерений и реле – в четвертом отсеке.

В настоящее время большинство ЗРУ 6-10 кВ при отсутствии реакторов на отходящих линиях собирается из ячеек КРУ.

Из КРУ внутренней установки чаще применяют шкафы серии КРУ2-10, КРУ2-10/2750, К-XII, К-XV, КР10/500. КРУН  U = 6-10 кВ  комплектуют из шкафов серии К-37, К-33, К-XIII, К-VI и др. Они рассчитаны на различные силы тока.

В последние годы все большее распротранение получают комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией на напряжении 110-500 кВ. Применение КРУЭ открывает новые перспективы индустриализации сроительства подстанции, позволяет уменьшить время монтажа по сравнению с традиционными РУ в 4-5 раз, улучшить условие эксплуатации и надежности работы, сокротить необходимую для подстанции площадь в 7 – 40 раз (в зависимости от напряжения).

Однако высокая стоймость ячеек КРУЭ делает их применение более оправданным в случаях, когда рещающим является размер пощадки (например, для подстанций глубоких вводов на территории промышленных предприятий или в крупных жилых массивах).

Закрытые подстанции 6-10 кВ, выполненные как РУ 10 кВ или как ЗРУ 10 кВ ГПП, по компоновке различаются мало. Распределительные устройства выполняют с однорядным или двухрядным расположением ячеек.

 

 

13 Лекция. Электроснабжение печей сопротивления

 

Содержание лекции:

- электрические печи сопротивления как потребители электроэнергии.

Цели лекции:

- знакомство с принципами электроснабжения печей сопротивления, их особенностями, схемами их питания электроэнергией.

 

Электрические печи сопротивления как потребители электроэнергии.

Электрические печи сопротивления являются относительно спокойными потребителями с плавно меняющейся нагрузкой. Так как мощность их сравнительно невелика (для одной зоны не превосходит 100-150 кВт), то периодическое включение и отключение печей или их зон не может дать заметных колебаний напряжения сети, поэтому печи сопротивления логично подсоединять к шинам или к РУ цеха наравне с другими потребителями. Cos j электропечи сопротивления близок к 1 – при непосредственном подключении к сети и 0,95 – при наличии понизительного трансформатора. Печь сопротивления представляет собой симметричную нагрузку. Как правило, печи (и зоны) трехфазные (за исключением маломощных печей), и поэтому они  не требуют симметрирующих устройств.

Электроснабжение и электрооборудование печей сопротивления общепромышленного применения.

Электрооборудование, применяемое в электропечах сопротивления, может быть разделено на силовое оборудование, аппаратуру управления, измерительную аппаратуру и пирометрическое оборудование.

К силовому оборудованию относятся понижающие трансформаторы и автотрансформаторы, двигатели, приводящие в действие механизмы, силовая коммутационная аппаратура.

Для питания электропечей сопротивления применяются понизительно-регулировочные трехфазные трансформаторы типа ТПТ и однофазные типа ТПО. Трансформаторы ТПТ имеют Sном – от 40 до 250 кВА, ТПО имеют Sном – от 25 до 250 кВА. Все трансформаторы имеют 16 ступеней напряжения, которые получаются путем пересоединения перемычек на выводах ВН и НН (переключением обмоток ВН и НН на трехфазных трансформаторах со U на  и с последовательного на параллельное соединение обмоток ВН и НН на однофазных трансформаторах), а также путем переключения отводов обмоток ВН, осуществляемого как с помощью специального переключения ступеней напряжения, так и путем переключения перемычек.

Каждый типоразмер трансформатора выполняется в трех вариантах со своим набором ступеней напряжения, например, 6,05-29,8 В, или 18,5-89,4 В, или 54,45-268,2 В, что позволяет выбрать для каждого конкретного случая наиболее подходящий трансформатор. Индукционные регуляторы для плавного регулирования режима печей сопротивления не экономичные, и в настоящее время обычно не применяются.

Силовая коммутационная аппаратура, та же, что и в схемах других потребителей, питаемых напряжением 220-380 В: автоматические выключатели, плавкие предохранители, рубильники, контакторы.

Аппаратура управления и измерительные приборы, используемые в схемах электропечей сопротивления, также не отличаются от обычно применяемых. Это кнопки управления, универсальные переключатели, контроллеры, токовые реле, реле времени, промежуточные реле, электрочасы, конечные выключатели, щитовые измерительные приборы (амперметры и счетчики), трансформаторы тока и напряжения.

Пирометрическими приборами должна быть снабжена любая электропечь. Для небольших, неответственных печей это термопара (или радиационный пирометр) с указывающим прибором, в большинстве же промышленных печей обязательным является автоматическое  регулирование температуры. Оно осуществляется при помощи приборов (как правило, автоматических потенциометров), указывающих, регулирующих и часто регистрирующих температурный режим печи.

Силовая коммутационная аппаратура размещается обычно в станциях управления. Они представляют собой каркас из уголков, на котором смонтированы автоматические выключатели АВ или плавкие предохранители и рубильники, линейные контакторы КЛ и промежуточное реле РП для управления КЛ. Станции управления выпускаются на Iном – от 60 до 600 А для трехфазных и  однофазных печей с числом зон не более трех.

На рисунке 26 показана принципиальная схема станции управления, предназначенной для включения, отключения и переключения с  на U двухзонной трехфазной печи сопротивления:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 26 – Принципиальная схема включения станции управления

 

Если зоны печи питаются через понизительные или регулировочные трансформаторы, располагаемые около или под печью, то к станции управления подсоединяются первичные обмотки трансформаторов, а вторичные – непосредственно присоединяются к выводам нагревателей на печи.

Если в цеху установлены в разных местах одно-, двух- и трехзонные печи, то управление ими сосредотачивается около них. Для этой цели используются щиты управления, выполняемые в виде стальных шкафов закрытого типа.

В крупных цехах, где устанавливается по несколько десятков печей, работающих на однородных процессах, все управление печами целесообразно сосредоточить в контрольно-распределительных пунктах (КРП) с дежурным персоналом. Питание КРП осуществляется на U=6 или 10 кВ.

 

 

14 Лекция. Электроснабжение дуговых печей

 

Содержание лекции:

- дуговые печи как потребители электроэнергии.

Цели лекции:

- особенности работы, электрооборудование и схемы питания дуговых печей.

 

Дуговые печи являются потребителями электроэнергии, оказывающими  значительное влияние на  системы электроснабжения. Для работы дуговых печей  характерны следующие  особенности:

1) Сравнительно низкие значения напряжения горения дуг при больших мощностях печей обуславливают  очень большие токи фаз. Это вызывает необходимость в согласующем трансформаторе и мощных токоподводах, рассчитанных на десятки тысяч ампер. Высокая индуктивность этих токоподводов обуславливает низкий коэффициент мощности печной установки, а их несимметрия - несимметрию  загрузки фаз печи. Следовательно, необходимо укорачивать эти токоподводы, т.е. размещать  печной трансформатор  как можно ближе к печи.

 2) Мощность и напряжение на печи меняются  в разные периоды плавки, кроме того,  зависят от марки  выплавляемой стали, поэтому они должны регулироваться  в широких пределах.

3) Неспокойный характер электрического режима,  особенно в начальный период  расплавления. В дальнейшем  после слияния колодцев  и образования общей ванны,  электрический режим  несколько успокаивается,  однако толчки тока, короткие замыкания и обрывы дуг имеют место до окончания периода расплавления. В период окисления,  и особенно в период  рафинирования, электрический режим печи успокаивается, резкие толчки тока, соответствующие коротким замыканиям, и  обрывы тока прекращаются.

4) Частые колебания тока и коммутации  могут вызывать  в отдельных элементах цепи электроснабжения дуговых печей значительные перенапряжения, достигающие 4-5-кратных номинальных значений.

5) Электрическая дуга является  нелинейным проводником,  формы кривой тока, и особенно напряжения дуговых печей искажены. Дуга является генератором  высших гармоник,  проникающих в питающую сеть.

Таким образом,  применяемое в ДСП электрооборудование  должно выдерживать токи эксплуатационных КЗ в печи (являющихся не аварийным, а нормальным эксплуатационным режимом) и возможные перенапряжения. Оно должно обеспечить возможность регулирования  электрического режима печи (дискретное переключение ступеней  напряжения печного трансформаторного агрегата, как правило, под нагрузкой, т.е. без отключения питания; плавное изменение тока печи путем изменения длины дуг опусканием или подъемом электродов).

Кроме того, должны быть предусмотрены меры по ограничению токов эксплуатационных КЗ разумными пределами. Это касается небольших печных установок,  в которых собственная реактивность недостаточна. В мощных печах необходима компенсация реактивной мощности.

В дуговых печах должны быть предусмотрены необходимые коммутационные аппараты и измерительные устройства, защита от аварийных КЗ и перегрузок. Все дуговые печи  должны быть снабжены  быстродействующими системами  автоматического регулирования для стабилизации их электрического режима.

Основное электрооборудование дуговых сталеплавильных печей:

а) трансформаторы для ДСП, обеспечивающие согласование  параметров печи с параметрами  системы  электроснабжения и регулирование подаваемого на печь напряжения. По сравнению с обычными силовыми трансформаторами печные имеют ряд особенностей:

1) высокий коэффициент трансформации и большие токи на стороне низкого напряжения;

2) конструкции трансформатора выполнены более жесткой из-за эксплуатационных КЗ (особенно в части крепления  обмоток и выводов), способной выдержать  возникающие при КЗ динамические усилия. Из этих же соображений  вторичную обмотку трансформатора  включают в  треугольник (Δ), так как при этом  ток КЗ распределяется на две фазы,  это снижает  механические усилия  в обмотках и их нагрев. Кроме того, это позволяет уменьшить индуктивность токоподвода;

3) для снижения толчков тока при КЗ и устойчивого горения дуги ХL печного контура должно быть не менее 30-35%, поэтому для малых печей, у которых Х L коротких сетей невелико, желательно, чтобы Х L было большое. Uк.з. печных трансформаторов составляет 7-8%. Для печей ёмкостью до 12 тонн  с трансформатором  до 9 МВА приходится включать последовательно с печным трансформатором  реактор. ХLmax реакторов-30%, они снабжены отпайками. Он располагается в одном баке с печным трансформатором;

б) коммутационная и измерительная  аппаратура.

Схемы питания  и подстанции ДСП.

ДСП малой емкости подключаются к сети U = 6¸10 кВ (см. рисунок 26), большой емкости – к сети 35кВ. Границей является печь емкостью 25 тонн, мощностью 12,5 МВА; трансформаторы для этой печи выполняются как на    U = 6¸10 кВ, так и на 35 кВ. Самые большие  печи на 100 и 200 т с трансформаторами 50 и 124 МВА – на  U = 110 или 220 кВ. 

Питание печей емкостью >25т осуществляется от специального трансформаторного агрегата, состоящего из печного нерегулируемого трансформатора и регулировочного АТ, обычно оба в одном баке.

Мощные ДСП работают с низким коэффициентом мощности (cosφ = 0,7). Это приводит к повышенным электрическим потерям в сети и к необходимости завышать номинальную мощность трансформаторов, генераторов и др. силовой аппаратуры. Мощные ДСП являются источниками значительных колебаний тока, следовательно, и напряжения, весьма нежелательных для других потребителей сети, особенно для осветительной нагрузки.

Если мощность питающей системы намного больше мощности дуговой нагрузки, то эти колебания неощутимы. Если же мощность системы мала (соизмерима с мощностью дуговой нагрузки), то надо ставить реакторы, уменьшающие эти колебания. Наилучшим способом борьбы с колебаниями напряжения является компенсация реактивной мощности.  Поддержание в моменты колебаний тока  cos φ, близким к единице, обеспечивает практическую ликвидацию колебания напряжения.

Компенсация реактивной мощности малыми батареями осуществляется подключением БК у самой печи, что требует установки КУ на каждую печь. Установка БК на шинах ГПП выгодно по капитальным затратам, т.к. мощности в часы максимальных нагрузок печей не совпадают. Необходимо применять регулирование мощности БК.






 

 

 

 

 

 

  

  

Рисунок 27 – Схема питания  одиночного ДСП емкостью 1,5-6,0 т

1 – печь;

2,5 – трансформаторы тока;

3 – печной трансформатор, имеющий 12 ступеней напряжения со снятием нагрузки;

4 – реактор (в одном баке с трансформатором) – для ограничения токов к.з. и повышения устойчивости горения дуги;

6 – высоковольтный выключатель, для  операционных  и для защитных функций;

7 – разъединитель для видимого разрыва;

8 –  трансформаторы напряжения;

10 – разъединитель для шунтирования реактора в период плавки. Измерительные приборы – для контроля режима печи. Для защиты установки от аварийных токов к.з. предусмотрена МТЗ (9) мгновенного действия, а от перегрузки – МТЗ (11) с зависимой уставкой времени срабатывания.

 

Применение продольной компенсации реактивной мощности  в установках ДСП невозможно, т.к. при резонансе напряжений ток  эксплуатационного КЗ, ограничиваемый лишь активным сопротивлением контура, возрастает в несколько раз; кроме того, при толчках тока  возможно появление  в цепи значительных перенапряжений.

На рисунке 28 представлена схема электроснабжения дуговой печи для литья чугунных отливок ДЧМ-5. ЦРП – центральный распределительный пункт. РБА – 1000 – реакторы для снижения мощности КЗ на шинах ЦРП, они также сглаживают толчки напряжения.

На рисунке 29 представлена схема электроснабжения крупной дуговой печи на 50 т. Печь одиночная, ГПП отсутствует, к цеху электроэнергия подводится по двум ВЛ – 35, подходящим к шинам печной подстанции. Резервирование ограничивается наличием двух воздушных линий, двух высоковольтных выключателей. 

Печи питаются от шин  6 кВ ГПП. Две линии ВЛ -110 секционированы, трансформаторы трехобмоточные. От шин 35 кВ питаются другие цеха. На 6 кВ имеются две системы шин, есть возможность питания от любой системы шин. Переключение осуществляется разъединителем, т.к. печи можно отключать на короткое время. Все управление в РУ–6 кВ ГПП, а на ППС только трансформаторы, нет коммутационной аппаратуры. Реакторы в РУ-6 кВ применены для уменьшения мощности КЗ, а также для сглаживания колебаний напряжения.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 Рисунок 28 – Схема электроснабжения одиночной печи типа  ДЧМ – 5

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 29 – Схема электроснабжения печи типа ДСП – 50

 

 

 

На рисунке 30 представлена схема без ГПП с использованием глубокого ввода 220 кВ непосредственно в цех, к печной подстанции. Питание по двум ВЛ, подключенным к двум секционированным шинам  220 кВ, от них идут 6 линий к печам. АТ для регулирования напряжения и печные нерегулируемые трансформаторы. Поперечная компенсация реактивной мощности.

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 30 – Схема питания мощных дуговых печей ДСП – 200

Лекция 15. Молниезащита

 

Содержание лекции:

- молниезащита зданий и сооружений.

Цель лекции:

- изучение конструкций и методов расчета молниеотводов.

 

При проектировании зданий и сооружений СЭС необходимо учитывать и предотвращать возможность их поражения ударами молнии. Особенно это относится к открытым электроустановкам. Наиболее опасным проявлением молнии с точки зрения поражения зданий и сооружений является прямой удар.

Ожидаемое число поражений молнией в год зданий и сооружений высотой не более 60 м, не оборудованных молниезащитой и имеющих неизменную высоту, определяют по формуле

 

(50)

где В – ширина защищаемого объекта, м;

L –длина защищаемого объекта, м;

hx – наибольшая высота объекта по его боковым сторонам, м;

n – среднее число поражений молнией 1 км2 земной поверхности в год (из справочника) в зависимости от интенсивности грозовой деятельности в данном районе.

Молнии характеризуются большим разрушающим действием. С вероятность 5% амплитудное значение тока молнии превышает 200 кА. Прямое попадание молнии в проводники или электрооборудование установок электроснабжения приводит к их электродинамическому разрушению и расплавлению. Во избежание такой опасности установки электроснабжения в предписанных ПУЭ случаях снабжают молниеотводами, причем в случае концентрированных объектов (подстанций, РУ и т.п.) применяют стержневые, а в случае протяженных объектов (прежде всего ВЛ) – тросовые молниеотводы (см. рисунок 31). У зданий молниеотводом может служить заземленная арматура железобетонных конструкций кровли, металлическое покрытие кровли и т.п. Так, здания закрытых подстанций и РУ обычно защищают от прямых ударов молнии в случаях, когда длительность грозовой деятельности превышает 20 ч в год, путем заземления кровли. Если конструкция кровли не позволяет применять такого заземления, то на крыше здания устанавливают стержневые молниеотводы.

ОРУ и подстанции защищают от прямых ударов молнии при номинальном напряжении от 20 кВ. Защиту выполняют стержневыми молниеотводами, устанавливаемыми, как правило, на конструкциях РУ.

Подходы к подстанциям ВЛ 35 кВ и выше защищают тросовыми молнеотводами на длине 1-4 км в зависимости от напряжения и конструктивного исполнения линий. Линии 110 кВ и выше на железобетонных и металлических опорах защищают молниезащитными тросами по всей длине.

 

 

1 – молниеприемник;

2 – несущая конструкция;

3 – токопровод;

4 – заземлители.

Рисунок 31 – Конструкции стержневого (а) и тросового молниеотводов (б)

 

Производственные, жилые и общественные здания и сооружения в зависимости от их значения, а также интенсивности грозовой деятельности в районе их местонахождения выделены в категории по степени устройства молниезащиты.

Для промышленных предприятий и технологических объектов категория устройства молниезащиты и тип зоны защиты определяются из справочников.

Под зоной защиты молниеотвода понимают часть пространства, внутри которого здание или сооружение защищено от прямых ударов молнии с определенной степенью надежности. Различают зоны защиты типа А, где степень надежности составляет 99,5% и выше, и зону защиты типа Б со степенью надежности 95% и выше.

Название молниеотвода определяется типом молниеприемника.

Стержневые молниеприемники изготовляют из прокатной стали различного профиля. Наиболее распространенным сортаментом стали являются прутки и водогазопроводные трубы.

В качестве тросового молниеприемника часто используют стальной оцинкованный спиральный канат марки ТК сечением 48,26 мм2.

Для устройства токоотводов применяют круглую сталь и стальной канат диаметром 5-6 мм или полосовую сталь прямоугольную и угловую с ечением 24 и 48 мм2. На металлических или железобетонных молниеотводах токоотводом может служить металлическая ферма или стальная арматура конструкции.

Несущие конструкции молниеотводов изготовляют из древесины, железобетона и металла. Деревянные конструкции отдельно стоящих молниеотводов используют в основном для защиты сельскохозяйственных объектов. Высота молниеотводов такого типа 8-20 м.

Несущие конструкции из железобетона применяют при тех же геометрических размерах защищаемых объектов, что и деревянные.

Металлические молниеотводы находят широкое применение при защите высоких, протяженных объектов, где требуемая высота молниеотвода составляет 20-30 м.

Наибольшая оптимальная высота несущих конструкций отдельно стоящих молниеотводов (тросов и стержневых) не превышает 45-50 м.

Заземляющее устройство молниезащиты выполняют аналогично заземляющим устройствам электроустановок. В ряде случаев эти устройства можно объединять.

Отличают заземлители, входящие в комплекс защиты от прямого удара молнии и заноса высоких потенциалов, от заземлителей, входящих в комплекс защиты от вторичных воздействий молнии.

В зависимости от особенностей конструкции защищаемого объекта и условий его размещения стержневые и тросовые молниеотводы разделяют на одиночные, двойные и многократные. В последнем случае число электродов составляет не менее трех и располагаются они не на одной прямой.

Тип, количество и взаимное расположение молниеотводов определяют геометрическую форму зоны защиты.

Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой менее 150 м представляет собой конус,  вершина которого находится на высоте h0 (см. рисунок 32). Горизонтальные сечения зон защиты на высоте защищаемого объекта hx и на уровне земли представляют собой окружности радиусами r0  и rx соответственно.

Рисунок 32 – Зона защиты одиночного стержневого молниетовода

Рисунок 33 – Зона защиты двойного стержневого молниетовода

 

Радиус зон защиты одиночных стержневых молниеотводов и высоту расположения h0 минимальной зоны определяют:

для зоны А

 

(51)

для зоны Б

 

(52)

Зона защиты двойного стержневого молниеотвода высотой менее 150 м приведена на рисунке 33. Торцевые области зон защиты определяют как зоны одиночных стержневых молниеотводов. Параметры h0, r0, rx1, rx2 определяют по формулам (51) и (52).

Зоны защиты двойного молниеотвода имеют следующие размеры:

– для зоны А, которая имеет место при L ≤ 3h:

при Lh

;

(53)

при L > h

,

(54)

– для зоны Б, которая имеет место при L ≤ 5h:

при L ≤ 1,5h

;

(55)

при L > 1,5h

.

(56)

Если применяют молниеотводы разной высоты h1 и h2, но не менее 150 м, то зона защиты имеет вид, показанный на рисунке 34.   Торцевые области зоны защиты определяют, как  и в предыдущем случае. Параметры hc1 и hc2 определяют по (54) и (56), а параметры rc, hc и rcx из следующих выражений

 

.

(57)

В случае выполнения молниезащиты многократным молниеотводом стержневого типа зону защиты определяют как зону защиты попарно взятых соседних молниеотводов  (см. рисунок 35).

Рисунок 34 – Зона защиты двухстержневого молниеотводов разной высоты

 

Рисунок 35 – Зона защиты многократного молниеотвода

 

Условием защищенности объектов высотой hx с надежностью, соответствующей зонам защиты А и Б, является выполнение неравенства rcx > 0 для всех попарно взятых молниеотводов;  rcx определяют по (54) и (56).

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.

15. Минеев Р.В., Михеев А.П., Рыжнев Ю.Л. Повышение эффективности электроснабжения электропечей. – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 208 с.

         16. Свенчанский А.Д. Электроснабжение и автоматизация электротермических установок. – М.: Энергия, 1980.