Электроснабжение потребителей и режимы

1.КУРС ЛЕКЦИЙ ПО ДИСЦИПЛИНЕ «ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ И РЕЖИМЫ» 1.1. Структура и параметры систем электроснабжения В настоящее время нельзя представить себе жизнь и деятельность современного челове­ка без применения электричества. Электричество уже давно и прочно вошло во все отрасли на­родного хозяйства и в быт людей. Основное достоинство электрической энергии - относительная простота производства, передачи, дробления и преобразования. В системе электроснабжения объектов можно выделить три вида электроустановок: по производству электроэнергии - электрические станции; по передаче, преобразованию и распределению электроэнергии - электрические сети и подстанции; по потреблению электроэнергии в производственных и бытовых нуждах - приемники электроэнергии. Электрической станцией называется предприятие, на котором вырабатывается электри­ческая энергия. На этих станциях различные виды энергии (энергия топлива, падающей воды, ветра, атомная и др.) с помощью электрических машин, называемых генераторами, преобразу­ются в электрическую энергию. В зависимости от используемого вида первичной энергии все существующие электриче­ские станции разделяются на следующие основные группы: тепловые, гидравлические, атом­ные, ветряные и др. Приемником электроэнергии (электроприемником, токоприемником) называется элек­трическая часть производственной установки, получающая электроэнергию от источника и преобразующая ее в механическую, тепловую, химическую, световую энергию, в энергию элек­тростатического и электромагнитного поля. По технологическому назначению приемники электроэнергии классифицируются в зави­симости от вида энергии, в который данный приемник преобразует электрическую энергию: электродвигатели приводов машин и механизмов; электротермические установки; электрохи­мические установки; установки электроосвещения; установки электростатического и электро­магнитного поля, электрофильтры; устройства искровой обработки, устройства контроля и ис­пытания изделий (рентгеновские аппараты, установки ультразвука и т.д.). Электроприемники характеризуются номинальными параметрами: напряжением, током, мощностью и др. Совокупность электроприемников производственных установок цеха, корпуса, предпри­ятия, присоединенных с помощью электрических сетей к общему пункту электропитания, на­зывается электропотребителем. Совокупность электрических станций, линий электропередачи, подстанций, тепловых сетей и приемников, объединенных общим и непрерывным процессом выработки, преобразова­ния, распределения тепловой и электрической энергии, называется энергетической системой. Единая энергетическая система (ЕЭС) объединяет энергетические системы отдельных районов, соединяя их линиями электропередачи (ЛЭП). Часть энергетической системы, состоящая из генераторов, распределительных уст­ройств, повышающих и понижающих подстанций, линий электрической сети и приемников электроэнергии, называют электроэнергетической системой. Электрической сетью называется совокупность электроустановок для передачи и рас­пределения электроэнергии, состоящая из подстанций и распределительных устройств, соеди­ненных линиями электропередачи, и работающая на определенной территории. Электрическая сеть объекта электроснабжения, называемая системой электроснабже­ния объекта, является продолжением электрической системы. Система электроснабжения объекта объединяет понижающие и преобразовательные подстанции, распределительные пункты, электроприемники и ЛЭП. Прием, преобразование и распределение электроэнергии происходят на подстанции - электроустановке, состоящей из трансформаторов или иных преобразователей электроэнергии, распределительных устройств, устройств управления, защиты, измерения и вспомогательных устройств. Распределение поступающей электроэнергии без ее преобразования или трансформации выполняется на распределительных подстанциях (РП). Электрические сети подразделяют по следующим признакам. 1. Напряжение сети. Сети могут быть напряжением до 1 кВ - низковольтными, или низкого напряжения (НН), и выше 1 кВ -высоковольтными, или высокого напряжения (ВН). 2. Род тока. Сети могут быть постоянного и переменного тока. Электрические сети выполняются в основном по системе трехфазного переменного тока, что является наиболее це­лесообразным, поскольку при этом может производиться трансформация электроэнергии. При большом числе однофазных приемников от трехфазных сетей осуществляются однофазные от­ветвления. Принятая частота переменного тока в ЕЭС России равна 50 Гц. 3. Назначение. По характеру потребителей и от назначения территории, на которой они находятся, различают: сети в городах, сети промышленных предприятий, сети электриче­ского транспорта, сети в сельской местности. Кроме того, имеются районные сети, предназна­ченные для соединения крупных электрических станций и подстанций на напряжении выше 35 кВ; сети межсистемных связей, предназначенные для соединения крупных электроэнергетиче­ских систем на напряжении 330,500 и 750 кВ. Кроме того, применяют понятия: питающие и распределительные сети. 4. Конструктивное выполнение сетей. Линии могут быть воздушными, кабельны­ми и токопроводами. Подстанции могут быть открытыми и закрытыми. Примерная схема относительно простой электроэнергетической системы приведена на рис. 1. Здесь электрическая энергия, вырабатываемая на двух электростанциях различных ти­пов: тепловой электростанции (ТЭС) и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), - подводится к потребите­лям, удаленным друг от друга. Для того чтобы передать электроэнергию на расстояние, ее предварительно преобразовывают, повышая напряжение трансформаторами. У мест потреб­ления электроэнергии напряжение понижают до нужной величины. Из схемы можно понять, что электроэнергия передается по воздушным линиям. Схема, приведенная на рис. 1.2, пред­ставлена в однолинейном изображении. В действительности элементы системы, работающие на переменном токе, имеют трехфазное исполнение. Однако для выявления структуры системы и анализа ее работы нет необходимости в ее трехфазном изображении, вполне достаточно вос­пользоваться ее однолинейным изображением. Лекция 1.1.1. Электрические параметры электроэнергетических систем При анализе работы сети различают параметры элементов сети и параметры ее режимов. Параметрами элементов электрической сети являются сопротивления и проводимости, коэффи­циенты трансформации. К параметрам сети также относят электродвижущую силу (э.д.с.) ис­точников и задающие токи (мощности) нагрузок. К параметрам режима относятся: значения частоты, токов в ветвях, напряжений в узлах, фазовых углов, полной, активной и реактивной мощностей электропередачи, а также значения, характеризующие несимметрию трехфазной системы напряжений или токов и несинусоидальность изменения напряжения и токов в течение периода основной частоты. Под режимом сети понимается ее электрическое состояние. Рассмотрим возможные режимы работы электрических систем. При работе в нормальном установившемся режиме значения основных параметров (частоты и напряжения) равны номинальным или находятся в пределах допустимых отклоне­ний от них, значения токов не превышают допустимых по условиям нагревания величин. На­грузки изменяются медленно, что обеспечивает возможность плавного регулирования работы электростанций и сетей и удержание основных параметров в пределах допустимых норм. Отме­тим, что нормальным считается режим и при включении и отключении мощных линий или трансформаторов, а также для резкопеременных (ударных) нагрузок. В этих случаях после за­вершения переходного процесса, который продолжается доли секунды, вновь наступает ус­тановившийся нормальный режим, когда значения параметров в контрольных точках системы оказываются в допустимых пределах. В переходном неустановившемся режиме система переходит из установившегося нормального состояния в другое установившееся с резко изменившимися параметрами. Этот режим считается аварийным и наступает при внезапных изменениях в схеме и резких измене­ниях генераторных и потребляемых мощностей. В частности, это имеет место при авариях на станциях или сетях, например при коротких замыканиях и последующем отключении повреж­денных элементов сети, резком падении давления пара или напоров воды и т.д. Во время ава­рийного переходного режима параметры режима системы в некоторых ее контрольных точках могут резко отклоняться от нормированных значений. Послеаварийный установившийся режим наступает после локализации аварии в системе. Этот режим чаще всего отличается от нормального, так как в результате аварии один или несколько элементов системы (генератор, трансформатор, линия) будут выведены из рабо­ты. При послеаварийных режимах может возникнуть так называемый дефицит мощности, когда мощность генераторов в оставшейся в работе части системы меньше мощности потребителей. Параметры послеаварийного (форсированного) режима могут в той или иной степени отличать­ся от допустимых значений. Если значения этих параметров во всех контрольных точках систе­мы являются допустимыми, то исход аварии считается благополучным. В противном случае исход аварии неблагополучен и диспетчерская служба системы принимает немедленные меры к тому, чтобы привести параметры послеаварийного режима в соответствие с допустимыми. Управление электроэнергетическими системами Особенностью работы электроэнергетических систем является то, что электростанции должны вырабатывать столько мощности, сколько ее требуется в данный момент для покрытия нагрузки потребителей, собственных нужд станций и потерь в сетях. Поэтому оборудование станций и сетей должно быть готово ко всякому периодическому изменению нагрузки потреби­телей в течение суток или года. Для того чтобы наиболее экономично эксплуатировать элек­трическую станцию, персоналу диспетчерских служб энергосистемы необходимо заранее знать, как изменяется спрос на электрическую энергию. Зная эти изменения, персонал может подгото­вить остановку необходимого числа генераторов при снижении нагрузки и, наоборот, подгото­вить к пуску резервные генераторы при увеличении потребления энергии. Следует также учитывать, что от энергосистем питается ряд потребителей, нарушение электроснабжения которых недопустимо, так как это может привести к авариям и человеческим жертвам, вызвать простои и недовыпуск продукции предприятиями и т.д. Поэтому к работе энергосистем предъявляются следующие основные требования: выполнение плана выработки и распределения электроэнергии с покрытием максимумов нагрузки; бесперебойная работа электрооборудования и надежная работа систем электроснабже­ния; обеспечение необходимого качества отпускаемой потребителям электроэнергии по на­пряжению и частоте. Для обеспечения указанных требований энергосистемы оборудуются специальными дис­петчерскими пунктами, которые оснащаются средствами контроля, управления, связью, четкой мнемонической схемой расположения электростанций, ЛЭП и понижающих подстанций. Отличительной особенностью диспетчерской службы является полная ответственность диспетчера за работу электростанций, электросетей и электроснабжение потребителей. Распо­ряжение диспетчера является законом и должно безоговорочно выполняться всеми звеньями энергосистемы. Основной целью управления энергосистемой является оптимизация ее построения, рабо­ты и эксплуатации. Для этого необходимо знать: свойства и характеристики системы; данные о состоянии технологического процесса на электростанциях (о расходе воды и топлива, параметрах пара, скорости вращения турбин и т.д.); сведения об электрических параметрах режима (частоте, напряжениях, токах, активных и реактивных мощностях и т.д.);положение схемы системы - какие элементы в данный момент находятся в работе, а ка­кие отключены. Вся эта обширная информация о работе энергосистемы должна перерабатываться и ис­пользоваться для оптимизации режима работы. В системе управления электроэнергетикой большое значение имеют электронные циф­ровые вычислительные машины. При аварии дежурный инженер должен найти пути и средства восстановления нормаль­ного режима, произвести требуемые переключения в схеме электрических соединений. При аварийных режимах в энергосистеме часто требуется выдать управляющий сигнал не более чем через 0,05 с. Человека здесь выручают автоматические устройства, обладающие при переработ­ке информации большим, чем он, быстродействием. Лекция 1.1.2. Структура потребителей и понятие о графиках их электрических нагрузок В зависимости от выполняемых функций, возможностей обеспечения схемы питания от энергосистемы, величины и режимов потребления электроэнергии и мощности, особенностей правил пользования электроэнергией потребителей электроэнергии принято делить на следую­щие основные группы: промышленные и приравненные к ним; производственные сельскохозяйственные; бытовые; общественно-коммунальные (учреждения, организации, предприятия торговли и обще­ственного питания и др.). К промышленным потребителям приравнены следующие предприятия: строительные, транспорта, шахты, рудники, карьеры, нефтяные, газовые и другие промыслы, связи, комму­нального хозяйства и бытового обслуживания. Промышленные потребители являются наиболее энергоемкой группой потребителей электрической энергии. Каждая из групп потребителей имеет определенный режим работы. Так, например, электрическая нагрузка от коммунально-бытовых потребителей с преимущественно освети­тельной нагрузкой отличается большой неравномерностью в различное время суток. Днем на­грузка небольшая, к вечеру она возрастает до максимума, ночью она резко падает и к утру вновь возрастает. Электрическая нагрузка промышленных предприятий более равномерна в те­чение дня и зависит от вида производства, режима рабочего дня и числа смен. Рисунок 2 - Суточные графики осветительной нагрузки города: а - зимой; б - летом Преимущества объединения электроэнергетических систем На первой стадии развития электроэнергетика представляла собой совокупность отдель­ных электростанций, не связанных между собой. Каждая из электростанций через собственную сеть передавала электроэнергию потребителям. В дальнейшем стали создаваться электрические системы, в которых электрические станции соединялись электрическими сетями и включались на параллельную работу. Отдельные территориальные энергосистемы в свою очередь также объединялись, образуя более крупные энергосистемы. Тенденция к образованию по возможно­сти более крупных энергетических объединений проявляется практически во всех странах. Общее стремление к объединению энергетических систем вызвано огромными преиму­ществами по сравнению с отдельными станциями. При создании объединенных энергетических систем можно уменьшить суммарную ус­тановленную мощность электростанций. Большая совокупность потребителей электрической энергии характеризуется графиком нагрузки (рис.3). Максимум суммарной нагрузки системы меньше, чем сумма максиму­мов нагрузок отдельных потребителей. Это объясняется несовпадением отдельных максимумов из-за различных условий работы потребителей. В энергетических системах, охватывающих об­ширные географические районы, несовпадение максимумов вызвано расположением потреби­телей в разных часовых поясах. Например, объединение потребителей, размещенных в евро­пейской и сибирской частях страны, позволит получить более равномерный суммарный график по сравнению с графиком нагрузки отдельных потребителей. Установленная мощ­ность электростанций в системе должна быть достаточной для покрытия максимальных нагру­зок потребителей. Кроме того, исходя из требований, предъявляемых к надежности работы сис­тем, должна предусматриваться резервная мощность генераторов. При параллельной работе электрических станций резервная мощность может быть уменьшена. Покажем это на простом примере. Пусть две электростанции, каждая из которых имеет по четыре генератора, работают изолированно. Тогда одна станция может вырабатывать электрическую энергию, используя 75% установленной мощности, так как один генератор должен находиться в резерве. При со­единении двух станций общей сетью в резерве находится один генератор из восьми, т.е. может быть использовано 7/8 (87,5%) установленной мощности. При объединении разных типов электростанций можно более полно использовать гидро­энергетические ресурсы. Расход воды в реке колеблется в больших пределах. Для надежного снабжения электро­энергией потребителей мощность гидроэлектростанции (ГЭС) при изолированной ее работе нужно выбирать исходя из обеспеченного расхода воды. В случае больших расходов часть воды пришлось бы сбрасывать мимо турбин. Рассмотрим преимущества объединения ТЭС и ГЭС на примере. Пусть мощности каж­дой станции равны 100 МВт. Каждая станция вырабатывает энергию для своего района, причем станции работают изолированно. Мощности нагрузок в каждом районе равны по 100 МВт. По­требности электроэнергии за сутки в каждом районе по 1600 МВтч. Далее предположим, что по расходу воды ГЭС за сутки может выработать только 1200 МВт-ч. Следовательно, дефицит электроэнергии в районе с ГЭС составит 400 МВтч. ТЭС за сутки может выработать 2400 МВтч, т.е. в районе с ТЭС могут быть дополнительно использованы 800 МВтч. При объедине­нии на параллельную работу ТЭС и ГЭС можно, заставив ТЭС выработать 2400 МВтч электро­энергии, полностью удовлетворить спрос всех потребителей двух районов. Объединение нескольких электростанций разных видов позволяет повысить экономич­ность выработки электроэнергии. Энергетические системы дают возможность согласованно работать тепловым и гидро­электростанциям. В самом деле, в период недостатка воды на ГЭС (зимой) выработка электро­энергии на них снижается, и потребители обеспечиваются электроэнергией в большей мере от ТЭС. Наоборот, летом при большом притоке воды ГЭС работают на полную мощность, а выра­ботка электроэнергии ТЭС снижается. Это обеспечивает экономию топлива и, следовательно, уменьшает себестоимость электроэнергии. Примерное распределение электрических нагрузок между станциями различных видов показано на суточном графике нагрузок в целом энер­госистемы и доли в его покрытии различных видов электрических станций (рис. 4). Из суточного графика энергосистемы видно, что в основном нагрузки покрывают тепло­вые конденсационные электростанции - государственные районные электростанции (ГРЭС). Доля ТЭЦ в покрытии нагрузок энергосистемы определяется их тепловыми графиками. Нагруз­ка ГЭС определяется стоком реки. Электростанции, подключаемые к системе в часы наиболь­ших (пиковых) нагрузок, называют пиковыми. В большинстве случаев пиковыми станциями являются гидростанции (ГЭС и Г АЭС - гидроаккумулирующие электростанции), не обеспечен­ные водой для длительной работы не в полную мощность в некоторые периоды, и станции, обо­рудованные газовыми турбинами. Объединение энергосистем позволяет увеличить единичные мощности агрегатов. С возрастанием мощностей агрегатов улучшаются их технические характеристики, и снижается удельная стоимость выработки электроэнергии. Рисунок 4 - Примерные суточные графики нагрузок энергосистемы и электрических станций Создание объединенных энергосистем позволяет повысить надежность электроснабже­ния потребителей. Отдельные элементы системы (генераторы, трансформаторы, ЛЭП и др.) в результате аварий могут выходить из строя. В этих случаях часть потребителей может потерять питание. В схеме, показанной на рис. 5, при возникновении трехфазного короткого замыкания на ЛЭП полностью прекращается подача электроэнергии потребителям. Применение устройств релей­ной защиты и автоматики является эффективным средством повышения надежности. Релейной защитой называется система устройств, которые производят отключение поврежденных эле­ментов или частей системы и локализуют аварию. К автоматическим устройствам относятся устройства автоматического повторного включения (АПВ) и автоматического ввода (включе­ния) резерва (АВР). Устройства АПВ (рис. 6) предназначены для ликвидации «переходящих» повреждений, например коротких замыканий. При появлении дугового короткого замыкания на воздушной линии (например, при попадании молнии) она отключается под действием релейной защиты, дуга гаснет и восстанавливаются диэлектрические свойства воздушного промежутка. Затем под действием АПВ автоматически включается напряжение на линии электропередачи, которая может продолжить успешную работу. Рисунок 5 - Схема прекращения подачи электроэнергии потребителям при трехфазном коротком замыкании Рисунок 6 - Схема повышения надежности электроснабжения с помощью АПВ Рисунок 7 - Схема повышения надежности электроснабжения с помощью АВР Принцип работы АВР поясняет рис. 7. При повреждении одного из трансформаторов автоматически под действием релейной защиты происходит его отключение, а оставшиеся без напряжения потребители после срабатывания АВР подключаются к исправному трансформатору. 1.2. Расчет электрических нагрузок. Лекция 1.2.1. Характеристики графиков нагрузки элементов систем электроснабжения. Одной из первых и основополагающих частей проекта электроснабжения объекта явля­ется определение ожидаемых электрических нагрузок на всех ступенях электрических сетей. Именно нагрузки определяют необходимые технические характеристики элементов электрических сетей - сечения жил и марки проводников, мощности, и типы трансформаторов, электри­ческих аппаратов и другого электротехнического оборудования. Преувеличение ожидаемых на­грузок при проектировании по сравнению с реально возникающими нагрузками при эксплуата­ции объекта приводит к перерасходу проводников и неоправданному омертвлению средств, вложенных в избыточную мощность электрооборудования. Преуменьшение - к излишним поте­рям мощности в сетях, перегреву, повышенному износу и сокращению срока службы электро­оборудования. Правильное определение электрических нагрузок обеспечивает правильный выбор средств компенсации реактивной мощности, устройств регулирования напряжения, а также ре­лейной защиты и автоматики электрических сетей. По указанным причинам ожидаемые электрические нагрузки желательно определять при проектировании возможно точнее. Однако вследствие недостаточной полноты, точности и дос­товерности исходной информации обо всех многочисленных случайных факторах, формирую­щих нагрузки, последние не могут быть определены с высокой точностью. Обычно при опреде­лении ожидаемых нагрузок считают допустимыми ошибки в ± 10%. Графики электрических нагрузок Для силовых электроприемников различают три режима работы: длительный, кратко­временный и повторно-кратковременный. При работе в длительном режиме достигается тепло­вое равновесие и устанавливается определенная температура электроприемника. Кратковре­менный режим характеризуется тем, что после кратковременного включения и нагревания электроприемника его температура за период последующей паузы понижается до температуры окружающей среды. Наконец, повторно-кратковременный режим (ПКР), в ходе которого пери­од включения длительностью tв чередуется с паузой продолжительностью, tn так же как и дли­тельный режим, приводит к постепенному нагреванию электроприемника до установившейся температуры. Однако процесс нагревания в этом случае по сравнению с длительным режимом при той же нагрузке замедляется, и установившийся перегрев снижается. Величиной, характе­ризующей ПКР, является продолжительность включения (ПВ): (1) Часто ПВ определяют в процентах, т.е. ПВ% = ПВ100. Установлены четыре стандарт­ных значения ПВ, на которые выпускается электрооборудование: 15, 25, 40, 60%. Длительность цикла при ПКР не должна превышать 10 мин. Значение ПВ = 1 (или 100%) соответствует длительному режиму. Номинальная (установленная) мощность электроприемников является достоверной ис­ходной величиной для расчета электрических нагрузок, так как она обычно известна. Под но­минальной активной мощностью двигателей рном понимается мощность, развиваемая двигате­лем на валу при номинальном напряжении, а под номинальной активной мощностью других приемников - потребляемая ими из сети мощность при номинальном напряжении. Паспортная мощность рпасп приемников ПКР приводится к номинальной длительной мощности при ПВ = 1: (2) Под номинальной реактивной мощностью приемника понимается реактивная мощность, потребляемая им из сети при номинальной активной мощности и номинальном напряжении. Различают следующие типы длительных режимов работы приемников электроэнергии: 1) периодические; 2) циклические; 3) нециклические; 4) нерегулярные. Первый тип отвечает строго ритмичному процессу с периодом tц, производство, как пра­вило, поточное или автоматизированное по жесткой программе. Второй тип отвечает случаю не поточного и не автоматизированного производства, но цикличного производства. Здесь периодичность нарушена в основном из-за непостоянства дли­тельностей пауз tn отдельных циклов, однако продолжительность рабочих интервалов tp цик­ла и характер соответствующих участков графиков нагрузки остаются практически неизменны­ми. Поэтому здесь можно говорить о средней длительности одного цикла tс.ц. Третий тип отве­чает тому случаю, когда выполняемые агрегатом повторяющиеся операции строго не регламен­тированы, вследствие чего характер графика существенно изменяется и на рабочих участках. Однако нециклический график, подобно периодическому и цикличному, характеризуется ста­бильностью потребления электроэнергии за среднее время цикла. Четвертый тип отвечает нерегулярному режиму работы, когда условие стабильности по­требления электроэнергии уже не соблюдается. Это означает, что технологический процесс имеет неустановившийся характер. Групповые графики электрических нагрузок относятся к группе электроприемников, объединенных одной питающей линией. В отличие от индивидуальных графиков групповой график в строгом смысле непериодичен. Однако если за какой-то повторяющийся период вре­мени для нескольких графиков одной и той же группы потребителей расход электроэнергии Эц оказывается одинаковым, то можно ввести понятие обобщенного цикла Тц. При установившем­ся темпе производства за установившийся цикл принимается длительность смены. Характер и форма индивидуального графика нагрузки электроприемника определяются технологическим процессом. Групповой график представляет собой результат суммирования графиков отдельных электроприемников, входящих в группу. Однако даже при одинаковых электроприемниках их групповой график может принимать различные очертания в зависимости от ряда случайных факторов, обуславливающих сдвиги во времени работы отдельных электро­приемников. Учесть возможность таких сдвигов, как и некоторых изменений характера инди­видуальных графиков, а также оценить их влияние на величину максимальной нагрузки груп­пового графика можно при применении для этой цели методов теории вероятностей и матема­тической статистики. При очень большом числе электроприемников, входящих в группу, суточный график приобретает устойчивый характер. Длительные наблюдения за действующими объектами по­зволили составить характерные графики для различных отраслей промышленного и сельскохо­зяйственного производства, а также для городов и поселков. Такие графики называют типовы­ми и строят их в относительных единицах (отн. ед.), выражая нагрузки в разные часы суток в процентах от максимальной нагрузки, принимаемой за 100%. Располагая ординаты суточного группового графика в порядке убывания и откладывая по оси абсцисс продолжительность работы при разных нагрузках, получим так называемую упорядоченную диаграмму группового графика. Лекция 1.2.2. Показатели графиков электрических нагрузок. При обобщенном исследовании и расчетах нагрузок необходимо применение некоторых безразмерных коэффициентов, характеризующих т режим работы прием­ников электроэнергии, например по степени их использования во времени и по мощности. Показатель любого типа может определяться для индивидуального или для группового графика как активной, так и реактивной мощности или тока. В связи с этим далее принята сле­дующая система обозначений: Показатели индивидуальных и групповых графиков различаются применением строчной или соответственно прописной буквы. Все показатели активной нагрузки обозначаются K, k; реактивной нагрузки - L, l; токо­вой нагрузки - G, g. Род показателя обозначается индексом в виде русской начальной буквы его названия. Например, КИ означает групповой (прописная буква) коэффициент использования (индекс «и») графика активной мощности (буква К). Коэффициент использования Основным показателем режима работы одного или группы электроприемников служит коэффициент использования, выражающий отношение среднесменной нагрузки ( pCM, PCM ) к номинальной (pНОМ, PНОМ). Применительно к трем представлениям нагрузки различают коэф­фициенты использования по активной мощности, реактивной мощности и току. Наибольшее распространение имеет первый из этих коэффициентов - по активной мощности: kи = pСМ / pНОМ (3) Kи = PCМ / PНОМ = [∑kИipНОМ]/[pНОМi] = [∑kИipНОМ]/[PНОМ]; (4) KИ ≤ 1 Коэффициент использования активной мощности за смену может быть определен как отношение энергии эа, потребленной приемником за смену, к энергии эа.ном, которая могла быть потреблена приемником за смену при номинальной загрузке его в течение смены: kИ = эа / эа.ном (5) Коэффициент включения Коэффициент включения kВ электроприемника характеризует степень использования электроприемника по времени: kВ = tВ / tЦ, kВ≤1, (6) где время включения tB приемника электроэнергии за цикл складывается из времени работы tP и времени холостого хода tX.X : tB = tP + tX.X. Коэффициент включения электроприемника соотносится с вероятностью включения приемника в тот или иной период времени. Очевидно, что коэффициент включения различен для разных периодов суток и определяется его назначением и характером участия в технологи­ческом процессе. Групповым коэффициентом включения Кв называется средневзвешенное по ак­тивной номинальной мощности значение индивидуальных коэффициентов включения электро­приемников, входящих в группу, состоящую из 1, 2,..., i,..., n электроприемников: KВ = [∑kВipНОМi]/[pНОМi] = [∑kВipНОМi]/[pНОМ]; KВ ≤ 1 (7) Понятно, что числовое значение KB отнесено к тому же циклу, что и входящие в него индивидуальные kBi. В отличие от индивидуального понятие группового коэффициента включения лишено четкого физического смысла и используется лишь в качестве расчетной величины. Коэффициент загрузки Коэффициент загрузки отдельного электроприемника определяется как отношение сред­них за время включения активной, реактивной мощности или тока к их номинальным величи­нам. Очевидно, что средняя активная мощность за время включения pCB больше средней мощности за цикл pC.Ц.и обратно пропорциональна отношению времени включения к общей продолжительности цикла: pСВ = pC.Ц/[tВ/tЦ] = pC.Ц/[kВ] (8) Тогда коэффициент загрузки по активной мощности kз = pCВ/ pНОМ = pC.Ц/[pНОМ·kВ] (9) Если приближенно считать, что средняя нагрузка за цикл pC.Ц равна среднесменной pCМ, что характерно для переодических, циклических и нециклических графиков, тогда kз = pCМ[pНОМ·kВ] = kИ·kВ (10) Последние выражения позволяют записать аналогичные формулы для групповых графи­ков: K3 = KИ /KB или KИ = K3 ·KB (11) Коэффициент формы графика нагрузки Коэффициент формы графика нагрузки - это отношение среднеквадратичной (эффектив­ной) pэ, Рэ нагрузки к средней pc, Рс за данный период времени: kф = pэ/pc; Kф = Pэ/ Pc (12) Kф = (13) Коэффициент формы графика нагрузки группы из n приемников определяется так же: (14) Введем величину (15) которую назовем эффективным числом приемников. Тогда коэффициент формы (16) Cледовательно, вариация суммарного графика нагрузки (17) Если все приемники имеют одинаковую номинальную мощность рном , то (18) В общем случае nэ < n. Если все приемники группы имеют однородный график работы, т. е. kфi = kф, тогда Kф = kф (19) При nэ→∞ коэффициент формы Кф→1, это означает, что при неограниченном воз­растании числа приемников групповой график для стационарного режима становится постоян­ным с минимальной вариацией, т. е. γ∑→0. Для реальных графиков нагрузки на интервалах стационарности, например в период максимума нагрузок, Кф = 1,02... 1,25, однако для объектов с достаточно ритмичным процессом Кф = 1,05... 1,15.. Данные выводы справедливы для графи­ков нагрузок групп, объединяющих значительное число приемников, например шины транс­форматорных подстанций. Коэффициент заполнения графика Коэффициентом заполнения графика нагрузок активной мощности называется отноше­ние средней активной мощности за исследуемый период времени к максимальной за тот же пе­риод: (20) Следует отметить, что максимальная нагрузка определяется исходя из периода осредне­ния графика нагрузки, равного 0,5 ч, т. е. за основу берется так называемый получасовой мак­симум нагрузки. Для практических расчетов принимается, что вероятность превышения полу­часового максимума не больше 0,005, т.е. при этом Pmax = PC + 2,5 · σP . Тогда (21) Следовательно, чем меньше вариация нагрузки γP, тем больше коэффициент заполнения графика, и при γP→0 коэффициент заполнения графика КЗГ→1. При Кф = 1,1(γP ≈ 0,5), КЗГ ≈ 0,45 . Для характеристики заполнения графика нагрузки используют также понятие числа ча­сов использования максимальной нагрузки (22) где ЭГ - годовой расход активной электроэнергии объекта. Коэффициент энергоиспользования Неравномерность нагрузки по сменам, работу в праздничные дни, а также сезонные ко­лебания нагрузки учитывает годовой коэффициент энергоиспользования КЭ.Г, который уста­навливает связь между средними активными нагрузками за смену PC и среднегодовыми на­грузками PC.Г: (23) где PC.Г - среднегодовая нагрузка, равная ТГ - годовое число часов работы. ТГ = (365 - m) · n · ТСМ · КР -ТПР (24) где ТСМ - продолжительность смены; ТПР - годовое число часов, на которое сокращена продолжительность работы в предвыходные (предпраздничные) дни; т - число нерабочих дней в году; п - число смен; . КР - коэффициент, учитывающий время ремонта и другие простои, принимаемый равным 0,96...0,98. Таблица 1 - Годовое число часов работы предприятия Продолжительность Годовое число часов работы при числе смен, ч смены, ч Одна Две Три 8 2250 4500 6400 7 2000 3950 5870 Годовую продолжительность работы предприятия, за исключением цехов с непрерыв­ным производством, в зависимости от числа и продолжительности смен можно принимать по данным табл.1. Для предприятий и цехов с непрерывным производством годовое число часов работы соответственно увеличивается. Коэффициент энергоиспользования КЭ.Г изменяется в пределах 0,55……0, 95. Коэффициент одновременности максимумов нагрузки Элементы электрических сетей используются для совместного питания различных по­требителей. Результирующая максимальная нагрузка таких элементов не может быть определе­на простым суммированием максимальных нагрузок отдельных потребителей, так как макси­мум нагрузки потребителей может быть не в одно и то же время. Например, максимум нагрузки промышленных потребителей отмечается утром, с 10 до 12 ч, максимум бытовых потребителей приходится на вечер, около 20 ч. Потребители разных подразделений промышленного предпри­ятия также имеют максимальную нагрузку, не совпадающую во времени. Таким образом, мак­симумы нагрузки отдельных потребителей, питающихся от одного элемента сети, не наступают одновременно и время их наступления не совпадает с временем наступления максимума их суммарной нагрузки этого элемента. Поэтому определение максимальной суммарной нагрузки производится, как правило, с использованием так называемого коэффициента одновременности максимумов нагрузки. В ли­тературе встречаются иные названия, например, коэффициент участия в максимуме, коэффици­ент разновременности, коэффициент несовпадения максимумов и т.п. Коэффициент одновременности максимумов нагрузки К0MAX учитывает нагрузки от­дельных потребителей, формирующих нагрузку общего элемента сети, в момент максимума ре­зультирующего графика нагрузки. Коэффициент одновременности максимумов нагрузки К0MAX < 1. Значения коэффициента одновременности максимумов нагрузки определяются ха­рактером нагрузки потребителей и могут изменяться в заметных пределах. Обычно значения коэффициента одновременности максимумов определяются для утреннего и вечернего макси­мумов. Для утреннего максимума силовой нагрузки промышленного объекта К 0MAX = 0,7...0,95, для осветительной нагрузки К0MAX = 0,8... 1,0. Лекция 1.2.3. Расчетные электрические нагрузки промышленных электрических сетей. Нагрузочная способность электрооборудования. Номинальным током электрооборудования называют ток, который при номинальной температуре окружающей среды может проходить по электрооборудованию неограниченно длительное время и при этом температура наиболее нагретых частей его не превышает дли­тельно допустимых значений. Под перегрузкой оборудования понимается работа его при на­грузках, превышающих его номинальную мощность (ток). Это возможно как в аварийных, так и в нормальных режимах, например при замене поврежденного оборудования, когда нагрузка превысила проектное значение. За технические критерии допустимости перегрузки можно принять или заданную темпе­ратуру оборудования, или заданный износ изоляции. Перегрузки по критерию предельной тем­пературы могут быть длительными и кратковременными. Длительные перегрузки допустимы в тех случаях, когда условия охлаждения отличны от номинальных или когда характер или со­стояние оборудования позволяет отклониться от нормированных предельно допустимых темпе­ратур на длительное время. Кратковременные перегрузки применяются в аварийных условиях при переходе от пониженной нагрузки по сравнению с номинальной нагрузкой к перегрузочно­му режиму. Процесс нагрева элемента системы электроснабжения при протекании тока. При экс­плуатации электрических сетей проводники нагреваются электрическим током. В первый мо­мент включения тока все получаемое проводником тепло идет на повышение его температуры, которая при отсутствии охлаждения изменялась бы по линейному закону (прямая В на рис. 8). В действительности нагревание сопровождается отдачей проводником теплоты в окружающую среду. Пока температура поверхности проводника мало отличается от температуры окружаю­щей среды, количество отдаваемой треплоты невелико. Оно увеличивается с ростом разности температур поверхности проводника и окружающей среды. При этом скорость повышения тем­пературы жил проводов и кабелей замедляется, температура стремится к предельному наи­большему значению, при котором наступает состояние теплового равновесия: вся выделяемая в проводнике теплота целиком передается в окружающую среду. Рисунок 8 - Зависимости температуры провода от времени Закон изменения температуры проводника с течением времени при неизменной силе то­ка и постоянстве условий охлаждения выражается v-vo=(vНБ – vo)(1-e1/T) (25) где е - основание натуральных логарифмов; t - время протекания тока, с; Т - постоян­ная времени нагревания, с; и - температура провода в момент времени t, °С; и 0 - температура окружающей среды, °С; vНБ - наибольшая температура проводника, устанавливающаяся при состоянии теплового равновесия, °С. Изменение температуры проводника при нагревании с течением времени представлено на рис.8 кривой А. Прямая С А, параллельная оси абсцисс, представляет собой наибольшую установившуюся разность температур проводника и окружающей среды (наибольшую темпера­туру перегрева). Отрезок СВ представляет собой постоянную времени нагревания, т. е. время, в течение которого проводник нагрелся бы до наибольшей температуры при условии отсутствия отдачи тепла в окружающую среду. При отключении токовой нагрузки проводник охлаждается, закон изменения его темпе­ратуры может быть выражен v-v0=(vНБ – v0)e1/Т (26) Передача теплоты от нагретого проводника в окружающую среду может осуществляться тремя способами: теплопроводностью, лучеиспусканием и конвекцией. В зависимости от тем­пературы нагретого тела и характера окружающей среды преимущественное значение имеет тот или иной способ теплоотдачи. Нагревание проводов и кабелей Для неизолированных проводов воздушных линий электропередач основную роль играет передача тепла посредством конвекции, т. е. охлаждение нагретого провода движущимся потоком воздуха. Отдача тепла посредством лучеиспускания в данном случае невелика, так как температура проводов воздушных линий при нормальной эксплуатации не превышает 70 °С. Отдача тепла посредством теплопроводности в рассматриваемом случае практически не играет заметной роли из-за плохой теплопроводности воздуха. При охлаждении прокладываемых в воздухе изолированных проводов и кабелей отдача тепла с их внешней поверхности происходит по тому же закону, как и для неизолиро­ванных проводов. Но при нагревании изолированных проводов и кабелей тепловой поток, пре­жде чем достичь внешней его поверхности, должен преодолеть тепловое сопротивление изоли­рующих и защитных покровов. Это обстоятельство ухудшает условия охлаждения изоли­рованных проводов по сравнению с неизолированными. Наиболее часто для прокладки в воздухе применяются провода и кабели с резиновой или полихлорвиниловой изоляцией. Наибольшая допустимая температура определяется сохранно­стью изоляции. Длительный срок службы теплостойкой резиновой изоляции гарантируется при температуре, не превышающей + 65 °С, а полихлорвиниловой изоляции при температуре не бо­лее + 70 °С. При более высокой температуре резиновая изоляция становится хрупкой, поли- хлорвиниловая изоляция размягчается, и изоляционная оболочка провода или кабеля перестает удовлетворять требованиям. Кабели с бумажной изоляцией получили широкое распространение при выполнении на­ружных электрических сетей городов и промышленных предприятий. Для таких сетей наиболее распространенным способом прокладки является прокладка в земляных траншеях. Условия ох­лаждения проложенных в земле кабелей отличаются от условий охлаждения проводов, прокладываемых на воздухе вследствие более высокой теплопроводности земли. Кабели про­кладываются в земле на глубине 0,7... 1,0 м, где температура значительно отличается от темпе­ратуры воздуха. Наибольшая среднемесячная температура почвы для большинства районов средней полосы России близка к + 15°С. Под нормальными условиями подразумевается про­кладка в земле одного кабеля при температуре почвы + 15°С для среднего грунта с удельным сопротивлением 120 Ом см. Для кабелей с бумажной изоляцией в свинцовой или алюминиевой оболочке допустимая температура жил определяется устойчивостью к нагреванию кабельной бумаги и недопустимо­стью образования пустот внутри кабеля. Допустимая температура жил кабеля с бумажной изо­ляцией зависит от напряжения, на которое он рассчитан. При повышении допустимая темпера­тура жил кабеля понижается. Для кабелей с бумажной изоляцией на напряжение до 3 кВ допус­тимая температура + 80°С, для кабелей на напряжение 6 кВ допустимая температура + 65 °С, для кабелей на напряжение 10 кВ допустимая температура +60°С. Способ прокладки и масса проводника определяют величину постоянной времени нагре­ва: T0 = С /A0 (27) где С - практически неизменная при реальных значениях температур теплоемкость про­водника; А0 - коэффициент теплоотдачи, учитывающий суммарную отдачу тепла в окружаю­щую среду за счет теплопроводности, лучеиспускания и конвекции. Постоянную времени нагревания проводников, проложенных на открытом воздухе, можно принять независимой от времени нагрева. Значения постоянной времени нагрева Т0 для открыто проложенных проводов и кабелей в зависимости от их сечения и номинального напря­жения изменяются в пределах 3...60 мин. Постоянная времени нагрева кабелей, проложенных в земле, зависит от времени нагрева. По данным испытаний, постоянная времени нагрева кабелей, проложенных в земле, и времени максимума нагрузки от 2 до 5 ч равна 3 ...4 ч. Таким образом, постоянная времени нагрева открыто проложенных проводников гораздо меньше, чем проложенных в траншеях. При прокладке изолированных проводников в трубах условия их охлаждения значительно ухудшаются. Постоянную времени нагрева кабелей, про­ложенных в трубах, при длительности мало меняющейся нагрузки от 2 до 5 ч можно принять равной 1 ...2 ч. Понятие электрической нагрузки. Как известно, в технических данных элемента системы электроснабжения указывается неизменная во времени токовая нагрузка, длительно допустимая по условиям его нагрева Iдоп. Очевидно, что для выбора элемента согласно табличным значениям допустимых токовых на­грузок по графику переменных нагрузки It последний необходимо сначала заменить эквива­лентным по эффекту нагрева простейшим графиком I = Iрасч, где Iрасч и есть определяемая рас­четная нагрузка из данного графика. Наиболее часто расчетную нагрузку определяют в соот­ветствии с максимальной температурой нагрева элемента. Таким образом, расчетной нагрузкой по пику температуры называют такую неизменную во времени нагрузку Iрасч, которая обуслав­ливает в элементе тот же максимальный перегрев, что и заданная переменная нагрузка It. Практически важно уметь по возможности просто, хотя бы с определенной погрешно­стью, оценить расчетную нагрузку для данного графика. Эффективное значение нагрузки определяет среднюю величину потерь мощности в про­воднике, а следовательно, и средний перегрев элемента; последний всегда меньше максималь­ного, кроме случая неизменной во времени нагрузки, когда оба перегрева равны. Расчетный ток Iрасч всегда превышает эффективный Iэ и тем более средний Iс токи. Отсюда вытекает нера­венство Imaxt ≥ Iрасч ≥ Iэ ≥ Ic (28) где Imax, - наибольшее (максимальное) текущее значение тока в данном графике. Это неравенство дает достаточно наглядную, однако, слишком грубую оценку расчетной нагрузки Iрасч. Гораздо большая точность в оценке достигается с помощью понятия максимума средней (или эффективной) нагрузки IмахΘ за скользящий интервал времени Θ. Действительно, поскольку нагрев проводника является результатом воздействия на него нагрузки за некоторое время, средняя нагрузка IΘ за интервал времени Θ характеризует нагрев проводника более точно, чем наибольшая мгновенная нагрузка Imaxt, в том же интервале. Не­трудно убедиться, что существует оптимальная длительность интервала осреднения ΘОПТ, при которой средняя нагрузка IΘ при прочих равных условиях наиболее точно характеризует изме­нение нагрева проводника за время t + ΘОПТ . Очевидно, что длительность интервала осреднения не должна быть мала из-за необходимости учета интегрального воздействия нагрузки на пере­грев проводника. Но длительность интервала осреднения не должна быть слишком велика, так как внутри большой длительности интервала даже при меньшей нагрузке возможен значитель­ный пик графика, который успеет вызвать значительный перегрев проводника. Иными словами, при чрезмерно большом интервале осреднения Θ связь между значениями средней нагрузки и наибольшего перегрева в данном интервале будет потеряна. Следовательно, оптимальное значение ΘОПТ должно быть возможно меньшим, но все же достаточным по величине для того, чтобы наибольший перегрев проводника наступал в конце интервала осреднения. Доказано, что оптимальный интервал осреднения следует принимать равным трем постоянным времени нагрева проводника, т. е. ΘОПТ = 3Т0. После того как найдено наибольшее значение IмахΘОПТ остается найти соответствующее значение расчетной нагрузки Iрасч. Практически с достаточно большой степенью точности можно принять Iрасч ≈IмахΘОПТ (29) Таким образом, максимальная средняя нагрузка за интервал времени ΘОПТ = 3Т0 прини­мается равной расчетной нагрузке Iрасч, в этом и заключается принцип максимума средней на­грузки. Отметим, что для графиков с высокой неравномерностью (большой вариацией), напри­мер, для резкопеременных нагрузок, расчетную нагрузку необходимо приравнять максимуму эффективной, а не средней нагрузки. Для определения расчетных нагрузок групп приемников необходимо знать установлен­ную мощность (сумму номинальных мощностей) всех электроприемников группы и характер технологического процесса. Расчетная нагрузка определяется для смены с наибольшим потреблением энергии дан­ной группы ЭП - электроприемников, цехом или предприятием в целом для характерных суток. Обычно наиболее загруженной сменой является смена, в которой используется наибольшее число агрегатов (дневная). «Указания по расчету электрических нагрузок систем электроснабжения» (РТМ 36.18.32.0.1 - 89) допускают применение следующих методов определения расчетных нагрузок. По удельным расходам электроэнергии и плотностям нагрузки: а) при наличии данных об удельных расходах электроэнергии на единицу продукции в нату­ральном выражении ЭУд и выпускаемой за год продукции М по формуле Pрасч = Эуд·M / Tmax (30) где Тmах - годовое число часов использования максимума активной мощности. Величина ЭУд является интегральным показателем расхода электроэнергии на единицу продукции, в который входит и расход электроэнергии на вспомогательные нужды произ­водств, и освещение цехов. Пределы средних значений удельных расходов по отдельным видам продукции приводятся в соответствующих справочниках. б) при наличии данных об удельных плотностях максимальной нагрузки на квадратный метр площади цеха pУд и заданной величине этой площади Fц по формуле Pрасч = pуд·Fц (31) Расчетные удельные нагрузки рУд зависят от рода производства и выявляются по стати­стическим данным. Этот метод применяется для определения расчетной нагрузки для произ­водств с относительно равномерно распределенной по производственной площади нагрузкой (механические и механосборочные цехи, осветительные установки). Для осветительных нагру­зок рУд0Н = 8... 25 Вт/м2, а для силовых нагрузок рУдСН обычно не превышают 0,3 кВт/м2. По коэффициенту спроса Кс. Определение расчетной нагрузки по коэффициенту спроса применяется при отсутствии данных о числе электроприемников и их мощности, об удельном потреблении электроэнергии на единицу продукции или удельной плотности нагрузок на 1 м2 площади цеха. В соответствии с методом коэффициента спроса допускается (на стадии проектного задания и при других ори­ентировочных расчетах) определять нагрузку предприятия в целом по средним величинам ко­эффициента спроса по формуле Ррасч = Кс · РНОМ (32) Значения коэффициента спроса зависят от технологии производства и приводятся в от­раслевых инструкциях и справочниках. По коэффициенту расчетной активной мощности КР. Определение расчетной нагрузки по коэффициенту расчетной активной мощности при­меняется при наличии данных о числе ЭП, их мощности и режиме работы для определения на­грузки на всех ступенях распределительных и питающих сетей (включая трансформаторы и преобразователи). Расчет электрических нагрузок по коэффициенту расчетной активной мощно­сти Расчетный максимум нагрузки РрасчНН элемента системы электроснабжения, питающего силовую нагрузку напряжением до 1 кВ (кабель, провод, шинопровод, трансформатор, аппарат и т. п.) определяется по коэффициенту расчетной активной мощности: , (33) где Кр - расчетный коэффициент активной мощности; подгруппа ЭП группы, имею­щих одинаковый тип работы, т. е. одинаковую величину индивидуального коэффициента ис­пользования Kp; m -число подгрупп ЭП, имеющих одинаковый тип работы; Pcj, - средняя мощ­ность рабочих ЭП , j – й подгруппы. Средняя мощность Pсj, силовых ЭП одинакового режима работы определяется путем ум­ножения установленных мощностей ЭП pHOMi на значения коэффициентов использования kИi, выявляемых из материалов обследования действующих предприятий: (34) Средняя реактивная нагрузка (35) где tgφi - коэффициент реактивной мощности, соответствующий средневзвешенному коэффициенту мощности cos j , характерному для i-го ЭП данного режима работы. Величина расчетного коэффициента активной мощности КР находится по справочным данным (табл. 2 и 3) в зависимости от величины группового коэффициента использования КК, эффективного числа ЭП в группе nЭ и постоянной времени нагрева То выбираемого элемен­та сети. Групповой коэффициент использования КИ активной мощности определяется по формуле (36) Эффективное число ЭП в группе из n электроприемников: (37) где рномi - номинальная мощность отдельных ЭП. При определении nЭ для многодвигательных приводов учитываются все одновременно работающие электродвигатели данного привода. Если в числе этих двигателей имеются одно­временно включаемые (с идентичным режимом работы), то они учитываются в расчете как один ЭП с номинальной мощностью, равной сумме номинальных мощностей одновременно работающих двигателей.. Таблица 2 - Значения расчетного коэффициента активной мощности KP = f (nЭ; KИ) для сетей напряжением до 1 кВ, питающих распределительные пункты и шинопроводы, сборки, щиты (То = 10 мин) nэ Ки=0,1 Ки=0,15 Kи=0,2 Kи=0,3 Ки=0,4 Ки=0,5 Ки=0,6 Kи=0,7 2 8,00 5,30 4,00 2,66 2,00 1,60 1,33 1,14 3 4,52 3,20 2,55 1,90 1,56 1,41 1,28 1,12 4 3,42 2,47 2,00 1,53 1,30 1,24 1,14 1,08 5 2,84 2,10 1,78 1,34 1,16 1,15 1,08 1,03 6 2,64 1,96 1,62 1,28 1,14 1,12 1,06 1,01 7 2,50 1,86 1,54 1,25 1,12 1,10 1,04 1,00 8 2,37 1,78 1,48 1,19 1,10 1,08 1,02 1,00 9 2,26 1,70 1,43 1,16 1,08 1,07 1,01 1,00 10 2,18 1,65 1,39 1,13 1,06 1,05 1,00 1,00 11 2,10 1,60 1,35 1,10 1,05 1,04 1,00 1,00 12 2,04 1,56 1,32 1,08 1,04 1,03 1,00 1,00 13 1,98 1,52 1,29 1,06 1,03 1,02 1,00 1,00 14 1,93 1,49 1,27 1,05 1,02 1,01 1,00 1,00 15 1,90 1,46 1,25 1,03 1,01 1,00 1,00 1,00 16 1,85 1,43 1,23 1,02 1,00 1,00 1,00 1,00 17 1,81 1,40 1,20 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 18 1,78 1,38 1,19 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 19 1,75 1,36 1,17 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 20 1,72 1,34 1,16 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 21 1,70 1,33 1,15 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 22 1,66 1,31 1,13 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 23 1,65 1,29 1,12 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 24 1,62 1,28 1,11 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 25 1,60 1,27 1,10 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 30 1,51 1,21 1,05 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 35 1,44 1,16 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 40 1,40 1,13 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 45 4,35 1,10 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 50 1,30 1,07 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 60 1,25 1,03 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 70 1,20 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 80 1,16 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 90 1,13 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 100 1,10 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 Таблица 3 - Значения коэффициентов расчетной нагрузки КР на шинах низшего напряжения цеховых транс­форматоров и магистральных шинопроводов (для постоянной времени нагрева Т0= 2,5 ...3 ч) Эффективное число приемников пэ Коэффициенты расчетной нагрузки Кр При Ки<0,5 При Ки >0,5 10...25 0,8 0,9 25...50 0,75 0,85 Более 50 0,7 0,8 Допускается определение эффективного числа приемников всего цеха по упрощенной формуле. (36) где рном мах - номинальная мощность наиболее мощного ЭП цеха. Принимаются следующие значения постоянных времени нагрева: Т0 = 10 мин - для сетей напряжением до 1 кВ, питающих распределительные пункты и шинопроводы, сборки, щиты. Значения расчетного коэффициента активной мощности Кр для этих сетей принимаются по табл. 2. То=2,5 ч - для магистральных шинопроводов и цеховых трансформаторов значения Кр принимаются по табл. 3. То>30 мин - для кабелей напряжением 6... 10 кВ, питающих цеховые трансформаторы, распределительные подстанции и высоковольтные электроприемники. При этом расчетная мощность принимается равной средней, т.е. Кр=1 Расчетная активная мощность узлов нагрузки определяется по средней мощности узла ∑ Pc соответствующего значения Кр : РрасчНН = Kp ∑Рс (37) Расчетная реактивная нагрузка определяется следующим образом: QрасчНН = Lp ∑Qc (38) где Lp для реактивной нагрузки принимаются следующими: для питающих сетей на­пряжением до 1 кВ Lp = 1,1 при nэ ≤10, Lp = 1,0 при nэ> 10; для магистральных шинопроводов и цеховых трансформаторов значения Lp =1 для кабелей напряжением 6... 10 кВ, питающих цеховые трансформаторы, распредели­тельные подстанции и высоковольтные электроприемники, Lp =1. Полная расчетная мощность силовой нагрузки низшего напряжения: (39) Расчет нагрузки электрического освещения. В качестве электрических источников света на промышленном предприятии использу­ются газоразрядные лампы и лампы накаливания. Активная расчетная нагрузка осветительных приемников цеха определяется по удельной нагрузке и коэффициенту спроса: PрасчOН =KcOНpудОНFЦ (40) где рудОН - удельная нагрузка осветительных приемников (ламп); FЦ площадь пола це­ха, определяемая по генплану; KcOH - коэффициент спрос осветительной нагрузки. Лампы накаливания на предприятиях в основном используются в качестве аварийного освещения, которое служит для временного продолжения работы или для эвакуации людей из помещения при внезапном отключении рабочего освещения. Для ламп накаливания tgφл.н = 0 . Газоразрядные лампы на предприятии используются как основные источники света (со­ставляют примерно 75% от общей мощности осветительной нагрузки), обеспечивающие нор­мальную работу производства, для них реактивная мощность определяется по формуле QрасчОН = 0,75PрасчОНtgφОН (41) где tgφОН = 0, 33 Порядок определения расчетной нагрузки элемента сети, питающей группу электроприемников напряжением до 1 кВ Расчетный максимум нагрузки выбираемого j-го элемента (кабель, провод, шинопровод, трансформатор, аппарат и т.д.), питающего определенную группу как силовых, так и освети­тельных электроприемников напряжением до 1 кВ, представляется как сумма расчетной сило­вой и осветительной нагрузки: Pрасчj = Pрасчj + PрасчОНj; Qрасчj = QрасчННj + QрасчОНj; (42) Для определения расчетного максимума нагрузки может быть соблюден следующий по­рядок расчета. Выявляются номинальные параметры электроприемников, входящих в группу, а так­же их коэффициенты использования. Резервные и работающие эпизодически приемники не учитываются. Также можно пренебречь электроприемниками малой мощности, если их мощ­ность составляет менее 5 % от суммарной номинальной мощности ЭП совокупности. Определя­ется постоянная времени нагрева выбираемого j-го элемента Т0j Определяются и суммируются средние активные и реактивные нагрузки рабочих си­ловых приемников электроэнергии данного элемента. Определяется групповой коэффициент использования Киj, и эффективное число электроприемников nэj,. По справочным данным нахо­дятся расчетные коэффициенты Кpj, активной и Lрj реактивной нагрузок для выбираемого j,-го элемента. Подсчитывается максимальная силовая расчетная нагрузка Ррасч ННj и Qpасч ННj. Определяются расчетные активные Ррасч ОНj и Qрасч ОНj реактивные нагрузки освети­тельных приемников, питающихся от j-го элемента. Суммируются расчетные силовые и осветительные нагрузки j-го элемента и опреде­ляется полная расчетная мощность S расчj Определение пиковых нагрузок Пиковой, или ударной, нагрузкой называется максимально возможная нагрузка одного или группы электроприемников длительностью в доли или нескольких секунд. Такие нагрузки возникают при пусках или самозапусках двигателей трехфазного и постоянного тока, работаю­щих в крановых, тяговых, прокатных приводах, а также при эксплуатационных коротких замы­каниях, характерных для электросварки и дуговых печей. Величину пикового тока используют при выборе устройств защиты и их уставок, в рас­четах колебаний напряжения и при проверке самозапуска двигателей. С достаточной для практических расчетов точностью групповой пиковый ток Iпик = Iпуск.нб + (Iраб max – kИIном.дв.нб), (43) где Iпуск,нб ~ наибольший пусковой ток двигателя в группе; Iраб.mах -расчетный максималь­ный ток всех электроприемников, питающихся от данного элемента; Iном.дв.нб - номинальный ток двигателя с наибольшим пусковым током; kИ - коэффициент использования для графика нагрузки этого двигателя. Расчетная нагрузка электроприемников напряжением выше 1 кВ Расчетная нагрузка электроприемников напряжением выше 1 кВ (высокого напряжения - ВН), т. е. активная нагрузка синхронного двигателя (СД) и асинхронного двигателя (АД), а также реактивная нагрузка АД, подключенных к распределительной подстанции напряжением 6….10 кВ, принимается равной средней мощности. Тогда расчетная нагрузка (активная Ррасч вн и реактивная Qрасч вн) группы из G силовых приемников цеха определяется из соотношений (44) где рномg - активная установленная (номинальная) мощность g-го электроприемника высшего напряжения, принимаемая по исходным данным; tgφg соответствует характерному для приемников данной группы средневзвешенному значению коэффициента мощности; kИg -коэффициент использования g-го электроприемника напряжением выше 1 кВ. Для СД определяется максимальная реактивная мощность, которую СД может генериро­вать. Значения реактивной мощности, которую можно получить от СД, зависят от его загрузки активной мощностью и относительного напряжения на зажимах двигателя: (45) где суммарная установленная мощность группы СД; tgφСД, ηСд номинальные параметры СД: коэффициент реактивной мощности и КПД; КзQСД - коэффициент наибольшей допустимой нагрузки СД по реактивной мощности, зависящий от типа двигателя, относитель­ного напряжения и коэффициента загрузки по активной мощности (табл. 4). Синхронные дви­гатели нормальных серий изготавливаются с «опережающим» соsφСД = 0,9 (tgφСД = 0,48) неза­висимо от реактивной мощности, которую предприятие может использовать. При расчете сум­марной реактивной нагрузки потребителей для СД, работающих с «опережающим» коэффици­ентом мощности, величина QСД берется со знаком минус. Таблица 4 - Средние значения коэффициентов наибольшей допустимой нагрузки СД по реактивной мощности, Серия, номи­нальное на­пряжение Частота вра­щения двига­теля, об/мин Напряжение на зажимах двигателя, отн. ед. Коэффициент загрузки двигателя по активной мощности 0,9 0,8 0,7 СДН, 6и10кВ Для всех час­ 0,95 1,31 1,39 1,45 Тот 1,0 1,21 1,27 1,33 1,05 1,06 1,12 1,17 СДН, 6 кВ 600... 1000 1,1 0,89 0,94 0,96 375 ...500 1,1 0,88 0,92 0,94 187...300 1,1 0,86 0,88 0,90 100... 167 1,1 0,81 0,85 0,87 СДН, 10 кВ 1000 1,1 0,90 0,98 1,0 250... 750 1 1,1 5 0,86 1 0,90 0,92 СТД, 6 и10кВ 3000 0,95 1,30 1,42 1,52 1,0 1,23 1,34 1,43 1,05 1,12 1,23 1,31 1,1 0,90 1,08 1,16 Для всех час­ 0,95 1,16 1,26 1,36 СДЗ и СД, 389 Тот 1,0 1,15 1,24 1,32 380В 1,05 1,10 1,18 1,25 1,1 0,90 1,06 1,15 Расчет электрической нагрузки предприятия Расчетные полная, активная и реактивная мощности промышленного предприятия (ПП) SpacПП, РрасчПП, QpacчПП, отнесенные к шинам вторичного напряжения главной понижающей подстанции, определяются по расчетным активным и реактивным нагрузкам цехов (как сило­вым — до и выше 1 кВ - Ррасч НН, Ррасч ВН, QpacчНН, Qpacч ВН, так и осветительным - Ррасч ОН, Qpacч ОН) с учетом потерь мощности в трансформаторах цеховых подстанций и цеховых сетях напряже­нием до 1 кВ - ΔРц, ΔQц и коэффициента одновременности максимумов силовой нагрузки К0мах: Pрасч ПП = (∑ PрасчНН +∑ P расч ВН)K0max + ∑ Pрасч ОН + ΔPЦ; Qрасч ПП = (∑ QрасчНН +∑ Q расч ВН - ∑QCД)K0max + ∑ Qрасч ОН + ΔQЦ (46) Суммарные потери активной и реактивной мощности в трансформаторах цеховых под­станций и цеховых сетях напряжением до 1 кВ приближенно принимаются равными Таблица 5 - Значения коэффициентов одновременности Ко мах на шинах (6... 10 кВ) трансформаторов ГПП Коэффициенты одновременности Ко мах При Ки < 0,3 0,3 < Ки < 0,5 При Ки > 0,5 0,75 0,8 0,85 соответственно 3 и 10 % от полной трансформируемой мощности Sрасч∑Н: ΔРц = 0,03 · Sрасч∑Н; ΔQц = 0,1 · Sрасч∑Н , (47) где Sрасч∑Н =; (48) Pрасч∑Н = ∑ Ррасч НН + ∑ Pрасч ОН; (49) Qрасч∑Н = ∑ Qрасч НН + ∑ Qрасч ОН (50) Потери активной и реактивной мощности в кабелях высшего напряжения в предвари­тельных расчетах не учитываются вследствие их малой значимости. Значения коэффициента одновременности максимумов для шин ГПП К0мах принимаются по справочным данным (табл. 5) в зависимости от величины средневзвешенного коэффициен­та использования КиПП всей группы ЭП, подключенной к шинам ГПП. Лекция 1.2.4. Расчетные электрические нагрузки городских электрических сетей Расчетные электрические нагрузки жилых зданий Расчетная электрическая нагрузка квартир, приведенная к вводу жилого дома, Pкв = pкв.удn (51) где ркв.уд - удельная расчетная нагрузка электроприемников (табл. 6) квартир (домов),кВт/кв.; n- число квартир. Расчетная нагрузка силовых электроприемников Рс, приведенная к вводу : Pc = Pр.лф + Pc-т (52) Мощность лифтовых установок Рр.лф определяется по формуле Pp.лф = Kc. лф∑ pлфi, (53) где Кс.лф - коэффициент спроса (табл. 7) лифтовых установок; pлфi - установленная мощность электродвигателя лифта. Мощность электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и других санитар­но-технических устройств Рс-т определяется по их установленной мощности Рс-т.у и коэффици­енту спроса Кс.с-т (табл. 8): Рс-т = Кс.с-т ∑ Рс-т.у (54) Мощность резервных электродвигателей, а также электроприемников противопожарных устройств при расчете электрических нагрузок не учитывается. Расчетная электрическая нагрузка жилого дома Рр.ж.д определяется по формуле Рр.ж.д = Pкв + Ку(Рр.лф + Рс-т) (55) Коэффициент участия в максимуме Ку = 0,9. Таблица 7 - Коэффициенты спроса лифтовых установок Кс л.ф Число лифтовых установок Число этажей жилого дома до 12 более 12 4...5 0,7 0,8 10 0,5 0,6 25 и больше 0,35 0,4 Таблица 8 - Коэффициенты спроса электродвигателей санитарно-технических устройств Кс.с-т Число электродвигателей Кс.с-т Число электродвигателей Кс.с-т 2 1 20 0,65 5 0,8 30 0,6 10 0,7 50 0,55 Расчетная электрическая нагрузка жилых домов микрорайона (квартала) Рр. мр кВт, при­веденная к шинам напряжения 0,4 кВ ТП, ориентировочно может определяться по формуле Рр.мр = Рр.ж.д.уд · Fмр ·10-3, (56) где Рр.ж.д.уд - удельная расчетная нагрузка (табл.9) жилых домов, Вт/м2; Fмр - общая площадь жилых домов микрорайона (квартала), м2. Таблица 9 - Удельные расчетные электрические нагрузки Рр.ж.д.уд, Вт/м2, жилых домов на шинах напряжением 0,4 кВ ТП Число этажей на природном газе плиты на сжиженном газе или твердом топливе Электрические 1…2 9,5/0,96 14,2/0,96 20,0/0,98 3…5 9,3/0,96 12,3/0,96 10,2/0,98 Более 5 с долей квартир выше 6 этажа 20% 10,2/0,94 13,3/0,94 19,8/0,97 50% 10,9/0,93 14,0/0,93 20,4/0,97 100% 12,0/0,92 15,1/092 21,5/0,96 Примечания: 1. В таблице учтены нагрузки насосов систем отопления, горячего водоснабжения, лифтов и наруж­ного освещения территории микрорайонов. 2. Удельные нагрузки определены исходя из средней общей площади квартир до 55 м2. 3.В знаменателе приведены значения коэффициента мощности расчетные электрические нагрузки общественных зданий (помещений) следует принимать по проектам электрооборудования этих зданий. Обычно расчетные электри­ческие нагрузки этих объектов определяются по удельным расчетным электрическим Расчетные электрические нагрузки общественных зданий Расчетные электрические нагрузки общественных зданий (помещений) следует принимать по проектам электрооборудования этих зданий. Обычно расчетные электрические нагрузки этих объектов определяются по удельным расчетным электрическим нагрузкам Робщ.зд.уд, отнесенным или к площади, или к числу мест и т.п.(табл. 10). Таблица 10 -Удельные расчетные электрические нагрузки общественных зданий Общественные здания Единица измерения Удельная нагрузка Коэффициент мощности Предприятия общественного питания кВт/место 0,65…0,9 0,98 Продовольственные магазины кВт/м2 0,22 0,8 Промтоварные магазины кВт/м2 0,14 0,9 Школы кВт/ученик 0,13…0,22 0,92 Детские сады-ясли кВт/место 0,4 0,97 Кинотеатры кВт/место 0,12 0,95 Здания учреждений управления кВт/м2 0,045 0,87 Гостиницы кВт/место 0,4 0,85 Фабрики химчистки кВт/кг вещей 0,065 0,8 Электрические нагрузки распределительных сетей напряжением до 1 кВ. Расчетная электрическая нагрузка линии напряжением до 1 кВ Рр.л при смешанном пи­тании потребителей жилых домов и общественных зданий (помещений): (57) где Рзд мах - наибольшая нагрузка здания из числа зданий, питаемых по линии; Рздi -расчетные нагрузки других зданий, питаемых по линии; Кyi - коэффициент участия в максимуме электри­ческих нагрузок общественных зданий или жилых домов, Кyi _ 0,2...0,9 . Укрупненная расчетная электрическая нагрузка микрорайона (квартала) Рр.мр , приве­денная к шинам напряжения 0,4 кВ ТП, определяется по формуле Pp.мр. = (pр.ж.д.уд.+poбщ.зд.уд)·F, (58) где робщ зд уд - удельная нагрузка общественных зданий микрорайонного значения, при­нимаемая для домов с электрическими плитами - 2,6 Вт/м2, с плитами на твердом или газооб­разном топливе - 2,3Вт/м2; F - общая площадь жилых домов в микрорайоне, м2. В укрупненных нагрузках общественных зданий микрорайонного значения учтены предприятия торговли и общественного питания, детские ясли-сады, школы, аптеки, приемные и ремонтные пункты и другие учреждения согласно строительным нормам и правилам (СНиП) по планировке и застройке городских и сельских поселений. Расчетные электрические нагрузки городских сетей напряжением 6... 10 кВ и центров питания Расчетные электрические нагрузки городских сетей напряжением 6... 10 кВ определяют­ся умножением суммы расчетных нагрузок трансформаторов отдельных ТП, присоединенных к данному элементу сети (центру питания (ЦП), распределительной подстанции, линии и др.) на коэффициент, учитывающий совмещение максимумов их нагрузок (коэффициент участия в максимуме, коэффициент одновременности), принимаемый по табл. 11. Коэффициент мощности для линий напряжением 6... 10 кВ в. период максимума нагруз­ки принимается равным 0,92 (коэффициент реактивной мощности 0,43). Расчетные нагрузки на шинах напряжением 6... 10 кВ ЦП определяются с учетом несов­падения максимумов нагрузок потребителей городских распределительных сетей и сетей про­мышленных предприятий путем умножения суммы их расчетных нагрузок на коэффициент со­вмещения максимумов, принимаемый по табл. 12 Таблица 11 - Коэффициенты совмещения максимумов нагрузок трансформаторов Таблица 11Характеристики нагрузки Число трансформаторов 2 3...5 6... 10 11...20 Более 20 Жилая застройка (70% и более нагрузки жи­лых домов и до 30% на­рузки общественных зда­ний) 0,9 0,85 0,8 0,75 0,7 Общественная за­стройка (70% и более на­грузки общественных зда­ний и до 30%...) нагрузки жи­лых домов) 0,9 0,75 0,7 0,65 0,6 Коммунально­промышленные зоны (65% и более нагрузки промыш­ленных и общественных зданий и до 35% нагрузки жилых домов) 0,9 0,7 0,65 0,6 0,55 Максимум нагрузки Отношение расчетной нагрузки предприятий к нагрузке городской сети 0,2 0,6 1 1,5 3 Утренний Вечерний 0,75/0,6 0,85...0,9 0,8/0,7 0,65...0,85 0,85/0,75 0,55...0,8 0,88/0,8 0,45...0,76 0,92/0,87 0,3...0,7 Таблица 12 - Коэффициенты совмещения максимумов нагрузок городских сетей и промышленных предприятий Примечания: 1. В строке для утреннего максимума в числителе приведены коэффициенты для жилых домов с электроплитами, в знаменателе - с плитами на газовом или твердом топливе. 2. В строке для вечернего максимума меньшие значения коэффициентов следует Принимать при наличии промышленных предприятий с односменным режимом работы, большие - когда все предприятия имеют двух- или трехсменный режим работы. 1.3 Компенсация реактивной мощности в системах электроснажения. Лекция 1.3.1.Параметры режимов электрических систем. Режим работы электрической системы характеризуется значениями показателей ее со­стояния, называемых параметрами режимов. Все процессы в электрических системах можно охарактеризовать тремя: параметрами: напряжением, током и активной мощностью. Но для удобства расчетов режимов применяются и другие параметры, в частности, реактивная и пол­ная мощность. Произведение показаний вольтметра и амперметра в цепи переменного тока на­зывается полной мощностью. Для трехфазной цепи она выражается формулой: S = √3IU, (59) где I - ток в одной фазе; U - линейное напряжение. Активная мощность трехфазного переменного тока определяется по формуле: P = √3IU cosφ (60) Множитель cosφ называется коэффициентом мощности. Угол φ указывает сдвиг по фа­зе тока и напряжения. На основании этих выражений полная мощность S представляется гипотенузой прямо­угольного треугольника, один катет которого представляет активную мощность Р = S cosφ, а другой - реактивную Q = S sinφ. Реактивная мощность находится также из выражения Q = Ptgφ, (61) где tgφ - коэффициент реактивной мощности. Следует помнить об условности толкования Q как мощности. Только активная мощ­ность и энергия могут совершать работу и преобразовываться в механическую, тепловую, све­товую и химическую энергию. Активная мощность обусловлена преобразованием энергии пер­вичного двигателя, полученной от природного источника, в электроэнергию. Реактивная мощ­ность не преобразуется в другие виды мощности, не совершает работу и поэтому называется мощностью условно. Реактивная мощность идет на создание магнитного и электрических по­лей. Для анализа режимов в цепях синусоидального тока реактивная мощность является очень удобной характеристикой, широко используемой на практике. Баланс активных мощностей Особенностью производства и потребления электроэнергии является равенство вырабо­танной и израсходованной в единицу времени электроэнергии (мощности). Следовательно, в электрической системе должно выполняться равенство (баланс) для активных мощностей PГ = Pпотр + ΔPпер + Pс.н., (62) где Рг - суммарная активная мощность, отдаваемая в сеть генераторами электростанций, входящих в систему; Рпотр - суммарная совмещенная активная нагрузка потребителей системы; ΔРпер - суммарные потери активной мощности во всех элементах передачи электроэнергии (ли­ниях, трансформаторах) по электрическим сетям; Рсн - суммарная активная нагрузка собствен­ных нужд всех электростанций системы при наибольшей нагрузке потребителя. Основная доля выработанной мощности идет на покрытие нагрузки потребителей. Сум­марные потери на передачу зависят от протяженности линий электрических сетей, их сечений и числа трансформаций и находятся в пределах 5... 15% от суммарной нагрузки. Нагрузка собст­венных нужд электростанций зависит от их типа, рода топлива и типа оборудования; она со­ставляет для тепловых электростанций 5... 12%, для гидростанций - 0,5... 1 % от мощности электростанции. Равенство (76) позволяет определить рабочую активную мощность системы. Распола­гаемая мощность генераторов Рг..расп системы несколько больше, чем рабочая мощность в режи­ме максимальных нагрузок Рг.mах требуется учитывать необходимость резервирования при ава­рийных и плановых (ремонтных) отключениях части основного оборудования электроэнергети­ческой системы: PГ.расп = PГ.max + PГ.рез, (63) где РГ рез - мощность резерва системы, который должен быть не меньше 10% ее рабочей мощности. При нарушении баланса активных мощностей, например, если PГ.расп < Pпотр + ΔPпер + Pс.м, (64) происходит снижение частоты в системе. Баланс реактивных мощностей В электрической системе суммарная генерируемая реактивная мощность должна быть равна потребляемой реактивной мощности. В отличие от активной мощности, источниками ко­торой являются только генераторы электростанций, реактивная мощность генерируется как ими, так и другими источниками, к которым относятся воздушные и кабельные линии разных напряжений Qл, а также установленные в сетях источники реактивной мощности (ИРМ) (ком­пенсирующие устройства - КУ) мощностью QКУ Поэтому баланс реактивной мощности в электрической системе представляется уравне­нием QГ +Qл + QКУ = Qпотр + ΔQпер + Qс.м., (65) Следует отметить, что уравнение баланса реактивных мощностей связано с уравнением баланса активных мощностей, так как QГ = PГtgφГ; Qпотр = Pпотрtgφпотр (66) Генерация реактивной мощности на электростанциях зависит от числа и активной мощ­ности работающих агрегатов, а потребление реактивной мощности - от состава электроприем­ников. При номинальном коэффициенте мощности генераторов cosφг = 0,85 коэффициент реак­тивной мощности tgφT = 0,6. Для потребителей коэффициент реактивной мощности tgφпотр = 0...3. Потери реактивной мощности на передачу в основном определяются потерями реактив­ной мощности в трансформаторах, при Трех-четырех трансформациях суммарные потери мощ­ности в Трансформаторах могут достигать 40% от передаваемой полной мощности. В линиях напряжением 110 кВ и выше генерация реактивной мощности (зарядная мощ­ность) компенсирует реактивные потери в линиях и может превысить их. Таким образом, при выборе активной мощности генераторов энергосистемы по условию баланса активных мощностей и при работе генераторов с номинальным коэффициентом мощ­ности генерируемая суммарная реактивная мощность без дополнительно используемых ИРМ может оказаться меньше требуемой по условию баланса реактивных мощностей: QГ + QЛ < Qпотр + ΔQпер + Qс.н (67) В этом случае образуется дефицит реактивной мощности, который приводит к следую­щему: большая загрузка реактивной мощностью генераторов электростанций приводит к пере­грузке по току генераторов; передача больших потоков реактивной мощности от генераторов по элементам сети при­водит к повышенным токовым нагрузкам и, как следствие, к увеличению затрат на сооружение сети, повышенным потерям активной мощности; недостаток реактивной мощности в системе влечет за собой снижение напряжения в уз­лах электрических сетей и у потребителей. Для получения баланса реактивных мощностей вблизи основных потребителей реактив­ной мощности устанавливают дополнительные источники с выдаваемой реактивной мощностью QКУ При избытке реактивной мощности в системе, т.е. при QГ + QЛ + QКУ >Qпотр + ΔQпер + Qс.н , (68) В элементах электрической сети возникают перетоки реактивной мощности, встречные направлению потоков активной мощности, что приводит к повышению напряжений в узлах и увеличению потерь мощности. Данный режим характерен для периода минимальных нагрузок в системе. Отсюда возникает задача оптимизации режима реактивной мощности в системе электро­снабжения промышленного предприятия, выбора типа и мощности, а также места установки компенсирующих устройств. В системах электроснабжения городов с коммунально-бытовой нагрузкой компенсирующие устройства обычно не устанавливаются. Исходные положения по компенсации реактивной мощности в системах элек­троснабжения промышленных предприятий При выборе средств компенсации реактивной мощности в системах электроснабжения промышленных предприятий необходимо различать две группы промышленных сетей в зави­симости от состава их нагрузок. сети общего назначения с режимом прямой последовательности основной частоты 50 Гц; сети со специфическими нелинейными, несимметричными и резкопеременными нагруз­ками. В данном разделе рассматриваются вопросы компенсации реактивной мощности в про­мышленных сетях общего назначения. На начальной стадии проектирования определяются наибольшие суммарные расчетные нагрузки предприятия при естественном (т. е. до установки КУ) коэффициенте реактивной мощности PрасчПП, QрасчПП. Наибольшая суммарная нагрузка предприятия, принимаемая для определения мощности компенсирующих устройств, Q maxПП = L0 maxQрасчПП , (69) где L0 max - коэффициент, учитывающий несовпадение по времени наибольшей активной нагрузки системы и реактивной мощности промышленного предприятия. Значения для разных отраслей промышленности L0 max = 0,75...0,95. Значения наибольших реактивной и активной нагрузок предприятия сообщаются в энер­госистему для определения значения экономически оптимальной реактивной мощности, кото­рая может быть передана предприятию в режимах наибольшей и наименьшей активных нагру­зок энергосистемы, соответственно QЭ1 и QЭ2 . По реактивной мощности Q31 определяется суммарная мощность компенсирующих уст­ройств предприятия, а в соответствии с заданным значением QЭ2 - регулируемая часть компен­сирующих устройств. Суммарная мощность компенсирующих устройств QКУ = QmaxПП – QЭ1 , (70) В период минимальных активных нагрузок системы входная реактивная мощность пред­приятия должна быть равна QЭ2, Для чего требуется отключение части установленной на пред­приятии мощности КУ. В качестве средств компенсации реактивной мощности используются статические конденсаторы напряжением до и выше 1 кВ и синхронные двигатели. Лекция 1.3.2. Основные потребители реактивной мощности на промышленных предпри­ятиях Рассмотрим основные виды электроприемников различного технологического назначе­ния, электропотребителей разных отраслей промышленности, характер их нагрузок и особенно­сти режимов работы. Электродвигатели применяются в приводах различных производственных механизмов на всех промышленных предприятиях. Электропривод представляет собой комплекс электриче­ских машин, аппаратов и систем управления, в котором электродвигатели конструктивно связа­ны с исполнительным механизмом и преобразуют электрическую энергию в механическую ра­боту. В установках, не требующих регулирования скорости в процессе работы, применяются исключительно электроприводы переменного тока (асинхронные и синхронные двигатели). Нерегулируемые электродвигатели переменного тока - основной вид электроприемников в промышленности, на долю которого приходится около 2/3 суммарной мощности. Доля элек­тропотребления асинхронными двигателями напряжением 0,38 кВ составляет 52% в машино­строении. Электротермия, электросварка, электролиз и прочие потребители составляют около 1/3 суммарной промышленной нагрузки. Электротермические приемники в соответствии с методами нагрева делятся на следую­щие группы: дуговые электропечи для плавки черных и цветных металлов, установки индукци­онного нагрева для плавки и термообработки металлов и сплавов, электрические печи сопро­тивления, электросварочные установки, термические коммунально-бытовые приборы. Наибольшее распространение в цеховых электрических сетях напряжением 0,38 кВ имеют печи сопротивления и установки индукционного нагрева. Печи сопротивления прямого и косвенного действия имеют мощность до 2000 кВт и подключаются к сети напряжением 0,38 кВ, коэффициент мощности близок к 1,0. Индукционные плавильные печи промышленной и повышенной частоты представляют собой трехфазную электрическую нагрузку «спокойного» режима работы. Печи повышенной частоты питаются от вентильных преобразователей частоты, к которым подводится перемен­ный ток напряжением 0,4 кВ. Индукционные печи имеют низкий коэффициент мощности: от 0,1 до 0,5. Электросварочные установки переменного тока дуговой и контактной сварки пред­ставляют собой однофазную неравномерную и несинусоидальную нагрузку с низким коэффи­циентом мощности: 0,3 для дуговой сварки и 0,7 - для контактной. Электрохимические и электролизные установки работают на постоянном токе, который получают от преобразовательных подстанций, выпрямляющих трехфазный переменный ток. Коэффициент мощности установок 0,8...0,9. Установки электрического освещения с лампами накаливания, люминесцентными, дуго­выми, ртутными, натриевыми, ксеноновымм лампами применяются на всех предприятиях для внутреннего и наружного освещения. В производственных цехах в настоящее время применя­ются преимущественно дуговые ртутные лампы высокого давления типов ДРЛ и ДРИ 220 В. Аварийное освещение, составляющее 10% общего, выполняется лампами накаливания. Коэф­фициент мощности светильников с индивидуальными конденсаторами 0,9...0,95, а без них - 0,6. Лишь лампы накаливания имеют коэффициент мощности 1,0. Источники реактивной мощности (компенсирующие устройства) На промышленных предприятиях применяют следующие компенсирующие устройства: для компенсации реактивной мощности - синхронные двигатели и параллельно вклю­чаемые батареи силовых конденсаторов; для компенсации реактивных параметров передачи - батареи силовых конденсаторов по­следовательного включения. Основное назначение синхронных двигателей - выполнение механической работы, сле­довательно, он является потребителем активной мощности. При перевозбуждении СД его э.д.с. больше напряжения сети, в результате вектор тока статора опережает вектор напряжения, т. е. имеет емкостной характер, а СД выдают реактивную мощность. При недовозбуждении СД яв­ляется потребителем реактивной мощности. При некотором режиме возбуждения СД его коэф­фициент мощности равен единице. Изменение тока возбуждения позволяет плавно регулиро­вать генерируемую СД реактивную мощность. Затраты на генерацию двигателями реактивной мощности определяются в основном стоимостью связанных с этим потерь активной мощности в самом двигателе. Потери активной мощности в СД зависят от генерируемой ими реактивной мощности, причем чем меньше номинальная мощность СД и его частота вращения, тем больше эти потери. Для быстроходных СД удельный расход активной мощности составляет около 10 Вт/квар; для СД с частотой вращения 300... 500 об/мин - около 20... 30 Вт/квар; для СД с часто­той вращения 50... 100 об/мин - около 60...85 Вт/квар. Следовательно, маломощные двигатели с малой частотой вращения неэкономичны в качестве ИРМ. В качестве ИРМ обычно используют СД на номинальное напряжение 6 или 10 кВ, недогруженные по активной мощности. Значения реактивной мощности, которую можно получить от СД, зависят от его загрузки активной мощностью и относительного напряжения на зажимах двигателя. Силовые конденсаторы Силовые конденсаторы - специальные однофазные или трехфазные емкости, предназна­ченные для выработки реактивной мощности. Мощность конденсаторов в одном элементе со­ставляет 5... 100 квар, номинальное напряжение - от 220 В до 10 кВ. Реактивная мощность, вырабатываемая конденсатором, Qк = U2ωCk (71) где U - напряжение на зажимах конденсатора; ω - угловая частота переменного тока; Ск - емкость конденсатора, которая определяется, в основном, площадью обкладок. В установках с большей мощностью и на большее напряжение применяют батареи кон­денсаторов с параллельным и последовательно-параллельным включением элементов. Увели­чение номинального напряжения конденсаторной батареи достигается последовательным включением элементов, а для увеличения мощности применяют параллельное соединение эле­ментов. Рисунок 9 - Схемы присоединения конденсаторных батарей: а - через выключатель на напряжении 6... 10 кВ; б - через рубильник и предохранитель на напряжении до 1кВ Обычно конденсаторы включаются в сеть по схеме треугольника (рис. 9). При отклю­чении конденсаторов необходимо, чтобы запасенная в них энергия разряжалась автоматически на постоянно включенное активное сопротивление (например, трансформатор напряжения). Конденсаторы по сравнению с СД обладают следующими преимуществами: простотой эксплуатации вследствие отсутствия вращающихся частей; простотой монтажных работ вслед­ствие малой массы; малыми потерями активной мощности на выработку реактивной (2,5...5 Вт/квар). К недостаткам конденсаторов относят зависимость генерируемой реактивной мощности от напряжения, недостаточную стойкость токам КЗ и перенапряжениям, чувствительность к ис­кажениям формы кривой подводимого напряжения, невозможность плавного изменения мощ­ности конденсаторной установки. Лекция 1.3.3. Размещение компенсирующих устройств в системах электроснабжения про­мышленных предприятий После определения суммарной мощности компенсирующих устройств QKУ требуемых к установке в системе электроснабжения промышленного предприятия по условиям питающей энергосистемы, необходимо решить задачу размещения и выбора типа КУ в сетях Промышлен­ного предприятия. Суммарная мощность КУ обеспечивается возможным использованием располагаемой реактивной мощности синхронных двигателей QCД и установкой в сетях батарей конденсаторов напряжением до и выше 1 кВ, т. е. соответственно QБH и QБB : QКУ = QСД + QБН + QБВ (72) Реактивная мощность ∑ QT передаваемая со стороны высокого напряжения через цехо­вые трансформаторы (6... 10/0,4...0,6 кВ) по условию баланса мощностей на шинах напряжени­ем до 1 кВ трансформаторов, выражается формулой (73) Величина ∑QT определяется номинальной мощностью цеховых трансформаторов Sном.т при их числе NТ , коэффициенте загрузки трансформатора Кз.т и расчетной активной нагрузки до 1 кВ Pрасч∑н (74) При условии Pрасч∑н ≥ Необходимо определить оптимальное соотношение мощности источников реактивной мощности, устанавливаемых на стороне ниже 1 кВ QБН, и передачи реактивной мощности ∑QT . При этом следует учесть потери на генерацию реактивной мощности источниками напряжением до и выше 1 кВ, потери на передачу от ∑QT сети напряжением выше 1 кВ в сеть напряжением ниже 1 кВ и, главное, увеличение мощности цеховых трансформаторов при увеличении ∑QT. Реактивная мощность QT , протекающая через один трансформатор цеховой ТП, определяется по условию минимума потерь активной мощности без учета активных сопротивлений кабельных линии сети напряжением 10 кВ для группы из NT трансформаторов с одинаковой номинальной мощностью: (75) Мощность батареи конденсаторов, устанавливаемых в сети напряжением до 1 кВ, пи­тающейся от конкретного ]-го трансформатора, определяется исходя из величины (QT и реак­тивной нагрузки Qрасчj приемников электроэнергии этой сети: По полученному значению QНБj следует определить стандартное значение мощности конденсаторной установки QКУj. Расчеты показывали, что передача реактивной мощности в сеть напряжением до 1 кВ оказывается невыгодной, если это вызывает увеличение числа трансформаторов сверх необхо­димого числа вследствие большой стоимости комплектных трансформаторных подстанций. Мощность компенсирующих устройств в сети напряжением выше 1 кВ определяется по условию баланса реактивной мощности на шинах вторичного напряжения главной понижаю­щей подстанции. Если в системе электроснабжения имеются высоковольтные СД, которые мо­гут быть использованы как ИРМ, то определяется их располагаемая реактивная мощность, и если их мощность QCД недостаточна для соблюдения условий баланса, то опреде­ляется мощность батарей конденсаторов высокого напряжения: QБВ = QКУ + QСД + QБН (76) Если цеховые трансформаторы имеют низкий коэффициент загрузки и коэффициент ре­активной мощности нагрузки сетей напряжением до 1 кВ не превышает единицы, то предпоч­тительнее установка батарей конденсаторов в сети напряжением выше 1 кВ вследствие их бо­лее низкой удельной стоимости 1 квар, чем у низковольтных конденсаторов. Конденсаторные установки напряжением выше 1 кВ целесообразно устанавливать на вторичном напряжении главных понижающей подстанции или распределительной подстанции, и также на РП в системе электроснабжения предприятия. Не рекомендуется устанавливать кон­денсаторы напряжением выше 1 к и на бесшинных цеховых подстанциях, на которых транс­форматоры присоединены наглухо или через разъединитель, выключатель нагрузки и предо­хранитель, так как присоединение конденсаторных установок к этим подстанциям вызовет их усложнение и удорожание. Нерегулируемые конденсаторные установки на напряжение до 1 кВ обычно присоеди­няются к цеховым распределительным пунктам, магистральным шинопроводам, если этому не препятствуем окружающая среда. Место установки регулируемых конденсаторных установок напряжением до 1 кВ выбирается с учетом требований регулирования напряжения или реак­тивной мощности. Точка присоединения БН одной батареи конденсаторов к магистральному шинопроводу ШМА определяется ориентировочно: , (77) где L0-Б , L0-1 -длины магистрального шинопровода ШМА от начальной точки «0» до точек присоединения «Б» и «1» - первого распределительного ТТТРА, м, L1-K - длина распредели­тельной части ШМА от точки «1» до конечной точки магистрального шинопровода «к», м; Qmax - максимальная реактивная нагрузка ветви «0-1» шинопровода ШМА. Окончательно конденсаторы устанавливаются в точке присоединения ТТТРА, ближайшего к расчетной точке «к» в сторону цеховой трансформаторной подстанции. Не рекомендуется чрезмерное дробление мощности конденсаторных установок в сетях напряжением до и выше 1 кВ, так как это приводит к значительному увеличению удельных за­трат на отключающую аппаратуру, измерительные приборы, конструкции и прочее на 1 кВАР установленной мощности батареи. Единичная мощность БК на напряжении выше 1 кВ прини­мается не менее 400 кВАР, если присоединение выполняется с помощью отдельного выключа­теля. В сетях низшего напряжения не рекомендуется применять БК мощностью менее 30 кВАР. Если расчетная мощность БК на отдельных участках получается менее указанных значе­ний, то БК на них не устанавливается. Регулирование мощности компенсирующих устройств Задание питающей энергосистемой двух значений входной реактивной мощности, кото­рые могут быть переданы предприятию в режимах наибольшей и наименьшей активных нагру­зок системы, Соответственно Qэ1 и Qэ2 , (причем Qэ2 ≈ 0 практически во всех случаях), предо­пределяет необходимость регулирования потребления реактивной мощности предприятием в течение суток. Для регулирования потребления реактивной мощности используется автомати­ческое регулирование возбуждения синхронных машин и регулирование батарей конденсато­ров. Регулирование конденсаторами реактивной мощности может вестись только ступенями путем деления батарей на части. Чем больше число таких ступеней, тем совершеннее регулиро­вание, но тем больше затраты на установку переключателей и защитной аппаратуры. Обычно мощность батарей конденсаторов разделяется на две ступени. базовую Qк.баз равную реактивной нагрузке предприятия в часы минимума активных на­грузок энергосистемы и включенную постоянно; регулируемую Qк.рег = Qку – Qк.баз включаемую в часы максимальных активных нагрузок энергосистемы. Ступенчатое регулирование батарей конденсаторов может производиться как вручную, так и автоматически. Автоматическое регулирование конденсаторных батарей может произво­диться в функции: напряжения, тока нагрузки, направления реактивной мощности относитель­но направления активной мощности, по времени суток. При коммутировании БК возникают перенапряжения и броски тока. Поэтому на напря­жении до 1 кВ для коммутации БК обычно применяют контакторы, на напряжении выше 1 кВ - воздушные, элегазовые или вакуумные выключатели. Для устранения переходных процессов при коммутации БК вместо выключателей можно использовать тиристорные ключи, которые позволяют включать конденсаторы в тот момент, когда мгновенное напряжение на кон­денсаторах равно напряжению сети, и отключать их, когда мгновенное значение тока в конден­саторах равно нулю. Лекция 1.3.4. Влияние компенсирующих устройств на параметры режимов электрических сетей Установка компенсирующих устройств влияет на параметры режимов электрической се­ти, изменяя токи в ветвях и напряжения в узлах. Рисунок 10 - Схема влияния установки компенсирующих устройств на параметры режимов электрической сети Рассмотрим влияние компенсации реактивной мощности на примере одной ветви схемы (рис. 10). Уменьшение полных мощностей и токов. При наличии в конце ветви КУ мощно­стью Qк полная мощность, протекающая в ветви при номинальном напряжении Uном (78) где tgφ - коэффициент реактивной мощности нагрузки; СQ - степень компенсации реак­тивной мощности, равная отношению реактивной мощности КУ при номинальном напряжении к реактивной нагрузке электропотребителя ЭП QП.ном при номинальном напряжении. CQ = Qк/QП.ном, (79) Поскольку площади сечений линий и мощности трансформаторов выбирают по полной мощности (или току), ее уменьшение при CQ < 1 позволяет в ряде случаев применять оборудо­вание меньших номиналов, т. е. снизить капитальные затраты. Если же сеть уже эксплуатирует­ся, то компенсация реактивной мощности позволяет повысить ее пропускную способность по активной мощности и, следовательно, при увеличении нагрузки потребителя не менять элек­трооборудование. При полной компенсации реактивной нагрузки, т. е. при CQ = 1, мощность ветви имеет минимальное значение. SC=1 = PП.ном, (80) Отметим, что при CQ>1 т.е. при перекомпенсации, когда Qк. > Qп.ном полная мощность становится больше минимальной Sc = 1. Снижение нагрузочных потерь мощности. Для каждой ветви с активным R и реактив­ным X сопротивлением потери полной мощности определяются как (81) Потери полной мощности в сети при протекании только активной мощности потребителя при номинальном напряжении Uном, т.е. минимально возможные потери активной мощности при прочих равных условиях: (82) Снижение потерь напряжения. Потери напряжения при нормальном напряжении на потребителе , (83) где ε – отношение реактивных и активных сопротивлений элемента сети: ε = X/R. Очевидно, что компенсация реактивных мощности оказывает наибольшее влияние на потери напряжения в элементах с большим значением ε, т.е. в элементах с преобладанием реактивного сопротивления, каковыми являются трансформаторы и воздушные линии. Напряжение на приемном конце линии Uk равно разности напряжения начала Un и потерь напряжения ΔUnk, т.е. (84) Следовательно, при установке КУ напряжение в конце линии повышается. При перекомпенсации (СQ>1) потери напряжения могут принять отрицательное значение ΔUnk<0, напряжение в конце линии может стать больше напряжения в начале, т. е. Uk > Un. 1.4. Нагрузочная способность и выбор параметров основного электрооборудования. Аппараты и проводники первичных цепей должны удовлетворять следующим требова­ниям: соответствию окружающей среды и роду установки; необходимой прочности изоляции для надежной работы в длительном режиме и при кратковременных перенапряжениях; допустимому нагреву токами длительных режимов; стойкости в режиме короткого замыкания; технико-экономической целесообразности; достаточной механической прочности; допустимым потерям напряжения в нормальном и послеаварийном режимах; допустимым потерям на коронирование для проводников напряжением 35 кВ и выше. Соответствие окружающей среде и роду установки. Изоляция аппаратов и про­водников соответствующего рабочего напряжения может быть нормальная и облегченная. Для выбора целесообразного вида изоляции необходимо учитывать род установки (в по­мещении, на открытом воздухе, в земле, в воде), температуру окружающей среды, влажность и загрязненность ее, высоту установки оборудования над уровнем моря. Необходимая прочность изоляции для надежной работы в длительном ре­жиме и при кратковременных перенапряжениях. Номинальное напряжение электрообо­рудования Uномэ, указанное на его заводской табличке, соответствует уровню его изоляции, причем нормально всегда имеется некоторый запас электрической прочности, позволяющий ап­парату неограниченно длительное время работать при напряжении на 10... 15 % выше номи­нального. Это напряжение называют номинальным рабочим напряжением электрооборудова­ния. Так как отклонения напряжения в условиях эксплуатации обычно не превышают 10... 15 % номинального напряжения установки Uном.у, то при выборе оборудования по напряжению дос­таточно соблюсти условие Uном.у > Uномэ. Условия выполнения остальных требований по выбору электрооборудования рассмотре­ны отдельно для каждого вида. Все номинальные параметры аппаратов, приводимые в справочниках, соответствуют температуре окружающей среды v0 < 40 °С среднесуточной v0ср< 35 °С. Высота над уровнем моря не больше 1000 м. Для большинства аппаратов перегрузка их током сверх номинального не допускается, если температура окружающего воздуха равна расчетной для данного аппарата. Если макси­мальная температура окружающего воздуха меньше расчетной (меньше 35°С), то рабочий ток высоковольтных выключателей, разъединителей и трансформаторов тока можно увеличивать на 0,5 % номинального тока на каждый градус понижения температуры ниже 35 °С, но всего не более чем на 20 %. Лекция 1.4.1. Выбор и проверка выключателей, предохранителей, разъединителей, короткозамыкателей, отделителей и реакторов. Выключатели выбирают по номинальным значениям напряжения и тока, роду установки и условиям работы, конструктивному выполнению и коммутационной способности. Выбранные выключатели проверяют на стойкость при сквозных токах КЗ. В справочниках приводятся следующие технические данные выключателей внутренней и наружной установки: тип, конструктивное исполнение, номинальное напряжение Uном.в, наи­большее рабочее напряжение, номинальный ток Iном.в, предельный сквозной ток при КЗ (дейст­вующее значение периодической составляющей и амплитудное значение Iдин), предельный ток термической стойкости Iтерв, время протекания тока термической стойкости Iтерв, номинальный ток отключения Iном.отк минимальная бестоковая пауза при автоматическом повторном включе­нии (0,4...0,5 с), собственное время включения выключателя с приводом tсв, масса выключателя 90...27000 кг), тип привода. Выбор выключателей производится по следующим параметрам. 1. По номинальному напряжению Uном.в ≥Uном.у (85) 2. По току продолжительного режима Iном.в ≥ Iпа, (86) в качестве расчетного тока продолжительного режима принимают ток послеаварийного режима Iпа. 3. По отключающей способности: на отключение периодической составляющей расчетного тока КЗ Iном.отк ≥IПτ, (87) где IПτ – действующее значение периодической составляющей тока КЗ в момент τ расхождения контаков выключателя. 4. По термической стойкости I2терм.вtтерм ≥ Bk, (88) где Bk – расчетный тепловой импульс тока КЗ; Iтерм.в – предельный ток термической стойкости, равный предельному току отключения выключателя; tтерм – время протекания тока термической стойкости, tтерм = 4 с при Uном.в ≤ 35 кВ, tтерм = 3 с при Uном.в ≤ 110 кВ 5. По электродинамической стойкости iдин ≥ iуд, (89) где iдин – амплитудное значение тока динамической стойкости; iуд – ударный ток трехфазного КЗ. Основные условия выбора выключателей нагрузки (ВНП) те же, что и для выключате­лей, но при проверке выключателя нагрузки по току отключения за расчетный принимается ток форсированного режима, а не ток КЗ. Выбор и проверка предохранителей напряжением выше 1 кВ Предохранители выбирают по конструктивному выполнению, номинальным значениям напряжения и тока, предельным отключаемым току и мощности, роду установки (наружная, внутренняя) и, в некоторых случаях, с учетом избирательной защиты линии. Номинальное напряжение предохранителя должно соответствовать номинальному на­пряжению установки (сети). Быстродействующие предохранители с кварцевым песком (типа ПК) значительно ограничивают ток КЗ и приближают фазовый угол тока к нулю благодаря ак­тивному сопротивлению дуги. Поэтому при их выборе не учитывают апериодическую состав­ляющую тока КЗ. Номинальный ток плавкой вставки следует выбирать так, чтобы она не расплавилась при максимальном токе форсированного режима и пиковых токах. Выбранные предохранители проверяют на стойкость при сквозных токах КЗ. Наибольшая допустимая температура нагрева частей предохранителя в длительном ре­жиме vmax = 105°С. В справочниках приводятся следующие технические данные предохранителей внутрен­ней и наружной установки: серия и тип; номинальное напряжение Uном.пр; наибольшее рабочее напряжение; номинальный ток предохранителя Iном.пр; номинальный ток патрона предохрани­теля Iном.пр номинальный ток плавких вставок Iном вст номинальный ток отключения Iн.о.пр ; наименьший отключаемый ток предохранителя Iнм.о.пр; предельная симметричная трехфазная мощность отключения - Sн.о.пр Выбор предохранителей производится по следующим параметрам: 1) по номинальному напряжению Uном.пр ≥ Uном.у; (90) 2) по току продолжительного режима Iном.пр. ≥ Iном.вст ≥ IПа; (91) 3) по отключающей способности на отключение периодической составляющей расчетного тока КЗ Iном.отк .≥ Iп.0 (92) где Iп.0 - начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ. Выбор и проверка разъединителей, отделителей, короткозамыкателей Разъединители и отделители выбирают по конструктивному выполнению, номинальным значениям напряжения и тока, роду установки (наружная, внутренняя), стойкости токам КЗ. Короткозамыкатели характеризуются также номинальными токами включения. В справочниках приводятся следующие технические данные разъединителей и отделите­лей внутренней и наружной установки: тип, исполнение полюсов, номинальное напряжение Uном.р, номинальный ток разъединителя Iном.р, амплитудное значение предельного сквозного тока при КЗ iдин, предельный ток термической стойкости Iтерм.р, время протекания тока терми­ческой стойкости tтерм , масса разъединителя (50... 1500 кг), тип привода. Для отделителей также приводится полное время отключения от подачи команды на привод до полного отключения (0,4...0,6 с). Выбор разъединителей и отделителей производится по следующим параметрам: 1) по номинальному напряжению Uном.р ≥Uном.у; (93) 2) по току продолжительного режима Iном.р ≥ IПа; (94) 3) по термической стойкости I2терм.вtтерм ≥ Bk, tтерм = 4 с при Uном.в ≤ 35 кВ, tтерм = 3 с при Uном.в ≤ 110 кВ (95) 4) по электродинамической стойкости iдин ≥ iуд, (96) В справочниках приводятся следующие технические данные короткозамыкателей на­ружной установки: тип, номинальное напряжение Uном.к.з, амплитудное значение предельного сквозного тока при КЗ iдин, предельный ток термической стойкости iтерм.к.з время протекания тока термической стойкости tтерм , полное время включения от подачи команды на включение до касания контактов (0,16...0,35 с), масса короткозамыкателя (40...250 кг), тип привода. Выбор короткозамыкателей производится по следующим параметрам: 1) по номинальному напряжению Uном.к.з. ≥Uном.у; (97) 2) по термической стойкости I2терм.вtтерм≥Bk, (98) 3) по электродинамической стойкости iдин ≥ iуд, (99) Выбор и проверка реакторов Токоограничивающие реакторы выбирают по номинальным значениям напряжения, тока и индуктивного сопротивления, проверяют на электродинамическую и термическую стойкость при КЗ. Оптимальное значение тока КЗ следует определять с учетом экономического фактора и обеспечения необходимого качества электроэнергии (ограничения отклонений и колебаний на­пряжения при резкопеременных толчковых нагрузках). Как правило, ток КЗ в сетях систем электроснабжения должен позволять применение аппаратов и проводников серийного произ­водства. В зависимости от места установки реакторы разделяются на линейные, групповые и сек­ционные (рис. 13). Линейные реакторы рекомендуется устанавливать после выключателя, со стороны линии. Причем отключающая способность выключателя выбирается по мощности КЗ, ограниченной реактором. Одинарные бетонные реакторы (с одной обмоткой) серий РБ, РБУ, РБГ, РБД выпус­каются с номинальным напряжением Uном.р = 10 кВ. В справочниках приводятся следующие технические данные одинарных реакторов: тип; номинальное индуктивное сопротивление Хр, Ом или % (отн. ед.); номинальные потери активной мощности на фазу; длительно допустимый номинальный ток при естественном охлаждении Iном.о.р (400... 3 200 А); электродинамическая стойкость iдин токам КЗ; термическая стойкость токам КЗ tтepм = 8 с; габаритные размеры: на­ружный диаметр по бетону (1430... 2140 мм), высота (2 870 ...4 335); масса. Номинальное индуктивное сопротивление одинарного реактора, Хр %, при Хр, Ом; Iном.о.р, А; Uном.р кВ: (100) Рисунок 13 - Принципиальные схемы включения линейных (одинарных и сдвоенных) реакторов. Потери напряжения в реакторе в нормальном режиме, %, к номинальному напряжению: (101) где Iнагр - ток нагрузки реактора. Остаточное напряжение на сборных шинах подстанции при КЗ за реактором на отходя­щей линии: Uост ≥0,6Uном.у (102) Необходимая реактивность реактора при заданном остаточном напряжении: (103) Ток трехфазного КЗ за реактором, соответствующий действительному времени отключе­ния КЗ, , (104) где Хс% - эквивалентное сопротивление сети до реактора, отнесенное к номинальной проходной мощности реактора, или суммарное сопротивление цепи до точки КЗ без реактора. Необходимое сопротивление реактора (отн. ед.), отнесенное к базисным току Iб и напря­жжению Uб = Uном.у : Xр*б = Xдоп*б – Xc* (105) где Хдоп*б - наименьшее допустимое расчетное (относительное) сопротивление цепи КЗ при заданном допустимом токе КЗ IПtдоп: (106) Искомое сопротивление одинарного реактора в отн. ед. при его номинальном токе и на­пряжении (107) По каталогу выбирается стандартный реактор с индуктивным сопротивлением, ближай­шим большим расчетного. Сдвоенные бетонные реакторы (с двумя обмоткой) серий РБС, РБСУ, РБСГ, РБСД вы­пускаются с номинальным напряжением Uном.р =10кВ. Принципиальная схема включения сдвоенного реактора приведена на рис. 14. Для сдвоенного реактора характерными величинами являются индуктивность обмоток L и их взаимная индуктивность М. Отношение M/L называют коэффициентом связи kce. Для при­меняемых на практике реакторов kce = 0,4... 0,6. Индуктивности определяются по формулам XL = 2πfL; XМ = 2πfМ, (108) где XL - сопротивление одной ветви сдвоенного реактора; Хм - сопротивление взаимоин­дукции ветвей сдвоенного реактора. За номинальный ток сдвоенного реактора принимают ток одной ветви Iном.с.р, средний зажим рассчитан на двойной ток. Наличие магнитной связи между двумя ветвями реактора обусловливает такой режим работы, когда ток / одной ветви реактора наводит в другой ветви реактора напряжение, равное IXм= IXL kc.в, которое в свою очередь может иметь направление, совпадающее или противопо­ложное направлению падения напряжения в другой ветви реактора. Таким образом, суммарное падение напряжения в сдвоенном реакторе зависит от на­правления токов в ветвях. Лекция 1.4.2. Выбор и проверка трансформаторов тока и трансформаторов напряжения. Трансформаторы тока в установках напряжением выше 1 кВ имеют следующее предна­значение: отделить цепи высокого напряжения от цепей измерительных приборов или аппаратов защиты, обеспечивая безопасность их обслуживания; снизить измеряемый ток до значения, допускающего подключение последовательных катушек измерительных приборов или аппаратов защиты. Трансформаторы тока (ТТ) выбирают по номинальному напряжению, первичному и вто­ричному токам, по роду установки (внутренняя, наружная), конструкции, классу точности и проверяют на термическую и динамическую стойкость токам КЗ. В справочниках приводятся следующие технические данные трансформаторов тока: тип; конструктивное исполнение; номинальное напряжение Uном.т.т; номинальный ток первичный Iном.1т.т и вторичный Iном.2т.т; номинальные вторичные нагрузки Sном 2т.т при разных классах точ­ности (0,5; 1; 3; 10); четырехсекундная или односекундная термическая стойкость (кратность) kmepм токам КЗ; номинальная предельная кратность kyд, обусловленная необходимостью увели­чения номинального первичного тока для обеспечения электродинамической устойчивости то­кам КЗ. Номинальной мощностью нагрузки трансформаторов тока Sном.2т.т называется мощность, при которой погрешность не превышает погрешности, установленной для данного класса точности трансформаторов. Наивысший класс точности, в котором может работать ТТ, на­зывается номинальным классом точности (0,2; 0,5; 1; 3; 10), что соответствует значениям токо­вых погрешностей, выраженных в %. Класс точности ТТ должен быть для счетчиков 0,5; для щитовых электроизмерительных приборов и реле - 1 и 3. Трансформаторы тока внутренней установки напряжением на 10 кВ имеют следующие обозначения: ТПЛ-10К - многовитковые на токи от 5 до 630 А; ТПЛУ-10 - усиленные на токи от 10 до 100 А; ТП0Л-10 - одновитковые, на токи 630, 800, 1000 и 1600 А; ТП0ЛА-10 - с алюми­ниевой первичной обмоткой на те же токи; ТПШЛ-10 - шинные, на токи 2000... 5000 А. Проходные трансформаторы наружной установки имеют следующие обозначения: ТФН - с фарфоровым корпусом, залитые трансформаторным маслом; ТВТ, ТВС - встроенные в про­ходные изоляторы аппаратов и силовых трансформаторов. Для установок напряжением до 1 кВ используют катушечные трансформаторы тока типа ТКЛ. Выбор трансформаторов тока производится по следующим параметрам: 1. По номинальному напряжению Uном.Т.Т ≥ Uном.у (109) 2. По току и мощности нагрузки продолжительности режима: в первичной цепи Iном.1.Т.Т ≥ Iпа, (110) где Iпа – ток послеаварийного режима в первичной цепи; во вторичной цепи Sном.2.Т.Т ≥ Sрасч, (111) где S ном.2.Т.Т - допустимая (номинальная) нагрузка вторичной обмотки трансформатора тока; Sрасч - расчетная нагрузка вторичной обмотки трансформатора тока в нормальном режи­ме. Номинальная нагрузка вторичной обмотки трансформатора тока Sном.2.Т.Т = (Iном2.Т.Т)2zTT (112) где I ном.2.ТТ - номинальный ток вторичной обмотки, обычно равный 5 A; zТ.Т - полное до­пустимое сопротивление внешней цепи, равное сумме сопротивлений последовательно вклю­ченных обмоток приборов, реле, соединительных проводов и контактов. 3. По термической стойкости (113) 4. По электродинамической стойкости kкд ≥ iуд√2Iном.1.Т.Т (114) Выбор и проверка трансформаторов напряжения Трансформаторы напряжения (ТН) для питания измерительных приборов и реле выби­рают по номинальному напряжению первичной обмотки, классу точности, схеме соединения обмоток и конструктивному исполнению. Соответствие классу точности следует проверить путем сопоставления номинальной мощности ТН с фактической нагрузкой от подключенных приборов. Суммирование нагрузок в практических расчетах производится арифметически без учета коэффициента мощности от­дельных нагрузок. Все нагрузки, включенные в междуфазные напряжения, приводятся к на­пряжению 100 В, а включенные на фазные напряжения - к напряжению 100/√3 В. Классы точности характеризуются наибольшими допускаемыми ГОСТ погрешностями напряжения. Для ТН установлены четыре класса точности: 0,2; 0,5; 1; 3. Цифра означает пре­дельно допустимую погрешность в процентах. ТН класса 0,2 применяют для питания расчетных счетчиков, устанавливаемых на мощ­ных генераторах; ТН класса 0,5 - для питания расчетных счетчиков других присоединений и измерительных приборов класса 1 и 1,5; ТН класса 1 -для указательных приборов класса 2,5; ТН класса 3 - для релейной защиты. Трансформаторы напряжением до 6 кВ выполняются с воздушным охлаждением (сухи­ми) и обозначаются «С»; трансформаторы напряжением 10 кВ и выше выполняются с масля­ным охлаждением и обозначаются «М». По конструкции ТН выполняются однофазными (Н0С-0,5; Н0М-10; НКФ-110) и трех­фазными (НТМ-10; НТМИ-10). Число, стоящее после обозначения типа ТН, указывает значение первичного номинального напряжения в кВ. В обозначении трансформаторов напряжения, предназначенных для контроля изоляции, ставится буква И, например, НТМИ. Наиболее часто применяемые схемы включения трансформаторов напряжения с защитой предохранителями приведены на рис. 15. В пятистержневом трансформаторе в нормальном режиме напряжение на концах ра­зомкнутого треугольника дополнительных обмоток 1, 2 равно нулю, так как геометрическая сумма фазных напряжений трехфазной системы равна нулю. При однофазном замыкании на землю на стороне высшего напряжения напряжение на концах обмоток разомкнутого треуголь­ника равно сумме напряжений двух фаз. В этом случае приборы и аппараты, включенные на это напряжение, должны сработать и подать сигнал о наличии неисправности в сети. Номинальная мощность трансформаторов напряжения при питании приборов учета (класс 0,5) составляет 25... 150 В А; при питании релейной защиты (класс 3) - 100.. .600 В А. Рисунок 15 - Схемы включения трансформаторов напряжения: а - двух однофазных; б - трех однофазных; в - одного трехфазного, г - одного пятистержневого Проверку по электродинамической и термической стойкости трансформаторов напряже­ния и их ошиновки обычно не производят. В справочниках приводятся следующие технические данные трансформаторов напряже­ния: тип; конструктивное исполнение; номинальное напряжение первичное UHOM.Т.H, вторичное напряжение равно 100 В или 100/√3 В; номинальная мощность - SHOM.Т.H при разных классах точности (0,2; 0,5; 1; 3); максимальная мощность вне классов точности. 1.5. Режимы нейтрали в распределительных сетях. Лекция 1.5.1 Режимы работы нейтрали в установках до 1 кВ и выше 1 кВ. Общие точки обмоток генераторов или трансформаторов, соединенных в звезду, называется нейтралями установок. От вида связи нейтралей шин и трансформаторов с землей в значительной степени зависит уровень изоляции электроустановок и выбор аппаратуры, перенапряжения и способы их ограничения, требования к защитам от коротких замыканий, безопасность работ в электрических сетях, капиталовложения, надежность работы и т.п. Заземление нейтралей, обусловленное режимом работы электрической сети, называется рабочим (защитное заземление в отличие от рабочего обеспечивает безопасность работы персонала, грозозащитное – необходимые условия для функционирования систем защиты от перенапряжений). Режим работы нейтрали в установках напряжением выше 1 кВ Электротехнические установки напряжением выше 1 кВ согласно Правилам устройства электроустановок (ПУЭ) разделяются на установки с большими токами замыкания на землю (сила тока однофазного замыкания на землю превышает 500 А) и установки с малыми токами замыкания на землю (сила тока однофазного замыкания на землю меньше или равна 500 А). В установках с большими токами замыкания на землю нейтрали присоединены к зазем­ляющим устройствам непосредственно или через малые сопротивления. Такие установки назы­ваются установками с глухозаземленной нейтралью. В установках, имеющих малые токи замыкания на землю, нейтрали присоединены к за­земляющим устройствам через элементы с большими сопротивлениями. Такие установки назы­ваются установками с изолированной нейтралью. В установках с глухозаземленной нейтралью всякое замыкание на землю является ко­ротким замыканием и сопровождается большим током. В установках с изолированной нейтралью замыкание одной из фаз на землю не является коротким замыканием (КЗ). Прохождение тока через место замыкания обусловлено проводимо­стями (в основном, емкостными) фаз относительно земли. Выбор режима нейтрали в установках напряжением выше 1 кВ производится при учете следующих факторов: экономических, возможности перехода однофазного замыкания в междуфазное, влияние на отключающую способность выключателей, возможности повреждения оборудования током замыкания на землю, релейной защиты и др. В электрических сетях РАО ЕЭС России приняты следующие режимы работы нейтрали: электрические сети с номинальными напряжениями 6...35 кВ работают с малыми токами замыкания на землю; при небольших емкостных токах замыкания на землю - с изолированными нейтралями; при определенных превышениях значений емкостных токов - с нейтралью, заземленной через дугогасящий реактор. Если в одной из фаз трехфазной системы, работающей с изолированной нейтралью, про­изошло замыкание на землю, то напряжение ее по отношению к земле станет равным нулю, а напряжение остальных фаз по отношению к земле станет равным линейному, т. е. увеличится в √3 раз. Ток замыкания на землю будет небольшим, поскольку вследствие изоляции нейтрали отсутствует замкнутый контур для его прохождения. Ток замыкания на землю в системе с изо­лированной нейтралью будет небольшим и не вызовет аварийного отключения линии. Таким образом, изоляция нейтрали источника питания обеспечивает надежность электроснабжения, так как не отражается на работе потребителей. Однако в сетях с большими емкостными токами на землю (особенно в кабельных сетях) в месте замыкания возникает перемежающаяся дуга, которая периодически гаснет и вновь за­жигается, что наводит в контуре с активными, индуктивными и емкостными элементами э.д.с, превышающие номинальные напряжения в 2,5...3 раза. Такие напряжения в системе при одно­фазном замыкании на землю недопустимы. Чтобы предотвратить возникновение переме­жающихся дуг между нейтралью и землей включают индуктивную катушку с регулируемым сопротивлением. Повышение напряжения по отношению к земле в неповрежденных фазах при наличии слабых мест в изоляции этих фаз может вызвать междуфазное короткое замыкание,. Кроме то­го, напряжение в неповрежденных фазах повышается в √3 раз, следовательно, требуется вы­полнять изоляцию всех фаз на линейное напряжение, что приводит к удорожанию машин и ап­паратов. Поэтому, хотя и разрешается работа сети с изолированной нейтралью при замыкании фазы на землю, его требуется немедленно обнаружить и устранить. Электрические сети с номинальным напряжением 110 кВ и выше работают с большими токами замыкания на землю (с эффективно заземленными нейтралями). Режим работы нейтрали в установках напряжением до 1 кВ Электроустановки напряжением до 1 кВ работают как с глухо-заземленной (четырехпро­водные сети), так и с изолированной (трехпроводные сети) нейтралью. В наиболее распространенных четырехпроводных сетях напряжением до 380 В, общих для силовых и осветительных электроприемников, нейтраль и нейтральный провод обязательно заземляются. Это вызвано тем, что контроль изоляции нейтрального провода относительно земли практически неосуществим. Нейтральный провод, не имеющий заземления, с неустра- ненными скрытыми дефектами изоляции представляет собой пожарную опасность, так как при однофазном замыкании на землю образуется петля для протекания тока КЗ через нейтральный провод (рис. 16). При относительно малом сечении нейтрального провода этот ток может вы­звать значительный его перегрев и возгорание. Рисунок 17 - Принципиальная схема трехпроводной сети напряжением до 1 кВ с изолированной нейтралью трансформатора: 1 - вторичная обмотка трансформатора; 2 - схема контроля изоляции; 3 - заземление В четырехпроводных сетях необходимо также осуществить заземление всего оборудова­ния на заземленную нейтраль. Безопасность при этом обеспечивается немедленным автомати­ческим отключением аварийного участка при протекании большого тока металлического КЗ. В трехпроводных сетях (рис. 17) трехфазные двигатели, печи, сварочные аппараты и другие трехфазные электроприемники включаются только на линейное напряжение. Однофаз­ные электроприемники соединяют по схеме треугольника, распределяя их равномерно по сто­ронам треугольника напряжений. Рассмотренные выше преимущества и недостатки трехпро­водных сетей напряжением 6...35 кВ с изолированной нейтралью распространяются и при на­пряжении до 1 кВ. Однако в сетях напряжением до 1 кВ перемежающиеся дуги при однофазном замыкании на землю не возникают и поэтому не требуется установка дугогасящих катушек. Од­нако емкостные токи при замыканиях на землю представляют опасность для персонала при со­прикосновении с фазой. Безопасные значения токов могут быть только в малоразветвленных сетях с хорошим состоянием изоляции. Таким образом, в установках напряжением до 1 кВ допустимы обе системы: при мало­разветвленных сетях имеет преимущества система с изолированной нейтралью, при сильно раз­ветвленных сетях целесообразно работать с заземленной нейтралью. 1.6. Типы схем, применяемые в системах электроснабжения городов и промышленных предприятий. Система электроснабжения объекта состоит из питающих, распределительных, транс­форматорных и преобразовательных подстанций и связывающих их кабельных и воздушных сетей, а также токопроводов. Схемы электрических соединений электроустановок выполняются для первичных и вто­ричных цепей. К первичным цепям относятся главные цепи электроустановок, по которым электриче­ская энергия подается к потребителям; их схемы выполняются однолинейными и трехлиней­ными. В однолинейных схемах три фазы установки и ее оборудование условно изображаются для одной фазы. На трехлинейных схемах указываются соединения для всех трех фаз, а также вторичные цепи. Полная схема получается громоздкой, поэтому она выполняется только для отдельных элементов установки. К вторичным цепям относятся цепи, служащие для соединения вторичного электрообо­рудования - измерительных приборов, приборов и аппаратов управления и сигнализации, уст­ройств релейной защиты и автоматики. В данном разделе рассматриваются первичные цепи в однолинейном изображении. Выбор номинальных напряжений. Выбор напряжений участков электрической сети объекта определяется путем технико­экономического сравнения вариантов. При выборе окончательного проектного решения, при­нимаемого на основе сравнения вариантов, необходимо отдавать предпочтение варианту с бо­лее высоким напряжением. В большинстве случаев проектировщик определяет напряжения в пределах двух ближайших по шкале номинальных значений напряжения, для которых и прово­дится сравнение вариантов. В ряде случаев исходные данные для проектирования приводят к однозначному определению номинального напряжения без детальных технико-экономических расчетов. При выборе номинального напряжения внешнего участка сети принимаются во внима­ние существующие напряжения возможных источников питания энергосистемы, расстояние от этих источников до предприятия и нагрузка предприятия в целом. В питающих и распределительных сетях небольших и средних предприятий и городов применяются номинальные напряжения 6 и 10 кВ. Как правило, следует применять напряжение 10 кВ как более экономичное, чем напряжение 6 кВ. Напряжение 6 кВ применяется при преоб­ладании на объекте электроприемников с напряжением 6 кВ. В ряде случаев электроснабжение электроприемников с напряжением 6 кВ осуществляется по питающим линиям напряжением 10 кВ с последующей трансформацией на напряжение 6 кВ непосредственно для данных электро­приемников. Напряжение 660 В как внутрицеховое целесообразно на тех предприятиях, на которых по условиям расположения цехового технологического оборудования или окружающей среды нельзя или затруднительно приблизить цеховые трансформаторные подстанции к питаемым ими электроприемникам. Напряжение 660 В целесообразно также на предприятиях с большой удельной плотностью электрических нагрузок, концентрацией мощностей и большим числом двигателей мощностью 200... 600 кВт. Наиболее целесообразно сочетание напряжения 660 В с первичным напряжением 10 кВ. Необходимо учитывать, что при применении напряжения 660 В возникает необходимость и в сетях напряжением 380 В для питания небольших электро­двигателей и светотехнических установок. Наиболее широко применяется и является основным напряжение 380/220 В. Лекция 1.6.1. Источники питания и пункты приема электроэнергии объектов на напряжении выше 1 кВ. Требования к надежности электроснабжения. Электроснабжение объекта может осуществляться от собственной электростанции (ТЭЦ), энергетической системы, а также от энергетической системы при наличии собственной электростанции. Требования, предъявляемые к надежности электроснабжения от источников питания, определяются потребляемой мощностью объекта и его видом. Приемники электрической энергии в отношении обеспечения надежности электроснаб­жения разделяются на несколько категорий. Первая категория - электроприемники, перерыв электроснабжения которых может по­влечь за собой опасность для жизни людей, значительный экономический ущерб, повреждение дорогостоящего оборудования, расстройство сложного технологического процесса, массовый брак продукции. Примером электроприемников первой категории в промышленных установках могут быть электроприемники насосных станций противопожарных установок, системы венти­ляции в химически опасных цехах, водоотливных и подъемных установок в шахтах и т. п. В го­родских сетях к первой категории относят центральные канализационные и водопроводные станции, АТС, радио и телевидение, а также лифтовые установки высотных зданий. Допусти­мый интервал продолжительности нарушения электроснабжения для электроприемников пер­вой категории не более 1 мин. Из состава электроприемников первой категории выделяется особая группа (нулевая ка­тегория) электроприемников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного ос­танова производства с целью предотвращения угрозы для жизни людей, взрывов, пожаров и по­вреждения дорогостоящего оборудования. Например, к электроприемникам нулевой категории относятся операционные помещения больниц, аварийное освещение. Вторая категория - электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовым недоотпускам продукции, массовым простоям рабочих, механизмов. Допустимый интервал продолжительности нарушения электроснабжения для электроприемников второй ка­тегории не более 30 мин. Примером электроприемников второй категории в промышленных установках являются приемники прокатных цехов, основных цехов машиностроения, текстильной и целлюлозно­бумажной промышленности. Школы, детские учреждения и жилые дома до пяти этажей и т.п. обычно относят к приемникам второй категории. Третья категория - все остальные электроприемники, не подходящие под определение первой и второй категорий. К этой категории относятся установки вспомогательного производ­ства, склады неответственного назначения. Электроприемники первой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, при отключении одного из них переключение на резервный должно осуществляться автоматически. Согласно определению ПУЭ независимыми источни­ками питания являются такие, на которых сохраняется напряжение при исчезновении его на других источниках, питающих эти электроприемники. Согласно ПУЭ к независимым источни­кам могут быть отнесены две секции или системы шин одной или двух электростанций или подстанций при соблюдении следующих условий: каждая их этих секций или систем шин питается от независимых источников; секции шин не связаны между собой или же имеют связь, автоматически отключающую­ся при нарушении нормальной работы одной из секций шин. Для электроснабжения электроприемников особой группы должен предусматриваться дополнительный третий источник питания, мощность которого должна обеспечивать безава­рийную остановку процесса. Электроприемники второй категории рекомендуется обеспечивать от двух независимых источников питания, переключения можно осуществлять не автоматически. Электроснабжение электроприемников третьей категории может выполняться от одного источника при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта и замены поврежденного оборудования, не превышают одних суток. Схемы подключения источников питания Электроснабжение от собственной электростанции (рис. 18). При расположении соб­ственной электростанции вблизи от объектов и при совпадении напряжений распределительной сети и генераторов электростанции трансформаторы присоединяются к шинам распределитель­ных устройств (РУ) электростанции или непосредственно, или с помощью линий электропере­дач. Электроснабжение от энергетической системы при отсутствии собственной электростанции (рис. 19 и 20) Рисунок 18 – Схема электроснабжения от собственной электростанции . Рисунок 19 – Схема электроснабжения от электрической системы при напряжении 6…20 кВ Рисунок 20 - Схема электроснабжения от электрической системы при напряжении 35...220кВ В зависимости от напряжения источника питания электроснабжение осуществляется двумя способами: по схеме, представленной на рис. 5.2, при напряжении 6... 20 кВ; по схеме, представленной на рис. 5.3, при напряжении 35 ... 330 кВ. В указанных и приводимых далее схемах разъединители и реакторы не показаны. Схемы, представленные на рис. 5.2 и 5.3, при­менимы, если предприятие находится на расстоянии не более 5...10 км от подстанции системы. Типы электроподстанций Число и тип приемных пунктов электроэнергии (подстанций) зависят от мощности, по­требляемой объектом электроснабжения, и характера размещения электропотребителей на тер­ритории объекта. При сравнительно компактном расположении потребителей и отсутствии осо­бых требований к надежности электроснабжения вся электроэнергия от источника питания мо­жет быть подведена к одной трансформаторной (ТП) или распределительной подстанции (РП). При разбросанности потребителей и повышенных требованиях к бесперебойности электро­снабжения питание следует подводить к двум и более подстанциям. При близости источника питания к объекту и потребляемой им мощности в пределах пропускной способности линий напряжением 6 и 10 кВ электроэнергия подводится к распреде­лительной подстанции РП или к главной распределительной подстанции (ГРП). РП служат для приема и распределения электроэнергии без ее преобразования или трансформации. От РП электроэнергия подводится к ТП и к электроприемникам напряжением выше 1 кВ, т.е. в этом случае напряжения питающей и распределительной сети совпадают. Если же объект потребляет значительную (более 40 MB-А) мощность, а источник пита­ния удален, то прием электроэнергии производится на узловых распределительных подстанци­ях или на главных понижающих подстанциях. Узловой распределительной подстанцией (УРП) называется центральная подстанция объекта напряжением 35 ... 220 кВ, получающая питание от энергосистемы и распределяющая ее по подстанциям глубоких вводов на территории объекта. Главной понижающей подстанцией (ГПП) называется подстанция, получающая питание непосредственно от районной энергоси­стемы и распределяющая энергию на более низком напряжении (6 или 10 кВ) по объекту. Подстанцией глубокого ввода (ПГВ) называется подстанция на напряжение 35...220 кВ, выполненная по упрощенным схемам коммутации на первичном напряжении, получающая пи­тание непосредственно от энергосистемы или от УРП. ПГВ обычно предназначается для пита­ния отдельного объекта (крупного цеха) или района предприятия. Принципы выбора схемы распределения электроэнергии Система электроснабжения может быть выполнена в нескольких вариантах, из которых выбирается оптимальный. При его выборе учитываются степень надежности, обеспечение каче­ства электроэнергии, удобство и безопасность эксплуатации, возможность применения про­грессивных методов электромонтажных работ. Основные принципы построения схем объектов: максимальное приближение источников высокого напряжения 35 ...220 кВ к электроус­тановкам потребителей с подстанциями глубокого ввода, размещаемыми рядом с энергоемкими производственными корпусами; резервирование питания для отдельных категорий потребителей должно быть заложено в схеме и элементах системы электроснабжения. Для этого линии, трансформаторы и коммута­ционные устройства должны нести в нормальном режиме постоянную нагрузку, а в послеава- рийном режиме после отключения поврежденных участков принимать на себя питание остав­шихся в работе потребителей с учетом допустимых для этих элементов перегрузок; секционирование шин всех звеньев системы распределения энергии, а при преобладании потребителей первой и второй категории установка на них устройств АВР. Схемы строятся по уровневому принципу. Обычно применяются два-три уровня. Пер­вым уровнем распределения электроэнергии является сеть между источником питания объекта и ПГВ, если распределение производится при напряжении 110...220 кВ, или между ГПП и РП напряжением 6... 10 кВ, если распределение происходит на напряжении 6... 10 кВ. Вторым уровнем распределения электроэнергии является сеть между РП (или РУ вто­ричного напряжения ПГВ) и ТП (или отдельными электроприемниками высокого напряжения). На небольших и некоторых средних объектах чаще применяется только один уровень распределения энергии - между центром питания от системы и пунктами приема энергии (ТП или высоковольтными электроприемниками). Электрические сети внутри объекта выполняются по магистральным, радиальным или смешанным схемам. Радиальные схемы распределения электроэнергии применяются в тех случаях, когда пункты приема расположены в различных направлениях от центра питания. Они могут быть двух- или одноступенчатыми. На небольших объектах и для питания крупных сосредоточенных потребителей используются одноступенчатые схемы. Двухступенчатые радиальные схемы с промежуточными РП выполняются для крупных и средних объектов с подразделениями, распо­ложенными на большой территории. При наличии потребителей первой и второй категории РП и ТП питаются не менее чем по двум раздельно работающим линиям. Допускается питание электроприемников второй категории по одной линии, состоящей не менее чем из двух кабелей. При двухтрансформаторных подстанциях каждый трансформатор питается отдельной линией по блочной схеме линия - трансформатор. Пропускная способность блока в послеава- рийном режиме рассчитывается исходя из категорийности питаемых потребителей. При однотрансформаторных подстанциях взаимное резервирование питания небольших групп приемников первой категории осуществляется при помощи кабельных или шинных пе­ремычек на вторичном напряжении между соседними подстанциями. Вся коммутационная аппаратура устанавливается на РП или ГПП, а на питаемых от них ТП предусматривается преимущественно глухое присоединение трансформаторов. Иногда трансформаторы ТП присоединяются через выключатель нагрузки и разъединитель. Радиальная схема с промежуточным РП, в которой выполнены указанные выше условия, приведена на рис. 21. Радиальная схема питания обладает большой гибкостью и удобствами в эксплуатации, так как повреждение или ремонт одной линии отражается на работе только одного потребителя. Магистральные схемы напряжением 6... 10 кВ применяются при линейном («упорядо­ченном») размещении подстанций на территории объекта, когда линии от центра питания до пунктов приема могут быть проложены без значительных обратных направлений. Магистраль­ные схемы имеют следующие преимущества: лучшую загрузку кабелей при нормальном режи­ме, меньшее число камер на РП. К недостаткам магистральных схем следует отнести усложне­ние схем коммутации при присоединении ТП и одновременное отключение нескольких потре­бителей, питающихся от магистрали, при ее повреждении. Число трансформаторов, присоединяемых к одной магистрали, обычно не превышает двух-трех при мощности трансформаторов 1000...2500 кВ-А и четырех-пяти при мощности 250...630 кВ-А. Рисунок 21 - радиальная схема электроснабжения Магистральные схемы выполняются одиночными и двойными, с односторонним и двух­сторонним питанием. Одиночные магистрали без резервирования (рис. 22, а) применяются в тех слу­чаях, когда отключение одного потребителя вызывает необходимость по условиям технологии производства отключения всех остальных потребителей (например, непрерывные технологиче­ские линии). При кабельных магистралях их трасса должна быть доступна для ремонта в любое время года, что возможно при прокладке в каналах, туннелях и т. п. Надежность схемы с оди­ночными магистралями можно повысить, если питаемые ими однотрансформаторные подстан­ции расположить таким образом, чтобы была возможность осуществить частичное резервиро­вание по связям низкого напряжения между ближайшими подстанциями. На рис. 23 показана схема, на которой близко расположенные трансформаторные подстанции питаются от разных одиночных магистралей с резервированием по связям на низком напряжении. Такие магист­ральные схемы можно применять и для потребителей первой категории, если их мощность не превышает 15...20% от общей нагрузки трансформаторов. Трансформаторы подключаются к разным магистралям, присоединенным к разным секциям РП или РУ. Рисунок 22 - Магистральные схемы с односторонним питанием: а - одиночные; б - двойные с резервированием на НН Одиночные магистрали с глухими отпайками, т.е. без разъединителей на входе и выходе магистрали применяются главным образом на воздушных линиях. На кабельных линиях глухое присоединение может быть применено лишь для питания неответственных подстанций мощно­стью не выше 400 кВ А. Схемы с двойными («сквозными») магистралями (см. рис. 22, б) применяются для пита­ния ответственных и технологически слабо связанных между собой потребителей одного объ­екта. Установка разъединителей на входе и выходе линии магистрали не требуется. Рисунок 23 – Схемам одиночных магистралей с частичным резервированием по связям вторичного напряжения. На крупных предприятиях применяются два или три магистральных токопровода (рис. 24), прокладываемые по разным трассам через зоны размещения основных электрических на­грузок. На менее крупных предприятиях применяются схемы с одиночными двухцепными то- копроводами. На ответвлениях от токопроводов к распределительным подстанциям устанавли­ваются реакторы для ограничения мощности короткого замыкания до величины отключаемой мощности выключателей типа ВМП. От каждого трансформатора питаются два токопровода перекрестно, т.е. разные цепи каждого токопровода питаются от разных трансформаторов. Одиночные и двойные магистрали (рис. 25) с двусторонним питанием («встречные» ма­гистрали) применяются при питании от двух независимых источников, требуемых по условиям обеспечения надежности электроснабжения для потребителей первой и второй категории. При использовании в нормальном режиме обоих источников производится деление магистрали примерно посередине на одной из промежуточных подстанций. Секционные выключатели нор­мально разомкнуты и снабжены устройством АВР. Рисунок 24 - Магистральная схема распределения электроэнергии с применением мощных токопроводов. Смешанные схемы питания, сочетающие принципы радиальных и магистральных систем распределения электроэнергии, имеют наибольшее распространение на крупных объектах. Так, например, на первом уровне обычно применяются радиальные схемы. Дальнейшее распределе­ние энергии от РП к цеховым ТП и двигателям высокого напряжения на таких объектах произ­водится как по радиальным, так и по магистральным схемам. Степень резервирования определяется категорийностью потребителей. Так, потребители первой категории должны обеспечиваться питанием от двух независимых источников. В каче­стве второго источника питания могут быть использованы не только секционированные сбор­ные шины электростанций или подстанций, но также и перемычки в сетях на низшем напряже­нии, если они подают питание от ближайшего распределительного пункта, имеющего не­зависимое питание с АВР. Для особо ответственных потребителей, отнесенных к особой группе первой категории, должно предусматриваться электроснабжение от трех независимых источников. Каждый из двух основных источников должен полностью обеспечивать питание потребителя, а третий не­зависимый источник - иметь минимальную мощность для безаварийного останова производст­ва. Третьим независимым источником может быть, например, дизельная станция, которая при отключении одного из двух независимых источников включается на холостой ход и находится в режиме «горячего» резерва. Рисунок 25 - Магистральная схема встречная с двусторонним питанием Во избежание перегрузки третьего источника предусматривается отключение остальных потребителей перед вводом третьего источника. В крупных городах большое распространение получила распределительная сеть напря­жением 6... 10 кВ, выполненная по петлевой схеме. Принципиальная схема присоединения петлевой линии к двум РП изображена на рис. 26. Место размыкания линии может быть выбрано произвольно, но для получения минималь­ных потерь мощности желательно, чтобы оно было в точке токораздела. Каждая линия своими головными участками подключена к двум РП. Каждая часть линии от РП до токораздела питает определенное число ТП. На схеме видно, что к части линии Л-2 от РП-1 до токораздела Р4 подключены ТП-1 и ТП-2, а к части линии Л-2 от РП-2 до токораздела Р4 подключена ТП-3. Таким образом, обе части линии Л-2 находятся постоянно под напряжением. При аварии на любом участке линии Л-2, например в точке К, релейная защита, установленная на РП-1, отключит выключатель В-2 и подстанции, присоединенные к линии от РП-1 до токораздела Р4, т.е. ТП-1 и ТП-2 прекратят подачу электроэнергии потребителям. Для восстановления питания ТП-1 и ТП-2 де­журный персонал городской электрической сети отключает аварийный участок линии разъеди­нителями Р2 и Р3 и затем включает разъединитель Р4, тем самым ТП-2 переводится на питание от РП-2. После ликвидации аварии на линии ТП-2 вновь будет получать питание от РП-1. Как видно из схемы, линии Л-1 и Л-2 резервируют трансформаторные подстанции со стороны ли­ний напряжением 6... 10 кВ. Однако при повреждении трансформатора в какой-либо ТП (в этом случае независимо от резервирования ТП по линиям напряжением 6... 10 кВ) электроснабжение потребителей, подключенных к этой подстанции, прекратится. Учитывая это обстоятельство, в схеме предусматривается резервирование распределительных устройств низкого напряжения через электрическую сеть напряжением 0,4 кВ с помощью соединительных пунктов (СП) С1; С2, С3 и С4. В нормальном режиме все приходящие линии напряжением 0,4 кВ в СП рассоединены, и каждая подстанция изолированно друг от друга питает определенный район потребителей. В случае выхода из строя, например, трансформатора в ТП-2 достаточно в С1и С2 замкнуть соединительные линии, и потребители, подключенные к ТП-2, получат питание от ТП-1 и ТП-5. Такое резервирование возможно при условии, что мощность трансформаторов выбрана с учетом их перегрузочной способности в послеаварийных режимах. Следует помнить, что петлевая сеть не обеспечивает бесперебойное питание потребите­лей: при повреждении любого участка петлевой сети часть потребителей отключается на время, необходимое для отключения поврежденного участка и перевода на питание от неповрежден­ных участков сети. Для повышения надежности электроснабжения большое распространение получили сети с устройством АВР на секционном выключателе распределительного устройства. Лекция 1.6.2. Схемы городских распределительных сетей напряжением до 1 кВ Для питания потребителей третьей категории применяют радиальные не резервируемые или магистральные схемы с односторонним питанием. Магистральную схему можно применять для питания жилых домов и других потребителей при их относительно небольшой мощности. На рис. 27 даны наиболее распространенные схемы распределительных сетей напря­жением до 1 кВ. Из схем 27, а и 27, б видно, что распределительные сети, построенные по радиальной и магистральной схемам, обеспечивают питание потребителей только в нормаль­ном режиме. При повреждении сети на любом участке или при коротком замыкании Рисунок 28 - Схема питания напряжением до 1 кВ жилого дома выше 16 этажей электроснабжение всех потребителей, подключенных к сети, прекращается. Питание может быть восстановлено только после ремонта поврежденного элемента сети. Наибольшее распространение в городских сетях получила петлевая схема, которую ши­роко используют для электроснабжения потребителей второй категории. На рис. 27, в приве­дена петлевая схема с резервной перемычкой, включаемая в случае повреждения на одном из участков сети. Питание электроприемников зданий высотой 9... 14 этажей осуществляется по радиаль­ной петлевой схеме (рис. 27, г). Петлевая магистральная схема с двумя взаимно резервируемыми кабельными линиями с переключателями на вводах потребителей показана на рис. 27, д. При электроснабжении зданий высотой выше 16 этажей с электроприемниками первой категории, такими как лифты, пожарные насосы, дежурное освещение и т. п., применяют схему с автоматическим их резервированием (рис. 28). В нормальных условиях электроприемники первой категории питаются, например, по линии Л-2 от трансформатора Т-2. При выходе из строя линии Л-2 или трансформатора Т-2 электроприемники автоматически переключаются на питание от линии Л-1 и трансформатора Т-2, чем обеспечивается бесперебойное их питание. Для электроснабжения многоэтажных и многосекционных жилых домов, а также для питания крупных отдельно стоящих ресторанов и магазинов применяют схему с тремя ре­зервируемыми кабелями (рис. 29). Как видно из схемы, каждый кабель резервирует только одну из питающих линий. Схемы цеховых электрических сетей напряжением до 1 кВ Основным условием рационального проектирования сети электроснабжения промыш­ленного объекта является принцип одинаковой надежности питающей линии (со всеми аппара­тами) и одного электроприемника технологического агрегата, получающего питание от этой линии. Поэтому нет смысла, например, питать один электродвигатель технологического агрега­та по двум взаиморезервируемым линиям. Если технологический агрегат имеет несколько элек­троприемников, осуществляющих единый, связанный группой машин технологический про­цесс, и прекращение питания любого из этих электроприемников вызывает необходимость пре­кращения работы всего агрегата, то в таких случаях надежность электроснабжения вполне обеспечивается при магистральном питании (рис. 30). В отдельных случаях, когда требуется высокая степень надежности питания электроприемников в непрерывном технологическом процессе, применяется двустороннее питание магистральной линии (рис. 31). Магистральные схемы питания находят широкое применение не только для питания многих электроприемников одного технологического агрегата, но также большого числа срав­нительно мелких приемников, не связанных единым технологическим процессом. К таким по­требителям относятся металлорежущие станки в цехах механической обработки металлов и другие потребители, распределенные относительно равномерно по площади цеха. Рисунок 30 - Магистральная схема питания электроприемников цеха Рисунок 31 - Магистральная схема цеховой сети с двусторонним питанием Магистральные схемы позволяют отказаться от применения громоздкого и дорогого рас­пределительного устройства или щита. В этом случае возможно применение схемы блока трансформатор-магистраль, где в качестве питающей линии применяются токопроводы (шино­проводы), изготовляемые промышленностью. Магистральные схемы, выполненные шинопро- водами, обеспечивают высокую надежность, гибкость и универсальность цеховых сетей, что позволяет технологам перемещать оборудование внутри цеха без существенных переделок электрических сетей. Для питания большого числа электроприемников сравнительно небольшой мощности, относительно равномерно распределенных по площади цеха, применяются схемы с двумя ви­дами магистральных линий: питающими и распределительными (рис. 32). Питающие, или главные, магистрали подключаются к шинам шкафов трансформаторной подстанции, специ­ально сконструированным для магистральных схем. Распределительные магистрали, к которым непосредственно подключаются электроприемники, получают питание от главных питающих магистралей или непосредственно от шин комплектной трансформаторной подстанции (КТП), если главные магистрали не применяются (рис. 33). К главным питающим магистралям подсоединяется возможно меньшее число индивиду­альных электроприемников. Это повышает надежность всей системы питания. Следует учитывать недостаток магистральных схем, заключающийся в том, что при по­вреждении магистрали одновременно отключаются все питающиеся от нее электроприемники. Этот недостаток ощутим при наличии в цехе отдельных крупных потребителей, не связанных единым непрерывным технологическим процессом. Радиальные схемы питания характеризуются тем, что от источника питания, например от КТП, отходят линии, питающие непосредственно мощные электроприемники или отдельные распределительные пункты, от которых самостоятельными линиями питаются более мелкие электроприемники (рис. 34). Радиальные схемы обеспечивают высокую надежность питания отдельных потребите­лей, так как аварии локализуются отключением автоматического выключателя поврежденной линии и не затрагивают другие линии. Все потребители могут потерять питание только при повреждении на сборных шинах КТП, что мало вероятно вследствие достаточно надежной конструкции шкафов этих КТП. Сосредоточение на КТП аппаратов управления и защиты отдельных присоединений по­зволяет легче решать задачи автоматизации в системе распределения электроэнергии на напря­жении до 1 кВ, чем при рассредоточенном расположении аппаратов, что имеет место при маги­стральной системе. Рисунок 35 - Схема взаимного резервирования питающих магистралей цеха Радиальные схемы питающих сетей с распределительными устройствами или щитами следует применять при наличии в цехе нескольких достаточно мощных потребителей, не свя­занных единым технологическим процессом или друг с другом настолько, что магистральное питание их нецелесообразно. К числу таких потребителей могут быть отнесены электроприемники, требующие при­менения автоматических выключателей на номинальный ток 400 А и более с дистанционным управлением. В чистом виде радиальные и магистральные схемы применяются редко. Наибольшее распространение на практике находят смешанные схемы, сочетающие элементы радиальных и магистральных схем. В крупных цехах металлургических заводов, литейных, кузнечных и ме­ханосборочных цехах машиностроительных заводов, на заводах искусственного волокна и дру­гих предприятиях всегда имеются и радиальные, и магистральные схемы питания различных групп потребителей. В цехах машиностроительных и металлургических заводов находят применение схемы магистрального питания с взаимным резервированием питания отдельных магистралей. Схема на рис. 35 позволяет вывести в ремонт или ревизию один из трансформаторов и, используя перегрузочную способность, обеспечить питание нескольких магистралей от одного, оставше­гося в работе трансформатора. Такая схема питания 'позволяет безболезненно выводить в ре­монт или ревизию один из трансформаторов во время ремонта технологического оборудования. При неравномерной загрузке технологического оборудования в течение суток (напри­мер, пониженная нагрузка в ночные или ремонтные смены) схемы с взаимным резервированием питания магистралей обеспечивают возможность отключения незагруженных трансформато­ров. Большое значение для повышения надежности питания имеют перемычки между от­дельными магистралями или соседними КТП при радиальном питании. Такие перемычки, обеспечивая частичное или полное взаимное резервирование, создают удобства для эксплуатации, особенно при проведении ремонтных работ. Проектирование сетей во всех случаях должно выполняться на основе хорошего знания проектировщиком-электриком технологии проектируемого предприятия, степени ответственности отдельных электроприем­ников в технологическом процессе. Большое влияние на принимаемые решения оказывают условия окружающей среды в проектируемом цехе. Располагать электрооборудование в пожаро- и взрывоопасных или пыльных помещениях следует только в случае острой необходимости, когда другие решения оказываются нерацио­нальными или крайне сложными. При этом следует иметь в виду, что в этих неблагоприятных средах, как правило, применяется специально сконструированное оборудование. В условиях неблагоприятных сред магистральные схемы нежелательны, так как при их применении коммутационные аппараты неизбежно рассредоточены по площади цеха и подвер­гаются воздействию агрессивной среды. В таких цехах наибольшее применение находят ради­альные схемы питания, при которых все коммутационные аппараты располагаются в отдельных помещениях, изолированных от неблагоприятных агрессивных и взрывоопасных сред. Схемы осветительных сетей Напряжение осветительных сетей. Для светильников общего освещения разрешается применять напряжения: не выше 380/220 В переменного тока - при заземленной нейтрали; 220 В при изолированной нейтрали. Для светильников местного стационарного освещения с лампами накаливания должны применяться напряжения: в помещениях без повышенной опасности не выше 220 В; в помещениях с повышенной опасностью не выше 40 В. Для ручных переносных светильников в помещениях с повышенной опасностью должно применяться напряжение не выше 42 В. При особо неблагоприятных условиях, когда опасность поражения током усугубляется теснотой, неудобным положением работающего, соприкоснове­нием с заземленными металлическими поверхностями для ручных светильников, должно при­меняться напряжение не выше 12 В. Схемы питания освещения зданий. Питание осветительных установок обычно произ­водят от общих для силовых и осветительных приемников трансформаторов на напряжении 380/220 В. Область применения самостоятельных осветительных трансформаторов в сетях про­мышленных предприятий ограничивается случаями, когда характер силовой нагрузки (мощные сварочные аппараты, частый пуск мощных электродвигателей с короткозамкнутым ротором) не позволяет при совместном питании обеспечить требуемое качество напряжения у ламп. Если силовые приемники питаются от сети напряжением 660/380 В с заземленной ней­тралью, то к этой же сети могут быть присоединены светильники, рассчитанные на напряжение 380 В (газоразрядные лампы). Питание всех остальных осветительных приемников производит­ся от промежуточных трансформаторов напряжением 660/380... 220 В или от отдельных транс­форматоров напряжением 6... 10/0,38... 0,22 кВ. Осветительные сети не совмещаются с силовыми сетями. Наиболее характерные схемы питания осветительных установок приведены на рис. 37, 38, 39, 40. В качестве аппаратов защиты и управления линиями питающей сети показаны автоматические выключатели (ав­томаты). На щитах подстанций и магистральных щитках (пунктах) могут использоваться пре­дохранители и рубильники. Питание от одно- и двухтрансформаторных встроенных комплектных трансформа­торных подстанций (см. рис. 37). Для питания освещения в большинстве случаев устанавли­ваются магистральные щитки 6 с автоматами. При устройстве дистанционного управления освещением устанавливаются щиты станций управления (ЩСУ) 7 с автоматами и маг­нитными пускателями или контакторами. От магистральных щитков или ЩСУ отходят линии питающей сети к групповым щиткам 8; магистральный щиток или ЩСУ питается непосредст­венно от КТП. Рисунок 38 - Схема питания освещения распределительными шинопроводами: 1 - автоматический выключа­тель на щите КТП; 2 - выключатель; 3 - шинопровод распределительный; 4 - автоматический выключатель на шинопроводе. Рисунок 39 - Схемы вводов в здания: а - питание светильников 2 непосредственного от вводного ящика 1; б - то же от одного группового щитка; в — то же от нескольких щитков; г - то же через магистральный щиток 3. В цехах, где светильники устанавливаются на специальных мостиках, применяется схема питания распределительными шинопроводами типа ШОС на силу тока 250, 400 и 630 А (см. рис. 5.22). Рисунок 40 - Схемы перекрестного питания рабочего и аварийного (эвакуационного) освещения: а - от магистральных щитков; б - от силовых магистралей; 1 - магистральный щиток; 2 — щиток рабочего освещения; 3 - щиток аварийного (эвакуационного) освещения; 4 - силовая магистраль Светильники питаются через автоматы 4, устанавливаемые на шинопроводах; при этом пропадает необходимость в групповых щитках. Управление освещением производится выклю­чателями 2, которые при устройстве дистанционного управления освещением заменяются маг­нитными пускателями и контакторами. Такую схему целесообразно применять в помещениях с нормальными условиями среды при значительной суммарной мощности светильников и допус­тимости одновременного включения общего освещения больших участков. Питание от отдельностоящих подстанций. Освещение зданий, не имеющих встроен­ных подстанций, питается кабельными или воздушными линиями от ближайших подстанцийb. В зданиях с большой мощностью освещения вводится одна или две линии, а при небольшой мощности одной линией питается освещение нескольких зданий. На вводе каждой линии в зда­ние устанавливается вводное устройство (см. рис. 39) с автоматами. Для небольших зданий, имеющих несколько светильников, групповые линии, питающие светильники, присоединяются к автомату ввода (см. рис. 39, а). При большой мощности освещения в здании устанавливает­ся один (см. рис. 39, б) или несколько (см. рис. 39, в) групповых щитков, питаемых одной линией. Если одной линии оказывается недостаточно, на вводе устанавливается магистральный щиток (см. рис. 39, г). Питание аварийного и эвакуационного освещения. Намечая схему питания аварийно­го и эвакуационного освещения, необходимо соблюдать требования к надежности их действия. Групповые щитки этих видов освещения могут питаться, как и щитки рабочего освещения, от­дельными линиями через магистральные щитки от щитов подстанций (см. рис. 37), от вводов в здания (см. рис. 39) или от силовой сети (см. рис. 40). Если в здании расположены не­сколько однотрансформаторных подстанций, питаемых от независимых источников питания, аварийное освещение может питаться по перекрестной схеме. В этом случае рабочее и аварий­ное освещение каждого участка здания питается от разных подстанций. Лекция 1.6.3. Схемы электрических соединений подстанций и конструктивное выполнение ТП Принципы выбора схем электроподстанций Схемы подстанций выбираются с учетом общей схемы электроснабжения, т.е. вид схемы сетей (радиальной или магистральной) значительно влияет на вид схем подстанций, входящих в общую систему электроснабжения. Схемы подстанций всех напряжени3й разрабатываются ис­ходя из следующих основных положений: применение простейших схем с минимальным числом выключателей; преимущественного применения одной системы сборных шин на ГПП и РП с разделени­ем ее на секции; применения, как правило, раздельной работы линий и раздельной работы трансформато­ров; применения блочных схем и бесшинных подстанций глубоких вводов напряжением ПО...220 кВ. На вводах напряжением 6... 10 кВ распределительных подстанций и на выводах вторич­ного напряжения ГПП и ПГВ, как правило, следует устанавливать выключатели для автомати­ческого включения резерва. При секционировании разъединителями шин на напряжении 6... 10 кВ рекомендуется ус­танавливать два разъединителя последовательно для безопасной работы персонала на отклю­ченной секции, а также на самом секционном разъединителе при работающей другой секции. Для уменьшения токов КЗ в сетях напряжением 6... 10 кВ следует применять трансфор­маторы с расщепленными вторичными обмотками. При реактировании наиболее целесообразны схемы с групповыми реакторами в цепях вторичного напряжения трансформаторов или на вво­дах питающих линий. Трансформаторы тока и реакторы следует устанавливать после выключа­теля. Установка заземляющих ножей. Установка заземляющих ножей (ЗН) у разъединителей для заземления элементов электроустановки при их ревизии и ремонте выполняется следую­щим образом: выключатель при ревизии должен быть заземлен с двух сторон, поэтому у расположен­ных по обе его стороны разъединителей устанавливаются ЗН со стороны, обращенной к вы­ключателю; для ревизии линии устанавливаются ЗН у линейного разъединителя со стороны линии; для ревизии сборных шин устанавливаются ЗН на разъединителях трансформаторов на­пряжения со стороны сборных шин, с противоположной стороны этих разъединителей также устанавливаются ЗН для ревизии трансформатора напряжения. Следовательно, часть разъединителей снабжается ЗН с двух сторон (это линейные разъе­динители и шинные разъединители в цепях трансформатора напряжения), а часть разъедините­лей - с одной стороны (это шинные разъединители на стороне, обращенной к выключателю). Предусматривается полная блокировка, предотвращающая ошибочные операции как с разъединителями, так и с ЗН, т. е. блокировка исключает возможность подачи напряжения вы­ключателями или разъединителями на шины или участки шин, заземленные посредством ЗН, а также блокировка разрешает включение ЗН только на участки шин, отключенные разъедините­лями со всех сторон от токоведущих частей, находящихся под напряжением. Схемы главных понижающих подстанций и подстанций глубокого ввода Присоединение главных понижающих подстанций и подстанций глубокого ввода к линиям напряжением 35...220 кВ Схемы подстанций без сборных шин на первичном напряжении 35...220 кВ (рис. 41, а, б), основанные на блочном принципе, применяются при питании как непосредственно от рай­онных сетей энергосистемы, так и от узловых подстанций. Установка выключателя на стороне высшего напряжения трансформатора считается не­целесообразной, так как отключить трансформатор (при необходимости вывода его в ремонт) можно выключателем на районной подстанции и разъединителем трансформатора ГПП или ПГВ. Большинство трансформаторов после снятия с них нагрузки выключателем на вторичном напряжении можно отсоединять от напряжения разъединителем или отделителем без отключе­ния выключателя на районной подстанции. Наиболее рациональной и достаточно надежной считается схема с применением на выс­шей стороне подстанции короткозамыкателей (рис. 41, б, г). При повреждении внутри транс­форматора действует релейная защита, которая замыкает цепь привода короткозамыкателя и ножи короткозамыкателя включаются. Рисунок 41 - Схемы подстанций без сборных шин на первичном напряжении 35...220кВ Рисунок. 42 - Схема электрических соединений подстанции на отпайках от магистральной линии напряжением 35... 220 кВ с двумя трансформаторами мощностью до 16 МВА Создается короткое замыкание на линии, что приводит в действие защиту, установленную на питающем конце линии, и выключатель на рай­онной подстанции отключает линию вместе с трансформатором. В схеме, изображенной на рис. 41, г, на стороне высшего напряжения трансформаторов применена перемычка с отделителями. При повреждении одной линии и отключения ее выклю­чателем на питающем конце и отсоединения разъединителем на стороне высшего напряжения трансформатора можно включить перемычку из отделителей. Таким образом, можно осущест­вить питание двух трансформаторов от одной линии. При питании ГПП или ПГВ на отпайках от двухцепной магистральной линии напряже­нием 35...220 кВ также используются схемы с короткозамыкателями (рис. 42). Рисуок 43 - Схема электрических соединений подстанции напряжением 35/6... 10 кВ с трансформаторамимощностью до 3200 кВ·А Однако здесь последовательно с разъединителем включен отделитель. При повреждении внутри трансформатора действует релейная защита, которая включает короткозамыкатель. Вы­ключатель на районной подстанции отключает магистральную линию вместе со всеми присое­диненными к ней трансформаторами. Затем приводится в действие привод отделителя, и отде­литель отсоединяет поврежденный трансформатор от магистральной линии. Далее, после бестоковой паузы срабатывает автоматическое повторное включение выключателя на головном участке магистрали и питающая линия включается под напряжение со всеми неповрежденными присоединениями. На рис. 43 приведена схема подстанции напряжением 35/6... 10 кВ с трансформаторами мощностью до 3200 кВ А. В схеме для защиты используется предохранитель на напряжение 35 кВ. Для отключения тока холостого трансформатора служит разъединитель на напряжение 35 кВ. Перед отключением разъединителя трансформатор отключается от тока нагрузки выключа­телем со стороны вторичного напряжения. Схемы с двумя системами шин Схема с двумя системами сборных шин обладает гибкостью и универсальностью, она позволяет: ремонтировать сборные шины без перерыва питания потребителей; быстро восстанавливать питание потребителей при повреждении одной из систем шин; выделять одну из систем шин для проведения испытаний оборудования и линий; осуще­ствлять различные группировки цепей и присоединении. Каждый выключатель может быть присоединен шинными разъединителями к любой системе шин. Схема с двумя системами шин на промышленных предприятиях применяется на мощных подстанциях ответственного назначения, например на крупных узловых подстанциях больших заводов с развитой электрической сетью, с большим числом присоединений и наличи­ем связей и транзитных линий. Также она применяется в тех случаях, когда это требуется по режиму эксплуатации, например при необходимости разделения источников питания или выде­ления отдельных потребителей. При применении двойной системы шин при напряжении 6... 10 кВ одна из них обычно разделяется на секции по числу вводов или понизительных трансформа­торов, а другая выполняется несекционированной. На рис. 44 приведена схема мощной ГПП с двойной системой шин на вторичном напря­жении. На схеме показаны индивидуальные реакторы на линиях напряжением 6 кВ. Распределительные устройства с двумя системами шин дороги, сложны в эксплуатации и требуют сложных блокировок. При широком применении комплектных распределительных устройств (КРУ) также ограничивается целесообразность применения двойной системы шин, так как заводские КРУ изготавливаются преимущественно с одной системой шин. Поэтому да­же на крупных подстанциях применяется одиночная секционированная система с автоматикой. Рисунок 44 - Схема мощной ГПП с двойной системой шин на вторичном напряжении Схемы распределительных подстанций напряжением выше 1 кВ На распределительных подстанциях РП напряжением 6... 10 кВ наибольшее распростра­нение получили схемы коммутации с одной системой шин. От РП получают питание трансфор­маторы, электродвигатели напряжением выше 1 кВ, электропечи и другие установки с электро­приемниками напряжением выше 1 кВ. При одиночной системе шин надежность питания повышается вследствие сокращения числа коммутационных операций и возможных при этом ошибок. Разъединители здесь не яв­ляются оперативными и служат лишь для снятия напряжения с выключателя на время его реви­зии и ремонта. Поэтому серьезных последствий от ошибок при оперировании с ними не бывает, так как они снабжены надежной и простой механической блокировкой с выключателями. Одиночные системы шин бывают секционированные и несекционированные. Рисунок 45 - Схемы небольших распределительных подстанций с одной системой сборных шин: а - с разъеди­нителями; б - с выключателями нагрузки; в - с тремя секциями АВР Рисунок 46 - Схема ответственной распределительной подстанции средней мощности, секционированной вы­ключателем Для потребителей первой и второй категории применяются только секционированные схемы при помощи разъединителя или выключателя. Число секций определяется схемой элек­троснабжения, с одной стороны, и характером подключенных электроприемников, с другой стороны. Каждая секция РП питается отдельной линией. Если одна из питающих линий отклю­чается и питаемая ее секция обесточивается, то ее питание восстанавливается путем включения секционного аппарата. Параллельная работа линий применяется в виде редкого исключения. На рис. 45 приведены схемы небольших РП, секционированных при помощи разъедини­телей. Крупный ответственный двигатель на рис. 45, в выделен на среднюю секцию, что обес­печивает его бесперебойное питание при любых режимах работы РП. При применении секционных выключателей можно осуществить автоматическое вклю­чение резерва. Иногда АВР применяется на вводных выключателях. На рис. 46 и 47 даны при­меры выполнения схем распределительных подстанций с одной системой шин, сек­ционированной при помощи выключателей. На рис. 46 дана схема ответственной распределительной подстанции средней мощности, секционированной при помощи выключателя, с АВР на секционном выключателе напряжением . 10 кВ и на секционном автомате напряжением 0,4 кВ вторичной стороны двухтрансформа­торной подстанции, питаемой от разных секций данной РП. На рис. 47 приведена схема крупной подстанции с АВР на секционном выключателе с применением КРУ с выдвижными выключателями. РП предназначена для пита­ния электродвигателей на напряжение выше 1 кВ. Рисунок 47 - Схема крупной распределительной подстанции с АВР на секционном выключателе с применением КРУ Кабельные линии Рисунок 48 - Схемы узловых распределительных подстанций, питаемых от электрической системы: а - небольшой мощности, чисто распределительная; б - крупная со сборными шинами на первичном напряжении На рис. 48 показаны схемы узловых распределительных подстанций на напряжение 110 - 330 кВ. Эти подстанции получают электроэнергию от энергосистемы и распределяют ее при помощи глубоких вводов по предприятию. Питающие линии, а также линии, проходящие внезагрязненных зон предприятия, - воздушные; линии же, питающие подстанции глубоких вво­дов, расположенные в загрязненных зонах, - кабельные. Подстанция, схема которой приведена на рис.48, б, предназначена для очень крупного предприятия. Она имеет автотрансформатор. Схемы трансформаторных подстанций напряжением 6...10/0,4...0,66 кВ. Присоединение цеховых трансформаторных подстанций к линиям напряже­нием 6.10 кВ. На цеховых трансформаторных подстанциях напряжением 6.. .10/0,4 кВ применяются схемы без сборных шин (рис 49). При радиальном питании по схеме блока линия- трансформатор обычно применяется сухое присоединение трансформаторов на стороне высше­го напряжения (см. рис 49, а). При питании по магистрали на вводе к трансформатору в боль­шинстве случаев устанавливаются выключатели нагрузки или разъединители (см.рис. 49, б). Если же необходимо обеспечить селективное отключение трансформатора при его поврежде­нии или недопустимой перегрузке, то последовательно с выключателем нагрузки или разъеди­нителем устанавливается предохранитель. При магистральном питании ТП на вводе к трансформатору с номинальной мощностью SHOMm устанавливаются аппараты в следующем порядке по направлению тока: предохранитель и выключатель нагрузки (при Sномm > 630 кВ А); разъединитель и предохранитель (при SHOMm < 400 кВ А). Рисунок 49 - Схемы цеховой подстанции без сборных шин напряжением 6... 10 кВ: а - при радиальном питании; б - при ма­гистральном питании Схемы комплектных трансформаторных подстанций состоят из следующих основных элементов: вводов первичного напряжения, трансформаторов, выводов вторичного напряжения от трансформаторов, отходящих линий вторичного напряжения в различных модификациях, секционных аппаратов на шинах вторичного напряжения. Вводы в КТП напряжением 6.10 кВ выполняются в основном по схемам, приведенным на рис. 49, а и б, в зависимости от схемы электроснабжения. Присоединение трансформаторных подстанций к линиям напряжением 6... 10 кВ для питания городских потребителей Схемы электрических соединений однотрансформаторных подстанций с трансформато­ром мощностью до 630 кВ А являются наиболее простыми и содержат минимальное число не­сложных коммутирующих и защитных аппаратов. На рис. 50 приведены схемы электрических соединений трансформаторных подстан­ций с трансформаторами мощностью до 400 кВ А с кабельным вводом. Выбор схемы подстан­ции определяется схемой построения распределительной сети напряжением 6... 10 кВ. Под­станция, схема которой приведена на рис. 50, а, используется в петлевых схемах; подстанция, схема оторой приведена на рис. 50, б, в, - при питании от одной радиальной линии, а отхо­дящая радиальная линия питает отдельные потребители. На рис. 51 приведены схемы соединений двухтрансформаторных подстанций с транс­форматорами мощностью до 630 кВ А каждый с кабельными вводами. Подстанция имеет оди­нарную систему сборных шин, которые секционированы на две секции с помощью разъедини­телей. К каждой секции шин предусматривается присоединение одной - двух линий и по одно­му трансформатору. На каждой секции шин предусмотрены заземляющие разъединители. Рисунок 50 - Схемы электрических соединений подстанций с одним трансформатором мощностью до 400 кВА Рисунок 51 - Схемы электрических соединений подстанций с двумя трансформаторами мощностью до 630 кВ А каждый В распределительном устройстве напряжением 6... 10 кВ устанавливаются выключатели нагрузки ВНЗ-16 и ВНПЗ-17 и масляный выключатель ВМП-10 только для резервного ввода. В схеме, приведенной на рис. 51, а, отсутствуют автоматика и измерение. В схеме, приведенной на рис. 51, б, предусматривается коммерческий учет энергии с установкой изме­рительных трансформаторов (тока - ТПЛ и напряжения - НТМИ) и приборов учета: ампермет­ра, счетчиков активной и реактивной энергии. В схеме, приведенной на рис. 51, в, установлен АВР на резервном вводе с выключателем ВМП-10. Схемы распределительных подстанций на напряжении до 1 кВ Схема распределительной подстанции (распределительного пункта, силового пункта, распределительного щита, шкафа и т. д.) определяется ее назначением, числом и мощностью отходящих линий, уровнем токов короткого замыкания. Для ввода питания в жилые и общественные здания применяют вводные распредели­тельные устройства (ВРУ). Схема панели ВРУ в однолинейном изображении дана на рис. 52. При выполнении РП на напряжении до 1 кВ используют стандартные панели, на кото­рых устанавливаются комплекты из рубильников с предохранителями или рубильников с авто­матами, иногда с контакторами. Схема панели распределительного щита с рубильниками и пре­дохранителями РПс-2 и трансформаторами тока ТК-20 дана в трехфазном изображении на рис. 53. Рисунок 52 - Схема панели вводного распределительного устройства на напряжении 0,4 кВ При составлении схемы распределительной подстанции необходимо так подбирать на­грузки и отходящие линии, чтобы РП не получилась громоздкой и дорогостоящей, но в то же время была устойчива к токам короткого замыкания. Если есть необходимость в отходящих ли­ниях небольших сечений, следует группировать нагрузки по мелким магистралям. В случае применения рубильников с предохранителями пропускную способность отходящих линий для силовой нагрузки рекомендуется принимать силой тока 250 и 400 А. Сечения проводов и кабе­лей выше 150 мм применять не рекомендуется. В схемах распределительных подстанций для силовых и осветительных сетей должно быть обеспечено отключение всей РП без нарушения работы остальных РП, питающихся от од­ной магистрали. Для силовых РП это достигается применением общих рубильников на вводе, причем при питании группы РП «цепочкой» каждая РП может быть отключена без нарушения работы самой цепочки. Для потребителей, требующих более надежного электроснабжения, применяются РП с двумя рубильниками или контакторами на вводе для подключения к незави­симым источникам питания. Рисунок 53 - Схема панели распределительного щита на четыре ли­нии с рубильниками и предохранителями на напряжении 0,4 кВ Конструктивное выполнение трансформаторных подстанции. Принципы компоновки и размещения трансформаторных и распределитель­ных подстанций Компоновка и конструктивное выполнение трансформаторных и распределительных подстанций производятся на основании главной схемы электрических соединений. Компоновка подстанции должна быть увязана с генеральным планом объекта электро­снабжения, необходимо учитывать действующие строительные нормы, стандарты и размеры типовых элементов зданий. Расположение подстанций напряжением выше 1 кВ должно учитывать и предусматри­вать удобный подвод автомобильной и, если требуется, железной дорог, удобные подходы и выходы воздушных линий электропередач и кабельных сооружений в требуемых направлениях. Компоновка электрооборудования, конструктивное выполнение, монтаж токоведущих частей, выбор несущих конструкций, изоляционные и другие минимальные расстояния выби­раются таким образом, чтобы обеспечить: безопасное обслуживание оборудования в нормальном режиме работы установки; удобное наблюдение за указателями положения выключателей и разъединителей, уров­нем масла в трансформаторах и аппаратах; необходимую степень локализации повреждений при нарушении нормальных условий работы установки, обусловленных действиями дугового короткого замыкания; безопасный осмотр, смену и ремонт аппаратов и конструкций любой цепи при снятом с нее напряжении без нарушения нормальной работы соседних цепей, находящихся под напря­жением; необходимую механическую стойкость опорных конструкций электрооборудования; возможность удобного транспортирования оборудования; максимальную экономию площади подстанции. Территория подстанции должна иметь внешнее ограждение, однако ограждение может не предусматриваться для закрытых подстанций. При проектировании электроустановок, содержащих маслонаполненное оборудование с количеством масла более 60 кг, должны обеспечиваться требования пожарной безопасности в соответствии с нормативными документами. Каждая трансформаторная подстанция имеет три основных блока: распределительные устройства высшего напряжения, трансформатор, распределительные устройства низшего на­пряжения. Распределительные устройства содержат коммутационные аппараты, устройства защиты и автоматики, измерительные приборы, сборные и соединительные шины, вспомогательные устройства. По конструктивному исполнению РУ трансформаторных и распределительных подстан­ций могут быть внутренними - закрытыми (ЗРУ) - с размещением электрооборудования в зда­ниях и наружными - открытыми (ОРУ) - с установкой электрооборудования на открытом воз­духе. Подстанции могут быть комплектными или сборными. Комплектные подстанции изготовляются на заводах и транспортируются к месту ус­тановки узлами и блоками без демонтажа оборудования. На месте монтажа производят уста­новку узлов и блоков и присоединения между ними и к сетям электроснабжения. Комплектное распределительное устройство - распределительное устройство, состоящее из шкафов, закрытых полностью или частично, или блоков с встроенными в них аппаратами, устройствами защиты и автоматики, измерительными приборами и вспомогательными устрой­ствами, поставляемое в собранном или полностью подготовленном для сборки виде и предна­значенное для внутренней установки. Комплектное распределительное устройство наружной установки (КРУН) - это КРУ, предназначенное для наружной (открытой) установки. Комплектная трансформаторная подстанция (КТП - для внутренней и КТПН - для на­ружной установки) - подстанция, состоящая из трансформаторов и блоков КРУ или КРУН, по­ставляемых в собранном или полностью подготовленном для сборки виде. На сборных подстанциях отдельные элементы изготавливаются на заводах и в элек­тромонтажных организациях, доставляются к месту монтажа для сборки. Камера (ячейка) - помещение, предназначенное для установки аппаратов и шин. Закры­тая камера закрыта со всех сторон и имеет сплошные, (несетчатые) двери. Огражденная камера имеет проемы, защищенные полностью или частично несплошными (сетчатыми или смешан­ными) ограждениями. Размещение подстанций По месту нахождения на территории объекта различают следующие подстанции: от­дельно стоящие на расстоянии от зданий; пристроенные, непосредственно примыкающие к ос­новному зданию снаружи; встроенные, находящиеся в отдельных помещениях внутри здания, но с выкаткой транс­форматоров наружу; внутрицеховые, расположенные внутри производственных зданий с размещением элек­трооборудования непосредственно в производственном или отдельном закрытом помещении с выкаткой электрооборудования в цехи. В городских сетях напряжением 6... 10 кВ применяют закрытые подстанции, оборудо­ванные одним или двумя трансформаторами мощностью 100...630 кВ А каждый с первичным напряжением 6... 10 кВ и вторичным напряжением 0,4/0,23 кВ с воздушными или кабельными вводами. В небольших поселках и в сельской местности часто подстанции с одним трансформа­тором мощностью до 400 кВ А устанавливают открыто на деревянных или бетонных кон­струкциях. В городах с небольшой плотностью застройки широко применяют отдельно стоящие подстанции. В городах с большой плотностью застройки применяют двухтрансформаторные подстанции. Строительная часть подстанций выполняется из железобетона и кирпича. В промышленных сетях напряжением 6... 10 кВ в целях наибольшего приближения к электроприемникам рекомендуется применять внутренние, встроенные в здания или пристро­енные к ним подстанции. Встроенные и пристроенные подстанции обычно располагаются вдоль одной из длинных сторон цеха, желательно ближайшей к источнику питания, или же при небольшой ширине цеха в шахматном порядке вдоль двух его сторон. Минимальное расстояние между соседними камерами разных внутрицеховых подстанций, а также между КТП допуска­ется 10 м. Внутрицеховые подстанции могут размещаться только в зданиях с первой и второй сте­пенями огнестойкости и с производствами, отнесенными к категориям Г и Д согласно противо­пожарным нормам. Число масляных трансформаторов на внутрицеховых подстанциях не долж­но быть более трех. Эти ограничения не распространяются на трансформаторы сухие или заполненные него­рючей жидкостью. Отдельно стоящие ТП применяются, например, при питании от одной подстанции не­скольких цехов, при невозможности размещения подстанций внутри цехов или у наружных их стен по соображениям производственного или архитектурного характера при наличии в цехах пожароопасных или взрывоопасных производств. Выбор местоположения, типа, мощности и других параметров главной понижающей подстанции в основном обуславливается величиной и характером электрических нагрузок и размещением их на генплане и в производственных, архитектурно-строительных и эксплуата­ционных требованиях. Важно, чтобы ГПП располагалась, возможно, ближе к центру питаемых его нагрузок. Намеченное место расположения уточняется по условиям планировки предпри­ятия, ориентировочных габаритов и типа (отдельно стоящая, пристроенная, внутренняя, закры­тая, комплектная) подстанции и возможности подвода высоковольтных линий от места ввода ЛЭП от энергосистемы к ГПП. При выборе места расположения подстанции следует учитывать продолжительность ра­боты приемников. Очевидно, что при одинаковой расчетной нагрузке, но различном числе ча­сов работы подразделений завода подстанция должна быть расположена ближе к группе потре­бителей с большей продолжительностью работы (с большим коэффициентом использования). Допускается смещение подстанций на некоторое расстояние от геометрического центра питаемых ею нагрузок в сторону ввода от энергосистемы. Распределительные подстанции напряжением 6... 10 кВ также рекомендуется пристраи­вать или встраивать в производственные здания и совмещать с ближайшими трансформатор­ными подстанциями во всех случаях, когда это не вызывает значительного смещения ТП от центра их нагрузок. Выбор места РП в первую очередь определяется наличием двигателей на­пряжением выше 1 кВ или электропечей с трансформаторами. Если на объекте электроснабже­ния имеются потребители только напряжением до 1 кВ, питаемые от ТП, то место главной рас­пределительной подстанции выбирается на генплане смещенным от центра нагрузки ближе к источнику питания. Если по условиям среды нельзя сделать встроенную или пристроенную РП, например, из-за взрывоопасности, то сооружается отдельное здание РП. Комплектные распределительные устройства напряжением до 1 кВ Комплектные распределительные устройства напряжением до 1 кВ состоят из полностью или частично закрытых шкафов или блоков со встроенными в них аппаратами, устройствами защиты и автоматики, измерительными приборами и вспомогательными устройствами. Принцип комплектных электротехнических устройств с выдвижными блоками улучшает эксплуатацию электрооборудования. Вместо ревизии и ремонта электрического аппарата на месте установки в стесненных и неудобных условиях стало возможным быстрое отсоединение аппарата от схемы и ремонт его в условиях мастерских. Создание комплектных устройств с вы­движными блоками повысило эксплуатационную надежность: благодаря замене ремонти­руемого блока, на запасной появилась возможность работать во время ремонта блока на данном присоединении. При наличии штепсельных разъемов такая замена производится в течение ко­роткого времени без снятия напряжения с данного узла при полной безопасности обслуживаю­щего персонала. К комплектным распределительным устройствам напряжением до 1 кВ относятся рас­пределительные щиты, посты управления, силовые пункты, щиты станций управления и т.п. Распределительные щиты. Распределительные щиты предназначены для приема и рас­пределения электроэнергии переменного и постоянного тока напряжением до 1 кВ. Устанавли­вают их на трансформаторных и преобразовательных подстанциях, в машинных залах и на электростанциях. Щиты изготовляют в открытом и закрытом (шкафном) исполнении. Щиты открытого исполнения состоят из панелей, устанавливаемых в специальных элек­тротехнических помещениях. Щиты закрытого исполнения устанавливают в шкафах и цехах промышленных предприятий. По условиям обслуживания щиты бывают с двухсторонним обслуживанием и односто­ронним. Щиты с двухсторонним обслуживанием часто именуют свободно стоящими, поскольку они требуют для обслуживания устройства проходов с двух сторон - с лицевой и задней, и, та­ким образом, их устанавливают в отдалении от стен. Щиты с односторонним обслуживанием принято называть прислонными, так как обычно их устанавливают непосредственно у стен по­мещения, обслуживают с лицевой стороны. Каркасы панелей в современных конструкциях щи­тов выполняют с применением различных профилей из листовой стали. В качестве коммутационных и защитных аппаратов на щитах устанавливают рубильни­ки, предохранители, блоки выключатель - предохранитель, выключатели. Для обеспечения ав­томатической работы по схеме АВР на щитах устанавливают релейную аппаратуру. Распределительные щиты серии ЩО-70 предназначены для распределения электроэнер­гии трехфазного тока напряжением 380 В. Щиты рассчитаны на одностороннее обслуживание, защитных ограждений сверху и сзади не имеют. Щиты комплектуются из вводных, линейных, секционных и торцовых моделей. Для смены предохранителей, осмотра и ремонта аппаратуры на каждой панели, кроме секционных, на фасадной стороне предусмотрена одностворчатая дверь, на которой установле­ны приводы рубильников или кнопки управления выключателей. Для присоединения трех или четырех кабелей к аппаратам на номинальные токи 630 и 1000 А в панелях предусмотрены шинные сборки. Посты управления предназначены для управления электроприводами группы механиз­мов, связанных между собой общим технологическим процессом. Посты обычно устанавлива­ют непосредственно в цехе так, чтобы управляемые с них объекты находились в поле зрения оператора. На таких постах устанавливают командную аппаратуру ручного и автоматического управления. Пункты и шкафы силовые. Пункты силовые распределительные предназначены для распределения электрической энергии и защиты электрических установок постоянного тока на­пряжением до 220 В или переменного тока напряжением до 660 В при перегрузках и коротких замыканиях. Пункты (рис. 54) изготовляют в виде шкафов или устройств, собираемых из от­дельных стандартных элементов: ящиков с соединительными шинами и ящиков с разными ап­паратами. Преимущество этого устройства заключается в возможности получения разных схем из небольшого набора стандартных ящиков. Шкафы силовые распределительные ШР-11 применяют для приема и распределе­ния электроэнергии в промышленных установках на номинальный ток до 400 А. В зависимости от типа шкафа на вводе устанавливают рубильник, два рубильника при питании шкафа от двух источников или рубильник с предохранителями. Шкафы имеют 5... 8 отходящих групп, уком­плектованных предохранителями серии ПН2 или НПН2 на номинальные токи 60,100, 250 А. Шкафы представляют собой металлический корпус с дверью, внутри которого установлена съемная сборка, представляющая собой раму с вводным . рубильником, и предохранители отходящих линий. Рисунок 54 - Силовой пункт в блоке с магнитными пускателями, кнопочными станциями и ящиками: 1 - шкаф силовой; 2 - рукоятка вводного рубильника шкафа; 3 - ящик с автоматом;4 -короба для проводов; 5 - трубы (или короба) для проводов силовой сети; 6 - кнопочная станция; 7 - магнитный пускатель; 5 - швеллер перфорированный; 9 - рым; 10 -ящик с рубильниками и предохранителями. Пункты распределительные серии ПР изготовляют в виде шкафов утопленного, навесного и напольного исполнения со встроенными автоматическими выключателями типа А3700 на силу тока до 700 А и типа АЕ на силу тока до 100 А. Шкафы распределительные силовые СПМ-75 применяют в цеховых электроуста­новках промышленных предприятий для приема и распределения электроэнергии трехфазного переменного тока частотой 50 Гц при номинальном напряжении 380 В с защитой отходящих линий предохранителями. Шкафы имеют вводной рубильник и предохранители, расположен­ные один под другим по вертикали, образуя трехфазную группу. Шкафы распределительные СПА-77 применяют в тех же случаях, что и СПМ-75. Шкафы имеют вводной рубильник и автоматические выключатели на отходящих линиях. Си­ловые распределительные устройства серии СУ-9500 со встроенными в них устройствами ав­томатики применяют в силовых установках с трех-и четырехпроводными системами распреде­ления трехфазного тока частотой 50 Гц напряжением 380 В, а также в двухпроводной системе постоянного тока напряжением 220 В. Максимальная нагрузка на главные шины - 4000 А, на нулевую шину - 2000 А. Вводные распределительные устройства серии ВРУ предназначены для приема, распределения и учета электроэнергии и защиты отходящих линий в сетях трехфазного тока на­пряжением 380/220 В в сетях с глухозаземленной нейтралью. ВРУ применяют в общественных зданиях и жилых домах повышенной этажности. В се­рию ВРУ входят вводные и распределительные панели. Распределительные панели имеют ап­паратуру для автоматического управления наружным освещением лестничных клеток. Максимальное число и сечение жил проводов и кабелей, присоединяемых к вводному зажиму: на 400 А - 4 х 150 мм; на 250 А - 4 х 95 мм ; на 200 А - 2 х 95 мм . ВРУ выполнены в защищенном ис­полнении. Габаритные размеры 1700 х 800 х 450 мм. Устройство шкафов серии ВРУ представляет собой сборку из панелей шкафного типа одностороннего обслуживания. Их корпуса не имеют боковых стенок, торцы крайних панелей сборки закрываются съемными металлическими листами. На съемной раме внутри корпуса установлены защитно-коммутационные аппараты. Ап­параты, размещенные на одной панели, но питающиеся от разных вводов, разделены перего­родками. Счетчики и трансформаторы тока установлены в отдельном отсеке. Ввод проводов и кабелей делают снизу, а вывод - как снизу, так и сверху через верхнюю съемную крышку. Корпуса панелей заземляют присоединением нулевых жил питающих кабелей к нулевой шине, общей для всех панелей. Щиты станций управления. Современные системы электропривода производственных машин и механизмов имеют сложные системы управления с большим числом контакторных аппаратов и регулирующих элементов. Требования режимов пуска, разгона, регулирования частоты вращения, торможения и установки электропривода, многообразие форм защиты и контроля за работой двигателя и ус­тановок определили довольно широкую номенклатуру станций управления электроприводами. Щиты станций управления устанавливают на крупных трансформаторных подстанциях в машинных залах промышленных предприятий. Щиты выполняют одно- и двухрядными. ЩСУ комплектуют из блоков и панелей управления. Комплектные распределительные устройства напряжением выше 1 кВ Отечественные электроаппаратные заводы изготовляют КРУ для напряжений 6... 10 и 35 кВ с одной системой сборных шин для внутренней и наружной установки. Они получили ши­рокое распространение в электроустановках различного назначения. Применение КРУ дает значительное упрощение строительной части электроустановок. Практика эксплуатации КРУ показала более надежную их работу по сравнению с обычными сборными распределительными устройствами. Комплектные распределительные устройства напряжением до 35 кВ имеют воздушную изоляцию; КРУ напряжением 110 кВ и выше выполняют с изоляцией элегазом. Комплектные распределительные устройства на напряжение 6... 10 кВ имеют два прин­ципиально различных конструктивных исполнения в зависимости от способа установки аппара­тов: выкатные (типа КРУ, КРУН), в которых аппарат напряжением выше 1 кВ с приводом рас­полагается на выкатной тележке, и стационарные (типа КСО, КРУН), в которых аппарат, при­вод и все приборы устанавливаются стационарно. Основными достоинствами выкатных КРУ являются: возможность быстрой замены выключателя резервным выключателем, установленным на тележке; компактность устройств, так как вместо разъединителей применяются специальные скользящие контакты штепсельного типа; надежное закрытие токоведущих частей для защиты от прикосновения и чрезмерного запыления. Конструкция стационарных комплектных распределительных устройств обеспечивает достаточную и безопасную обозреваемость и доступность оборудования без снятия напряжения со сборных шин. Стационарные камеры КСО более просты и дешевы по сравнению с выкатны- ми камерами КРУ. По условию обслуживания комплектные распределительные устройства мо­гут быть: одностороннего обслуживания (прислонного типа) - устанавливаются прислоненно к стене с обслуживанием с фасадной стороны; двустороннего обслуживания (свободностоящие) - устанавливаются свободно с прохо­дами с фасадной и задней стороны. Стационарные камеры КСО следует устанавливать, как правило, с односторонним об­служиванием, а КРУН и выкатные КРУ -с двусторонним обслуживанием. Выкатные комплектные распределительные устройства. На рис. 55 показана линей­ная камера серии К-ХП для внутренней установки с выключателем ВМП-10 и разъединителями штепсельного типа с втычными контактами. Она состоит из следующих частей: неподвижного корпуса, в задней части которого размещены верхние и нижние непод­вижные контакты 1 разъединителей, кабельная сборка 2 с концевыми заделками 3, трансформа­торы тока 4 и заземляющие ножи 5; выкатной тележки с выключателем 6 и приводом; отсека сборных шин; отсека приборов для измерений, релейной защиты, управления и сигнализации. Рисунок 55 - Ячейка КРУ с выдвижным выключателем: а — вид спереди; б - поперечный разрез Корпус камеры разделен горизонтальной стальной перегородкой 7 на два отсека: верх­ний - с контактами шинных разъединителей и нижний - с трансформаторами тока и кабельной сборкой. Предусмотрены также вертикальные подвижные металлические шторы, закрывающие при выкатывании тележки заднюю часть камеры с аппаратами, находящимися под напряжени­ем, во избежание случайного прикосновения к ним. Тележка с выключателем может занимать три положения: рабочее, когда тележка находится в камере, а втычные разъединители и контакты вто­ричных цепей сигнализации и напряжения разомкнуты; испытательное, когда тележка выдвинута настолько, что втычные разъединители ра­зомкнуты, а контакты цепей управления еще замкнуты; ремонтное, когда тележка находится вне камеры. Для опробования привода выключателя достаточно поставить тележку в испытательное положение. Для ремонта выключателя тележка должна быть полностью выдвинута из камеры. Необходимо также отсоединить цепи управления сигнализации от релейного отсека, с которым они соединены гибким шлангом и многоконтактным штепсельным соединением. Предусмотре­на блокировка, не допускающая выкатывания тележки при включенном выключателе, а также вкатывание при включенном заземляющем разъединителе. Последний не может быть включен в рабочем положении тележки. Стационарные комплектные распределительные устройства. Основными стацио­нарными типами комплектных распределительных устройств являются камеры типа КСО, они имеют открытое исполнение и предназначены для одностороннего обслуживания. Камеры раз­деляются на три отсека. В верхнем отсеке камеры открыто размещены сборные шины и шин­ный разъединитель, в среднем отсеке - выключатель типа ВМГ или выключатель нагрузки, или предохранители и разъединители, в нижнем - линейный разъединитель, кабельная воронка и трансформаторы тока типа ТЗ. На фасаде камеры имеются верхняя и нижняя двери. Выкатные и стационарные комплектные распределительные устройства наружно­го исполнения. Шкафы ввода отходящих линий, трансформаторов напряжения и разрядников выкатных КРУН состоят из двух основных частей: корпуса и тележки. Корпус шкафа представ­ляет собой каркасную металлоконструкцию, выполненную из специальных штампованных профилей листовой стали. Он разделен металлическими перегородками на пять отсеков: сбор­ных шин, тележки, приборов защиты и измерения, трансформаторов тока с кабельным или воз­душным вводом и верхних неподвижных разъединяющих контактов. Отсек сборных шин отде­лен от остальных отсеков шкафа металлическими перегородками и проходными изоляторами, что обеспечивает более высокую степень надежности и локализацию возникших аварий в пре­делах одного электрического присоединения. Они комплектуются выключателями типа ВМП- 10К или ВМП-10П на силу тока 600, 1000 и 1500 А. Стационарные КРУН предназначены для ввода и секционирования в распределительных устройствах при нагрузках, превышающих силу тока 1500 А. Они комплектуются выключате­лями МГГ-10-3200. Внутренние распределительные устройства При напряжении 6...10 кВ габаритные размеры электрических аппаратов таковы, что объем здания и его стоимость невелики. В этих условиях целесообразны внутренние распреде­лительные устройства, в которых аппараты защищены от непогоды и пыли, а обслуживание удобно. По мере повышения напряжения объем здания и стоимость строительной части быстро увеличиваются. При напряжении ПО...220 кВ внутренние РУ сооружают только в стесненных условиях, при наличии в воздухе пыли вредных химических загрязнений, в суровых климатиче­ских условиях. Для РУ обычно сооружают особые здания, размеры которых выбирают в соответствии с электрической схемой и габаритами оборудования. При определенных условиях РУ могут быть размещены в отсеках производственных помещений. Здания РУ сооружают сборными из готовых типовых железобетонных элементов, разме­ры которых стандартизованы. Поэтому длина здания должна быть кратной 6 м, ширина - 3 м, высота -0,6 м. Естественное освещение внутренних РУ нежелательно, так как устройство окон ослож­няет конструкцию здания, окна требуют периодической очистки, через них может проникать пыль и т.п. Здания РУ не отапливаются, но нуждаются в вентиляции, поскольку аппараты и проводники выделяют значительное количество теплоты. Обычно применяют естественную вентиляцию, но в камерах с токоограничивающими реакторами и силовыми трансформаторами прибегают к установке вентиляторов. Руководствуясь требованиями удобства и безопасности обслуживания, аппараты при­соединений размещают в огражденных камерах, расположенных вдоль коридоров обслужива­ния. Огражденной камерой называют камеру, ограниченную со всех сторон стенами и пере­крытиями, кроме стороны, обращенной в коридор обслуживания. С этой стороны предусматри­вают лишь сетчатое ограждение не ниже 1,9 м с дверями для доступа в камеру при снятом на­пряжении. При таком размещении оборудования обеспечиваются хорошая обозреваемость ап­паратов, удобный и безопасный ремонт, а также локализация повреждений, т. е. ограничение зоны их распространения. Закрытой камерой называют камеру, ограниченную со всех сторон стенами и пере­крытиями, с доступом из коридора обслуживания или снаружи через сплошные двери. Размеры камеры определяются габаритными размерами электрических аппаратов, условиями доступа к ним при ремонте, а также минимально допустимыми изоляционными расстояниями для каждо­го класса номинальных напряжений. В зависимости от числа присоединений камеры размещают в один, два и большее число рядов с коридорами для обслуживания между ними. В РУ напряжением 6... 10 кВ с одной сис­темой сборных шин и малогабаритными аппаратами в одну камеру могут быть помещены все аппараты одного присоединения. В устройствах с двумя системами сборных шин и аппаратами большого габарита для размещения аппаратов одного присоединения необходимы две или три камеры, расположенные в одном или двух этажах. Распределительные устройства напряжением 6... 10 кВ мощных станций с выключателя­ми больших размеров и реакторами выполняют обычно сборными. В присоединениях с мень­шими токами и, следовательно, меньшими аппаратами, применяются комплектные камеры за­водского изготовления - КРУ. Ширина коридора обслуживания должна обеспечивать безопасное, удобное обслужива­ние установки и перемещение оборудования. Расстояние в свету между ограждениями должно составлять не менее 1 м. Число выходов из помещения РУ должно выполняться в соответствии со следующими требованиями: при длине РУ до 7 м допускается один выход, при длине 7... 60 м - два выхода по концам. Таблица 13 - Наименьшие изоляционные расстояния в воздухе для внутренних РУ напряжением 6...220 кВ Наименование расстояний Обозначение Наименьшее расстояние при напряжении, мм 6 кВ 10 кВ 35 кВ 110 кВ 220 кВ От токоведущих частей до заземленных конструкций и стен зданий. Между проводниками разных фаз. А ф. з А ф.ф 90 100 120 130 290 320 700 800 1700 1800 Рисунок 56 - Наименьшие расстояния в свету между неизолированными токоведущими частями разноименных фаз и между ними и заземленными частями для внутренних РУ Наименьшие изоляционные расстояния в воздухе для внутренних РУ напряжением от 6 до 220 кВ, обеспечивающие условия безопасности и удобного обслуживания, установлены ПУЭ (табл. 13). Основными из них являются минимальные расстояния от токоведущих частей до заземленных конструкций Аф.з, а также минимальные расстояния между токоведущими частями разноименных фаз Аф_ф (рис. 56). В ПУЭ также нормируются наименьшие расстояния от токоведущих частей до сплош­ных и сетчатых ограждений, между неогражденными токоведущими частями разных цепей, от неогражденных токоведущих частей до отметки пола и др. Открытые распределительные устройства напряжением до 220 кВ Наиболее рациональной компоновкой открытого распределительного устройства на под­станциях является компоновка с расположением оборудования в одной плоскости, когда элек­трооборудование располагается на нулевой отметке. Любое ОРУ состоит из подходящих и отходящих присоединений, подключаемых к об­щим шинам. При компоновке подстанций необходимо учитывать направление подходящих к ОРУ воздушных и кабельных линий, расположение подъездных дорог к подстанции и возможности доставки по ним оборудования с большой массой, климатические условия, рельеф и геологию местности, состояние окружающей среды (степень ее загрязнения). Конструкция опор под ошиновку и оборудование служит для крепления и установки на них гибкой и жесткой ошиновок и оборудования. Таблица 14 - Основные показатели размеров, м, типовых ОРУ напряжением 35... 220 кВ Элементы ОРУ Напряжение, Кв 35 110 220 Шаг ячейки 6 9 15,4 Длина ячейки 30 37 86,5 Высота ячейкового портала 7,85 11,35 17 Высота шинного портала 6,1 7,85 11,35 Портальные конструкции для подвески ошиновки могут быть металлическими или из сборного железобетона. Опоры под оборудование выполняются из унифицированных железо­бетонных стоек и свай с металлическими конструкциями сверху для крепления аппаратов. При однорядном расположении выключателей ОРУ напряжением 35... 220 кВ по блочным и мости- ковым схемам ее основные показатели по габаритам приведены в табл. 14 В ПУЭ нормируются наименьшие допустимые растояния от масляных трансформаторов до стены производственных зданий в зависимости от степени огнестойкости. При расстоянии более 10 м специальных требований к огнестойкости зданий не предъявляется. Комплектные трансформаторные подстанции Комплектные трансформаторные подстанции применяют для приема, распределения и преобразования электрической энергии трехфазного тока частотой 50 Гц. По числу трансформаторов КТП могут быть однотрансформаторными, двухтрансформа­торными и трехтрансформаторными. По роду установки КТП могут быть: внутренней установки с масляными, сухими или заполненными негорючей жидкостью трансформаторами; наружной установки (только с масляными трансформаторами); смешанной установки с расположением РУ высшего напряжения и трансформатора сна­ружи, а РУ низшего напряжения внутри помещения. КТП можно разделить на четыре основные группы. КТП наружной установки мощностью 25...400 кВ-А, напряжением 6...35/0,4 кВ, при­меняемые для электроснабжения объектов сельскохозяйственного назначения. Это в основном мачтовые подстанции. КТП данной группы состоят из шкафа ввода ВН, трансформатора и шкафа НН, укомплектованного на отходящих линиях автоматическими выключателями. КТП внутренней и наружной установки напряжением до 10 кВ включительно мощно­стью 160... 2500 кВ А, которые в основном используются для электроснабжения промышлен­ных предприятий. КТП этой группы состоят из шкафов ввода на напряжение 10 кВ и РУ на­пряжением до 1 кВ. Для КТП применяют как масляные, так и заполненные негорючей жидко­стью или сухие трансформаторы специального исполнения с боковыми выводами, для КТП на­ружной установки - только масляные. Сборные и комплектные трансформаторные подстанции напряжением 35...110/6...10 кВ. Со стороны высокого напряжения подстанции комплектуются открытыми шкафами КРУН наружной установки. Таблица 15 - Технические характеристики КТП напряжением 6... 10 кВ общего назначения для внутренней уста­новки Тип Мощность транс­ Тип трансформа­ Комплектующее оборудование форматора, кВ А тора Шкафы ВН Шкафы НН КТП 250/6 250 ТМФ-250/10 и 10/0,4 2КТП 250/6 2x250 ТМФ-250/10 и 10/0,4 КТП 400/6 400 ТМФ-400/10 ВВ-1 КРН-5 и 10/0,4 2КТП 400/6 2x400 ТМФ-400/10 ВВ-1 КРН-5 и 10/0,4 КТП 630/6 630 ТМФ-630/10 ВВ-4 КРН-6 и 10/0,4 2КТП 630/6 2x630 ТМФ-630/10 ВВ-4 КРН-6 и 10/0,4 КТПМ 630/6 630 ТМФ-630/10 ВВ-4 КРН-6 и 10/0,4 2КТПН 630/6 2x630 ТМФ-630/10 ВВ-4 КРН-9 и 10/0,4 КТП 630 630 ТМЗ-630/10 ВВ-2 КН-2 2КТП 630 2x630 ТСЗ-630/10 ВВ-2, ВВ-3 КН-2, КН-3, КН-4 КТП 1000 1000 ТМЗ-1000/10 ВВ-2, ВВ-3 КН-2, КН-3, КН-4 2КТП 1000 2x1000 ТСЗ-1000/10 ВВ-2, ВВ-3 КН-5, КН-6, КН-17, КН-20 КТПМ 1000 1000 ТСЗ-1000/10 ШВВ-3 ШНВ-1М, ШНЛ-1М 2КТПМ 1000 2 х 1000 ТСЗ-1000/10 ШВВ-3 ШНВ-1М, ШНЛ-1М КТПМ 1600 1600 ТСЗ-1600/10 ШВВ-3 ШНС-1М 2КТПМ 1600 2x1600 ТСЗ-1600/10 ШВВ-3 ШНВ-2М, ШНС-2М КТПУ 630 630 ТМЗ-630/10 ВВН ШН-2М, ШН-4М 2КТПУ 630 2x630 ТНЗ-630/10 ШВВ-3 ШН-5; ШН-8 КТПУ 1000 1000 ТМЗ-1000/10 ШВВ-3 ШН-10 2КТПУ 1000 2 х 1000 ТНЗ-1000/10 ШВВ-3 ШН-10 КТПУ 1600 1600 ТМЗ-1600/10 ШВВ-3 ШН-9 2КТПУ 1600 2x1600 ТНЗ-1600/10 ШВВ-3 ШН-9 КТПМ 1000 1000 ТМЗ, ТНЗ- ШВВ-5 с вы­ ШНВ-1М, 1000/10 ключателем ШНВ-2М 2КТПМ 1000- 2 х 1000 ТМЗ, ТНЗ- ШВВ-5 с вы­ ШНЛ-1М, 6/0,4 1000/10 ключателем ШНЛ-2М КТПМ 1000- 2 х 1000 ТМЗ, ТНЗ- ВН-11 или глу­ ШНС-1М, 6/0,69 1000/10 хой ШНС-2М КТПМ 1600/10 1600 ТМЗ, ТНЗ- ВН-11 или глу­ ШНВ-2М, 1600/10 хой ШНВ-ЗМ 2КТПМ 1600/10 2 х 1600 ТМЗ, ТНЗ- ВН-11 или глу­ ШНЛ-2М, 1600/10 хой ШНС-2М КТПМ 2500- 2500 ТНЗ-2500/10 ШВВ-3 ШНЛ-2К, 10/0,4 ШНЛ-3К 2КТПМ 2500- 2 х 2500 ТНЗ-2500/10 ШВВ-3 ШНС-3К, 10/0,69 ШНВ-2К Примечания: 1. Блок высоковольтного ввода выполняется трех типов: ВВ-1 - с глухим присоединением кабеля; ВВ-2 - с присоединением кабеля через разъединитель; ВВ-3 - с присоединением кабеля через разъедини­тель и предохранитель. 2. Буквы М и У в обозначении типов КТП соответственно обозначают: модифицированный и унифициро­ванный. КТП специального назначения, перевозимые на салазках, напряжением 6... 10 кВ, мощностью 160...630 кВ-А, которые выпускаются для электроснабжения стройплощадок, руд­ников, шахт, карьеров. Технические данные подстанций внутренней установки приведены в табл. 15, наружной установки - в табл. 16. Таблица 16 - Технические характеристики комплектных трансформаторных подстанций наружной установки типа КТПН-72М напряжением 6... 10 кВ Показатель КТПН-72М-160 КТПН-72М-250 КТПН-72М-400 Мощность транс­форматора, кВ А 160 250 400 Разъединитель РВЗ-10-400 РВЗ-10-400 РВЗ-10-400 Привод ПР-10 ПР-10 ПР-10 Ввод Кабельный Кабельный Кабельный Примечание. КТПН поставляются без силовых трансформаторов. Конструктивное исполнение комплектных трансформаторных подстанций Комплектные трансформаторные подстанции напряжением 6...10 к В. В целях наиболь­шего приближения к потребителям рекомендуется применять внутренние, встроенные в здание или пристроенные к нему, трансформаторные подстанции. Встроенные в здание или пристро­енные трансформаторные подстанции имеют выход из камер с масляными трансформаторами и высоковольтными аппаратами непосредственно наружу. Внутрицеховые подстанции могут размещаться на первом и втором этажах производств, которые согласно противопожарным тре­бованиям отнесены к категориям Г и Д первой и второй степеням огнестойкости. Внутрицехо­вые подстанции размещаются как открыто, так и в отдельных помещениях (рис. ). Размещение внутрицеховых подстанций в помещениях пыльных и с химически активной средой допускается при условии принятия мер, обеспечивающих надежную работу электрообо­рудования. В производственных помещениях трансформаторы и РУ могут устанавливаться, как от­крыто, так и в камерах и отдельных помещениях. На каждой открыто установленной цеховой подстанции и КТП могут быть применены масляные трансформаторы Рисунок 57 - Модульная разводка силовой электросети к электроприемникам механического цеха: 1 - комплектная трансформаторная подстанция; 2 - колонка с автоматическим выключателем; 3 - ответви- тельная коробка; 4 - модульная магистраль; 5 - силовой шкаф; 6 -магистральный шинопровод Рисунок 58 - Комплектная двухтрансформаторная подстанция мощностью 630... 1000 кВ А для внутренней ус­тановки с однорядным расположением оборудования: а - вид спереди; б - план; 1 - кабель ВН; 2 - шкаф ввода ВН; 3 - силовой трансформатор; 4 - шкаф ввода НН; 5 - отсек приборов; 6- шкаф отходящих линий НН; 7 - секционный шкаф НН или шкаф отходящих линий; 8 - шинный короб; 9 - окно для вывода кабеля вверх мощностью до 1600 кВ А. Расстояние в свету между масляными трансформаторами должно быть не менее 10 м. Для внутрицеховых подстанций и КТП с сухими трансформаторами или с негорючим диэлектриком их мощность и расстояние между ними не ограничиваются. КРУ и КТП следует, как правило, размещать в пределах «мертвой зоны» подъемно­транспортных механизмов. В цехах с интенсивным движением внутризаводского транспорта КРУ и КТП следует ограждать. Ширина прохода для управления и ремонта КРУ выкатного типа и КТП должна обеспе­чивать удобство обслуживания и ремонта (0,6...0,8 м). Ввод от трансформатора на щит может быть выполнен двумя способами: кабелями снизу на вводных панелях, предназначенных для кабельных вводов; шинами сверху с помощью ввод­ных панелей или же непосредственно к сборным шинам через разъединитель, установленный на стене. На рис. 58 представлена комплектная двухтрансформаторная подстанция мощностью. 1000 кВ А для внутренней установки с однорядным расположением оборудования. Авто­матические выключатели выдвижного исполнения служат защитно-коммутационной аппарату­рой, каждый автомат закрыт дверью, управление производится рукоятками и ключами, распо­ложенными на дверях шкафов, а для дистанционного управления концы проводов подведены к рейке с зажимами. Присоединение вводов высшего напряжения глухое. Комплектные трансформаторные подстанции напряжением 35/6...10 к В. КТП напряжением 35/6... 10 кВ применяют для электроснабжения небольших промышленных предприятий и сельскохозяйственных районов. КТП (рис. 59) состоит из ОРУ напряжением 35 кВ, силового трансформатора и КРУН напряжением 6... 10 кВ наружной установки, металличе­ского ограждения подстанции, совмещенного с контуром заземления. Конструкция комплектной подстанции допускает возможность установки одного или двух силовых трансформаторов мощностью 630...3200кВ-А. ОРУ однотрансформаторной подстанции напряжением 35 кВ представляет собой портал, на котором смонтированы со стороны подстанции линейный разъединитель с двумя заземляю­щими ножами, а со стороны линии - стреляющие предохранители высокого напряжения, раз­рядники и резонансные заградители высокочастотной связи. На стороне 35 кВ применяются следующие основные схемы: тупиковые, проходные, уз­ловые, «мостик». Ячейка ввода ОРУ имеет дополнительное внутреннее ограждение высотой 2 м, опреде­ляемой зоной выхлопа стреляющих предохранителей ПСН-35 и допустимыми расстояниями от аппаратуры, установленной в нижней части портала. Рисунок 59 - Комплектная трансформаторная подстанция напряжением 35 кВ типа 2КТП-35/6-10П кВ с транс­форматорами мощностью 3200 кВ-А: а - вид спереди; б - план: 1 - трансформатор; 2 - КРУН напряжением 6... 10 кВ; 3 - внешнее ограждение; 4 - шкаф противопожарного оборудования; 5 - шкаф инвентарный; б -внутреннее ог­раждение предохранителей; 7 - ОРУ напряжением 35 кВ Двухтрансформаторная подстанция представляет собой сочетание двух комплектных однотрансформаторных подстанций, комплектуемых секционным шкафом напряжением 6... 10 кВ. Ввод со стороны 35 кВ выполнен как для однотрансформаторной подстанции, но включает в себя два портала с линейными предохранителями, разъединителями и разрядниками. Комплектные трансформаторные подстанции напряжением 110/6... 10 кВ. КТП напряжением 110/6...10кВ (рис. 60) состоят из ОРУ напряжением 110 кВ, силового транс­форматора 5 и КРУН 7 наружной установки напряжением 6... 10 кВ. ОРУ напряжением 100 кВ однотрансформаторной подстанции состоит из линейного разъединителя, отделителя, короткозамыкателя, заземляющего разъединителя, линейного пор­тала, металлоконструкции под установку высокочастотной связи. Узел линейного разъеди­нителя 2 представляет собой металлоконструкцию портального типа, на которой установлены полюсы разъединителя типа РЛНД-2- 110/ 600. Полюсы соединяют между собой тягами. С при­водом ПРН разъединитель соединен валами, привод ПРН устанавливается под центральным полюсом разъединителя на траверсе и снабжается внутренней блокировкой, не допускающей включения заземляющих ножей при включенных главных ножах разъединителя. Узел отделителя и короткозамыкателя 3 - трехстоечная металлоконструкция, на которой установлены три полюса отделителя ОД-110 и короткозамыкатель КЗ-110. Отделитель управля­ется приводом ШПО, который устанавливается на одной из стоек. Короткозамыкатель изолиру­ется от металлоконструкций четырьмя изоляторами. Рисунок 60 - Комплектная трансформаторная подстанция наружной установки напряжением 110/6... 10 кВ ОРУ напряжением 110 кВ Заземление короткозамыкателя производится шиной, которая проходит через трансфор­матор тока ТШЛ-0,5 проходного типа. Узел заземляющего разъединителя 6- одностоечная металлоконструкция, на которой ус­тановлен заземляющий разъединитель ЗОН. В зависимости от высоты силового трансформато­ра заводом поставляется установка заземляющего разъединителя высотой 3 и 5 м. На металло­конструкции заземляющего разъединителя устанавливается ящик с зажимами цепей управле­ния. Линейный портал 4 - одностоечная портальная конструкция с двумя траверсами. Портал служит для приема линии, к стойкам портала подсоединяются грозозащитные тросы, на одной из стоек портала устанавливается молниеотвод. Расстояние между проводами 2500 мм, а между грозозащитными тросами - 8000 мм. Верхняя траверса служит для подвески гирлянд изолято­ров. На нижней траверсе устанавливаются разрядники РВС-110 с регистраторами разрядов. Узел высокочастотной связи 1 рассчитан на совместную установку заградителя и кон­денсатора связи. КРУН напряжением 6... 10 кВ 7 - металлическая конструкция, состоящая из соединенных между собой шкафов, в которых смонтированы аппаратура силовых и вспомогательных цепей. У силового трансформатора вблизи выводов напряжением 6... 10 кВ устанавливаются вентильные разрядники РВП напряжением 6... 10 кВ. Источником питания оперативных цепей и устройств релейной защиты и автоматики яв­ляется трансформатор собственных нужд. Конструктивное исполнение распределительных подстанций напряжением 6...10 кВ На рис. 61 приведена компоновка распределительной подстанции, пристроенной к зда­нию цеха с двумя выходами наружу. Часть РП, находящаяся в ведении энергоснабжающей ор­ганизации, отделена перегородкой с дверью, запираемой на замок. Рисунок 61 - Расположение оборудования распределительной подстанции напряжением 10 кВ при двухрядном расположении камер КСО при разделении распределительной подстанции на части абонента и энергосистемы: / - блоки питания; 2 - щитки защиты; 3 - шкаф оперативного тока типа ШУОТ; 4 - мост шинный длиной 3000 мм; 5 - ограждение сетчатое с дверью; 6 - камера типа КСО-272 Рисунок 62 - Вариант компоновки распределительной подстанции напряжением 10 кВ в отдельном помещении между колоннами в цеху: 1 - шкаф КРУ размером 1350 мм; 2 - токопровод между шкафами; 3 - шкаф КРУ размером 900 мм; 4 - то­копровод между секциями КРУ Рисунок 63 - Компоновка распределительной подстанции с выкатными КРУ и реакторами с подводом питания через специальную шахту от гибких токопроводов Рисунок 64 - Выполнение распределительных подстанций напряжением 6... 10 кВ: а - отдельно стоящая РП с камерами КРУ, совмещенная с КТП и комплектной конденсаторной установкой (ККУ); б - отдельно стоящая РП с камерами КРУ, совмещенная с ККУ; в- отдельно стоящая РП с камерами КСО, совмещенная с КТП и ККУ; 1 - ка­меры КРУ или КСО; 2 - КТП; 3 - ККУ; 4 - электропитание приводов; 5 - вводное устройство силового питания На рис. 63 приведена компоновка распределительной подстанции при размещении в от­дельном помещении между колоннами в цеху. На рис. 64 показана компоновка распределительной подстанции с выкатными КРУ с подводом питания через специальную шахту и с установкой в специальных ячейках токоогра­ничивающих реакторов. На рис. 65 показано несколько примеров выполнения распределительных подстанций, некоторые из которых совмещены с трансформаторными подстанциями. Компоновки РП пре­дусматривают также возможность размещения в них конденсаторных установок (УК). Примеры выполнения подстанций напряжением 6... 10/0,4...0,66 кВ Типы выполнения подстанций напряжением 6... 10/0,4... 0,66 кВ достаточно многообраз­ны, поэтому рассмотрим лишь некоторые из них. Рисунок 65 - Открытая установка трансформаторов возле цеха: а - цеховая подстанция с открыто установлен­ным трансформатором мощностью 1000 кВ А; б - цеховая однотрансформаторная КТП с наружной установкой трансформатора мощностью 630 кВ А; 1 - трансформатор; 2 - шкаф ввода напряжением до 1 кВ; 3 - шкаф отходя­щих линий; 4 — шкаф ввода напряжением выше 1 кВ с выключателем нагрузки; 5 - зона обслуживания Широко применяются компоновки подстанций с установкой трансформаторов открыто возле производственных зданий предприятия и с размещением распределительных устройств вторичного напряжения внутри этих зданий. При этом необходимо соблюдать ряд условий, так как пожар в трансформаторе может вывести из работы производственный корпус. Кроме того, должен предусматриваться проезд шириной не менее 3 м вдоль всех трансформаторов или по­жарный подъезд к каждому из них. На рис. 65, а показана цеховая подстанция с открытой установкой трансформатора мощностью 1000 кВ-А возле цеха и с размещением распределительного щита напряжением до 1 кВ непосредственно в цехе. На рис. 7.12, б показана установка однотрансформаторной КТП и вводного шкафа напряжением выше 1 кВ снаружи, непосредственно возле стены здания, а ком­плектного устройства напряжением до 1 кВ внутри цеха. Шины, соединяющие выводы напряжением до 1 кВ с комплектным распределительным устройством, заключены в короба из листовой стали. 1.7. Качество электроэнергии в системе электроснабжения Приемники электроэнергии (ПЭ) и аппараты, присоединенные к электрическим сетям, предназначены для работы при определенных номинальных параметрах: номинальной частоте переменного тока, номинальном напряжении, номинальном токе и т.п. Долгое время основны­ми режимными параметрами, определяющими качество электрической энергии, считались зна­чение частоты в электрической системе и уровни напряжения в узлах сети. Однако по мере внедрения в технологические производственные процессы электропотребителей, обладающих нелинейными вольт-амперными характеристиками, все чаще приходилось учитывать возмож­ные нарушения симметрии, синусоидальности формы кривой напряжения в трехфазных сетях. На показатели качества электрической энергии заметное влияние оказывают параметры сетей. Например, напряжение на зажимах ПЭ будет зависеть от протяженности и характера се­ти, находящейся между источником питания (ИП) и данными ПЭ. Поэтому показатели, связан­ные с напряжением, являются местными (локальными), имеющими различные значения в точ­ках сети. Частота сети является общесистемным (глобальным) параметром качества элек­трической энергии. Опыт проектирования и эксплуатации электрических сетей показывает, что мероприятия по исключению и снижению влияния электрических сетей на показатели качества электроэнер­гии могут быть весьма дорогими. Поддержание оптимального уровня напряжения на зажимах каждого ПЭ в общем случае нецелесообразно и, в первую очередь, по экономическим сообра­жениям. Действительно, поскольку ПЭ могут иметь неодинаковые режимы работы и находятся электрически на разном удалении от ИП, то для поддержания оптимального напряжения на за­жимах каждого из них необходимо снабдить их индивидуальными регуляторами напряжения. Очевидно, что это слишком дорого. Более выгодным является групповое регулирование напряжения, когда общее регули­рующее устройство устанавливается для группы ПЭ. При этом, естественно, номинальное на­пряжение будет поддерживаться лишь у некоторых из ПЭ, тогда как у остальных напряжение может отклоняться от номинального в большую или меньшую сторону. Из-за этого в какой-то мере могут ухудшаться технические параметры производствен­ных установок, отрицательно влияя на их экономичность. Однако экономия от замены индиви­дуального регулирования напряжения правильно выбранным групповым, как правило, пере­крывает соответствующее снижение экономичности производства. В требованиях к качеству электрической энергии, (ГОСТ 13109 - 99), указываются тех­нически допустимые пределы отклонений значений от номинальных параметров. Первый у нас в стране государственный стандарт на качество электроэнергии был введен в 1967 г. (ГОСТ 13109 - 67). Он был скорректирован в 1979 и в 1987 гг., а в настоящее время действует новый ГОСТ 13109-99. На этапе проектирования сети при нормальных режимах ее работы необходимо рассчи­тывать показатели качества электроэнергии (ПКЭ) и выбирать наиболее экономичные средства приведения параметров режимов к допустимым пределам (нормам). В условиях эксплуатации в электрической сети должен осуществляться систематический контроль за ПКЭ и соответствен­но приниматься меры по приведению параметров к допустимым нормам. Лекция 1.7.1. Основные и дополнительные показатели качества электроэнергии ГОСТ 13109 - 99 устанавливает показатели и нормы качества электрической энергии (КЭ) в электрических сетях систем электроснабжения общего назначения переменного трех­фазного и однофазного тока частотой 50 Гц в точках, к которым присоединяются электрические сети, находящиеся в собственности различных потребителей, или приемники электрической энергии (точки общего присоединения - ТОП). Этот ГОСТ устанавливает 11 основных показа­телей качества электроэнергии (ПКЭ): отклонение частоты δ; установившееся отклонение напряжения δUV размах изменения напряжения δUt; дозу фликера (мерцания или колебания) Pt; коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения KU; коэффициент п-й гармонической составляющей напряжения KU(n) коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности K2U; коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности K0U; глубину и длительность провала напряжения δUп, ∆tп; импульсное напряжение Uимп; коэффициент временного перенапряжения КперU. Установлены два вида норм ПКЭ: нормально допустимые (норм.) и предельно допусти­мые (пред.). Отклонение частоты и причины его возникновения Отклонение частоты в электрической системе, Гц, характеризует разность между дейст­вительным и номинальным значениями частоты переменного тока в системе электро­снабжения и определяется по выражению (115) Допустимые нормы по отклонениям частоты составляют: Частота переменного тока в электрической системе определяется скоростью вращения генераторов электростанций. Номинальное значение частоты в ЕЭС России 50 Гц в электриче­ской системе может быть обеспечено при условии наличия резерва активной мощности. В каж­дый момент времени в электрической системе должно быть обеспечено равенство (баланс) ме­жду мощностью генераторов электростанций и мощностью, потребляемой нагрузкой с учетом потерь мощности на передачу в электрической сети. Ввод резервной мощности возможен в системе за счет дополнительного расхода энергоносителя турбин электростанций. Отклонение напряжения. Отклонение напряжения характеризуется показателем установившегося отклонения те­кущего значения напряжения U от номинального значения Uном: (116) Отклонение напряжения обусловлено изменением потерь напряжения, вызы­ваемых изменением мощностей нагрузок. Отклонение напряжения нормируется на выводах приемников электрической энергии: Колебания напряжения Колебания напряжения характеризуются размахом изменения напряжения δUt, частотой повторения изменений напряжения FδUt и интервалом между изменениями напряжения ∆ti,i+1 дозой фликера Pt. Источниками колебаний напряжения являются потребители электроэнергии с резкопе­ременным графиком потребления мощности (особенно реактивной). К ним относятся: дуговые сталеплавильные печи, электросварка, поршневые компрессоры и ряд других. При резком воз­растании нагрузки происходит резкое увеличение потерь напряжения в ветвях сети, питающих эту нагрузку. В результате резко уменьшается напряжение на приемном узле ветви. При резком уменьшении нагрузки происходит уменьшение потерь напряжения и, следовательно, увеличе­ние напряжения на приемном узле ветви. Отмечается, что в электрических сетях распространение колебаний напряжения проис­ходит в направлении к шинам низкого напряжения практически без затухания, а к шинам высо­кого напряжения - с затуханием по амплитуде. Этот эффект проявляется в зависимости от мощ­ности короткого замыкания Sк.з.сист системы. При распространении колебаний напряжения в любом направлении их частотный спектр сохраняется, а коэффициент затухания или усиления kδUt определяется соотношением КδUt=1+ (117) где Sк.з.сист. - мощность короткого замыкания ступени трансформации; Sном.т - номиналь­ная мощность трансформатора. Таким образом, возникая в какой-либо точке электрической сети и распространяясь по ней, колебания напряжения оказывают отрицательное воздействие на чувствительные к ним электроприемники, в основном на осветительные. Размах изменения напряжения - разность между следующими друг за другом действую­щих значений напряжения любой формы, т. е. между следующими друг за другом максималь­ным и минимальным значениями огибающей действующих значений напряжения. Огибающая действующих (среднеквадратичных) значений напряжения - ступенчатая временная функция, образованная действующими значениями напряжения, определенными на каждом полупериоде напряжения основной частоты. Если огибающая действующих значений напряжения имеет горизонтальные участки (при спокойном графике нагрузки), то размах изменения напряжения δUt, определяется как разность между соседними экстремумом (максимумом Umax или минимумом Umin) и горизон­тальным участком или как разность между соседними горизонтальными участками (рис. 66): (118) Частота повторения изменения напряжения - число одиночных изменений на­пряжения в единицу времени: FUt = m / T (1/с,1/мин,1/ч), (119) где т- число изменений напряжения со скоростью изменения более 1 % в секунду за время Т. Длительность изменения напряжения Δti,i+1 - интервал времени от начала одиночного изменения напряжения до его конечного значения (см. рис. 66). Рисунок 66 - Колебания напряжения (пять размахов изменений напряжения) Ф л и к е р (мерцание) - субъективное восприятие человеком колебаний светового потока искусственных источников освещения, вызванных колебаниями напряжения в электрической сети, питающей эти источники. Доза фликера Pt - мера восприимчивости человека к воздействию фликера за установ­ленный промежуток времени, т. е. интегральная характеристика колебаний напряжения, вызы­вающих у человека накапливающееся за установленный период времени раздражение мерца­ниями (миганиями) светового потока. Дозу фликера напряжения в процентах в квадрате вычисляют по выражению , (120) где δUf - действующие значения составляющих разложения в ряд Фурье изменений на­пряжения с размахом δUt; gf — коэффициент приведения действительных размахов измене­ния напряжения к эквивалентным; Тоср= 10 мин - интервал времени осреднения. Время восприятия фликера - минимальное время для субъективного восприятия челове­ком фликера, вызванного колебаниями напряжения. Предельно допустимые значения размаха изменения напряжения δUt, в точках общего присоединения к электрическим сетям в зависимости от частоты повторения изменений напряжения FδUt,или интервала между изменениями напряжения Δti,i+1 равны значениям, определяемым по кривым рис. 67. Кривая 1 -для потребителей электрической энергии, распо­лагающих лампами накаливания. Кривая 2 - в помещениях, где требуется значительное зри­тельное напряжение. Перечень помещений с разрядами работ, требующих значительного зри­тельного напряжения, устанавливают в нормативных документах, утверждаемых в установлен­ном порядке Рисунок 67 - Зависимости частоты допустимых изменений напряжения от частоты их появления Предельно допустимое значение суммы установившегося отклонения напряжения ΔUу и размаха изменений напряжения ΔUt, в точках присоединения к электрическим сетям напря­жением 0,38 кВ равно ±10% от номинального напряжения. Предельно допустимое значение для кратковременной дозы фликера PSt, при колебани­ях напряжения равно 1,38, а для длительной дозы фликера PLt при тех же колебаниях напряже­ния равно 1,0. Кратковременную дозу фликера определяют на интервале времени наблюдения, равном 10 мин. Длительную дозу фликера определяют на интервале времени наблюдения, равном 2 ч. Предельно допустимое значение для кратковременной дозы фликера PSt в точках обще­го присоединения потребителей электрической энергии, располагающих лампами накаливания в помещениях, где требуется значительное зрительное напряжение, равно 1,0, а для длительной дозы фликера PLt в этих же точках равно 0,74. Несинусоидальность напряжения Несинусоидальность напряжения появляется потому, что в кривой напряжения, помимо гармоники основной частоты U(1) = UHOM имеют место гармоники Uп других высших частот, кратных основной частоте (п= 2,3,4,..., ∞). Гармоники Un обычно определяются разложением кривой фактического напряжения в ряд Фурье. Причиной возникновения несинусоидальности напряжения является наличие потребите­лей электроэнергии с нелинейной вольт-амперной характеристикой. Основной вклад в несину- соидальность напряжения вносят тиристорные преобразователи электрической энергии, полу­чившие широкое распространение в промышленности. Несинусоидальность напряжения характеризуется следующими показателями: коэффициентом искажения синусоидальности кривой напряжения; коэффициентом n-й гармонической составляющей напряжения. Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения КU %, является отноше­нием суммарного действующего значения всех высших гармоник к действующему значению напряжения основной гармоники, причем n > 2: (121) Таблица 17 - Значения коэффициента искажения синусоидальности кривой напряжения, % Нормально допустимое значение при Uном, кВ Предельно допустимое значение при Uном, кВ 0,38 6...20 35 110...330 0,38 6...20 35 110...330 8,0 5,0 4,0 2,0 12,0 8,0 6,0 3,0 При определении коэффициента искажения синусоидальности кривой напряжения до­пускается не учитывать гармонические составляющие порядка n > 40 или действующее значе­ние которых менее 0,3 от U(1) Коэффициент n-й гармонической составляющей КU(n) %, является отношением дейст­вующего значения напряжения n-и гармоники U(n) к действующему значению напряжения первой гармоники: (122) Нормально допустимые и предельно допустимые значения коэффициента искажения си­нусоидальности кривой напряжения в точках общего присоединения к электрическим сетям с разными номинальными напряжениями приведены в табл. 17. Нормально допустимые значения коэффициента n-й гармонической составляющей на­пряжения в точках общего присоединения к электрическим сетям с разными номинальными напряжениями Uном приведены в табл. 18 Таблица 18 - Допустимые значения коэффициента n-й гармонической составляющей напряжения, % n1 При Uном, кВ n2 При Uном, кВ n3 При Uном, кВ 0,38 6…20 35 110… 330 0,38 6…20 35 110… 330 0,38 6…20 35 1 5 6,0 4,0 3,0 1,5 3 5,0 3,0 3,0 1,5 2 2,0 1,5 1,0 0, 7 5,0 3,0 2,5 1,0 9 1,5 1,0 1,0 0,4 4 1,0 0,7 0,5 0, 11 3,5 2,0 2,0 1,0 15 0,3 0,3 0,3 0,2 6 0,5 0,3 0,3 0, 13 3,0 2,0 1,5 0,7 21 0,2 0,2 0,2 0,2 8 0,5 0,3 0,3 0, 19 1,5 1,0 1,0 0,5 >2 0,2 0,2 0,2 0,2 10 0,5 0,3 0,3 0, 23 1,5 1,0 1,0 0,4 12 0,2 0,2 0,2 0, 25 1,5 1,0 1.0 0,4 Примечания. 1. ni - номер гармонической составляющей напряжения; n1 - нечетные гармоники, не крат­ные 3; n2 - нечетные, кратные 3; n3 - четные. 2. Нормально допустимые значения, приведенные для n, равных 3 и 9, относятся к однофазным электриче­ским сетям. В трехфазных трехпроводных электрических сетях эти значения принимают вдвое меньшими приве­денных в табл. 18 Предельно допустимое значение коэффициента n-й гармонической составляющей на­пряжения вычисляют по формуле KU(n)пред = 1,5KU(n)норм (123) где KU(n)норм - нормально допустимое значение коэффициента п-й гармонической состав­ляющей напряжения, определяемое по табл. 18. Несимметрия напряжения Несимметрия трехфазной системы напряжений появляется при наличии в трехфазной электрической сети напряжений обратной и нулевой последовательностей, значительно мень­ших по величине соответствующих составляющих напряжения прямой (основной) последова­тельности. Основной причиной возникновения несимметрии напряжения являются потребители с несимметричным потреблением мощности по фазам. К ним относятся: однофазные потребите­ли, включаемые на фазное либо междуфазное напряжения; трехфазные потребители с несим­метричным потреблением мощности по фазам (в частности, дуговые сталеплавильные печи, сварочные установки). Причиной несимметрии напряжений может быть также несимметрия со­противлений сети по фазам. Несимметрия трехфазной системы напряжений характеризуется коэффициентами не­симметрии обратной последовательности К2U, %, и нулевой последовательности К0U, %, кото­рые представляют собой отношение действующего значения напряжения соответственно об­ратной и нулевой последовательности к действующему значению напряжения прямой последо­вательности (к номинальному напряжению): 100; (124) где U2(1) и U0(1) - действующие значения напряжения соответственно обратной и нуле­вой последовательностей основной частоты трехфазной системы напряжений, В и кВ. Допустимые значения этих показктелей следующие: в нормальном режим К2UHOPM = К0UHOPM = 2% ; предельно допустимые нормы К2Uпред = К 0Uпред = 4 % Провал напряжения. Провал напряжения - внезапное значительное снижение напряжения в точке электри­ческой сети ниже 0,9 Uном, за которым следует восстановление напряжения до первоначального или близкого к нему уровня через промежуток времени от десяти миллисекунд до нескольких десятков секунд (рис. 68). Провал напряжения характеризуется глубиной δUп (по отношению к значению напря­жения в нормальном режиме) и длительностью Δtn. Провал напряжения: (125) Длительность провала напряжения Δtn - интервал времени между начальным моментом провала напряжения tH и моментом восстановления напряжения до первоначального или близ­кого к нему уровня tк: Δtn = tH - tK (126) Глубина провала напряжения может изменяться от 10 до 100%, длительность - от сотых до нескольких десятых секунды (в некоторых случаях - секунды). Вспомогательной характеристикой является частота появления провалов напряжения Fn - число провалов напряжения определенной глубины и длительности за определенный проме­жуток времени по отношению к общему числу провалов за этот же промежуток времени. Основной причиной появления провалов напряжения в системе электроснабжения явля­ются короткие замыкания в отходящих от цепи питания данного узла нагрузки ответвлениях электрической сети высокого (35...220 кВ), среднего (6... 10 кВ) напряжений и в сетях с напря­жением до 1 кВ. Провалы напряжения не нормируются, поскольку они неизбежны настолько же, на­сколько неизбежны короткие замыкания. Однако знать статистику по частоте, глубине и дли­тельности провалов напряжения в системе электроснабжения необходимо для аргументирован­ного использования агрегатов и источников бесперебойного питания с целью электроснабже­ния особенно чувствительных к провалам напряжения потребителей. К ним относятся: электронные микропроцессорные устройства управления, компьютеры, серверы и ряд дру­гих. Рисунок 68 - Провал напряжения Импульсное напряжение Искажение формы кривой питающего напряжения может происходить за счет появления высокочастотных импульсов при коммутациях сети, работе разрядников и т. п. Импульс напряжения - резкое изменение напряжения в точке электрической сети, за ко­торым следует восстановление напряжения до первоначального или близкого к нему уровня за промежуток времени до нескольких миллисекунд (т.е. меньше полупериода) (рис. 69). Импульсное напряжение характеризуют следующие величины: амплитуда импульса U имп - максимальное мгновенное значение импульса напряжения; длительность импульса - интервал времени между начальным моментом импульса на­пряжения и моментом восстановления мгновенного значения напряжения до первоначального или близкого к нему уровня; часто длительность импульса оценивается по уровню 0,5 его ам­плитуды AtuMn0,5 . В электрическую сеть напряжением 220...380 В может проникать импульсное напряже­ние до 3 ...6 кВ. Наиболее чувствительны к импульсным напряжениям электронные и микропроцессор­ные элементы систем управления и защиты, компьютеры, серверы и компьютерные станции. Основным способом защиты от импульсных напряжений является использование огра­ничителей перенапряжения (ОПН) на основе металлооксидных соединений. Рисунок 69 - Импульс напряжения Временное перенапряжение. Временное перенапряжение - повышение напряжения в точке электрической сети выше 1,1 Uном продолжительностью более 10 мс, возникающее в системах электроснабжения при коммутациях или коротких замыканиях. Коэффициент временного перенапряжения КперU величина, равная отношению макси­мального значения огибающей амплитудных значений напряжения за время существования временного перенапряжения к амплитуде номинального напряжения сети. Длительность временного перенапряжения ΔtnepU интервал времени между начальным моментом возникновения временного перенапряжения и моментом его исчезновения. Ленкция 1.7.2. Влияние качества электроэнергии на работу электроприемников. Влияние отклонения частоты в энергосистеме на работу электроприемников Различают электромагнитное и технологическое влияние отклонения частоты на работу электроприемников. Электромагнитная составляющая обусловливается увеличением потерь активной мощности и ростом потребления активной и реактивной мощностей. Можно считать, что снижение частоты на 1 % увеличивает потери в сетях на 2%. Технологическая составляю­щая вызвана в основном недовыпуском промышленными предприятиями продукции. Согласно экспертным оценкам, значение технологического ущерба на порядок выше электромагнитного. Анализ работы предприятий с непрерывным технологическим процессом показал, что большинство технологических линий оборудовано механизмами с постоянным и вентилятор­ным моментами сопротивлений, а их приводами служат асинхронные двигатели. Частота вра­щения двигателей пропорциональна изменению частоты сети, а производительность техноло­гических линий зависит от частоты вращения двигателя. При значительном повышении часто­ты в энергосистеме, что может быть, например, в случае уменьшения (сброса) нагрузки, воз­можно повреждение оборудования. Кроме того, пониженная частота в электрической сети влияет на срок службы оборудо­вания, содержащего элементы со сталью (электродвигатели, трансформаторы), за счет увеличе­ния тока намагничивания в таких аппаратах и дополнительного нагрева стальных элементов. Влияние изменения нагрузки потребителей при изменении частоты можно проанализи­ровать с помощью статических характеристик обобщенного узла нагрузки от частоты, приве­денных на рис. 70. Как видно из рис. 70, снижение частоты до значения f1 приводит к увеличению по­требляемой нагрузкой реактивной мощности Q* до значения Q*1 что влечет за собой пониже­ние напряжения в узле присоединения нагрузки. При этом потребляемая активная мощность снижается до Р*1. Обычно увеличение потребляемой реактивной мощности выше, чем снижение активной мощности, что приводит к увеличению перетоков полной мощ­ности по элементам сети и, следовательно, к увеличению потерь мощности и энергии в сети. Рисунок 70 - Статические характеристики по частоте обобщенного узла нагрузки Изменение нагрузки потребителей в сети может быть различным по характеру. При ма­лых изменениях нагрузки в системе требуется небольшой резерв мощности. В этих случаях ав­томатическое регулирование частоты в системе может производится на одной, так называемой частотно-регулирующей станции. При больших изменениях нагрузки увеличение мощности должно быть предусмотрено на значительном числе станций. В связи с этим в соответствии с предполагаемыми изменениями нагрузок потребителей заранее составляются графики соответ­ствующего изменения нагрузки электростанций. При этом предусматривается экономическое распределение нагрузок между станциями. В послеаварийных режимах, например при отключении мощных линий электропередач, система может оказаться разделенной на отдельные несинхронно работающие части. В некото­рых из них мощность электростанций может оказаться недостаточной для поддержания часто­ты и будут наблюдаться большие изменения частоты. Это, как уже отмечалось, приведет к рез­кому снижению производительности оборудования собственных нужд электростанций (пита­тельных и циркуляционных насосов, дымососов и т.д.), что вызовет дальнейшее значительное уменьшение мощности станций, вплоть до их выпадения из работы. Для предотвращения обще­системных аварий в подобных случаях предусматривают специальные автоматические устрой­ства частотной разгрузки (АЧР), отключающие в таких случаях часть менее ответственных по­требителей. После ликвидации дефицита мощности, например после включения резервных ис­точников, специальные устройства частотного автоматического повторного включения (АПВЧ) включают отключенных потребителей, и нормальная работа системы восстанавливается. Влияние отклонения напряжения на работу электроприемников Каждый приемник электроэнергии спроектирован для работы при номинальном напря­жении и должен обеспечивать нормальное функционирование при отклонениях напряжения от номинального на заданную ГОСТ величину. При изменении напряжения в пределах этого ра­бочего диапазона могут изменяться значения выходного параметра приемника электроэнергии, например температура в электротермической установке, освещенность у электроосветительной установки, полезная мощность на валу электродвигателя и т.д. Одновременно с изменением выходных параметров, а в ряде случае даже когда выход­ные параметры не изменяются, изменение напряжения приводит к изменению потребляемой приемником электроэнергии мощности. Работа электротермических установок при значительном снижении напряжения существенно ухудшается, так как увеличивается длительность технологического процесса. Печи сопротивления прямого и косвенного действия имеют мощности до 2000 кВт и подключаются к сети напряжением 0,38 кВ, коэффициент мощности близок к 1,0. Регулирую­щий эффект активной нагрузки печей сопротивления равен 2. Повышение напряжения приво­дит к перерасходу электроэнергии. Индукционные плавильные печи промышленной частоты и повышенной частоты пред­ставляют собой трехфазную электрическую нагрузку «спокойного» режима работы. Печи по­вышенной частоты питаются от вентильных преобразователей частоты, к которым подводится переменный ток напряжением 0,4 кВ. Индукционные печи имеют низкий коэффициент мощно­сти: от 0,1 до 0,5. Вентильные преобразователи обычно имеют систему автоматического регулирова­ния постоянного тока путем фазового управления. При повышении напряжения в сети угол ре­гулирования автоматически увеличивается, что приводит к увеличению потребления мощности преобразователем. Регулирующие эффекты нагрузки для ртутно-выпрямительного агрегата с электролизером для активной мощности 3,5; для реактивной мощности 7,6. Электросварочные установки переменного тока дуговой и контактной сварки пред­ставляют собой однофазную неравномерную и несинусоидальную нагрузку с низким коэффи­циентом мощности: 0,3 - для дуговой сварки и 0,7 - для контактной. При снижении напряжения до 0,9 U ном время сварки увеличивается на 20 %, а при выходе его за пределы (0,9... 1,1) U ном возникает брак сварных швов. Электрохимические и электролизные установки работают на постоянном то­ке, который получают от преобразовательных подстанций, выпрямляющих трехфазный пере­менный ток. Коэффициент мощности установок 0,8 ...0,9. Работа электролизных установок при пониженном напряжении приводит к снижению производительности, а повышение напряжения к недопустимому перегреву ванн электролизера. Установки электрического освещения с лампами накаливания, люминесцент­ными, дуговыми, ртутными, натриевыми, ксеноновыми лампами применяются на всех пред­приятиях для внутреннего и наружного освещения. В производственных цехах в настоящее время применяются преимущественно дуговые ртутные лампы высокого давления типов ДРЛ и ДРИ 220 В. Аварийное освещение, составляющее 10% от общего, выполняется лампами нака­ливания. Коэффициент мощности светильников с индивидуальными конденсаторами 0,9...0,95, а без них - 0,6. Лишь лампы накаливания имеют коэффициент мощности 1,0. В цехахлабораториях, административных помещениях, требующих повышенной освещенности и правильной цветопередачи, устанавливают люминесцентные лампы. Для наружного освещения рекомен­дуются лампы типа ДРЛ. Влияние колебаний напряжения на работу электроприемников ГОСТ 13109 - 99 определяет воздействие колебаний напряжения на осветительные уста­новки, влияющие на зрение человека. Мигание ламп освещения (фликер-эффект) вызывает не- приятный психологический эффект, утомление зрения и организма в целом. Степень раздраже­ния органов зрения зависит от величины и частоты мигания. Наиболее сильное воздействие на глаз человека оказывают мигания света с частотой 3... 10 Гц, поэтому допустимые колебания напряжения в этом диапазоне минимальны (см. рис. 67): менее 0,5%. Причем степень воздей­ствия зависит от типа источника света. Например, при одинаковых колебаниях напряжения лампы накаливания оказывают значительно большее воздействие, чем газоразрядные лампы. Колебания напряжения более 10% могут привести к погасанию газоразрядных ламп. За­жигание их, в зависимости от типа ламп, происходит через несколько секунд или даже минут. При глубоких колебаниях напряжения (более 15 %) могут отпасть контакты магнитных пуска­телей, вызвав нарушения технологии производства. Колебания напряжения с размахом 10... 15% могут привести к выходу из строя конден­саторов, а также вентильных выпрямительных агрегатов. На металлургических заводах к числу приемников, чувствительных к колебаниям на­пряжения, относятся станы непрерывной прокатки. При колебаниях напряжения возникают качания турбогенераторов. Для самих турбоге­нераторов такие качания не опасны, однако, передаваясь на лопатки турбины, они могут при­вести в действие регуляторы скорости. Заметное влияние оказывают колебания напряжения на асинхронные двигатели неболь­шой мощности. Колебания недопустимы для текстильного, бумагоделательного и других про­изводств, предъявляющих особенно высокие требования к точности поддержания частоты вра­щеуния приводов, в качестве которых используют асинхронные двигатели. Подробно исследовано влияние колебаний напряжения на электролизные установки. Ко­лебания напряжения с размахом 5% вызывают резкое увеличение износа анодов и сокращение срока службы. Колебания напряжения оказывают существенное влияние на контактную сварку. Это воздействие сказывается как на качестве самого сварочного процесса, так и ненадежности рабо­ты управления сваркой. На качество напряжения в сетях контактной сварки накладываются же­сткие ограничения по размаху изменений напряжения: 5 % для сварки обычных сталей и 3 % для сварки титановых и других жаропрочных сталей и сплавов. Продолжительность допусти­мых колебаний напряжения для аппаратуры управления машинами контактной сварки ограни­чивается величиной не более 0,2 с во избежание ложной работы этих устройств. Рисунок 71 - Влияние появления напряжения обратной последовательности на величину результирующих напряжений сети: а - векторная диаграмма напряжений прямой последовательности; б - векторная диаграмма напряжений обратной последовательности; в - векторная диаграмма результирующих напряжений. Колебания напряжения отрицательно влияют на работу радиоприборов, нарушая их нормальную работу и снижая срок службы. Помехи в телевизионных изображениях проявляют­ся при частотах 0,5...3 Гц и заметны, главным образом, при неподвижных изображениях. К электроприемникам, чувствительным к колебаниям напряжения, относятся также вы­числительные машины, рентгеновские установки и т.д. При работе ЭВМ в режиме управления иногда оказывается достаточным одного-двух колебаний с размахом 1... 1,5 %, чтобы возник сбой в какой-либо ячейке машины и, как следствие, возникли ошибки в командах управления или при производстве расчетов. Влияние несимметрии напряжения на работу электроприемников На рис. 71 приведены векторные диаграммы прямой, обратной последовательностей и результирующих напряжений. Как видно из векторной диаграммы результирующего напряже­ния, при появлении в трехфазной сети напряжения обратной последовательности ухудшается режим напряжений как трехфазных, так и однофазных электроприемников. Особенно неблагоприятно влияет напряжение обратной последовательности на работу вращающихся электрических машин. В асинхронных двигателях несимметрия напряжения вызывает дополнительный нагрев, а также противодействующий вращающий момент. Поскольку сопротивление обратной после­довательности асинхронных двигателей в 5... 7 раз меньше сопротивления прямой последовательности, то при наличии даже небольшой составляющей обратной последовательности возникает значи­тельный ток. Этот ток накладывается на ток прямой последовательности и вызывает перегрев двигателя, в результате чего уменьшается его располагаемая мощность. Быстро стареет изоля­ция и т.д. Так, срок службы полностью загруженного двигателя, работающего при коэффициен­те несимметрии 4%, сокращается в два раза. При появлении в трехфазной сети напряжения нулевой последовательности ухудшаются режимы напряжений для однофазных приемников. Токи нулевой последовательности постоян­но протекают через заземлители и значительно высушивают грунт, увеличивая сопротивление заземляющих устройств. Несимметрия напряжения значительно ухудшает режимы работы многофазных вентиль­ных выпрямителей. В результате различия напряжения по фазам значительно увеличивается пульсация выпрямленного напряжения. Значительное отрицательное влияние несимметрия на­пряжения может оказывать на систему импульсно-фазового управления тиристорных преобра­зователей. Конденсаторные установки при несимметрии напряжений неравномерно загружаются реактивной мощностью по фазам, что делает невозможным полное использование установлен­ной мощности. Кроме того, конденсаторные установки в этом случае усиливают уже сущест­вующую несимметрию, так как выдача реактивной мощности в сеть в фазе с наименьшим на­пряжением будет меньше, чем в остальных фазах (пропорционально квадрату напряжения). Несимметрия напряжения значительно влияет и на однофазные потребители. Если фаз­ные напряжения неодинаковы, то, например, лампы накаливания, подключенные к фазе с более высоким напряжением, имеют больший световой поток, но значительно меньший срок службы по сравнению с лампами, подключенными к фазе с меньшим напряжением. Несимметрия ус­ложняет работу релейной защиты, ведет к ошибкам при работе счетчиков электроэнергии и т.д. Влияние нессинусоидалыюсти напряжения на работу электроприемников Для оценки влияния напряжения высших гармоник на напряжение в сети рассмотрим, как меняется мгновенное (или действующее) значение напряжения на зажимах элект­роприемника в этом случае (рис. 72). Рисунок 72 - Влияние напряжения высшей гармоники на результирующее напряжение сети Допустим, что в сети появляется напряжение высшей гармоники с порядковым номером 2 (вторая гармоника), очевидно, что возрастает амплитудное значение напряжения, а также его действующее значение. Воздействие тока второй гармоники ( f = 100 Гц) аналогично воздействию обратной по­следовательности, тока третьей гармоники ( f = 150 Гц) - появлению нулевой последовательно­сти. При появлении тока гармоники с большим порядковым номером проявляется поверхност­ный эффект (вытеснение тока к поверхности проводника), что приводит к дополнительным по­терям тепла, нагреву изоляции электрооборудования и снижению срока его службы. В целом несинусоидальные режимы обладают теми же недостатками, что и несиммет­ричные. Однако несинусоидальные токи приводят к большему дополнительному нагреву вра­щающихся машин, а также к большему дополнительному нагреву и увеличению диэлектрических потерь в конденсаторах, кабелях. Проникновение высших гармоник в сеть приводит к нарушениям работы устройств те­лемеханики, автоматики, релейной защиты. В сети возможно возникновение резонансных ре­жимов на высших гармониках, при этом резко возрастают токи и напряжения на отдельных участках сети.