Электроснабжение

МИНОБРНАУКИ РОССИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тульский государственный университет» Факультет систем автоматического управления (ИВТС им. В.П. Грязева) Кафедра «Электроэнергетика» КОНСПЕКТ ЛЕКЦИЙ по дисциплине «ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ» Направление подготовки: 140400– «Электроэнергетика и электротехника» Профиль подготовки: Электроснабжение Квалификация (степень) выпускника: 62, бакалавр Форма обучения – (очная, заочная) Тула 2012 г. 1 Рассмотрено на заседании кафедры протокол №___ от "___"____________ 2012 г. Зав. кафедрой________________В.М. Степанов 2 Содержание Лекция № 1. Современное состояния и основные проблемы в системах промышленного электроснабжения……………………………………………….....................4 Лекция №2. Приемники электроэнергии на промышленных предприятиях……………………………………………………………………………………........16 Лекция № 3.Характеристики электрических нагрузок………………….......................28 Лекция №4 Графики Электрических нагрузок промышленных установок …............40 Лекция № 5. Основные методы определения расчетных электрических нагрузок…………………………………………………..................…………………….........49 Лекция № 6. Вспомогательные методы определения расчетных электрических нагрузок ……………………………………………………………………….................58 Лекция № 7. Расчет электрических нагрузок цехов и предприятий (ЗАВОДОВ)..........61 Лекция № 8. Потери мощности в электрических сетях…………....……............….....65 Лекция № 9. Потери напряжения и их расчеты ……………………………..…......…73 Лекция № 10. Потери электрической энергии в системе электроснабжения...............87 Лекция № 11 Потери электроэнергии в общепромышленных установках …….........98 Лекция № 12 Снижение потерь и экономия электрической энергии усовершенствованием технологического процесса. Способы снижения реактивных нагрузок потребителей…………………………………………………………………………............102 Лекция № 13 Внутрецеховые электрические сети……………………….………117 Лекция №14.Системы внутреннего (внутризаводского) электроснабжения промышленных предприятий и установок…………………………………………….........…125 Лекция №15. Внутризаводские электрические сети промышленных предприятий............................................................................................................134 Лекция № 16. Токопроводы 6-35 кВ в системах электроснабжения промышленных предприятий . Воздушные линии электропередачи на предприятиях ......................140 Лекция №17. Кабельные линии на промышленных предприятиях…….… ...…154 Лекция № 18. Проектирование воздушных и кабельных линий электропередачи на промышленных предприятиях. методы расчета кабельных и воздушных линий электропередачи напряжением 6 – 35 кВ………………………..........……………...162 Лекция № 19. Системы внутреннего электроснабжения….........................................177 Лекция № 20. Выбор схем внутрицехового электроснабжения……...……….184 Лекция № 21 Расчёт и проектирование токопроводов напряжением 6 – 35 в системах электроснабжения промышленных предприятий.............................................191 Лекция № 22Конструктивное выполнение внутрицеховых электрических Сетей...................................................................................................................201 Лекция № 23 Компенсация реактивной мощности. Короткие замыкания в системах электроснабжения ………….................................................................................205 Литература...........................................................................................................238 3 Лекция № 1 СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ И ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ В СИСТЕМАХ ПРОМЫШЛЕННОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ План: 1.1. 1.2. 1.7. Предмет и задачи изучения дисциплины Основные сведения об электрификации России и современных способах электроснабжения промышленных предприятий Основные понятия и определения Современное состояние систем промышленного электроснабжения Основные проблемы в современных системах промышленного электроснабжения Особенности технико-экономических расчётов в системе электроснабжения Литература 1.1. Предмет и задачи изучения дисциплины 1.3. 1.4. 1.5. 1.6. Дисциплина «Электроснабжение промышленных предприятий и установок» (ЭППУ) для специализации 1804 является одной из основополагающих электроэнергетических дисциплин в подготовке инженеров-электриков. Цель изучения дисциплины – формирование у подготавливаемых специалистов необходимых знаний в области передачи, распределения и потребления электроэнергии с учётом экономичности, надёжности и качественных показателей электроснабжения. В результате изучения дисциплины ЭППУ специалист должен знать требования потребителей предприятий к электроснабжению, освоить методы и навыки самостоятельного решения инженерных задач по определению электрических нагрузок, выбору схем питания потребителей, расчёту электросетей, управляющих, защитных, регулирующих и компенсирующих устройств систем электроснабжения. При этом основное внимание должно быть уделено электроснабжению электроприводов и автоматизированных технологических установок. Изучение дисциплины основано на знаниях, полученных в общеобразовательных курсах «Высшая математика», «Вычислительная техника и программирование», «Теоретические основы электротехники» и др. ЭППУ – является базовой для изучения последующих дисциплин специальности «Электропривод машин и установок», АПП и др. 4 Изучаемый материал должен закрепляться самостоятельной работой студентов над учебниками и учебными пособиями, в процессе лабораторных занятий, выполнения курсового проекта. 1.2. Основные сведения об электрификации СССР и современных способах электроснабжения промышленных предприятий План ГОЭЛРО, принятый Всероссийским съездом Советов в 1920 г., воплощал ленинские принципы социалистической электрификации в форме конкретного государственного плана развития народного хозяйства страны на основе электрификации. В этом плане намечалось сооружение 30 крупных районных электростанции общей мощностью 1750 тыс. кВт, а также линии электропередачи напряжением 35 и 110 кВ. Большое значение придавалось строительству крупных гидростанций, которых дореволюционная Россия не имела. Большинство из электростанций должны были использовать местные энергетические ресурсы — низкосортные угли, штыб, сланцы и особенно торф. Осуществление плана ГОЭЛРО началось в тяжелых условиях, когда производство электроэнергии в стране сократилось почти в четыре раза по сравнению с 1913 г. и составляло всего. 520 млн. кВт-ч. В 1922 г. были пущены в эксплуатацию Каширская ГРЭС на подмосковном угле и ГРЭС «Красный Октябрь» на торфе под Ленинградом, в 1924 г. — Кизеловская ГРЭС на местном угле на Урале, в 1925 г. — Шатурская и Горьковская ГРЭС на торфе. Широко развернулось строительство гидростанций: в 1926 г. вступила в строй Волховская ГЭС, а за ней Ереванская, Земо-Авчальская, Боз-Суйская и др. В 1927 г. состоялась закладка Днепровской ГЭС им. В. И. Ленина. План ГОЭЛРО, рассчитанный на 10—15 лет, был выполнен в кратчайший срок, и выработка электроэнергии с 0,52 млрд. кВт·ч в 1920 г. возросла более чем в 20 раз. В 1935 г. мощность районных электростанций достигла 4,38 млн. кВт, т. е. превысила в 2.5 раза мощность, предусмотренную планом ГОЭЛРО. Производство электроэнергии достигла 26,3 млрд. кВт-ч. За период с 1930 по 1935 г. Советский Союз по производству электроэнергии вышел на третье место в мире. Огромное количество электроэнергии, вырабатываемое генераторами различных типов электростанций, передается потребителям, которыми являются промышленность, сельское хозяйство, строительство, транспорт и коммунальное хозяйство городов. Передача электроэнергии от источников к потребителям производится энергетическими системами, объединяющими несколько электростанций. Длительный опыт эксплуатации энергетических систем показал техникоэкономическую целесообразность их соединения между собой. Так, уже в 1933 г. были соединены Горьковская и Ивановская энергосистемы, а затем к ним присоединена Московская энергосистема. В 1935 г. создана объединенная энергосистема Донбасса и Приднепровья, осуществленная с помощью линии электропередачи Днепрогэс — Донбасс напряжением 220 кВ. К этому времени уже имелось несколько объединенных энергосистем — Московская, Ленинградская, Уральская, Поволжья, Кавказа, Сибири. 5 В 1960 г. Москва начала получать электроэнергию от двух Волжских ГЭС по линии напряжением 500 кВ. После введения в эксплуатацию в 1963 г. линии электропередачи Волжская ГЭС им. Ленина — Донбасс напряжением 800 кВ постоянного тока объединились энергосистемы Центра, Юга, Поволжья, европейской части страны. Этим было положено начало создания Европейской, а затем и Единой энергосистемы СССР. Энергосистемы продолжают оставаться основными источниками электроснабжения потребителей электроэнергии, в том числе наиболее энергоемких, каковыми являются промышленные предприятия. Основные элементы электрической части энергосистем — различные типы районных трансформаторных и распределительных подстанций, главные подстанции предприятий (ГПП) и других объектов и городов. В соответствии со схемой и принятыми напряжениями они соединяются между собой линиями электропередачи (ЛЭП) напряжением 750, 500, 220, 110 кВ, являющимися районными электрическими сетями энергосистем. Распределительные сети энергосистем напряжением 35, 10 и 6 кВ являются одновременно электрическими сетями внешнего электроснабжения промышленных предприятий. В общем балансе страны удельный вес промышленности и строительства составляет более 70%, поэтому вопросам электроснабжения промышленных предприятий придается большое значение. Для этого вся система распределения и потребления электроэнергии, получаемой от энергосистем, строится таким образом, чтобы удовлетворялись основные требования электроприемников, находящихся у потребителей. Надежность электроснабжения достигается благодаря бесперебойной работе всех элементов энергосистемы и применению ряда технических устройств как в системе, так и у потребителей: устройств релейной защиты и автоматики, автоматического ввода резерва (АВР) и повторного включения (АПВ), контроля и сигнализации. Качество электроснабжения определяется поддержанием на установленном уровне значений напряжения и частоты, а также ограничением значений в сети высших гармоник и несинусоидальности и несимметричности напряжений. Экономичность электроснабжения достигается путем разработки совершенных систем распределения электроэнергии, использования рациональных конструкций комплектных распределительных устройств и трансформаторных подстанций и разработки оптимизации системы электроснабжения. На экономичность влияет выбор рациональных напряжений, оптимальных значений сечений проводов и кабелей, числа и мощности трансформаторных подстанций, средств компенсации реактивной мощности и их размещение в сети. Реализация этих требований обеспечивает снижение затрат при сооружении и эксплуатации всех элементов системы электроснабжения, выполнение с высокими технико-экономическими показателями планов электрификации всех отраслей народного хозяйства, надежное и качественное электроснабжение промышленных предприятий. В результате увеличивается электровооруженность труда в промышленности и в других отраслях народного хозяйства, которая представляет собой количество электроэнергии на одного работающего (МВт/(чел-год)), а это в 6 свою очередь обеспечивает рост производительности труда и степень его механизации. Таким образом, рост электровооруженности труда определяется не только увеличением выработки электроэнергии на электростанциях, которая у нас в стране непрерывно растет, но и фактически рациональным ее использованием в различных устройствах и установках потребителей. С этой точки зрения безусловно рациональным является распределение электроприемников по надежности электроснабжения на несколько категорий с учетом их значимости в технологическом процессе производства, безаварийной работы оборудования и безопасности его. обслуживания. Для обеспечения надежности электроснабжения электроприемники разделяют на следующие три категории: первая категория — электроприемники, перерыв в электроснабжении которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, повреждение дорогостоящего оборудования, массовый брак продукции, расстройство технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства. В эту категорию входит особая группа электроприемников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства и предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего основного оборудования; вторая категория — электроприемники, перерыв в электроснабжении которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей; третья категория — остальные электроприемники, не подходящие под определение первой и второй категорий. Электроприемники первой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания; перерыв в электроснабжении при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания. Для электроприёмников второй категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания. При наличии централизованного резерва трансформаторов и возможности замены повредившегося трансформатора за время не более суток допускается питание электроприёмников второй категории от одного трансформатора. 1.3. Основные понятия и определения Электроснабжением согласно ГОСТ 19431-84 [1.1] называется обеспечение потребителей электроэнергией. Под потребителями при этом подразумевают предприятия, организации, территориально обособленные цехи, стройплощадки и т.п., у которых приемники электроэнергии присоединены к электрической сети и используют электроэнергию; приемниками электроэнергии (в дальнейшем сокра7 щенно электроприемниками) считаются устройства, в которых происходит преобразование электроэнергии в другие виды энергии для ее использования. В настоящее время электроснабжение чаще всего централизованное — потребители подключены к сети энергоснабжающей организации, например энергосистемы, и являются абонентами этой организации. Возможно, однако, и децентрализованное электроснабжение, при котором потребители питаются от собственных источников электроэнергии, не имеющих связи с энергосистемой. В данном курсе в соответствии с его названием рассматривается электроснабжение промышленных установок. Электроприемниками в этих установках являются электродвигатели, комплектные электроприводы, электросварочные агрегаты, электропечи, электролизные ванны, электрические светильники и другие устройства, в которых соответственно происходит преобразование электроэнергии в механическую, тепловую, химическую, лучистую и другие возможные виды; в качестве потребителей электроэнергии могут рассматриваться комплексы электроприемников производственных участков, цехи и другие производственные подразделения, а также предприятия в целом. Промышленные электроприемники по своему характеру могут быть разделены на четыре различающиеся друг от друга группы - электропривод. электротехнологические установки, электрическое освещение и устройства управления и обработки информации (в том числе ЭВМ, широко применяемые не только в вычислительных центрах и на рабочих местах, но и на всех уровнях управления производством). Две первые группы по традиции объединяются под названием силовые электроприемники. Доля каждой из этих групп в электропотреблении предприятия зависит от отрасли промышленности и особенностей производственного процесса; так, на машиностроительных предприятиях основными электроприемниками являются электроприводы, а на предприятиях электронной промышленности и в электрометаллургии - электротехнологические установки. Доля электрического освещения особенно велика в легкой и пищевой промышленности, а в полностью автоматизированных производствах она может оказаться ничтожно малой. Устройства управления и вычислительные установки в потреблении электроэнергии существенной роли, как правило, не играют (за исключением, конечно, вычислительных центров), и выделение их в отдельную группу вызвано их особыми требованиями к надежности электроснабжения и качеству электроэнергии. Основные группы промышленных приемников электроэнергии представлены в табл. 1.1. Таблица 1.1. Основные группы промышленных приемников электроэнергии Наименование Доля в общем полезном потреблении, % пределы в среднем 8 Электропривод Электротехнопогические установки Электрическое освещение Устройства управления и обработки информации 40.. .80 10.. .60 5...40 0.. .1 55 30 15 0,5 В табл. 1.1 не учтены потери электроэнергии, возникающие в трансформаторах и других преобразователях, а также в линиях заводских электрических сетей и составляющие обычно до 5 % общего потребления электроэнергии. Поступление электроэнергии и расход ее по цехам и другим производственным подразделениям, по группам электроприемников, а также потери электроэнергии отражаются в электробалансе предприятия, цеха или установки. По данным электробаланса определяется удельное потребление электроэнергии в установке, в цехе, на предприятии или отрасли промышленности, отнесенное к численности промышленно-производственного персонала, — электровооруженность труда. Важное значение для оценки рационального использования электроэнергии имеют также потребление электроэнергии, отнесенное к единице продукции, — удельный расход электроэнергии, и доля стоимости израсходованной электроэнергии в себестоимости продукции. Для приёма и распределения. а иногда также для местного производства электроэнергии на промышленном предприятии создаются системы электроснабжения, состоящие из подстанций, электрических сетей и местных источников электроэнергии. Подстанцией согласно [1.1] называают электроустановку, предназначенную для преобразования и распределения электроэнергии; по способу преобразования различают трансформаторные, выпрямительные, инверторные и другие подстанции. Так как электроустановки промышленных предприятий в основном являются приемниками переменного тока одной и той же промышленной частоты, то наибольший интерес для промышленной энергетики представляют трансформаторные понизительные подстанции, состоящие, как правило, из трансформаторов и распределительных устройств высшего и низшего напряжений. Электрическая сеть представляет собой согласно [1.1] совокупность подстанций, распределительных устройств и соединяющих их электрических линий, размещенных на территории района, населенного пункта или потребителя электроэнергии. В данном курсе по практическим соображениям под электрической сетью понимается гальванически соединенная совокупность линий и распределительных устройств одного напряжения; при таком определении подстанции входят в состав сети только своими распределительными устройствами высшего или низшего напряжения. По номинальному напряжению и, следовательно, по сложности достижения условий безопасности эксплуатации в Правилах устройства электроустановок (ПУЭ) [1.2] различают сети с номинальным междуфазным напряжением до 1 кВ (< 1 кВ) и выше 1 кВ (> 1 кВ). Первые из них принято также называть сетями низкого напряжения (сетями НН), вторые - сетями высокого напряжения (сетями ВН). 9 В отечественной, а также в зарубежной литературе по электрическим системам встречается деление номинальных напряжений выше 1 кВ на среднее (обычно до 35 кВ), высокое (60. . .220 кВ), сверхвысокое (330. . .1000 кВ) и ультравысокое (выше 1000 кВ). Встречаются также названия напряжений "районное", "системное" и "межсистемное", соответствующие приблизительно среднему, высокому, сверх- и ультравысокому напряжениям. В электроснабжении промышленных предприятий, где номинальное напряжение относительно редко превышает 110 кВ, такое деление не является общепринятым, не входит в государственные стандарты СССР и поэтому в настоящей книге не используется. В случае среднего или крупного предприятия система электроснабжения чаще всего состоит из следующих функциональных частей: 1) установки приема электроэнергии от энергосистемы — главной понизительной подстанции (ГПП); электроэнергия принимается обычно в зависимости от мощности предприятия на напряжении от 10 до 220 к В ( трансформируется на напряжение, удобное для распределения энергии то территории предприятия (обычно на 10, иногда на 6, а на крупных предприятиях на 20 или 35 кВ); если энергия принимается и распределяйся на одном и том же напряжении, то вместо ГПП сооружается главный распределительный пункт (ГРП), часто совмещенный с какой-либо цеховой подстанцией; 2) распределительной сети высокого напряжения (ВН) предприятия; номинальное напряжение такой сети обычно находится в пределах от 6 до 35 кВ, но не исключается применение и других напряжений; состав этой сети могут входить предназначенные для питания электроприемников ВН распределительные пункты; электроприемники ВН могут, однако, питаться и от распределительных устройств ВН цеховых подстанций; 3) подключаемых к распределительной сети цеховых трансформаторных и преобразовательных подстанций (ЦП); 4) подключаемых к распределительной сети предприятия местных источников активной и реактивной электроэнергии (заводские электростанции, резервные, пиковые и другие генераторные установки, конденсаторные батареи ВН и т.п.) ; 5) цеховых сетей низкого напряжения (НН) с номинальным напряжением обычно 380 В; в сетях, к которым подключены крупные электроприемники, применяют также более высокое напряжение (660 В), а небольших (главным образом, старых) установках может встречаться напряжение 220 В; не исключаются также цеховые сети высокого напряжения; 6) подключенных к цеховым сетям местных источников активной и активной энергии (резервные генераторные установки, аккумуляторные и другие установки гарантированного бесперебойного электропитания, конденсаторные батареи НН и т.п.). Такая структура системы электроснабжения представлена на рис. 1.1. При достаточной надежности электропитания со стороны энергосистемы и при отсутствии технико-экономической целесообразности производства электроэнергии на самом предприятии (при чисто централизованном электроснабжении) необходимость в местных источниках активной электроэнергии отпадает, и система электроснабжения соответственно упрощается. Однако встречаются случаи, 10 когда предприятие не может питаться от энергосистемы, и тогда всю потребность в электроэнергии приходится покрывать децентрализованно, собственными источниками, Границей, разделяющей систему электроснабжения предприятия от энергосистемы (границей ответственности за исправное функционирование электроустановок), обычно является место присоединения питающих линий к ГПП или ГРП предприятия (подробнее это оговаривается в договоре, заключенном между предприятием и энергоснабжающей организацией на основе Правил пользования электрической и тепловой энергией. Элементы энергосистемы, находящиеся за этой границей (питающие линии, подстанции, электростанции и т.п.), иногда называют внешним электроснабжением предприятия. Систему электроснабжения вместе с электроприемниками называют электрохозяйством предприятия. Ведение электрохозяйства как сложной и высокоответственной системы строго регламентируется соответствующими правилами технической эксплуатации и техники безопасности. 11 Рис. 1.1. Пример системы электроснабжения промышленного предприятия (схематически) : 1 — одна или несколько питающих линий; 2 - главная понизительная подстанция; 3 — распределительная сеть высокого напряжения (ВН); 4 — цеховая трансформаторная подстанция; 5 - цеховая преобразовательная подстанция; о конденсаторная батарея ВН; 7 - заводская электростанция или генераторная установка; 8 - цеховая сеть низкого напряжения (НН) ; 9 - конденсаторная батарея НН; 10 - генераторный агрегат НН; II - установка гарантированного бесперебойного электропитания; 12 - электроприемник ВН; 13 - эпектроприемник НН; 14 электроприемник преобразованного (например, постоянного) тока. Стрелками показано поступление электроэнергии (Р - активная. Q - реактивная мощность). Точки указывают на возможное наличие множества других таких же элементов. Устройства, не входящие в систему электроснабжения (эпектро приемники), показаны пунктиром Большая часть данного курса посвящена исполнению, режимам работы и расчету электрических цепей, предназначенных для передачи, преобразования и распределения электроэнергии по предприятию, цеху или производственной установке, — основных цепей системы электроснабжения. «Однако не менее важным считается ознакомление со структурой и аппаратурой вспомогательных цепей – цепей управления, контроля и защиты элементов системы электроснабжения. Материал курса относится прежде всего в цеховым сетям и подстанциям, однако для получения полного представления о проблемах электроснабжения предприятия в целом рассматриваются и отдельные вопросы заводских распределительных сетей и условия получения электроэнергии от энергосистемы. Приводятся также краткие сведения по основным характеристикам современных мощных энергосистем не только как главных поставщиков электроэнергии в народном хозяйстве, но и как органов, регулирующих электропотребление предприятий в соответствии с региональными и общегосударственными интересами. 1.4. Современное состояние систем промышленного электроснабжения В настоящее время большинство потребителей электроэнергии получает её от электростанций энергосистем. Однако промышленные предприятия имеют и свои электростанции, расположенные на территории промышленных предприятий. Некоторые промышленные предприятия питаются только от своих электростанций. Таким образом, имеются три решения для систем промышленного электроснабжения: 1) питание предприятий от электростанций энергосистем. Это характерно для крупных промышленных узлов и городов (Москва, Санкт-Петербург, Екатеринбург, Красноярск и т.п.). Такое решение можно считать наиболее приемлемым, так как происходит и теплоснабжение от мощных ТЭЦ. 12 2) питание промышленных предприятий от энергосистем и одновременно от собственных электростанций. Частичное питание от собственной электростанции производится для обеспечения большей надёжности электроснабжения тех потребителей, для которых недопустим перерыв питания или экономически целесообразного режима ТЭЦ. 3) питание промышленных предприятий от собственных электростанций промышленно-городского значения, когда предприятие строится в удалённых и малодоступных районах. Вв таком случае промышленные электростанции сооружаются как ТЭЦ, обеспечивающие промышленное предприятие и город электроэнергией и теплом (пример: полиметаллический комбинат и город). Возникли задачи рационального использования электроэнергии и топлива. В настоящее время особенно важным является вопрос о борьбе с непроизводительными потерями электроэнергии, а значит и топлива, например с отклонениями напряжения. Для решения этой задачи проектные и эксплуатационные организации используют следующие средства: 1) расщепление фаз, особенно кабельных линий, а также трансформаторов, что приводит к увеличению сечения линий распределительных сетей; 2) установка устройств для регулирования напряжения на трансформаторах питающих узлов в промышленных районах. Важной проблемой является рациональное распределение электроэнергии в связи с ростом производственных мощностей. Существующие распределительные электрические сети 6-10 кВ (воздушные, кабельные) в силу низкой пропускной способности и больших потерь становятся тормозом в электрификации промышленных предприятий. Выход из создавшегося положения может быть найден в освоении и применении напряжения 20 кВ (уменьшает потери электроэнергии в распределительных сетях в 10 раз, позволяет уменьшить число трансформаторов, что даёт экономию энергии на 5-10 %; позволяет в 3 раза увеличить пропускную способность распределительных сетей, сократить потребность в силовых трансформаторах, аппаратуре, кабельной продукции и цветном металле). 1.5. Основные проблемы в современных системах промышленного электроснабжения Основной проблемой современных систем электроснабжения является оптимизация этих систем. Она включает в себя следующие важнейшие задачи: 1) выбор рационального числа трансформаторов; 2) выбор рациональных напряжений; 3) выбор рационального размещения подстанций; 4) выбор рационального числа и мощности трансформаторов; 5) выбор рационального сечения проводов и жил кабелей; 6) выбор рациональных средств компенсации реактивной мощности. Другие важные проблемы систем электроснабжения: 1) определение допустимых перегрузок элементов систем электроснабжения; 13 2) автоматизация проектирования систем, а также обеспечение требуемой надёжности этих систем. Оптимизация производственных процессов в сочетании с оптимизацией систем промышленного электроснабжения даёт значительный экономический эффект. 1.6 Особенности технико-экономических расчетов в системе электроснабжения Задачей технико-экономических расчетов (ТЭР) является выбор оптимального варианта передачи, преобразования и распределения электроэнергии от источников питания до потребителей. Критерием оптимального варианта ТЭР служат приведенные годовые затраты, определяемые в соответствии с «Методикой технико-экономических расчетов в энергетике» (19): З=рнормК+ Сгод = рнормК+ (Сп+ Са+ Со). где рнорм — нормативный коэффициент стоимости капитальных затрат К; Сгод=Сп+ Са+ Со—суммарные годовые эксплуатационные расходы; Сп — стоимость потерь электроэнергии по действующему тарифу; Са — стоимость амортизационных отчислений; Со — стоимость обслуживания. Для выбора оптимального варианта сравнивают два-три возможных варианта элементов системы электроснабжения. Оптимальным считается вариант с минимумом приведенных годовых затрат. При этом каждый из рассматриваемых вариантов должен соответствовать требованиям предъявляемым к системе электроснабжения, которые даны в ПУЭ и других директивных материалах по вопросам электроснабжения промышленных предприятий. Рассматривая отдельные элементы, входящие в систему электроснабжения (сети внешнего и внутреннего электроснабжения, распределительные устройства (РУ), и трансформаторные подстанции различных назначений, питательные и распределительные сети отдельных цехов и установок), можно по ТЭР выбрать их основные параметры и конструктивное выполнение, обеспечивающие оптимальный вариант электроснабжения объекта или отдельных его элементов. Руководствуясь «Методикой» и практикой проектирования, можно произвести технико-экономические расчеты с целью выбора: напряжения для сети внешнего и внутреннего электроснабжения объекта или отдельных цехов и установок; схемы электроснабжения и способа питания цеховых комплектных трансформаторных подстанций (КТП); мощности трансформаторов и компенсирующих устройств; компенсирующих устройств на высшем и низшем напряжении КТП; числа и мощности трансформаторных подстанций; схемы электроснабжения цеха; способов прокладки, монтажа и защиты цеховых электросетей. Технико-экономические расчеты по вышеуказанным элементам системы электроснабжения приведены в соответствующих главах, Во всех ТЭР наиболее целесообразным и экономичным считается вариант, имеющий наименьшие приведенные затраты, высокие качественные показатели и отвечающий техническим требованиям. При выборе вариантов электроснабжения следует учитывать меньшие потери и колебания напряжения более низкий уровень высших гармоник тока в сети более благоприятные условия монтажа, удоб14 ство эксплуатации и возможность дальнейшего расширения или реконструкции проектируемого объекта электроснабжения. При ТЭР применяют такие методы выбора наиболее рационального варианта, которые позволяют вести проектирование с помощью ЭВМ. Следует подчеркнуть, что выбор оптимальных вариантов отдельных элементов системы электроснабжения, перечисленных выше, должен производиться с учетом надежности сравниваемых вариантов, а также ущерба при отключении питания потребителей электроэнергии. Указанный ущерб является одной из составляющих приведенных затрат сравниваемых вариантов и, естественно, влияет на окончательный выбор отдельных элементов электроснабжения. 15 Лекция №2 ПРИЁМНИКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЯХ План: 2.1. Общие сведения о силовом и осветительном электрооборудовании 2.2. Классификация производственных помещений по характеру микроклимата 2.3. Потребители электроэнергии и их классификация 2.4. Характеристики электроприёмников 2.5. Категории электроприёмников и обеспечение надёжности электроснабжения 2.6. Приведённое число приёмников электроэнергии 2.7 Тепловые воздействия электрической нагрузки на элементы передачи электрической энергии 2.1. Общие сведения о силовом и осветительном электрооборудовании потребителями электроэнергии городов являются крупные промышленные предприятия, фабрики, заводы, электрический транспорт, жилые и общественные здания, предприятия коммунально-бытового назначения и предприятия, обслуживающие нужды города. Основными группами электроприёмников (ЭП), составляющими суммарную нагрузку объектов, являются светильники всех видов искусственного света, электродвигатели производственных механизмов (станки, подъёмно-транспортные устройства, компрессоры, вентиляторы, насосы), сварочные установки, печные и силовые трансформаторы, электрические печи, выпрямительные установки и др. Отдельные потребители электроэнергии (электроинструмент, специальные станки в деревообрабатывающих цехах, ряд шлифовальных станков в подшипниковой промышленности и др.) используют для питания высокоскоростных электродвигателей токи повышенной частоты (180 – 400 Гц). Установки индукционного и ди16 электрического нагрева требуют токов повышенных и высоких частот, получаемых от машинных (до частот 10000 Гц) и электронных (свыше 10000 Гц) генераторов. Для ряда производственных механизмов необходимы широкое регулирование скорости, поддержание постоянства скорости технологического процесса, повышенный перегрузочные момент при повторно-кратковременном режиме работы, частое реверсирование, быстрые разгоны и торможение, что вызывает необходимость применения электродвигателей постоянного тока для электроприводов этих механизмов. Цеха электролиза, электролитического получения металлов, гальванические цехи и некоторые виды электросварки требуют также постоянного тока. Поэтому при построении схемы электроснабжения промышленного предприятия приходится считаться с наличием на предприятии потребителей постоянного тока и токов высокой частоты и, следовательно, предусматривать специальные преобразовательные установки для питания этих потребителей и обслуживания отдельных электроустановок или их групп. При незначительном числе и небольшой мощности отдельных потребителей постоянного тока или токов высокой частоты, а также при их разбросанности по территории цехов у каждого из этих потребителей устанавливают индивидуальные преобразовательные агрегаты. Их устанавливают и у мощных электроприводов, управление которыми производится по специальным схемам. При достаточно большом числе и большой суммарной мощности потребителей предусматриваются централизованные преобразовательные подстанции со статическими полупроводниковыми выпрямителями или двигатель-генераторами. В системе электроснабжения предприятия эти преобразователи являются потребителям переменного тока. 2.2. Классификация по характеру микроклимата. производственных помещений Цеховые сети промышленных предприятий выполняют на напряжение до 1 кВ (наиболее распространённым является напряжение 380 В). На выбор и конструктивное исполнение цеховой сети оказывают влияние такие факторы, как степень ответственности ЭП, режимы их работы и размещение по территории цеха, номинальные токи и напряжения. Существенное значение имеет микроклимат производственных помещений. В соответствии с ПУЭ производственные помещения в зависимости от характера окружающей среды делят на следующие классы: помещения с нормальной средой, жаркой, влажной, сырой, особо сырой, пыльной, химически активной, с пожароопасными и взрывоопасными зонами. Помещения со взрыво- и пожароопасными зонами имеют особую классификацию, обусловленную различными условиями образования взрыво- и пожароопасных веществ и смесей. При проектировании СЭС необходимо установить характер среды, которая оказывает решающее влияние на степень защиты применяемого оборудования. Возможные степени защиты электрооборудования установлены ГОСТ 1425480 (СТ СЭВ 778-77), который предусматривает шесть степеней защиты от прикосно17 вения к токоведущим частям, а также попадания твёрдых предметов и восемь степеней защиты от попадания воды. В соответствии со стандартом степень защиты электрооборудования обозначается буквами 1Р и двумя цифрами. Первая цифра означает степень защиты от прикосновения к токоведущим частям и попадания твёрдых тел, вторая - степень защиты от попадания воды (табл. 2.1.). Таблица 2.1. Степени защиты электрооборудования Цифровое Степень защиты от прикосновения обоСтепень защиты к токоведущим частям и попадания твёрзначение от попадания воды дых тел защиты 1 Отсутствие всякой защиты Защита от твёрдых тел размером более 50 мм 4 вся- Защита от капель воды 2 3 Отсутствие кой защиты Защита от твёрдых тел размером более 12 мм Защита от капель воды при наклоне до Защита от твёрдых тел размером 15 более 2,5 мм Защита от дождя 5 6 Защита от твёрдых тел размером более 1 мм 7 Защита от пыли 8 Пыленепроницаемость Защита от брызг Защита от водяных струй Защита от волн воды –––– –––– Защита от попадания воды или погружения в воду Защита при длительном погружении в воду В помещениях с нормальной средой электрооборудование должно быть защищено от механических повреждений, а также от случайных прикосновений к голым токоведущим частям. В помещениях с химически активной средой должна быть предусмотрена защита электрооборудования от разрушения, что осуществляется 18 применением специальных покрытий и материалов. Степень защиты в пожароопасных и взрывоопасных помещениях в зависимости от их классификации должна быть не ниже 1Р44. В сырых и особо сырых помещениях степень защиты от попадания воды принимается равной 2,4 и 8. Последние два исполнения создают герметичность оболочек. § 2.3. Потребители электроэнергии и их классификация Потребителем электрической энергии называется электроприемник или группа электроприемников, объединенных технологическим процессом и размещающихся на определенной территории. Приемником электрической энергии (электроприемником) называется аппарат, агрегат, механизм, предназначенный для преобразования электрической энергии в другой вид энергии. Систематизацию потребителей электроэнергии, а следовательно, и их нагрузок осуществляют обычно по следующим основным эксплуатационно-техническим признакам: производственному назначению; производственным связям; режимам работы; мощности и напряжению; роду тока; требуемой степени надежности питания; территориальному размещению; плотности нагрузки; стабильности расположения электроприемников. Однако при определении электрических нагрузок промышленного предприятия достаточно систематизировать потребителей электроэнергии по режимам работы, мощности, напряжению, роду тока и требуемой степени надёжности питания, считая остальные признаки вспомогательными. Приёмником электроэнергии (электроприёмником) является электрическая часть технологической установки или механизма, получающая энергию из сети и расходующая её на выполнение технологических процессов. Потребляя электроэнергию из сети, электроприёмник, по существу, преобразует её в другие виды энергии: механическую, тепловую, световую или электроэнергию с иными параметрами (по роду тока, напряжению, частоте)о. Некоторые технологические установки имеют несколько электроприёмников: станки, краны, прокатные станы и т.п. Электроприёмники промышленных предприятий классифицируются по следующим признакам: напряжению, роду тока, его частоте, единичной мощности, надёжности электроснабжения, режиму работы, технологическому назначению, производственным связям, территориальному размещению. Потребитель электроэнергии объёдиняет несколько электроприёмников технологической установки, цеха, корпуса или предприятия, объединённых несколькими признаками, и характеризируется плотностью электрической нагрузки. По напряжению ЭП подразделяются на две группы: до 1000 В и свыше 1000 В. номинальные напряжения ЭП определяются ГОСТ 721-77. По роду тока ЭП подразделяются на приёмники переменного тока промышленной частоты (50 Гц), постоянного тока и переменного тока частотой, отличной от 50 Гц (повышенной или пониженной). Номинальная частота вращения электродвигателей определяется ГОСТ 1068373 и находится в пределах от 100 до 22000 об/мин. 19 Единичные мощности отдельных ЭП и электропотребителей различны – от десятых долей киловатта до нескольких десятков мегаватт. Суммарная установленная мощность ЭП также различна. По этому признаку все предприятия принято подразделять на: - небольшие (мелкие) – с установленной мощностью до 5 МВт; - средние – от 5 до 75 МВт; - крупные – от 75 до 1000 МВТ. По виду преобразования электроэнергии ЭП подразделяют на электроприводы, электротехнологические установки и электроосветительные установки. По общности технологического процесса ЭП можно разделить на производственные механизмы, общепромышленные установки, подъёмно-транспортное оборудование, преобразовательные установки, электросварочное оборудование, электронагревательные и электролизные установки. По режиму работы ЭП делят на три группы, для которых предусматривают три режима работы: - продолжительный в котором электрические машины могут работать длительное время, и превышение температуры отдельных частей машины не выходит за установленные пределы; - кратковременный, при котором рабочий период не настолько длителен, чтобы температуры отдельных частей машины могли достигнуть установившегося значения, период же остановки машины настолько длителен, что машина успевает охладиться до температуры окружающей среды; - повторно-кратковременный, характеризуемый коэффициентом продолжительности включения (%) ПВ=[tp/(tP+t0)]·100. В этом режиме рабочие периоды tP чередуются с периодами пауз t0, а длительность цикла не превосходит допустимого, а охлаждение не достигает температуры окружающей среды. 2.4. Характеристики электроприёмников К общепромышленным установкам относятся вентиляторы, насосы, компрессоры, воздуходувки и т.п. В них применяются асинхронные и синхронные двигатели трёхфазного переменного тока частотой 50 Гц, на напряжениях от 127 В до 10 кВ, а там, где требуется регулирование производительности, — двигатели постоянного тока. Диапазон их мощностей различен — от долей киловатта (электродвигатели задвижек, затворов, насосов подачи смазки и т. п.) до десятков мегаватт (воздуходувки доменных печей, кислородные турбокомпрессоры). Характер нагрузки ровный, толчки ее наблюдаются только при пуске. Основным агрегатам (насосы, вентиляторы и т. п.) присущ продолжительный режим. Электродвигатели задвижек, затворов и т. п. работают в кратковременном режиме. Их коэффициент мощности находится в пределах 0.8—0,85. Синхронные двигатели работают в режиме перевозбуждения. Данная группа электроприемников относится, как правило, к первой категории надежности, а на ряде производств, особенно химической промышленности, — 20 к «особой» группе той же категории. Некоторые вентиляционные и компрессорные относятся к второй категории надежности. На промышленных предприятиях преобладает электропривод производственных механизмов. В зависимости от технологических особенностей механизма или агрегата используются все виды двигателей переменного и постоянного тока мощностью от долей киловатта до нескольких мегаватт, на номинальные напряжения до 10 кВ. Регулируемый электропривод технологических механизмов и двигатели станков с повышенной скоростью вращения получают питание от преобразовательных установок. Режимы их работы различны и определяются режимом механизма. Режим работы некоторых агрегатов (прокатных станов) характеризуется частыми толчками нагрузки различной длительности и частоты. Коэффициент мощности находится в широких пределах (0,5—0,85). Синхронные двигатели системы ДГД работают в режиме перевозбуждения. Как правило, электропривод технологических механизмов относится к второй категории надежности. Исключение составляют те механизмы и установки, которые по своим показателям относятся к первой категории надежности (технологическое оборудование предприятий нефтехимической промышленности, некоторые уникальные металлообрабатывающие станки и т. п.). Преобразовательные установки на промышленных предприятиях служат для питания электроприемников механизмов и установок, которые из-за особенностей технологических режимов должны работать либо на постоянном, либо на переменном токе с частотой, отличной от 50 Гц. Потребителями постоянного тока являются: электропривод механизмов с широким регулированием скорости и реверсированием, электрофильтры, электролизные установки, внутризаводской электротранспорт. Повышенная или пониженная частота переменного тока необходима для привода на асинхронных короткозамкнутых двигателях с плавным изменением скорости, нерегулируемого высокоскоростного привода переменного тока, электротермии. Преобразователями тока служат двигатели-генераторы, ртутные и полупроводниковые выпрямители, питающиеся от трехфазных сетей переменного тока промышленной частоты на напряжениях до 110 кВ. Показатели и характер работы преобразовательных установок зависят от подключенного к ним технологического оборудования. Коэффициент мощности зависит от типа преобразователя и его назначения, он изменяется в пределах 0,7—0,9. К электротехнологическим установкам относятся электронагревательные и электролизные установки, установки электрохимической, электроискровой и ультразвуковой обработки металлов, электромагнитные установки (сепараторы, муфты), электросварочное оборудование. Электронагревательные установки объединяют электрические печи и электротермические установки, которые по способу превращения электроэнергии в тепловую разделяются на печи сопротивления, индукционные печи и установки, дуговые электрические печи, печи конденсаторного нагрева. Печи сопротивления получают питание от трехфазных сетей переменного тока частотой 50 Гц, в основном на напряжении 380/220 В или на более высоком напряжении через понижающие трансформаторы. Выпускаются печи в одно- и трехфазном исполнении, мощностью до нескольких тысяч киловатт. Характер нагрузки их 21 ровный, однако однофазные печи для трехфазных сетей представляют несимметричную нагрузку. Коэффициент мощности для печей прямого действия 0,7—0,9, для печей косвенного действия — 1,0. Индукционные плавильные печи выпускаются со стальным сердечником и без него, мощностью до 4500 кВ-А. Питание индукционных печей и установок закалки и нагрева осуществляется от трехфазных сетей переменного тока частотой 50 Гц, на напряжении 380/220 В и выше в зависимости от мощности. Индукционные плавильные печи без сердечника и установки _ закалки и нагрева токами высокой частоты получают питание переменным током частотой до 40 МГц от преобразовательных установок, которые, в свою очередь, питаются от сетей переменного тока промышленной частоты. Печи со стальными сердечниками выпускаются в одно-, двух- и трехфазном исполнении. Коэффициент мощности их колеблется в пределах 0,2—0,8 (у индукционных установок повышенной частоты — от 0, 06 до 0, 25). Все перечисленные печи и установки индукционного нагрева относятся к приемникам второй категории надежности. Дуговые электрические печи по способу нагрева разделяются на печи прямого, косвенного и смешанного нагрева. Дуговые печи получают питание от сетей переменного тока промышленной частоты на напряжениях до 110 кВ через специальные понижающие печные трансформаторы. Мощности современных дуговых электропечей достигают 100-125 MB-A. В период расплавления шихты возникают частые эксплуатационные короткие замыкания в процессе плавки и бестоковые паузы при выпуске стали и новой загрузке печи, в результате чего в питающих сетях наблюдаются толчковые нагрузки. Нагрузка от однофазных печей несимметричная. Коэффициент мощности 0,85 0,95. В отношении надежности электроснабжения дуговые печи относятся к приемникам первой категории. Вакуумные электрические печи для выплавки высококачественных сталей и специальных сплавов относятся к приемникам особой группы первой категории, так как перерыв в питании вакуумных насосов приводит к дорогостоящему браку. Электротехнологические установки, работающие на постоянном или переменном токе частотой, отличной от 50 Гц, питаются от преобразовательных установок, характеристики которых определяются режимом электротехнологической установки. Например, мощности электролизных установок для получения алюминия зависят от их производительности и достигают 150— 180 MB-А. Питание преобразовательных установок электролиза осуществляется трехфазным переменным током частотой 50 Гц на напряжениях до 110 кВ (в зависимости от мощности). Нагрузка их равномерная, симметричная. Коэффициент мощности составляет 0,8-0,9. Электролизные установки относятся к приемникам первой категории надежности. Электросварочное оборудование питается напряжением 380 или 220 В переменного тока промышленной частоты. Мощности электросварочного оборудования в зависимости от его типа могут быть от 100 В А до 10 MB-А. Дуговая электросварка на переменном токе выполняется с помощью одно- или трехфазных сварочных трансформаторов или машинных преобразователей. На постоянном токе применяются сварочные двигатель-генераторы. Для контактной сварки используются одноили трехфазные сварочные установки. 22 Электросварочное оборудование работает в повторно-кратковременном режиме. Однофазные сварочные приемники (трансформаторы и установки) дают неравномерную нагрузку по фазам трехфазной питающей сети. Коэффициент их мощности колеблется в пределах 0,3—0,7. Сварочные установки по степени надежности относятся к второй категории. Мощность электроприводов подъемно-транспортных устройств определяется условиями производства и колеблется от нескольких до сотен киловатт. Для их питания используется переменный ток 380 и 660 В и постоянный ток 220 и 440 В. Режим работы повторно-кратковременный. Нагрузка на стороне переменного трехфазного тока — симметричная. Коэффициент мощности меняется соответственно загрузке в пределах от 0,3 до 0,8. По надежности электроснабжения подъёмнотранспортное оборудование относится к первой или второй категории (в зависимости от назначения и места работы). Электрические осветительные установки являются в основном однофазными приемниками. Лампы светильников имеют мощности от десятков ватт до нескольких киловатт и питаются на напряжениях до 380 В. Светильники общего освещения (с лампами накаливания или газоразрядными) питаются преимущественно от сетей 220 или 380 В. Светильники местного освещения с лампами накаливания па 12 и 36 В питаются через понижающие однофазные трансформаторы. Равномерная загрузка фаз трехфазной сети достигается путем группировки светильников по фазам. Характер нагрузки — продолжительный. Коэффициент мощности для светильников с лампами накаливания — 1,0, с газоразрядными лампами — 0.96. Электроосветительные установки относятся к второй категории надежности. В тех случаях, когда отключение освещения угрожает безопасности людей или недопустимо по условиям технологического процесса, предусматриваются системы аварийного освещения. Лампы ДРЛ, для которых характерно длительное зажигание, в таких системах не применяются. 2.5. Категории электроприёмников надёжности электроснабжения и обеспечение Надёжность электропитания в основном зависит от принятой схемы электроснабжения, степени резервирования отдельных элементов системы электроснабжения (линий, трансформаторов, электрических аппаратов и др.). Для выбора схемы и системы построения электрической сети необходимо учитывать мощность и число потребителей, уровень надёжности электроснабжения не потребителей в целом, а входящих в их состав отдельных ЭП. Надёжность электроснабжения – способность системы электроснабжения обеспечить предприятие электроэнергией хорошего качества, без срыва плана производства и не допускать аварийных перерывов в электроснабжении. По обеспечению надёжности электроснабжения ЭП разделяются на три категории: 1. ЭП, перерыв в электроснабжении которых может повлечь за собой опасность для жизни людей , повреждение дорогостоящего основного оборудования, 23 массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса. ЭП I категории должны обеспечиваться питанием от двух независимых источников питания, перерыв допускается лишь на время автоматического восстановления питания. 2. ЭП перерыв в электроснабжении которых приводит к массовому недоотпуску продукции, простоям рабочих мест, механизмов и промышленного транспорта, наpушениею нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей. Рекомендуется обеспечивать электропитанием от двух независимых источников, для них допустимы перерывы на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады. Допускается питание от одного трансформатора, перерыв в электроснабжении разрешается не более 24ч. 3. ЭП несерийного производства продукции, вспомогательные цехи, коммунально-хозяйственные потребители, сельскохозяйственные заводы. Для этих ЭП электроснабжение может выполняться от одного ИП при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта и замены повреждённого элемента СЭ не превышают 24ч. 2.6 ПРИВЕДЕННОЕ ЧИСЛО ПРИЕМНИКОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ Под приведенным (эффективным) числом приемников nЭ группы различных по номинальной мощности и режиму работы понимается такое число однородных по режиму работы приемников одинаковой мощности, которое обусловливает ту же расчетную нагрузку, что и данная рассматриваемая группа различных по номинальной мощности и режиму работы приемников. Приведенное число приемников группы определяется достаточно точно по формуле где в числителе стоит квадрат суммы номинальных активных мощностей всех приемников (т. е. квадрат групповой мощности) данной группы, а в знаменателе — сумма квадратов номинальных активных мощностей отдельных приемников группы. Если все приемники группы имеют одинаковую номинальную мощность Рном, то Если приемники имеют различные номинальные мощности Рном,t, то nЭ < n. Определение nЭ по формуле (2-1) рекомендуется производить при числе приемников в группе до пяти. В условиях массовых расчетов и при большом числе приемников использование формулы (2-2) встречает технические трудности поэтому в подобных случаях рекомендуется пользоваться упрощенными способами вычисления nЭ, допустимая погрешность которых лежит в пределах ± 10%. Способы упрощенного вычисления nЭ: 24 1. При числе фактических приемников в группе четыре и более допускается приведенное число nЭ считать равным фактическому п при отношении где Рном.max и Рном.min — номинальные активные мощности наибольшего и наименьшего приемников в группе. При определении величины nЭ могут быть исключены те наименьшие приемники группы, суммарная номинальная мощность которых не превышает 5% суммарной номинальной мощности всей группы Рном (при этом число исключенных приемников не учитывается также и в величине n). 2. При т > 3 и Kи >= 0,2 приведенное число приемников может быть определено по формуле Если найденное по этой формуле nЭ оказывается большим, чем фактическое. следует принимать nЭ =n. Рис. 2.1.Графики nЭ* =f(n*, Р*) Для определения приведенного числа приемников. 3. При т > 3 и Ки < 0.2. т. е. при невозможности использования способов упрощенного вычисления nЭ, изложенных выше, определение nЭ производится с помощью кривых, представленных на рис.2.1 или в отн. ед. 25 где п — фактическое число приемников в рассматриваемой группе; п1 — число наибольших приемников в группе, мощность каждого из которых не менее половины мощности наибольшего приемника; Рном — суммарная номинальная мощность приемников всей группы; Рном,1 — суммарная номинальная мощность n1 наибольших приемников группы. В условиях массовых расчетов для вычисления nЭ удобно пользоваться табл. 2.1. Порядок определения nЭ с помощью кривых рис. 2.1 или табл. 2.1 рекомендуется следующий: выбирается наибольший по номинальной мощности приемник рассматриваемой группы; выбираются крупные приемники, номинальная мощность которых равна или больше половины мощности наибольшего приемника группы; определяются число n1 и суммарная номинальная мощность Рном.1 наибольших приемников группы; определяются число n и суммарная номинальная мощность Рном вcex приемников группы; находятся значения n*= n1/n и Таблица 2.1 Относительные значения приведенного числа приемников nЭ,*=nЭ/n в зависимости от nЭ,*=n1/n и Рном=Рном1/Рном Р* n 0.2 ,*=nЭ1/ 0.11 .00 .00 .00 ,00 .00 .00 .01 ,01 ,01 ,01 ,01 ,02 ,03 ,03 ,05 ,07 .005 0.18 0.34 5 5 6 7 7 9 0 1 3 6 9 4 0 9 1 3 0,20 0.36 0.48 0,57 0,64 0,70 0,79 0.85 0.93 0.95 26 0.85 .80 .88 .93 ,95 0.9 0.9 Примечание. Для промежуточных значений n* и Р* рекомендуется брать ближайшие меньшие значения nЭ’*. P*=Рном.1/Рном; по кривым рис.2.1 (или табл. 2.1. по найденным значениям n* и Р* определяется величина nЭ’*, а затем и выражения nЭ=nЭ/п находится n*=nЭ’*·п. Приведённое число nЭ группы приемников однофазного тока определяется по формуле n  р НОМ , i где 1 - сумма номинальных мощностей однофазных приемников рассчитываемого узла: рНОМ.MAX - нoминaльнaя мощность наибольшего приемника однофазного тока. 27 Лекция № 3. ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК План: 3.1. Понятие электрической нагрузки. 3.2. Технические показатели электроприёмников. 3.3. Тепловые воздействия электрической на элементы передачи электрической энергии. нагрузки 3.1. Понятие электрической нагрузки. Электрической нагрузкой в соответствии с ГОСТ 19431—84 [1.1] называют мощность, потребляемую электроустановкой в установленный момент времени. Так как в случае переменного тока полная мощность состоит из активной и реактивной составляющих, то можно соответственно говорить о полной, активной и реактивной нагрузках. На практике понятие нагрузки распространяется также на электрический ток (токовая нагрузка), а в некоторых специальных случаях (например, при рассмотрении режимов работы трансформаторов тока и других источников тока) — на электрическое (полное, активное и реактивное) сопротивление. Электрические нагрузки в системах электроснабжения могут быть во времени неизменными или переменными. Среди промышленных электроприемников имеется достаточно много таких, у которых режим и потребление электрической мощности в какой-либо предстоящий момент времени точно не предсказуемы. В этом случае электрические нагрузки часто содержат существенную стохастическую (случайную) составляющую, и их сложение возможно только по законам теории вероятностей. При таком сложении стохастические составляющие в определенной степени выравниваются и при большом числе электроприемников в изменении нагрузки во времени проявляется периодичность, совпадающая с общим ритмом производственного процесса установки, цеха или предприятия. Изменения нагрузки во время такого периода изображаются при помощи графиков нагрузки, которые могут составляться на технологический цикл, на смену, на сутки, на год или на другие характерные промежутки времени. Пропускную способность элементов системы электроснабжения и номинальную мощность источников электроэнергии выбирают по максимальному или по некоторому среднему за определенный промежуток времени значению нагрузки, которое называют расчетной нагрузкой. Определение расчетных нагрузок является одной из важнейших задач в процессе проектирования систем электроснабжения. 28 Для расчета электрических нагрузок необходимо- знать. номинальные показатели питаемых электроустановок, а также режимы их работы. Эти данные, а также методы расчета и опытного нахождения электрических нагрузок рассматриваются в настоящей главе. Рассматриваются также потери напряжения, мощности и энергии, вызываемые электрическими нагрузками в элементах системы электроснабжения, и основные проблемы регулирования нагрузок. 3.2. Технические показатели электроприемников. В данном курсе все многообразные электроприемники рассматриваются как устройства, формирующие определенную электрическую нагрузку и предъявляющие определенные требования к способам обеспечения их электроэнергией. Поэтому ниже представлены только те их технические показатели, которые нужны для проектирования систем электроснабжения. 1. По роду тока различают электроприемники переменного, постоянного и импульсного тока (к последним относятся, например, машины контактной сварки). В настоящее время практически все электроприемники постоянного тока, среди которых наибольшее распространение имеет электропривод постоянного тока, снабжаются индивидуальными преобразователями переменного тока в постоянный. Наиболее часто для этой цели применяются управляемые и неуправляемые полупроводниковые (тиристорные, транзисторные) выпрямители. Электроприемник постоянного тока вместе с преобразователем может рассматриваться как некоторый условный комплектный электроприемник переменного тока (рис. 3.1,а). Сети постоянного тока в настоящее время встречаются редко и поэтому в данном курсе не рассматриваются. Исключением являются системы постоянного тока вспомогательных цепей. Для питания электроприемников импульсного тока также используются индивидуальные преобразователи, снабженные энергонакопительными устройствами (конденсаторами, большими вращающимися массами и т.п.). Эти приемники вместе со своими преобразователями и накопителями рассматриваются как электроприемники переменного тока (рис. 3.1,б). В данном курсе в дальнейшем рассматриваются только системы электроснабжения переменного тока. 29 Рис. 3.1. Питание электроприемников постоянного (а) и импульсного (б) тока от сети переменного тока через индивидуальные преобразователи: 1 - сеть; 2 - выпрямитель; 3 -электроприемник постоянного тока; 4 - конденсаторный накопитель энергии; 5 электроприемник импульсного тока; 6 - блок "преобразователь - приемник" (электроприемник переменного тока) 2. Число фаз электроприемников переменного тока составляет чаще всего 3 или 1 (трех- или однофазные электроприемники). Так как оба типа этих электроприемников, как правило, питаются от трехфазных сетей, то однофазные сети в данном курсе не рассматриваются. При относительно редко встречающемся другом числе фаз (2, 5, 6, 12) электроприемники, как и на рис. 3.1, питаются от индивидуальных преобразователей числа фаз и в итоге превращаются в трехфазные приемники. 3. По частоте переменного тока различают электроприемники промышленной, повышенной и пониженной частоты. Промышленной называют частоту, на которой работают электростанции, энергосистемы и системы электроснабжения потребителей (в том числе промышленных предприятий). В СССР, во всех европейских странах и во многих странах других континентов используется промышленная частота 50 Гц, а в Северной Америке и в большинстве стран Южной Америки, Азии и Африки 60 Гц. Сравнение этих двух частот по различным параметрам на основании достаточно долгого опыта их применения показывает, что частота 60 Гц экономически более целесообразна. Так, магнитный поток всех электромагнитных устройств (машин переменного тока, трансформаторов, дросселей и т.п.) одинаковой мощности при номинальной частоте 60 Гц на 17% ниже, чем при частоте 50 Гц, и соответственно меньше также сечение и масса магнитопровода, средняя длина витков обмотки и общая материалоемкость этих устройств. В то же время на 20% увеличивается индуктивное сопротивление Х= L всех элементов сетей, что приводит к увеличению потерь напряжения и реактивной мощности. Приведенные в 1930-х годах технико-экономические расчеты показывают, что оптимальной следовало бы считать частоту около 100 Гц; однако переход современных развитых энергосистем и предприятий на новую частоту был бы связанно настолько большими расходами, что в настоящее время такой переход приходится признать неосуществимым. Рис. 3.2. Питание электроприемника повышенной частоты от сети промышленной частоты: 30 1 - сеть; 2 - индивидуальный преобразователь частоты; 3 - высокочастотный электроприемник; 4 - высокочастотная конденсаторная батарея для повышения коэффициента мощности; 5 — блок "преобразователь - конденсатор - приемник" (электроприемник промышленной частоты) Повышенной называется частота выше промышленной. В качестве примеров можно указать, что на промышленных предприятиях частота от 200 до 400 Гц встречается в переносных электроинструментах (для снижения их массы), до 20 кГц - в высокочастотных устройствах нагрева и расплавления металла, 20. . .40 кГц — для питания люминесцентных ламп, до 100 кГц — в установках поверхностной закалки, до 20 МГц — для нагрева полупроводниковых и диэлектрических материалов (для сушки древесины, быстрой полимеризации клея, термообработки пищевых продуктов и т.п.). Во всех этих случаях электроприемники повышенной частоты питаются через индивидуальные преобразователи частоты и могут в комплекте с ними рассматриваться как приемники промышленной частоты (рис. 3.2). То же самое относится к электроприемникам пониженной частоты (частота ниже промышленной), например к некоторым электротермическим устройствам, в которых понижение частоты необходимо для увеличения глубины проникновения электромагнитного поля в нагреваемое крупногабаритное изделие. Частота в таких устройствах обычно составляет от 1 до 25 Гц и достигается применением индивидуальных преобразователей (рис. 3.2). Благодаря широкому применению индивидуальных преобразователей специфические вопросы электроснабжения на непромышленной частоте в данном курсе на рассматриваются. 2 Пониженная частота (обычно 16 или 25 Гц) использовалась раньше в элек3 троприводах с коллекторными двигателями переменного тока. В настоящее время такие приводы еще встречаются на некоторых зарубежных электрифицированных железных дорогах переменного тока. 4. Одним из наиболее важных показателей электроприемников является установленная мощность, определяемая как сумма номинальных мощностей однородных электроприемников. При определении этой величины следует не забывать, что у различных электроприемников номинальная мощность понимается по-разному. Так, у электродвигателей номинальная мощность равна мощности на валу при номинальной продолжительности включения, а у электротехнологических установок равна полной мощности, потребляемой в номинальном режиме из сети. Номинальная мощность светильников с лампами накаливания совпадает с потребляемой мощностью, а светильников с разрядными лампами — с мощностью только ламп (без учета потерь мощности в пускорегулирующих устройствах). Поэтому установленные мощности разнохарактерных групп электроприемников суммируются, если это нужно, только после приведения их к одинаковым условиям определения; так, номинальные мощности электродвигателей, предназначенных для различных повторно-кратковременных режимов работы, суммируются после приведения их к длительному режиму работы по формуле 31 (3.1) где Ру - установленная мощность; Рном i - номинальная мощность; i — номинальная относительная продолжительность включения i-го двигателя. 5. По номинальному напряжению электроприемников выбирают напряжение питающей сети и выходное напряжение индивидуальных преобразователей или других источников питания. Номинальное напряжение трехфазной сети определяется как номинальное междуфазное (линейное) напряжение присоединенных к этой сети электроприемников. Как уже отмечалось, по условиям электробезопасности различают напряжение до 1 к В (в дальнейшем низкое напряжение — НН) и напряжение выше 1 кВ (в дальнейшем высокое напряжение — ВН). В области низких напряжений отдельно выделяется диапазон малых напряжений, к которым относят малое рабочее напряжение (например, для питания некоторых электронных устройств) и малое напряжение безопасности (по ПУЭ до 42 В переменного или до 110 В постоянного тока). 6. Потребление реактивной мощности электроприемниками и их группами характеризуется коэффициентом мощности (3.2) где Р - активная мощность; S — полная мощность, или отношением реактивной мощности к активной (3.3) где Q — реактивная мощность. При расчетах по электроснабжению в этих формулах используют усредненные значения мощности (3.4) где Wа и Ир — соответственно активная и реактивная энергии за время t, определенные при помощи счетчиков электроэнергии; t — время усреднения, принимаемое обычно равным 15 или 30 мин, а в некоторых расчетах — длительности одной смены. Раньше использовалось понятие средневзвешенного коэффициента мощности, определяемого за большее время усреднения (неделю, месяц, квартал, год); в свое время эта величина использовалась для определения скидок и надбавок к плате за электроэнергию. Выражения (3.2) и (3.3) справедливы только в случае синусоидальных напряжения и тока. Однако благодаря тому что отклонения от синусоидальности в систе32 мах электроснабжения достаточно малы, эти формулы в дальнейшем применяются без оговорок. Коэффициент мощности обычно считается высоким при его значениях более 0, 85, средним при значениях от 0, 65 до 0, 85, низким при значениях от 0, 4 до 0, 65 и особо низким при значениях менее 0, 4 (см. табл. 3.1). 7. Пусковые токи электроприемников и длительность этих токов необходимо знать для правильного выбора пропускной способности элементов системы электроснабжения и для расчета колебаний напряжения в сети при пуске электроприемников. Пусковые токи и их длительность следует считать существенными, когда их учет приводит к корректировке параметров какого-либо элемента системы электроснабжения (сечения проводника, тока срабатывания аппарата защиты и т.п.), выбранного по токам нормального режима. Таким свойством обладают прежде всего пусковые токи асинхронных короткозамкнутых двигателей, превышающих номинальный ток в 4. . .7 раз и длящихся обычно от долей секунды до нескольких секунд. Существенными могут оказаться и регулируемые пусковые токи других двигателей и токи, возникающие в процессе зажигания разрядных ламп высокого давления (1, 5. . .2-кратный номинальный ток в течение нескольких минут). Несущественными благодаря очень малой длительности (порядка нескольких миллисекунд), несмотря на большую кратность относительно номинального, могут считаться пусковые токи ламп накаливания (с кратностью до 6) и конденсаторных установок (с кратностью до 20). 8. Степень симметрии электроприемников (степень равномерности распределения мощности по фазам) определяет равномерность нагрузки фаз питающей сети и симметричность фазных напряжений, влияет на потери напряжения и мощности в этой сети. Большинство промышленных силовых электроприемников симметричны, благодаря чему названные выше проблемы редко становятся решающими. В определенной степени несимметричными могут оказаться осветительные установки, где не всегда удается распределить однофазные светильники равномерно по всем трем фазам. Наибольшие затруднения вызывают крупные однофазные электротермические устройства (однофазные электропечи и сварочные агрегаты); мощность однофазных дуговых печей может доходить до нескольких мегавольт-ампер. 9. Линейность (постоянство сопротивлений электрических цепей электроприемников за один период) является главным условием сохранения синусоидальности напряжений и токов в сети. Многие электроприемники, однако, нелинейны, что приводит к появлению высших гармоник и заставляет принимать меры их подавления; число таких электроприемников постоянно растет. Наиболее часто нелинейность электроприемников вызвана их электронными, насыщенными ферромагнитными или электроразрядными элементами; типичными примерами являются полупроводниковые преобразователи, ферромагнитные регуляторы, разрядные лампы, электродуговые печи, сварочные установки. Степень нелинейности характеризуется чаще всего вольт-амперными характеристиками и спектрами высших гармоник электроприемников. 33 10. Режим работы электроприемников может быть длительным, кратковременным, повторно-кратковременным или более сложным. Все эти режимы на практике чаще всего нерегулярны, т.е. длительности включенного состояния и пауз, а также мощность во время включенного состояния непостоянны. Такие режимы характеризуются некоторыми средними показателями за период времени, охватывающий достаточно большое число циклов включения, отключения и изменения нагрузки, например за одну смену. Такие показатели справедливы, естественно, и для регулярных режимов и поэтому универсальны. Если суммарная длительность включения электроприемника с номинальной мощностью рном в течение некоторого периода t (например, в течение смены) равна tВ, а потребление электроэнергии за это время равно Wа, то электроприемник может характеризоваться: коэффициентом включения (3.5) коэффициентом загрузки (3.6) коэффициентом использования (3.7) — где Рср = Wa/t средняя мощность электроприемника за время t. Очевидно, что (3.8) Группа однородных (с одинаковым способом определения номинальной мощности) электроприемников с установленной мощностью Ру и с потреблением за время t электроэнергии Wа.гр характеризуется групповым коэффициентом использования. (3.9) где -Рср.гр - средняя мощность группы за время t. 34 Таблица 3.1. Групповые коэффициенты использования и коэффициенты мощности некоторых электроприемников (средние значения) Электроприемники КоэффиКоэфциент исполь- фициент зования Ки мощности сos() Переносный электроинструмент 0,06 0,5 0,12 0,4 0,2 0,65 Механизмы поточного транспорта 0,4 0.75 Печи сопротивления 0,7 0,95 До 0.9 До 0,85 Металлорежущие рийного производства станки мелкосе- Кузнечно-прессовые машины крупносерийного производства Насосы и компрессоры с асинхронными двигателями Так как номинальные мощности отдельных электроприемников, установленная мощность группы и время / известны, а потребление энергии Wа при Wа.гр изменяется при помощи счетчиков, то коэффициенты использования kИ, и Ки могут определяться опытным путем. На основании проведенных многочисленных исследований составлены систематизированные справочные таблицы, приведенные в справочниках по электроснабжению и используемые при расчете электрических нагрузок. В качестве примеров в табл. 3.1 даны некоторые значения групповых коэффициентов использования и коэффициентов мощности для групп однотипных электроприемников машиностроительных предприятий. Режим работы больших групп разнородных электроприемников, а также потребителей в целом характеризуется графиками нагрузки. 11. По подвижности различают стационарные и нестационарные (подвижные, переносные и др.) электроприемники. Первые из них питаются от стационарных элементов электрических сетей, вторые требуют применения гибких элементов (например, гибких кабелей), устройств временного присоединения в разных точках сети, контактных (например, троллейных) проводников, подвижных или встроенных индивидуальных источников питания, что приводит к определенному усложнению систем электроснабжения. 35 12. Требования к качеству электроэнергии заключаются в нормативных указаниях: - по допустимым отклонениям напряжения и частоты от номинальных значений; - по допустимой несимметрии трёхфазной системы напряжений; - по допустимому содержанию высших гармоник в напряжении; - по допустимому уровню коммутационных перенапряжений и других нерегулярных искажений сетевого напряжения; Эти требования приведены в ГОСТ, ПУЭ и в других нормативных документах. Сохранение требуемого качества электроэнергии при больших колебаниях и толчках нагрузки, при вносимых электроприёмниками нелинейностях и при частых коммутациях в силовых цепях ЭП – одна из сложных задач в электроснабжении современных промышленных предприятий и установок. 3.2. Тепловые воздействия электрической на элементы передачи электрической энергии нагрузки Электрические нагрузки характеризуются расчетным током. При длительной нагрузке проводника током неизменного значения I установившееся превышение температуры (температура перегрева) (3.10) где Н — превышение температуры, используемое для расчета длительно допустимых токов нагрузки Iном, указанных в ПУЭ; соответствует каталожным данным проводов и кабелей. В табл. 3.2 указаны длительно допустимый нагрев uЖ.НОРМ для жил проводников в условиях нормальной эксплуатации, максимальное превышение температуры ж.макс, допускаемое в режиме короткого замыкания (к.з.), а также кратковременно допускаемый нагрев uпик в моменты пиков нагрузки; в табл. 3.2 — расчетная температура среды uc.норм., принятая по нормам для вычисления длительно допустимых нагрузок. По данным табл. 3.2 и 3.3 можно определить допустимые превышения температуры: (3.11) Таблица 3.2 36 * Даны для двух случаев: непосредственно не соединенные с аппаратами (числитель); непосредственно соединенные с аппаратами (знаменатель) Таблица 3.3 Температура среды u , С Открытая и защищенная прокладка проводов, кабелей и 25 шин в воздухе (внутри помещений) Один кабель с бумажной изоляцией при прокладке непо15 средственно в земле То же, в земле в трубах 25 Кабели с бумажной изоляцией (независимо от их числа) 15 при прокладке в воде Место прокладки проводника Из формулы (3.10) длительно допустимая нагрузка (3.12) В переходном режиме через любой интервал времени t, отсчитанный от начального времени ty, превышение температуры проводника (3.13) 37 где 0 - перегрев проводника в момент начала отсчета; мени нагрева проводника, мин и с . При включении нагрузки в момент, когда (рис. 3.1. кривая 2) 0=0, —постоянная вре- превышение. температуры При полном отключении нагрузки проводник охлаждается, его температура перегрева стремится к нулю ( УСТ 0), при этом (рис. 3.1, кривая 7) t= 0·е-t/Т. При прерывистой работе, характеризующей повторно-кратковременный режим, интервалы t включения и отключения линии будут соответствовать режиму нагрева и охлаждения проводников и определяться ломаной кривой 4 и соответствующей ей кривой нагрева 3. Последняя лежит ниже кривой 2 Следовательно, при повторнократковременном режиме допустимая токовая нагрузка на провода и кабели повышается. Рис 3.1. Кривые нагрева и охлаждения проводов и кабелей Значение Т для большинства проводников малого и среднего сечения составляет около 30 мин. Этим объясняется, что для выбора всех элементов системы электроснабжения принят 30-минутный (получасовой) максимум нагрузки, или Рмакс=Рзо. Для проводов и кабелей с алюминиевыми жилами при одинаковом их сечении с медными жилами, одинаковой конструкции изолирующих и защитных покровов и одинаковом способе прокладки постоянная времени нагрева может быть принята: для голых проводов— Тал=0,7·Тм; для изолированных проводов — Тал=0,85 Тм; для кабелей — Тал =0.9·Тм (Т,, и Тм — постоянные времени нагрева проводов и кабелей с алюминиевыми и медными жилами). 38 При изменении предельно допустимой температуры нагрева провода от ДОП до ’ДОП или температуры окружающей среды от 0 до ’0 допустимый ток изменяется: (3.14) 39 Лекция №4 ГРАФИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ПРОМЫШЛЕННЫХ УСТАНОВОК План: 4.1. Основные характеристики электрических нагрузок. 4.2. Назначение и классификация графиков нагрузок. 4.3. Показатели (коэффициенты) графиков электрических нагрузок. 4.1. Основные характеристики электрических нагрузок. Электрическая нагрузка характеризует потребление электроэнергии отдельными приёмниками, группой приёмников в цехе, цехом и заводом в целом. Первым этапом проектирования СЭ является определение электрических нагрузок. По значению электрических нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование СЭ, определяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки расчётных (ожидаемых) нагрузок зависят капитальные затраты на СЭ, эксплуатационные расходы, надёжность работы электроснабжения. При проектировании СЭ или анализе режимов её работы потребители электроэнергии (отдельный приёмник электроэнергии, группа приёмников, цех или завод в целом) рассматривают в качестве нагрузок. Различают следующие виды нагрузок: активную мощность Р, реактивную мощность Q, полную мощность S и ток I. Режимы работы приёмников электроэнергии разнообразны и изменяются во времени. Для характеристики потребляемой мощности пользуются следующими понятиями. 1. Номинальная активная мощность РНОМ приёмника электроэнергии – это мощность, указанная на заводской табличке или в паспорте электроприёмника (для источника света – на колбе или цоколе). Применительно к многодвигательным приводам, исключая крановые установки, под термином «приёмник электроэнергии» следует понимать весь агрегат в целом, а под его номинальной мощностью – сумму номинальных мощностей всех его электродвигателей (приведённых к продолжительности включения ПВ=1). Для крановых установок под термином «приёмник электроэнергии» следует понимать электропривод каждого механизма, включая механизмы, приводимые двумя двигателями. 40 Для приёмников повторно-кратковременного режима работы РНОМ определяют по паспортной мощности путём приведения её к длительному режиму работы (ПВ=1) в соответствии с формулами: р НОМ  р ПАС ПВПАС ; (4.1) для трансформаторов S НОМ  S ПАС ПВПАС , (4.2) где РПАС, кВт; SПАС, кВ·А; ПВПАС  tВ t  В tВ  tП Т Ц - паспортная продолжительность включения в до- лях единицы; tВ – период, в течение которого приёмник подключён к сети за цикл длительностью ТЦ; tП – продолжительность паузы в цикле. 2. Под номинальной реактивной мощностью приёмника qНОМ понимают реактивную мощность, потребляемую им из сети (знак плюс) или отдаваемую в сеть (знак минус) при РНОМ и UНОМ. Для синхронных двигателей дополнительно к указанным выше условиям предусматривают номинальный ток возбуждения IВ.НОМ. 3. Номинальную мощность (активную РНОМ и реактивную QНОМ) группы приёмников определяют как алгебраическую сумму номинальных мощностей отдельных приёмников, приведённых к ПВ=1 n РНОМ   рНОМ .i ; 1 n (4.3) QНОМ   q НОМ .i . 1 (4.4) 4. Для характеристик переменной нагрузки и приёмников за рассматриваемый интервал времени определяют средние нагрузки. Среднюю активную и реактивную мощности приёмника за интервал времени t определяют из выражений: t  pdt рСР  tt ; (4.5) 41 t  qdt qСР  tt . (4.6) Средняя (активная или реактивная) мощность группы приёмников представляет собой алгебраическую сумму средних мощностей отдельных приёмников, входящих в данную группу: n РСР   рСР.i ; i 1 n (4.7) QСР   qСР.i . i 1 (4.8) В зависимости от интервала осреднения различают средние нагрузки за максимально загруженную смену, среднемесячные и среднегодовые. Максимально загруженной считается смена с наибольшим потреблением электроэнергии рассматриваемой группы электроприёмников. По среднесменной нагрузке определяют расчётную нагрузку, а по среднегодовой – годовые потери электроэнергии. 5. В определённые промежутки времени значения активной, реактивной, полной мощности или тока представляют собой наибольшее из соответствующих средних значений. Такие нагрузки называют максимальными. По продолжительности различают два вида максимальных нагрузок: 1) максимальные длительные нагрузки (продолжительностью 10, 30, 60, 120 мин.); 2) максимальные кратковременные нагрузки (пиковые) длительностью 1-2 с. 6. Вероятностная максимальная нагрузка за 30 мин. Принята за расчётную нагрузку по допустимому нагреву (обычно пользуются сокращённым названием – расчётная нагрузка). Расчётная нагрузка по допустимому нагреву может быть активной РР, кВт; реактивной QР, квар; полной SР, кВ·А или токовой IР,А. Значения расчётной нагрузки определяют для выбора элементов СЭ по нагреву и расчёта максимальных потерь мощности в них. Пиковые нагрузки определяют для проверки сетей по условиям самозапуска электродвигателей, выбора плавких вставок предохранителей, расчёта тока срабатывания максимальной токовой защиты, а также оценки потерь напряжения в контактных сетях и проверки колебаний напряжения в цеховых сетях. 42 4.2. Назначение и классификация графиков нагрузок. Электрическая нагрузка может наблюдаться визуально по измерительным приборам. Регистрировать изменения нагрузки во времени можно самопишущим прибором (рис. 4.1). Р Р tu t Рис. 4.1. График нагрузок по записи регистрирующим прибором. tu tu tu tu tu t Рис. 4.2. График нагрузок по показаниям счётчика активной энергии. В условиях эксплуатации изменения нагрузки по активной и реактивной мощности во времени записывают, как правило в виде ступенчатой кривой по показаниям счётчиков активной и реактивной энергии, снятым через одинаковые определённые интервалы времени tU (рис. 4.2). Кривые изменений активной и реактивной мощностей и тока во времени называются графиками нагрузок соответственно по активной мощности, реактивной мощности и току. Различают следующие характерные графики нагрузок: суточные (рис. 4.3, а) и годовые (рис. 4.3, б) графики активной и реактивной нагрузок по продолжительности, характерные для отдельных отраслей промышленности; индивидуальные – для отдельных приёмников электроэнергии и групповые – для группы приёмников электроэнергии (рис. 4.3). Р, Q% Q Q P t 4 8 12 16 20 24 t, ч 1000 4000 6000 Рис. 4.3. Суточные (а) и годовые (б) графики активных (Р) и реактивных (Q) нагрузок. 43 Р 4 3 2 1 Рис. 4.4. Групповые графики нагрузок. Р Эа=const t0 tц tц tp tp 1000 Р t01 4000 t02 t 6000 Эа=const t03 tц tц tц tp tp tp t Рис. 5. Индивидуальные графики нагрузок (а) – периодический; (б) - цикличный. Суточные графики нагрузки могут быть построены для отдельных звеньев СЭ (сетей, цеховых и заводских подстанций, отдельных установок), а также для всей энергетической системы или её части, обеспечивающей электроэнергией определённый район. Чтобы характеризировать работу отдельных установок и устройств в течение года, необходимо иметь основные суточные графики года – зимний и летний. Площадь суточного графика представляет собой количество электроэнергии (кВ·ч), выработанной или потребляемой данной установкой за сутки. 44 Среднюю суточную мощность нагрузки РСР (кВ·т) определяют, зная количество электроэнергии W (кВт·ч), выработанной или потребляемой за сутки. РСР.СУТ  W t  W 24 . (4.9) Площадь годового графика по продолжительности представляет собой количество электроэнергии W (кВт·ч), выработанной или потреблённой электроустановкой в течение года (8760 ч). Средняя годовая мощность нагрузки РСР. ГОД  W T  W 8760. (4.10) Систематической наблюдение за графиками нагрузки и правильное их построение обеспечивают повышение энергетических показателей при эксплуатации энергетического хозяйства предприятий. Чтобы построить суммарный суточный график нагрузки промышленного предприятия необходимо подсчитать нагрузки потребителей Рt и учесть потери ΔРt (зависящие от нагрева проводов сети и обмоток трансформаторов, нагрева стали трансформаторов) и мощность подстанции RМАКС. Из рис. 6 следует, что нагрузка подстанции в любой момент суток определяется нагрузкой потребителя и потерями в сети и рансформаторах. РП .СТ .  Рt  Pt . Р, Вт 1 2 Pt Pmax Pmax подст Р 3 t, ч 4 8 12 16 20 24 Рис. 6. Суточный график нагрузки промышленного предприятия: 1 – график подстанции; 2 – график потребления; 3 – график потерь. 4.3. Показатели графиков электрических нагрузок. При расчётах и исследовании силовых электрических нагрузок применяют расчётные коэффициенты, характеризующие режимы работы ЭП, потребление энергии, мощности, времени и графиков нагрузки. 45 Показатели графиков нагрузок – некоторые безразмерные коэффициенты, характеризующие режим работы ЭП по мощности или во времени, применяются при исследовании и расчётах электрических нагрузок. Коэффициенты графиков нагрузок определяются как для индивидуального, так и для группового графиков как активной, так и реактивной и кажущейся мощности (или тока). Приведём определения основных коэффициентов. Коэффициент использования активной мощности одного (КИ.А) или группы ЭП (КИ.А) представляет собой отношение средней активной мощности одного приёмника (РСР.М) или группы приёмников (РСР.М) за наиболее загруженную смену к номинальной мощности, т.е. К И . А  РСМ РНОМ ; (4.11) n  К И . А,i  РНОМ .i К И . А  РСМ РНОМ  i 1 ; n  РНОМ .i i 1 (4.12) для группы приёмников с разными режимами работы коэффициент использования КИ.А. определяют с достаточным для практических расчётов приближением по формуле n  РСР.СМ .i К И . А  i n1 ;  РНОМ .i i 1 (4.13) где n – число подгрупп приёмников с разными режимами работы, входящих в данную группу; РСР.М.i – средняя мощность подгруппы за наиболее загруженную смену; РНОМ.i – номинальная мощность подгруппы приёмников. Аналогично определяются коэффициенты использования по реактивной мощности кИ.Р, КИ.Р. и току кИ.I, КИ.I.: n q Q к И .Р.  СР ; к И .Р.  СР  q НОМ QНОМ  к И .Р  РНОМ 1 n  РНОМ 1 к И .I .  iСР iНОМ ; к И .I .  I СР I НОМ ; (4.14) ; (4.15) 46 Так как номинальные мощности отдельных ЭП, установленные при WА.ГР. измеряются при помощи счётчиков, то коэффициенты использования кИ и КИ могут определяться опытным путём. На основании проведённых многочисленных исследований составлены систематизированные справочные таблицы, приведённые в справочниках по электроснабжению и используемые при расчёте электрических нагрузок. В качестве примеров в табл. 4.1. даны некоторые значения групповых коэффициентов использования и коэффициентов мощности для групп однотипных ЭП машиностроительных предприятий. Таблица 4.1. Групповые коэффициенты использования и коэффициенты мощности некоторых ЭП (средние значения) ЭП КИ c os Переносной электроинструмент 0, 0, Металлорежущие станки мелкосерийного производства 06 5 Кузнечно-прессовые машины крупносерийного произ0, 0, водства 12 4 Механизмы поточного транспорта 0, 0, Печи сопротивления 2 65 Насосы и компрессоры с асинхронными двигателями 0, 0, 4 75 0, 0, 7 95 Д Д о 0,9 о 0,85 Коэффициентом формы КФ.А. графика нагрузки называют отношение среднеквадратической (действительной) нагрузки приёмника РД за определённый период времени к среднему значению РСР,М нагрузки за тот же период времени кФ. А  р Д рСР.М ;   КФ. А.  Р Д РСР.М . (4.16) Коэффициент формы характеризует неравномерность графика во времени. При неизменной нагрузке кФ.А.=1. Коэффициент максимума КМ.А. представляет собой отношение расчётного максимума нагрузки РР. к средней нагрузке РСР. и за наиболее загруженную смену и обычно относится к групповым графикам нагрузок К М . А.  РР РСР.М . (4.17) Значение КМ>1 определяют по справочным таблицам или по кривым в зависимости от значения среднего коэффициента использования КИ.СР и эффективного числа nЭ группы ЭП. 47 Коэффициент КМ характеризует превышение максимальной нагрузки РР над средней РСР.М за максимально загруженную смену. КМ может быть равным или больше единицы. Для ЭП с продолжительным режимом равным или большим единицы (вентиляторы, насосы и т.п.), т.е. для таких ЭП, у которых КМ= : РР  РСР.М . (4.18) Коэффициентом спроса КС.А называют отношение расчётной РР (в условиях проектирования) или потребляемой (в условиях эксплуатации) мощности к номинальной (установленной) РНОМ (РУСТ) мощности группы приёмников К С . А.  РР РНОМ , или К С . А.  РПОТ РУСТ . (4.19) Следовательно, коэффициент спроса КС непосредственно связывает расчётную (максимальную) нагрузку с номинальной мощностью, не учитывая при этом форму графика нагрузки. Значения коэффициентов спроса КС для различных групп ЭП различных отраслей промышленности и различных производств и предприятий в целом определяются из опыта эксплуатации и принимаются при проектировании по справочным материалам. Коэффициент спроса КС цехов и участков промышленных предприятий в зависимости от состава ЭП и режима работы находится в пределах от 0,15 до 0,95 и по своим значениям несколько (в 1,06 – 1,2 раза) превышает коэффициент использования. Коэффициентом разновремённости максимумов нагрузки по активной мощности КР.М,А называют отношение суммарного расчётного максимума РР активной мощности узла СЭ к сумме расчётных максимумов активной мощности отдельных групп ЭП, входящих в данный узел СЭ, т.е. n К Р.М . А.  РР  РР , i . 1 (4.20) Этот характеризует смещение максимумов нагрузки отдельных групп ЭП во времени, что вызывает снижение суммарного максимума нагрузки узла по сравнению с суммой максимумов отдельных групп (КР.М<1). Необходимость применения КР.М возникает в тех случаях, когда расчетная нагрузка узла СЭ определяется суммированием расчётных нагрузок отдельных групп потребителей, относящихся к данному узлу (при ориентировочных расчётах). Величина КР.М. принимается в пределах 0,9 – 0,95. 48 Лекция № 5 ОСНОВНЫЕ МЕТОДЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАСЧЁТНЫХ План: 5.1. Расчётные электрические нагрузки. 5.2. Классификация методов расчёта электрических нагрузок. 5.3. Определение расчётной электрической нагрузки по установленной мощности и коэффициенту спроса (метод коэффициента спроса). 5.4. Определение расчётной электрической нагрузки по средней мощности и среднеквадратичному отклонению (статистический метод). 5.5. Определение расчётной электрической нагрузки по средней мощности и коэффициенту формы. 5.6. Определение расчётной электрической нагрузки по средней мощности и коэффициенту максимума (метод упорядоченных диаграмм или коэффициента максимума). 5.1. Расчётные электрические нагрузки Создание каждого промышленного объекта начинается с его проектирования. Не простое суммирование установленных (номинальных) мощностей ЭП предприятия, а определение ожидаемых (расчетных) значений электрических нагрузок является первым и основополагающим этапом проектирования СЭС. Расчетная максимальная мощность, потребляемая электроприемниками предприятия, всегда меньше суммы номинальных мощностей этих ЭП. Необходимость определения ожидаемых (расчетных) нагрузок промышленных предприятий по рекомендуемым ниже методам вызвана неполной загрузкой некоторых ЭП, неодновременностыо их работы, вероятностным случайным характером включения и отключения ЭП, зависящим от особеностей технологического процесса и организационно-технических мероприятий по обеспечению надлежащих условий труда рабочих и служащих данного производства. Правильное определение ожидаемых электрических нагрузок и обеспечение необходимой степени бесперебойности их питания имеют большое народнохозяйственное значение. От этого расчета зависят исходные данные для выбора всех элементов СЭС промышленного предприятия и денежные затраты при установке, монтаже и эксплуатации выбранного электрооборудования. Завышение ожидаемых нагрузок приводит к удорожанию строительства, перерасходу проводникового материала сетей и неоправданному увеличению мощности трансформаторов и прочего электрооборудования. Занижение может привести к уменьшению пропускной способности электрической сети, к лишним потерям мощ 49 ности, перегреву проводов, кабелей и трансформаторов, а, следовательно, к сокращению срока их службы. Существующие ныне методы определения расчетных нагрузок проектируемых предприятий основаны на обработке экспериментальных и практических данных об электрических нагрузках действующих промышленных предприятий различных отраслей промышленности. Нагрузкой электрического двигателя (по ГОСТ 183— 74) называется мощность на его валу, которую он развивает в данный момент времени. Тепловое действие тока нагрузки характеризуется максимальной температурой нагрева электроустановки, которая не должна превышать допустимую температуру для принятого класса изоляции. Расчетной нагрузкой по допускаемому нагреву является такая неизменная во времени 30-минутная нагрузка, которая вызывает такой же нагрев проводников сети или тепловой износ изоляции, как и реальная переменная во времени нагрузка. Прежде чем приступить к изучению методов расчета ожидаемых электрических нагрузок, рассмотрим характерную схему электроснабжения промышленного предприятия, представленную на рис. 5.1. Здесь ОРШ — опорный распределительный шкаф, РУНН—распредустройство низкого напряжения. В СЭС промышленных предприятий существует несколько характерных мест (узлов) определения расчетных (ожидаемых) электрических нагрузок. 1. Нагрузка 1, создаваемая одним ЭП напряжением до 1 кВ, присоединяемым к распределительному шкафу РШ, распределительному шинопроводу ШРА, к магистральному шинопроводу ШМА или к шинам щита низшего напряжения трансформаторной подстанции ТП. Определение этой нагрузки необходимо для выбора сечения провода или кабеля, отходящего к данному ЭП, и аппарата, при помощи которого производится присоединение ЭП к сети. Нагрузки 1 на ответвлении к отдельным ЭП, определяются по номинальной (установленной) мощности этих ЭП. В некоторых случаях целесообразно к одному ответвлению присоединить три-четыре ЭП небольшой (до 3 кВт) мощности. Такое соединение называется цепочкой (рис. 5.2). Рекомендуется в цепочку соединять одинаковые или близкие по установленной мощности ЭП. Нагрузка такого ответвления определяется суммой номинальных мощностей: Ток нагрузки /, равный /ном, А, определяется для большинства трехфазных ЭП по общей формуле: (5.1) где pНОМ—номинальная активная мощность электроприемника, кВт; Uном — номинальное линейное напряжение сети, кВ; cosНОМ—номинальный коэффициент мощности нагрузки; НОМ—номинальный КПД. 50 Следует отметить, что Рном, НОМ и cosНОМ должны быть приняты по каталогу (паспорту) ЭП. Для многодвигательного электропривода номинальный ток, А, принимается с учетом cosφ и η наиболее мощного ЭП такого привода (5.2) Рис. 5.1. Схема характерных мест определения расчетных нагрузок в системе электроснабжения промышленных предприятии: 51 а — радиальная схема; б — магистральная схема 52 где σРηομ — сумма номинальных мощностей ЭП многодвигательного привода, кВт. Номинальный ток трехфазной электропечи, А, Рис 5.2. Схема соединения трех ЭП небольшой мощности цепочкой (5.3) Номинальный ток трехфазной выпрямительной установки, А, (5.4) Номинальный ток трансформаторов также определяется по (5.4). Для однофазных ЭП силовой сети, подключенных аналогично нагрузке 1 (рис. 5.1) на фазное напряжение, (5.5) где Рф—активная мощность однофазного электроприемника, кВт; Uном.ф — номинальное фазное напряжение сети, кВ, например 0,22 кВ в трехфазной сети 038/0,22 кВ и 0,38 кВ в трехфазной сети 0,66/ 0,38 кВ. Для сетей постоянного тока и однофазного тока с активной нагрузкой, какими являются сети одного или группы осветительных ЭП с лампами накаливания (соs=1), (5.5) приобретает вид: (5.6) где Рф.о — активная мощность одного или группы осветительных ЭП, присоединенных на фазное напряжение, кВт. Ток нагрузки, А, трехфазной осветительной сети с лампами накаливания (5.7) 53 где Ро—суммарная активная трехфазная мощность нагрузки осветительной сети, все ЭП которой присоединяются на фазное напряжение, кВт. 2. Для последующих узлов (ступеней) схемы электроснабжения (узлы 2, 3 на рис. 5.1), в которых к одной линии электрической сети присоединяются группы ЭП, расчетную (ожидаемую) нагрузку следует находить по нижеприведенным методам. Определение максимальной расчетной нагрузки Рр в узлах 2, 3 (рис. 5.1), создаваемой группой ЭП напряжением до 1 кВ, необходимо для выбора сечения питающей линии или распределительной магистрали, от которой получает питание данная группа ЭП, а также для выбора аппаратов присоединения и защиты данной группы ЭП. 3. Определение нагрузки 4, создаваемой отдельными ЭП напряжением 6—10 кВ, производится аналогично п. 1. Расчет нагрузки 4 необходим для выбора сечения питающих проводников и аппаратов присоединения и защиты отдельных ЭП 6—10 кВ. 4. Определение общей расчетной нагрузки в узлах присоединения 5—8 (рис. 5.1) необходимо для выбора сечения проводников сети высокого напряжения, для выбора числа и мощности понижающих трансформаторов, уста-навливаемых в цеховых ТП и на ГПП предприятия, а также аппаратов распределительных устройств высокого напряжения на РП и ГПП. Расчет нагрузок в узлах сети 5-8 рассматривается с некоторыми упрощениями по сравнению с расчетом в узлах 2, 3, о которых будет сказано ниже. Рассмотрим основные методы определения расчетных электрических нагрузок, применяемые при проектировании. В настоящее время почти все технологические агрегаты и механизмы промышленных предприятий (за исключением некоторых сантехнических установок) поставляются комплектно с необходимым электрооборудованием и пускозащитной аппаратурой. Приступая к проектированию СЭС предприятия, необходимо иметь в наличии планы цехов в масштабе 1:100 или 1:200 с расстановкой технологического и сантехнического оборудования, перечень оборудования с указанием номинальной мощности отдельных ЭП. Электрические сети и ответвления к отдельным ЭП изображают на этом же плане в виде однолинейной схемы с соблюдением трасс фактической прокладки. При определении расчетных электрических нагрузок можно пользоваться основными методами: упорядоченных диаграмм (метод коэффициента максимума); удельного потребления электроэнергии на единицу продукции; коэф-фициента спроса; удельной плотности электрической нагрузки на 1 м2 производственной площади. В настоящее время основным методом расчета электрических нагрузок промышленных предприятий является метод упорядоченных диаграмм, рекомендованный в «Руководящих указаниях по определению электрических нагрузок промышленных предприятий». Метод применим в тех случаях, когда известны номинальные данные всех ЭП предприятия и их размещение на плане цехов и на территории предприятия. Метод позволяет по номинальной мощно 54 ти ЭП с учетом их числа и характеристик определить расчетную нагрузку любого узла схемы электроснабжения. 5.2. Классификация методов расчёта электрических нагрузок В практике проектирования СЭС применяют различные методы определения электрических нагрузок, которые подразделяют на основные и вспомогательные. В первую очередь входят методы расчёта: 1) по установленной мощности и коэффициенту спроса (РН, КС); 2) по средней мощности РСР и отклонению расчётной нагрузки от средней (среднеквадратичному отклонению); 3) по средней мощности QСР и коэффициенту максимума КМ (метод упорядоченных диаграмм); 4) средней мощности РСР и коэффициенту формы графика нагрузок КФ. Вторая группа включает в себя следующие методы расчёта: 1) по удельному расходу электроэнергии ЭУД на единицу продукции при заданном объёме выпуска продукции за определённый период времени; 2) по удельной мощности РУД на единицу производственной площади. Применение того или иного метода определяется допустимой погрешностью расчётов. При проведении укрупнённых расчётов (в частности на стадии проектного задания) пользуются методами, базирующимися на данных о суммарной установленной мощности отдельных групп ЭП – отделения, цеха, корпуса. Методы, основанные на использовании данных о единичных ЭП, относят к наиболее точным. Рассмотрим указанные методы расчёта электрических нагрузок и установим область их применения. 5.3. Определение расчётной электрической нагрузки по установленной мощности и коэффициенту спроса (метод коэффициента спроса) Для определения расчётных нагрузок по этому методу необходимо знать установленную РНОМ мощность группы приёмников, коэффициенты мощности cos и спроса КС данной группы, определяемые по справочным материалам. Расчётную нагрузку однородных по режиму работы ЭП определяют по формулам: РР  КС РНОМ ; (5.8) где QР  РР tg ; (5.9) 2  Q 2  Р cos , S Р  РР Р Р (5.10) tg соответствует характерному для данной группы ЭП cos. 55 Расчётная нагрузка узла СЭ, (цеха, корпуса, предприятия) содержащего группы ЭП с различными режимами работы, определяется суммированием расчётных нагрузок отдельных групп ЭП, входящих в данный узел с учётом коэффициента разновременности максимумов нагрузки, т.е. по выражению n n S  (  Р ) 2  ( Q ) 2 k , Р Р Р Р . М . 1 1 (5.11) где РР – сумма расчётных активных нагрузок отдельных групп ЭП; QР – сумма расчётных реактивных нагрузок отдельных групп ЭП; kР.М – коэффициент разновремённости максимумов нагрузки отдельных групп ЭП, принимаемый в пределах 0,85-1,0 в зависимости от места нахождения данного узла в СЭ предприятия. Значение kР.М. можно приближённо принимать равным 0,9. При этом суммарная расчётная нагрузка узла СЭ не должна быть меньше его средней нагрузки. Определение расчётной силовой нагрузки по установленной мощности РН и КС является приближённым методом расчёта, поэтому его применение рекомендуют для предварительных расчётов и определения общезаводских нагрузок. 5.4. Определение расчётной электрической нагрузки по средней мощности и среднеквадратичному отклонению (статистический метод) По этому методу расчётную нагрузку группы ЭП определяют двумя интегральными показателями: средней нагрузкой РСР.Т и среднеквадратичным отклонением СР.Т. из уравнения РР.Т  РСР.Т   СР.Т , (5.12) где  - принятая кратность рассеяния, а индекс Т указывает на отношение к длительности интервала осреднения нагрузки. Для группового графика нагрузки средняя нагрузка при достаточно большом m равна: РСР.Т  ( Р1  Р2  Р3  ...  Р м ) / m , (5.13) где m – число отрезков длительностью Т=3Т0 (в течение которой нагрев рассматриваемой токоведущей части может достигнуть установившегося значения) , на которое разбит групповой график нагрузок, построенный для достаточно длительного периода времени; Т0 – постоянная времени проводника. Среднеквадратичное отклонение для группового графика нагрузок определяют по формуле  СР.Т  ( Р1  РСР.Т ) 2  ( Р2  РСР.Т ) 2  ...  ( Рm  РСР.Т ) 2 / 2 (5.14) 56 Статистический метод позволяет определять расчётную нагрузку с любой принятой вероятностью её появления. Применение этого метода целесообразно для определения нагрузок по отдельным группам и узлам приёмников электроэнергии напряжением до 1 кВ. 5.5. Определение расчётной электрической нагрузки по средней мощности и коэффициенту формы В основе этого метода лежит равенство расчётной и среднеквадратической нагрузок. Для групп ЭП с повторно-кратковременным режимом работы принятое допущение справедливо во всех случаях. Оно приемлемо также для групп ЭП с длительным режимом работы, когда число ЭП в группе достаточно велико и отсутствуют мощные ЭП, способные изменить равномерный групповой график нагрузки. Данный метод может применяться для определения расчётных нагрузок цеховых шинопроводов, на шинах низшего напряжения цеховых трансформаторных подстанций, на шинах РУ напряжением 10 кВ, когда значения КФ находятся в пределах 1-1,2. Расчётную нагрузку группы ЭП определяют из выражений РР  kФ.А.РСР.М ; или QР  РРtg QР  kФ.АQСР.М S Р  РР2  QР2 где (5.15) , ; (5.16) (5.17) Q Р tg СР.М СР.М Значения коэффициента kФ.А достаточно стабильны для цехов и заводов с малоизменяющейся производительностью. Поэтому при проектировании kФ принимают по экспериментальным данным, полученным для действующих предприятий с аналогичной технологией. В случае, отсутствия экспериментальных данных можно принимать kФ.А.=1,11,2. При том наименьшие значения соответствуют высшим ступеням СЭ. Средние нагрузки за наиболее загруженную смену РСР.М и QСР.М для определения расчётной нагрузки по kФ определяют любым из способов: по установленной мощности и kС; по удельному расходу электроэнергии на единицу продукции и количеству продукции, выпускаемой за смену; в условиях эксплуатации – по показаниям счётчиков активной и реактивной энергии. 57 5.6. Определение расчётной электрической нагрузки по средней мощности и коэффициенту максимума (метод упорядоченных диаграмм) Метод определения расчётной нагрузки по средней мощности и коэффициенту максимума (метод упорядоченных диаграмм) в настоящее время является основным методом расчёта электрических нагрузок промышленных предприятий при разработке технических и рабочих проектов электроснабжения, рекомендованный в «Руководящих указаниях» по определению электрических нагрузок промышленных предприятий. Метод применим в тех случаях, когда известны номинальные данные всех ЭП предприятия и их размещение на плане цехов и на территории предприятия. Метод позволяет по номинальной мощности ЭВ с учётом их числа и характеристик определить расчётную нагрузку любого узла схемы электроснабжения. По этому методу расчётную активную нагрузку ЭП на всех ступенях питающих и распределительных сетей (включая трансформаторы и преобразователи) определяют по средней мощности РСР.М и коэффициенту максимума kМ.А из выражения n РР  kМ .А РСР.М  k М . А.kn. А  РНОМ 1 . (5.18) Значение kМ зависит от kN.A данной группы ЭП и эффективного числа ЭП nЭФ. Под эффективным числом приёмников группы различных по РНОМ и режиму работы понимают число однородных по режиму работы приёмников одинаковой мощности, которое обуславливает ту же расчётную нагрузку, что и данная рассматриваемая группа различных по РНОМ и режиму работы приёмников n n 1 1 nЭФ  ( РНОМ )2 /  РНОМ 2 . (5.19) kМ.А. модно определить по кривым или таблице в справочниках. Расчётную реактивную нагрузку по этому методу принимают равной: при nЭФ 10 QР 1,1QCР.М при nЭФ 10 QР  QCР.М (5.20) (5.20) В методе упорядоченных диаграмм принята допустимая для инженерных расчётов погрешность, равная 10%. Однако на практике применение этого метода обуславливает погрешность 20-40% и поэтому применение его требует тщательного анализа исходных данных и результатов расчёта. 58 Лекция № 6 ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАСЧЁТНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК План: 6.1. Определение расчётной электрической нагрузки по удельному расходу электроэнергии на единицу продукции. 6.2. Определение расчётной электрической нагрузки по удельной мощности на единицу производственной площади. 6.3. Общие рекомендации по выбору метода определения расчётных электрических нагрузок. 6.1. Определение расчётной электрической нагрузки по удельному расходу электроэнергии на единицу продукции. (методу УРЭ) Ряд приёмников электроэнергии характеризуется неизменными или мало изменяющимися графиками нагрузок. К этим ЭП относятся электроприводы вентиляторов, насосов, преобразовательных агрегатов, электролизных установок, печи сопротивления, ЭП бумажной и химической промышленности, поточнотранспортных систем. Для ЭП с неизменной или малоизменяющейся во времени нагрузкой расчётная нагрузка совпадает со средней за наиболее загруженную смену и может быть определена по удельному расходу электроэнергии на единицу продукции при заданном объёме выпуска продукции за определённый период времени Рр = Рср.м = (ЭУД х NCM) / ТСМ , где (6.1) ЭУД – удельный расход электроэнергии на единицу продукции, квт·ч; NCM – количество продукции, выпускаемой за смену (производительность установки за смену); ТСМ – продолжительность наиболее загруженной смены, ч. При наличии данных об удельных расходах электроэнергии на единицу продукции в натуральном выражении ЭУД и годовом объёме выпускаемой продукции NГОД цеха (предприятия в целом) расчётную нагрузку определяют по формуле Рр = (ЭУД х NГОД) / Т МАКС, Ц , (6.2) где ТМАКС,Ц – число часов использования максимума активной нагрузки цеха (принимается по отраслевым инструкциям и справочным данным). Удельные расходы электроэнергии для различных производств устанавливаются на основе анализа материалов, обследования и статистических 59 отчётных данных действующих предприятий. Данные удельных расходов электроэнергии по видам промышленной продукции даются в справочниках. Время использования максимума нагрузки ТМАКС определяется характером нагрузки потребителей отдельных отраслей промышленности и принимается (ч): для металлургической промышленности – до 6500; для химической – до 6000; горнорудной – до 5000; для машиностроительной – до 4000. Метод УРЭ может быть использован для предварительных и поверочных расчётов и технико-экономических обоснований намечаемых вариантов СЭС промышленного предприятия, когда известен годовой выпуск продукции. Главное преимущество метода УРЭ заключается в том, что определение расхода электроэнергии по этому методу не зависит от номинальных мощностей электроприводов различных механизмов. Расчёт нагрузок по методу УРЭ особенно эффектен для производств с непрерывным технологическим процессом (обогатительные фабрики, предприятия химической промышленности и т.п.). Следует отметить, что этот метод пригоден для расчётов по предприятиям с узкой номенклатурой и крупносерийным или массовым типом производств. 6.2. Определение расчётной электрической нагрузки по удельной мощности на единицу производственной площади Метод удельной нагрузки на единицу производственной площади носит оценочный характер и его применяют для расчёта нагрузок на ВН схемы электроснабжения (узлы 3, 5-8 на рис. 6.1), а также при проектировании универсальных сетей машиностроения, характеризующихся большим числом ЭП малой и средней мощности, равномерно распределённых по площади цеха. Универсальные сети выполняют магистральными шинопроводами и прокладывают с учётом возможных перемещений технологического оборудования. Расчётную нагрузку группы ЭП определяют по формуле РР = РУДF, (6.3) где РУД – удельная расчётная мощности на 1 м2 производственной площади, квт/м2; F – площадь размещения ЭП группы, м2. Удельную нагрузку определяют по статистическим данным. Значение её зависти от рода производства, площади цеха, обслуживаемого магистральным шинопроводом, и изменяется в пределах 0,06-0,6 кВт/м2. Этот метод расчёта целесообразно применять для определения расчётной нагрузки на стадии проектного задания при технико-экономическом сравнении вариантов, а также для других ориентировочных расчётов. 60 6.3. Общие рекомендации по выбору метода определения расчётных электрических нагрузок В зависимости от стадии проектирования и места расположения расчётного узла в схеме электроснабжения применяют методы определения электрических нагрузок упрощённые и более точные. Проектирование электроснабжения промышленных предприятий осуществляется, как правило, в два этапа: стадия проектного задания и стадия рабочих чертежей. На стадии проектного задания (или технологического проекта) предварительных расчёт электрических нагрузок производится приближённо на основании, например, данных о суммарной установленной мощности отдельных потребителей (отделения, цеха, корпуса и так далее). На стадии рабочих чертежей производится окончательный уточнённый расчёт электрических нагрузок с использованием конкретных данных о единичных приёмниках отделений, цехов и так далее. Определение расчётных нагрузок выполняется от низших к высшим ступеням СЭ по отдельным расчётным узлам в сетях напряжением до 1000 В и выше. Расчёт электрических нагрузок схемы электроснабжения промышленного предприятия производится с целью выбора сечений питающих и распределительных сетей напряжением до 1 кВ и выше, числа и мощности трансформаторов ТП и ГПП, сечений шин РУ, РП и ГПП, коммутационной и защитной аппаратуры напряжением до 1000 в и выше и т.п. Анализ рассмотренных выше различных методов определения расчётных нагрузок позволяет дать следующие общие рекомендации: 1. Для определения расчётных нагрузок по отдельным группам ЭП и узлам напряжением до 1 кВ в цеховых сетях следует использовать метод упорядоченных диаграмм графиков нагрузок согласно указаниям по определению электрических нагрузок промышленных установок и статистический метод. 2. Для определения расчётных нагрузок на высших ступенях СЭ (начиная с цеховых шинопроводов или шин цеховых трансформаторных подстанций и кончая линиями, питающими предприятие) следует применять методы расчёта, основанные на использовании средней мощности и коэффициентов КМ.А и КФ.А. В большинстве случаев их значения практически лежат в пределах 1,05-1,2. При ориентировочных расчётах (на стадии проектного задания) на высших ступенях СЭ возможно применение метода расчёта по установленной мощности и КС, а в некоторых частных случаях – по удельным показателям потребления электроэнергии 61 Лекция № 7 РАСЧЁТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ЦЕХОВ И ПРЕДПРИЯТИЙ (ЗАВОДОВ) План: 7.1. Определение расчётных электрических нагрузок однофазных электроприёмников. 7.2. Определение расчётных электрических нагрузок цехов и предприятий (заводов). 7.3. Определение центра электрических нагрузок и выбор местоположения подстанций. 7.1. Определение расчётных электрических нагрузок электроприёмников однофазных На промышленном предприятии наряду с трёхфазными приемниками электроэнергии имеют место стационарные и передвижные электроприёмники. Однофазные ЭП, включённые на фазные и междуфазные напряжения и распределённые по фазам с неравномерностью не выше 15%, учитываются, как трёхфазные той же суммарной мощности. При превышении указанной неравномерности расчётная нагрузка однофазных ЭП принимается равной тройной нагрузке наиболее загруженной фазы. При числе однофазных ЭП до трёх условная трёхфазная номинальная мощность РНОМ.У определяется следующим способом: 1) при включении ЭП на фазное напряжение РНОМ.У = 3 SП ПВ Cos  = 3 РНОМ.Ф, (7.1) где SП – паспортная мощность; РНОМ.Ф – номинальная мощность максимально нагруженной фазы; 2) при включении однофазных ЭП на линейное напряжение при одном ЭП РНОМ.У = 3 РНОМ; (7.2) при двух-трёх ЭП РНОМ.У = 3 РНОМ.Ф; (7.3) Максимальная нагрузка однофазных ЭП, включённых на фазное или линейное напряжение при числе их более трёх при одинаковых Ки и cos, определяется по формулам 62 РМАКС. = 3 Ки Кмакс РНОМ.Ф; (7.4) 63 QМАКС. = 1,1 Ки QНОМ.Ф; (7.5) 7.2. Определение расчётных электрических нагрузок цехов и предприятий (заводов) Расчёт электрических нагрузок цехов и предприятий (заводов) производят в следующем порядке. 1. Для определения электрических нагрузок составляют сводную ведомость установленной, расчётной и суммарной расчётной мощности по установке, цеху или предприятию. 2. Силовые нагрузки определяют методом коэффициента максимума (упорядоченных диаграмм) с применением для каждой группы ЭП соответствующих расчётных коэффициентов. 3. Осветительные нагрузки рассчитывают методом удельной мощности на освещаемую площадь (вт/м2). 4. Суммарную нагрузку на стороне НН трансформатора S2 определяют без компенсации и с компенсацией реактивной мощности до заданного cos. 5. Мощность нагрузки S1 на стороне ВН трансформатора предварительно рассчитывают с учётом активных (2%) и реактивных (10%) потерь в трансформаторе от номинальной мощности предварительно намеченного к установке трансформатора: S1 = K S2 (7.6) где коэффициент K зависит от значения cos нагрузки; cos . . . . . . . .1 0,9 0,8 0,7 0,6 К . . . . . . . . .1,02 1,06 1,08 1,085 1,09 6. При проектировании СЭ по данным расчётной нагрузки составляют таблицу электрических нагрузок отдельных цехов, позволяющую выбрать число и мощность трансформаторов с учётом компенсации реактивной мощности, а также определить число и мощность трансформаторов цеховых и заводских подстанций. 7. Далее, в соответствии с указанными параметрами СЭ, местоположением ИП (ТЭЦ, районная подстанция энергосистемы и др.) и категорией потребителя определяют местоположение, число и мощность трансформаторов на ГПП. 8. После выбора схемы питания цеховых ТП от ГПП или ЦРП определяют токовые нагрузки, сечения и потери в сети внутреннего электроснабжения напряжением 6-10 кВ. 9. Окончательные сечения сети уточняют после расчёта токов КЗ. 64 7.3. Определение центра электрических нагрузок и выбор местоположения подстанции Проектирование системы электроснабжения предприятия предусматривает рациональное размещение на ее территории заводской и цеховых подстанций. Для нахождения места их размещения на генплане предприятия наносится картограмма нагрузок Рi, представляющая собой окружности;, площади которых  Ri2 в выбранном масштабе m равны расчетной нагрузке Рi соответствующих цехов. Следовательно, если Рi =  Ri2, то Ri = Рi / m (7.7) где m — масштаб для определения площади круга. Имея картограмму нагрузок цехов 1—10 и координаты хi yi их расположения на генплане предприятия (рис. 7.1.), можно определить центр электрических нагрузок— ЦРП (точку А), координаты которой будут n Х0 = n n P x P i i 1 i / i 1 i ; Y0 = n P y P i i 1 i / i 1 i ; (7.8) Рис. 7.1. Генплан предприятия для нанесения сети внутризаводского электроснабжения и местоположения ГПП Местоположение заводской (ГПП) и цеховых подстанций (ТП) должно быть вблизи центра их нагрузок, что сокращает протяженность, а следовательно, стоимость и потери в питающих и распределительных сетях электроснабжения предприятия. 65 Местоположение ГПП и ТП уточняют с учетом наличия ограничений по прокладке электрических сетей вне и внутри предприятия и сравнивают приведенные затраты на их сооружение при различном местоположении подстанций. 7.4. Расчёт электрических нагрузок с помощью ЭВМ При проектировании систем электроснабжения выбирают вариант с оптимальными технико-экономическими показателями. Для этого обычно сопоставляют несколько вариантов системы электроснабжения, что требует выполнения значительного количества расчётов и больших затрат времени. Исходными данными для расчётов электрических нагрузок с помощью ЭВМ являются: 1) Номинальная мощность ЭП; 2) Коэффициенты их использования; 3) Значения tg при соответствующих cos; 4) Число ЭП. Эти величины фиксируются для двух групп ЭП: с изменяющимся графиком нагрузки и с постоянным графиком нагрузки. К последним относят также осветительную нагрузку с заменой коэффициента КИ на коэффициент спроса электрического освещения. Все указанные величины вводят в ЭВМ, что даёт возможность заменить нахождение коэффициента максимума КМАКС с помощью расчётных кривых определением КМАКС по аналитическому выражению Кмакс = 1 + 1,5/ n ЭФ ) (1 - К И.СР ) / К И .СР ) (7.9) Следует отметить что вычисление значения КМАКС с помощью ЭВМ с использованием выражения (7.9) даёт более точные значения с занижением не более на 10% при nЭФ<10 и КИ  0,2, то есть для распределительных шинопроводов и других цеховых сетей с электроприводом, характерными для машиностроения. 66 Лекция № 8 ПОТЕРИ МОЩНОСТИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ План: 8.1. Выбор схемы замещения элемента системы электроснабжения. 8.2. Определение параметров схем замещения трансформаторов и преобразователей. 8.3. Определение параметров схем замещения промышленных электрических сетей. 8.4. Потери мощности в трансформаторах и преобразователях. 8.5. Потери мощности в реакторах. 8.6. Потери мощности в электродвигателях. 8.1. Выбор схемы замещения элемента системы электроснабжения Расчёт потерь мощности в линиях, трансформаторах, и преобразователях при проектировании систем промышленного электроснабжения необходим в двух случаях: 1) для корректировки расчётных нагрузок; 2) Для определения технико-экономических показателей элементов системы электроснабжения, в частности потерь электроэнергии.. При расчётах потерь мощности в элементах системы электроснабжения принимаем определённые упрощения. Наиболее важное из них основывается на том, что большинство элементов системы электроснабжения имеют симметричные (или практически симметричные) трёхфазные нагрузки; поэтому анализ потерь мощности проводят по однофазным схемам замещения каждого элемента. В качестве такой схемы замещения используют Г-образный четырёхполюсник, нашедший применение при анализе не только электрических машин и трансформаторов, но и различных преобразователей, кабельных и воздушных линий (рис. 8.1.). Рис. 8.1. Г-образная схема замещения элемента системы электроснабжения Более сложные схемы замещения (П- и Т-образные) применяют для точных расчётов при длине кабельных линий более 25 км и воздушных более 100 км. 67 Линии такой длины в системе электроснабжения промышленных предприятий встречаются крайне редко. Рис. 8.2. К определению параметров схемы замещения На рис. 8.1. и 8.2. приняты следующие основные положения: 1) Комплексное выражение потребляемой полной мощности записывают в виде S = P + jQ (8.1.) чему соответствуют комплексные произведения " 2 2 S = U  I = I Z = U Y”, (8.2.) где U – комплексное напряжение; I – комплексный ток; I`` - сопряжённый комплексный ток; Z – комплексное полное сопротивление; Y – комплексная полная проводимость; Y`` - сопряжённая комплексная проводимость. 2) Реактивное сопротивление и реактивную проводимость представляют разностью их индуктивной и емкостной составляющих, то есть (рис. 8.2.) 1 Х = ХL – XC =  L - L ; 1 В = ВL - ВС = L -  С` ; (8.3.) (8.4.) где L, L` - индуктивности соответственно последовательной и параллельной частей схемы замещения; С, С` - ёмкости тех же частей;  =2  f – угловая частота тока; 68 f – промышленная частота тока, f=50 Гц. 69 8.2. Определение параметров схем замещения трансформаторов и преобразователей Параметры схем замещения трансформаторов и преобразователей определяют по номинальным данным этих устройств. Так например, в случае трёхфазных двухобмоточных трансформаторов должны быть известны номинальные мощность SНОМ, первичное напряжение U1НОМ ,(которое при необходимости может представляться приведённым ко вторичному), относительное напряжение КЗ UК, относительный ток ХХ iХ, потери КЗ (потери в меди) Рх. По этим данным определяют номинальный первичный ток S НОМ I1НОМ = 3 U 1НОМ ; (8.5.) полное сопротивление U K  U 1НОМ Z= 3 I1ННО U K  U 21НОМ S НОМ = (8.6.) активное сопротивление PK 2 R = 3 I1HOM ; (8.7.) реактивное (в данном случае индуктивное) сопротивление 2 2 Х= Z R ; (8.8.) полную проводимость i X 3  I 1HOM i X  S HOM 2 Y = U 1HOM = U 1HOM ; (8.9.) активную проводимость PK 2 G = U1HOM ; (8.10) реактивную (в данном случае индуктивную) проводимость 2 2 В = Y G ; (8.10.а) Приблизительно по таким формулам определяют параметры различных полупроводниковых и других преобразователей. 8.3. Определение параметров схем замещения линий промышленных сетей 70 В случае кабельных, воздушных и других линий длиной l и сечением s активное сопротивление определяют по известным формулам l l   R0 l R = S S ;  где – удельное сопротивление; (8.11)  - удельная проводимость; R0 – сопротивление на единицу длины. Для правильного расчёта потерь мощности в нормальных режимах работы линий важно, чтобы удельное сопротивление  , удельная проводимость  , и сопротивление не единицу длины R0 были определены при рабочей температуре проводника, что, например при длительно допустимых нагрузках составляет в зависимости от типа проводника от 50 до 80С [1]. Так как чаще всего длительно допустимая температура проводников равна 65 или 70С, то без существенной ошибки можно принять в обоих случаях для медных проводников  =50 и для алюминиевых проводников  =30 М0М/м. Индуктивное сопротивление линий вычисляют по формуле Х = Х0l где (8.12) Х0 – индуктивное сопротивление не единицу длины линии. Для определения Х0 при частоте 50 Гц используют известную из теоретических основ электротехники формулу  a 1  ln   Х0 = 0,02  r 4  3 (8.13) а а а 12 23 13 где а = - среднегеометрическое расстояние между фазными проводниками; r – приведённый (для учёта формы сечения) радиус фазного проводника. Индуктивное сопротивление влияет только на потери реактивной мощности, в расчёте которых допускают значительные погрешности. Поэтому вместо (8.13) используют средние значения Х0, зависящие от типа линии, но мало зависящие от её номинального напряжения и сечения проводников. Для наиболее важных практических случаев такие значения приведены в табл.8.1. Более точные значения с учётом влияния сечения проводников приведены для кабелей в государственных стандартах и каталогах, а для шинных линий и изолированной электропроводки – в справочниках по электроснабжению. Для воздушных линий используют формулу (8.13). Реактивная проводимость линий имеет ёмкостной характер и её определяют по формулам ВС = ВС0 l =  С0 l; (8.14) где ВС0 – ёмкостная проводимость на единицу длины линии; С0 – ёмкость на единицу длины линии. 71 Таблица 8.1. Средние значения на единицу длины линии Х0. индуктивного Тип линий сопротивления Х0, Ом/м 1. Воздушные линии: ВН НН 0,4 0,3 2. Шинные линии: ВН НН 0,2 0,15 3. Линии НН с многожильными или проложенными в трубах изолированными проводами. 0,09 4. Кабельные линии: ВН НН 0,08 0,06 Для кабельных линии С0 приводится в государственных стандартах на кабели. В расчётах промышленных сетей С0 достаточно определить приближённо; например, для кабелей с пропитанной бумажной изоляцией напряжением от 3 до 20 кВ при частоте 50 Гц можно рекомендовать формулу ВС0 = 31+9 S , (8.15) где ВС0 – ёмкостная проводимость на единицу длины, нОм/м; s – сечение жилы, мм2. У воздушных линий ВН ёмкость из-за большего расстояния между фазными проводниками значительно меньше, чем у кабельных. В среднем ёмкостная проводимость на единицу длины таких линий равна 3 нОм/м. У линий НН из-за их малой длины ёмкость незначительна, благодаря чему их ёмкостную проводимость считают равной нулю. 8.4. Потери мощности в трансформаторах и преобразователях Потери активной и реактивной мощности в элементе системы электроснабжения, имеющем схему замещения, приведённую на рис. 8.1. 2 2  Р = 3 I 2  R  U 1  G  PR  PG ; (8.15а) 72 2 2  Q = 3 I 2  Х  U 1  В  PХ  PВ ; где  РR и (8.15б)  QX выражают потери в продольных элементах схемы замещения и определяются током I2; составляющие РG и QВ выражают потери в поперечных элементах и определяются напряжением U1. Когда расчёт потерь РR и QX ведут по мощности S2 (например, на основании графиков активной и реактивной мощности), то произведение 3I22 в (8.16) представляют в виде S 22 P22  Q22   R0 l 2 U 22 3I22 = U 2 ; (8.17) Так как реактивные сопротивление Х и проводимость В согласно (8.3) и (8.4) могут быть как положительными, так и отрицательными или в определённых условиях равными нулю. Отрицательные значения потерь реактивной мощности (то есть генерирование реактивной мощности) возможны, в частности, в кабельных и воздушных линиях ВН, а также в некоторых полупроводниковых преобразователях электроэнергии. Из (8.17) вытекает, что потери мощности существенно зависят от реактивной нагрузки Q2. Для снижения этих потерь необходимо уменьшение реактивных нагрузок всех элементов системы электроснабжения (повышение коэффициента мощности). В случае двухобмоточных силовых трансформаторов формулы (8.16) с учётом (8.17) – (8.10.а) при U1=U1НОМ представляют в виде  S2   Р =  РK  S 2HOM 2    +  РХ; (8.18)  S2   Q =  QK  S 2HOM 2    +  QХ; где  QK = I 2 2НОМ Х;  QХ = U 2 1НОМ (8.19) В; Для оценки потерь мощности их часто представляют в виде относительных величин P  Р * = S2 ; Q  Q * = S2 ; (8.20) Вместо полной в этих выражениях применяют также активную мощность Р2. 73 8.6. Потери мощности и электроэнергии в реакторах Потери активной мощности в реакторах  РР = К 2 3 3  РНОМ. Ф (8.21) где К3=I/IНОМ – отношение действительного тока, протекающего через реактор, к номинальному току реактора; РНОМ.Ф – потери активной мощности в одной фазе реактора при номинальной нагрузке (даются в каталогах для определённого типа реактора). Потери реактивной мощности  QР =К 2 3 3  QНОМ. Ф (8.22) где QНОМ.Ф – потери реактивной мощности в одной фазе реактора при номинальной нагрузке (даются в каталоге для определённого типа реактора). Потери активной и реактивной электроэнергии в трёх фазах реактора составят соответственно:  W =  РР TВКЛ ;  V =  QР TВКЛ , где (8.23) ТВКЛ – время включения реактора. 8.7. Потери мощности в электродвигателях Основные соотношения параметров для асинхронных двигателей можно получить из схемы замещения асинхронного двигателя, приведённой на рис. 8.3. Определение основных данных можно осуществить по круговым диаграммам. Построение круговой диаграммы упрощается, если цепь намагничивания условно отнести к первичным выводам. Из нескольких способов преобразования схемы замещения метод И.П. Костенко наиболее точно отражает первоначальную схему замещения. В преобразованной схеме замещения (рис. 8.3,б) приведённый к статору ток вторичной цепи I``2 является геометрической разностью тока статора I1 и тока намагничивания I0 (при скольжении S=0) основной схемы замещения. Потери энергии в электродвигателе определяют расход энергии и КПД двигателя; от распределения потерь в двигателе зависит нагрев его различных частей. Электрические потери (в Вт) в обмотке статора  РЭ1 == 3I 1 2 r1 ; (8.24) в обмотке ротора  РЭ1 == 3I 1 2 r2 ; (8.25) 74 а) б) Рис. 8.3. Т-образная схема замещения асинхронного двигателя: а – основная; б – преобразованная; r1 – активное сопротивление обмотки статора; r2 – приведённое к статору сопротивление обмотки ротора; r0 – активное сопротивление намагничивающей цепи; х1 – индуктивное сопротивление рассеяния статора; х``2 – приведённое к статору индуктивное сопротивление ротора; х0 – индуктивное сопротивление взаимной индукции; I1 – ток статора; I2 – приведённый к статору ток вторичной цепи; I0 - ток намагничивания. " 2  РЭ2 == 3 (I 2 ) r2 ;  РЭ1 == 3MНСS/9,55, (8.26) (8.27) где I2 – действительная сила тока фазы трёхфазового ротора, А; r2 – действительное активное сопротивление фазы трёхфазового ротора, Ом; I``2 – приведённая сила тока ротора, А; r``2 – приведённое сопротивление фазы ротора, Ом. Потери мощности РЭ2, определяемые по вышеприведённой формуле, включают переходные потери в щёточном контакте для двигателей с фазным ротором, которые можно подсчитать по отдельной формуле  РЭ1 == 3х0,4 I2 == 1,2 I2 . (8.28) Дополнительные потери (в Вт) принимают равными 0,5% потребляемой из сети мощности: РДОП=0,005Р1. Потери (в Вт) в стали статора на перемагничивание и вихревые токи практически не зависят от нагрузки двигателя. 75 Лекция № 9 ПОТЕРИ НАПРЯЖЕНИЯ И ИХ РАСЧЁТЫ План: 9.1. Общие сведения. 9.2. Основные требования к качеству электроэнергии. 9.3. Расчёт сетей с симметричной нагрузкой на конце по потере напряжения. 9.4. Расчёт потери напряжения в линии с несколькими распределёнными нагрузками. 9.5. Расчёт потерь напряжений в магистральной линии по сумме моментов нагрузки 9.6. Расчёт падения и потери напряжения. 9.1. Общие сведения Обеспечение качества электроэнергии на зажимах электроприёмников – одна из наиболее сложных задач, решаемых в процессе проектирования и эксплуатации систем электроснабжения. Появление в СЭ мощных вентильных электроприводов, дуговых электропечей и других ЭП с резкопеременной нагрузкой создало проблему их электромагнитной совместимости с СЭ, успешное решение которой обеспечивает рациональную работу как таких ЭП, так и ЭП со спокойной нагрузкой, присоединённой к той же системе (освещение, электродвигатели и др.). Показатели качества электроэнергии регламентируются требованиями ГОСТ 13109-87. показателями качества электроэнергии для трёхфазных сетей переменного тока являются: Отклонение частоты; отклонение напряжения; размах колебаний частоты; размах изменения напряжения; коэффициент несинусоидальности напряжения; коэффициент несимметрии и неуравновешенности напряжений. Высокое качество электроэнергии по всем перечисленным параметрам способствует увеличению выпуска продукции и общей рентабельности производства. Отклонения напряжения. Отклонением напряжения называется медленное его изменение, обусловленное изменениями режима напряжения центра питания (ЦП) и режимами нагрузки, когда скорость изменения напряжения менее 1% в 1с. Поддержание напряжения в центрах питания имеет важное значение для нормальной работы ЭП. Отклонение напряжения в ту или иную сторону от номинальных параметров наносит значительный экономический ущерб. При понижении напряжения возрастает скольжение и уменьшается частота вращения асинхронных двигателей, являющихся основными токоприёмниками на промышленных предприятиях. При том возрастает потребляемый ток, двигатели перегреваются и быстрее изнашивается изоляция. 76 Вращающий момент асинхронного двигателя пропорционален квадрату напряжения, поэтому при его понижении затрудняются пуск и самозапуск двигателей под нагрузкой. В связи с этим установлены пределы отклонения напряжения (±5%) на зажимах двигателей. В отдельных случаях допускается длительная работа электродвигателей при напряжении на 10% выше номинального. Понижение напряжения сказывается на работе печей сопротивления и дуговых сталеплавильных печей. При резком снижении напряжения работа последних может стать вообще невозможной. Весьма чувствительны к изменению напряжения косинусные конденсаторы. Реактивная мощность, выдаваемая ими, пропорциональна квадрату подводимого напряжения. Таким образом, при понижении напряжения на 10% мощность конденсатора снизится до 81%. Повышение напряжения на 10% увеличивает реактивную мощность конденсатора до 121% и приводит к его перегрузке. Согласно ГОСТ для конденсаторов допускается увеличение напряжения не более чем на 10%. Значительное влияние оказывают отклонения напряжения на работу электросварочных установок, ухудшая качество сварки. Для рационального ведения этого процесса отклонения напряжения на сварочных установках должны быть в пределах ±5%, в отдельных случаях – 10%. Высокие требования к качеству напряжения предъявляют осветительные установки. При отклонениях напряжения изменяется сила ламп накаливания и срок их службы. Сила света изменяется при этом пропорционально третьей – четвёртой степени изменений напряжения. Повышение напряжения на 10% сокращает срок службы ламп накаливания примерно в три раза. 9.2. Основные требования к качеству электроэнергии ГОСТ 13109-87 допускает отклонение напряжения: - на зажимах электроосветительных приборов от -2,5 до +5%; - на зажимах электродвигателей, станций их управления – от –5 до +10%; - на зажимах остальных электроприёмников ±5%; - в послеаварийных режимах дополнительное понижение напряжения на 5%. Для расчёта отклонений напряжения и ЭП необходимо знать уровни напряжения в электрической сети. ЭП промышленных предприятий могут быть присоединены в различных точках сети и для каждого из них отклонения напряжения должны быть в пределах, нормируемых ГОСТ 13109-87. Следует отметить, что из-за потерь напряжения практически невозможно поддержать напряжение, равное номинальному, у всех ЭП, связанных общей электрической сетью. Но между потерями и отклонениями напряжения существует тесная взаимозависимость. При эксплуатации электрических сетей было установлено, что допустимые потери напряжения в питающих сетях 6-8%; в распределительных сетях 5-6%; при полной загрузке трансформаторов и коэффициенте мощности потребителя равном 0,92-0,87, допустимые потери 77 напряжения в сопротивлениях обмоток трансформаторов равны 2,5-3%. Во внутренней сети освещения потери напряжения обычно принимаются равными 22,5%. Сети 6-20 кВ должны быть проверены на максимальную потерю напряжения от ИП до наиболее удалённой ТП по удельным потерям напряжения. Сети 6-10 кВ, питающие электроприёмники этого напряжения, должны быть проверены на допустимые отклонения напряжения. Сети 35 кВ и выше проверке по допустимым потерм напряжения не подлежат, так как повышение уровня напряжения у ЭП за счёт увеличения сечения проводников менее целесообразно, чем применение средств регулирования напряжения. Для обеспечения допустимых отклонений напряжения в сети, силовые трансформаторы снабжают со стороны обмотки ВН регулировочными устройствами, позволяющими создавать как положительные, так и отрицательные «надбавки» напряжения (±ЕТ). значения надбавки следует выбирать таким образом, чтобы в периоды максимальных и минимальных нагрузок отклонения напряжения у всех ЭП сети не выходили за допустимые пределы. При совместном питании дуговых сталеплавильных печей и общецеховой «спокойной» нагрузки от одной ТП допустимые колебания напряжения V% на линиях 6-35 кВ можно определить с достаточной точностью: V% = SП 100/ SК где SП – полная мощность печи, МВ·А; SК – мощность КЗ в сети, МВ·А. Как правило, колебания напряжения должны быть не более 2%, следовательно, мощность КЗ электрической сети, к которой подключена печь, должна быть примерно в 50 раз больше полной мощности печи. Мощность трёхфазных электрических печей, присоединяемых к электрическим сетям общего назначения, должна быть не более 20%, а однофазных – не более 10% суммарной мощности трансформаторов питающей подстанции (ГПП или ПГВ). Если указанное условие не соблюдается, то следует предусматривать мероприятия, снижающие колебания напряжения в данной электрической сети. 9.3. Расчёт сетей с симметричной нагрузкой на конце по потере напряжения Выбранные по длительно допустимому току и согласованные с током защиты аппаратов сечения проводников внутрицеховых электрических сетей должны быть проверены на потерю напряжения. Нормированных значений потери напряжения нет, однако в ГОСТ 13109—87* указаны предельные значения отклонений напряжения от номинального для различных ЭП, присоединяемых к распределительным сетям. Поэтому при эксплуатации 78 электрических сетей, зная уровень напряжения на выводах у наиболее удаленного ЭП и рассчитав потерю напряжения, можно определить напряжение на вторичной стороне питающего трансформатора и выбрать устройства для регулирования напряжения на питающем конце линии. Для нормальной работы ЭП напряжение на его выводах должно быть по возможности ближе к номинальному значению. Допустимые потери напряжения в сети можно установить с учетом результата расчета сети до 1 кВ на допустимые отклонения напряжения. Рис. 9.1. Изменение уровня напряжения вдоль длины линии Отклонением напряжения у электроприемника называется алгебраическая разность между фактическим (действительным) напряжением сети Uфакт и номинальным напряжением ЭП, отнесенная к номинальному напряжению UHOM: ±V%=[(Uфакт-Uном)/Uном]·100%. На рис. 9.1 изображены схема сети с равномерно распределенной нагрузкой по ее длине и график распределения напряжения по линии. Номинальное напряжение на вторичной обмотке трансформатора согласно ГОСТ 721—77 принято на + 5 % выше номинального напряжения сети иной для компенсации потерь напряжения в сети. Допустимое нормальное отклонение напряжения у наиболее удаленного ЭП (согласно ГОСТ 13109—87*) должно быть не ниже—5%. Электроприемники 1—4 получают питание на напряжении выше номинального, электроприемники 6—10 питаются на пониженном напряжении. В точке б напряжение сети совпадает с номинальным напряжением ЭП. Таким образом, общее снижение напряжения в сети от источника питания до наиболее удаленного ЭП равно [+ 5% — (—5%)] =10 % номинального значения. Алгебраическая разность между напряжением источника питания U1 и напряжением в месте подключения ЭП к сети U2 называется потерей напряжения. В,  U = U1 - U2 или в процентах к номинальному напряжению  U% = [(U1 - U2)/ UНОМ ] 100%. 79 Падением напряжения называется геометрическая разность векторов напряжений переменного тока в начале UФ1 и конце UФ2 рассматриваемого участка электрической сети: UФ1 - UФ2 = IZ = I(r + jx), где Z, r и х—соответственно полное, активное и реактивное сопротивления линии; I—ток линии. Рассмотрим простейшую схему одной фазы линии трехфазного тока с симметричной нагрузкой на конце, заданной током нагрузки I и коэффициентом мощности cos 2. Напряжение UФ2 в конце линии известно. Следует определить напряжение в начале линии UФ1 и cos1 в начале линии с помощью векторной диаграммы. По положительному направлению вещественной оси системы координат располагаем вектор UФ2 (ОА). Так как нагрузка I имеет индуктивную составляющую, то вектор тока будет находиться под углом 2 к вектору напряжения в сторону отставания. Чтобы определить напряжение в начале линии, надо от конца вектора UФ2 отложить параллельно вектору тока I вектор падения напряжения в активном сопротивлении линии r, т.е. Ir, и под углом 90° к нему в сторону опережения - вектор падения напряжения в реактивном сопротивлении x, т.е. jIx (см. треугольник АВС на рис. 9.2.). Соединив полученную точку С с началом координат О, получим искомый вектор напряжения в начале линии UФ1, ориентированный по отношению к току на угол 1. 2 2 Отрезок АС, численно равный модулю вектора IZ, т.е. I (r  x ) представляет собой величину полного падения напряжения в заданной фазе рассматриваемой линии. Это падение напряжения можно разложить на две составляющие—продольную и поперечную. Продольная составляющая, обозначенная  UФ (отрезок AD), направлена вдоль вектора UФ2. Поперечная составляющая  UФ (отрезок DC). Тогда можно записать: IZ =  UФ + j  UФ. (9.1) Определим эти составляющие. Для этого спроектируем Ir и Iх соответственно на вещественную и мнимую оси, в результате чего продольная составляющая  UФ = Ir cos 2 + Ix sin 2 . (9.2.) Зная, что Р I = U НОМ cos  Q = U НОМ sin  . (9.3) 80 Рис. 9.2. Векторная диаграмма одной фазы трехфазной линии переменного тока с нагрузкой на конце получаем: Рr  UФ = U НОМ Q x + U НОМ . (9.3.а) Поперечная составляющая  UФ = Iх cos 2 - Ir sin 2 . (9.4.) После преобразований Рх Qr  UФ = U НОМ - U НОМ . Следовательно, напряжение в начале линии UФ1: UФ1 = UФ2 + (  UФ + j  UФ) = Ir cos 2 + Ix sin 2 + + j (Iх cos 2 - Ir sin 2 Рr  Qx Рx  Qr = UФ2 + U НОМ + j U НОМ . 9.5) Геометрическая разность UФ1—UФ2 называется падением напряжения. В сетях промышленных предприятий, имеющих относительно небольшую длину и напряжение питающих линий, пользуются понятием «потеря напряжения». Для определения потери напряжения на диаграмме рис. 9.2. делаем засечку радиусом, равным длине отрезка ОС на вещественной оси, получив точку Е. Длина отрезка АЕ представляет собой потерю напряжения в линии. Если пренебречь отрезком DE, то длину отрезка AD, равную можно считать потерей напряжения. Заменив в (9.3) значения сопротивлений получим для двухпроводной линии однофазного переменного тока: U  100 200 Il(r0 cos   x0 sin  ) U U НОМ НОМ  U% = = (9.6) или 81 2  10 5 2  10 5 (Р 2 2  U% = U НОМ r 0 + Qx0) = U НОМ Pl(r 0 + x0tg ); (9.7) здесь ток I, А; мощность Р, кВт; Q, квар; Uном, В. Для трехфазной линии переменного тока линейные потери напряжения:  U = 3  UФ, тогда 3  100 I  l(  U% = U НОМ r 0 cos  + x0 sin ); (9.8) или 10 5 10 5 l(Р 2 2  U% = U НОМ r 0 + Qx0) = U НОМ Pl(r 0 + x0tg ); (9.9) При чисто активной нагрузке, к которой относятся электрические нагревательные печи, лампы накаливания и т.п. (cos=l, sin=0), выражения (9.8), (9.9) приобретают вид: 200 I l r0 2  10 5  P  l  r0 U 2 НОМ  U% = U НОМ = ; 3  I  l  r0 P  l  r0  100  10 5 2  U% = U НОМ = U НОМ . (9.10) (9.11) В сетях до 1 кВ при условии, что сечения не превышают значении, указанных в табл. 9.1. можно определить потери напряжения без учета индуктивного сопротивления (x0=0). Таблица 9.1. Предельные сечения кабелей и проводов, мм2, при которых индуктивное сопротивление можно не учитывать Исполнение сеcos не менее ти Кабели и провода 5 0 0 5 5 5 в трубах Провода, проложенные 5 5 6 0 открыто 9.4. Расчёт потери напряжения в линии с несколькими распределёнными нагрузками Потеря напряжения в линии с несколькими нагрузками определяется как сумма потерь напряжения на отдельных участках сети. 82 На рис. 9.3 каждая нагрузка на отдельных участках сети обозначена через параметры: I, А; Р, кВт; Q, квар; l—длина участков, км; p1, q1, p2, q2 — узловые нагрузки (нагрузки в точках присоединения к сети). Мощности, передаваемые по участкам сети Р01, Р12, определяются суммированием узловых нагрузок в сторону источника питания. Рис. 9.3 Схема сети переменного тока с двумя нагрузками Для схемы рис. 9.3.  U =  U01 +  U12. Для сети трехфазного переменного тока с несколькими распределенными нагрузками потеря напряжения 3  100 n  I  l (r0 cos   x0 sin  )  U% = 100 U НОМ 1 = n 3  100 1 i  L (r0 cos   x0 sin  ) U НОМ = . (9.12) где n—число присоединенных нагрузок. или 10 5 n  Р  l (r0  x0 tg  ) 2  U% = U НОМ 1 10 5 n  p  L (r0  x0 tg  ) 2 = U НОМ 1 . = (9.12.а) Мощности на участках сети, входящие в (9.12а). определяют как сумму нагрузок, питаемых по данному участку. Суммарная потеря напряжения в сети однофазного переменного тока 200 n  I  l (r0 cos   x0 sin  )  U% = U НОМ 1 = 200 n 1 i  L (r0 cos   x0 sin  ) U НОМ = . (9.13) или 2  10 5 2  U% = U НОМ n  (Р  r0  Qx0 )  l 1 2  10 5 2 = U НОМ n  Р  l (r 1  x 0 tg  ) = 83 2  10 5 2 = U НОМ n  p  L (r  x 0 tg  ) . (9.13.а) Когда индуктивное сопротивление проводов можно не учитывать (табл. 9.1 (при проводке в каналах и трубах), (9.12) примет вид: 1 10 5 r0 2  U% = U НОМ n Рl 1 10 5 r0 2 = U НОМ n pL 1 . (9.14) С учетом того, что r0=1/  F, где  —удельная проводимость материала провода, м/(0м·мм2); F— сечение, мм2. 10 5 2  U% = U НОМ    F n Рl 1 10 5 r0 10 5 2 2 = U НОМ    F U НОМ n pL 1 . (9.15) В системе СИ единицей удельного сопротивления материала проводника ρ является ом·метр (Ом·м), удельной проводимости  —сименс на метр (См/м) (1 Омм=106Ом·мм2/м). При температуре 20'С для алюминиевых проводов  = 34 См/м, для медных  = 57 См/м. 2 5 Обозначив величину U НОМ   / 10 , зависящую только от материала провода и напряжения сети, через С, получим n  U% =  Рl 1 n рL  /СF =    /СF 1 (9.16) Для двухфазных и однофазных линий можно получить аналогичные выражения, в которых будут изменяться только величины С, приведенные в табл. 9.2. 9.5. Расчёт потерь по сумме моментов нагрузки напряжений в магистральной линии Произведения Pl, Il, pl, iL называют моментами нагрузок по мощности или току и обозначают  М. С учетом обозначения момента нагрузок  M (9.16) примет вид  U% =  M/СF. (9.16а) При нескольких сосредоточенных нагрузках или если участок линии имеет равномерно распределенную по длине нагрузку, можно сумму моментов заменить моментом одной нагрузки с длиной линии, равной приведенной длине lприв. В частности, для нагрузки, равномерно распределенной по длине линии (рис. 9.4), м, lприв. = l0 + l (9.17) 84 Таблица 9.2. Значения коэффициента С Значения коэффициента С Нодля проводов минальное Система сенас с ти н род тока пряжение медными алюминиесети. КВ жи- выми жилами лами Три фазы с 231 139 нулевым прово0,66/0, дом Две фазы с 38 нулевым прово92 56 дом Три фазы с 77 46 нулевым провоДве фазы с 34 20 0.38/0. нулевым Проводом 22 Одна фаза и нулевой 12.8 7.7 провод где l0 — расстояние от пункта питания А до точки присоединения первой нагрузки, м; l — длина участка сети с равномерно распределенной нагрузкой, м. В этом случае момент нагрузки n р М = lприв 1 . (9.18) Потери напряжения в зависимости от моментов нагрузки, входящих в (9.16), и от сечения проводников с алюминиевыми жилами приведены в табл. 9.3., потери напряжения в шинопроводах —в табл. 9.4. По данным табл. 9.3. и 9.4. можно определить потери напряжения в сети, если известны нагрузки и выбраны сечения проводников. Рис. 9.4. Схема сети с равномерно распределенной нагрузкой Таблица 9.3. Потери напряжения в шинопроводах напряжением 0.38 кВ НомиПотери напряжения, %/(А·км), при соs нальный ток Ши0,9 0,8 0. шинопрово0 0.9 нопровод 5 5 5 да. А 85 ШРЛШМА ШМА ШМА 250 400 6.30 1600 2500 4000 0.1 0.0 0,0 0.0 0,0 0.0 0,1 0.0 0.0 0.0 0.0 0,0 0,1 0.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0,1 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0. 0. 0. 0. 0. 0, Таблица 9.4. Потери напряжения, %, в зависимости от моментов нагрузки М, кВт·м Δ U,% Сечения проводников с алюминиевыми Трехфазные линии Однофаз- 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2 3 3 3 3 3 4 Потери напряжения в трансформаторах с достаточной для практических целей точностью можно рассчитать:  UТ =  Т cos  (Uа% + Uр% tg  ) (9.19) где  Т = S/SНОМ.Т — коэффициент загрузки трансформатора расчетной средней мощностью Sсм за максимально загруженную смену, кВ·А; Sном,т — номинальная мощность трансформатора, кВ·А; Ua %  10  Рк.ном·Sном.т — активная составляющая напряжения КЗ трансформатора;  Рк.ном— номинальные потери мощности КЗ трансформатора, кВт (принимаются по табл. П 1.1); Uр% = u 2K %  U 2a % — реактивная составляющая напряжения КЗ трансформа- тора; uk% — напряжение КЗ трансформатора (принимается по табл. П1.1); 86 cos  — коэффициент мощности нагрузки трансформаторам и соответствующий его значению tg  В табл. 9.5. приведены наибольшие располагаемые (допустимые) потери напряжения от шин ТП до наиболее удаленного ЭП, для которого отклонение напряжения принято не более 5%, т. е. допустимое напряжение у наиболее удаленного ЭП составляет 95% Uном, а вторичное напряжение холостого хода трансформатора составляет 400 В. В осветительных сетях в соответствии с ГОСТ 13109—87* допустимый уровень напряжения у наиболее удаленных светильников должен быть не менее 95% номинального. Снижение напряжения более 10% номинального не гарантирует надежное зажигание и горение газоразрядных ламп. Таблица 9.5. Наибольшие располагаемые потери напряжения от шин ТП до наиболее удаленного ЭП силовой сети Мощ КоэфРасполагаемые потери напряжения, ность фициент за- %, для коэффициента мощности трансфор- грузки транс.95 7.9 ,6 матора, 1 6.8 6.7 5.5 0,9 7 7 6 6 160 0.8 7 7 6 6 0.7 7 7 7 6 0,6 8 8 7 7 1 7 6 6 5 0.9 7 7 6 6 250 0.8 7 7 6 6 0.7 8 7 7 7 0.6 8 8 7 7 1 7 6 6 5 0.9 7 7 6 6 400 0.8 7 7 7 6 0.7 8 7 7 7 0.6 8 8 7 7 1 7 6 5 4 630— 0,9 7 6 6 5 1000 0.8 7 7 6 5 0.7 8 7 7 6 0.6 8 7 7 6 Располагаемая потеря напряжения в сети определяется с учетом потери напряжения в трансформаторе  UС = U0 -  UТ - Uламп (9.20) где U0 — напряжение холостого хода трансформатора, соответствующее номинальному напряжению на зажимах вторичной обмотки трансформатора по ГОСТ 721—77 и равное 105% номинального напряжения лампы;  UТ — потеря напряжения в трансформаторе. %; Uламп — минимально допустимое напряжение лампы, % номинального. Считая, что U0=105%·Uном, а Uламп = 95%·Uном, получаем 87  UС % = 105 -  UТ % - 95 = 10 -  UТ %. (9.21) Так, например, если минимально допустимое напряжение у наиболее удаленной лампы составляет 95% номинального и потеря напряжения в питающем трансформаторе оказалась равной 4%, то располагаемая потеря напряжения в сети составит  UС % =105 – 4,0 – 95 = 6 %. Если потери напряжения, определенные по(9.6) для различных сетей и нагрузок, приводят к отклонениям напряжения на выводах электроприемников больше допустимых значений, то выбирают проводники большего на одну ступень сечения и повторяют поверочный расчет. 9.5. РАСЧЕТЫ ПАДЕНИЯ И ПОТЕРИ НАПРЯЖЕНИЯ П а д е н и е н а п р я ж е н и я: геометрическая разность векторов напряжения в начале и в конце рассматриваемого элемента схемы; потеря напряжения ΔU- алгебраическая разность напряжений в начале и в конце элемента. Например, для линии Л1 (рис. 9.5, 9.6), если известно напряжение в конце линии Uв, 2 2 UА = (U B  U " )  (U " ) (9.22) или, если известно напряжение в начале линии UА, ' 2 ' 2 UВ = (U А  U )  (U ) (9.23 Рис. 9.5. Участок сети и его упрощенная схема замещения Рис. 9.5. Векторная диаграмма напряжений в начале и в конце линии: ВР — продольная составляющая падения напряжения  U; РА - поперечная составляющая падения напряжения  U; ВА — падение напряжения; ВК — потеря напряжения; РК — ошибка, возникающая при расчете по потере напряжения где P" rЛ1  Q" x Л1  10 3 UB  U” = ; 88 P' rЛ1  Q' x Л1  10 3 U U’ = A - продольные составляющие падения напряжения на участке АВ, кВ; P" x Л1  Q" rЛ1  10 3 UB  U” = ; P' x Л1  Q' rЛ1  10 3 UA  U’ = — поперечные составляющие падения напряжения на участке АВ, кВ; UA, P`, Q` — соответственно напряжение, кВ, активная, кВт, и реактивная, квар, мощности в начале линии; UВ, Р``, Q`` - то же конце линии. При инженерных расчетах, не связанных с необходимостью определения векторов напряжений, обычно пользуются приближенными формулами, определяя только потерю напряжения, т. е. считая U=0 и отрезок РК=0 (рис. 9.6.). Иногда пренебрегают также потерями мощности в линиях (считая Р'=Р" и Q'=Q"), в этом случае в знаменателях формул U за среднее расчетное напряжение принимается номинальное напряжение сети, кВ, UА = UВ + U ; Pr  Qx 3 10 U = U НОМ . UВ = UА - U ; (9.24) (9.25) где P и Q – активные и реактивные мощности трёх фаз, кВт и квар; r и x – активное и реактивное сопротивление участка АВ системы электроснабжения, Ом; UНОМ – номинальное напряжение сети, в которую входит участок АВ (для трансформаторов – номинальное напряжение той обмотки трансформатора, к которой приведены r и х), кВ. 89 Лекция № 10 ПОТЕРИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ В СИСТЕМЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ЭНЕРГИИ План: 10.1. Потери электроэнергии в элементе системы электроснабжения. 10.2. Потери электроэнергии в трансформаторах. 10.3. Потери электроэнергии в воздушных и кабельных линиях. 10.4. Потери электроэнергии в шинопроводах. 10.5. Потери электроэнергии в осветительных сетях. 10.6. Регулирование графиков электрических нагрузок. 10.1. Потери электроэнергии в элементе системы электроснабжения Передача электрической энергии от источника питания к потребителям связана с потерей части мощности и энергии в системе электроснабжения (трансформаторах, линиях, реакторах). Эти потери определяются током, протекающим по линии, и величиной передаваемого напряжения. Следовательно, умение правильно рассчитать потери во всех звеньях системы электроснабжения, выявить определяющие их составляющие и установить основные направления по снижению потерь и экономии электроэнергии – основные условия проектирования и эксплуатации электрической сети. Общая нагрузка потребителей складывается из мощности его активных и реактивных нагрузок. Снижение потребления электроэнергии является одним из важных показателей производственной деятельности предприятия. Основной способ снижения потребления электроэнергии – её экономия за счёт уменьшения потерь электроэнергии в системе электроснабжения предприятия (в трансформаторах, реакторах, линиях), а также за счёт рационализации и усовершенствования технологического процесса потребления электроэнергии электродвигателями, электротермическими установками, преобразовательными и осветительными установками и др. Рассмотрим методы определения потерь мощности и электроэнергии в отдельных звеньях системы электроснабжения. Потери активной энергии в элементе системы электроснабжения за время Т определяют интегрированием потерь активной мощности T W   Pdt , (10.1) или с учётом (16. ) и (17. ) 90 T P22  Q22 W   U 22 T Rdt   U12Gdt  WR  WG . (10.2) Первый интеграл (потери в активном сопротивлении схемы замещения) вычисляют численным интегрированием по графикам нагрузки Р=f(t) и Q=f(t): Rt  n 2 n 2  WR  2  P2 i   Q2 i , U 2 СР i 1  i 1 (10.3) где  U2CP – среднее за период Т значение напряжения U2; t – интервал времени усреднения в графиках нагрузки; n – число интервалов за период Т. Так как в этой формуле квадраты активных и реактивных мощностей суммируются отдельно, то расчёт можно вести как по хронологическим, та и по упорядоченным графикам нагрузки. Если известны коэффициенты формы графиков нагрузки, то интегрирование отпадает, так как Т  Р22dt  P22СР.КВ 2  Т  (кФ. А  Р2 СР )  Т  кФ2 . А  W22A T . (10.4) Используя такое же преобразование относительно интеграла реактивной мощности, получаем формулу WR  R U 22СР  (к Т Ф. А  W2 A ) 2   (кФ.P  W2 P ) 2 , (10.5) где W2A, W2P – передаваемая через рассматриваемый элемент соответственно активная и реактивная электроэнергия за период Т; кФ.А. и кФ.Р. – коэффициенты формы графиков активной и реактивной мощности за этот же период. Формулу (10.5) можно упростить, если принять (кФ. А  W2 A ) 2  (кФ.P  W2 P ) 2  кФ2 (W22A  W22P ), где кФ – коэффициент формы графика полной нагрузки; для его определения предложено простое, но достаточно точное эмпирической выражение кФ  1090  0,876 ТМ (10.6) (ТМ – время использования максимума активной мощности, ч/год). Второй интеграл в (10.2) вычисляют относительно легко, так как колебания подынтегральной величины U1 остаются чаще всего в пределах ±5%. Можно легко показать, что 91 T WG   U12  Gdt  G  U12CР.КВ  Т В , (10.7) где ТВ – время, в течение которого рассматриваемый элемент включён под напряжение (время включения); U1 СР – среднеквадратичное значение напряжения U1 за время ТВ. Формулу можно записать в виде WG  G  kФ2 .Н  U1СР  Т В , (10.8) где kФ.Н. – коэффициент формы графика напряжения за время ТВ; U1 СР – среднее значение напряжения за то же время. При колебаниях напряжения в пределах ±7% относительно своего значения квадрат коэффициента формы не превышает 1,003. Поэтому им можно пренебречь и записать следующее: WG  G  U1СР  Т В , (10.9) Аналогично вычислению потерь активной энергии  WR и  WG определяют потери энергии  WX и  WВ; эти потери не имеют, однако, существенного энергетического значения. 10.2. Потери электроэнергии в трансформаторах Потери мощности в трансформаторах слагаются из потерь активной (  Р ) и реактивной (  Q ) мощности. Потери активной мощности состоят в свою очередь из потерь на нагревание обмоток трансформатора  Р, зависящих от тока нагрузки. Потери мощности на нагревание обмоток трансформатора  2 Р  3I 2 R  3R S ( 3  U )  R S 2 U 2  R ( P2  Q2 ) U 2 . (10.10) Тогда полные активные потери Р  Р  РСТ  R ( Р 2  Q 2 ) U 2  PCТ , (10.11) R  - активное сопротивление обмоток трансформатора, определяемое где по величине потерь в меди  РМ, мощности трансформатора SНОМ, номинальному напряжению UНОМ: 2 2 R  PM U НОМ S НОМ . (10.12) Потери реактивной мощности также слагаются из двух составляющих: потерь  Q, вызванных рассеянием магнитного потока в трансформаторе и зависящих 92 от квадрата тока нагрузки, и потерь на намагничивание трансформатора  Q  , не зависящих от тока нагрузки и определяемых током холостого хода iХ.Х. Потери мощности, вызванные рассеянием, Q  3I 2 xт  xт ( Р 2  Q 2 ) U 2 . (10.13) Тогда полные реактивные потери (10.14) где Хт — реактивное сопротивление обмоток трансформатора, определяемое напряжением короткого замыкания Uк и сопротивлением R  ;  О  =  ОХХ— потери х.х. По каталожным данным потери мощности в трансформаторах можно определить иначе. Если даны потери к.з.  Рм.ном, соответствующие потерям в меди при номинальной нагрузке трансформатора Sном, и известна его фактическая нагрузка S, то активные потери (10.15) где kЗ — коэффициент загрузки трансформатора. Реактивные потери можно определить также (без учета R ) по каталожным данным: (10.16) Тогда (10.17) Потери электроэнергии в меди трансформатора можно также определить по его каталожным данным  Рм.ном, максимальной нагрузке Sмакс и времени потерь  , найденным по рис. 10.1. (10.18) Потери электроэнергии в стали определяются потерями мощности при х.х. (  РСТ=  РХ.Х.) и времени включения трансформатора ТВКЛ: WСТ  РСТ  Т ВКЛ (10.19) Тогда суммарные активные потери электроэнергии 93 Рис. 10.1 Графики для определения времени потерь  Суммарные реактивные потери электроэнергии определяются по реактивным потерям мощности с учётом времени потерь и времени включения трансформатора: V  Q  Q  Т ВКЛ  U K  kЗ  S НОМ   / 100  i Х . Х  S НОМ  Т ВКЛ / 100   S НОМ (U K  kЗ2   iХ . Х  Т ВКЛ / 100). (10.21) Потери электрической энергии в трансформаторах составляют значительную величину и их необходимо снижать до возможного минимума путём правильного выбора мощности и числа трансформаторов, рационального режима их работы, исключением х.х. при малых загрузках. Число одновременно работающих трансформаторов определяет дежурный персонал в зависимости от нагрузки из условий минимальных потерь электрической энергии в трансформаторах. Следует подчеркнуть, что потери в трансформаторах определяются также числом их работы, поэтому одним из условий, обеспечивающих экономию электроэнергии в трансформаторах является отключение их при малых загрузках. Это возможно осуществить, если в ночное (не рабочее) время питать электроустановки, предназначенные для ремонтных работ, дежурного освещения и пр., от одного трансформатора. Питание указанных потребителей при этом обеспечивается наличием перемычек на низшем напряжении между цеховыми подстанциями. Другим условием экономии электроэнергии в трансформаторах является установление ра94 ционального режима работы включённых трансформаторов, что обеспечивается установлением оптимального коэффициента загрузки, зависящего от соотношения между активными и реактивными составляющими потерь. 10.3. Потери электроэнергии в воздушных и кабельных линиях Электрическая нагрузка, как правило, имеет переменный характер, поэтому потери мощности и электроэнергии в линиях зависят от изменения нагрузки. В зависимости от наличия данных по проектируемому объекту потери мощности и электроэнергии можно рассчитывать двумя методами: по среднеквадратичному току IСК с учётом времени включения линии ТВ или по максимальному току IМАКС при времени потерь  . Среднеквадратичный ток представляет собой эквивалентный ток, который, проходя по линии за время ТДЕЙСТВ, вызывает те же потери мощности и электроэнергии, что и действительный изменяющийся ток за то же время. Время потерь  - это расчётное время, в течение которого линия, работая с неизменной максимальной нагрузкой IМАКС, имела бы те же потери мощности и электроэнергии, что и при работе по действительному переменному графику нагрузки. Среднеквадратичный ток определяется по среднему току IСР и коэффициенту формы графика нагрузки kФ I СК  kФ I СР , где (10.22)   I СР  W Т В  3  U НОМ  cos СРВ . (10.23) Здесь W – расход активной электроэнергии (кВ·ч) за время ТВ (сутки, год); cosСРВ – средневзвешенный коэффициент мощности. cos  СРВ  WГОД 2 2 WГОД  V ГОД (10.24) WГОД – годовой расход активной энергии; VГОД – годовой расход реактивной энергии. WГОД  WC  W0  WТ  WЛ (10.25) WС – расход электроэнергии силовых потребителей; W0 – расход электроэнергии осветительных потребителей; WТ – активные потери электроэнергии в трансформаторах; WЛ – активные потери электроэнергии в высоковольтных линиях. VГОД  VC  VT  VЛ , (10.26) 95 VC – годовой расход реактивной энергии силовых потребителей; VT – реактивные потери электроэнергии в трансформаторах; VЛ – реактивные потери электроэнергии в высоковольтных линиях. С достаточной для практических расчётов точностью по данным проектных организаций принимают: 1) при любом числе (более двух) электроприёмников с длительным режимом работы и числом токоприёмников с повторно-кратковременным режимом более 20 коэффициент формы kФ=1,05-1,1; 2) при числе токоприёмников с повторно-кратковременным режимом меньше 20 kФ  1  (1  ПВ ) ( nЭФ  ПВ ) , (10.27) где nЭФ – эффективное (расчётное) число токоприёмников с номинальной мощностью РНОМ и максимальной мощностью одного двигателя РМАКС; ПВ – относительная продолжительность включения токоприёмников. Потери активной мощности (кВт) и электроэнергии в линиях по среднеквадратичному току определяют по формулам 2 Р  3I СК R  103 ; W  P  TB . (10.28) Потери реактивной мощности (квар) и реактивной энергии (квар·ч) 2 Q  3IСК Х  103 ; V  Q  Т В , (10.29) где R- активное сопротивление; Х – индуктивное или емкостное сопротивление воздушной или кабельной линии. Если известны расход электроэнергии W, учтённый за определённое время (сутки, год), а также максимальная мощность нагрузки РМАКС, то можно найти время ТМАКС, в течении которого данная линия, работая с максимальной нагрузкой, могла бы передать эту энергию Т МАКС  W РМАКС (10.30) время использования максимума нагрузки ТМАКС определяется характером производства и сменностью работы потребителя и составляет среднем в год (ч): - для осветительных нагрузок – 1500-2000; - для односменных предприятий – 1800-2500; - для двухсменных – 3500-4500; - для трёхсменных – 5000-7000. Зная величины W и ТМАКС, можно определить максимальный ток за рассматриваемый промежуток времени (сутки, год): I МАКС  W (Т МАКС  3  U НОМ  cos СРВ ) . (10.31) 96 При расчёте потерь мощности и электроэнергии по максимальному току следует учитывать время потерь  , которое зависит от времени использования максимума ТМАКС и коэффициента мощности cos. Зная эти величины, время потерь находят по кривым зависимости  =f(ТМАКС, cos), а затем определяют активные и реактивные потери электроэнергии: 2 W  3I МАКС R ; 2 V  3I МАКС Х . (10.32) Зная потери электроэнергии, можно найти соответствующие потери мощности: Р  W  ; Q  V  . (10.33) Следует отметить, что использование графиков зависимости  =f(ТМАКС, cos) при определении потерь мощности в элементах систем электроснабжения приводит к погрешностям до 10%. Поэтому, если требуется определить более точные значения потерь, то рекомендуется представить систему передачи мощности Р и Q в виде Гобразного четырёхполюсника с напряжениями U1, U2 и тогда, если сопротивление линии передачи электроэнергии составляет R, за время Т потери электроэнергии составят W  ( R U 22 )(kФ2 . А Р 2  kФ2 .РQ 2 )T , (10.34) kФ.А., kФ.Р. – коэффициенты формы графиков активной и реактивной на- где грузки. Потери электрической энергии в линии зависят от сопротивления линии, квадрата тока и времени потерь; поэтому для уменьшения потерь следует снижать не только величину тока, но и величину сопротивления линии. Для снижения сопротивления линии при наличии парных линий необходимо включать их параллельно. Применение повышенных напряжений для электрических сетей промышленных предприятий 20 кВ и 660 В (вместо 6-10 кВ и 380 В), а также глубокого ввода напряжения 35 кВ и выше значительно сокращает потери мощности и электроэнергии в питающих и распределительных сетях промышленных предприятий. При выборе схемы внешнего и внутреннего электроснабжения следует принимать вариант, при котором отсутствуют на линиях реакторы, или вариант, при котором потери в установленных реакторах минимальны. Например, вариант электроснабжения предприятий на напряжении 6 кВ с реакторами сравнивается по техникоэкономическим показателям с вариантом электроснабжения на напряжении 20 кВ без реакторов. 10.4. Потери электроэнергии в шинопроводах Потери электрической энергии в шинопроводах в значительной степени определяются активным сопротивлением, которое обычно больше их омического 97 сопротивления в 2-4 раза из-за поверхностного эффекта и дополнительных потерь в крепящих строительных конструкциях (железобетоне, головках и фланцах изоляторов), а также диэлектрических потерь в кабелях и др. Потери электроэнергии в шинопроводах можно снизить за счёт уменьшения активного и частично индуктивного сопротивления, вызываемого «эффектом близости шинопроводов». Это достигается соответствующим расположением шин и конфигурацией шинного пакета (2-4 полосы в пакете), применением спаренных фаз или бифиляра и др. Потери электроэнергии в шинопроводах можно также снизить за счёт правильного выбора экономической плотности тока. Особенно важно это учитывать в электролизных установках с большими токами. 10.5. Потери электроэнергии в осветительных сетях Эти потери составляют: в машиностроении – до 7%, в лёгкой и пищевой промышленности – до 10% от общего количества потребляемой электроэнергии, расходуемой на электрическое освещение. В электрическом освещении экономию электроэнергии получают за счёт следующих основных мероприятий по снижению потерь, экономному и рациональному расходованию электроэнергии: 1) применения источников света с высокой световой отдачей (энергоэкономичных люминесцентных ламп, натриевых ламп высокого давления и др.); 2) внедрения высокочастотных электронных пускорегулирующих устройств; 3) автоматического включения, отключения и регулирования освещения; 4) уменьшения потерь света путём регулярной очистки световых приборов и световых проёмов помещений, применения светлой окраски светоотражающих поверхностей помещений и т.п.; 5) рационального размещения осветительных приборов. 10.6. Регулирование графиков электрических нагрузок Под регулированием электрических нагрузок понимают комплекс целенаправленных мероприятий по сокращению расхода электроэнергии (по экономии электроэнергии) и по выравниванию графиков нагрузки. В результате этих мероприятий существенно уменьшаются потери электроэнергии в системе электроснабжения и появляется возможность при выборе элементов этой системы уменьшить её стоимость и материалоёмкость. Каждая отрасль промышленности имеет свой характерный график нагрузки, определяемый технологическим процессом и сменностью работы предприятий. Неравномерный график нагрузки присущ одно- и двухсменным предприятиям, а также отдельным энергоёмким приёмникам: электропечам, прокатным станам, электролизным установкам. Невысокий коэффициент заполнения графика нагрузки (0,67-0,75) характерен для предприятий 98 машиностроительной, станкостроительной, автомобильной и электротехнической отраслей. Неравномерность графика нагрузки ухудшает режим работы сетей и требует дополнительных капитальных затрат на сооружение новых сетей и агрегатов электростанций, обеспечивающих покрытие пиков нагрузки. Кроме снижения потребления электроэнергии важным свойством уменьшения расчётных электрических нагрузок является также их выравнивание в течение смены, суток или других периодов времени. Следует стремиться к получению равномерного графика, чтобы повысить использование оборудования и снизить потери электроэнергии. Снижение значения суммарного максимума нагрузки позволяет при неизменной установленной мощности трансформатора обеспечить питание большего числа потребителей. Снижение значения суммарного максимума и выравнивание графика могут быть достигнуты (по договорённости с энергосистемой) смещением времени начала работы предприятий и обеденных перерывов цехов, а также установлением часов работы односменных цехов. Кроме того, сюда относят: 1) обеспечение ритмичной и согласованной работы технологического оборудования в течение смены во избежание тем самым больших колебаний суммарной электрической нагрузки; 2) более равномерное и полное использование оборудования в течение суток (переход на многосменную работу); 3) при одно- или двухсменной работе смещение начала и конца работы, а также обеденных перерывов цехов и участков между собой; 4) перевод части ЭП на работу во время суточного или сменного минимума нагрузки; 5) покрытие суточных пиковых нагрузок местными источниками электроэнергии (за счёт пиковых электростанций или генераторных агрегатов). Первые три способа осуществляются в рамках организации производственного процесса цеха или предприятия. При их выборе учитывают возможность лучшего использования производственных мощностей взаимодействующих между цехами и участками, а также социальные факторы. Среди прочих условий принимают во внимание и требования со стороны системы электроснабжения, хотя обычно они не являются решающими. Ниже боле подробно рассматриваются только два последних способа выравнивания нагрузок. Электроприемники, которые переводят на работу во время суточного минимума нагрузки, например, на ночное время, называют электроприемникамирегуляторами. В качестве таковых обычно выбирают мощные электротехнические производственные или вспомогательные устройства, несущие относительно равномерную нагрузку в течение нескольких (до 10) часов при относительно малой численности или отсутствии обслуживающего персонала, например: 99 сталеплавильные или другие электрические печи машиностроительных предприятий; теплоаккумулирующие устройства электрического отопления; - водогрейные устройства с большим запасом воды; - зарядные агрегаты аккумуляторных электровозов, электрокаров и электромобилей. Следует отметить, что некоторые из названных электроприемников находят применение не столько для снижения пиковых нагрузок, сколько для использования дешевой ночной электроэнергии и обеспечения экономичной нагрузки энергосистем в ночное время; прежде всего это относится к теплоаккумулирующему электроотоплению. Кроме того, переход на такое электроотопление и электрический аккумуляторный транспорт представляет в настоящее время большой интерес как один из способов сокращения потребления дефицитного жидкого топлива и использования вместо него гидроэнергии, ядерной энергии или местного и вторичного топлива. Снижение суточной максимальной мощности (особенно когда она по времени совпадает с максимумом нагрузки энергосистемы) с помощью местных пиковых электростанций или генераторных агрегатов предприятий оказывается эффективным при остром дефиците мощности в энергосистеме, когда другие меры по снижению нагрузок не используют или же они не дают нужного эффекта. Для выравнивания графика нагрузки потребителя особо важным является установление рационального режима работы энергоёмкого электрооборудования, к которому обычно относится большинство электротермических установок, сушильных и холодильных камер или теплообменников и др. С целью максимальной экономии электроэнергии для таких ЭП необходимо установить как режим является более экономичным – полное отключение с дополнительными расходами его пуска или их оставление в работе с дополнительными потерями на х.х. Если измерены расход электроэнергии на пуска оборудования WПУСК и часовой расход электроэнергии на холостой ход РХ.Х, то можно определить продолжительность кратковременного перерыва ТКР, при котором оба режима (отключения или х.х.) дают равные потери электроэнергии: Т КР  WПУСК Р Х .Х . (10.35) Если длительность перерыва не превышает ТКР, то экономичнее оставлять оборудование на х.х. Если длительность перерыва больше ТКР, то экономичнее полностью отключать оборудование. Стимулирующим фактором выравнивания графика нагрузки является оплата электроэнергии по двухставочному тарифу. Основная ставка, не зависящая от количества израсходованной электроэнергии, составляет плату за 1 кВт заявленной (договорной) максимальной мощности (нагрузки) в часы суточного максимума нагрузки энергосистемы или за 1 кВ·А присоединённой трансформаторной мощности, дополнительная ставка – за каждый киловатт-час, учтённый счётчиком. 100 Лекция № 11 ПОТЕРИ УСТАНОВКАХ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ОБЩЕПРОМЫШЛЕННЫХ План: 11.1. Общие положения. 11.2. Снижение потерь и экономия электроэнергии в компрессорных установках. 11.3. Потери электроэнергии в вентиляционных установках. 11.4. Снижение расхода электроэнергии в насосных установках. 11.5. Потери электроэнергии в транспортных установках. 11.6. Основные меры для снижения расхода электроэнергии и рационального использования электроосветительных установок. v *■ 11.1. Общие положения Расход электроэнергии в промышленных установках составляет 50 - 60% от общего расхода электроэнергии, и его сокращение может значительно снизить нагрузку потребителей. Для наглядности приведём данные о расходах электроэнергии некоторыми потребителями общепромышленных установок в процентах к общезаводскому расходу электроэнергии и основные способы снижения нагрузок указанных потребителей: Компрессорные установки -20-25 Вентиляторные установки -10-20 : Водонасосные установки — 5-6 Транспортные установки -7-8 Электрическое освещение-8-10 В общем балансе электроснабжения промышленных предприятий значительное место занимают компрессорные, насосные и вентиляторные установки, а также электроосветительные установки. Поэтому снижение потерь и экономия электроэнергии в этих установках, находящихся в эксплуатации отделов главного энергетика предприятий, имеют большое значение. 11.2. Снижение потерь и экономия электроэнергии в компрессорных установках Потребление сжатого воздуха в машиностроении на отдельных предприятиях измеряется десятками тысяч кубических метров в час. На выработку 1000 м3 сжатого воздуха давлением 600-700 кПа требуется около 100-125 кВт-ч. Таим образом, расход электроэнергии на выработку сжатого воздуха очень значителен. Укажем некоторые наиболее эффективные способы экономии электроэнергии в этих установках: 1) поддержание необходимого давления и допустимое снижение рабочего 101 давления на компрессоре при прекращении работы потребителей воздуха; 2) обеспечение нормального режима охлаждения, для чего на каждый кубический метр воздуха следует подавать 4,5-5л воды при производительности компрессоров до 600 м3/ч и 3,5-4л воды при производительности выше 600 м3/ч; 3) понижение температуры всасываемого воздуха и применение промежуточных охладителей в многоступенчатых компрессорах. Так, при повышении температуры всасываемого воздуха на 1°С производительность компрессора снижается на 0,3% и повышается удельный расход электроэнергии; 4) понижение сопротивления в нагнетательных клапанах и всасывающих трубопроводах, устранение загрязнённости и неисправности приёмных фильтров, систематический замер разрежения после фильтров; 5) рациональное распределение нагрузки между компрессорами в соответствии с их параметрами и наиболее экономичными по расходу электроэнергии; 6) экономичное регулирование производительности компрессоров в зависимости от их конструкции; 7) введение системы контроля за утечками сжатого воздуха на отдельных участках, систематическое наблюдение за состоянием прокладок между фланцами, устранение неплотностей в сальниках, установка автоматической запорной арматуры, отключение отдельных участков или всей сети сжатого воздуха в нерабочее время. Кроме перечисленных способов экономии электроэнергии и снижения нагрузок компрессорных установок в последнее время, на ряде заводов пневматические устройства, действующие от компрессорных установок, переводятся на установки с применением различных электроприводов. Примеры установки электроприводов взамен пневматических устройств: 1. Выбивка опок в литейных цехах сжатым воздухом применяется вместо выбивной решётки с приводом, создающим колебательные движения решётки с числом колебаний, равным числу оборотов вала, приводимого в движение электродвигателем мощностью 6 кВт. Для привода же выбивной решётки сжатым воздухом расходуется 1000 м3 воздуха в час, для чего должен работать компрессор с электродвигателем около 100 кВ. 2. Очистка литья после выбивки, производимая пескоструйными устройствами, заменяется дробеструйными установками, состоящими из камеры, куда загружаются очищаемые детали; на них выбрасывается турбинкой струя чугунной дроби, которая после обработки просеивается и вторично подаётся в камеру. Мощность электродвигателей на дробеструйной установке составляет около 10 кВт, и расход электроэнергии в четыре раза меньше чем при пескоструйной очистке деталей. 3. Замена пневматических вибраторов и пневматического инструмента электрическими приводами даёт возможность заменить мощность двигателей на компрессорах, предназначенных для пневматических вибраторов и инструмента, на мощность двигателей, в 2-3 раза меньшую. 102 11.3. Потери электроэнергии в вентиляционных установках Вентиляторные установки применяют как отпительно-вентиляционную (приточно-вытяжная и циркулярно-калориферная вентиляция, тепловые завесы) и как производственную вентиляцию, связанную с технологическим процессом производства. Снижение электрических нагрузок в вентиляционных установках в основном определяется автоматизацией их работы в зависимости от режима работы основного оборудования, участка, цеха. Например, на моечных машинах, где изделия проходят промывку перед окраской, работа электропривода вентилятора, отсасывающего влажный воздух и пар, должна быть сблокирована с работой транспортёра, подающего изделия на промывку. Это относится также к электроприводу вентиляционных установок, подающих воздух для перемешивания жидкости в цехах металлопокрытий, ваннах никелирования, обезжиривания и пр., к электроприводу тепловых завес, работа которого блокируется с электроприводом открывания и закрывания дверей, и т.д. В производственной вентиляции для обеспечения технологического процесса производства применяют воздуходувки, в которых воздух подаётся в различные нагревательные печи (вагранки, мартены, и др.). Нормальная работа печей определяется при подаче количества воздуха, необходимого для полного сгорания в печах топлива (газа, мазута, кокса), что обеспечивается при условии поддержания нормального давления в питающем воздухопроводе. Так, если на воздухопровод работают несколько воздуходувок, то одну из них используют как резервную (буферную). При уменьшении расхода воздуха давление в воздухопроводе повышается и установленными реле давления резервная воздуходувка отключается магнитной станцией и устанавливается нормальное давление. При увеличении расхода воздуха и понижении давления в воздухопроводе реле давления дают команду на включение резервной воздуходувки и восстанавливается нормальное давление. Применение указанной автоматики в работе воздуходувок с периодическим отключением одной из них, по имеющимся данным, даёт экономию до 100 кВт-ч электроэнергии за смену. 11.4. Снижение расхода электроэнергии в насосных установках Снижение расхода электроэнергии в насосных установках достигается способами: 1) регулирования производительности и давления насосных агрегатов; 2) сокращения расхода воды на производственные нужды. Регулирование производительности и давления при одиночной работе насосов достигается установкой регулируемых электроприводов переменного или постоянного тока или установкой приёмных и напорных задвижек. Этот способ является более экономичным. При параллельной работе насосных агрегатов (на общий трубопровод) регулирование производительности достигается применением резервуаров, при наполнении которых автоматически отключается один или несколько насосных агрегатов способами, указанными выше. 103 Сокращение расхода воды на производственные нужды обеспечивается обычно устройствами для утилизации охлаждающей воды за счёт применения циркуляционных систем охлаждения. Такие системы применяют: 1) в плавильных электропечах, где вода используется для охлаждения экономайзеров, сводов загрузочной дверцы; 2) в термических цехах, где вода используется для охлаждения закалочного масла; 3) в прокатных цехах, где требуется охлаждение труб, по которым перемещаются нагретые слитки, и др. Широко применяют циркуляционную систему охлаждения сварочных трансформаторов и высокочастотных закалочных установок. Так, на охлаждение одного сварочного трансформатора мощностью 5 0 кВА расходуется около 0,5м воды в час, или при двухсменной работе 2000 м воды в год. На охлаждение высокочастотной установки мощностью 100 кВт расходуется 2 м3 в час. или 8000 м3 в год. При применении на указанных установках циркуляционной системы охлаждения суммарный расход воды уменьшится в два раза и составит вместо 10000 м3 только 5000 м в год, а расход электроэнергии на водоснабжение снизится на 1000 кВтч. 11.5. Потери электроэнергии в транспортных установках Из транспортных средств, наибольшее потребление электроэнергии приходится на мостовые краны, у которых мощность электродвигателей в ряде случаев значительно превышает мощность, необходимую для текущих рабочих перевозок. Это объясняется тем, что грузоподъемность крана и мощность двигателей нередко выбирают с учетом использования крана для монтажа многотонного оборудования. Снижение расхода электроэнергии в этом случае можно получить за счет применения крана с двумя подъемами или установки второго крана с меньшей грузоподъемностью. Значительную экономию электроэнергии в транспортных средствах дает также замена кранов подвесными конвейерами, а в межцеховом транспорте — замена электрокар конвейерами толкающего типа с автоматической адресовкой грузов. 11.6. Основные меры для снижения расхода электроэнергии и рационального использования электроосветительных установок Электрическое освещение. Как указано выше, на электрическое освещение расходуется до 10% от общего расхода электроэнергии предприятиями. Основными мерами для снижения расхода электроэнергии и рационального использования электроосветительных установок являются: содержание в чистоте световых проемов и полное использование естественного света, систематическая очистка осветительной арматуры и электрических ламп, своевременная по белка потолков и стен, правильное размещение осветительных приборов, применение наиболее экономичных светильников и источников света, схем автоматического управления для включения и отключения внутреннего и наружного освещения. 104 Лекция № 12 СНИЖЕНИЕ ПОТЕРЬ И ЭКОНОМИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕМ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА. СПОСОБЫ СНИЖЕНИЯ РЕАКТИВНЫХ НАГРУЗОК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ План: 12.1. Общие положения по экономии электроэнергии в промышленном производстве. 12.2. Экономия электроэнергии в машиностроении. 12.3. Экономия электроэнергии в металлургическом производстве. 12.5. Потребители реактивной мощности и регулирование реактивных нагрузок. 12.5. Снижение потребления реактивной мощности без применения компенсирующих устройств. 12.6. Снижение потребления реактивной мощности компенсирующими устройствами. 12.7. Технико-экономические расчёты при выборе компенсирующих устройств. 12.1. Общие положения по экономии электроэнергии в промышленном производстве Экономию электроэнергии в промышленном производстве, являющуюся одной из актуальнейших современных задач, получают за счет проведения разнообразных мероприятий, которые условно разделяют на конструкционные, технологические и электротехнические,! Конструкционными называют мероприятия, принимаемые в стадии разработки изделий, выпускаемых промышленностью, а также при их обновлении и усовершенствовании. Они заключаются: в уменьшении материалоемкости изделий, что обеспечивает меньшие энергозатраты при их обработке, сборке, транспортировке и т.д.; сюда относятся, в частности, замена массивных деталей тонкостенными, ребристыми, трубчатыми, облегченными, уменьшение габаритных размеров и массы корпуса за счет более плотного монтажа основных узлов изделия, применение новых, менее материалоемких принципов конструкции; в замене металла синтетическими материалами; в замене литых деталей штампованными или сварными; в применении точного литья или точной твердой (холодной или горячей) формовки вместо обработки резанием. Такие мероприятия относятся к области машиностроительного, aппаратостроительного или другого производственного проектирования и выходят, 105 следовательно, далеко за рамки данного курса. Однако, как показывает опыт развития промышленности, именно в постоянном совершенствовании и обновлении промышленной продукции кроются наибольшие резервы уменьшения материало- и энергоёмкости изделий. Так, если удельная (отнесённая к номинальной мощности) масса первых автомобильных двигателей (в 1855 г.) составляла около 60 кг/кВт, то в настоящее время она находится в пределах от 4 до 8 кг/кВт; этот же показатель для асинхронных двигателей мощностью в 10 кВт составлял в 1891 г. (у первых серийно выпускаемых двигателей Доливо-Добровольского) 88 кг/кВт, а в настоящее время колеблется в зависимости от номинальной скорости вращения между 7 и 15 кг/кВт. Наиболее быстрое уменьшение массы, энергоёмкости и стоимости имело место в развитии ЭВМ с 1960 по 1985 г., масса и потребление энергии ЭВМ одного и того же класса уменьшились в среднем в 10 000 раз и продолжают уменьшаться. Технологические мероприятия преследуют цель уменьшить расход электроэнергии путем рациональной организации производственного •процесса. Сюда относят: 1) использование вторичных энергоресурсов и отходов производства; 2) уменьшение непроизводительных потерь энергии путем усиления теплоизоляции, уменьшения трения в механизмах и т. п.; 3) уплотнение технологических циклов; 4) применение интенсивных технологий (силового и скоростного резания металлов, высокотемпературной термообработки и т.п.); 5) формирование механических и тепловых переходных процессов; 6) автоматизацию технологических процессов в целях обеспечения их оптимального протекания (в частности, применение станков с числовым программным управлением); 7) сокращение межоперационных транспортных перемещений и др. Эти мероприятия^разрабатывают технологические службы предприятия. Однако общая возможная экономия электроэнергии от внедрения этих мероприятий может оказаться весьма существенной как для предприятия, так и для отрасли или народного хозяйства в целом. Так, в 1986 г. общая экономия электроэнергии по всем предприятиям СССР от внедрения технологических и рассматриваемых ниже электротехнических мероприятий составила около 4,6 ТВт • ч, что приблизительно равно годовому производству электроэнергии на крупной электростанции мощностью 1000 МВт; доля технологических мероприятий составляла при этом около 95%. Поэтому их разработку и внедрение проводят с активным участием энергетических служб предприятий. Электрические мероприятия в области электроприводов и злектротехнологических установок также выходят за рамки данного курса. Но так как их используют не только в производственных установках, но и в системах электроснабжения (например, в установках собственных нужд электростанций и подстанций), то некоторые из них заслуживают подробного рассмотрения. Основными считают следующие: 1) обеспечение оптимальной загрузки электродвигателей, трансформаторов и преобразователей; выбор оптимальных типов преобразователей, обладающих максимальным КПД в требуемой области регулирования, а также замена ими ранее ус106 тановленных преобразователей других типов; сюда, в частности, относят применение тиристорного электропривода вместо системы "генератор—двигатель", замену электромашинных преобразователей частоты полупроводниковыми, замену сварочных трансформаторов и генераторов управляемыми полупроводниковыми выпрямителями; 2) отключение электродвигателей и преобразователей на время XX; 3) замену реостатных пуска и регулирования полупроводниковыми; 4) замену малозагруженных двигателей и преобразователей менее мощными; 5) применение устройств, основанных на использовании сверхироводимости. 12.2. Экономия электрической энергии в машиностроении Снижение потерь и экономия электрической энергии усовершенствованием технологического процесса. Экономия электрической энергии в машиностроении. Наибольшее количество электрической энергии расходуется на электроприводы различных механизмов, включая различные типы металлорежущих станков. Отношение энергии WPЕЗ, затраченной на процесс резания, к энергии W, потребляемой электродвигателем за время цикла, называют КПД цикла:  = W /W. Эта величина характеризует конструктивное совершенство станц PЕЗ ка и электродвигателя, а также рациональность выбора технологического процесса в отношении расхода электроэнергии и использования установленной мощности. Многие станки, работающие с продолжительными периодами холостого хода, имеют низкий КПД цикла (10—15%). Вследствие такой недогрузки станков понижаются КПД и cos  двигателей. Это приводит к увеличению потребляемого тока и потерь в сети электроснабжения и возрастанию стоимости электроэнергии. Уменьшить расход электроэнергии и повысить среднее значение cos  можно путем выбора метода обработки и характера технологического процесса. Например, по сравнению с токарной обработкой при строгании на единицу массы снятого металла расходуется энергии больше в 1,5 раза, при сверлении— в 2 раза, при фрезеровании — в 3—3,5 раза, а при шлифовании — в 20—30 раз. Расход энергии на единицу массы снятого металла зависит также от подачи: чем она больше, тем меньше удельный расход энергии. При совмещении операций удельный расход энергии уменьшается, так как при этом повышается загрузка двигателя. Загрузка значительно увеличивается при скоростном резании, а также при таком процессе обработки детали, при котором КПД станка, КПД и cos  электродвигателя повышены. Эффективное средство увеличения КПД и cos  — автоматизация подвода и отвода инструмента, зажима детали, измерения ее и других операций, что достигается в станках с программным управлением. Коэффициент загрузки приводов станков можно увеличить путем замены недогруженного электродвигателя электродвигателем меньшей мощности. Однако при этом следует учитывать, что чем ниже номинальная мощность электродвигателя, тем меньше номинальное значение его КПД и cos  . Замена электродвигателя особенно эффективна в том случае, когда фактическая нагрузка меньше половины номинальной мощности электродвигателя. Так, если обмотки статора электродвигате107 ля при указанной загрузке включены треугольником, то для повышения его энергетических показателей их переключают на звезду. При этом фазовое напряжение обмотки статора понижается в 3 раз, вследствие чего уменьшаются ток х.х. и потери в стали. Следует отметить, что электродвигатели при напряжении 380 и 660 В выпускают с соединением статорных обмоток звездой и такое переключение осуществить нельзя. Одним из способов повышения энергетических показателей электродвигателя является также секционирование его обмоток, для чего статорная обмотка асинхронного двигателя должна иметь большое число выводов. Тогда при различных нагрузках эти секции обмотки можно включать по различным схемам (рис. 12.1). При включении по этим схемам по мере увеличения нагрузки напряжение, подаваемое в каждую секцию, должно возрастать. Поэтому применение секционированных двигателей повышает КПД и Рис. 12.1. Схемы секционирования обмоток двигателя cos  электродвигателя при малых его нагрузках. Однако в этом случае усложняется конструкция обмотки двигателя и переключающей аппаратуры, а также уменьшается пусковой момент, двигателя. Кроме того, необходимо постоянное наблюдение за соответствием между нагрузкой станка и схемой, на которую включены обмотки двигателя. Но несмотря на эти недостатки, секционированные двигатели широко применяют в электроприводе станков. У многих станков для экономии электроэнергии применяют ограничители х.х., которые автоматически отключают двигатель при паузах больше определенной длительности. С целью снижения потерь и экономии энергии в приводах некоторых станков применяют два электродвигателя разной мощности. При малых нагрузках станка включается двигатель малой мощности, а при больших нагрузках — большой мощности. При значительных нагрузках включают оба двигателя, которые вследствие достаточной их нагрузки будут работать с высокими КПД и cos. В этом случае обычно применяют автоматическое включение и отключение, электродвигателей в зависимости от нагрузки. Решающее значение в совершенствовании технологического процесса, снижении потерь и экономии электроэнергии в машиностроении приобретает внедрение автоматических поточных и роторных линий, программного управления, счетнорешающих устройств, новых единых серий электродвигателей с повышенной изоляцией обмоток, а также разработанных новых систем регулирования электроприводов и станков. 12.3. Экономия электроэнергии в металлургическом производстве 108 Эк о н о м и я электроэнергии в металлургическом произведстве. Металлургическое производство является весьма крупным потребителем электроэнергии, поэтому снижение потерь и экономия электроэнергии в нем имеют большое народнохозяйственное значение. Это достигается в основном улучшением технологических и электротехнических режимов. До 60% электроэнергии расходуется на подачу воды для охлаждения доменных печей. Поэтому существенную экономию электроэнергии по доменным цехам дает снижение расхода воды на охлаждающие устройства без нарушения режимов работы системы охлаждения. В доменных цехах снижение расхода электрической энергии на перевозку сырых материалов может быть достигнуто путем их разгрузки непосредственно в приемные бункера. Значительное количество энергии в доменном цехе затрачивается на подачу воздушного дутья. Экономия электрической энергии на дутье достигается за счет снижения удельного расхода кокса на тонну чугуна, устранения утечек дутья, а также повышения загрузки воздуходувных машин. В мартеновских цехах значительный расход электрической энергии приходится на долю кранового электрооборудования. Поэтому эффективным мероприятием для снижения расхода электроэнергии является максимальная загрузка электроприводов крановых двигателей по их номинальной мощности, а также поддержание в троллейных линиях номинального напряжения. 12.4. Потребители реактивной мощности и регулирование реактивных нагрузок Снижение реактивных нагрузок потребителей может осуществляться: выполнением мероприятий, не требующих установки компенсирующих устройств, снижающих реактивную мощность; установкой компенсирующих устройств для частичной или полной компенсации реактивной мощности. Реактивная мощность потребляется как электроприемниками, так и элементами сети. Например, суммарная реактивная мощность, потребляемая трансформаторами энергосистемы, обычно превышает реактивную мощность, потребляемую всеми асинхронными двигателями, присоединенными к ее сетям. Потребление реактивной мощности, по существу, не связано с потреблением активной мощности и обусловлено параметрами сети переменного тока и режимами ее работы. Реактивная мощность потребляется любым элементом электрической сети, в которой ток отстает от приложенного напряжения. Реактивная мощность генераторов, даже в сумме с реактивной мощностью, генерируемой линиями передач, недостаточна для покрытия потребности в ней, особенно в режимах наибольших нагрузок. Вследствие неэкономичности передачи реактивной мощности потребителям компенсирующие устройства устанавливают непосредственно в распределительных сетях. Они обеспечивают регулирование их мощности в соответствии с изменяющейся нагрузкой сети. Для любой электрической сети должен существовать баланс полной мощности при соблюдении условий поддержания нормального режима с обеспечением необходимой пропускной способности сетей. При этом необходимо обеспечить баланс 109 реактивной мощности как для системы в целом, так и для отдельных узлов витающей сети с наличием в них необходимого резерва реактивной мощности для возможности регулирования напряжения. Баланс реактивной мощности следует предусматривать для каждого характерного режима работы сети в отдельности. К этим режимам относятся: а) наибольшая реактивная нагрузка при наибольшем потреблении реактивной мощности и наибольшей необходимой мощности компенсирующих устройств; б) наибольшая активная нагрузка, связанная с наибольшей нагрузкой генераторов активной мощностью и наименьшей их реактивной мощностью; в) наименьшая активная нагрузка, связанная с отключением части генераторов и невозможностью генерации ими заметного количества реактивной мощности; г) режимы послеаварийные и ремонтные, связанные с наибольшими ограничениями на передачу реактивной мощности по сети. Рассмотрим явления, влияющие на передачу реактивной мощности по электрической сети, и их воздействие на технико-экономические показатели системы электроснабжения. Как следует из формулы, потери напряжения  U = (Pr+Qx)/U. Таким образом, с увеличением реактивной мощности возрастают потери напряжения в сети и, следовательно, снижается активная мощность, что влечет за собой увеличение мощности оборудования электрических станций и тем самым дополнительные расходы на выработку электроэнергии. Увеличение передаваемой реактивной; мощности вызывает также рост потерь реактивной мощности и, следовательно, общее увеличение реактивной мощности в системе электроснабжения. Следует также отметить и вторичное явление, связанное с увеличением потери напряжения из-за увеличения реактивной мощности, — снижение напряжения у электроприемников, что при неизменном значении их мощности приводит к увеличению токов и снижению пропускной способности всех элементов системы электроснабжения. Учитывая, что снижение напряжения в сети обычно связано с недостатком реактивной мощности, а повышение напряжения — с ее избытком, в системе электроснабжения большинства промышленных предприятий рекомендуется применять при изменяющейся во времени нагрузке автоматически управляемые батареи конденсаторов, чем можно обеспечить поддержание баланса реактивной мощности и устойчивого режима отдельных узлов нагрузки . Потребители электроэнергии, например асинхронные двигатели, для нормальной работы нуждаются как в активной, так и в реактивной мощности. Оба вида мощности вырабатываются синхронными генераторами и передаются по системе электроснабжения трехфазного переменного тока от электростанции к потребителям. В процессе передачи потребителям активной (Р) и реактивной (Q) . мощностей в сетях системы электроснабжения появляются потери активной мощности S2 P2  Q2 P2 Q2 2 2 2 2  Р = 3I2 R = U R = U R = U R + U R =  Ра +  РР, (13.1) где  Ра и  РР — потери соответственно активной и реактивной мощностей. 106 110 2 2 Коэффициент мощности cos  = P/S = P/ Р  Q , откуда Р2 + Q2 = P2/cos2  ; (13.2.) подставляя значение (13.2) в (13.1), находим  P =  PД +  Pp = P2R/(U2cos2  ). (13.3) Следовательно, потери активной мощности обратно пропорциональны квадрату коэффициента мощности. Этим подтверждается значение коэффициента мощности при передаче электроэнергии от источников питания к потребителям. Из (13.1) следует, что при снижении передаваемой реактивнойI мощности (Q) потеря активной мощности в сети снижается с величины  Р1 до  Р2. Это может быть достигнуто применением \ компенсирующих устройств. Получаемое при этом снижение потерь активной мощности  Р =  Р1 —  Р2 по отношению к передаваемой реактивной мощности Q называется коэффициентом снижения потерь или экономическим эквивалентом кЭК. Последний составляет 0,02—0,12 кВт/квар и зависит от cos  схемы электроснабжения предприятия и его удаленности от источника питания. Реактивная мощность, потребляемая промышленными предприятиями, распределяется между отдельными видами электроприемников следующим образом: 65—70% приходится на асинхронные двигатели, 20—25% — на трансформаторы и около 10% — на воздушные электрические сети и другие электроприемники (люминесцентные лампы, реакторы, индуктивные приборы и т.п.); Увеличение потребления реактивной мощности электроустановкой вызывает рост тока в проводниках любого звена системы электроснабжения и снижение коэффициента мощности электроустановки cos  . Повышение cos  зависит от снижения потребления реактивной мощности. При снижении потребления реактивной мощности Q до Q — QКОМП, где QКОМП — мощность компенсирующего устройства, угол  1 также уменьшается до  2 (рис. 13.1) и, следовательно, коэффициент мощности увеличивается с cos  1 до cos  2. Рис. 13.1. Векторная диаграмма компенсирующего устройства Применение устройств, компенсирующих реактивную мощность, несколько удорожает эксплуатацию электрических установок. Кроме того, в них создаются некоторые дополнительные потери активной мощности  РКОМП, которые, однако, значительно меньше потерь мощности  Р. В каждый момент времени текущее значение коэффициентов мощности промышленного предприятия 111 cos  i = Pi/Si = Pi / Pi2  Qi2 ; tg  i = Qi /Pi, (13.4) где Pi, Si и Qi — соответственно активная, кажущаяся и реактивная мощности в момент времени t, кВт, кВА, квар. 12.5. Снижение потребления реактивной мощности без применения компенсирующих устройств К мероприятиям для снижения реактивной мощности в этом случае относятся: 1) упорядочение технологического процесса, ведущее к улучшению энергетического режима оборудования, а следовательно, и к повышению коэффициента мощности; 2) переключение статорных обмоток асинхронных двигателей, напряжением до 1000 В с треугольника на звезду, если их загрузка составляет менее 40%; 3) устранение режима работы асинхронных двигателей без нагрузки (х.х.) путем установки ограничителей х.х., когда продолжительность межоперационного периода превышает 10 мин; 4) замена, перестановка и отключение трансформаторов, загружаемых в среднем менее чем на 30% от их номинальной мощности; 5) замена малозагруженных двигателей, двигателями меньшей мощности при условии, что изъятие избыточной мощности влечет за собой уменьшение суммарных потерь активной энергии в энергосистеме и двигателе; 6) замена асинхронных двигателей синхронными двигателями той же мощности, где это возможно по технико-экономическим соображениям; 7) применение синхронных двигателей для всех новых установок электропривода, где это приемлемо по технико-экономическим соображениям; 8) регулирование напряжения, подводимого к электродвигателю при тиристорном управлении; 9) повышение качества ремонта двигателей с сохранением их номинальных данных. 12.6. Снижение потребления реактивной мощности компенсирующими устройствами Основные принципы компенсации реактивной мощности: 1. Выбор типа, мощности, места установки и режима работы компенсирующих устройств должен обеспечивать наибольшую экономичность при соблюдении всех технических требований. 2. Компенсирующие устройства выбираются одновременно со всеми элементами питающих и распределительных сетей. 3. Выполнение технических требований должно обеспечивать: допустимые режимы напряжений в питающих и распределительной сетях; допустимые токовые нагрузки всех элементов Сетей; режимы работы источников реактивной мощности в заданных пределах; необходимый резерв реактивной мощности в узлах сети; статическую устойчивость работы сетей и электроприемников. 112 4. Критерием экономичности является минимум приведенных затрат, при определении которых следует учитывать: затраты на установку компенсирующих устройств и дополнительного оборудования — коммутационных аппаратов, устройств регулирования и т. п.; снижение стоимости трансформаторных подстанций и стоимости сооружения питающей и распределительной сетей, обусловленное снижением токовых нагрузок; снижение потерь электроэнергии в питающей и распределительной сетях; снижение установленной мощности электростанции, обусловленное уменьшением потерь активной мощности. 5. Источники реактивной мощности: генераторы электростанций и синхронные двигатели, воздушные и кабельные линии электрических сетей; дополнительно устанавливаемые компенсирующие устройства—синхронные компенсаторы, батареи конденсаторов поперечного включения, вентильные установки специального назначения и др. 6. Наибольший экономический эффект достигается при размещении средств компенсации в непосредственной близости от потребляющих реактивную мощность электроприемников. Передача реактивной мощности из сети напряжением 6—35 кВ в сеть до 1000 В экономически невыгодна, если требует увеличения числа цеховых трансформаторов. Для электроустановок неольшой мощности, присоединяемых к сетям 6—10 кВ, экономически оправдана компенсация реактивной мощности на стороне низкого напряжения (до 1000 В). 7. Нерегулируемые конденсаторные установки в сетях до 1000 В должны размещаться в цехах у групповых распределительных пунктов, если окружающая среда допускает такую установку. Место установки регулируемых конденсаторных установок в сетях до 1000 В должно определяться с учетом требований регулирования напряжения в сети или регулирования реактивной мощности. Установка конденсаторных батарей на стороне 6—10 кВ цеховых подстанций не рекомендуется. Индивидуальная компенсация может быть целесообразна лишь у мощных электроприемников с низким cos  и большим числом включений. 8. Для контроля наибольшей реактивной мощности, передаваемой из сетей системы потребителю в режиме наибольшей активной нагрузки, используются реактивные счетчики с указателями 30-минутного максимума и с реле времени. Для контроля «реактивной энергии», выдаваемой потребителем в сеть энергосистемы в период ночного провала активных нагрузок, используют счетные механизмы реактивных счетчиков со стопором. 9. Мощность компенсирующего устройства QKОМП должна определяться как разность между реактивной мощностью нагрузки предприятия Q и предельной реактивной мощностью QЭ, предоставляемой предприятию энергосистемой по условиям режима ее работы: QKОМП = Q - QЭ = P(tg  - tg  Э ), (13.5) где Q = P tg  — расчетная мощность реактивной нагрузки предприятия в пункте присоединения к питающей энергосистеме; Q, — мощность, соответствующая установленным предприятию условиям получения электроэнергии от энергосистемы; Р — расчетная мощность активной нагрузки предприятия в том же пункте; 113 tg  = Q/P — тангенс угла, соответствующий коэффициенту мощности нагрузки предприятия Р; tg  Э = QЭ/P—тангенс угла, отвечающий установленным предприятию условиям получения мощности QЭ, который указывается в технических условиях на присоединение и является оптимальным коэффициентом мощности. 10. Мощность компенсирующих устройств во избежание недокомпенсации в часы максимальной нагрузки и при отсутствии вышеуказанных точных данных рекомендуется принимать по наибольшей, реактивной мощности наиболее загруженной смены Q=Qcm = Pcm tg  . 11. Выполнение мероприятий по повышению коэффициента мощности нагрузки потребителей, не требующих наличия компенсирующих устройств (см. выше), следует учитывать при определении расчетной нагрузки, по которой выбирается мощность компенсирующего устройства. 12. Компенсирующие устройства могут размещаться в сетях напряжением до 1000 В и выше; при этом, их суммарная реактивная мощность должна быть равна общей расчетной мощности компенсирующего устройства. Перечисленные принципы компенсации реактивной мощности положены в основу «Инструкции по системному расчету компенсации реактивной мощности в электрических сетях (1981 г.). Основные положения инструкции: 1. При выборе компенсирующих устройств, устанавливаемых в сетях напряжением 6—20 кВ и ниже, исходными данными являются: а) экономически обоснованное значение реактивной мощности QЭ1, которую можно передать из энергосистемы в режиме ее наибольшей активной нагрузки в сеть потребителя; б) экономически обоснованное значение реактивной мощности QЭ2, которую можно передать в сеть потребителя из энергосистемы в режиме ее наименьшей реактивной нагрузки; в) значение реактивной мощности Qa, которую можно передать из энергосистемы в послеаварийных режимах в сеть потребителя. 2. В соответствии с Прейскурантом № 09-01 определяются скидки и надбавки к тарифам за компенсацию реактивной мощности в электроустановках потребителей: ! а) для потребителей, с присоединенной мощностью трансформаторов и высоковольтных двигателей 750 кВ-А и выше — на основании задаваемых энергоснабжающей организацией значений QЭ1 и QЭ2; б) для потребителей с присоединенной мощностью менее 750 кВ-А—на основании задаваемой энергоснабжающей организацией мощности компенсирующего устройства Qkoмп.э, которое должно быть установлено у потребителя, и графика его работы. 3. Для выполнения задаваемых энергоснабжающей организацией условий потребления реактивной мощности потребитель должен снизить ее потребление в режиме наибольших нагрузок энергосистемы на 114 Q = QФ1 - QЭ1, (13.6) где QФ1 — фактическая нагрузка потребителя в режиме наибольших нагрузок энергосистемы. Если QФ1 < QЭ1, то допустимо увеличение потребления реактивной мощности за счет присоединения новых электроприемников. Для компенсации реактивных нагрузок элементов энергосистем (потери реактивной мощности в линиях и трансформаторах) могут потребоваться дополнительные источники реактивной мощности, которые должны устанавливаться в сетях энергоснабжающей организации; 4. Системным называется расчет, определяющий оптимальные взаимоувязанные значения величин, перечисленных в п. 1 и 2, во всех узлах сети при учете эффекта от компенсации реактивной мощности как в сетях энергосистемы, так и потребителей электроэнергии. 5. В соответствии с Прейскурантом № 09-01 значения QЭ1, и QЭ2 должны задаваться потребителю для каждого квартала года. Эти значения определяют, исхоi i дя из фактических нагрузок Q Ф1 \ и Q Ф2 (i—номер квартала) и предварительно определенного значения QЭ1 для квартала максимальной годовой активной нагрузки сисV темы (как правило, для четвертого квартала — Q Э1 ). При этом предполагается, что для обеспечения потребления реактивной мощности, не превышающего значения Q Э1V , потребитель должен установить дополнительно компенсирующие устройства мощностью V V QК.Д = Q Ф1 - Q Э1 , (13.7) V V которая может использоваться в любое время года. Если Q Ф1 > Q Э1 , то QKД принимается равным нулю. 6. На шинах 6—20 кВ понизительной подстанции 220—35/6—20 или 6— V 20/0,4—0,69 кВ значение Q Э1 определяют как меньшее из указанных значений: Q Э1 V  V V = Q Ф1 - 0,7 Q СМ ; Q Э1 = a Р Ф1 , V Ф1 (13.8) V Ф1 где Р , Q — фактические значения активной и реактивной нагрузки на шинах 6—20 кВ понизительной подстанции или электростанции в режиме наибольшей V активной нагрузки энергосистемы на прошедший год; Q СМ — дополнительная реактивная мощность установленных у потребителя синхронных машин; а — счетный коэффициент (табл. 13.1). Таблица 13.1 Район объединенных Значение коэффициента а при энергосистем высшем напряжении понизительной подстанции 35 110— 220 кВ кВ 150 кВ и выше 115 Северо-Запад, Центр, Средняя Волга, Юг, Северный Казахстан 3 Средняя Азия Сибирь Урал Северный Кавказ, За- 4 кавказье Дальний Восток 7 0,2 0,28 0,35 0,29 0,31 0,26 0,25 0,3 0,2 0,37 0,47 0,40 0,42 0,34 0,32 0,2 0,2 2 0,2 7. Для потребителей с присоединенной" мощностью менее 750 кВ-А расчетное значение необходимой мощности компенсирующего устройства QКОМП. Э = (0,2+0,5  a.cв))Snp, (13.9) где  a.cв — доля установленной мощности асинхронных двига телей и сварочных трансформаторов в составе низковольтной нагрузки; Snp — присоединенная мощность потребителя. 12.7. Технико-экономические расчёты при выборе компенсирующих устройств Технико-экономические расчеты при выборе компенсирующих устройств должны выполняться в соответствии с методикой ТЭР. Расчетные затраты на компенсацию при постоянных текущих затратах З = Е норм К + И, (13.10) где К — капитальные затраты на сооружение объекта; И — текущие затраты; Е норм — нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений — 0,12 (все расчеты — в рублях). Текущие затраты включают отчисления на амортизацию, обслуживание и оплату потерь электроэнергии. Если принять, что суммарные ежегодные отчисления (%) соответственно составляют Е норм + Еа + Е0 = Е (см. табл. 13.4), то 3=ЕК+С (С — стоимость потерь электроэнергии и активной мощности в электрической сети и в источниках реактивной мощности). Расчетные затраты на генерацию реактивной мощности 2 3 = 30 + 3lQ + 32Q , (13.11) 116 где 30 — постоянная составляющая затрат, не зависящая от генерируемой мощности; 31 — удельные затраты на 1 Мвар генерируемой мощности; 32 — удельные затраты на 1 Мвар2 генерируемой' мощности; Q — генерируемая реактивная мощность. Реактивная мощность, генерируемая воздушными и кабельными линиями, 2 Q = U * Q0 l, (13.12) 2 где U * — относительное напряжение сети по отношению к номинальному; Q0 — удельная реактивная мощность на 1 км (определяется по справочникам); l—длина линии. Мощность, генерируемая синхронными двигателями (СД), зависит от коэффициентов загрузки по активной  и реактивной  мощности и относительного значения подведенного напряжения Uсд*. Максимальная реактивная мощность, которую может генерировать СД, QМАКС =  МАКС РНОМ tg  НОМ/ НОМ (13.13) где Рном — номинальная активная мощность; tg  НОМ,  НОМ — номинальные данные СД;  МАКС — коэффициент наибольшей допустимой перегрузки СД по реактивной мощности (табл. 13.2). Таблица 13.2 Тип двигателя, номиОтношение Значения коэффинальное нациента  при напряжение, частота пряжения    вращения сети к номинальному = 0,8 = 0.7 = 0,9 и, СДН, 6—10 кВ, все час0,95 1,3 1, 1 1,00 1,2 1, 1 тоты 1 27 ,33 вращения 1,05 1,0 1, 1 6 12 ,17 СД, СДЗ, 380 В, все час0,95 1,1 1, 1 тоты 6 26 ,36 вращения 1,00 1,1 1, 1 5 24 ,32 1,05 1,1 1, 1 18 ,25 1,10 0,9 1, 1 06 ,25 117 Потери активной мощности в синхронных двигателях типа СДН на генерацию реактивной мощности Q при номинальной реактивной мощности Qhom и коэффициентах D, и D2, приведенных в табл. 13.3,  P = (D1/QH0M)Q + (D2/Q2H0M)Q2. (13.14) Затраты для группы из N однотипных, СД составляют 30 = ЕРЕГ КРЕГ; 31 = С0 [D1/QH0M + 2 D2 QПР / (Q2H0M N)], 32 = C0D2/( Q2H0M N), (13.15) где КРЕГ, ЕРЕГ — стоимость регулятора и величина отчисления; С0 — стоимость потерь  Рмакс, тогда С = С0  Рмакс . Таблица 13.3 , Частота Номинальная К КоэффициенвращеРном, Qном, ПД % D1. D2 ния, об/мин кВт квар 1000 1000 1250 51l 633 95 95 ,95 1600 812 95 1010 96 1260 96 1610 96 2000 400 96 209 500 92 257 93 327 93 412 94 511 94 637 . 94 816 11,8 3,8 2,97 5,0 3,63 5,1 4,72 6,4 5,^4 6,6 5,88 8,4 6,09 8,6 7,61 4 95 ,39 14, 1 ,78 1600 8,91 8 ,89 1250 10, 6 ,15 1000 7,74 5 ,82 800 8,1 8 ,45 630 i 10 ,66 . 7,53 30 ,43 500 8,0 3 ,75 4000 6,80 6 ,50 3200 6,6 5 ,06 2500 3,99 4,42 4 ,75 2000 5,0 4,7 3 118 2000 1020 95 ,95 2500 1265 9,2 8,29 11, 9,36 2 95 ,79 50 96 10, 11,7 3200 1615 ,29 20 4000 2010 96 .11, 13,2 Примечание. D, и D2 — постоянные для каждого двигателя (коэффициенты),определяемые при аппроксимации кривой  P = f(  ), где  -j~ наибольшая допустимая перегрузка по реактивной мощности. Мощность, генерируемая батареей конденсаторов поперечного включения (БК), пропорциональна квадрату напряжения на ее зажимах: Q = (U*/ UБК*)2QНОМ, (13.16) где UБК*, U* — относительные номинальные напряжения конденсаторов и сети в пункте их присоединения (UБК* = 1 для напряжений до 1000 В; UБК* = 1,05 для напряжений 6—10 кВ). Удельные потери в конденсаторах  РБК составляют для напряжений до 1000 В и 6—10 кВ соответственно 4,5 и 2,5 кВт/Мвар. Для БК затраты 30 = ЕК0 + ЕРЕГКРЕГ; 31 = ЕКУД(UБК*/ U*/)2 + С0  РБК; 32 = 0, (13.17) где К0 — стоимость вводного устройства; КУД — удельная стоимость БК (составляет 6 тыс. руб/Мвар для БК на 6—10 кВ и 12 тыс. руб/Мвар для БК на 380 В); Крег — стоимость регулирующего устройства; С0 — удельная стоимость потерь активной мощности; Е суммарные ежегодные отчисления (их составляющие даны в табл.справочников). 119 Лекция № 13 ВНУТРИЦЕХОВЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ 13.1. Назначение и особенности цеховых электрических сетей напряжением до 1 кВ. 13.2. Классификация внутрицеховых сетей напряжением до 1 кВ. 13. 3. Общие требования к выбору и прокладке электрических сетей. 13.4. Выбор электрических сетей. 13.1. Назначение и особенности цеховых электрических сетей напряжением до 1 кВ Электрической сетью в данном курсе называется совокупность соединенных между собой линий одного номинального напряжения для передачи электроэнергии от ее источников к присоединенным к сети приемникам, включающей также узлы распределения и ответвления линий. Напряжением сети считается номинальное напряжение подключенных к сети приемников электроэнергии. Сети промышленных предприятий разделяют на цеховые сети, питающие цеховые приемники электроэнергии (силовые и осветительные), и распределительные сети предприятия, питающие цеховые трансформаторные подстанции или другие преобразовательные установки. Распределительная сеть предприятия может питаться от понизительных подстанций предприятия, подключенных к распределительной (например, районной) сети энергосистемы, от собственных электростанций предприятия, от РУ, подключенных непосредственно (без трансформации напряжения) к сетям или электростанциям энергосистемы. Сети различных классов напряжений и родов тока могут быть энергетически связаны между собой через трансформаторные или преобразовательные установки. Сеть, не связанную с другими сетями, называют обособленной. 13.2. Классификация внутрицеховых сетей напряжением до 1 кВ Внутрицеховые электрические сети напряжением до 1 кВ различаются между собой по многим конструктивным признакам. Конструкции сетей зависят от материала проводников, способов изоляции, условий окружающей среды, от степени ответственности электроустановки, от расстояния источника питания до потребителя, от характера нагрузки (спокойная, ударная) и других факторов. По способам изоляции сети напряжением до 1 кВ можно разделить на две большие группы: выполняемые из шин и неизолированных проводов и из изолированных проводов и кабелей. К сетям напряжением до 1 кВ, выполняемым неизолированными проводами, относятся ВЛ, которые на промышленных предприятиях имеют крайне ограниченное применение. Из неизолированных и изолированных шин выполняют шинопроводы. Электропроводки и КЛ 120 относятся к сетям, выполненным из изолированных проводников. Примерная классификация сетей напряжением до 1 кВ по конструктивным признакам приведена на рис. 14.1. Рис. 14.1. Классификация по конструктивным признакам внутрицеховых сетей напряжением до 1 кВ В зависимости от принятой схемы электроснабжения и условий окружающей среды цеховые электрические сети выполняют шинопроводами. кабельными линиями и проводами. Прокладка электрических цепей производится изолированными и неизолированными проводниками. Изолированные проводники выполняются защищенными и незащищенными. Защищенные проводники поверх электрической 121 изоляции имеют металлическую или другую оболочку, предохраняющую изоляцию от механических повреждений. Незащищенные проводники таких оболочек не имеют. Изолированные проводники делятся на провода и кабели. К неизолированным проводникам относятся алюминиевые, медные, стальные шины и голые провода. В электрических сетях предприятий широко применяют также шинопроводы. Они могут быть открытыми и закрытыми. По назначению их распределяют на магистральные и распределительные. Магистральные шинопроводы выполняют из алюминиевых шин, распределительные - из алюминиевых или медных шин. Силовые кабели применяют в сетях до 1000 В и выше. Кабельные линии напряжением до 1000 В больших сечений предназначаются для питания мощных ЭП, установленных в среде с особыми условиями, где ограничена прокладка проводов в трубах. Шинопроводы напряжением до 1 кВ общепромышленного назначения подразделяют на: магистральные переменного тока, предназначенные для выполнения в производственных помещениях магистральных четырехпроводных электрических сетей с заземленной нейтралью напряжением до 660 В, частотой 50-60 Гц; магистральные постоянного тока, предназначенные для * выполнения электрических соединений источников питания - машинных или статических преобразователей - с электродвигателями главных приводов прокатных станов и других механизмов, а так же для выполнения электрических сетей установки общего назначения напряжением до 1200 В; распределительные переменного тока, предназначены для выполнения внутри помещений распределенных электрических сетей с заземленной нейтралью напряжением 380/220 В, частотой 50-60 Гц; осветительные, предназначены для выполнения в производственных помещениях осветительных двухпроводных и четырехпроводных электрических сетей, а также для питания электрифицированного ручного инструмента и других ЭП небольшой мощности; троллейные, предназначенные для выполнения в производственных помещениях (только в цехах, не содержащих токопроводящую пыль, и там, где имеется опасность повреждения открыто проложенных троллеев или прикосновения к ним) троллейных линий в сетях трехфазного переменного тока напряжением 660 В, частотой 50-60 Гц, питающих мостовые краны, электроталл, передаточные .тележки и др. (подключение электрифицированных инструментов к трехфазным шинопроводам недопустимо); распределительные, предназначенные для вертикальной прокладки внутри общественных и административных зданий повышенной важности; распределительные п ы л е з а щ и щ'е н н ы е , предназначенные для выполнения распределительных электрических сетей переменного тока с глухозаземленной нейтралью в помещениях с пыльной средой (в том числе в пожароопасных зонах 122 класса П-П и П-Па), характеризуемая тем, что пыль во взвешенном состоянии не образует взрывоопасные смеси. 123 Сети энергосистемы и другие сети за пределами предприятия называют внешними сетями. Каждая сеть может иметь одно или несколько питающих устройств - источников активной и реактивной мощности. Электрические сети служат для передачи и распределения электрической энергии к цеховым потребителям промышленных предприятий. Потребители электроэнергии подсоединяются через внутрицеховые подстанции й распределительные устройства при помощи защитных и пусковых аппаратов. Электрические сети промышленных предприятий выполняются внутренними (цеховыми) и наружными. Наружные сети напряжением до 1 кВ имеют весьма ограниченное распространение, так как на современных промышленных предприятиях электропитание цеховых нагрузок производится от внутрицеховых встроенных или пристроенных трансформаторных подстанций. Основными элементами сети являются линии, распределительные узлы, узлы ответвления. Основным элементом линии являются проводники (провода, кабели, шины, комплектные шинопроводы и др.). Совокупность проводников цеховой сети или ее части называют обычно проводкой. Проводники могут быть одножильными или состоять * из многих изолированных друг от друга токоведущих жил. Проводники (или жилы многожильного проводника) разделяют на рабочие (например, фазные и нейтральные проводники линий переменного тока), защитные (например, заземляющие, выравнивающие потенциалы и т.п.). заземленные нейтральные проводники, используемые часто одновременно в качестве защитных (например, для зануления в сетях до 1 кВ переменного тока), называют нулевыми. Линии НН или ее ответвление может содержать и два нулевых проводника - рабочий и защитный. Совокупность соединенных между собой нейтральных проводников и нейтральных точек источников и приемников электроэнергии называют нейтралью сети. В распределительных узлах размещают коммутационные и защитные аппараты линии, а при необходимости так же контрольные и измерительные приборы. Линии присоединяю с помощью коммутационных аппаратов к сборным шинам. 13. 3. Общие требования к выбору и прокладке электрических сетей В соответствии с ПУЭ производственные помещения в зависимости от характера окружающей среды делят на сухие, влажные, сырые, особо сырые, жаркие, с химически активной средой, пожаро - и взрывобезопасные. Поэтому род прокладки сети и марки проводов или кабелей выбирают в зависимости от характеристики окружающей среды производственных помещений. Для электрических сетей следует применять проводники с алюминиевыми жилами. Проводники с медными жилами из-за дефицитности меди допускается использовать только" в особых случаях, установленных ПУЭ, например для ответвлений к зданиям от действующих ВЛ с медными проводами, для питания электропри124 водов в механизмах передвижения крановых установок и взрывоопасных помещений классов В-1 иВ-1а. Основными требованиями при выборе типа способа прокладки различных проводников (проводов, кабелей и винопроводов) являются: 1) стойкость изоляции наружных покровов проводников к воздействиям окружающей среды; 2) механическая прочность, электро и пожаробезопасноеть; 3) гибкость изменения схемы сети и трасс питания отдельных линий к ЭП; 4) минимальные годовые затраты на монтаж электросети. При этом следует учитывать, что кабельные линии НН, прокладываемые открыто (по стенам и стройконструкциям) могут оказаться дешевле прокладки проводов в трубах при длине линии более 100 м. При изготовлении и прокладке изолированных проводов необходимо: 1) широко применять пластмассовую изоляцию (поливинилхлоридщтю, полиэтиленовую, фторопластовую и др.); 2) применять полимерные трубы и каналы для прокладки проводов (полипропиленовые, поливинилхлоридные, полиэтиленовые и др.); 3) преимущественно использовать сварку для неразъемного соединения проводов; 4) вместо стальных труб для прокладки проводов в помещениях с тяжелыми условиями окружающей среды использовать алюминиевые трубы, обладающие лучшими монтажно-техническими и эксплуатационными свойствами: отказаться от менее надежных и менее удобных в эксплуатации способов прокладки проводов (открытой, в бумажно-металлических трубах, заделанных в строительные конструкции и т.п); При изготовлении и прокладке кабелей следует: 1) использовать полиэтиленовую изоляцию, особенно с переплетенной кристаллической структурой; 2) применять плоские подвешиваемые кабели, имеющие достаточную механическую надежность для питания подвижных ЭП (кранов, тельферов); пластмассовые поливинилхлоридные и полипропиленовые трубы для прокладки кабелей в земле; 3) покрывать кабели, проложенные в каналах, туннелях и помещениях, обмазочными составами, защищающими кабели при пожаре. При изготовлении и прокладке шинопроводов необходимо: 1) применять пятишинные шинопроводы для основных, нейтральных и заземляющих шин, штепсельных шинопроводов с надежными и безопасными в эксплуатации коммутационными каналами; 2) применять изоляционные кожухи вместо металлических; 3) расширять диапазон номинальных токов от 30 до 4000 А; 4) увеличивать их разновидности по степени защиты и способам прокладки и т.д. 125 13.4. Выбор электрических сетей Линии электрических сетей по своему конструктивному исполнению должны отвечать определенным требованиям надежности, экономичности, безопасности и эксплуатационного удобства. Поэтому при выборе типов, конструктивных разновидностей и отдельных элементов линий необходимо учитывать электрические параметры линий, условия окружающей среды, строительные условия, схему сети, динамику развития нагрузок и сети, а также экономические показатели. При выборе проводников и способов их прокладки внутри зданий оказывают влияние следующие факторы: 1) число, плотность, характер размещения и единичные мощности приемников; при малом числе неравномерному размещению и большой единичной мощности приемников целесообразным может оказаться применение проводов или кабелей, в противоположном случае — применение щинопроводов; 2) схема сети, характер и длина линий (если они не выбираются одновременно с типом линий по предыдущему критерию); в магистральных сетях может оказаться целесообразным применение шинопроводов, в длинных неразветвляющихся линиях — кабелей, в коротких линиях — изолированных проводов; 3) динамика развития состава приемников и схемы сети; в случае неизменности нагрузок и схемы сети при условии одинакового запланированного срока службы строительных конструкций и проводки может не предусматриваться замена проводников (бытовые помещения, некоторые административные помещения и т. п.); в противном случае должны применяться способы прокладки, допускающие замен)? проводников, демонтаж проводников и их повторное использование, прокладку дополнительных проводников по имеющимся или новым трассам и т. п.; 4) влажность окружающей среды (среда считается сухой при относительной влажности   60%, влажной при 60 <  < 75%, сырой при  > 75% и особо сырой при   100%); во влажной или сырой среде может оказаться целесообразным применение кабелей или трубной проводки; 5) температура окружающей среды и наличие источников теплового излучения (помещения считаются жаркими, если их температура длительно превышает 30° С); тяжелые температурные условия требуют применения проводов и кабелей с нагревостойкой изоляцией, а также нагревостойких конструкций прокладки проводников; 6) содержание пыли в окружающей среде, что требует пылезащищенных или пыленепроницаемых конструкций прокладки проводников; в случае электропроводящей пыли исключается применение открытых неизолированных проводов и шин; 7) химическая активность среды, обусловливающая применение кабелей с химически стойкой оболочкой, трубной или скрытой проводки; 8) пожароопасность помещений или их зон, вызванная применением или хранением в помещении горючих жидкостей с температурой вспышки паров выше 45° С (зоны класса П-I), выделением горючей пыли или волокон (зоны класса П- II) или же наличием твердых или волокнистых горючих материалов (зоны класса П- II а); в таких зонах, как правило, требуется применение кабелей или защищенных видов 126 электропроводки; 9) взрывоопасность, вызванная выделением горючих газов и паров, образующих с воздухом взрывоопасные смеси при нормальных недлительных режимах работы (зоны класса B-I), а также аварией и неисправностью (зоны класса В-Ia) или в случае высокого нижнего предела взрываемости, резкого запаха при предельно допустимых по санитарным нормам концентрациях, возникновения только местной взрывоопасной концентрации — зоны класса B-Iб); взрывоопасность, вызванная выделением переходящих во взвешенное взрывоопасное состояние горючих пыли или волокон при нормальных недлительных режимах работы (зоны класса В - II); а также аварией или неисправностью (зоны класса В-IIa), В этих зонах требуется применение бронированных кабелей, прокладка проводов и небронированных кабелей в стальных трубах или (в зонах классов B-Iб и В- II б) защищенная от механических и химических действий открытая прокладка кабелей и резиновых, а также поливинилхлоридных изолированных проводов. В зонах классов B-I и В-Ia применяют провода и кабели с медными жилами; 10) возможность случайного прикосновения, исключающая применение неизолированных проводников или неизолированных соединений; 11) возможность механического повреждения, заставляющая применять металлические трубы, короба и лотки для прокладки проводов, кабелей, а также бронированные кабели или скрытую проводку; 12) подвижность приемников, приводящая к применению троллейных шинопроводов или гибких проводов и кабелей; 13) частая очистка, ремонт или возобновление поверхностей стен или потолков помещения, в случае которых может оказаться невозможным применение открытой проводки по этим поверхностям; 14) возможность совмещения на одной трассе нескольких или большого числа линий, позволяющая использовать лотки, короба и каналы, облегчающие монтаж и эксплуатацию проводки; 15) условия внутрицехового транспорта, ограничивающие зоны прокладки тросовых проводников и шинопроводов; 16) архитектурные требования, часто приводящие к применению скрытой проводки; 17) условия ограничения выделения едких газов во время возможного пожара, приводящие иногда к ограничению применения проводов и кабелей с поливинилхлоридной изоляцией или оболочкой, а также поливинилхлоридных коробов, труб и т, п.; 18) выдвигаемые иногда требования к пределу огнестойкости (ко времени сохранения работоспособности) при возможном пожаре, приводящие к применению проводов и кабелей с нагревостойкой изоляцией и с повышенной толщиной трудносгораемой оболочки, а также труб, коробов и лотков из трудносгораемых материалов малой теплопроводности, огнезащитных слоев над проводами и кабелями и т. п.; 19) экономические требования, сводящиеся при прочих равных условиях к применению линий с наименьшими приведенными годовыми затратами. 127 Подобные конкретные требования к выбору типа проводников и способа их прокладки приведены в ПУЭ и других нормативных документах, а также в справочных пособиях по проектированию систем электроснабжения промышленных предприятий 128 Лекция №14 Системы внутреннего (внутризаводского) электроснабжения промышленных предприятий и установок. План: 14.1. Общие принципы построения схем внутризаводского распределения электроэнергии. 14.2. Выбор схемы распределительной сети предприятия. 14.3. Одноступенчатая радиальная схема распределения электроэнергии. 14.4. Двухступенчатая схема распределения электроэнергии. 14.5. Одиночные магистральные схемы. 14.6. Двойные сквозные магистрали. 14.1. Общие принципы построения схем внутризаводского распределения электроэнергии Характерной особенностью схем внутризаводского распределения электроэнергии является большая разветвленность сети и наличие большого количества коммутационно-защитной аппаратуры, что оказывает значительное влияние на технико-экономические показатели и на надежность системы энергоснабжения. С целью создания рациональной схемы распределения электроэнергии требует всесторонний учет многих факторов, таких как конструктивное исполнение сетевых узлов схемы, способ канализации электроэнергии, токи КЗ при разных вариантах и др. При проектировании схемы важное значение приобретает правильное решение вопросов питания силовых и осветительных нагрузок в ночное время, в выходные и праздничные дни. Для взаимного резервирования рекомендуется использовать шинные и кабельные перемычки между ближайшими подстанциями, а также между концами сетей низкого напряжения, питаемых от различных трансформаторов. В общем случае схемы внутризаводского распределения электроэнергии имеют ступенчатое построение. Считается нецелесообразным применение схем с числом ступеней более двух-трех, так как в этом случае усложняется коммутация и защита сети. На небольших по мощности предприятиях рекомендуется применять одноступенчатые схемы. Схема распределения электроэнергии должна быть связана с технологической схемой объекта. Питание приемников электроэнергии разных параллельных технологических потоков должно осуществляться от разных источников: подстанций, РП, разных секций шин одной из подстанций. Это необходимо для того, чтобы при аварии не останавливались оба технологических 129 потока. В то же время взаимосвязанные технологические агрегаты должны присоединяться к одному ИП, чтобы при исчезновении питания все ЭП были одновременно обесточены. При построении общей схемы внутризаводского энергоснабжения необходимо принимать варианты, обеспечивающие рациональное использование ячеек РУ, минимальную длину распределительной сети, максимум экономии коммутационнозащитной аппаратуры. СЭС предприятия состоит из ИП и линий электропередачи, осуществляющих подачу электроэнергии к предприятию, понизительных, распределительных и преобразовательных п/ст и связывающих их кабелей и ВЛ, а также токопроводов, обеспечивающих на требуемом напряжении подвод электроэнергии к ее потребителям. Требования, предъявляемые к СЭС предприятий, в основном зависят от потребляемой ими мощности и характера электрических нагрузок, особенностей технологии производства, климатических условий, загрязненности окружающей среды и других факторов. Все предприятия в зависимости от суммарной установленной мощности ЭП могут быть условно разделены на крупные, средние и малые: крупные – с установленной мощностью ЭП 75 – 100 МВт и более, средние – с установленной мощностью – до 75 МВт и малые – с мощностью до 5 МВт. Схемы и конструктивное исполнение СЭ должны обеспечивать возможности роста потребления электроэнергии предприятием без коренной реконструкции СЭ. Основные принципы построения схем электроснабжения промышленных предприятий: а) максимальное приближение источников ВН 35-330 кВ (районных и узловых подстанций системы УРП) к ЭУ потребителей с подстанциями глубокого ввода (ПГВ), размещаемых рядом с энергоемкими производственными корпусами; б) резервирование питания для отдельных категорий потребителей должно быть заложено в самой схеме электроснабжения. Для этого все элементы (линии, трансформаторы) должны нести в нормальном режиме постоянную нагрузку, а в после аварийном режиме после отключения поврежденных участков принимать на себя питание оставшихся в работе потребителей с учетом допустимых для этих элементов перегрузок; в) секционирование всех звеньев СЭ начиная от шин УРП, ГПП, ПГВ, РП и ТП с установкой на них системы АВР для повышения надежности питания. При этом в нормальном режиме работы следует обеспечивать раздельную работу элементов СЭ, что снижает токи КЗ, облегчает и удешевляет коммутационную аппаратуру и защиту. 130 14.2. Выбор схемы распределительной сети предприятия Внутризаводское распределение электроэнергии выполняют по магистральной, радиальной или смешанной схеме. Выбор схемы определяется категорией надежности ЭП, их территориальным размещением, особенностями режимов работы. Выбор схемы осуществляется на основании технико-экономического сравнения вариантов. Под радиальной схемой подразумевается такая, при которой от ТП (районной энергосистемы или ТЭЦ) линии электрической сети выполняются независимыми друг от друга и без ответвлений по пути следования к приемному пункту. Радиальные схемы обладают большой гибкостью, удобством эксплуатации и как правила, строятся по ступенчатому принципу. Радиальные схемы распределения электроэнергии применяются только в тех случаях, когда нагрузки рассредоточены от центра питания. Радиальные схемы могут быть двух- или одноступенчатыми. Чаще применяются радиальные схемы с числом ступеней не более двух. Одноступенчатые схемы применяются на малых предприятиях, где распределяемая мощность и территория невелика. На больших и средних предприятиях применяются как одноступенчатые, так и двухступенчатые схемы. Одноступенчатые радиальные схемы на таких предприятиях применяются для питания крупных сосредоточенных нагрузок (насосные, компрессорные, преобразовательные агрегаты, электропечи и т.п.) непосредственно от центра питания (ГПП, ТЭЦ и т.п.), а также для питания цеховых п/ст от рассредоточенных ПГВ. Для питания небольших цеховых п/ст и ЭП ВН, как правило, применяются двухступенчатые схемы, так как нецелесообразно и не экономично загружать основные энергетические центры предприятия (ГПП, ТЭЦ) большим числом мелких отходящих линий. Радиальные схемы с числом ступеней более двух громоздки и нецелесообразны, так как усложняются коммутации и защита. При двухступенчатых радиальных схемах применяются промежуточные распределительные пункты (РП). Вся коммутационная аппаратура устанавливается на РП, а на питаемых от них цеховых ТП предусматривается преимущественно глухое присоединение трансформаторов. Иногда цеховые трансформаторы присоединяются через выключатель нагрузки или разъединитель. РП и п/ст с ЭП I и II категорий питаются, как правило по двум радиальным линиям, которые работают раздельно каждая на свою секцию; при отключении одной из них нагрузка автоматически воспринимается другой секцией. Магистральной схемой называется такая схема, при которой питание нескольких ТП осуществляется ответвлениями от одной или двух проходящих рядом параллельных линий (одиночных или двойных магистралей). Магистральные схемы 10 (6) кВ следует применять при распределенных нагрузках и таком взаимном расположении п/ст, когда линии от ИП до ЭП могут быть проложены без значительных обратных направлении. Магистральные схемы имеют следующие преимущества: 131 1) позволяют лучше загрузить при нормальном режиме кабели, сечение которых выбрано было по экономической плотности тока, по току КЗ или по после аварийному режиму; 2) позволяют сэкономить число шкафов на РП или на другом питающем пункте, так как к одной магистральной линии присоединяется несколько п/ст; 3) позволяют легче выполнить резервирование цеховых п/ст или РП от другого независимого ИП в случае аварии на основном питающем центре. К недостаткам магистральных схем относятся: 1) усложнение схем коммутации при присоединении цеховых п/ст по сравнению с радиальными схемами, в которых цеховые трансформаторы в большинстве случаев присоединяются наглухо; 2) одновременное отключение ЭП нескольких производственных участков или цехов, питающихся от одной магистрали при ее повреждении. Число цеховых трансформаторов, получающих питание от одной магистрали 10 кВ, зависит от их мощности и от ответственности питаемых ЭП. Обычно оно принимается два-три при мощности трансформаторов 1000 – 2500 кВ·А и четырепять – при мощности 250-630 кВ·А. По степени надежности электроснабжения магистральные схемы подразделяются на две основные группы. В первую группу входят простые магистральные схемы – одиночные и кольцевые. Они применяются главным образом для питания подстанций малой мощности. Одиночные магистрали без резервирования применяются в тех случаях, когда можно допустить перерыв в питании на время, необходимые для отыскания, отключения и восстановления поврежденного участка магистрали. Одиночные магистрали с глухими отпайками, т.е. магистрали без разъединителей на входе и выходе, применяются главным образом на ВЛ. Кольцевые магистрали на промышленных предприятиях применяются редко. Для питания ЭП I и II категорий должны применятся более надежные схемы с двумя и более параллельными сквозными магистралями. Число подстанций, присоединяемых к магистральным линиям 35-220 кВ, выбирается исходя из экономических соображений, требуемой степени надежности, действие релейной защиты, а также с учетом характера питаемых потребителей. Не рекомендуется присоединять к одной линии более трех-четырех п/ст при мощности трансформаторов до 25 МВ·А и более двух-трех п/ст с трансформаторами большей мощности. 14.3. Одноступенчатая радиальная схема распределения электроэнергии Одноступенчатые радиальные схемы применяют на небольших и средних по мощности предприятиях для питания сосредоточенных ЭП (насосные станции, печи, преобразовательные установки, цеховые п/ст), расположенные в различных направлениях от центра питания. 132 Радиальные схемы обеспечивают глубокое секционирование всей СЭС начиная от ИП и кончая сборными шинами до 1 кВ цеховых п/ст (рис. 15.1). Питание крупных п/ст и п/ст или РП с преобладанием потребителей I категории осуществляют не менее чем двумя радиальными линиями, отходящими от разных секций ИП. Отдельно расположенные ТП мощностью 400-630 кВ·А получают питание по одиночным радиальным линиям без резервирования, если отсутствуют потребители I и II категорий и по условиям прокладки линии возможен ее быстрый ремонт. Рис. 15.1. Одноступенчатая радиальная схема распределения электроэнергии Если обособленные п/ст имеют потребителя I категории, то их питание должно осуществляться двух кабельной линией с разъединителями на каждом кабеле (п/ст ТП4 на рис. 15.1). Преимущества радиальных схем – простота выполнения и надежность эксплуатации, возможность простой и надежной защиты и автоматизации. Недостатком такой схемы является то, что при аварийном отключении питающей радиальной линии на цеховом РП нарушается электроснабжение нескольких цеховых ТП. Для устранения этого недостатка радиальную схему питания иногда дополняют резервной линией от ГПП, которая заводится на цеховые п/ст. Кроме того, для повышения надежности при питании по радиальной схеме применяют АВР. При нарушении питания одной из секций шин цехового РП автоматически включается нормально разомкнутый секционный выключатель и питание обеих секций осуществляется по одной линии. Применение радиальных схем электроснабжения увеличивает количество высоковольтных аппаратов, что в свою очередь, увеличивает капитальные затраты. 133 14.4. Двухступенчатая радиальная схема распределения электроэнергии Двухступенчатые радиальные схемы (рис. 15.2) промежуточными РП применяют на больших и средних по мощности предприятиях для питания через РП крупных пунктов потребителей, так как нецелесообразно загружать основной центр питания предприятия с дорогими ячейками РУ большим количеством мелких отходящих линий. От вторичных РП питание подается на цеховые п/ст без сборных шин ВН. В этом случае используют глухое присоединение трансформаторов или предусматривают выключатель нагрузки, реже – разъединитель. Коммутационнозащитную аппаратуру при этом устанавливают на РП. На рис. 15.2 показан пример двухступенчатой радиальной схемы распределения электроэнергии в районе крупного предприятия. Рис. 15.2. Двухступенчатая радиальная схема распределения электроэнергии ГПП этого района подключена к глубокому вводу 110 кВ. Каждый РП питается двумя линиями 10 кВ (первая ступень). На второй ступени электроэнергия распределяется между двух трансформаторными цеховыми ТП. Резервирование РП I категории на одно-трансформаторных п/ст осуществляется перемычками 400 В между ближайшими ТП. Предусматривается глубокое секционирование с возможностью АВР на всех ступенях от ГПП до шин НН цеховых п/ст. 14.5 Одиночные магистральные схемы Магистральные схемы распределения электроэнергии применяют в том случае, когда потребителей много и радиальные схемы нецелесообразны. 134 Основное преимущество магистральной схемы заключается в сокращении звеньев коммутации. Магистральные схемы целесообразно применять при расположении п/ст на территории предприятия, близко к линейному, что способствует прямому прохождению магистралей от ИП до ЭП и тем самым сокращению длины магистрали. Рис. 15.3. Одиночные магистральные схемы: а – с односторонним питанием; б – с двухсторонним питанием Недостатком магистральных схем является более низкая надежность по сравнению с радиальными схемами, так как исключается возможность резервирования на НН одно-трансформаторных п/ст при питании их от одной магистрали рекомендуется питать от одной магистрали не более 2-х – 3-х трансформаторов 25001000кВ·А и не более 4-5 при мощности 630-250 кВ·А. Существует много разновидностей и модификаций магистральных схем, которые с учетом степени надежности делят на две группы: одиночные магистрали (рис. ) и схемы с двумя и более сквозными магистралями (рис. ). Одиночные магистрали без резервирования с односторонним питанием допускаются только для ЭП III категории. При данном распределении электроэнергии делают ответвления от ВЛ ВН на отдельные п/ст или заводят кабельную линию поочередно на несколько п/ст. По системе глухого ввода при напряжении 35 кВ и выше на предприятиях могут устанавливаться понизительные трансформаторы 110/6-10, 35/6-10 или 35/0.4 кВ, что удешевляет установку и снижает потери мощности. Такие схемы электроснабжения дают возможность снизить капитальные затраты за счет уменьшения длинны питающих линий, уменьшения количества высоковольтных аппаратов и, следовательно, упрощения строительной части п/ст. особенно выгодно применять эти схемы при питании цеховых ТП малой мощности, располагаемых вдоль цеха. 135 Основной недостаток магистральной схемы – меньше по сравнению с радиальными схемами надежность электроснабжения, так как повреждение магистрали ведет к отключению всех потребителей, питающихся от нее. 14.6. Двойные сквозные магистрали Схемы с двумя и более сквозными магистралями имеет высокую надежность и могут применяться для потребителей любой категории надежности. Двойные сквозные магистрали целесообразны для цеховых п/ст или РП с двумя секциями сборных шин (М1 и М2 рис. 15.4) или же для цеховых двух трансформаторных п/ст без сборных шин на стороне ВН (М3 и М4 рис. 15.4). В Рис. 15.4. Двойные магистральные схемы зависимости от передаваемой мощности каждой магистрали подключают от двух до четырех п/ст. Секций шин ТП или РП нормальном режиме работают раздельно. В случае аварии на одной магистрали ТП или РП подключается к магистрали, оставшейся в работе как правило, автоматически. При этом установка разъединителей на входе и выходе магистралей и линий не требуется, что упрощает схему коммутации и конструктивные выполнения п/ст. При магистральных схемах питания цеховых п/ст на вводе к трансформатору устанавливают более дешевую коммутационную аппаратуру в виде выключателя нагрузки или разъединителя. Если требуется обеспечить избирательное отключение трансформатора при его повреждении или если защита на головном выключателе не чувствительна при повреждении трансформатора, то последовательно с выключателем нагрузки или разъединителем устанавливают предохранитель типа ПК, предназначенный 136 для отключения поврежденного трансформатора без нарушения работы остальных. В практике проектирования и эксплуатации редко применяют схемы внутри заводского распределения электроэнергии, построенные только по радиальному или только по магистральному принципу. Сочетание преимуществ радиальных и магистральных схем позволяют создать СЭ с наилучшими технико-экономическими показателями. 137 Лекция №15 Внутризаводские электрические сети промышленных предприятий План: 15.1. Назначение и особенности электрических сетей внутризаводского электроснабжения напряжением выше 1 кВ. 15.2. Выбор рационального напряжения распределительной сети. 15.3. Выбор рациональной системы электроснабжения (СЭ) промышленного предприятия. 15.4. Технико-экономический расчет выбора напряжения и схем внутризаводского электроснабжения. 15.1. Назначение и особенности электрических сетей внутризаводского электроснабжения напряжением выше 1 кВ Внутризаводское электроснабжение промышленных предприятий и установок осуществляется в основном с помощью электрических сетей напряжением 6, 10, 35, 110 и 220 кВ. Основными вопросами при построении рациональных и экономичных СЭС промышленных предприятий являются вопросы выбора схемы электроснабжения, а соответственно и выбора напряжений питающих и распределительных сетей. Системы электроснабжения промышленного предприятия (СЭС), представляющая собой сочетание отдельных элементов, может быть условно разделена на: внешнюю и внутреннюю. К внешней части СЭС (внешнее электроснабжение) относится питающие сети 6-220 кВ, обеспечивающие подачу электроэнергии на предприятия от точки присоединения к энергосистеме до приемного ЦРП или до ГПП (ТП). К внутренней части СЭС (внутреннее электроснабжение) относятся распределительные сети напряжением до 1 кВ и выше, предназначенные для распределения электроэнергии по территории предприятия и внутри цехов. Для электроснабжения крупных предприятий применяют глубокие вводы ВН, при которых питающие линии напряжением 35-220 кВ, идущие от энергосистемы, вводятся в глубь территории предприятия, где сооружаются ЦРП или ПГВ. В общем случае выбор рациональной системы напряжений для внутризаводского электроснабжения определяется номинальным напряжением и мощностью ЭП, дальностью передачи, а также наличием сетей энергосистемы того или иного напряжения в пункте подключения предприятия. Как правило, напряжение питающих линий задается районной энергосистемой в зависимости от конкретных условий присоединения. Когда есть несколько вариантов схемы подключения предприятия к сетям энергосистемы, следует провести технико-экономическое сравнение вариантов. Если для электроснабжения крупных предприятий металлургической, химической, горнорудной и других отраслей промышленности возникает 138 необходимость сооружения собственной промышленной электростанции типа ТЭЦ, то напряжение генераторов ТЭЦ принимают 6 или 10 кВ в зависимости от выбранного напряжения распределительной сети предприятия. При выборе напряжений СЭС промышленного предприятия следует стремится к минимальному числу ступеней трансформации (две-три), так как на каждой ступени трансформации теряется в среднем до 5% проходящей через нее мощности. 15.2. Выбор рационального напряжения распределительной сети Выбор напряжения распределительной сети тесно связан с решением вопросов электроснабжения предприятия. Окончательное решение принимают в результате технико-экономического сравнения вариантов, учитывающих различное сочетание напряжений отдельных звеньев системы. С применением схем глубокого ввода напряжение первых ступеней распределения электроэнергии возросло до 220 кВ. Широкому распространению напряжения 110 кВ для небольших и средних по мощности предприятий способствует выпуск силовых трансформаторов с минимальной мощностью 2500 кВ·А. Более высокое номинальное напряжение (U ном) и отсутствие промежуточных трансформаций значительно сокращают потери электроэнергии в СЭ. Напряжение 35 кВ применяют для питания предприятий средней мощности и для распределения электроэнергии на первой ступени электроснабжения таких предприятий при помощи глубоких вводов. На предприятиях большой мощности напряжение 35 кВ нерационально использовать в качестве основного. Оно может быть применено для питания потребителей электроэнергии, имеющих номинальное напряжение 35 кВ, и для питания удаленных ЭП. Преимущество напряжение 20 кВ по сравнению с напряжением 35 кВ заключается в более простом устройстве сети и более дешевых коммутационно-защитных аппаратах. По сравнению с напряжением 10 кВ при напряжении 20 кВ снижаются потери электроэнергии в элементах СЭ и токи КЗ в сетях. Однако напряжение 20 кВ, как и напряжение 35 и 10 кВ, нецелесообразно применять в качестве основного напряжения для первых ступеней электроснабжения больших по мощности предприятий. Здесь возникает необходимость в более высоких напряжениях. Необходимо отметить, что, не смотря на имеющиеся преимущества применения напряжения 20 кВ сдерживается отсутствием электрооборудования на это напряжение. Напряжение 10 и 6 кВ широко используют на промышленных предприятиях: на средних по мощности предприятиях – для питающих и распределительных сетей; на крупных предприятиях – на второй и последующих ступенях распределения электроэнергии. 139 Напряжение 10 кВ является более экономичным по сравнению с напряжением 6 кВ. Напряжение 6 кВ допускается применять только в тех случаях, если на предприятии преобладают ЭП с номинальным напряжением 6 кВ или когда значительная часть нагрузки предприятия питается от заводской ТЭЦ, где установлены генераторы напряжением 6 кВ. 15.3. Выбор рациональной системы электроснабжения (СЭ) промышленного предприятия Окончательное решение о принятии варианта СЭС промышленного предприятия должно базироваться на основании технико-экономических показателей системы в целом. Внутризаводское электроснабжение по сравнению с внешним характеризуется решением большего количества вопросов, что обусловлено разнообразием технических решений. Сюда относится различные уровни напряжений распределительных сетей, их схемы и конструктивное исполнение, требования резервного питания потребителей в зависимости от категории их надежности и др. Такое разнообразие условий затрудняет решение задачи в общем виде. Однако ее можно значительно упростить исключением заведомо неравноценных вариантов. Одновременно с этим следует учитывать такие показатели, как расход проводникового материала, годовые потери электроэнергии, трудоемкость прокладки питающих линий и т.п. На основании этих показателей выбирают наиболее целесообразный вариант. Технико-экономические показатели СЭС в целом определяются суммированием приведенных затрат на внешнее и внутризаводское электроснабжение. 15.4 Технико-экономический расчет выбора напряжений и схем внутризаводского электроснабжения После определения электрической нагрузки и установления категории надежности потребителя намечаются возможные варианты электроснабжения с питанием кабельными или воздушными линиями различных напряжений. Окончательный выбор одного из вариантов определяется равнением технико-экономических показателей. Обычно рассматриваются два-три варианта с выявлением капитальных затрат, ежегодных эксплуатационных расходов, расходов цветного металла, суммарных затрат. Капитальные затраты на сооружение кабельных и воздушных линий определяются по укрупненным показателям стоимости сооружения 1 км линии и стоимости оборудования отдельных элемента проектируемой системы электроснабжения (трансформаторов, коммутационной, защитной и измерительной аппаратуры в компактном исполнении). Ежегодные эксплуатационные расходы ( 16.1) годовые издержки производства 140 ( 16.1а) где с—удельная стоимость потерь электроэнергии; AW—годовые потери энергии; pa. po — соответственно отчисления на амортизацию и капитальный ремонт, текущий ремонт и обслуживание (табл. 4.1); К — капитальные затраты, идущие на сооружение объекта электроснабжения; Сп, Са, Со — стоимость потерь, амортизации я обслуживания; Ип. И». Ио. И, — годовые издержки потерь, амортизации, обслуживания и отключений. Стоимость электроэнергии определяется расчетной себестоимостью электроэнергии, вырабатываемой энергосистемой или промышленной электростанцией [24]. Отчисления, идущие на амортизацию, ремонт и обслуживание, приведены в табл. 16.1. При этом процент на амортизацию устанавливается таким, чтобы к концу срока службы линии или оборудования полностью окупились расходы, затраченные на их установку. Так, если установлен срок службы оборудования 20 лет, то процент на амортизацию составит 100/20= 5%. Таблица 16.1. Отчисления, % Наименование объекта сети на аморна тевс тизацию кущий ре его и капимонт и тальный обслу ремонт живание Воздушные линии, устанавливаемые на деревянных опорах с железобетонными пасынками 5,3 1,0 6. Воздушные линни, ус3 танавливаемые ня железобетонных и металлических опо3,5 0,5 рах 4, Кабельные линии до 10 3,0 1.5 кВ, прокладываемые в земле Электрооборудование, 6,3 1,0 4, установленное на подстанци5 ях 7, 3 Себестоимость передачи 1 кВт-ч электроэнергии (кон/(кВт-ч) ] ( 16.2) где W, Сэл — количество и стоимость электроэнергии за год. 141 В соответствии с принятыми номинальными напряжениями линий энергосистем электроэнергия может передаваться и распределяться: от энергосистемы до ГПП предприятия напряжением 110— 220 кВ с понижением на ГПП до 35, 20, 10 и 6 кВ; . от энергосистемы напряжением 35 кВ с распределением электроэнергии внутри предприятия тем же напряжением; от энергосистемы до ГПП предприятия напряжением 35 кВ (на ГПП напряжение понижается и распределяется на 20, 10, 6 кВ); от энергосистемы напряжением 20, 10, 6 кВ с распределением электроэнергии внутри предприятия теми же напряжениями. Для определения технико-экономических показателей намечается схема внешнего электроснабжения рассматриваемого варианта. Аппаратура и оборудование намечаются ориентировочно исходя предварительно определяют по экономической плотности тока: ( 16.3) Экономическое сечение jэк проверяется на нагрев расчетным током, допустимую потерю напряжения и возможность появления короны. При этом выбирают сечение проводов, удовлетворяющее перечисленным условиям. Трансформаторы выбирают по расчетной мощности и значению напряжения рассматриваемого варианта. Эксплуатационные расходы (С) складываются из стоимости потерь Сп и амортизационных отчислений Са (см. табл. 16.l). При этом стоимость издержек на обслуживание Со (или Ио) обычно не учитывается, так как она мало влияет на технико-экономические показатели сравниваемых вариантов схем электроснабжения. Стоимость потерь С„ = СРТ (Р— суммарные потери мощности в линиях и трансформаторах; Г — число часов работы предприятия в год). Потери в линии ( 16.4) где Рном — удельные потери при номинальной загрузке линии; kз = Iраc/Iдоп — коэффициент загрузки линии по току; р — потери мощности; l—длина линии Потери в трансформаторах: реактивные потери х.х. ( 16.5) реактивные потери к.з. ( 16.6) Приведенные потери активной мощности к.з. в меди где kэк — коэффициент потерь, называемый также экономическим эквивалентом реактивной мощности (см. §'•2.7). Приведенные потери активной мощности х.х. 142 ( 16.7) Полные приведенные потери а трансформаторах ( где п — число трансформаторов; k, = = S/Sном.т трансформатора. Стоимость амортизационных отчислений 16.8) — коэффициент загрузки ( 16.9) где ро pт и рл — амортизационные отчисления на оборудование, трансформаторы и линии по табл. 16.l; Кo. Kт. Кл—стоимость оборудования, трансформаторов и линии. Масса провода G  ml , (16.10) где m – масса 1 км провода; l – длина линии. Суммарные затраты 3  C  0,125 K , (16.11) з где С – суммарная стоимость потерь и амортизационных отчислений; Кз – капитальные затраты при нормативном коэффициенте амортизации, равном 12,5%. Из рассматриваемых вариантов выбирается наиболее рациональный в техническом и экономическом отношениях. 143 Лекция № 16 ТОКОПРОВОДЫ 6-35 кВ В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ ВОЗДУШНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ План: 16.1 Определения и условия рационального применения токопроводов 635 кВ. 16.2 Классификация токопроводов напряжением 6-35 кВ. 16.3 Конструктивное исполнение токопроводов. 16.4 Выбор и расчет токопроводов. 16.5 Применение воздушных линий для распределения электроэнергии по территории промышленного предприятия. 16.6 Назначение и конструктивное исполнение воздушных линий электропередачи. 16.7 Основные конструктивные элементы воздушной линии (провода, грозозащитные тросы; изоляторы, опоры). 16.8 Выбор типа и элементов линий ВЛ 16.1. Определения и условия рационального применения токопроводов 6-35 кВ Токопроводы напряжением 6-35 кВ применяют для магистрального питания энергоемких потребителей промышленных предприятий с токами нагрузки 15006000 А при длине передачи 1-2 км. Как правило, применяются двухцепные токопроводы. Под токопроводом 6-35 кВ подразумевается линия электропередачи повышенной по сравнению с ВЛ пропускной способностью. Применение токопроводов вместо большего числа КЛ и ВЛ позволяет повысить надежность электроснабжения, упростить эксплуатационное обслуживание, обеспечить экономию кабельной продукции, сократить число ячеек в РП 6-10 кВ. Учитывая значительное сопротивление токопроводов, можно отказаться от установки реактора на отходящих линиях для уменьшения токов КЗ. Схемы с магистральными токопроводами пригодны для потребителей любой категории надежности электроснабжения. Токопроводы обладают большой перегрузочной способностью по сравнению с КЛ и позволяют в раде случаев упростить схему электроснабжения. Но вместе с тем токопроводы имеют, как правило, большие потери мощности вследствие значительного индуктивного сопротивления и потерь в крепящих и строительных конструкциях. Целесообразность применения токопроводов в СЭ промышленного объекта выявляется на основе технико-экономических сопоставлений вариантов схем с различными конструктивными исполнениями сети. Наилучшие условия применимости 144 токопроводов обычно создаются при потоке электроэнергии, ориентированном в одном направлении. ПУЭ рекомендуют: а) для передачи в одном направлении суммарной мощности более 20 МВ*А при напряжении 6 кВ, более 35 МВ*А при напряжении 10 кВ, как правило, применять токопроводы; б) при передаче в одном направлении суммарной мощности более 35 МВ*А при напряжении 35 кВ проверять технико-экономическую целесообразность применения токопроводов этого напряжения. Токопроводы можно рассматривать как сборные шины ИП, вынесенные за его пределы и проложенные до центров электрических нагрузок. Оптимальное количество и расположение РП, присоединяемых к магистральному токопроводу, определяется технико-экономическим сравнением вариантов с учетом следующих особенностей: 1) токопроводы имеют определенные принципы использования по наибольшей передаваемой мощности, обусловленной максимальным сечением фаз цепи токопровода принятой конструкции. Эта мощность составляет для жесткого трубчатого токопровода 65МВ*А при напряжении 6,3 кВ, 108 МВ*А при 10,5 кВ, а для гибкого токопровода – соответственно 131 и 218 МВ*А; 2) необходимо учитывать степень загрязненности среды в отношении ее воздействия на проводниковый материал, арматуру и изоляцию токопровода; 3) токопроводы должны быть защищены от воздействия прямых ударов молнии и от индуцированных перенапряжений в соответствии с действующими Правилами ПУЭ, так как выход из строя токопровода по причине несоблюдения правил его молниезащиты может привести к полной остановке предприятия, в том числе с потребителями I категории; 4) при применении открытых токопроводов следует учитывать климатические условия района в объеме, который предусматривается при проектировании ЛЭП. 16.2. Классификация токопроводов напряжением 6-35 кВ В настоящее время для внутреннего и внешнего электроснабжения промышленных предприятий применяют токопроводы различных исполнений. В зависимости от вида проводников токопроводы различают на: 1) гибкие (при использовании проводов и лент); 2) жесткие (при использовании труб, шин прямоугольного или другого сечения). Токопроводы с фазами, расположенными по вертикали равностороннего треугольника, называют симметричными (фазы цепи имеют одинаковое активное и реактивное сопротивления). Магистральные токопроводы можно рассматривать как 145 сборные шины источника питания (ГПП), вынесенные за пределы РУ и проложенные до центров электрических нагрузок. По способу защиты от воздействий от окружающей среды токопроводы разделяют на: 1) открытые; 2) закрытые. Открытые токопроводы с жесткой ошиновкой используют при напряжениях 6-10 кВ, реже при напряжениях 35 кВ. их конструкции различаются взаимным расположением фаз, типом изоляторов и их креплений, материалом, формой и размерами шин, что определяется значением напряжения и токовой нагрузки. Шины токопроводов изготавливают в основном из алюминия или его сплавов. При токах до 2000 А пакет состоит из плоских шин, а при больших токах – из шин швеллерного профиля. У подвесных токопроводов с жесткими шинами и опорными изоляторами токоведущие шины расположены по углам равностороннего треугольника. Гибкие трехфазные токопроводы выполняют на напряжение 6-20 кВ. Их используют для соединения генераторов с трансформаторами, а также генераторов и трансформаторов с шинами РУ ГПП напряжением 110 кВ. При этом каждая фаза выполняется из нескольких голых гибких проводов, скрепленных с помощью специальных крепежных деталей. Фазы размещают в горизонтальной плоскости или по углам равностороннего треугольника и крепят на подвесных изоляторах. Токопроводы изготавливают, как правило, из алюминиевых и сталеалюминевых проводов. Медные провода применяют лишь в исключительных случаях (в среде агрессивной по отношению к алюминию). Закрытые токопроводы выполняют на токи до 20 кА и напряжение до 35 кВ. по сравнению с открытыми они имеют ряд преимуществ: 1) уменьшают вероятность междуфазных КЗ; 2) повышают безопасность обслуживания; 3) ограничивают место возникновения электродинамических усилий между фазными шинами при КЗ. Применяют следующие исполнения закрытых токопроводов: а) фазы размещены в одном кожухе, не разделены перегородками; б) фазы находятся в общем кожухе, разделенном перегородками; в) каждая фаза заключена в отдельный кожух из алюминия или алюминиевого сплава. Закрытые токопроводы значительно дороже открытых и поэтому менее распространены. Такие токопроводы применяют при блочной схеме генератор – трансформатор. 16.3. Конструктивные исполнения токопроводов В сетях 6-35 кВ промышленных предприятий распространение получила система канализации электроэнергии токопроводами. Фазы токопроводов образованы из пакетов жестких шин или пучков гибких проводов, несущих большие потоки 146 мощности на сравнительно небольшие расстояния. На напряжение 6-35 кВ используют открытые токопроводы следующих исполнений: 1) с жесткими шинами, закрепленных на опорных изоляторах с расположением фаз в вертикальной плоскости (рис. 17.1, а); 141 Рис. 17.1. Размещение токопроводов. 2) с жесткими шинами, закрепленными на опорных или подвесных изоляторах симметричным расположением фаз по вершинам равностороннего треугольника (рис. 17.1, б); 3) гибкие на подвесных изоляторах (рис. 17.1, в). Токопроводы с вертикальным расположением фаз прокладывают в закрытых галереях или туннелях. Такие токопроводы характеризуются большими потерями в поддерживающих и ограждающих конструкциях и значительной стоимостью. Симметричный токопровод с жесткими шинами применяют как для прокладки на открытом воздухе, так и в закрытой галерее или туннеле. Это исполнение отличается от исполнений с вертикальным или горизонтальным расположением фаз меньшими потерями электроэнергии в расположенных вблизи стальных конструкциях и элементах. Токоведущие жесткие шины симметричных подвесных токопроводов крепят опорными изоляторами к общей стальной конструкции, подвешенной к опоре. Тип изолятора зависит от напряжения токопровода, ударного тока КЗ и условий прокладки. При прокладке на открытом воздухе и напряжениях 35 и 10 кВ, а также 6 кВ при загрязненной атмосфере обычно применяют изоляторы ИШД–35 и ШТ–35 (или заменяющие их изоляторы ОНШ-35-2000 и ОНШ-35-1000), а при напряжении 6 кВ и отсутствии загрязнения – изоляторы ИШД-10 (ОНШ-10-1000). В закрытом помещении при напряжении 6 и 10 кВ применяют изоляторы ОМЕ-20 и ОМД-10 (ИО-203000 и ИО-10-2000). Гибкие токопроводы выполняют из нескольких неизолированных проводов (пучок), закрепленных равномерно по периметру кольца и подвешенных к опоре на подвесных изоляторах. Они имеют малые потери электроэнергии и устойчивы к большим токам КЗ. В качестве проводникового материала для жестких шин применяют алюминий и его сплавы – АД31Т1 и АД31Т. Наиболее распространены при токах 1,5 – 2 кА шины прямоугольного профиля; при больших токах шины, имеющие 147 профиль «двойное Т», «труба круглая» и коробчатое сечение из двух «корытных» профилей (рис. 17.2). Рис.17.2. Профильные шины: а – коробчатого сечения из двух «корытных» профилей; б – профиль «двойное Т»; в – «труба круглая». Пакет из 2-х шин «корытного» профиля обладает большой механической прочностью. Хорошо охлаждается и имеет малый коэффициент добавочных потерь, характеризующий неравномерность распределения переменного тока по сечению проводника. Шины с профилем «двойное Т» обладают также большой механической прочностью. Его применение позволяет значительно сократить объем работ по изготовлению и монтажу токопровода, т.к. значительно сокращается объем сварочных работ. Шины с профилем «труба круглая» имеют наилучшее потокораспределение по сравнению с другими названными профилями. Это компенсирует худшие условия охлаждения шины. Трубы также удобны при изготовлении и монтаже токопровода. Для гибких подвесных проводов применяют алюминиевый провод А 600 с числом проводов на фазу, равным 4, 6, 8, 10. пропускная способность таких поводов соответственно 4080, 6120, 8160, 10200 А, а ударный ток КЗ может достигать 400 кА при установке междуфазных и фазных распорок. 16.4. Выбор и расчет токопроводов Токопроводы по сравнению с линиями, выполненными из большого числа параллельно проложенных кабелей, имеют преимущества по надежности, перегрузочной способности и возможности индустриализации электромонтажных работ. Вместе с тем токопроводы характеризуются большими, чем у кабелей индуктивными сопротивлениями и большими потерями мощности при одинаковой плотности тока. Большое индуктивное сопротивление токопровода может привести к недопустимым потерям напряжения. Однако, если потери напряжения находятся в допустимых пределах, то повышенная индуктивность положительно сказывается на ограничении токов КЗ. Из открытых токопроводов напряжением 6-10 кВ наилучшими показателями обладают симметричные подвесные самонесущие токопроводы с жесткими шинами и гибкие токопроводы унифицированных конструкций. Эти токопроводы должны использоваться в первую очередь. 148 На одном предприятии допускается использовать как разные типы проводов, так и разные способы их прокладки, если это экономически целесообразно. Выбор токопроводов 6-35 кВ производится исходя из технико-экономических показателей: надежности, стоимости, потерь мощности и напряжения, удобства монтажа и эксплуатации. Выбор сечения токопроводов производят: 1) по допустимому нагреву максимальным расчетным током Iдоп  Imax. p (17.1) где Iдоп – длительно допустимый ток токопровода; Imax. p – максимальный расчетный ток получасового максимума нагрузки, который имеет место при выходе из строя одной из двух цепей двухцепного токопровода и переключении всей нагрузки на оставшуюся в работе цепь; 2) по экономической плотности тока в нормальном рабочем режиме Sj = Ip / Iэ (17.2) где Ip – расчетный ток в нормальном режиме; Iэ – экономическая плотность тока в токопроводе. Значения экономической плотности тока определяют по формулам приведенным в таблице 17.1. Таблица 17.1. Экономическая плотность тока для проводов различного профиля Профиль Труба «круг- Экономическая плотность тока, А/мм2, для токопроводов из сплава сплава алюминия АД31Т1 АД31Т 22 / С о 19,4 / Со 18 / Со «Корытный» 20 / Со 17,8 / Со 16,5 / Со «Двойное Т» 17,3 / Со 17,2 / Со 14,1 / С о лая» Примечание. Здесь Со = Спо*Тп – стоимость 1 кВт потерь, руб./(кВт*год); Спо – стоимость 1 кВт*ч, руб./(кВт*ч); Тп – годовое число часов использования максимума потерь, ч. Выбранное сечение токопровода проверяют на термическую и электродинамическую стойкость к токам КЗ. Экономическую целесообразность передачи электроэнергии симметричным токопроводом по сравнению с другими способами передачи выявляют сопоставлением приведенных затрат. При этом потри активной мощности в одной цепи 2-х цепного токопровода при равномерной нагрузке фаз и равных сопротивлениях определяют из выражения, кВт Р  3I 2p к д R 0  10 3 , (17.3) где кд – коэффициент добавочных потерь в шинах из алюминия или его сплавов симметричного подвесного токопровода как с опорными, так и подвесными изо149 ляторами; для шин из двух корытных профилей кд = 1,2; для шин профиля «труба круглая» кд = 1,1 для шин профиля «двойное Т» кд = 1,4; для пакета из 3-х плоских шин сечением 10010 мм при расстоянии между шинами, равным толщине полосы, кд = 1,6; R0 – сопротивление токопровода. Потери реактивной мощности в этом же токопроводе составят, квар Q  3I 2p  x  10 3 , где х – среднее значение индуктивного сопротивления фазы. 16.5 Применение воздушных линий для распределения электроэнергии по территории промышленного предприятия Воздушные линии (ВЛ) выполняются из неизолированных проводов, расположенных на открытом воздухе и прикрепляемых к опорам с помощью изоляторов и арматуры. На промышленных предприятиях ВЛ применяют сравнительно редко изза загруженности различными постройками территории предприятия. Обычно ВЛ используют для предприятий малой мощности и для отдельных объектов, удаленных от основной промышленной площадки, например для насосных, компрессорных станций, ремонтно-строительных баз и других объектов, работающих на напряжение 6-10 кВ. В системах электроснабжения предприятий ВЛ 35-220 кВ служат для подачи электроэнергии из энергосистемы на ГПП предприятия и для распределения ее между ПГЗ. На напряжениях 6-35 кВ электроэнергия по ВЛ передается только на объекты предприятия, находящиеся вне его территории (насосные станции, ремонтностроительные базы и т. п.). 16.6. Назначение и конструктивное исполнение воздушных линий электропередачи Электрические сети могут быть выполнены воздушными и кабельными линиями, шинопроводами и токопроводами. Воздушные линии (ВЛ) – это устройства для передачи электроэнергии по проводам, расположенным на открытом воздухе и прикрепленном с помощью изоляторов и арматуры к опорам. Как правило, ВЛ предприятий сооружаются на одностоечных железобетонных металлических опорах башенного типа в одно и двухцепном исполнении. Деревянные опоры для ВЛ промышленных предприятий рекомендуются в лесных районах Урала, Сибири и Дальнего Востока. Металлические опоры используются в тех случаях, когда технически сложно и неэкономично сооружать ВЛ на деревянных и железобетонных опорах (переходы через наземные сооружения, выполнение отпаек от ВЛ и т. п.). Основными конструктивными параметрами ВЛ являются: 1) пролет (длина пролета) ВЛ; 2) стрела провеса; 3) габарит линии; 4) высота подвеса. 150 Горизонтальное расстояние между центрами двух опор называется пролетом ВЛ. Высотой подвеса линии называется расстояние от земли до места крепления провода на изоляторе опоры (рис. 18.1). Стрелой подвеса называется вертикальное расстояние от низшей точки провода в пролете до прямой линии, соединяющей точки крепления провода на опорах. Стрела провеса провода зависит от температуры воздуха, длины пролета, внешней нагрузки на провод (ветер, гололед), материала и сечения провода. Габаритом провода над землей называют расстояние от проводов до поверхности земли при наибольшей стреле провеса. На рис. 18.1 изображена конструктивная схема ВЛ, в которой показаны различные виды опор. Нормируемый ПУЭ габарит от нижних проводов линий 3-110 кВ до поверхности земли составляет 7 м. Средние величины пролетов: 50 – 100 м – для линий 6-10 кВ; 150 – 200 м – для линий 35 кВ; 170 – 250 м – для линий 110 кВ. 16.7. Основные конструктивные элементы воздушной линии (провода, грозозащитные тросы; изоляторы, опоры) Основными конструктивными элементами воздушной линии (ВЛ) являются: опоры, провода, изоляторы, линейная арматура и грозозащитные тросы. 18.3.1. Провода Провода. По конструкции провода могут быть одно- и многопроволочными. Однопроволочные провода изготовляют сечением 4 и 10 мм2; многопроволочные — сечением свыше 10 мм2. Минимальный диаметр проводов устанавливается в зависимости от передаваемой мощности, необходимых запасов прочности, потерь на корону» номинального напряжения ВЛ. Для ВЛ применяются основном медные, алюминиевые, сталеалюминевые, стальные провода. В воздушных линиях и гибких токопроводах в настоящее время в качестве проводникового материала в основном применяют алюминий, обладающий необходимыми для проводникового материала свойствами (удельной проводимостью, необходимой механической прочностью). Для дополнительного повышения механической прочности алюминиевых проводов и химической стойкости в контактных соединениях применяют: сталеалюминевые провода с соотношением сечений стального сердечника и многопроволочного алюминиевого наружного слоя 0,2—0,24. алюминиевые провода, покрытие битумными замазками для зашиты от коррозии; сварные и спрессованные соединения. По условию механической прочности, согласно ПУЭ, на ВЛ выше 1000 В могут применяться алюминиевые провода сечением не менее 35 мм2,- сталеалюминевые и стальные — не менее 25 мм2. На пересечениях с линиями связи, железнодорожными линиями, водными пространствами, наземными трубопроводами и канатными дорогами сечение алюминиевых проводов должно быть не менее 70 мм2. Алюминиевые провода марок А и АКП — многопроволочные, сечениями 16— 400 мм2, с удельным сопротивлением 0,0287 Ом*мм2 (удельная проводимость 35,33 151 м/Ом*мм2). В проводе марки АКП межпроволочные пазы заполнены антикоррозионной смазкой. Сталеалюминевые провода, изготовляются сечениями 35— 600 mm и имеют вокруг стального сердечника повивы из алюминиевых проволок с различным отношением сечений алюминиевой и стальной частей: особооблегченные — 12,2—18,1, облегченные — 7,7—8, нормальной конструкции — 6—6,2, усиленной — 4.3—4,4, особоусиленной—0,7—1,5. В электрических расчетах проводимость стальной части не учитывается из-за незначительной ее величины по сравнению с алюминиевой. Сталеалюминевые провода выпускаются следующих марок: АС — голый провод с сердечником из стальных оцинкованных проволок и несколькими наружными повивами из алюминиевых проволок; АСКС, АСКП — такие же провода, как и АС, но с заполнением сердечника (С) или всего провода (П) антикоррозионной смазкой; АСК — такой же провод, как н АС, но с сердечником; обмотанным полиэтиленовой пленкой. Конструктивные и расчетные данные проводов приведены в справочниках. Провода с антикоррозийной смазкой применяются в районах, где воздух загрязнен примесями, девствующими разрешающе на алюминий и сталь. Медные голые провода марок М (многожильные) и МГ (одножильные) имеют высокую проводимость =53 м / (Ом*мм2) и большое сопротивление на разрыв  = 400 МПа. Алюминиевые многопроволочные провода марок А и АКП с =32 м/(0м*мм2) и = 150 МПа имеют пониженное сопротивление на разрыв. Сталеалюминиевые провода марок AC, ACKC, АСКП обладают большой механической прочностью, которую создает стальной сердечник, имеющий  =1100  1200 МПа, токоведущей является алюминиевая наружная часть из многопроволочных жил. 16.9. Грозозащитные тросы Для грозозащитных тросов используют стальные оцинкованные канаты марок С-35, С-50 и С-70. По механической прочности нижний предел сечения проводов и тросов ограничен в зависимости от напряжения ВЛ и условий прокладки. Значения минимально допустимых сечений приведены в ПУЭ. 18.3.3. Изоляторы Изоляторы служат для крепления проводов к опорам ВЛ и изготавливаются из фарфора или закаленного стекла. По способу закрепления на опоре они подразделяются на штыревые и подвесные (рис. 18.2). Для ВЛ применяют следующие типы изоляторов: при напряжении 6—10 кВ — штыревые фарфоровые и стеклянные типов ШФ6-А и ШФ10-А, ШФ10-Б, ШСС-10 и ШССЛ-10; при напряжении 20—35 кВ — штыревые фарфоровые типов .ШФ20-А. ШФ20-Б. ШФ35-А, ШФ35-Б, ШФ35-В; СШ-35; при напряжении от 35 кВ и выше — подвесные фарфоровые изоляторы типов ПФ-6А, ПФ-6Б, ПФ-6В, ПФ-16А, ПФ-20А, а также подвесные стеклянные изолято152 ры типов ПС-6А, ПС-11, ПС-16А, ПС-16Б и др. (цифры указывают испытательную нагрузку в тоннах). Штыревые изоляторы крепятся к опорам на крюках или штырях; на воздушных линиях 35 кВ и выше в зонах загрязнения должны применяться специальные грязестойкие изоляторы типов ПР-3,5; НС-2; НЗ-6. При напряжениях 110 кВ и выше должны применяться только подвесные изоляторы на гирляндах. Гирлянды подвесных изоляторов бывают поддерживающие и натяжные. Поддерживающие гирлянды располагаются вертикально на промежуточных опорах. Натяжные гирлянды размещаются на анкерных опорах почти горизонтально. На ответственных участках ЛЭП применяют сдвоенные трехцепные и многоцепные гирлянды. Количество изоляторов в гирлянде зависит от номинального напряжения и требуемого уровня изоляции. На деревянных опорах при напряжении 35 кВ ставят два подвесных изолятора в гирлянде; на металлических опорах — на один-два изолятора больше. На воздушных линиях напряжением выше 220 кВ для защиты гирлянд от повреждений при возникновении дуги к. з. применяют защитные рога и кольца. Рис. 18.2. Изоляторы воздушных линий:а — штыревой типа ШЛН 1; б — штыревой типа ШС-10; в—подвесной типа ПС-4 Рис. 18.3. Поддерживающая гирлянда подвесных изоляторов: 1 — серьга; 2 — ушко; 3 — поддерживающий зажим. 153 В последнее время наряду с фарфоровыми и стеклянными изоляторами применяют эпоксидные опорные, а также полимерные гибкие стержневые подвесные изоляторы с сердечником из стекловолоконного и капронового каната с наружным и ребристым покровом из полимеров, каучука и фторопласта. 16.3.4. Опоры Опоры. Воздушные линии прокладываются на деревянных, металлических, железобетонных и комбинированных опорах. По назначению опоры могут быть промежуточными, анкерными, ответвительными, угловыми и концевыми, а. также одноцепными и двухцепными, с тросом для защиты от перенапряжений и без троса. Промежуточные опоры поддерживают провода на прямых участках линий и составляют около 80% всех опор. Анкерные устанавливаются через определенное число пролетов. Они имеют жесткое закрепление проводов и рассчитываются на аварийный обрыв проводов. Ответвительные устанавливаются на ответвлениях. Угловые и перекрестные служат для изменения направления и при перекрещивании линии. Концевые устанавливают в начале и в конце линии. При сооружении опор воздушных линий должны соблюдаться установленные ПУЭ расстояния между проводами, от поверхности земли и от других предметов, находящихся в непосредственной близости от линии. На рис. 18.4, а, б приведены схемы промежуточных одностоечных одноцепных опор с креплением изоляторов на крюках и на штырях для линии напряжением до 10 кВ. Стойка 1 укреплена на стуле 3 проволочными бандажами 2; штыревые изоляторы закреплены на траверсе 4 и на верхушке опоры 5. Анкерные опоры устанавливаются в местах жесткого крепления провода для обеспечения его тяжения; они делятся на концевые, угловые, промежуточные переходные. Конструкция опоры определяет количество цепей ВЛ и взаимное расположение проводов. Одна цепь ВЛ объединяет три провода трехфазной линии. Опоры (и линии) выполняются в одно-двухцепном варианте, при этом провода на опорах могут размещаться треугольником, горизонтально, «обратной елкой» шестиугольником или «бочкой» (рис.18.8). Деревянные опоры изготовляются из сосны или лиственницы и пропитываются антисептиком для предотвращения гниения. Опоры просты в изготовлении, дешевы, удобны в транспортировке. Недостатком их является загнивание, особенно в нижней части на глубину 30—40 см от поверхности земли. Применение железобетонных стульев (пасынков) увеличивает срок службы опор. Пасынки скрепляются со стойкой стальными бандажами. Опоры изготовляются только в одноцепном исполнении. Деревянные опоры для линий напряжением 35—110 кВ выполняются портального типа, свободно стоящими, одноцепными. На рис.18.5 показана промежуточная, а на рис.18.6 - анкерная деревянные опоры. 154 Рис. 18.4. Деревянные промежуточные опоры ЛЭП напряжением 6—10 кВ: а—на крюках; б — на штырях. Рис. 18.5. Деревянная промежуточная опора ЛЭП напряжением 35—110 кВ Рис. 18.6. Деревянная анкерная опора ЛЭП напряжением 35—110 кВ 155 Рис. 18.7. Одноцепные промежуточные железобетонные опоры ЛЭП: а - на 35 кВ; б—на 110 кВ; в—на 220 кВ Рис. 18.8. Расположение проводов на опорах а — треугольником; б — горизонтальное; в - «обратная елка»; г - шестиугольником Рис.18.9. Опоры воздушных линий: 156 а — промежуточная железобетонная опора 35 кВ; б — промежуточная металлическая опора 220 кВ Железобетонные опоры прямоугольного сечения для ВЛ 10 кВ делаются из вибробетона. Опоры—одноцепные с креплением изоляторов на траверсе. Для ВЛ 35 кВ и выше опоры выполняются из центрифугированного бетона в одно- и двухцепном исполнении (рис.18.9, а). Они могут быть свободностоящие (промежуточные) и с оттяжками (анкерные). Металлические опоры для ВЛ 35 кВ и выше изготавливают из стали марки 3 в одно- и двухцепном исполнении (рис.18.9, б). Такие опоры менее экономичны, чем железобетонные, из-за большого расхода металла, они занимают большую площадь, требуют для их установки сооружения специальных железобетонных фундаментов и в процессе эксплуатации должны окрашиваться для предохранения от коррозии. Разработаны унифицированные опоры различных типов (промежуточные, угловые, концевые переходные, ответвительные) для ВЛ всех напряжений. Железобетонные опоры применяют для линий 35—220 кВ внешнего электроснабжения промышленных предприятий. Примеры выполнения одноцепных промежуточных железобетонных опор ЛЭП на 35, 110, 220 кВ приведены на рис.18.7, а— в. 16.4. Выбор типа и элементов линий Линии электрических сетей по своему конструктивному исполнению должны отвечать определенным требованиям надежности, экономичности, безопасности и эксплуатационного удобства. Поэтому при выборе типов, конструктивных разновидностей и отдельных элементов линий необходимо учитывать электрические параметры линий, условия окружающей среды, строительные условия, схему сети, динамику развития нагрузок сети, а также экономические показатели. Исходя из условий механической прочности алюминиевые провода применяют на ВЛ 6—10 кВ. Воздушные линии 35 кВ и выше выполняются сталеалюминевыми проводами: облегченной конструкции (АСО, АСКО и т. п.) при толщине стенки гололеда до 20 мм и усиленной конструкции (АСУ, АСКУ и т. п.) при толщине ее свыше 20 мм. На линиях до 10 кВ с небольшими нагрузками применяют стальные многопроволочные провода марок ПС, ПМС и однопроволочные провода марки ПСО, имеющие низкую проводимость  = 7,52 м/(0м • мм2) и большое сопротивление на разрыв = =700 МПа. Для защиты ВЛ от перенапряжений применяют стальные тросы марки С. При выборе проводов ЛЭП напряжением 35 кВ и выше учитывается возможность возникновения дополнительных потерь в линиях, вызванных появлением «короны». Это явление обусловлено ионизацией воздуха около проводов, если напряженность (градиент) электрического поля у поверхности провода превышает электрическую прочность воздуха. По мере повышения напряжения линии местная корона, вызванная неровностями поверхности 157 Лекция №17 Кабельные линии на промышленных предприятиях План: 17.1. Применение кабельных линий для распределения электроэнергии на промышленных предприятиях 17.2. Конструкция и назначение кабельных линий 17.3. Способы прокладки кабельных линий 17.4. Прокладка кабелей в траншеях 17.5. Прокладка кабелей в канавах 17.6. Прокладка кабелей в туннелях 17.7. Прокладка кабелей на эстакадах 17.8. Прокладка кабелей в блоках 17.9. Выбор типа линий 17.10. Выбор способов прокладки кабельных линий 17.11. Выбор конструкции кабелей 17.1. Применение кабельных линий для распределения электроэнергии на промышленных предприятиях В сетях напряжением выше 1 кВ промышленных предприятий канализация электроэнергии может осуществляться с помощью кабельных и воздушных линий и токопроводов. Выбор того или иного конструктивного решения электрической сети промышленного предприятия зависит от размещения нагрузок, плотности застройки территории, ее насыщенности технологическими, сантехническими и транспортными коммуникациями, уровня и агрессивности грунтовых вод, степени загрязненности воздуха, района гололедности. Кабельные линии. Как правило, кабельные линии прокладывают в местах, где затруднено строительство ВЛ (в городах, населенных пунктах, на территории промышленных предприятий). Они имеют определенные преимущества перед ВЛ — закрытая прокладка, обеспечивающая защиту от атмосферных воздействий, большая надежность и безопасность в эксплуатации. Поэтому, несмотря на их большую стоимость и трудоемкость сооружения, кабельные линии широко применяют в электрических сетях внешнего и внутреннего электроснабжения. Кабельной линией (КЛ) называется устройство для передачи электроэнергии, состоящее из одного или нескольких параллельных кабелей с соединенными, стопорными и концевыми муфтами (заделками) и крепежными деталями. Гарантийный срок службы кабеля, как правило, не менее 25 лет. Благодаря разнообразию используемых материалов и конструктивных исполнений, кабели применяют в сетях промышленных предприятий всех классов напряжением как внутри зданий и сооружений, так и на территории и во внешнем электроснабжении предприятия. Для питания подвижных или перемещаемых ЭП, а так же в качестве временных линий на территории предприятия и внутри зданий применяют гибкие (например, шланговые) кабели, свободно прокладываемые по земле, полу и другим поверхностям или по временным опорным конструкциям. 158 17.2. Конструкция и назначение кабельных линий КЛ служат для передачи электроэнергии и состоит из одного или нескольких параллельных кабелей, соединительных, стопорных и концевых могут (с заделками), а для маслонаполненных линий, кроме того, с подпитывающими аппаратами и системой сигнализации давления масла. Все силовые кабели подразделяются на две группы: Кабели низкого напряжения на 1,3,6,10,20 и 35 кВ, с медными и алюминиевыми жилами, с бумажной изоляцией обедненно-пропитанной бумажной изоляцией, с бумажной изоляцией, пропитанной вязким не стекающим составом, с пластмассовой и резиновой изоляцией, в свинцовой, алюминиевой и пластмассовой оболочках, бронированные и не бронированные. Кабели НН выпускаются одно-, двух-, трех- и четырехжильными. Кабели высокого напряжения на 110, 220 кВ и выше. К ним относятся маслонаполненные кабели низкого и высокого давления и кабели с пластмассовой изоляцией. Особенностью маслонаполненных кабелей ВН является применение избыточного давления изоляционного масла при стационарных и переходных режимах работы. Давление определяет конструктивное выполнение кабелей. Кабели низкого давления выполняют в одножильном исполнении с токопроводящими медными жилами с центральным масляным каналом.… Необходимо обеспечить длительно допустимое давление 1,08 – 1,57 МПа. Для кабелей низкого давления, имеющих свинцовую оболочку, при нормальной работе необходимо обеспечить длительно допустимое давление 0,0245 – 0,294 МПа. Кабели высокого давления выполняют в одножильном исполнении с токопроводящими медными жилами. Для кабелей Высокого давления в стальном трубопроводе, заполненном маслом, при нормальной работе. Кроме этих элементов в состав кабелей могут входить дополнительные жилы для использования во вторичных цепях (контрольные жилы), а так же трос для подвески (в воздушных кабелях). Кабель состоит из токоведуших жил, изоляции и защитных оболочек. По числу жил кабели выполняются одно-, двух-, трех- и четырехжильными. Жилы изготовляются из медной или алюминиевой проволоки и могут быть одно- и многопроволочными. Изоляцию кабелей до 1000 В выполняют из резины, а кабелей свыше 1000 В — из многослойной пропитанной бумаги и различных пластикатов (полиэтилена, поливинилхлорида и др.). Защитные оболочки, препятствующие проникновению влаги, газов и кислот, выполняют из свинца, алюминия и хлорвинила. Для механической защиты оболочек на них накладывают стальную и проволочную броню, поверх которой для кабелей, прокладываемых в земле и в воде, кроме того, накладывают защитную рубашку из пропитанной джутовой пряжи. На ГПП предприятий для вводов 35—110 кВ в настоящее время широко применяют маслонаполненные кабели с бумажной изоляцией, пропитанной минеральным, маслом, которое находится в кабеле под давлением до 0,3 МПа. Эти кабели 159 имеют алюминиевые оболочки и лучше кабелей со свинцовой оболочкой, так как допускают повышение давления до 0,5 МПа. При монтаже кабельных линий применяют соединительные, от-ветвительные и концевые кабельные муфты и концевые воронки. Для кабелей свыше 1000 В попользуются свинцовые муфты, которые после разделки кабеля (снятия наружного покрова, брони, и свинцовой оболочки) заливают битумной кабельной массой или специальными эпоксидными компаундами. При сухой разделке кабеля с применением липкой ленты и лака на основе полихлорвиниловых смол кабельные муфты и воронки кабельной массой не заливаются, что ускоряет монтаж и обеспечивает необходимую электрическую и механическую прочность соединения. Кабели прокладывают в земляных траншеях, туннелях, каналах, блоках, по стенам зданий и других сооружений. 17.3. Способы прокладки кабельных линий По территории предприятий кабели прокладывают в кабельных сооружениях или (при малом числе кабелей на тросе) следующим образом: 1. по наружным несгораемым стенам зданий или по несгораемым поверхностям наружных сооружений предприятия; 2. непосредственно в земле (в траншеях); 3. в трубах, проложенных открыто или под землей; 4. по воздуху (на тросе или путем применения тросовых кабелей); Кабели открытой наружной прокладки во избежание дополнительного нагрева должны быть защищены от солнечного излучения. Кабельные линии выполняют так, что бы в процессе монтажа и эксплуатации в кабелях не возникали опасные механические напряжения и повреждения. Для этого, в частности, все кабели укладывают с запасом по длине, достаточным для компенсации тепловых деформаций как самого кабеля при колебаниях токовой нагрузки и температуры окружающей среды, так и конструкций, по которым кабель проложен, а при прокладке в земле так же для компенсации смещения почвы. В СЭС промышленных предприятий обычно применяют тепловые кабельные сооружения и конструкции. 17.4. Прокладка кабелей в траншеях Прокладка кабелей в земляных траншеях (рис. 4.13). Она является наиболее простой и дешевой. Защита от механических повреждений при этом обеспечивается прикрытием кабеля кирпичом или бетонными плитами. В качестве кабельной подушки применяют просеянную землю или песок. Глубина прокладки кабеля не менее 0,7 м от поверхности земли. При прокладке на меньшей глубине (0,5 м), например, при вводе в здание, Рис. 4.13. Прокладка кабелей в земляных траншеях 160 кабель должен иметь надежную защиту от механических повреждений, т. е. должен быть заключен в металлическую или асбоцементную трубу. Расстояние между кабелями при параллельной прокладке должно быть не менее: 100 мм между силовыми кабелями напряжением до 10 кВ; 100 мм между силовыми и контрольными кабелями; 500 мм между силовыми кабелями на напряжение более 10 кВ и кабелями связи. Вдоль различного рода сооружений силовые кабели прокладывают на расстоянии не менее: 0,6 м до фундаментов зданий; 0,5 м до трубопроводов; 2 м до теплопроводов. В местах пересечений с железнодорожными путями и автогужевыми дорогами кабели для защиты от механических повреждений заключают в металлические или асбоцементные трубы. 17.5. Прокладка кабелей в каналах Прокладка кабелей в каналах (рис. 4.14). Она может быть наружной и внутренней. Железобетонные каналы для прокладки могут быть подземными с заглублением на 300— 700 мм или полуподземными, выступающими на 150—350 мм над планировочными отметками. Размещение кабелей в канале на конструкциях показано на рис. 4.15. Прокладка кабелей внутри зданий — в цехах - осуществляется в каналах, перекрытых несгораемыми плитами (рис. 4.14, б), и также в трубах Рис. 4.14. Прокладка кабелей в каналах: а - наружная; б – внутренняя Рис. 4.15. Размещение кабелей в канале на конструкциях: / — кабельные конструкции; 2 — огнестойкая перегородка; 3, 4 — силовые кабели напряжением соответственно выше 1 кВ и до 1 кВ; 5 — контрольные кабели; 6 — контрольные кабели или кабели связи по стенам и потолкам с креплением на скобах. Если число кабелей, прокладываемых в одном направлении, невелико, то их либо протягивают через трубы, либо прикрывают швеллерным или уголковым железом. 161 17.6. Прокладка кабелей в туннелях Прокладка кабелей в туннелях (рис. 4.16). Это наиболее дорогой способ прокладки, поэтому его можно применять при большом числе кабелей (30 и более) или при отсутствии возможности сооружения кабельной эстакады открытого или закрытого типа. При прокладке кабелей в туннелях на территории промышленных предприятий должны быть предусмотрены противопожарные меры (деление туннеля на отсеки с независимой вентиляцией, наличие люков для пожаротушения и др.). Рис. 4.16. Размещение кабелей в туннелях: 1.— силовые кабели напряжением соответственно выше 1 кВ и до 1 кВ; 3 — полки для укладки муфт, 4 — контрольные кабели; 5— кабели связи 17.7. Прокладка кабелей на эстакадах Прокладка кабелей на эстакадах. В последнее время этот способ широко применяют на предприятиях ряда отраслей промышленности с большими концентрированными нагрузками и при наличии в грунте химических реагентов, блуждающих токов и различных почвенных коррозионных агентов, исключающих прокладку кабелей другими способами. Преимущества данной прокладки кабелей — удобство монтажа и эксплуатации, возможность ведения монтажных работ вне зависимости от полной готовности всего объекта, малая вероятность механических повреждений. Кабельные эстакады строят в виде открытого наружного сооружения или в виде кабельной галереи открытого типа. Для прокладки кабелей можно также использовать эстакады с технологическими трубопроводами. 17.8. Прокладка кабелей в блоках Блочная прокладка. Кабельным, блоком называют подземное сооружение с каналами, предназначенными для прокладки кабеля (рис. 4.17). Для сооружения кабельных блоков используют обычно одноотверстные (одноканальные) гончарные, асбоцементные или бетонные трубы, которые укладывают в один или несколько рядов в траншею на бетонное основание; после стыковки трубы скрепляют бетоном в общий блок. Для блочной прокладки применяют сборные многоканальные бетонные блоки. В местах соединений и ответвлений кабелей, а также на прямых участках длинных кабельных линий (более 150 м) для облегчения протяжки кабелей через отверстия блоков устраивают, колодцы, в которые вводят трубы блока. Блоки и колодцы, сооружаемые в сырых грунтах или ниже уровня грунтовых вод, покрывают гид162 роизоляцией. Трубы в блоках укладывают с небольшим уклоном к колодцам, куда стекает случайно попавшая вода. Рис. 4.17. Размещение кабелей в блоках 17.9. Выбор типа линий Выбор типа линий на территории предприятий зависит от следующих факторов: 1) напряжения линии; из-за различной зависимости стоимости кабельных и воздушных линий от напряжения при одинаковой допустимой токовой нагрузке может оказаться, что воздушные линии выгоднее, начиная с определенного номинального напряжения (рис, 4.36); в условиях промышленного предприятия это напряжение составляет обычно с учетом дополнительных расходов, связанных с созданием коридоров для воздушных линий, 10...35 кВ; 2) передаваемой мощности; из-за различной зависимости стоимости кабельных и воздушных линий от передаваемой при полной нагрузке мощности может оказаться, что при одинаковом номинальном напряжении кабельные линии выгодны при относительно малых, а воздушные линии — при относительно больших нагрузках (рис. 4.37); при мощностях, требующих применения нескольких параллельных кабельных линий, целесообразным оказывается обычно применение жестких или гибких токопроводов; 3) насыщенности территории предприятия зданиями, сооружениями, транспортными путями, наземными и подземными коммуникациями; может оказаться невозможным применение воздушных линий; 4) числа линий на одной трассе; при большом числе линий возможно, например, применение туннельной или эстакадной прокладки кабелей и токопроводов; 5) возможности использования одних и тех же сооружений для прокладки электрических линий и других коммуникаций предприятия; 6) климатических условий данной местности; 7) состава и состояния почвы; 8) пожарной опасности или взрывоопасности отдельных зон территории; 9) возможности повреждения воздушных линий подъемно-тран-спортными средствами и другими передвижными машинами; 10) возможности повреждения подземных кабельных линий при землеройных работах или от вибрации почвы; 163 11) прохождения в земле блуждающих токов (вблизи электрифицированных рельсовых дорог и т. п.); 12) динамики изменения нагрузок, числа подстанций, схемы сети и т. п.; в случае существенных ожидаемых изменений могут применяться легкодемонтируемые линии, кабельные сооружения с запасом по числу линий и т. п.; 13) сейсмических условий. Окончательный выбор линий и сети в целом производится путем техникоэкономического сравнения наиболее приемлемых вариантов. В числе экономических показателей учитывают и расходы, связанные с выделением определенных частей территории под электрические линии и сооружения. Выбор типа линий обычно рассматривают одновременно с выбором сечений проводников линий. 17.10. Выбор способов прокладки кабельных линий При выборе способа прокладки кабельных линий НН (до 35 кВ) необходимо руководствоваться следующим: 1) в кабельной траншее рекомендуется прокладывать не более шести силовых кабелей. Такой способ прокладки является наиболее простым и наименее трудоемким. Недостатками этого способа являются; механические повреждения и коррозия кабелей; ручное вскрытие земли при ремонте или замене кабелей в зимнее время года; значительные площади занимаемые траншеями. 2) прокладка кабелей по эстакадам и в галереях является наиболее прогрессивной (при числе кабелей более 30). К преимуществам такого способа относятся: длительная сохранность оболочек кабеля из-за отсутствия разрушающих факторов, которые часто имеют место в грунте (химические реагенты, почвенная коррозия, блуждающие токи), удобство монтажа и эксплуатации, возможность ведения электромонтажных работ по сооружению кабельных линий до выполнения планировки территории предприятия, меньшие капитальные затраты по сравнению с прокладкой кабелей в каналах и особенно в туннелях при соответствующих количествах кабелей в потоке, малая вероятность механических повреждений. 3) прокладка кабелей в туннелях может быть рекомендована при отсутствии возможности сооружения галереи или эстакады. Сооружение туннелей требует больших капитальных вложений и часто трудновыполнимо, из-за наличия разветвленных инженерных сетей, проложенных на разных отметках. 4) в каналах целесообразно прокладывать кабели при их числе более шести (до 30). Заглубленные каналы помимо повышенной стоимости имеют ряд существенных недостатков: 1) необходимость выполнения принудительной или естественной вентиляции для создания нормальных температурных условий и исключения скопления тяжелых взрывоопасных газов; 2) неудобство монтажа и эксплуатации кабелей в зимнее время года, связанное с открытием канала; 164 3) трудность с заглублением каналов, поскольку на отметках от 0,5 до 3,0 м размещается большинство инженерных сетей. Прокладка кабелей в блоках является наиболее неэкономичным способом с точки зрения расхода цветного материала и трудоемкости монтажа. 17.11. Выбор конструкции кабелей При изготовлении и прокладке кабелей следует: использовать полиэтиленовую изоляцию, особенно с переплетенной кристаллической структурой. Этот материал отличается высокой теплостойкостью, большой электрической прочностью, малыми диэлектрическими потерями, хорошей теплопроводностью; может применяться для кабелей при всех напряжениях, встречающихся в электроснабжении промышленных предприятий; применять плоские подвешиваемые кабели, имеющие достаточную механическую надежность для питания подвижных электроприемников (кранов, тельферов); пластмассовые поливинилхлоридные и полипропиленовые трубы для прокладки кабелей в земле; покрывать кабели, проложенные в каналах, туннелях и помещениях, обмазочными составами, защищающими кабели при пожаре; применение полимерных материалов в кабельных муфтах при их заливке в холодном состоянии. При изготовлении и прокладке шинопроводов необходимо: применять пятишинные шинопроводы для основных, нейтральных и заземляющих шин, штепсельных шинопроводов с надежными и безопасными в эксплуатации коммутационными узлами, изоляционные кожухи вместо металлических; расширять диапазон номинальных токов от 30 до 4000 А и увеличивать их разновидности по степени защиты и способам прокладки и т. д. 165 Лекция № 18 ПРЕКТИРОВАНИЕ ВОДУШНЫХ И КАБЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ НА ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЯХ МЕТОДЫ РАСЧЕТА КАБЕЛЬНЫХ И ВОЗДУШНЫХ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ НАПРЯЖЕНИЕМ 6-35 кВ ЛИНИЙ ЛИНИЙ План: 18.1. Технические и экономические условия выбора сечения проводов и кабелей. 18.2. Определение допустимых потерь напряжения и выбор надбавок трансформаторов. 18.3. Выбор сечений воздушных и кабельных линий по допустимому нагреву. 18.4. Выбор сечений воздушных и кабельных линий по экономической плотности тока. 18.4. Метод расчета линий 6-35 кВ. 18.5. Метод расчета сетей с двусторонним питанием. 18.6. Основы механического расчета воздушных линий электропередачи. 18.1. Технические и экономические условия выбора сечения проводов и кабелей Передачу электроэнергии от источника питания до приемного пункта промышленного предприятия осуществляют воздушными или кабельными линиями. Сечения проводов и жил кабелей выбирают по техническим и экономическим условиям. К техническим условиям относят выбор сечений по нагреву расчетным током, условиям коронирования, механической прочности, нагреву от кратковременного выделения тепла током КЗ, потерям напряжения в нормальном и послеаварийном режимах. Экономические условия выбора заключаются в определении сечения линии, приведенные затраты на сооружение которой будут минимальны. Электрический расчет воздушной или кабельной линии предусматривает выбор сечения по экономической плотности тока с последующей проверкой на нагрев длительным током нагрузки и на потерю напряжения. Расчет производится без учета трансформатора в схеме замещения. Потери мощности в трансформаторе на приемном конце учитываются в нагрузке потребителя. Активные и реактивные проводимости линии и потери мощности в ней не учитываются, так как они малы и не влияют на результаты расчетов. Расчетные нагрузки потребителей могут быть заданы составляющими полной мощности Р и Q лил активной мощности Р и cos . Выбор сечений по нагреву осуществляют по расчетному току. Для параллельно работающих линий в качестве расчетного тока принимают ток последовательного режима, когда одна питающая линия вышла из строя. По справочным данным в за166 висимости от расчетного тока определяют ближайшее большее стандартное сечение. Это сечение приводится для конкретных условий среды и способа прокладки проводов и кабелей. В соответствии с ПУЭ по условиям коронирования выбирают минимально допустимое сечение только для ВЛ 110 кВ и выше. Для воздушной линии расчет сечения по механической прочности производится с учетом воздействия собственной массы силы ветра, гололеда. Выбранное сечение проверяют по потере напряжения. Нормированных значений для потери напряжения не установлено. Однако, зная напряжение на шинах источника питания подсчитав потери напряжения в сети, определяют напряжение у потребителей. При необходимости поддержания напряжения у потребителей в узких пределах решается вопрос о способах регулирования напряжения 10. Расчет потерь напряжения в линиях напряжением выше 35 кВ ведется на основании П – образной схемы замещения (учитывается емкость линии). Величины допустимых потерь напряжения не нормируются. Однако, учитывая допустимые нормируемые отклонения напряжения от номинального у электроприёмников и возможности его регулирования на подстанциях, можно считать, что потеря напряжения в силовых сетях 6-220 кВ не должна превышать 6  8 % от номинального. В послеаварийном режиме, до восстановления нормального питания, допустимая потеря напряжения может быть принята большей на 4  5 %. Если потери напряжения, определенные для различных сетей и нагрузок. Приводят к отклонениям напряжения на выводах электроприемников больше допустимых значений, то выбирают проводники большего на одну ступень сечения и повторяют поверочный расчет или принимают другие меры, уменьшающие или компенсирующие потери напряжения в электрической сети. 18.2. Определение допустимых потерь напряжения и выбор надбавок трансформаторов. Обеспечение качества электроэнергии на зажимах электроприемников – одна из наиболее сложных задач, решаемых в процессе проектирования и эксплуатации электроснабжения. Появление в системах электроснабжения мощных вентильных электроприводов, дуговых электропечей и других приемников с резкопеременной нагрузкой создало проблему их электромагнитной совместимости с системой электроснабжения, успешное решение которой обеспечивает рациональную работу как таких приемников, так и приемников со спокойной нагрузкой, присоединенной к той же системе (освещение, электродвигатели и др.). Показатели качества электроэнергии регламентируются требованиями ГОСТ 13109-87, который допускает отклонения напряжения: 1) на зажимах электроосветительных приборов от – 2,5 до + 5 %; 2) на зажимах электродвигателей, станций их управления – от – 5 до + 10 %; 3) на зажимах остальных электроприемников  5 %; 4) в послеаварийных режимах – дополнительное понижение напряжения на 5%. 167 Исходные данные для расчета электрических линий напряжением до 220 кВ включительно – нормы отклонений напряжения на зажимах электроприемников, в соответствии с которыми отклонение напряжения, например у сельских потребителей при 100 %-ной нагрузке не должна выходить за пределы – 7,5 % и при 25 %-й нагрузке за пределы 7,5 %. Для определения допускаемых потерь напряжения составляют таблицы, в которых учитывают изменения напряжения в каждом звене электрической цепи от центра питания до любой контрольной точки сети. В качестве контрольных точек принимают наиболее удаленный и ближайший электроприемники потребительских подстанций в режимах 100 – и 25 % - й нагрузки. Отклонение напряжения в контрольной точке сети определяют путем алгебраического суммирования всех отклонений, потерь и надбавок напряжения от центра питания до этой точки. Отклонения потери и надбавки напряжения при заполнении таблиц выбирают, как правило, в процентах номинального напряжения сети. Таким образом, отклонение напряжения у потребителя при 100 % - й нагрузке 100 Н = 100 U при 25 % - й U + Н 25 100 ; (20.1) U 25 U = + (20.2) 100 25 где Н и Н – сумма надбавок напряжения соответственно при 100 – и 25%-й нагрузке, %; U100 и U25 – сумма потерь напряжения соответственно при 100 – и 25 % - й нагрузке , %. Порядок составления таблиц отклонения напряжения рассмотрим на следующем примере. 25 Таблица 20.1. Значения отклонений напряжения Первый вари- Второй вариант ант Звено электрической сети ТП Т ТП Третий вариант ТП Т 3 П2 3 2 П3 Отклонения напряжения при нагрузке, % 00 5 Шины 10 кВ подстанции 35/10 кВ Линия 10 кВ 6,5 Трансформатор 10/0,4 кВ: постоянная надбавка напряжения 1,6 00 5 00 5 9 2,2 00 5 ТП 2 00 5 8 2 00 5 168 переменная надбавка на,5 ,5 пряжения Таблица 20.1. Значения отклонений напряжения (продолжение) потеря напряжения Линия 0,3 кВ, в том числе: наружная сеть внутренняя проводка Отклонение напряжения у потребителя 4 1 4 1 4 1 4 1 4 1 2,5 2,5 4 1 2,0 6 7 13,5 3 8,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 7,5 6,9 7,5 6 7,5 6,8 7,5 6,5 7,5 7 7,5 6,5 Рис. 20.1 К примеру 20.1. Определение допускаемых потерь напряжения в линиях 10 и 0,38 кВ. Пример 20.1. Определить допускаемые потери напряжения в линиях 10 и 0,38 кВ электрической сети (рис. 20.1) для трех вариантов. Первый вариант. На шинах 10 кВ подстанции 35/10 кВ уровень напряжения при 100%-й нагрузке равен нулю, а при 25%-й нагрузке +2 %. Второй вариант. На шинах 10 кВ подстанции 35/10 кВ при 100%-й нагрузке уровень напряжения составляет 5% и при -25 %-й нагрузке равен нулю. Третий вариант. На шинах 10 кВ подстанции 35/10 кВ поддерживается постоянный уровень напряжения 5 % при 100- и 25 %-й нагрузке. Решение. Составляем таблицу отклонений напряжения (табл. 20.1) для первого варианта. Для наиболее удаленной ТПЗ принимаем надбавку напряжения 7,5 %. Потерю напряжения (%) в трансформаторе при номинальной мощности до 1000 кВ*А определяют по формуле UT = Smax / Sн(uа cos  + uр sin ), (20.3) где Smax— максимальная нагрузка трансформаторов, кВ*А Sн — номинальная мощность трансформатора, кВ*А; uа = Рк/Sн100 — активная составляющая напря169 (u ) 2  (u ) 2 K a жения, к.з, %; uр = — реактивная составляющая напряжения к.з, %; при мощности трансформаторов более 1000 кВ*А 2 UT = (uа cos  + uр sin ) +  /200(uа cos  + uр sin ), (20.4) где uк — напряжение к.з, %; cos  — коэффициент мощности нагрузки; Рк — потеря мощности в меди трансформатора при номинальной нагрузке, кВт;  = Smax /Sн. Приближенно можно принимать потери напряжения в трансформаторах 10(6)/0,4 кВ при номинальной нагрузке 4...5 % номинального напряжения. В соответствии с этим принимаем потери напряжения при 100 %-й нагрузке 25 — 4 % (при 25 %-й нагрузке U T = 0,25 u100 = — 1 %) и заполняем таблицу отклонений напряжения. Полужирным шрифтом выделяем известные и принятые нами значения, которые являются исходными, и заносим их в таблицу. Суммарная допускаемая потеря напряжения в линиях 10 и 0,38 кВ при 100%-й нагрузке составит (суммируем известные нам данные): UДОП  = 0 + 5 + 2.5 – 4 - ( - 7,5) = 11%. В соответствии с НТПС-73 допускаемая потеря напряжения в линии 10 кВ должна составлять 60...65 % суммарных допускаемых потерь для линий 10 и 0,38 кВ. Исключение могут составлять линии 10 и 0,33 кВ для отдельных сосредоточенных объектов (животноводческих комплексов, крупных парников, теплиц и др.), для которых допускается другое соотношение потерь напряжения. В соответствии с этим принимаем для ВЛ 10 кВ Uдоп = 6,5 % и для линии 0,38 кВ с учетом потери напряжения во внутренней проводке U = 11 — 6,5 = 4,5%. Принимаем в соответствии с ПУЭ максимально допустимую потерю напряжения во внутренней проводке 2,5% и заносим все эти значения в таблицу (если известна фактическая потеря во внутренней проводке, то в таблицу заносится это значение). Тогда при 25 %-й нагрузке 1 отклонение напряжения на зажимах ближайшего потребителя (потерю напряжения в линии 0,38 кВ) принимаем равным нулю. Принять переменную надбавку напряжения трансформатора 5 % нельзя, так как в этом случае отклонение напряжения у блиайшею потребителя при 25 %-й нагрузке будет превышать 7,5 %, что недопустимо. Следует отметить, что полученная для ВЛ 0,38 кВ (ТПЗ) Uдоп = 2 % может вызвать необходимость выбора для ее сооружения проводов с большой площадью сечения. Поэтому в таких случаях для уменьшения расхода металла нужно рассмотреть другие варианты выполнения ВЛ. Например, уменьшение нагрузки на ВЛ 380 В за счет увеличения их числа, увеличение количества ТП в населенном пункте, применение устройств регулирования напряжения в ВЛ 6 и 10 кВ или установку на потребительской подстанции трансформатора с РПН и, если это возможно, увеличение допускаемых потерь напряжения в ВЛ 0,38 кВ за счет уменьшения потерь напряжения во внутренней проводке или в ВЛ 10(6) кВ. Таким же образом заполняем таблицу для второго и третьего вариантов, причем во втором варианте по условию минимума капиталовложений для ВЛ 10 кВ принимаем Uдоп = 9 %. Как видно из таблицы, суммарные допускаемые потери на170 пряжения в линиях 10 и 0,38 кВ для ТПЗ во втором варианте на 7,5 %, а в третьем на 2,5 % больше, чем в первом. Режимы постоянного напряжения на шинах 10 кВ подстанций 35/10 кВ могут быть осуществлены лишь при установке трансформаторов с РПН. Режим встречного регулирования (второй вариант) может быть выполнен при совпадении графиков нагрузок потребительских подстанций, а также при наличии РПН. 18.3. Выбор сечений воздушных и кабельных линий по допустимому нагреву Надежная длительная работа проводов и кабелей определяется длительно допустимой температурой их нагрева, величина которой зависит от вида изоляции. Учитывая условия надежности, безопасности и экономичности, ПУЭ устанавливают предельную температуру нагрева проводников в зависимости от длительности прохождения тока, материала токоведущей части и изоляции провода или кабеля. Длительно протекающий по проводу ток, при котором устанавливается длительная допустимая температура нагрева, называется допустимым током по нагревуIД. Величина его зависит как от марки провода или кабеля, так и от условий прокладки и температуры окружающей среды. Длительно допустимые токи нагрузки проводов, кабелей и шин указаны в таблицах ПУЭ, составленных для температур окружающего воздуха +25оС, почвы +15оС и приведены в приложениях. Они приняты из расчета допустимой температуры их нагрева 70оС. Выбор сечения проводника по нагреву длительным током нагрузки сводится к сравнению расчетного тока Ip с допустимым табличным значением Iд для принятых марок провода и условий их прокладки. За длительный расчетный ток лини принимается ток получасового максимума Iм. При выборе должно соблюдаться условие Ip = Iм  IД (20.5) Если температура воздуха отличается от + 25оС, а земли +15оС, или кабели прокладываются параллельно, то условия охлаждения меняются и табличные значения допустимых токов нагрузки пересчитываются с помощью поправочных коэффициентов. При отклонении температуры окружающей среды от нормируемой определяется новое значение допустимого тока нагрузки с поправкой на температуру: I’Д = kTIД , (20.6) где кт – поправочный температурный коэффициент. При параллельной прокладке кабелей в земле или в трубах условия их охлаждения ухудшаются, что учитывается поправочным коэффициентом на прокладку кп, значения которого даются в зависимости от количества параллельно прокладываемых кабелей и расстояния между ними. Для проводов и кабелей, прокладываемых в коробках, значение кп принимается по таблице приложения. По нагреву длительным током нагрузки проверяются все проводники электрических сетей в нормальном и послеаварийном режимах. Послеаварийный режим 171 возникает при отключении поврежденного элемента системы электроснабжения (линии, трансформатора) и длится до восстановления нормального режима, но не более одних суток. Оставшиеся включенными параллельные линии или трансформаторы в послеаварийном режиме работают с допустимой перегрузкой, обеспечивая питанием нагрузки поврежденного элемента. Для кабельных и воздушных линий до 10 кВ включительно разрешается увеличивать табличные значения допустимого тока по нагреву, если при нормальном режиме нагрузка на линию составляла 80% от длительного допустимого тока по нагреву, причем перегрузка может продолжатся не более 5 суток подряд по 6 часов в сутки. Значения длительно допустимого тока нагрузки увеличиваются на 25% на ВЛ и кабелях, проложенных в земле – траншее или открыто, и на 15% при прокладке кабелей в земле – в кабельной канализации. Воздействие тока КЗ учитывают только при выборе сечения кабельных линий, защищаемых релейной защитой. Кабели, защищаемые плавкими токоограничивающими предохранителями, на термическую стойкость к токам КЗ не проверяют, так как время срабатывания предохранителя мало и выделившееся тепло не в состоянии нагреть кабель до опасной температуры. Выбор сечения проводника по нагреву допустимым током приводит к большим потерям активной мощности на нагрев и к значительной потере напряжения. Поэтому для окончательного выбора сечения следует провести все расчеты, требуемые ПУЭ: по потере напряжения или мощности, по экономической плотности тока. Принять надо наибольшее, определенное этими расчетами сечение проводника. 18.4. Выбор сечений воздушных и кабельных линий по экономической плотности тока. Увеличение сечения линии повышает капитальные затраты на ее сооружение. С уменьшением сечения затраты снижаются, но возрастает стоимость потерь электроэнергии, величина которой прямо пропорциональна потерям активной мощности и обратно пропорциональна площади поперечного сечения проводника. Минимум приведенных затрат на сооружение линии будет соответствовать сечению проводника, которое называется экономическим. На его величину влияет ряд факторов (стоимость строительной части линии в различных районах РФ, стоимость потерь электроэнергии в зависимости от исполнения линии, экономии цветных металлов и др.), учесть которые математически затруднительно. На основе анализа всех факторов, влияющих на величину экономического сечения, и технико-экономических расчетов ПУЭ рекомендуют в практических расчетах экономическое сечение определять в зависимости от экономической плотности тока jэк, величина которой зависит от материала проводника, конструктивного исполнения линии, приведенных затрат на их сооружение и продолжительности использования максимума нагрузки. Нормированные значения экономической плотности тока приведены в таблице 20.2. Для выбора проводов по экономической плотности тока используют формулу. Fэ = Iмакс / jэ (20.7) 172 где Fэ – экономическая площадь сечения проводов, мм2; Iмакс – максимальный ток участка, А; jэ – экономическая плотность тока, А/мм2 (табл. 20.2). Максимальный ток участка в дневной и вечерний максимумы определяют по формулам: IД = SД / 3 uH; IВ = SВ / 3 uH; (20.8) Провод выбирают по наибольшему максимуму. Экономическую плотность тока выбирают по таблице в зависимости от времени использования максимальной мощности Тмакс. При максимуме нагрузки, приходящейся на ночное время, ПУЭ рекомендуют увеличивать. Таблица 20.2. Экономическая плотность тока jэк Экономическая плотность тока, А/мм , при числе часов использования максимума нагрузок, ч/год 10003000Более 3000 5000 5000 2 Проводники Неизолированные провода и шины: медные алюминиевые Кабели с бумажной и провода с резиновой и поливинилхлоридной изоляцией с жилами: медными алюминиевыми Кабели с резиновой и пластмассовой изоляцией с жилами: медными алюминиевыми 2,5 1,3 2,1 1, 1,8 1 3 1,6 2,5 1,4 2 1,2 3,5 1,9 3,1 1,7 2,7 1,6 18.5. Метод расчета линий 6 - 35 кВ Электрический расчет кабельной или воздушной линии предусматривает выбор сечения по экономической плотности тока с последующей проверкой на нагрев длительным током нагрузки и на потерю напряжения. Расчет производится без учета трансформатора в схеме замещения. Потери мощности в трансформаторе на приемном конце учитываются в нагрузке потребителя. Активные и реактивные проводимости линии и потери мощности в ней не учитываются, так как они малы и не влияют на результаты расчетов. Расчетные нагрузки потребителей могут быть заданы составляющими полной мощности Р и Q или активной мощности Р и cos. Расчеты производятся на основе положений, изложенных в предыдущих лекциях. 173 Рис. 21.1. Расчетная схема сети 10 кВ Рассмотрим на конкретном примере метод расчета сети 10 кВ, питающей потребителей электроэнергии с числом часов использования максимума нагрузки Тм = 5500 ч. Расчетная схема линии приведена на рис. 21.1. На участке I01 линия выполнена кабелем, на участке I02 — воздушная. 1. Определяем токи нагрузки на отдельных участках сети: а) на участке О — 1 P012  Q012 I01 = или 3U Н Р01 18002  870   3 10 I01 = 3 U Н cos б) на участке 1—2 P122  Q122 I12 = 3U Н   116 А. 1800  116 А. 3  10  0,9 1000 2  480 2 3  10  64 А. 2. Выбираем сечение по экономической плотности тока: а) на. участке О - 1 для кабеля марки ААБ-10 принимаем jэк = 1,2 А/мм2, тогда 2 FЭК = I01 / jЭК = 116/1,2 = 96,5 мм . Выбираем стандартное сечение 95 мм2. Намечаем к прокладке кабель ААБ-10 = 3 х 95. По приложению 6, Iд = 205 А>I01=116 А. б) на участке 1 –2 для голого провода марки АС принимаем jэк = 1 А/мм2, тогда 2 FЭК = I12 / jЭК = 64/1 = 64 мм . Выбираем стандартное сечение 70 мм2. Принимаем к прокладке провод марки АС-70. По приложению 4, Iд = 265 А> I12 = 60 A. 3. Проверяем сеть на потерю напряжения: а) на участке 0—1 Р01 R 01  Q01 x01 1800  0,66  870  0,16   133 В, U 10 H U01 = или U01 = 3 I0 (R01 cos  + X01 sin  ) = 3  116(0,66  0,9  0,16  0,44)  133В. Потеря напряжения составляет 174 U01%=U12 /( UН)100 = 19 000/10 000 = 1,9%. Суммарная потеря напряжения U02%=1,33+1,9=3,23%, т. е. меньше допустимой потери напряжения. 18.6 Метод расчета сетей с двусторонним питанием Надежное электроснабжение нескольких ответственных потребителей может быть обеспечено по замкнутым сетям. В простых замкнутых сетях питание к потребителю поступает с двух сторон, в сложных замкнутых сетях— не менее чем с трех сторон. Простая замкнутая сеть может быть либо кольцевой с одним источником питания, либо сетью с двусторонним питанием от двух источников. На промышленных предприятиях сети с двусторонним питанием (или кольцевые) работают при нормально разомкнутом кольце, каждая половина которого представляет разомкнутую радиальную сеть. При расчетах замкнутых сетей надо прежде всего определить распределение нагрузки по отдельным их участкам. Рассмотрим линию с двусторонним питанием и тремя нагрузками, подключенными в разных ее точках (рис 21.2.) Полные сопротивления участков этой линии Z1, Z2, Z3 и Z4; нагрузки I1, I2, и I3. Напряжения у источников питания А и В одинаковы; UА = UВ. Потерю напряжения от А до В представляем как UАВ = UА - UВ = UА1 + U12 + U23 + U3В = 0 Рис. 21.2. Схема сети с двусторонним питанием или, заменив потери напряжения через сопротивления и токи на участках, можем записать: IА Z1 + I12 Z2 + I23 Z3 + IВ Z4 = 0 (21.1) Пользуясь первым законом Кирхгофа, определяем: I12 = IА - I1 ; I23 = I12 - I2 ; IВ = I23 - I3 . (21.2) Подставив в (21.1) значения токов на участках сети из (21.2) находим ток из источника А1  n    B I n Z n  / Z AB  IА =  1 . (21.3) Аналогично ток из источника В1 175  n    А I n Z n  / Z AB  1  . IВ = (21.3а) Если по длине линии сечение и материал проводника не меняются, то можно заменить сопротивления участков их длинами. n n   B I n ln 1 IА = L AB А I n ln 1 ; IВ = L AB ; (21.4) Из 21.4 следует, что нагрузка, потребляемая от одного из источников питания, определяется как сумма моментов потребителей относительно другого источника, отнесенная к полной длине сети. Зная нагрузки, потребляемые от каждого источника, можно определить величины нагрузок на отдельных участках сети. Примем для схемы на рис. 21.2 следующие значения токов нагрузки потребителей: I1=50 А; I2 = 60 А; Iз = 80 А. Длины отдельных участков составляют; lA = 300 м; l 12 = 200 м; l23 = 500 м; lв = 400 м. На. основании (21.4) определим значения токов от источников А и В: 50( 200  500  400)  60(500  400)  80  400  101 А. 300  200  500  400 80(500  200  300)  60( 200  300)  50  300  89 А. 300  200  500  400 IВ = Расчет верен, так как сумма токов потребителей (190 А) соответствует сумме токов, потребляемых сетью от источников А и В. Значения токов на участках сети исходя из (21.2) следующие: I12 = 101 – 50 = 51 А; I23 = I12 – I2 = 51 – 60 = - 9 А; IB = IА - I1 - I2 - I3 = 101 – 50 – 60 – 80 = - 89 А. Токи I23 и IB имеют отрицательные значения, что показывает их обратное направление — от источника В в точку 2. Потребитель, подключенный в точке 2, получает питание одновременно от двух источников; такая точка называется точкой токораздела. Выбор сечений проводников в сетях с двусторонним питанием производится для двух режимов; нормального, когда питание осуществляется одновременно от двух источников, и после аварийного — при питании от одного источника. Для нормального режима работы сети выбор сечений согласно ПУЭ производится либо по экономической плотности тока и нагреву, либо только по нагреву длительным током нагрузки, исходя из нагрузки на отдельных участках сети при питании от двух источников. Потери напряжения определяются раздельно от каждого источника до точки токораздела. В послеаварийном режиме происходит перераспределение нагрузки на отдельных участках. Выбор сечений выполняется только по нагреву длительным током нагрузки с учетом допустимой перегрузки сети на 30 % и последующей провер176 кой на потерю напряжения в послеаварийном режиме. Для данного случая рассмотрим два после аварийных режима: последовательное отключение сначала источника А, затем источника В. При отключении источника А нагрузка на отдельных участках \ сети составляет: IА = 0; I12 = 50 А; I23 = 110 А; IB = 190 А, а при отключении источника В IА = 190; I12 = 140 А; I23 = 80 А; IB = 0. В результате трех раздельных расчетов для каждого из участков принимаем наибольшее сечение линии. 18.7. Основы механического расчета проводов воздушных линий электропередачи Механический расчет проводов воздушных линий (ВЛ) предусматривает определение расчетных напряжений в проводе и стрел провеса при различных климатических условиях. В результате расчета находят габариты линии, а для отдельных пролетов составляют монтажные таблицы, используемый при монтаже линий. Рис. 21.3. Характеристика пролета воздушной линии Пролетом или длиной пролета, lp (рис. 21.3) называется расстояние между опорами ВЛ. Максимальное расстояние между проводом и горизонтальной прямой, соединяющей точки крепления провода, называется стрелой провеса f. Габаритом линии (Н) называется наименьшее расстояние между проводом и землей или до различных сооружений. Нормируемый ПУЭ габарит от нижних проводов линий 3—110 кВ до поверхности земли составляет 7м. Средние величины пролетов: 50—100 м — для линий 6— 10 кВ, 150— 200 м—для линий 35 кВ и 170—250 м — для линий 110 кВ. На провод, висящий в пролете, в зависимости от климатических условий действуют внешние нагрузки от собственной его массы, массы гололеда и давления ветра. Расчетные климатические условия принимаются в соответствии с приведенными в ПУЭ 1, нормативными скоростными напорами ветра/(Н/м2) (или скоростями ветра, м/с) и толщинами стенок гололеда (мм), определяемыми согласно картам климатических районов СССР. 177 Внешние нагрузки, действующие на провод и выраженные в килограммах, отнесенных к 1 м длины и 1 мм2 поперечного сечения, называются приведенными нагрузками (Н/м3). 1. Нагрузка от собственной массы провода  1 = p /F, 1 (21.5) где pi — масса 1 м провода, кг; F — площадь его поперечного сечения, мм2. 2. Нагрузка от массы гололеда  2 =  b(d  b)D / F , (21.6) где b — нормативная толщина стенки гололеда (мм), определяемая в соответствии с картой районирования территории СССР по гололеду; d — диаметр провода, мм; D = 0,9 х 10 -3 кг/м3 — плотность гололеда.  3 = 1 +  2 . (21.7) 4. Нагрузка от давления ветра на провод, свободный от гололеда,   СХ QHd  10 3 4 = F , (21.8) где QH = v /16 — нормативный скоростной напор ветра (Н/м2). определяемый в соответствии с картой районирования территории РФ по скоростному напору ветра; v — нормативная скорость ветра, м/с; = 1 0,7 — коэффициент неравномерности скоростного напора ветра по пролету, принимаемый в зависимости от QH;, С — аэродинамический коэффициент (коэффициент лобового сопротивления), принимаемый: 1,1 —для проводов диаметром 20 мм и более, свободных от гололеда; 1,2 —для проводов диаметром менее 20 мм и для всех проводов, покрытых гололедом. 5. Нагрузка от давления ветра на провод при гололеде 2   С Х Q H (d  2b)  10 3 5 = F . (21.9) 6. Суммарная нагрузка от массы провода и давления ветра на провод, свободный от гололеда, определяется как геометрическая сумма вертикальных и горизонтальных составляющих нагрузок! 6 =  12   42 . 7 =  32   52 (21.10) 7. Суммарная нагрузка от массы провода и давления ветра на провод при гололеде . (21.11) В практических расчетах используют табличные данные приеденных нагрузок, составленные для проводов различных марок и сечений и различных климатических районов РФ. 178 Провод, висящий в пролете, можно рассматривать как равномерно нагруженную по длине гибкую нить, подвешенную в двух точках. Кривая провеса провода выражается уравнением цепной линии, которое с учетом влияния внешних факторов (изменение температуры окружающего воздуха, нагрузки от ветра и гололеда) имеет вид; l 2P E X2 l 2P E M2 2 2 x,— 24  X = м — 24  M —. (21.12) где м — максимально допускаемое напряжение материала провода (кгс/мм2) при приведенной нагрузке  М (кгс/м-мм2) и температуре воздуха tм (°С); x— напряжение при расчетной температуре tx и расчетной нагрузке х; Е — модуль упругости материала провода, Н/мм2;  — температурный коэффициент линейного расширения, 1/°С. Напряжение материала провода x, определяется с учетом влияния различных внешних нагрузок x и температуры окружающего воздуха tx из (21.12) Стрела провеса в середине пролета при соответствующем расчетном режиме определяется по формуле 2 f x = ( (l P  X ) /(8 Х ) .(21.13) Максимальная стрела провеса может быть при наивысшей температуре +40 °С или при гололеде без ветра и температуре гололеда tr = —5 °С. Если принять lр = 0, то из (21.12) следует, что напряжение в проводе меняется в зависимости от температуры окружающего воздуха; при lр =  оно определяется внешними нагрузками. При постоянных внешней температуре и дополнительной нагрузке напряжение в проводе изменяется c изменением длины пролета. Таким образом, в пределах от нуля до бесконечности возможен пролет такой длины, при котором максимальное напряжение в проводе наступает как при наинизшей температуре — 40 °С (из-за сжатия материала провода), так и при максимальной внешней нагрузке от ветра и гололеда при температуре гололеда —5 °С. Такой пролет называется критическим и определяется по формуле     12 2 7 lкр = 29м (21.14) . Сравнивая расчетный пролет с критическим, можно установить режим максимальных напряжений в материале провода: а) если lр < lкр, то максимальное напряжение наступает при низшей температуре воздуха и отсутствии внешних нагрузок (tм= -40°С и m=i); б) если lр > lкр ,то максимальным напряжение становится при наибольших внешних нагрузках (tм = —5 °С и m=7). Зная условие, при котором в материале провода наступает максимальное напряжение, из (21.13) и (21.16) можно определить напряжение и стрелу провеса при любых температурах и внешних нагрузках. Расчетные напряжения в материале провода определяются для температур tx от +40 °С до —40 °С через каждые 10 °С. Тяжение в точке крепления провода можно определить как Т =x*f,H. 179 Монтажные таблицы составляются для каждого расчетного пролета с учетом отсутствия ветра и гололеда при монтаже линии (х = 1) по следующей форме: Расчетная Расчетное напряжение, Расчетная 2 кгс/мм провеса, м стрела Тяжение, Н температура, С Результаты расчетов можно представить в виде монтажных кривых зависимостей расчетных величин от температуры. 180 Лекция № 19 СИСТЕМЫ ВНУТРЕННЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 19.1. Общие принципы построения схем внутреннего распределения электроэнергии. 19.2. Классификация внутрицехового электроснабжения в сетях напряжением до 1 кВ. 19.3. Магистральные схемы типа блок трансформатор – магистраль (БТМ). 19.4. Схема БТМ для однотрансформаторной подстанции. 19.5. Схема БТМ для двухтрансформаторной подстанции. 19.6. Магистральная схема с несколькими магистралями. 19.1. Общие принципы построения схем внутреннего распределения электроэнергии. Распределение электроэнергии во внутризаводских электрических сетях выполняются по радиальным, магистральным или смешанным схемам в зависимости от территориального размещения нагрузок, их значения, требуемой степени надежности питания и других характерных особенностей проектируемого предприятия. Схемы строятся по ступенчатому принципу. Число ступеней распределения электроэнергии на предприятии определяется потребляемыми мощностями и технологическим расположением электрических нагрузок на территорию предприятия. Обычно применяют две – три ступени. При большем числе ступеней ухудшаются технико – экономические показатели СЭ и усложняются условия эксплуатации. Первой ступенью распределения электроэнергии является сетевое звено между ИП предприятия (УРП, ТЭЦ, ГПП) и ПГВ, если распределение производится на напряжении 110 – 220 кВ или между ГП и РП 10 (6) кВ, если распределение происходит на напряжении 10 (6) кВ. Второй ступенью, распределения электроэнергии является звено внутризаводской сети между РП и РУ вторичного напряжения ПГВ и цеховым ТП или же отдельными ЭП ВН, электродвигателями, электропечами, трансформаторами преобразовательных агрегатов; как правило, это звено выполняется при помощи кабелей 10 (6) кВ. На небольших и некоторых средних предприятиях, находящихся на небольшом расстоянии от ИП, электроэнергию подводят от ИП к пункту приема электроэнергии и распределяют ее между пунктами потребления: цеховыми ТП или упомянутыми выше ЭП 10 (6) кВ на одной ступени напряжения. При выборе схем, аппаратов и устройств для распределения электроэнергии следует исходить из наиболее экономичных решений, учитывая при этом категорию надежности электроснабжения, требуемую степень бесперебойности питаемых ЭП, последствия, вытекающие из нарушения электроснабжения, возможности восполнения недовыработки продукции и технологического резервирования. Выкатные КРУ, как правило, следует применять в ЭУ с ЭП I и II категорий, требующими быстрой замены коммутационных аппаратов. 181 Для внутрицехового распределения электроэнергии следует избегать применения многоступенчатых схем. Не следует допускать схем распределения с недогруженным оборудованием (трансформаторы, магистрали, кабели). Питание ЭП II и III категорий по надежности электроснабжения рекомендуется осуществлять от однотрансформаторных КТП. Выбор двухтрансформаторных КТП должен быть обоснован. Наиболее целесообразны и экономичны магистральные схемы. Широкое применение получили схемы блоков трансформатор – магистраль без РУ на подстанциях с применением комплектных шинопроводов. Рекомендуется применять схемы с минимальным количеством промежуточных цеховых распределительных пунктов. Схема внутрицеховой сети определяется технологическим процессом производства, планировкой помещений цеха, взаимным расположением ТП, ЭП вводов питания, расчетной мощностью, требованиями бесперебойности электроснабжения, технико – экономическими соображениями, условиями окружающей среды. Схемы цеховых сетей распределения электроэнергии должны: 1) обеспечивать необходимую надежность электроснабжения ЭП в зависимости от их категории; 2) быть удобными и безопасными в эксплуатации; 3) иметь оптимальные технико – экономические показатели (минимум приведенных затрат); 4) иметь конструктивное исполнение, обеспечивающее применение индустриальных и скоростных методов монтажа. При этом затраты на сооружение линии, расходы проводникового материала и потери электроэнергии должны быть минимальными. 19.2. Классификация внутрицехового электроснабжения в сетях напряжением до 1 кВ Внутрицеховые сети делят на питающие и распределительные. Питающие отходят от ИП (ТП) к распределительным шкафам (РШ), к распределительным шинопроводам или к отдельным крупным ЭП. Распределительные внутрицеховые сети – это сети, к которым непосредственно подключаются различные ЭП цеха. Распределительные сети выполняются с помощью распределительных шинопроводов (ШРА) и распределительных шкафов. Сети по количеству ИП делятся на: незамкнутые и замкнутые. Незамкнутыми (открытыми, разомкнутыми) называют сети, линии которых не образуют замкнутых контуров. Такие сети имеют один основной ИП, подключенный к одному из узлов сети. От ИП до какого – либо ЭП, присоединенного к сети, можно присоединить только один путь передачи энергии. Определенность нагрузок каждой линии позволяет после несложных расчетов выбирать проводники линий, аппараты распределительных узлов и параметры срабатывания защиты. Избирательность защиты достигается без применения каких – либо специальных мер. Изза отсутствия параллельных ветвей токи КЗ в таких сетях относительно невелики и легко поддаются регулированию. В независимых сетях применяют два типа линий (схем): 1) Радиальные, не имеющие ответвлений и обычно выполняемые проводами или кабелями; 182 2) Магистральные (распределительные), имеющие по своей длине ответвления; так же линии в сетях НН обычно выполняют шинопроводами, в сетях ВН – кабелями или шинопроводами. 19.3. Магистральные схемы типа блок трансформатор – магистраль (БТМ) По своей структуре схемы внутрицеховых электрических сетей могут быть радиальными, магистральными и смешанными. Схемы внутрицехового электроснабжения в сетях напряжением до 1 кВ. Для внутрицехового распределения электроэнергии следует избегать применения многоступенчатых схем. Не следует допускать схем распределения с недогруженным оборудованием (трансформаторы, магистрали, кабели). Питание электроприемников II и III категорий по надежности электроснабжения рекомендуется осуществлять от однотрансформаторных КТП. Выбор двухтрансформаторных КТП должен быть обоснован. Наиболее целесообразны и экономичны магистральные схемы. Широкое применение получили схемы блоков трансформатор—магистраль без распределительных устройств на подстанциях с применением комплектных шинопроводов. На рис. 22.2 приведен пример схемы внутризаводского электроснабжения, где в питающей сети применены магистральные шинопроводы серии ШМА, в распределительной сети – распределительные шинопроводы серии ШРА. Рис. 22.1. Пример магистральной схемы распределения электроэнергии в сетях до 1 кВ при однотрансформаторных подстанциях Рекомендуется применять схемы с минимальным количеством промежуточных, цеховых распределительных пунктов. На подстанциях со схемой блоктрансформатор — магистраль непосредственно к трансформатору допускается присоединять небольшое распределительное устройство лишь в тех случаях, когда это необходимо для бесперебойного питания освещения и некоторых электроприемников при отключении главной магистрали. Магистральные схемы с шинопроводами обеспечивают высокую степень надежности электроснабжения. Их основными достоинствами являются универсальность и гибкость, позволяющие производить изменения технологии производства и перестановки производственно-технологического оборудования в цехах без существенного изменения электрических сетей. Выбор сечений магистралей в цехах с равномерно распределенной нагрузкой электроприемников может быть выполнен по удельной плотности нагрузки цеха. Это позволяет выполнить электрическую часть проекта без исчерпывающих исход183 ных данных и не сказывается на схеме электроснабжения при возможных в дальнейшем изменениях в размещении технологического оборудования. При схеме блок-трансформатор — магистраль на КТП устанавливается лишь один выходной автоматический выключатель, а при двухтрансформаторных подстанциях предусматривается перемычка с автоматическим выключателем для взаимного резервирования. В питающих цеховых сетях основное применение находят магистрали на токи 1600 и 2500 А. Магистрали на токи до 1000 А и на 4000 А применяются реже. Главные питающие магистрали, как правило, выполняются в виде закрытых комплектных шинопроводов типа ШМА. Потери напряжения в магистралях должны быть не более 5 %. Исходя из этого длина шинопроводов ШМА при номинальной их нагрузке, и коэффициенте мощности 0,7— 0,8 не должна превышать 220 м на ток 1600 А, 180 м на ток 2500 А и 130 м на ток 4000 А. В случае питания от шинопроводов силовых и осветительных нагрузок предельные длины шинопроводов должны быть снижены примерно в 2 раза. Протяженность магистралей можно значительно увеличить при параллельной работе трансформаторов на стороне 0,4—0,69 кВ, при этом на стороне низкого напряжения повысится мощность короткого замыкания, что важно при наличии низковольтных электроприемников, отрицательно влияющих на качество электроэнергии (сварка, вентильные преобразователи и др.). Наряду с рассматриваемыми схемами блок-трансформатор — магистраль применяются схемы с несколькими (двумя-тремя) магистралями, присоединенными к одному цеховому трансформатору. В этих случаях на цеховой КТП устанавливаются один вводный автоматический выключатель и несколько (по числу магистралей) линейных. Такие схемы применяются в крупных цехах с трансформаторами мощностью 2500 и 1600 кВ*А и большим числом электроприемников. При этой схеме при аварии на одной магистрали зона простоя меньше, чем при чисто блочной схеме. Применяется также смешанная схема при наличии на цеховой подстанции одной-двух магистралей и нескольких отходящих линий, как правило, небольшой мощности. Распределительные цеховые сети могут быть выполнены по магистральным или радиальным схемам. Магистральные схемы целесообразно выполнять с помощью распределительных комплектных шинопроводов серии ШРА на токи до 600 А. Распределительные шинопроводы применяются в первую очередь для питания электроприемников цехов с изменяющейся технологией, периодически обновляющимся станочным парком и т. п. при рядном расположении оборудования. Проводку к механизму от шинопровода выполняют обычно открытым способом. Распределительные шинопроводы рекомендуется применять с ответвительными коробками, оборудованными предохранителями. Распределительные шинопроводы присоединяют к главным магистралям (рис. 22.1) или к сборным шинам цеховой подстанции. Для удобства эксплуатации распределительные шинопроводы устанавливаются, как правило, на высоте 2,5—3 м от пола цеха. 19.4. Схема БТМ для однотрансформаторной подстанции 184 Широкое применение получили схемы блоков трансформатор – магистраль (БТМ) без распределительных устройств на подстанциях с применением комплектных шинопроводов. Схемы цеховых сетей делят на магистральные и радиальные. Линию цеховой электрической сети, отходящую от распределительного устройства низшего напряжения цеховой ТП и предназначенную для питания отдельных наиболее мощных приемников электроэнергии и распределительной сети цеха, называют главной магистральной линией (или главной магистралью). Главные магистрали рассчитывают на большие рабочие токи (до 6300 А): они имеют небольшое количество присоединений. Широко применяют магистральные схемы типа блока трансформатор – магистраль (БТМ). В такой схеме отсутствует РУ низшего напряжения на цеховой подстанции, а магистраль подключается непосредственно к цеховому трансформатору через автоматический выключатель (рис. 22.2). Рис. 22.2. Схема блока трансформатор – магистраль для однотрансформаторной подстанции Питание электроприемников II и III категорий по надежности электроснабжения рекомендуется осуществлять от однотрансформаторных КТП. Схема БТМ (блок трансформатор - магистраль) (рис. 22.2) является одной из разновидностей магистральных схем. В этом случае внутрицеховая сеть упрощается, так как цеховая КТП может быть выполнена без РУНН. Схемы БТМ широко применяют для питания цеховых сетей механических цехов машиностроительных предприятий с поточным производством. Для обеспечения универсальности сети необходимо питающую магистраль ШМА рассчитать на передачу всей мощности трансформатора, распределительные шинопроводы ШРА – на максимальную расчетную нагрузку РР электроприемников, расположенных на обслуживаемых шинопроводом участках цеха. 19.5. Схема БТМ для двухтрансформаторной подстанции. При двухтрансформаторной подстанции и схеме БТМ между магистралями для взаимного резервирования устанавливают перемычку с автоматическим выключателем (рис. 22.3). Рекомендуется применять магистральные схемы с числом отходящих от ТП магистралей, не превышающим числа силовых трансформаторов. При этом суммарная пропускная способность питающих магистралей не должна превышать суммарной номинальной мощности силовых трансформаторов. 185 Рис.22.3. Схема блока трансформатор – магистраль для двухтрансформаторной подстанции Согласно «Инструкции по проектированию силового и осветительного электрооборудования промышленных предприятий (СН 357-77)» схемы БТМ следует проектировать с числом отходящих от КТП магистральных шинопроводов, не превышающим числа установленных на подстанции трансформаторов. Магистральный шинопровод присоединяется непосредственно к выводам низкого напряжения трансформатора. Длина магистральных шинопроводов при их номинальной нагрузке и cos  = 0,7 – 0,8 не должна превышать: 220 м – при номинальном токе 1600 А и 180 м – при номинальном токе 2500 А. При питании от магистральных шинопроводов одновременно силовых и осветительных нагрузок указанная предельная длина шинопроводов снижается примерно в 2 раза. При магистральной схеме ЭП могут быть подключены в любой точке магистрали. 19.6. Магистральная схема с несколькими магистралями В ряде случаев в крупных цехах с трансформаторами мощностью 1600 и 2500 кВ*А и рассредоточенными нагрузками применяют магистральные схемы с несколькими магистралями, питающимися от одного трансформатора. Цеховая ТП при этом должна иметь РУ низшего напряжения с числом линейных автоматических выключателей, равным числу присоединенных магистралей (рис. 7.3). Распределительные магистрали предназначены для питания приемников малой и средней мощности, равномерно распределенных вдоль линий магистрали. Такие схемы выполняют с помощью комплектных распределительных шинопроводов серии ШРА на токи до 630 А. Питание их осуществляется от главных магистралей или РУ низшего напряжения цеховой подстанции (рис. 7.2. 7.3). Магистральные схемы обеспечивают высокую надежность электроснабжения, обладают универсальностью и гибкостью (позволяют заменять технологическое оборудование без особых изменений электрической сети). Поэтому их применение рекомендуется во всех случаях, если этому не препятствуют территориальное расположение нагрузок, условия среды и технико–экономические показатели. 186 Рис. 22.4. Магистральная схема с несколькими магистралями 187 Лекция № 20 Выбор схем внутрицехового электроснабжения План: 20.1. Радиальная схема распределения электроэнергии на напряжение до 1 кВ. 20.2. Смешанная (комбинированная) схема внутрицеховой электрической сети. 20.3. Схема резервирования питания цеховых ЭП. 20.4. Схема питания троллейных линий. 20.5. Выбор схемы распределительной сети цеха. 20.6. Технико-экономическое обоснование выбора системы электроснабжения цеха. 20.1. Радиальная схема Радиальные схемы внутрицеховых питающих сетей применяют, когда невозможно выполнение магистральных схем по условиям территориального размещения электрических нагрузок, а также по условиям среды. При радиальных схемах на цеховых подстанциях предусматриваются распределительные устройства до 1 кВ (комплектные распределительные устройства, сборки, щиты и т. д.), от которых отходит значительное число линий, питающих распределительные Рис. 23.1. Пример радиальной схемы распределения электроэнергии в сетях до 1 кВ пункты или электроприемники крупной и средней мощности (рис.23.1.). Схема требует установки на подстанциях большого числа коммутационных аппаратов и значительного расхода кабелей. Схема лишена гибкости, присущей магистральным схемам. Даже небольшие изменения в расположении технологического оборудования и мощности электроприемников могут вызвать необходимость переделки существующей сети. Поэтому область применения радиальных цеховых сетей ограничена. Они рекомендуются в цехах с взрывоопасной средой или в производствах с химически активной или пожароопасной средой. Радиальные распределительные сети выполняются в основном с применением распределительных пунктов или щитов и шкафов станций управления. 188 20.2. Смешанная (комбинированная) схема внутрицеховой электрической сети В смешанных (комбинированных) схемах от главных питающих магистралей и их ответвлений электроприемники питаются через распределительные шкафы РШ или шинопроводы ШРА в зависимости от расположения оборудования в цехе. На участка с малой нагрузкой, где прокладка распределительных шинопроводов нецелесообразно, устанавливаются распределительные шкафы, присоединяемые к ближайшим шинопроводам (распределительным или магистральным). РШ устанавливаются вблизи места расположения ЭП при среднем радиусе отходящих от РШ линий 10-30 метров. В схеме рис. 23.2 распределительные шинопроводы ШРА и шкафы РШ получают питание от главной питающей магистрали (ШМА). Распределительные шинопроводы ШРА применяются в тех цехах, где возможны частые изменения технологического процесса и перестановки оборудования. 20.3. Схема резервирования питания цеховых ЭП В цехах промышленных предприятий преобладание нагрузок I и II категорий надежности должны предусматриваться резервные перемычки между соседними подстанциями. На рис. 23.3 показаны такие схемы резервирования. Шины 0.4 кВ двух трансформаторных КТП секционируются автоматическим выключателем QF3 (рис. 23.3а). При отключении одного трансформатора питание нагрузок осуществляется от другого трансформатора путем автоматического включения QF3 по схеме АВР или вручную. На однотрасформаторных КТП предусматриваются резервные перемычки между соседними РШ или ШРА. Пропускная способность резервной перемычки должна быть 30-40% мощности силового трансформатора. При нормальной схеме электроснабжения цеховых потребителей резервные перемычки разомкнуты. Перемычки создают удобства при эксплуатации, облегчает приведение после аварийных ремонтных работ, повышает надежность внутрицеховых сетей и способствует снижению потерь электроэнергии, так как в часы малых нагрузок можно питать все ЭП от одного трансформатора, отключив остальные. 20.4. Схемы питания троллейных линий Троллейные линии служат для питания цеховых подъемно-транспортных устройств (кранов, тельферов, тележек и т. п.). Для троллеев используют угловую и полосовую сталь, алюминиевый профиль, голые круглые или профилированные стальные либо медные проводники и комплектный троллейный шинопровод ШТМ. На рис. 5.5 приведены схемы питания троллейных линий. Питание может 189 Рис. 23.2. Смешанная схема внутрицеховой электрической сети Рис. 23.3. Схемы резервирования питания цеховых ЭП I и II категорий: а — от одной двухтрансформаторной КТП цеха; б — от двух разных КТП- I— резервные перемычки Рис. 23.4. Схемы питания троллейных линий а — от одного источника питания для одного крана: б — для двух кранов; в для трех и более кранов; г — от двух источников питания; / — троллейная линия; 2 — вводный коммутационный аппарат; 3 — секционный рубильник; 6 — троллей ремонтной секции; 5 — подпитка кабелем или проводом; 6 — подпитка алюминиевой лентой подводиться отдельной линией от щита подстанции, либо от ближайшего силового РП, либо от шинопровода. На вводе к троллейной линии устанавливается коммутационный аппарат, чаще всего рубильник. Подвод питания может производиться в любой точке троллейной линии, лучше всего — в ее середине. Троллеи ре190 монтных секций подключаются к основным троллеям через секционные рубильники. При большой протяженности троллейной линии или значительной нагрузке потеря напряжения может оказаться выше допустимой, тогда троллеи подпитываются кабелем (проводом в трубе) или алюминиевой лентой. Съем тока с троллейной линии к двигателям передвигающегося механизма производится установленным на нем токосъемником. Если из-за неблагоприятных условий среды (взрыво- и пожароопасные помещения) или опасности поражения током при недостаточной высоте выполнить троллейные линии не представляется возможным, то питание осуществляется гибкими (шланговыми) кабелями или проводами, подвешиваемыми к стальному тросу на кольцах или роликах либо наматываемыми на барабан. 20.5. Выбор схемы распределительной сети цеха Схемы электрических сетей должны обеспечивать надежность питания потребителей электроэнергии, быть удобными в эксплуатации. При этом затраты на сооружение линии, расходы проводникового материала и потери электроэнергии должны быть минимальными. Изложенные общие требования, предъявляемые к схемам электрических сетей, не исчерпывают всех особенностей их проектирования и выполнения, диктуемых технологическим процессом производства, планировка зданий, условиями окружающей среды отдельных отраслей промышленности. Эти особенности, естественно, должны учитываться для обеспечения достаточной надежности и техникоэкономической целесообразности. Отметим особенности электрических сетей для потребителей 1-й и 2-й категорий некоторых отраслей промышленности. В химической и нефтеперерабатывающей промышленности большинство потребителей относится к 1-й категории, перерыв в питании которых приводит к длительному расстройству технологического процесса. Кроме того, наличие взрывоопасных, коррозийных и грязных цехов требует выполнения электрических сетей (межцеховых и цеховых) с повышенной степенью надежности. Поэтому здесь применяют прокладку кабелями или проводами с механической защитой и подключением потребителей по радиальной схеме к распределительным щитам, имеющим автоматическое или ручное включение резервного питания. В машиностроительной промышленности потребители, как правило, относятся ко 2-й категории и допускают отключения. Провалы в суточном графике достигают для отдельных видов промышленности 40-60% средней суточной нагрузки. Нагрузки 1-й категории составляют незначительную долю. К ним в основном относятся электроприводы дутья вагранок, разливочные краны литейных цехов, пожарные насосы, значительная часть установок электросварки и электропечей, устройства связи и сигнализации. Большая часть электроприводов малой мощности для металлообрабатывающих станков равномерно распределена по всей площади цеха, что предопределяет техникоэкономическую целесообразность выполнения сети шинопроводами. На выбор схемы внутрицеховых электрических сетей оказывают большое влияние условия окружающей среды цеха. Они определяются температурой воздуха, влажностью, наличием агрессивных газов или пыли, возможностью возникновения 191 взрыва или пожара. Наиболее эффективным средством защиты электроустановки от разрушающего действия химически активных, пожароопасных и взрывоопасных сред является территориальное удаление электрооборудования. Когда это выполнить невозможно, выбирают такие материалы проводников и изоляции, которые способны длительно противостоять разрушающему действию агрессивной среды. Как правило, для помещения с такими неблагоприятными средами применяют радиальные схемы питания ЭП, коммутационные аппараты которых располагают в отдельных помещениях с нормальной средой. Радиальные схемы применяют при наличии групп сосредоточенных нагрузок с неравномерным распределением их по площади цеха, во взрыво- и пожароопасных цехах, цехах с химически активной и аналогичной средой. Радиальные схемы нашли широкое применение в насосных и компрессорных станциях, на предприятиях нефтехимической промышленности, в литейных и других цехах. Радиальные схемы внутрицеховых сетей выполняют кабелями или изолированными проводами. Они могут быть применены для нагрузок любой категории надежности. Достоинством радиальных схем является их высокая надежность, так как авария на одной линии не влияет на работу ЭП, подключенных к другой линии. Недостатками радиальных схем являются: малая экономичность, связанная со значительным расходом проводникового материала, труб, распределительных шкафов; большое число защитной и коммутационной аппаратуры; ограниченная гибкость сети при перемещениях ЭП, вызванных изменением технологического процесса; невысокая степень индустриализации монтажа. Радиальные схемы обеспечивают высокую надежность питания; в них легко могут быть применены элементы автоматики. Однако радиальные схемы требуют больших затрат на установку распределительных щитов, проводку кабеля и проводов. Магистральные схемы целесообразно применять для питания силовых и осветительных нагрузок, распределенных относительно равномерно по площади цеха, а также для питания группы ЭП, принадлежащих одной технологической линии. При магистральных схемах одна питающая магистраль обслуживает несколько распределительных шкафов и крупные ЭП цеха. При магистральной схеме ЭП могут быть подключены в любой точки магистрали. Достоинством магистральной линии являются: упрощение РУНН трансформаторных подстанций, высокая гибкость сети, дающая возможность перестановок технологического оборудования без переделки сети, использование унифицированных элементов (шинопроводов), позволяющих вести монтаж индустриальными методами. Недостатком является их меньшая надежность по сравнению с радиальными схемами, так как при аварии на магистрали все подключенные к ней ЭП теряют питание. (Однако введение в схему резервных перемычек между ближайшими магистралями значительно повышает надежность магистральных схем.) Применение шинопроводов постоянного сечения приводит к некоторому перерасходу полупроводникового материала. На практике для электроснабжения цеховых ЭП радиальные или магистральные схемы редко встречаются в чистом виде. Наибольшее распространение имеют смешанные (комбинированные) схемы, сочетающие в себе элементы радиальных и магистральных схем и пригодные для любой категории электроснабжения. Такие 192 схемы применяются в прокатных и мартеновских цехах металлургической промышленности, в кузнечных, котельных и механосборочных цехах, на обогатительных фабриках и т.п. 20.6. Технико-экономическое обоснование выбора системы электроснабжения цеха Задачей технико-экономических расчетов (ТЭР) является выбор оптимального варианта передачи, преобразования и распределения электроэнергии от ИП до ЭП. Критерием оптимального варианта ТЭР служат приведенные годовые затраты, определяемые в соответствии с “Методикой технико-экономических расчетов в энергетике”. Потеря энергии при передаче по линии возрастают с увеличением сопротивления линии, которая, свою очередь, определяется сечением провода: чем больше сечение провода, тем меньше потери. Однако при этом возрастают расходы цветного металла и капитальные затраты на сооружение линии. Чтобы выбрать экономически наиболее целесообразную линию, следует сравнить капитальные затраты и ежегодные эксплуатационные расходы для нескольких вариантов линий (не менее двух). Отчисление на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание возрастают с увеличением сечения проводов и кабелей, так как при этом увеличиваются капитальные затраты. Учитывая перечисленные соображения, для намеченных вариантов сравнивают годовые затраты: З  С  0,125 К , (23.1) где С – годовые эксплутационные расходы: суммарная стоимость потерь электроэнергии, стоимость амортизационных отчислений и стоимость ремонта и эксплуатации; 0,125К – годовые капитальные затраты с учетом нормативного коэффициента, равного 0,125 , - это величина, обратная сроку окупаемости в 8 лет. Следует учесть, что изменения место положения цеховых подстанций связано в ряде случаев с изменением сечения и протяженности высоковольтной линии, а также с заменой выключателя, установленного на ГПП или ЦРП завода. Для окончательного выбора схемы электроснабжения цеха или группы цехов необходимо выявить технико-экономические показатели каждого из намеченных вариантов. Капитальные затраты определяются по укрупненным показателям стоимости оборудования, строительство и монтажа одного элемента схемы (камеры трансформатора, ячейки высоковольтного выключателя, 1 км кабеля и др.). Принимаем в ( ) переменной только стоимость потерь. Чтобы определить стоимость потерь электроэнергии, подсчитаем потери (кВт·ч/год): а) магистрального шинопровода при нескольких распределенных нагрузках: W 2 3  3  I расч.ч 10 ; (23.2) б) распределительного шинопровода при равномерно распределенной нагрузшма ке: W 2 шра 3  I R 10 . (23.3) 193 В формулах (23.2), (23.3) I расч. и I – соответственно ток линии и ток участка линии (шинопровода), А; R и ч – соответственно сопротивление линии и участка линии (шинопровода), Ом; τ – время потерь, ч. Число часов использования максимума нагрузки Т (Тмакс) определяется характером нагрузки отраслей промышленности стоимость годовых потерь электроэнергии C  c(W шма  W шма) , (23.4) где С – стоимость электроэнергии, принимая по одноставочному тарифу. По двухставочному тарифу стоимость электроэнергии С состоит из основной платы за один кВт максимальной нагрузки или за 1 кВ·А оплачиваемой мощности установленных трансформаторов и двигателей напряжением выше 1000 В и дополнительно за 1 кВт·ч учитываемой счетчиками электроэнергии на вторичной стороне; W шма  W шра - потери электроэнергии в магистральном и распределительном шино- проводах. На основании полученных данных о стоимости капитальных затрат и годовых потерь сравниваемых вариантах определяют годовые затраты и выбирают вариант с минимумом годовых затрат. 194 Лекция № 21 Расчёт и проектирование токопроводов напряжением 6 – 35 кВ в системах электроснабжения промышленных предприятий 21.1. Определения и условия рационального применения токопроводов 6 – 35 кВ. 21.2. Конструктивное выполнение и основные характеристики жёстких токопроводов. 21.3. Конструктивное выполнение и основные характеристики гибких токопроводов. 21.4. Расчёт и проектирование жёстких и гибких токопроводов. 21.1. ОПРЕДЕЛЕНИЯ И УСЛОВИЯ РАЦИОНАЛЬНОГО ПРИМЕНЕНИЯ ТОКОПРОВОДОВ 6—35 кВ Под токопроводом 6—35 кВ здесь и далее подразумевается линия электропередачи повышенной по сравнению с воздушной линией данного напряжения пропускной способнстью. В зависимости от вида проводников токопроводы подразделяют на гибкие (при использовании проводов и лент) и жесткие (при использовании труб, шин прямоугольного или другого сечения). Токопроводы с фазами, расположенными по вершинам равностороннего треугольника, называют симметричными (фазы цепи имеют одинаковое активное и реактивное сопротивление). Применение токопроводов взамен большого числа кабелей повышает надежность электроснабжения потребителей, значительно упрощает обслуживание, позволяет снизить капитальные и годовые приведенные затраты, обеспечить экономию кабельной продукции. Целесообразность применения токопроводов в системах электроснабжения конкретного промышленного объекта выявляется на основе технико-экономических сопоставлений вариантов схем с различными* конструктивными исполнениями сети. Наилучшие условия применимости токопроводов обычно создаются при потоке электроэнергии, ориентированном в одном направлении. Правила устройства электроустановок рекомендуют: а) для передачи в одном направлении суммарной мощности более 20 MB-А при напряжении 6 кВ, более 35МВ-А при напряжении 10 кВ, как правило, применять токопроводы. Применение кабельных линий для передачи указанных мощностей допускается только при их явном технико-экономическом преимуществе или при технической невозможности использования токопроводов; б) при передаче в одном направлении суммарной мощности более 35 MB-А при напряжении 35 кВ проверять технико-экономическую целесообразность применения токопроводов этого напряжения. 195 Токопроводы можно рассматривать как сборные шины источника питания, вынесенные за его пределы и проложенные до центров электрических нагрузок. Оптимальное количество и расположение РП, присоединяемых к магистральному токопроводу, определяются технико-экономическим сравнением вариантов с учетом следующих их особенностей: токопроводы характеризуются значительным падением напряжения на 1 км по сравнению с другими способами передачи электроэнергии на том же напряжении. Предельная длина токопроводов определяется по расчету напряжения у наиболее электрически удаленных электроприемников при передаче 100 % потребляемой мощности по одной цепи токопровода (в послеаварийном режиме); токопроводы имеют определенные границы использования по наибольшей передаваемой мощности, обусловленной максимальным сечением фаз цепи токопровода принятой конструкции. Эта мощность составляет для жесткого трубчатого токопровода по типовому проекту ВНИПИ «Тяжпромэлектропроект» 65 MB-А при напряжении 6,3 кВ, 108 MB-А при 10,5 кВ, а для гибкого токопровода разработки ГПИ «Электропроект» — соответственно 131 и 218 МВ-А; необходимо учитывать предполагаемую степень загрязненности среды промышленными химически агрессивными уносами в отношении воздействия на проводниковый материал, арматуру и изоляцию токопровода; токопроводы должны быть защищены от воздействия прямых ударов молнии и от индуцированных перенапряжений в соответствии с действующими Правилами [ПУЭ, гл. 4.2]. Выход из строя токопровода по причине несоблюдения правил его молниезащиты может привести к полной остановке предприятия, в том числе с потребителями I категории. при применении открытых токопроводов следует учитывать климатические условия района в объеме, который предусматривается при проектировании воздушных линий электропередачи. 21.2. КОНСТРУКТИВНОЕ ВЫПОЛНЕНИЕ И ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЖЕСТКИХ ТОКОПРОВОДОВ Разработаны типовые проекты симметричных самонесущих подвесных токопроводов 6—10 кВ с жесткими шинами трубчатого сечения с подвесными изоляторами для нормальной и загрязненной сред. Заводы НПО «Электромонтаж» поставляют для этих токопроводов ряд изделий заводского изготовления, что повышает степень индустриализации работ по монтажу указанных токопроводов. Шины из алюминиевого сплава АД31-Т или АД31-Т1 диаметром 140Х 10 или 210ХЮ мм («труба круглая» по ГОСТ 15176—84) работают как балки, закрепленные на смежных опорах. Расчетный пролет между опорами 12— 20 м в зависимости от принятого диаметра труб, марки алюминиевого сплава, расчетных климатических условий по ветру и гололеду для данного района, а также от количества стяжек в пролете, зависящего от значения ударного тока КЗ на шинах источника питания и удаленности пролета от начала токопровода. На всех опорах устанавливают фиксаторные подвесы, препятствующие отклонению цепей токопровода под напором ветра. 196 Общий вид токопровода для загрязненной среды (с двумя подвесными изоляторами на фазу) представлен на рис. 24.1, конструкция подвеса на траверсе Рис. 24.1. Профиль промежуточной двухцепной опоры токопровода с жёсткими шинами для прелприятий с сильно загрязнённой средой: 1 – коромысло; 2 – изоляторы подвесные грязестойкие; 3 – изолятор стержневой, фиксирующий положение средней фазы; 4 – труба  140х10,  210х10;  250х10 опоры — на рис. 24.2, стяжки промежуточные, устанавливаемые в пролете цепи для восприятия нагрузок, возникающих при протекании тока КЗ. Токопровод для нормальной среды отличается от своего аналога дат загрязненной только числом изоляторов на фазу (один вместо двух). Основные механические характеристики токоведущих шин токопровода приведены в табл. 1.63. Из-за удлинения гирлянд незначительно изменяется расстояние между фазами каждой цепи в пролете (для нормальной среды расстояние между осями фаз 925 мм, для загрязненной 1130мм). Соответственно изменяется индуктивное сопротивление фаз, что отражено в табл. 1.64. Длина изолирующих подвесок на опоре и промежуточные стяжки в пролете обеспечивают расположение фаз цепи токопровода по углам равностороннего треугольника, т. е. его симметричность. Изолирующие подвески воспринимают всю массу цепи токопровода между опорами. В случае короткого замыкания изоляторы подвесок не несут дополнительных нагрузок. Электродинамические усилия в режиме КЗ полностью воспринимают промежуточные стяжки в пролете. Токопровод этого типа прошел испытания на электродинамическую стойкость при ударных токах до 200 кА. Изоляторы изготовляют из малощелочного стекла. 197 Рис. 24.2. Симметричный подвесной токопровод с жёсткими шинами для прелприятий с сильно загрязнённой средой: 1 – изолятор ПСД-70ДМ; 2 – шинодержатель; 3 – коромысло; 4 – промежуточное звено регулирующее; 5 – звено талреп Подвесные изоляторы из закаленного стекла предпочтительнее фарфоровых по условиям эксплуатации. Нулевые стеклянные изоляторы выявляются визуально при осмотре линии, так как в момент пробоя юбки изолятора рассыпаются, в то время как фарфоровые изоляторы требуют периодической проверки их электрической прочности. 21.3. КОНСТРУКТИВНОЕ ВЫПОЛНЕНИЕ И ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ГИБКИХ ТОКОПРОВОДОВ Для передачи значительных электричеких мощностей (130—220 МВ-А) при напряжении 6—10 кВ соответственно на расстояние 1—2 км ГПИ «Электропроект» разработал симметричный двухцепный гибкий токопровод с фазами, расщепленными на 3-12 проводов марки А600 (или АКП600 для химически агрессивной среды). Опоры и арматура токопровода предназначены для подвески цепей с различным количеством проводов в фазе. Большой диаметр расщепления (0,8 м) и специальная система подвески, при которой нижняя фаза подвешивается к двум верхним (рис. 1.63), обусловили значительное снижение индуктивного сопротивления фаз токо198 провода, что определяет возможность передачи электроэнергии на сравнительно большие расстояния по условиям потери 199 Таблица 24.1. Основные электрические характеристики жестких симметричных подвесных токопроводов 6—10 кВ для нормальной и загрязненной среды Профиль токоведущих шин по ГОСТ 15176—89Е Тру Тру ба ба Допустимый длительный ток нагрузки по условию на395 592 грева шин, А tср = 25 С; tдоп = 70 С; Передаваемая мощность при полной загрузке токопровода и номинальном напряжении сети, MB-А: 43,1 64,6 Uном = 6,3 кВ 71,8 107, Uном = 10,5 кВ 8,54 7 Омическое сопротивление токоведущих шин на фазу 3 5,64 при х10 3 t=20 °С, Ом/км х10 Коэффициент добавочных потерь для открытого токо1,1 провода Потери активной мощности при полной загрузке 539 1,1 цепи (на три фазы при t ср=25°С), кВт/км 796 Индуктивное сопротивление фаз токопровода для нормальной среды, Ом/км: ХА 0,15 Хв 49 0,1645 0,12 Хс 0,1764 89 0,1385 Среднее сопротивление Хср, Ом/км 0,1637 0,1504 0,1377 Индуктивное сопротивление обратной последователь0,00039 ности, Ом/км Сопротивление взаимоиндукции фаз (наибольшее зна0,0137 чение), Ом/км Индуктивное сопротивление фаз токопровода для загрязненной среды, Ом/км: ХА 0,16 0,14 Хв 69 0,1786 09 Хс 0,1940 0,15 Среднее сопротивление Хср, Ом/км 0,1774 26 0,1680 0,15 14 Индуктивное сопротивление обратной последователь0,00074 ности, Ом/км Сопротивление взаимоиндукции фаз (наибольшее зна0,0177 чение), Ом/км напряжения. Унифицированные стальные опоры рассчитаны на максимальное тяжение проводов фазы: 49 кН — при расщеплении фаз до шести проводов А600 и 98 кН — бряее шести проводов. 200 Большой пролет (50—100 м в зависимости от количества проводов в фазе) способствует удобству расположения токопровода на промышленной площадке, насыщенной подземными и надземными коммуникациями. Схемы металлических опор приведены на рис. 24.4. Для повышения промежуточных опор применяют повышающие подставки (опоры 1, 2, 3). Для выполнения ответвлений к РП, встроенным в производственный корпус,предусмотрены отпаечные опоры с траверсами, установленными вдоль оси трассы токоп-ровода (опоры 5, 6). Сравнительно небольшое число подвесных и фиксаторных изоляторов (350—650 шт. на 1 км двухцепного токопровода в зависимости от количества проводов в фазе и тока КЗ), использование грязестойких изоляторов позволяют применять гибкий то-опровод в среде, загрязненной промышленными уносами. Рис. 24.3. Гибкий симметричный токопровод в унифицированном исполнении на металлических специальных опорах: 1 — зажим поддерживающий для 3—12 проводов А600 в фазе; 2 — зажим для алюминиевого сплава для провода А600; 3 — изолятор подвесной типа ПСГ120-А; 4— изолятор фиксаторный; 5 — узел шарнирной подвески зажима Для устранения неравномерности токораспределения в проводах фазы под влиянием эффекта близости выполняется внутрифазная транспозиция проводов, при которой провода каждой фазы располагаются по пологой спирали. Разработана специальная унифицированная арматура гибкого токопровода, рассчитанная на подвеску любого числа проводов (3—12) марки А600 или АКП-600 в фазе. Распределительные пункты, получающие питание от токопровода, обычно располагаются в пролетах между промежуточными отпаечными опорами (рис. 24.5) или могут быть встроены в производственные корпуса и присоединены к токопроводу гибкими ответвлениями (рис. 24.6). 201 Рис. 24.4. Схемы опор двухцепного гибкого токопровода: 1, 2, 3 – промежуточные опоры; 4 – концевая и угловая опоры; 5, 6 – отпаечные опоры (анкерная и промежуточная) Рис. 24.5. Гибкий токопровод. Отпайка к РП, расположенному в пролёте между отпаечными опорами Рис. 24.6. Гибкий токопровод. Отпайка к РП, встроенному в производственный корпус 202 Таблица 24.2. Основные характеристики гибких токопроводов при максимальной плотности тока (по нагреву) 1,7-106 А/м2 Ч А П ПеД исло, ече- опус ндук- ктив- отеря редавае- асса иамарка ние ти- тив- ное напря- мая мощметр и семый ное сопро пряность при рово- расЗ ХА60 701 000 ,174 ,0167 ,48 2,7 4,4 ,8 0,8 2348 0,135 72,5 ,65 0,8 42935 000 0,127 ,0125 ,49 3,6 90,7 0,8 ХА60 3522 0,121 ,3 0,8 4109 000 0,118 ,01 ,56 4,5 09 0,8 54396 0,115 0,8 Примечания: 1. Токопровод допускает присоединение к источникам питания при ударном токе трехфазного КЗ до 400 кА. 2.Коэффициент добавочных потерь при выполнении внутрифазовой транспозиции 1,025. 3.Индуктивное сопротивление указано при расстоянии между центрами фаз одной цепи 170 см. 21.4. РАСЧЁТ И ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЖЕСТКИХ И ГИБКИХ ТОКО ПРО ВОДОВ Электрические расчёты. Выбор токопроводов 6—35 кВ производится исходя из технико-экономических показателей: надежности, стоимости, потерь мощности и напряжения, удобства монтажа и эксплуатации. Сечения токопроводов выбираются по экономической плотности тока, по нагреву в нормальном и послеаварийном режимах, с проверкой на термическую и динамическую устойчивость токам короткого замыкания. Потери активной мощности в трехфазном токопроводе определяются по формуле 2 2 2  Рт. = I A R A  I B R B  I C RC , (24.1) где Iа,в,c — токи в фазах; Rа,в,c — активные сопротивления фаз. При равномерной загрузке фаз и равных сопротивлениях  Рт. = 3I2м Rт 10  3 [кВт], (24.2) где Iм — расчетный ток, А; Rт — активное сопротивление токопровода с учетом коэффициента добавочных потерь. Потери реактивной мощности при симметричной системе токопровода находят по формуле  Qт. = 3I2мx0.l 10  3 [квар], (24.3) 203 где х0 — удельное индуктивное сопротивление токопровода. Потери активной и реактивной мощностей можно определять по кривым зависимости потерь от тока нагрузки и конструкции токопровода. Фазная потеря напряжения определяется как  UФ = Iм (RтФ cos  + ХтФ sin  ), (24.4) где RтФ и Хтф — активное и индуктивное сопротивления каждой фазы токопровода. Фазное напряжение за токопроводом U2ф определяется исходя из фазного напряжения в начале токопровода U1ф U2ф = U1ф —  UФ = U1ф — Iм (RтФ cos  + ХтФ sin  ). В одиночных симметричных токопроводах RT. нейное напряжение за токопроводом ф (24.5) и Хт. ф всех фаз равны и ли- U2Л = UlЛ — 3 Iм (Rт cos  + Хт sin  ). (24.6) С достаточной степенью точности выражением (24.6) можно пользоваться для расчета несимметричного токопровода, принимая для Rт и Хт средние значения сопротивлений фаз. В неработающем токопроводе под воздействием токов, протекающих в соседнем токопроводе, вследствие индуктивной связи наводятся ЭДС, величины которых определяются током в рaбoтающем токопроводе и значениями коэффициентов взаимоиндукции между фазами рядом проходящего токопровода. Величина наводимой ЭДС может достигать нескольких сотен вольт; она вычисляется по формуле Е= Iм Х(м) где Iм — расчетный ток в соседнем работающем токопроводе; Х(м) — сопротивление взаимоиндукции. Технико-экономические расчеты. При проектировании производится технико-экономическое сравнение вариантов схем питающей сети промпредприятия от внешних источников электроснабжения (применение кабелей, жестких или гибких токопроводов 6—10 кВ, системы глубокого ввода напряжения 110—220 кВ и т. д.). Выбор вида проводников и конструктивного исполнения токопроводов промпредприя-тий должен производиться с учетом особенностей генплана и размещения основных электрических нагрузок на основании технико-экономических сравнений вариантов. При сравнении следует учесть стоимость той части территории, которая специально отводится для прокладки токопровода. При равных или близких экономических показателях сравниваемых вариантов предпочтение следует отдавать токопроводам заводского изготовления или токопроводам, в которых максимально используются конструкции, детали и арматура заводского изготовления. Сечение фаз токопровода должно быть выбрано по экономической плотности тока и проверено по длительно допустимому току в послеаварийном режиме (при 204 передаче полной мощности по одной цепи) с учетом перспективного роста нагрузок, но не более чем на 25—30 % расчетных. Экономическое сечение мощных токопро-водов, работающих с большим числом часов использования максимума нагрузки, следует согласно ПУЭ выбирать на основании технико-экономического расчета. Наивыгоднейшее сечение SЭ (или экономическая плотность тока jэ) двухцепного токопровода при данном токе нормального режима одной цепи I (А) и при известной стоимости 1 кВт максимальных потерь т, руб./(кВт-год) (sЭ — в мм2; jэ, — в А/мм2), в общем случае составляет 6  m k ДОБ SЭ = I jЭ = Еa ; Еа  10 6 6  m k ДОБ (24.8) , (24.9) где  — удельное активное сопротивление проводникового материала, мкОмм; Е — суммарный коэффициент отчислений от капитальных вложений (при нормативном коэффициенте эффективности ЕН=0,12; суммарный коэффициент отчислений для токопроводов можно принимать ЕН =0,16); а — зависимая от сечения составляющая удельной стоимости двухцепного токопровода, руб/ (км • мм2): а К 2  К1 S 2  S1 ; kДОБ — коэффициент добавочных потерь; К1, К2 — капиталовложения в двухцепный токопровод (жесткий или гибкий) соответственно при сечениях фаз S1 и S2, руб/км. Значения экономического сечения или экономической плотности тока, полученные по (24.8.) и (24.9), следует округлить до ближайшего меньшего стандартного значения, характерного для данного токопровода. Полученное экономическое сечение фазы проверяют по нагреву (по допустимой длительной токовой нагрузке согласно ПУЭ) в послеаварийном режиме при передаче полной мощности по одной цепи, так чтобы IАВ  IДОП, где IАВ и IДОП — соответственно токи послеаварийного режима и длительный допустимый по ПУЭ. В большинстве случаев реального проектирования проверка по нагреву не вызывает необходимости увеличивать сечение фазы, выбранное по экономической плотности тока. 205 Лекция № 22 Конструктивное выполнение внутрицеховых электрических сетей План: 22.1. Общие сведения. 22.2. Комплектные шинопроводы: их конструкция и способы прокладки. 22.3. Кабельные линии в сетях напряжением до 1 кВ. 22.4. Кабели, их конструкция и способы их прокладки. 22.5. Провода: их конструкция и выполнение электропроводок. 22.6. Модульные электрические сети. 22.7. Троллейные линии, их конструкция и способы их прокладки. 22.1. Общие сведения Внутрицеховые электрические сети напряжением до 1 кВ различаются между собой по многим конструктивным признакам. Конструкции сетей зависят от материала проводников, способов изоляции, условий окружающей среды, от степени ответственности ЭУ, от расстояния ИП до потребителя, от характера нагрузки (спокойная, ударная) и других факторов. По способам изоляции сети напряжением до 1 кВ можно разделить на две большие группы: выполняемая из шин и неизолированных проводов и из изолированных проводов и кабелей. К сетям напряжением до 1 кВ, выполняемых неизолированными проводами, относятся ВЛ, которые на промышленных предприятиях имеют крайне ограниченное применение. Из неизолированных и изолированных шин выполняют шинопроводы. Электропроводки и КЛ относятся к сетям, выполненным из изолированных проводников. В зависимости от принятой схемы электроснабжения и условий окружающей среды электрические сети выполняют шинопроводами, КЛ и проводами. 22.2. Комплектные шинопроводы: их конструкция и способы прокладки Магистральные сети выполняют открытыми, защищенными или закрытыми шинопроводами. Открытые шинопроводы применяют, как правило, для магистралей, к которым непосредственно ЭП не подключаются. Они выполняются алюминиевыми шинами, закрепленными на изоляторах, и прокладываются по фермам и колоннам цеха на недоступной высоте. Питание РП от открытых шинопроводов выполняют кабелем или проводом, проложенным в трубах. Такое исполнение сети характерно для литейных и прокатных цехов металлургических заводов, сварочных цехов механосборочных заводов, кузнечно-прессовых цехов. Защищенный шинопровод представляет собой открытый шинопровод, огражденный от случайного прикосновения к шинам и попадания на них посторонних предметов сеткой или коробом из перфорированных листов. 206 В настоящие время широко используют закрытые шинопроводы, изготовляемые заводским способом. Такой шинопровод называют комплектным, так как он поставляется в виде отдельных сборных секций, которые представляют три или четыре шины, заключенные в оболочку и скрепленные самой оболочкой или изоляторамиклещами. Для выполнения прямых участков линий служат прямые секции, для поворотов – угловые, для разветвлений – тройниковые и крестовые, для ответвлений – ответвленные, для присоединений – присоединительные, для компенсации изменения длинны при температурных удлинениях – компенсационные и для подгонки длинны – подгоночные. Соединение секций на месте их монтажа выполняют сваркой, болтовыми или штепсельными креплениями. Для главных магистралей выпускают комплектные шинопроводы типов ШМА7ЗУЗ, ШМА7ЗПУЗ и ШМА 68 – НУЗ, технические характеристики их приведены в справочных таблицах. Когда этому не препятствуют местные условия, магистральные шинопроводы крепят на высоте 3-4 м над полом помещения на кронштейнах или специальных стойках. Это обеспечивает небольшую длину спусков к распределительным магистралям, силовым РП или мощным ЭП. Распределительные магистрали выполняют комплектными шинопроводами серий ШРА7ЗУЗ и ШРМ7ЗУЗ. Отдельные ЭП подключают к ШРА через ответвительные коробки (рис.) кабелем или проводом, проложенным в трубах, коробах или металлоруковах. На каждой секции ШРА длинной 3 метра имеются 8 ответвительных коробок (по четыре с каждой стороны) с автоматическими выключателями или предохранителями с рубильниками. Для штепсельного соединения ответвительных коробок на секциях шинопровода предусмотрены окна с автоматически закрывающимися шторками. Это обеспечивает безопасное присоединение коробок к шинопроводу, находящемуся под напряжением в процессе эксплуатации. При открывании крышки коробки питание ЭП прекращается. Присоединение ШРА к магистральному шинопроводу осуществляют кабельной перемычкой, соединяющую вводную коробку ШРА с ответвительной секцией ШМА. Вводная коробка ШРА может быть установлена на конце секции или в месте стыка двух секций. Крепление шинопроводов типа ШРА выполняют на стойках на высоте 1.5 метра над полом, кронштейнами к стенам и колоннам, на трассах к фермам здания. 22.3. Кабельные линии в сетях напряжением до 1 кВ Кабельные линии применяют в основном в радиальных сетях для питания мощных сосредоточенных нагрузок или узлов нагрузок. При прокладке кабелей внутри зданий их располагают открытым способом по стенам, колоннам, фермам и перекрытиям, в трубах, проложенных в полу и перекрытиях, каналах и блоках. 207 Рис. 25.1. Цеховая сеть, выполненная комплектными шинопроводами: 1 — магистральный шинопровод: 2 — распределительный шинопровод; 3 — ответвительнля секция магистрального шинопровода; 4 — вводная коробка; 5 — ответвительная коробка Открытую прокладку кабельных линий внутри зданий выполняют бронированными и чаще небронированными кабелями без наружного джутово-битумного покрова (из условий пожароопасности). Трасса кабельной линии должна быть по возможности прямолинейной и удаленной от различных трубопроводов. Если прокладывают одиночную кабельную линию по стенам и перекрытиям, то кабели крепят при помощи скоб. При прокладке нескольких кабелей применяют опорные конструкции заводского изготовления, собираемые из отдельных деталей – стоек и полок. Наиболее распространенной в производственных помещениях является прокладка кабелей в специальных каналах, если в одном направлении прокладывают большее число кабелей. В этом случае в полу цеха сооружают канал из железобетона или кирпича, который перекрывают железобетонными плитами или стальными рифлеными листами. Кабели внутри канала укладывают на типовые сборные конструкции, установленные на боковых стенах. Преимущество такой прокладки кабеля заключается в защите их от механических повреждений, удобстве осмотра и ревизии в процессе эксплуатации, а недостатки – в значительных капитальных затратах. Прокладка бронированных кабелей в каналах допустима в помещениях с любым характером среды. Однако если возможно попадание в каналы воды, химически активных жидкостей или расплавленного металла, такая прокладка недопустима. Блоки и туннели применяют для прокладки особо ответственных кабельных линий при большом числе кабелей, идущих в одном направлении, в помещениях с агрессивной средой и при разливе металла или горючих жидкостей. Кабели в туннелях и блоках прокладывают на типовых металлических конструкциях. Кабельные туннели хорошо защищают от механических повреждений, кабели удобно осматривать и ремонтировать. Однако существенными недостатками являются значительные капитальные затраты на строительную часть и ухудшенные условия охлаждения. 208 22.4. Кабели, их конструкция и способы прокладки Кабели отличаются от других видов изолированных проводников наличием герметической оболочки, защищающей жилы и изоляцию кабеля от воздействия окружающей среды. Силовые кабели, применяемые в электрических сетях промышленных предприятий, состоят обычно из следующих основных элементов: 1) токоведущих жил (в кабелях НН обычно одной—шести, в кабелях ВН обычно одной или трех) из алюминия или меди; многопроволочные жилы обычно спрессованы для уменьшения поперечных размеров жил и расхода изоляционных и других материалов; в многожильных кабелях жилы могут иметь профильное (секторное, сегментное, эллипсное и др.) сечение, как показано на рис. 25.2; , 2) сглаживающего (выравнивающего электрическое поле) проводящего пленочного покрытия жилы (у кабелей ВН); 3) изоляции жил из пропитанной маслом или нестекающей массой бумаги, из полиэтилена, поливинилхлорида (кабели НН) или синтетического каучука (кабели напряжением до 10 кВ, особенно переносные);синтетическая изоляция успешно вытесняет широко используемую в настоящее время пропитанную бумажную изоляцию, причем особенно успешно применяется вулканизированная (сшитая, сетчатая) полиэтиленовая изоляция в кабелях ВН; 4) проводящего экранирующего пленочного покрытия изоляции (у кабелей ВН); 5) поясной изоляции (у многожильных кабелей); 6) герметической оболочки из металла (алюминия или свинца) или полимерных материалов (поливинилхлорида, синтетического каучука, полиэтилена, полипропилена и др.), иногда в виде шланга (у переносных кабелей); 7) брони (в случае необходимости защиты от механических повреждений) из стальных лент или проволок; 8) антикоррозионного покрытия брони (битума, пропитанного битумом джута). Рис. 25.2. Примеры расположения жил в многожильных кабелях: а - трехжильный кабель с симметрично расположенными круглыми жилами; б - четырехжильный кабель НН с одинаковыми секторными жилами; в - четырехжильный кабель НН с секторными фазными и кольцевой нулевой жилой; г - плоский кабель Внешняя покровная оболочка—для защиты металлической брони кабеля. На рис. 25.3 приведена конструкция четырехжильного кабеля с бумажной изоляцией и вязкой пропиткой на напряжение до 1 кВ. 209 Рис. 25.3. Конструкции кабелей низкого напряжения: I— покровная оболочка: 2- броня; 3-подушка; 4—внутренняя оболочка; 5— поясная бумажная изоляция; 6- жильная изоляция; 7-нулевая жила; 8 - токоведущие жилы Во внутрицеховых электрических сетях кабели прокладывают по стенам, по конструкциям (в лотках, коробах, на кронштейнах), в трубах, в кабельных каналах (рис. 25.4). При выборе сечения проводов и кабелей следует учитывать, что провода и кабели с алюминиевыми жилами следует применять, начиная с сечения 2 мм2 по условиям механической прочности, с медными жилами — начиная с сечения 1 мм2. При прокладке кабелей с алюминиевыми жилами в траншеях минимальное сечение жил 6 мм2. Для прокладки в трубах по условиям протяжки не рекомендуется применять провода сечением выше 120 мм2. Для питания переносных и передвижных механизмов применяют шланговые многожильные гибкие провода или кабели с медными жилами и резиновой изоляцией, например кабели марки КРПТ. Рис. 25.4. Способы внутрицеховой прокладки кабельных линий в каналах: 1 — кронштейн; 2—кабели; 3—. съемная панель Кабель состоит из токоведущих медных и алюминиевых жил, имеющих изоляцию жил и поясную изоляцию. Внутренняя оболочка (поясная изоляция) служит для усиления изоляции жил. Для защиты от механических повреждений в конструк210 цию кабеля входит броня, поверх которой накладывается внешняя покровная оболочка – для защиты металлической брони кабеля. 211 22.5. Провода: их конструкция и выполнение электропроводок Изолированные провода используют для питания силовых ЭП напряжением до 1 кВ и электроосвещения. Алюминиевые жилы и медные жилы таких проводов выполняют одно – и многожильные провода. Для тросовых электропроводок применяют многожильные провода со стальным тросом. Прокладывают провода на роликах, клицах, изоляторах, тросах, в изоляционных и стальных трубах, в металлических рукавах, на лотках, коробах, в бороздах под штукатуркой и в каналах строительных конструкций. Трубы и короба прокладывают открыто, закрепляя их на металлоконструкциях, или скрыто – в стенах и перекрытиях зданий. Характеристики проводов различных марок и рекомендуемая область их применения приведены в справочниках. Марка провода и способ прокладки определяются назначением сетей, характеристиками производства и помещения, условиями защиты от окружающей среды и механических повреждений, удобство монтажа и эксплуатации. Эти условия должны соблюдаться и при выборе кабеля. При выборе марки провода надо учитывать его назначение, определяемая техническими условиями. Например, провод ППВ предназначен для открытой прокладки, а ППВС – для скрытой прокладки в каналах строительных конструкций и под штукатуркой. Электропроводки в трубах являются надежными и в тоже время наиболее трудоемкими и дорогостоящими. Поэтому рекомендуется избегать прокладки кабелей (провода) в трубах. При отсутствии такой возможности (например, из-за стесненных габаритов не которых участков трассы, необходимость защиты электропроводок от механических повреждений, в помещениях с взрывоопасной средой и т.п.) следует широко применять комбинированную прокладку кабелей (проводов): в трубах на одних участках трассы и открыто на остальных. Цеховые сети, выполненные проводами, прокладывают открыто на изолирующих опорах, стальных и пластмассовых трубах. Открытая прокладка изолированных проводов допускается во всех помещениях, за исключением помещения с взрывоопасной средой. Прокладка сетей изолированными проводами в обыкновенных стальных водогазопроводных трубах допускается только во взрывоопасных зонах. Легкие водогазопроводные трубы допускается применять во всех средах и наружных установок, но рекомендуется помещениях сырых, особо сырых, с химически активной средой и для наружных установок. Применение пластмассовых труб позволяет экономить стальные трубы, а также снизить трудоемкость трубных электропроводок. Пластмассовые трубы для электропроводок применяют из винипласта, полиэтилена и полипропилена. Винипластовые трубы жесткие; их применяют для скрытых и открытых прокладок во всех средах, кроме взрыво- и пожароопасных, а также для прокладок в горячих цехах. При открытой проводке винипластовые трубы не допускается применять в больницах, детских учреждениях, на чердаках и животноводческих помещениях. Применение полиэтиленовых и полипропиленовых труб запрещено во взрывои пожароопасных помещениях, в зданиях ниже второй степени огнестойкости, зре212 лищных, в детских и лечебных учреждениях, в жилых и общественноадминистративных учреждениях, в зданиях повышенной этажности. Полиэтиленовые и полипропиленовые трубы рекомендуют при скрытой прокладки, помещениях сухих, сырых, пыльных и с химически агрессивной средой. Пластмассовые трубы при скрытой проводке вне сгораемых стенах и перекрытиях прокладывают в бороздах, закрепляя их через 0,5 – 0,8 м алебастровым раствором; в стенах и перекрытиях из сгораемых материалов под трубы подкладываю полосы из листового асбеста толщиной не менее 3 мм. Исходя из требований экономии меди, ПУЭ рекомендуют во всех случаях применять провода и кабели с алюминиевыми жилами, за исключением производств с взрывоопасной средой категорий В-1 и В-1а, где применение проводников с медными жилами является обязательным. Кроме того, медные проводники применяются для механизмов, работающих в условиях постоянных вибраций, сотрясений, а также для передвижных ЭУ. На рис. 25.5 показаны варианты открытой электропроводки в коробах. 22.6. Модульные электрические сети В ряде отраслей промышленности (в частности в приборостроении) для питания потребителей небольшой мощности, располагаемых рядами, применяют прокладываемые в полу модульные сети. Сеть называется модульной так как ответвительные коробки для присоединения ЭП выполняются с заданным шагом (модулем) 1,5-1,6 м в зависимости от характера производства и габаритов технологического оборудования. Такая сеть состоит из проложенных в полу магистральных труб и подпольных разветвительных коробок, над которыми устанавливают разветвительные колонки для питания приемников переменным током до 60 А при напряжении до 380. Коробки для модульных сетей типа КМ-20М имеют пылеводонепроницаемое исполнение. Конструктивно коробки имеют четыре отверстия с патрубками в боковых стенках – два для магистрали и два для ответвлений. Ответвительные коробки чаще всего располагают на расстоянии 2-3 м. Магистрали выполняют одножильными неразрезанными проводами (АПВ или АПРТО). Отходящие от колонок линии к ЭП выполняют кабелями или проводами в гибких металлоруковах или трубах. Модульная магистраль рассчитана на максимальный ток 100 А. Модульные сети применяются на предприятиях машиностроительной, приборостроительной, радиотехнической и других отраслей производства в тех случаях, когда возможна частая перепланировка технологических агрегатов и предъявляются особые требования к стерильности и эстетике производства. Применение модульной сети делает электротехническую часть производства независимой от размещения технологического оборудования. На рис. 25.5 и 25.6 показан вариант линии модульной внутрицеховой сети. 213 Рис. 25.5. Электропроводка в коробах на тросах (а), на кронштейнах (б): / — короб; 2 — электропроводка Рис. 25.6. Линия модульной внутрицеховой сети: / — коммутационный аппарат; S — муфта; 3 — трубная секция; 4—колонка штепсельная: 5— заглушка декоративная 22.7. Троллейные линии, их конструкция и способы прокладки Троллейные линии применяют для питания перемещающихся ЭП (мостовых краном, тельферов, тележек и др.). Троллейные токопроводы (троллеи) выполняют из профильной стали (обычно уголковой) или троллейными шинопроводами с медными ШТМ и алюминиевыми ШТА шинами. Они имеют различные способы крепления в зависимости от расположения и конструкции токосъемника. Вместо троллеев из уголковой стали для питания крановых установок применяют гибкие кабели. 214 Лекция № 23 КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ КОРОТКИЕ ЗАМЫКАНИЯ В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 23.1. Основные положения. 23.2. Способы и средства компенсации реактивной мощности. 23.3. Компенсация реактивной мощности в электрических сетях общего назначения напряжением до 1 и 10(6) кВ. 23.4. Компенсация реактивной мощности в электрических сетях с специфическими нагрузками. 23.5. Схемы включения и регулирования конденсаторных батарей: схемы соединения, системы регулирования, разряд конденсаторов. 23.6. Конструкция и установка конденсаторных батарей. 23.7. Основные понятия и соотношения. 23.8. Расчёт токов короткого замыкания в системе относительных единиц. 23.9. Сопротивления элементов системы электроснабжения в режиме короткого замыкания. 23.10. Расчёт токов короткого замыкания при питании от системы неограниченной мощности. 23.11. Расчёт токов к.з. по расчётным кривым. 23.12. Расчёт токов к.з. в электроустановках напряжением до 1 кВ. 23.1. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ Компенсация реактивной мощности,(КРМ) является неотъемлемой частью задачи электроснабжения промышленного предприятия. Компенсация реактивной мощности одновременно с улучшением качества электроэнергии в сетях промышленных предприятий является одним из основных способов сокращения потерь электроэнергии. При проектировании определяют наибольшие суммарные расчетные активную РM и реактивную QM составляющие электрических нагрузок предприятия (при естественном коэффициенте мощности). Наибольшая суммарная реактивная нагрузка предприятия, принимаемая для определения мощности компенсирующих устойств, QM1 = К QM (26.1) где К — коэффициент, учитывающий несовпадение по времени наибольших активной нагрузки энергосистемы и реактивной мощности промышленного предприятия. 215 Значения коэффициента несовпадения К для всех объединенных энергосистем (ОЭС) принимаются в зависимости от отрасли промышленности и равны: Нефтеперерабатывающая, текстильная Черная и цветная металлургия, химическая, нефтедобывающая, строительные материалы, бумажная Угольная, газовая, машиностроительная и металлообрабатывающая Торфоперерабатывающая, деревообрабатывающая Прочие 0,95 0,9 0,85 0,8 0,75 Значения наибольших суммарных реактивной QM1 и активной Рм нагрузок сообщаются в энергосистему для определения значения экономически оптимальной реактивной (входной) мощности, которая может быть передана предприятию в режимах наибольшей и наименьшей активных нагрузок энергосистемы соответственно QЭ1 и QЭ2. По входной реактивной мощности QЭ1 определяется суммарная мощность компенсирующих устройств (КУ) QKl предприятия: QKl = QM1- QЭ1. (26.2) а в соответствии со значением. QЭ2 — регулируемая часть КУ QK. РЕГ: QK. РЕГ = QKl - QЭ2. (26.3) По согласованию с энергосистемой, выдавшей технические условия на присоединение потребителей, допускается принимать большую по сравнению с Qк1 суммарную мощность КУ (соответственно меньшее значение Qэ1), если это снижает приведенные затраты на систему электроснабжения в целом по предприятию. 23.2. СПОСОБЫ И СРЕДСТВА КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ Электрические сети предприятий по функциональным признакам работы электроустановок и средствам КРМ условно подразделяют на сети общего назначения и сети со специфическими (нелинейными, несимметричными и резкопеременными) нагрузками. В качестве средств КРМ в сетях общего назначения применяют высоковольтные и низковольтные конденсаторные батареи и синхронные электродвигатели. В сетях со специфическими нагрузками, кроме того, применяют фильтры высших гармоник, статические компенсаторы реактивной мощности, специальные быстродействующие синхронные компенсаторы, симметрирующие и фильтросимметрирующие устройства. Эти специальные средства компенсации должны обеспечивать также надлежащие показатели качества электроэнергии у электроприемников 216 и на границе электрического раздела предприятия и энергосистемы в соответствии с ГОСТ 13109-67*. 23.3. КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ ОБЩЕГО НАЗНАЧЕНИЯ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1 И 10(6) кВ К сетям напряжением до 1 кВ промышленных предприятий подключают большую часть электроприемников, потребляющих реактивную мощность. Коэффициент мощности нагрузки обычно 0,7 — 0,8, при этом сети 380—660 В электрически удалены от источников питания — энергосистемы и местных ТЭЦ. Поэтому передача реактивной мощности в сеть напряжением до 1 кВ приводит к повышенным затратам на увеличение сечений проводов и кабелей, на повышение мощности трансформаторов, на потери активной и реактивной мощности. Эти затраты можно уменьшить и даже устранить, если обеспечить компенсацию реактивной,- мощности непосредственно в сети напряжением до 1 кВ. Источниками реактивной мощности в этом случае могут быть синхронные двигатели напряжением 380—660 В и низковольтные конденсаторные батареи. Недостающая часть (нескомпенсированная реактивная нагрузка) покрывается перетоком реактивной мощности QT с шин 6—10 кВ, т. е. из сети с напряжением выше 1 кВ предприятия. На основании технико-экономических расчетов необходимо определить оптимальное соотношение от реактивной мощности источников, устанавливаемых на напряжении до 1 кВ, и мощности, передаваемой из сети напряжением выше 1 кВ. Определение мощности батарей конденсаторов в сетях напряжением до 1 кВ. Суммарная расчетная мощность низковольтных батарей конденсаторов (НБК) определяется по минимуму приведенных затрат выбором экономически оптимального числа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций (ПС), а также определением дополнительной мощности НБК в целях оптимального снижения потерь в трансформаторах и в сети напряжением 6 и 10 кВ предприятия, питающей эти трансформаторы. Суммарная расчетная мощность НБК, квар, QНК = QНК1 + QНК2, (26.4) где QНК1 и QНК2 — суммарные мощности батарей, Мвар. Суммарная мощность НБК распределяется между отдельными трансформаторами цеха пропорционально их реактивным нагрузкам. Для каждой технологически концентрированной группы цеховых трансформаторов одинаковой мощности минимальное их число, необходимое для питания наибольшей расчетной активной нагрузки, NTmin = PmT/(  TST) +  N, (26.5) где РmT — средняя суммарная расчетная активная нагрузка данной группы трансформаторов за наиболеезагруженную смену, МВт;  т — коэффициент загруз217 ки трансформаторов; ST — принятая, исходя из удельной плотности нагрузки, номинальная мощность трансформатора, MB-A;  N — добавка до ближайшего большего целого числа. Экономически оптимальное число трансформаторов NT,Э = NTmin + m, (26.6) где m — дополнительное число трансформаторов. Экономически оптимальное число трансформаторов NT,Э определяется удельными затратами на передачу реактивной мощности с учетом постоянных составляющих капитальных затрат: 3* =  т (зн,к - зв,к)/зп,с =  т З*ПС, (26.7) где знк, 3BК, зпс — соответственно усредненные приведенные затраты на НБК, батареи конденсаторов напряжением выше 1 кВ СВБКЗ и ПС. По выбранному числу трансформаторов определяют наибольшую реактивную мощность, Мвар, которую целесообразно передать через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ: 2 2 QT = ( N Т.Э  Т ST )  PMT . (26.8) Суммарная мощность НБК, Мвар, для данной группы трансформаторов QНК1 = QMT - QT , (26.9) где QMT — суммарная расчетная реактивная нагрузка за наиболее загруженную смену. Если окажется, что QНК1 < 0,. то установка НБК не требуется, и QНК1 принимается равной нулю. Распределение мощности батарей конденсаторов в цеховой сети напряжением до 1 кВ. Критерий целесообразности такого распределения – дополнительное снижение приведенных затрат с учетом технических возможностей подключения отдельных батарей. Тип, мощность и другие технические данные батареи конденсаторов в соответствии с данными завода-изготовителя приведены в справочниках. Рекомендуется полученное значение мощности НБК округлять до ближайшей стандартной мощности комплектных конденсаторных установок (ККУ). Если распределительная сеть выполнена только кабельными линиями, ККУ любой мощности рекомендуется присоединять непосредственно к шинам цеховой ПС. При питании от одного трансформатора двух и более магистральных шинопроводов к каждому из них присоединяется только по одной НБК. Общая расчетная мощность батарей QHK распределяется между шинопроводами пропорционально их суммарной реактивной нагрузке. 218 Для схем с магистральными шинопроводами ККУ единичной мощностью до 400 квар подключается к сети без дополнительной установки отключающего аппарата (ввиду установки последнего в комплекте ККУ), а при мощности более 400 квар — через отключающий аппарат с выполнением требований ПУЭ. При мощности ККУ более 400 квар рекомендуется их подключать к шинам цеховой ПС с использованием соответствующего автоматического выключателя подстанции. На одиночном магистральном шинопроводе следует предусматривать установку не более двух близких по мощности ККУ суммарной мощностью QHK = QHK (1) + + QHK (2) (рис. 26.1). Если основные реактивные нагрузки шинопровода присоединены во второй его половине, следует устанавливать только одну НБК. Точка ее подключения определяется условием Qh  QHK / 2  Qh+1 где Qh,Qh+1 — наибольшая реактивная нагрузка, квар, шинопровода перед узлом h и после него соответственно (рис. 26.1, а). При присоединении к шинопроводу двух НБК точки их подключения находят из следующих условий (рис. 26.1,б): точка f подключения дальней НБК Qf  QHK (2)  Qf+1; точка h подключения ближней к трансформатору НБК Qh - QHK(2)  QHK(1) / 2  Qh+1 - QHK(2). Рис. 26.1. Схема подключения низковольтных батарей конденсаторов НБК к магистральным шинопроводам: а — одна НБК; б — две НБК; в - два магистральных шинопровода с установкой по одной НБК 219 Расчетная реактивная нагрузка в сетях 10(6) кВ промышленных предприятий QB слагается из расчетной нагрузки приемников 10(6) кВ QРВ, нескомпенсированной нагрузки QT сети до 1 кВ, питаемой через КТП цехов, потерь реактивной мощности  Q в сети 10(6) кВ, особенно в трансформаторах и реакторах: QB = QРВ + QT +  Q Зарядная мощность  Q3АР линий распределительной сети в часы максимума нагрузки приближенно равна потерям  QЛ в индуктивности линий, и поэтому  Q3АР и  QЛ взаимно исключаются. Расчет оптимальной мощности компенсирующих устройств (КУ) производится для режима наибольших нагрузок. При выборе КУ, сделав допущение о незначительной длине линий на предприятии, можно представить каждое предприятие как узел сети 10(6) кВ, к которому подключены реактивная нагрузка QB и, в общем случае, пять различных источников реактивной мощности: синхронные двигатели 10(6) кВ (QСД), Рис. 26.2. Схема подключения источников реактивной мощности синхронные компенсаторы (QСК), синхронные; генераторы ТЭЦ (QТЭЦ), энергосистема (QЭ1) и высоковольтные конденсаторные батареи (QВК) (рис. 26.2). Баланс реактивной мощности в узле) 10(6) кВ промпредприятия в общем случае будет QВ - QСД - QСК - QТЭЦ - QВК - QЭ1 = 0 (26.10) Входная реактивная мощность QЭ1 задается энергосистемой как экономически оптимальная реактивная мощность, которая может быть передана предприятию в период наибольшей нагрузки энергосистемы. Синхронные компенсаторы (СК) на промышленных предприятиях применяются редко. Они имеют высокую стоимость, значительные удельные потери активной мощности, сложные условия пуска. СК иногда применяют на крупных электропечных установках (дуговых и рудно-термических). В отдельных случаях их применение может оказаться целесообразным на крупных УРП районного значения при больших потребных мощностях компенсирующих устройств. Основное достоинство СК — возможность быстродействующего 220 автоматического плавного с широкими пределами регулирования уровня напряжения. Вариант компенсации с применением СК следует сопоставить с вариантом применения крупных автоматически регулируемых батарей, так как при использовании батарей возможно уменьшение регулировочного диапазона трансформаторов, а в отдельных случаях и отказ от трансформаторов, регулируемых под нагрузкой. В проектах реконструкции предприятий следует рассматривать технико-экономическую целесообразность применения в качестве СК имеющихся на предприятиях синхронных генераторов и синхронных двигателей. Такое вынужденное решение может иметь место при невозможности получения в данное время других компенсирующих устройств. Использование реактивной мощности генераторов заводских станций экономически целесообразно, если при этом затраты на увеличение числа или сечения питающих линий, числа устанавливаемых трансформаторов и другие затраты, связанные с передачей реактивной мощности от генераторов, не превышают расходов на установку КБ на местах потребления реактивной мощности. Решение принимается по результатам сравнения приведенных затрат по обоим вариантам. На большинстве предприятий заводские ТЭЦ отсутствуют, а на крупных предприятиях, где они существуют, их основной задачей является выработка тепла, а не электроэнергии. Поэтому для большинства предприятий QТЭЦ = 0 и задача компенсации реактивной мощности сводится к определению оптимальных значений QСД и QBK в сетях 10(6) кВ. Определение реактивной мощности, генерируемой синхронными двигателями. Каждый установленный синхронный двигатель является источником реактивной мощности, минимальное значение которой по условию устойчивой работы СД определяется формулой QСД = РСД. НОМ  СД. tg  НОМ, (26.11) где РСД. НОМ — номинальная активная мощность СД;  СД. — коэффициент загрузки по активной мощности; tg  НОМ — номинальный коэффициент реактивной мощности. Синхронные двигатели имеют большие относительные потери на 1 квар вырабатываемой реактивной мощности, чем конденсаторы. В то же время, если СД уже установлены на промышленном предприятии по условиям технологии, их следует в первую очередь использовать для компенсации реактивной мощности. Поэтому при необходимости выполнения КРМ на напряжение 6 или 10 кВ следует рассматривать возможность получения дополнительной реактивной мощности от СД, если их  СД.  1. Определение мощности батарей конденсаторов в сетях напряжением выше 1 кВ. Для каждой цеховой ПС определяется нескомпенсированная реактивная нагрузка на стороне 6 или 10 кВ каждого трансформатора: 221 QT.НАГ = QM.T - QН.К.Ф. + QT, (26.11) где QM.T — наибольшая расчетная реактивная нагрузка трансформатора; QН.К.Ф. — фактически принятая мощность НБК; QT — суммарные реактивные потери в трансформаторе при его коэффициенте загрузки  т с учетом компенсации (табл. 26.1). Для каждого распределительного пункта (или ПС) определяется его нескомпенсированная нагрузка QР.П как сумма реактивных мощностей, питающихся от него цеховых ПС и других потребителей. Суммарная расчетная реактивная мощность ВБК для всего предприятия определяется из условия баланса реактивной мощности: Таблица 26.1. Суммарные реактивные потери в трансформаторах Номинальная Суммарные реактивмощность ные потери трансформатора в трансформаторе Sr, кВ А QT , квар, при  т 400 630 1000 1600 2500 3 20 5 28 41 3 62 34 51 79 8 28 41 62 99 33 49 75 121 3 39 6 58 90 5 146 9 07 75 n Q Р.П i QВ. К = i 1 - QСД.Р - QЭ1 , (26.12) где QСД.РП i - — расчетная реактивная нагрузка на шинах 10 или 6 кВ 1-го распределительного пункта; QСД.Р — располагаемая мощность СД; п — число РП (или ПС) на предприятии; QЭ1 — входная реактивная мощность, заданная энергосистемой на шинах 10 или 6 кВ. Если энергосистема задает входную реактивную мощность на стороне 35 кВ и выше ПС предприятия, то должны быть учтены потери реактивной мощности в трансформаторах связи с энергосистемой. 222 Если окажется, что мощность QbК < 0 следует принять ее равной нулю и по согласованию с энергосистемой, выдавшей технические условия на присоединение потребителей, установить значение входной мощности. Установку отдельных ВБК рекомендуется предусматривать на тех РП или ПС, где реактивная нагрузка отстающая и имеется техническая возможность такого присоединения. Суммарная реактивная мощность ВБК распределяется между отдельными РП или ПС пропорционально их нескомпенсированной реактивной нагрузке на шинах 10 или 6 кВ и округляется до ближайшей стандартной мощности комплектных конденсаторных установок (ККУ). С каждой секции РП рекомендуется подключать ККУ одинаковой мощности, но не менее 1000 квар. При меньшей мощности батареи ее целесообразно устанавливать на питающей цеховой подстанции, если она принадлежит промышленному предприятию. 23.4. Компенсация реактивной мощности в электрических сетях с специфическими нагрузками К специфическим нагрузкам относятся нелинейные, несимметричные и резкопеременные нагрузки. На современных промышленных предприятиях такими нагрузками являются мощные станы горячей и холодной прокатки с вентильными преобразователями, дуговые сталеплавильные печи, мощные сварочные нагрузки, нагрузки некоторых специальных установок. Нагрузки с регулируемыми вентильными преобразователями характеризуются большим потреблением реактивной мощности, а следовательно, низким cos  . Например, для вентильных преобразователей прокатных станов cos  = 0,3 - 0,8. Резкопеременный характер потребления реактивной мощности вызывает колебания напряжения питающей сети. Набросы реактивной мощности могут превышать 100000 квар, причем скорость наброса и сброса потребляемой реактивной мощности dQ/dt достигает для станов горячей прокатки 400000 квар/с, для станов холодной прокатки 2000000 квар/с. При питании таких электроприводов колебания напряжения в сети 10(6) кВ могут достигать более 20 %, а в сети 110 — 220 кВ даже при мощности КЗ 3500-5000 MB А могут превышать 2 — 3%. Частота колебаний реактивной мощности, а следовательно, и колебаний напряжения для различных прокатных станов составляет 100—1000 колебаний в час. Управляемые вентильные преобразователи, кроме того, значительно искажают форму кривой питающего напряжения. Коэффициент несинусоидальности напряжения на шинах 10(6) кВ может достигать более 20%. Аналогичные воздействия оказывают нагрузки дуговых сталеплавильных печей, причем частота колебаний нагрузки, например, в период расплавления металла (шихты) и в начале окисления находится в диапазоне 0,1—25 Гц. Кроме того, нагрузки дуговых печей из-за неравномерности потребления тока по фазам могут вызывать значительную несимметрию напряжения. 223 Все изложенное обусловливает применение принципов компенсации реактивной мощности, существенно отличающихся от принятых в сетях с так называемой спокойной' нагрузкой. Особенности компенсаций реактивной мощности в сетях с резкопеременной несимметричной нагрузкой заключаются в следующем: 1) низкий коэффициент мощности потребителей и резкопеременный характер нагрузки вызывают необходимость осуществлять компенсацию как постоянной, так и переменной составляющей реактивной мощности. Компенсация постоянной составляющей реактивной мощности необходима для улучшения cos  и для уменьшения отклонений напряжения в питающей сети. Компенсация переменной составляющей реактивной мощности преследует цель уменьшить колебания напряжения в питающей сети; 2) из-за быстрых изменений потребляемой мощности (реактивной) необходимо применение быстродействующих статических компенсирующих устройств с минимальным запаздыванием по отработке колебаний реактивной мощности; 3) неравномерное потребление реактивной мощности по фазам требует применения пофазного управления компенсирующим устройством; 4) в сетях с резкопеременной вентильной нагрузкой ограничивается применение батарей конденсаторов для компенсации постоянной составляющей реактивной мощности. Это обусловлено наличием в сети высших гармоник тока и напряжения при работе нелинейных нагрузок. Высшие гармоники приводят к значительным перегрузкам батарей конденсаторов по току. На стадии проектирования электроснабжения резкопеременных и вентильных нагрузок расчет средств компенсации реактивной мощности должен осуществляться на основании графиков потребляемой активной и реактивной мощности. Графики активной и реактивной мощности различных электроприводов могут быть построены расчетным путем на стадии проектирования или по результатам замеров непосредственно на действующих аналогичных объектах. 23.5. Схемы включения и регулирования конденсаторных батарей: схемы соединения, системы регулирования, разряд конденсаторов Схемы соединения. Два и более электрически соединенных конденсатора образуют конденсаторную батарею. Она может иметь деление на секции, части, которые могут быть отделены (отключены) от остальной батареи. Схема батареи определяется ее назначением и режимом работы, параметрами сети и техническими данными используемых конденсаторов. Конденсаторная установка должна быть оборудована защитами, контрольноизмерительными приборами и разрядными сопротивлениями. При автоматическом регулировании батареи на ее секциях следует предусматривать выключатели, предназначенные для коммутации с требуемой частотой. Конденсаторные батареи на номинальные напряжения выше номинальных напряжений конденсаторов составляют путем последовательно-параллельного соеди224 нения конденсаторов (рис. 26.3); трехфазные батареи могут быть соединены в звезду. Число последовательно включаемых конденсаторов должно быть не меньше U max М = U НОМ.К  к e , (26.13) где Umax — максимальное рабочее напряжение, на которое включаются последовательно соединенные конденсаторы, кВ; UНОМ..К — номинальное напряжение одного конденсатора, кВ; ке — коэффициент, учитывающий неравномерность распределения напряжения между последовательно включенными конденсаторами, принимается (при надлежащей комплектации и эксплуатации батареи с разбросом емкости 1 — 2%) равным 0,9—0,95. Чем больше М, тем меньше повышается напряжение на конденсаторах при замыкании части их. При неотключенном КЗ на одном из последовательно включенных конденсаторов цепи (рис. 26.3, а) напряжение на каждом не поврежденном конденсаторе U'1 увеличится и составит относительно напряжения нормального режима U1 величину U1' M  U1 M  1 . (26.14) Рис. 26.3. Принципиальные схемы соединения конденсаторных батарей на напряжения выше 10 кВ: а — схема последовательно-параллельного соединения однофазных конденсаторов, ОТ - случа отключения конденсаторов; б — схема трехфазной конденсаторной батареи, соединенной в звезд) 1 — конденсаторы одной фазы батареи; 2 — разряд ное сопротивление; 3 — выключатель; 4 — разъединитель При соединении батареи в звезду U1' 3M  U 1 3M  2 . (26.15) 225 При этом нулевая точка звезды будет иметь потенциал при фазном напряжении нормального режима UФ: U '0 1  U Ф 3M  2 . (26.16) Число параллельно включаемых конденсаторов определяется требуемой емкостью батареи. Параллельные цепи последовательно включенных конденсаторов следует соединять поперечными перемычками через каждый конденсатор. Напряжение на конденсаторах ряда, где произошло отключение одного параллельно соединенного конденсатора U'1 (рис. 26.3, а), увеличится и составит относительно напряжения нормального режима U1 величину U1' MN  U1 M ( N  1)  1 . (26.17) где N — число параллельных конденсаторов в ряду. При соединении батареи в звезду U1' 3M ( N  1)  3 MN   U1 3M ( N  1)  2 M ( N  1)  2 , (26.18) а потенциал нулевой точки U '0 1  U Ф 3M ( N  1)  2 . (26.19) При одинаковом общем числе конденсаторов у батарей данной мощности (М N = пост.) можно ожидать меньшие перегрузки конденсаторов, вызванные отключением поврежденных, у батареи с меньшим значением М. С повышением N значение U'1 приближается к U1. При использовании конденсаторов со встроенными секционными предохранителями, когда повреждение одной секции незначительно изменяет общую емкость ряда, минимально допустимое число конденсаторов в ряду может не определяться. По условиям защиты конденсаторы могут быть включены через реакторы. Системы регулирования. Режим работы компенсирующих устройств потребителей задается энергоснабжающей организацией на основании баланса реактивной мощности в данном узле энергосистемы в различные часы суток и дни недели. При отсутствии точных данных расчетный график регулирования мощности компенсирующих устройств определяется по расчетному графику реактивной нагрузки, который может быть построен по расчетным нагрузкам рабочих смен. Мощность, развиваемая конденсаторами, не должна превышать реакивную мощность нагрузки. Упорядоченный расчетный график будет ступенчатым. 226 Наиболее простым и достаточно эффективным является регулирование по времени. По заданной программе производится изменение мощности, развиваемой компенсирующими установками, вручную или автоматически. Регулирование мощности компенсирующих устройств по напряжению производится в зависимости от отклонения напряжения в данном пункте. Оно должно быть согласовано с другими средствами регулирования напряжения в сети. В мощных сетях регулирование мощности компенсирующих устройств по напряжению не всегда осуществимо. Для изменения напряжения на u и в долях номинального в точке сети с расчетной мощностью трехфазного короткого замыкания SK, MB•А, необходимо изменить реактивную мощность, вызывающую потери напряжения в этой сети, на Q = uSK, Мвар. При регулировании по реактивной мощности автоматически изменяется мощность конденсаторов в зависимости от величин, непосредственно характеризующих реактивную нагрузку. Эффективность этих систем, как и регулирования по напряжению, реагирующих на контролируемый параметр, определяется их быстродействием. Конденсаторы допускают повторное включение, следующее за отключением, лишь по истечении определенного времени, требуемого для их разряда. Поэтому для регулирования конденсаторов при колебании нагрузки эти системы могут быть не высокоэффективными. В этих случаях применяются специальные синхронные компенсаторы и конденсаторные установки, рассчитанные на изменения развиваемой ими реактивной мощности в больших пределах и с высокой скоростью, требуемой при колебаниях мощности нагрузки, например, прокатных станов с тиристорным приводом. Разряд конденсаторов. При отсутствии встроенных сопротивлений для разряда конденсаторов до 1 кВ предусматриваются активные сопротивления. Для батарей конденсаторов на напряжения выше 1 кВ в качестве разрядных сопротивлений применяют трансформаторы напряжения. Разрядное сопротивление должно выбираться по верхнему пределу допускаемых значений, определяемому продолжительностью времени разряда отключенной батареи. Время tp, в течение которого разрядное сопротивление Rp, Ом (для трансформаторов напряжения — активное сопротивление его обмотки высокого напряжения), снизит напряжение на отключенной батарее емкостью С, Ф, от начального Up, В, до данного Ut , В, определяется по выражению, с, Up tp = Rp C ln U t . (26.20) По условиям безопасности напряжение на отключенной батарее должно снижаться до 65 В в течение примерно 1 мин. При повторном включении батареи напряжение ее остаточного заряда не должно превышать 10% начального. 23.6. Конструкция и установка конденсаторных батарей 227 Конденсаторные батареи, как и одиночные конденсаторы, могут устанавливаться как внутри помещений, так и на открытом воздухе. При общем количестве масла в конденсаторах до 600 кг они могут быть установлены в помещениях щитов управления, распределительных устройств до 1 кВ и выше и производств категорий Г и ДГ по пожарной безопасности. При количестве масла более 600 кг конденсаторы должны быть расположены в отдельном помещении I и II степени огнестойкости с выходом наружу или в общие помещения такой же огнестойкости, при этом под конденсаторами должен быть предусмотрен маслоприемник на 20 % общего количества масла, устроенный в соответствии с требованиями ПУЭ. Количество масла в конденсаторах при отсутствии более точных данных может определяться, исходя из удельного содержания масла в них 0,7 кг/квар, в том числе свободной части, которая может вытечь из конденсатора при повреждении его корпуса, 0,4 кг/квар. В помещении, где устанавливаются конденсаторы, должна поддерживаться в зоне их размещения температура в допустимых для них пределах. При наружной установке конденсаторов необходимо соблюдение требований, предъявляемых правилами и нормами к установкам с маслонаполненным оборудованием, при этом устройство маслоприемников не требуется. Рекомендуется под конденсаторными батареями значительной мощности предусматривать слой гравийной засыпки. Следует применять комплектные конденсаторные установки. Конструкция батарей с последовательно-параллельным соединением однофазных конденсаторов (применяемом при напряжении примерно 10 кВ) определяется типом используемых конденсаторов и принятой схемой батареи. Батарею следует составлять из отдельных кассет, платформ с общей дополнительной изоляцией. Наибольшее число пи последовательно соединенных конденсаторов на одной кассете определяется классом изоляции на корпус UИ и номинальным напряжением одного конденсатора UНОМ. К пи = UИ / UНОМ. К. При UИ = UНОМ. К следует применять конденсаторы с одним выводом, соединенным с его корпусом, который соединяется и с несущей их металлической конструкцией кассеты. Это позволяет устанавливать по два последовательно соединенных конденсатора или ряда на одной кассете (рис. 26.4). 228 Рис. 26.4. Наружная установка конденсаторов. Типовая кассета батареи 35 кВ на два последовательных ряда конденсаторов, один из выводов которых соединен с корпусом Конденсаторы рекомендуется устанавливать на металлическом каркасе вертикально изоляторами вверх в один, два и три яруса при одно- или двухрядном расположении их в ярусе с расстоянием между основаниями корпусов 50 мм при мощности конденсатор до 13 квар, 70 мм — от 13 до 45 квар, 100 мм — от 50 до 75 квар и 120 мм при 100 квар. Выводы присоединяют к ошиновке батареи гибкими проводниками (во избежание возникновения усилий на выводах). Кассеты устанавливают на изоляторах. Для наружных установок применяют также подвесные изоляторы. Класс изоляции определяется номинальным напряжением батареи. 23.7. Основные понятия и соотношения В системах электроснабжения промышленных предприятий могут возникать короткие замыкания (КЗ), приводящие к резкому увеличению токов. Поэтому все основное электрооборудование системы электроснабжения должно быть выбрано с учетом действия" таких токов. Различают следующие виды коротких замыканий: трехфазное симметричное КЗ: двухфазное — две фазы соединяются между собой без соединения с землей; однофазное — одна фаза соединяется с нейтралью источника через землю; двойное замыкание на землю — две фазы соединяются между собой и землей. Основными причинами КЗ являются нарушения изоляции отдельных частей электроустановок, неправильные действия персонала, перекрытия изоляции из-за перенапряжений в системе. Замыкания нарушают электроснабжение потребителей, в том числе и неповрежденных, подключенных к поврежденным участкам сети, вследствие понижения на них напряжения и нарушения работы энергосистемы. Поэтому КЗ должны ликвидироваться устройствами защиты в возможно короткие сроки. 229 На рис. 27.1 показана кривая изменения тока при КЗ. С момента его возникновения в системе электроснабжения протекает переходный процесс, характеризующийся изменением двух составляющих тока КЗ (ТКЗ): периодической и апериодической. На рис. 27.1 обозначены: iH.0 — мгновенное значение номинального тока в момент КЗ; iy — мгновенное значение ударного тока через полпериода (0,01 с) после возникновения КЗ; Iп.м и in — максимальное и мгновенное значения периодической составляющей ТКЗ; Iа.м и ia.a —максимальное и мгновенное значения апериодической составляющей ТКЗ; I  — действующее значение установившегося ТКЗ(по этой величине проверяют аппараты на термическую устойчивость); I” = 1п0— начальное действующее значение периодической составляющей ТКЗ. Рис. 27.1. Кривая изменения тока при КЗ Апериодическая составляющая затухает по закону экспоненты: ia. = Iа..м e  t/Tа , (27.1) где Та — постоянная времени затухания апериодической составляющей; Та = LK/rК = хК /314rK; здесь хК и гк — индуктивное и активное сопротивления цепи КЗ. Ударный ток, соответствующий времени 0,01 с, iy = ia + Iп.м , (27.2) где Iп.м = 2 Iп0. — максимальное значение периодической составляющей. Подставляя (27.1) в (27.2), получим: 230 iy = Iа..м e  t/Tа + Iп.м . (27.3) В момент t = 0 (см. рис. 27.1) Iп.м — / Iпм. ; тогда iy = Iп.м (1 + e  t/Tа  ) = 2 Iп0. (1 + e t/Tа) . Обозначив (1 + e iy = ку 2 Iп0..  (27.4) t/Tа ) = ку, находим: (27..5) Величина ударного коэффициента ку зависит от Та и, следовательно, от соотношения, активного и реактивного сопротивлений контура повреждения. Постоянная времени Та для установок свыше 1000 В составляет примерно 0,05 с, при этом кy = 1,8 и ударный ток iy= 1,8 2 Iп0. = 2,55Iп.0. (27.6) При питании от источника бесконечной мощности ЭДС его неизменна и периодическая составляющая ТКЗ будет неизменна: I” = 1п0 = IК. Таблица 27.1. Значения коэффициента кy Место короткого замыкания Значения кy Выводы явнополюсного гидрогенератора 1,95 Выводы турбогенератора 1,91 Высоковольтная сеть без учета активного со1.8 противления На стороне обмотки низшего напряжения силового трансформатора (кВ-А) 2500—1600 1,4 1000—630 1,3 400—100 кВА 1.2 Удаленная точка с учетом активного сопротив1,0 ления При удаленных от источника КЗ, часто происходящих в системах электроснабжения промышленных предприятий (повреждения за трансформаторами малой мощности, кабельными линиями и т. д.), ударный коэффициент ky зависит от величины Та . Значение ky в расчетах принимается по табл. 27.1. 23.8. Расчёт токов короткого замыкания в системе относительных единиц 231 На практике расчет ТКЗ в сетях высокого напряжения наиболее часто ведут в относительных единицах. При этом все расчетные данные приводят к базисному напряжению и базисной мощности. За базисное напряжение принимают средненоминальные напряжения UН = 0,23; 0,4; 0,69; 3,15; 6,3; 10,5; 20; 37; 115; 230 кВ. За базисную мощность Sб принимают (исходя из условий) мощность системы, суммарную номинальную мощность генераторов электростанций или удобное число, кратное ста (100, 200. . . 1000 МВА). Базисный ток определяется Iб = Sб / 3 /Uб. Реактивное и активное сопротивления в относительных единицах (обозначаемые звездочками в индексах) представляют собой отношение падения напряжения на данном сопротивлении при номинальном токе к номинальному напряжению: x* = 3  IH  x S  x H2 UH UH ; 3  IH  r S  r H2 UH . r* = U H (27.7) (27.8) Сопротивление элементов системы электроснабжения дано в относительных единицах. 1. Относительное сопротивление источника x * б = xС Sб / SН (27.9) 2. Относительное сопротивление питающей линии 2 x * б = x0 l Sб/U ср.Н , (27.10) где Uср.H. — среднее номинальное напряжение линии; x0 ,l — соответственно удельное сопротивление и длина линии. 3. Относительное сопротивление трансформатора Sб x * б.ТР = 0,01uк % S Н.ТР ; (27,11) Sб r* = Р S Н.ТР ; (27.12) б.ТР КЗ где SH.ТР. — номинальная мощность трансформатора; Ркз — потери меди трансформатора, т. е. мощность короткого замыкания, кВт. 4. Относительное сопротивление реактора Iб UH  I Uб , Н.Р * x б.Р = 0,01хр % (27.13) где Iн. р — номинальный тон реактора. 23.9. Сопротивления элементов системы электроснабжения в режиме короткого замыкания 232 При вычислении ТКЗ в установках свыше 1000 В учитывают индуктивные сопротивления элементов, существенно влияющих на величину этих токов. К таким элементам относятся генераторы, компенсаторы, электродвигатели, силовые трансформаторы, реакторы, воздушные и кабельные линии. Активное сопротивление перечисленных элементов, как правило, не учитывают, за исключением случаев расчета ТКЗ при большой протяженности воздушных и кабельных линий. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания рекомендуют учитывать суммарное активное сопротивление цепи КЗ (r  ) в том случае, если оно больше одной трети суммарного индуктивного 'сопротивления цепи КЗ (х  ): При вычислении ТКЗ в установках ниже 1000 В учитывают сопротивления и некоторых других элементов системы электронабжения. При расчете ТКЗ принимают указанные ниже сопротивления элементов системы электроснабжения. 1. Синхронные генераторы, компенсаторы, двигатели. Синхронные машины учитывают их индуктивным сопротивлением для начального момента КЗ (сверхпереходным сопротивлением по продольной оси полюсов) x"d. Значения 229 x"d для различных машин можно брать из каталогов. При отсутствии таких данных можно принимать средние значения х"а, отнесенные к номинальной мощности и номинальному напряжению машины: для турбогенераторов 0,125 гидрогенераторов с успокоительной обмоткой .... 0,2 гидрогенераторов без успокоительной обмотки. ... 0,27 синхронных компенсаторов 0,16 двигателей 0,2 Сопротивление источника питания (сопротивление системы) в именованных единицах U б2 хc = x * С S H .(27.14) Sб r* = Р S Н.ТР ; (27.15) б.ТР КЗ 2. Силовые трансформаторы. Индуктивное сопротивление силового трансформатора задается напряжением КЗ ик %. Поскольку цк % численно равно падению напряжения в трансфораторе при номинальной нагрузке, то исходя из понятия относительного сопротивления следует, что ик % = zT %, а без учета активного сопротивления ик % = хт %. Значения ик % принимают по каталогам на силовые трансформаторы. Для двухобмоточных трансформаторов ик % = 5.5 - 14 %, а для трехобмоточных значения ик % даются для каждой пары обмоток: ик    %,иki-iii %, иkii-iii %, причем их относят к номинальной мощности трансформатора, за которую принимают мощность первичной обмотки. 233 Сопротивление двухобмоточного трансформатора в именованных единицах: хтр = 0,01 ик % U 2б S H .ТТ ; (27.15)| 2 U S Н.ТР . r.ТР = РКЗ Индуктивные сопротивления каждой обмотки трехобмоточного трансформатора определяют по формулам x  = 0,5 (ик   + ик   — ик  ; х   = 0,5 (ик   ик  — ик   );\ (27.16) х    = 0,5 (ик   + ик  — ик   ). Сопротивления трансформатора с расщепленной обмоткой низшего напряжения определяют по формулам хК1 = (1 — кР/4) хК1 - (2+3) = 0.125хк1 – (2+3) , \ (27.17) хК2 = хК3 кР/2) хК1 - (2+3) = 1,75хк1 – (2+3) , где xK1 — сопротивление первичной обмотки трансформатора; xK2 и xK3 — сопротивления расщепленной обмотки; kp — коэффициент расщепления: кp = хК2 -3 / хК1-(2+3) ; здесь хК 2-3 — сопротивление между расщепленными обмотками; хК1-(2+3) — сквозное сопротивление, т. е. сопротивление трансформатора при параллельном соединении расщепленных обмоток. Значения kp для отечественных общепромышленных трансформаторов составляют 3,4—3,6. 3. Реакторы. Сопротивление реактора в именованных единицах UH хр = 0,01 хр % I H 3 . (27.18) Индуктивные сопротивления реакторов задаются в омах или процентах Если индуктивное сопротивление задано в процентах, то при учете сопротивления реактора необходимо знать его номинальное напряжение и ток. Для сдвоенного реактора нужно знать велиину коэффициента связи kС. У наиболее часто применяемых реакторов xР = 3 - 10 %; хН = 0,1 - 0,5 Ом. Индуктивное сопротивление одной ветви сдвоенного реактора 0,14—0,5 Ом, индуктивные сопротивления обеих ветвей сдвоенного реактора 0,4—1,7 Ом; kc  0,5. 4. Воздушные и кабельные линии. Сопротивление линии в именованных единицах U б2 2 хЛ = х0 l U СР.Н . (27.19 Индуктивные и активные сопротивления на фазу высоковольтных линий приведены в справочниках. 234 5. Асинхронные двигатели. Для расчета ТКЗ с учетом подпитки от асинхронных двигателей должны быть известны: номинальные мощность и напряжение двигателя; номинальная скорость двигателя; кратность пускового тока. Перечисленные выше параметры принимаются по каталожным данным асинхронных двигателей с короткозамкнутым или фазным ротором или берутся из каталожных данных. Расчетные схемы и определение результирующих сопротивлений цепи КЗ. При расчете ТКЗ пользуются упрощенной однолинейной схемой установки, называемой расчетной. На ней указывают параметры элементов, которые должны быть учтены при расчете ТКЗ. Для выбранной точки КЗ К составляют схему замещения, в которой все элементы связаны электрически. Намагничивающими токами трансформаторов пренебрегают. Суммарное, или, как его принято называть, результирующее, сопротивление цепи КЗ может быть определено в именованных или относительных единицах. Определение результирующего сопротивления в именованных единицах (Ом). Система электроснабжения имеет, как правило, несколько ступеней напряжения, связанных между собой, трансформаторами (рис. 27.2). При этом сопротивления всех элементов цепи КЗ должны быть приведены к одному и тому же базисному напряжению. За базисное удобно принимать среднее номинальное напряжение той ступени, на которой определяется КЗ. Приведение сопротивления, выраженного в Омах, к базисному напряжению производят по формуле Рис. 27.2. Схема сети с несколькими ступенями напряжения 2 х' = х(k1, k2,. . . .,kn) , (27.20) где k1, k2,. . . .,kn — коэффициенты трансформации трансформаторов, посредством которых сопротивление х связано со ступенью базисного напряжения. Для схемы на рис. 27.2, в частности, сопротивления, приведенные к базисному напряжению Uб = U4, будут: для генератора Г  U4 U3 U2      U U U х'1 = х1  3 2 1  = х1  U4   U1 2  U б2  2  = х1 U 1 ; для трансформатора Т1 2  U4 U3     U U х'2 = х2  3 2  = х2  U4   U2 2  U б2  2  = х2 U 2 ; для линии Л1 235 2  U4 U3  U б2    2 х'3 = х3  U 3 U 2  = х3 U 2 и т. д. Как видно из этих соотношений, промежуточные коэффициенты трансформации при определении сопротивлений сокращаются, и пересчет сопротивлений можно вести прямо на базисное напряжение: хUб = хU1 U б2 U 12 , (27.21) где хUб — индуктивное сопротивление на фазу данного элемента, приведенное к базисному напряжению, Ом; хU1 — индуктивное сопротивление на фазу данного элемента на ступени напряжения, где включен данный элемент, Ом; знак приведения здесь опущен. Активные и полные сопротивления приводятся аналогичным образом. Указав на схеме замещения сопротивления элементов схемы в омах, определяют результирующее сопротивление хрез, пользуясь известными из теоретических основ электротехники правилами преобразования схем. В реальных схемах электроснабжения определение хрез может быть упрощено в процессе преобразования треугольника сопротивлений в эквивалентную звезду и наоборот (рис. 27.3): при преобразовнии треугольника в эквивалентную трехлучевую звезду х12  х31 х1 = х12  х23  х31 ; х12  х 23 х = х12  х23  х31 ; 2 (27.22) х 23  х31 х3 = х12  х23  х31 ; при преобразовании трёхлучевой звезды в эквивалентный треугольник х1  х 2 х12 = х1 + х2 + х3 ; х2  х3 х = х + х + х1 ; 23 2 3 (27.23) х1  х3 х31 = х1 + х3 + х2 . Определение результирующего сопротивления в относительных единицах. При таком определении относительные сопротивления всех элементов цепи КЗ должны быть вычислены при одних и тех же базисных условиях. Дальнейшее определение результирующего сопротивления осуществляется путем обычных преобразований схемы замещения. 236 Чтобы привести сопротивления к принятым базисным условиям, определяют относительные базисные сопротивления: для генераторов и трансформаторов — по формуле (27.11), для реакторов— по (17.13), для воздушных и кабельных линий — по (27.10). Для генераторов и трансформаторов принимают х * = Хн * , т. е. номинальное их напряжение считают равным среднему номинальному напряжению ступени. Для реакторов Iб и Uб должны быть приняты обязательно для той ступени напряжения, где установлен реактор. Для воздушных и кабельных линий в качестве номинального напряжения используется среднее номинальное напряжение, т. е. UН. = UСР. Рис. 27.2. Преобразование треугольника сопротивлений в эквивалентную звезду В расчетах ТКЗ широко пользуются так называемым расчетным сопротивлением цепи КЗ хр * : S H Sб , хр * = хрез * (27.24) где SH  — суммарная мощность системы. Величина хр * однозначно характеризует электрическую удаленность точки КЗ от источника. 23.10. Расчёт токов короткого замыкания при питании от системы неограниченной мощности Если мощность источника питания достаточно велика (система неограниченной мощности), ЭДС его неизменна и точка короткого замыкания значительно уда237 лена от источника питания, то периодическая слагающая тока короткого замыкания считается неизменной: 1П = 1К = 1б / z * б, (27.25) где 1б — базисный ток, определяемый по выбранной базисной мощности Sб при Uб = UH0M: 1б = Sб /( 3 UH0M); (27.26) z * б—полное сопротивление, выраженное в относительных единицах и приведенное к базисной мощности: 2 2 z * б = r*б  х*б . (27.27) При этом сопротивление системы до точки присоединения потребителя принимают равным нулю и величину периодической слагающей определяют только сопротивлениями отдельных элементов цепи короткого замыкания. Если приведенное активное сопротивление r*б<0,3x*б, то оно не учитывается, а ток и мощность короткого замыкания соответственно 1К = 1б / х * б; SК = Sб / х * б. (27.28) (27.29) Указанные формулы применяют также, если расчетное сопротивление храсч>3, т. е. тогда, когда нельзя пользоваться расчетными кривыми. 27.5. Расчёт токов к.з. по расчётным кривым Если точка короткого замыкания находится вблизи источника питания (на шинах электростанции или на линии, близлежащей к ней), то периодическую слагающую тока короткого замыкания можно определить по расчетным кривым (кривым затухания). Указанные кривые (рис. 27.3) представляют собой зависимость кратности периодической слагающей тока короткого замыкания kt от расчетного сопротивления х * расч (для времени, принимаемого от начала возникновения короткого замыкания). При этом следует учитывать, что указанные кривые рассчитаны для одного турбогенератора или гидрогенератора с АРВ. Если считать, что генераторы системы однотипны сопротивления линий (от генераторов до точки короткого замыкания) одинаковы, то указанные кривые можно использовать для расчета периодической слагающей тока короткого замыкания в точках, близлежащих от источника питания. Расчетное сопротивление х * расч представляет собой сопротивление схемы замещения, отнесенное к суммарной номинальной мощности источника питания: х * расч = х * б SНОМ  / Sб (27.30) где SНОМ  — суммарная номинальная мощность источника питания. 238 Если при расчете принимаем Sб = SНОМ  , то х * расч = х * б (27.31) Периодическая слагающая тока короткого замыкания при пользовании расчетными кривыми It = к t I  НОМ = к t SНОМ  / ( 3 U НОМ ) (27.32) где I  НОМ — суммарный ток источника питания; UHOM—напряжение ступени, для которой рассматривается короткое замыкание. Рис. 27.3. Кратность периодической составляющей тока трехфазного короткого замыкания при питании от турбогенератора с АРВ Мощность короткого замыкания пропорциональна току короткого замыкания, следовательно, S t = к t SНОМ  (27.33) Расчетными кривыми можно пользоваться также для определения тока двухфазного короткого замыкания I(t2) = 3 к(2)t I  м (27.34) Кратность тока при двухфазном коротком замык к(2)t) находят, принимая х2 * расч = 2х(3) * расч (при трехфазном коротком замыкании). 239 Следует отметить, что при храсч>3 ток I(t2) двухфазного короткого замыкания меньше тока I(t3) трехфазного короткого замыкания, так как соотношение между указанными токами 3 I(t3) / I(t2) = 2 х * расч .Следовательно, I(t2 = 3 I(t3)/(2x * paсч) = 0;865 I(t3). (27.35) 23.12. Расчёт ТКЗ в электроустановках напряжением до 1 кВ Электроустановки промышленных предприятий напряжением до 1кВ обычно получают питание от электрических систем через понижающие трансформаторы. Мощность трансформаторов цеховых подстанций находится в пределах 200—2500 кВ-А. Наиболее часто на этих подстанциях устанавливают трансформаторы мощностью ST = 630, 1000, 1600кВ-А. Если мощность КЗ SК на шинах высшего напряжения SK  50ST, (27.36) то периодическая составляющая ТКЗ будет неизменной. В большинстве случаев это соотношение имеет место в системах электроснабжения промышленных предприятий. Если соотношение (27.36) не выполняется, величина сопротивления системы находится по значению ТКЗ на выводах обмотки высшего напряжения понизительного трансформатора (3) xС = UСP / ( 3 I K ), (27.37) где UСP — среднее номинальное значение напряжения обмотки высшего напряжения трансформатора. При отсутствии данных о величине значение хС может быть определено по номинальной мощности отключения SН.0 выключателя, установленного в сети питания понизительного трансформатора. На величину ТКЗ в сетях до 1000 В существенное влияние оказывают: 1) сопротивления таких элементов короткозамкнутой сети, как провода небольшой длины, кабели, трансформаторы тока, токовые катушки автоматических выключателей и др.; 2) сопротивления контактных соединений, особенно контактов аппаратов, распределительных устройств; 3) переходные сопротивления в месте КЗ. Расчет ТКЗ в сетях до 1000 В целесообразно производить в именованных единицах. Ниже рассмотрен выбор сопротивлений элементов таких сетей. 1. Активное и индуктивное сопротивления (мОм) силового трансформатора приведены к ступени низшего напряжения: РК U 2H  10 6 2 rТ = S H ; (27.38) 240 u 2K  (PK / 10S H ) 2 U H2  10 6 SH хТ = . где  РК — потери КЗ в трансформаторе, кВт; Uн — номинальное линейное напряжение обмотки низшего напряжения, кВ; SH — номинальная мощность трансформатора, кВ-А. Параметры некоторых типов шинопроводов до 1000 В приведены в справочниках. При отсутствии этих параметров их определяют расчетным путем. Активное и индуктивное сопротивления кабелей приведены в каталогах или определяются расчетом. Переходное сопротивление#(мОм) контактного соединения любого вида может быть найдено по формуле m rK = к/(0,102 FK) , (27.39) где FK — сила нажатия в контакте, Н; m — коэффициент, равный 0,5 для точечного контакта, 0,6—0,8 — для линейного, 1,0 — для плоского; k — коэффициент, зависящий от материала контактов и состояния их поверхности; величина его принимается по следующим данным: алюминий—алюминий 3—6 латунь—железо .... 3,0 алюминий—латунь ... 1,9 латунь—латунь .... 0,67 алюминий—медь .... 0,98 медь—медь 0,4 алюминий—сталь ... 4,4 серебро—серебро . . 0,06 сталь—сталь 7,6 Переходные сопротивления контактов отключающих аппаратов приведены в табл. 27.2. 5. При расчете ТКЗ в сети до 1000 В надо учитывать как активные, так и реактивные сопротивления измерительных трансформаторов тока, которые имеются в цепи КЗ. Данные о сопротивлениях трансформаторов тока приведены в табл. 27.3. Таблица, 27.3. Ориентировочные значения переходных сопротивлений контактов аппаратов, МОм Но АвРу Раз НомиА Р Р митомат бильъединальный втомат убиль- азъедина ни ниток апн н льный к тель паик итель ток рата, А аппарата, А 50 1,3 600 0, ,25 - ,15 0 15 10 0,75 0,5 — 1000 0, ,08 08 20 0,6 0,4 — - зооо — 0, 40 0,4 0,2 0,2 237 Таблица 9.4. Сопротивление первичных обмоток трансформаторов тока, MOм 241 Коэффициент трансформации х 20/5 40/5 6 75/5 7 r 2 1 Коэффициент трансформации 4 150/5 300/5 500/5 1 х 2 0,07 1, 0,3 75 r 0, 0, Действующее значение периодической составляющей ТКЗ в сети до 1 кВ без учета подпитки асинхронных двигателей следует определять по соотношению U CP I ( 3) 2 2 = 3 r  x , (27.40) где r и x  — суммарные соответственно активное и реактивное сопротивления контура КЗ, их величины вычисляются алгебраическим суммированием сопротивлений элементов контура КЗ. Действующее значение периодической составляющей тока однофазного КЗ в сети до 1000 В рассчитывается по формуле U НОМ I (1) КЗ = 3 zФ 0 , (27.41) где zфо — полное сопротивление петли фаза — ноль. При расчетах ТКЗ в сетях до 1000 В параметры отдельных элементов контура КЗ часто неизвестны. В связи с этим ряд проектных организаций применяет метод, при котором в расчетный контур КЗ вводится добавочное сопротивление 0,045— 0,03 Ом. При этом значения ТКЗ получаются сильно заниженными по сравнению с действительными. Особенно существенна разница в сетях до 1000 В, получающих питание от мощных трансформаторов 1000, 1600, 2500 кВ -А. Поэтому ВНИИПроектэлектромонтаж рекомендует вводить снижающий коэффициент kСН = 0,3- Умножая расчетный ток КЗ на kCН, получают расчетный ТКЗ в сети 0,4 кВ с учетом сопротивления дуги. При этом рекомендовано: 1) для выбора уставок автоматов принимать kСH = 0,3; 2) для проверки оборудования на динамическую устойчивость: а) при замыканиях на КТП с трансформаторами мощностью 1000—2500 кВ-А kСH = 0,7; б) при расчетной величине ТКЗ 40 кА kCH = 0,8; в) при расчетной величине ТКЗ 20 кА kCH = 0,9. Значения ударного коэффициента берутся из табл. 27.1. При КЗ на магистральных шинопроводах, удаленных более чем на 100 м от трансформатора, kCH принимается равным единице. 242 Токи КЗ от асинхронных двигателей присоединенных непосредственно к месту КЗ, учитываются только при определении ударного ТКЗ: _ iУ=k 2 IНД.  6,5 IНД, где IНД — номинальный ток одновременно работающих двигателей, кА; k = IП IНД = 4.5. 243 Литература. 1. Князевский Б.А., Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий: Учеб. для студ. вузов по спец. «Электропривод и автоматизация промышленных установок» - 3-е изд., перераб. И доп. – М.: Высш. шк., 1986. – 400с., ил. 2. Ристхейн Э.м. Электромнабжение промышленных установок: Учеб. для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1991.- 424с. 3. Справочник по проектированию электроснабжения /Под ред. Ю.Г. Барыбина и др. – М.: Энергоатомиздат, 1990.- 576с. – (Электроустановки промышленных предприятий / под ред. Ю.Н. Тищенко и др./). 4. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования /Под ред. Ю.Г. Барыбина и др. – М.: Энергоатомиздат, 1991.- 464с.: ил. /Электроустановки промышленных предприятий/ Под общ. ред. Ю. А. Тищенко и др.). 5. Правила устройства электроустановок. М.: Энергоатомиздат, 1987. 244