Построение схем внешнего, внутризаводского и внутрицехового электроснабжения

Министерство образования Российской Федерации Южно-Уральский государственный университет Кафедра "Системы электроснабжения" А.М. Ершов ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ Учебное пособие для студентов, обучающихся по направлению подготовки бакалавров «Электроэнергетика и электротехника» Челябинск Издательский центр ЮУрГУ 2016 Министерство образования и науки Российской Федерации Южно-Уральский государственный университет Кафедра «Системы электроснабжения» 621.311(07) Е804 ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ Учебное пособие для студентов, обучающихся по направлению подготовки бакалавров «Электроэнергетика и электротехника» Челябинск Издательский центр ЮУрГУ 2016 2 УДК [658.26(07): 621.31](075.8) + 621.311(075.8) Е804 Одобрено учебно-методической комиссией энергетического факультета Рецензент Ершов, А.М. Е804 Электроснабжение: учебное пособие для студентов, обучающихся по направлению подготовки бакалавров «Электроэнергетика и электротехника» / А.М. Ершов. – Челябинск: Издательский центр ЮУрГУ, 2016. – 228 с. Рассмотрено построение схем внешнего, внутризаводского и внутрицехового электроснабжения, даны сведения об их конструктивном построении. Изложены методы расчетов электрических нагрузок, силовых трансформаторов понизительных подстанций и цеховых трансформаторных подстанций, кабельных линий. Даны сведения о компенсации реактивной мощности, качестве электрической энергии, режимах нейтрали, защите от перенапряжений, электроосвещении, электропотреблении и энергосбережении. Для студентов, обучающихся по направлению подготовки бакалавров «Электроэнергетика и электротехника». УДК [658.26(07): 621.31](075.8) + 621.311(075.8) Издательский центр ЮУрГУ, 2016 3 ОГЛАВЛЕНИЕ 1. ОБЩИЕ ВОПРОСЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 1.1. Применение электрической энергии в промышленности 1.2. Развитие электроэнергетики на Южном Урале 1.3 Современное состояние электроэнергетики 1.4. Основные понятия об энергосистеме и системе электроснабжения 1.5. Характеристики потребителей электроэнергии 2. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ 2.1. Понятие об электрических нагрузках систем электроснабжения 2.2. Основные характеристики потребителей электрической энергии 2.3. Коэффициенты, характеризующие графики электрических нагрузок 2.4. Методы расчета электрических нагрузок 2.4.1. Методы, основанные на применении технологических данных 2.4.2. Усовершенствованный метод упорядоченных диаграмм 2.4.3. Расчёт пиковых токов 2.4.4. Расчет электрических нагрузок при наличии однофазных электроприёмников 3. СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 3.1. Исходные положения и определения 3.2. Принципы построения систем электроснабжения 3.3. Внешнее электроснабжение промышленных предприятий 3.4. Подстанции систем электроснабжения 3.4.1. Распределительное устройство высшего напряжения 3.4.2. Силовые трансформаторы с первичным напряжением 35–110–220 кВ 3.4.3. Распределительное устройство низшего напряжения 3.4.4. Конструктивное исполнение подстанций 3.4.5. Выбор числа и мощности трансформаторов подстанции 3.5. Внутризаводские электрические сети напряжением 6–10 кВ 3.5.1. Радиальные схемы 3.5.2. Магистральные схемы 3.5.3. Конструктивные исполнения внутризаводских электрических сетей 3.5.4. Расчёт питающих линий 3.6. Цеховые трансформаторные подстанции 3.6.1. Типы цеховых ТП 3.6.2. Типы трансформаторов, устанавливаемых в ТП 4 7 7 10 12 15 16 21 21 23 28 30 31 31 37 38 43 43 46 47 53 54 55 59 60 63 64 64 66 69 74 91 91 92 3.6.3. Схемы и основное оборудование ТП 3.6.4. Конструктивное исполнение ТП 3.6.5. Выбор мощности трансформаторов цеховых ТП 3.7. Внутрицеховые электрические сети 3.7.1. Радиальные схемы 3.7.2. Магистральные схемы 3.7.3. Смешанные схемы 3.7.4. Замкнутые сети 3.7.5. Конструктивное исполнение внутрицеховых электрических сетей 4. КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ 4.1. Понятие о реактивной мощности 4.2. Особенности передачи реактивной мощности по электрическим сетям 4.3. Эффективность компенсации реактивной мощности 4.4. Потребители реактивной мощности 4.4.1. Асинхронные электродвигатели 4.4.2. Силовые трансформаторы 4.4.3. Электротехнологические установки 4.4.4. Потребители реактивной мощности в СЭС со специфическими нагрузками 4.5. Источники реактивной мощности 4.5.1. Энергосистема и ТЭЦ 4.5.2. Синхронные компенсаторы 4.5.3. Синхронные двигатели 4.5.4. Статические конденсаторы 4.6. Определение мощности компенсирующих устройств 4.7. О регулировании реактивной мощности на промышленном предприятии 5. КАЧЕСТВО ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ 5.1. Состояние качества электрической энергии в СЭС 5.2. Продолжительные изменения характеристик напряжения 5.2.1. Отклонения частоты 5.2.2. Медленные изменения напряжения 5.2.3. Колебания напряжения 5.2.4. Несинусоидальность напряжения 5.2.5. Несимметрия напряжений 5.3. Случайные события 5.3.1. Прерывания напряжения 5.3.2. Провалы напряжения 5.3.3. Перенапряжения 5.3.4. Импульсные перенапряжения 5.. Направления улучшения качества электрической энергии 5 93 96 98 100 101 102 104 105 106 114 114 115 117 119 120 123 124 125 127 128 128 129 130 134 136 138 138 139 139 140 140 143 145 147 147 147 148 149 151 6. ПУСК И САМОЗАПУСК ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ 6.1. Общие положения 6.2. Определение остаточного напряжения при пуске или самозапуске ЭД 7. ЭЛЕКТРООСВЕЩЕНИЕ 7.1. Краткая история развития искусственного освещения 7.2. Цветовая температура света 7.3. Источники света 7.3.1. Лампы накаливания 7.3.2. Газоразрядные лампы низкого давления 7.3.3. Газоразрядные лампы высокого давления 7.3.4. Светодиодные лампы 8. РЕЖИМЫ НЕЙТРАЛИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 8.1. Пять способов заземления нейтрали электрических сетей 8.2. Критерии выбора режима нейтрали 8.3. Электрическая сеть с изолированной нейтралью 8.4. Электрическая сеть с резистивным заземлением нейтрали 8.5. Электрическая сеть с компенсированной нейтралью 8.6. Электрическая сеть с глухо заземлённой нейтралью 8.7. Электрическая сеть с эффективно заземлённой нейтралью 8.8. Заключение 9. ЗАЗЕМЛЯЮЩЕЕ УСТРОЙСТВО 9.1. Общие положения 9.2. Параметры заземляющих устройств 9.3. Основные требования ПУЭ к заземляющим устройствам 9.4. Конструктивные исполнения заземляющих устройств 9.5. Расчёт заземляющего устройства отдельно стоящей трансформаторной подстанции напряжением 10/0,4 кВ 10. ЗАЩИТА ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ 10.1. Основные положения 10.2. Удары молнии 10.3. Молниезащита 10.4 Защита ограничителями перенапряжений 11. ЭНЕРГОПОТРЕБЛЕНИЕ И ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ 11.1. Электробаланс промышленного предприятия 11.2. Вопросы экономии потерь ЭЭ в СЭС ПП 11.3. Методы определения потерь ЭЭ в СЭС 11.4. Тарифы на электрическую энергию 11.5. Взаимоотношения энергосистемы с потребителями ЭЭ 11.6. Системы учета ЭЭ БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 6 155 155 156 163 163 165 168 168 171 173 176 178 178 180 181 184 185 187 188 189 191 191 193 196 199 202 205 205 205 209 212 214 214 215 217 218 220 222 225 1. ОБЩИЕ ВОПРОСЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 1.1. Применение электрической энергии в промышленности Электрическая энергия представляет собой одну из универсальных и гибких форм энергии, которая обладает рядом ценных свойств: легко, в больших количествах с малыми потерями передается на дальние расстояния от места производства; легко преобразуется в другие виды энергии (механическую, тепловую, световую, химическую, звуковую); удобно распределяется между потребителями, различными по мощности и характеру потребления; позволяет осуществлять комплексную механизацию и автоматизацию производства; обеспечивает наилучшие санитарно-гигиенические и экологические условия на промышленных предприятиях. Первые практические шаги человечества по применению электрической энергии в своей деятельности можно отнести и 1800 г., когда начались эксперименты с созданными в 1799 г. А. Вольта первыми электрохимическими генераторами, которые привели к открытию химического, теплового и магнитного действия электрического тока. В этом же году англичане А. Карлейль и У. Никольсон осуществили электролиз воды. В 1802 г. русский ученый, академик В.В. Петров построил уникальную батареи из 2100 медно-цинковых элементов, ЭДС которой составляла около 1700 В, а полезная мощность 60–85 Вт. Используя эту батарею, он открыл явление электрической дуги и обосновал возможность ее применения для плавки металлов, электроосвещения и восстановления металлов из окислов. В 1807 г. англичанин Х. Деви разработал электролитический способ получения щелочных металлов, а в 1833–1836 гг. М. Фарадей разработал теорию и сформулировал законы электролиза. В 1838 г. русский ученый, академик В.С. Якоби открыл явление гальванопластики, а несколько позднее – гальваностегии. Все эти открытия привели к массовому возникновению гальванотехнических предприятий в России и за рубежом. В 1843 г. Э.Х. Ленц теоретически обосновал закон тепловыделения под воздействием электрического тока, этот закон известен как закон Джоуля-Ленца. Эксперименты с первыми электрохимическими источниками тока привели к возникновению таких отраслей электротехнологии, как электротермия, электрохимия. Но для широкого их развития требовались мощные источники электрической энергии, которые появились в период с 70–80-х годов XIX века, когда были созданы экономичные генераторы постоянного тока, а чуть позже М.О. Доливо-Добровольским разработана система электроснабжения трехфазного тока. Одним из первых применений электричества в промышленности явилась электрическая сварка металлов. Первые опыты по электросварке металлов методом сопротивления (встык) выполнены в Англии в 1844 и 7 1851 годах Д. Непиром и Дородом. В конце 60-х годов XIX в. были проведены опыты по использованию электрической дуги для сварки металлов. Однако практическое решение этой проблемы принадлежит русскому изобретателю К.Н. Бенардосу, который в 1886 г. предложил метод электродуговой сварки. Позднее, в 1891 г., явление электрической дуги было использовано русским инженером Н.Г. Славяновым для так называемой электрической отливки и электрического уплотнения металлических отливок. Им же был создан полуавтомат для регулирования длины дуги, который явился предшественником автоматических сварочных установок. Способы сварки металлов электрической дугой, разработанные Н.Н. Бенардосом и Н.Г. Славяновым, вызвали целый переворот в технологических процессах машиностроения, судостроения и других отраслях. Через 50 лет после открытия В.В. Петровым явления электрической дуги и возможности плавки с ее помощью металлов первую электрическую дуговую печь косвенного нагрева изобрел французский химик Пишон, а в 1879 г. немецкий промышленник В. Сименс предложил две конструкции дуговых, печей прямого нагрева. В 1830 г. Ридмен в Англии впервые получил желтый фосфор методом возгонки в дуговой печи с двумя горизонтальными электродами, а в 1887 г. француз П.Л.Т. Эру сконструировал и изготовил электрическую рудно-восстановительную печь. В 1386 г. П.Л.Т. Эру получил также привилегию на способ получения алюминия посредством электролиза глинозема, растворённого в расплаве криолита, до этого алюминий получали химическими способами. Первый промышленный электролизер для разложения воды на кислород и водород был сконструирован русским ученым Д.А. Лачиновым. Первый патент на индукционную печь для плавки металлов получил в 1887 г. англичанин Феранти, однако первую действующую индукционную тигельную печь в 1900 г. ввел в эксплуатацию Челлин в Швеции. Первые попытки использования нагрева методом сопротивления для практических целей относится к 80-м годам, когда американские братья Е.Х. и А.Х. Коуленс создали печь прямого нагрева для плавки медноцинковых руд. После этого разрабатываются соляные закалочные ванны, печи сопротивления косвенного действия. Честь открытия почти всех известных процессов электрохимической обработки металлов принадлежит русскому химику Е.И. Шпитальскому, который еще в 1911 году разработал процесс электролитического полирования. Большой вклад в развитие методов электроэрозионной обработки металлов внесли советские ученые и инженеры Б.Р. Лазаренко, Н.И. Лазаренко, В.Н. Золотых, А.А. Лившиц и др. В начале XX столетия русские ученые и инженеры создали ряд конструкций электропечей. Под руководством В.П. Ижевского в 1902 г. разработана и пущена в промышленную эксплуатацию электропечь сопротивления для плавки металла, а в 1908 г. А.Н. Лодыгиным разработана и внед- 8 рена электропечь сопротивления прямого нагрева для выплавки металла из руды. В то же время были созданы электрическая соляная ванна для. нагрева инструмента под закалку (Стобинский, 1907 г.), электропечь сопротивления для плавки стали с угольными стержневыми нагревателями (Штейнберг, Грамолин, 1915 г.), дуговая сталеплавильная печь е вращающейся дугой (Евреинов, Тельный, 1916 г.). К этому времени на базе применения электротехнических процессов в России начинается промышленное производство различных материалов. В 1908–1910 гг. в Петербурге начато производство карбида кальция, в 1910 г. на Урале (в г. Сатка) организуется производство ферросплавов, в том же году в Петербурге внедрена сталеплавильная дуговая электропечь, в 1907 году под Москвой пущена в эксплуатацию сталеплавильная дуговая печь. Дореволюционная Россия значительно уступала промышленно развитым странам в применении электропечей. К 1917 г. работало всего 22 дуговые сталеплавильные печи, а после гражданской войны электрометаллургическая промышленность была создана практически заново. Промышленное применение электроэнергии стимулировалось бурным развитием машиностроения. Во второй половине 20-х и начале 30-х годов строятся: Днепропетровский комбинат, включающий заводы ферросплавов, инструментальной стали и алюминия; автомобильные заводы в Москве и Горьком; тракторные в Харькове, Сталинграде и Челябинске; авиационные и авиамоторные; Челябинский и Зестафонский ферросплавные; абразивные в Ленинграде и Челябинске; Верхнеисетский металлургический и др. До Великой Отечественной войны практически применялись только виды нагрева сопротивлением, дуговой, индукционный и диэлектрический. В 50-е годы к ним добавляются вакуумный назрев сопротивлением, электрошлаковый, вакуумно-дуговой нагрев, в 60-е – плазменно-дуговой и электроннолучевой, в 70-е – индукционно-плазменный, в 80-е – лазерный. Развитие и совершенствование промышленной электроэнергетики непосредственно связаны с общим развитием народного хозяйства страны, повышением производительности труда на основе интенсификации и автоматизации технологических процессов. Являясь основой развития производства, электроснабжение и электрооборудование промышленных предприятий должны развиваться опережающими темпами. В настоящее время на многих энергоемких ПП плотность электрических нагрузок на единицу площади достигла 0,1–0,2 кВт/м2, а в электролизном производстве и электросталеплавильных цехах – соответственно до 0,65–0,7 и 3–4 кВт/м2. Расчетные нагрузки крупных металлургических и электрохимических производств составляют 500–800 МВт, а крупных электрометаллургических комбинатов – до 1300–1400 МВт. Единичная мощность электродвигателей с резкопеременной нагрузкой достигла 20 МВт, синхронных двигателей турбокомпрессоров – 30–40 МВт, а мощность дуговых элек- 9 тропечей и серии электролизных ванн – соответственно 100–125 и 150– 170 МВА. 1.2. Развитие электроэнергетики на Южном Урале Применение электричества для нужд промышленности и населения Урала началось в 80-х годах прошлого столетия. По имеющимся данным в 1884 г. на всем Урале действовало несколько небольших заводских энергетических установок общей мощностью 20 кВт. К началу первой мировой войны, в 1913 г., общая мощность городских электростанций всего Урала составила 33653 кВт, а выработка электроэнергии – 115 млн. кВт·ч. В 1908 г. началось строительство Порожской гидроэлектростанции на р. Сатка для обеспечения электроэнергией первого в России электрометаллургического завода по выплавке ферросилиция и феррохрома. ГЭС содержала два генератора мощностью 560 и 750 кВт, частотой 25 Гц и напряжением 80 В. На Саткинском заводе были установлены две печи мощностью по 280 кВА, выплавляющие в год 500 тонн ферросилиция и углеродистого феррохрома. В начале XX века местная Челябинская газета писала: «Городская управа провела опрос желающих удовлетворить потребность в установлении 25-свечовых лампочек. Всего учтена потребность в 8125 электрических лампочках. Больше всего заявок поступило от владельцев домов по улице Уфимской (ныне ул. Кирова) – 2321, Азиатской (ул. Елькина). – 450. На остальные падало по сто ламп на каждую – не более». В 1900 году купцы Колбин и Кокарев, объединив капиталы, образовали «Товарищество Колбина, Кокарева и компании», которое построило электростанцию. Она работала на угле и в 1908 г. имела мощность 50 кВт. К 1916 г. на городской электростанции, от которой питалось 14740 лампочек, в штате числилось 27 человек, из них восемь «господ монтеров». Первыми промышленными электроприемниками в основном являлись электродвигатели. Применялись они на Саткинском и Златоустовском заводах, где действовали электростанции мощностью соответственно 3,2 и 2,0 МВт. В 1920 г. самым высоким напряжением было 6,6 кВ. В 1921 г. на Челябинских Копях пущена электростанция мощностью 2 МВт и сооружена воздушная ЛЭП длиной 14 км до Челябинска, где были электрифицированы механический завод «Столль и К°» (им. Колющенко), холодильник, Сибирская слобода. В октябре 1923 г. в Челябинске для обеспечения действия электрооборудования открылось монтажное отделение и склад электротехнических принадлежностей. Ленинским планом ГОЭЛРО Урал (Пермская, Свердловская и Челябинская области) был отнесен к числу первоочередных, подлежащих электрификации районов страны. В плане предусматривалось строительство здесь четырех электростанций суммарной мощностью 165 МВт. Сре- 10 ди первоочередных было намечено строительство Челябинской ГРЭС. Однако разруха, продовольственный и топливный кризис отодвинули начало строительства ЧГРЭС до ноября 1927 г., когда состоялась ее закладка. Оборудование было закуплено в Англии у знаменитой фирмы «БабкокВилькокс». 1 сентября I930 г. ЧГРЭС мощностью 24000 кВт дала промышленный ток. Электроэнергией ЧГРЭС питались цехи ферросплавного завода, цинкового, электродного, тракторного. Электроэнергию ЧГРЭС получали промышленные предприятия Кыштыма, Карабаша, Златоуста и даже Свердловска. Общая мощность ЧГРЭС после окончания строительства составила 145 тыс. кВт с турбоагрегатами по 24 тыс. кВт. В 1932 г. была сооружена первая очередь ГПП ЧТЗ, питающаяся от ЧГРЭС. Вокруг ЧТЗ возник так называемый социалистический город и 1 мая 1933 г. по маршруту «Соцгород – вокзал – центр» был пущен первый трамвай. Наиболее крупкой станцией после ЧГРЭС в 1932 г. стала Магнитогорская ЦЭС мощностью 56 МВт. В апреле 1930 г. при объединении электростанций, построенных на Урале по плану ГОЭЛРО, была создана Уральская энергосистема – Уралэнерго. Установленная мощность станций системы в 1935 г. составляла 563 МВт, а основная магистральная сеть напряжением 110 кВ вдоль Уральского хребта была протяженностью около 300 км. К этому времени Уральская энергосистема заняла четвертое место, уступая только энергосистемам Московской, Донбасской и Днепровской. В мае 1935 г. по решению Уралэнерго 4-й городской Челябинский участок Южно-Уральского района электросетей был преобразован в самостоятельное предприятие – «Челябинские электрические сети» (ЧГЭС). К 1940 г. ЧГЭС имели 250 км кабельных и воздушных линий электропередачи, две понижающие подстанции, через которые было распределено 30 млн. кВт·ч электроэнергии. Во время Великой Отечественной войны энергетический потенциал резко возрос, уже в 1942 г. вступил в эксплуатацию первый турбогенератор мощностью 25 МВт на ТЭЦ-1. В июле 1942 г. объединенная Уральская энергосистема была разделена на три части, каждая из которых стала самостоятельной энергосистемой – Пермэнерго, Свердловэнерго и Челябэнерго. В этом году установленная мощность электростанций Челябэнерго достигла 243 тыс. кВт, а выработка электроэнергии – 1,5 млрд. кВт·ч. Дальнейшая динамика развития этих показателей Челябэнерго дана в табл. 1.1. В 1952 р. состоялся пуск первых агрегатов Южно-уральской ГРЭС, а в 1953 г. пущена ТЭЦ на Магнитогорском металлургическом комбинате. В конце 50-х и в начале 60-х годов уральская энергетика вступила в новый этап развития на базе, крупных блочных энергоустановок ТЭС, линий и подстанций напряжением 500 кВ, соединивших объединенную Уральскую энергосистему с Единой энергосистемой европейской части СССР. В 11 1959 г. на Челябинской ТЭЦ-1 ввели в эксплуатацию первый в нашей стране турбогенератор мощностью 50 МВт на сверхкритические параметры пара. В 1965 г. на Троицкой ГРЭС были введены первые на Урале энергоблоки мощностью по 300 МВт, а в 1967 г. в работе находились все 4 блока общей мощностью 1200 МВт. Год 1942 1945 1950 1955 1960 1965 1970 1975 1977 1985 2014 Установленная мощность электростанций Челябэнерго, млн. кВт 0,248 0,398 0,404 0,936 1,676 2,972 3,738 4,295 4,967 – Таблица 1.1 Производство электроэнергии электростанциями Челябэнерго, млрд. кВт·ч 1,5 2,7 3,3 6,7 10,5 17,4 23,8 24,6 29,1 41 36,14 В конце 80-х годов сооружена первая в мире одноцепная линия переменного тока напряжением 1150 кВ Экибастуз – Урал протяженностью 1200 км. Пропускная способность линии 1150 кВ составляет 5000– 6000 МВт, что эквивалентно 25 линиям напряжением 220 кВ. По линии может передаваться до 40 млрд. кВт·ч электрической энергии в год. Площадь сечения одной фазы составляет около 3000 мм2. Каждая фаза выполняется из восьми расщепленных проводов. Гирлянда собирается из 40–45 изоляторов длиной 10–11 метров. Расстояние между проводами 20–24 м, длина пролета – около 400 и, высота опор около 50 м. Челябинская область занимает пятое место в России по потреблению мощности 5,15 ГВт и электроэнергии 36,14 млрд. кВт·ч в 2014 г. после Московской, Тюменской (и прилегающих к ней автономных округов), Ленинградской и Свердловской областей. 1.3. Современное состояние электроэнергетики Технический уровень любой страны определяется степенью ее электрификации, под которой подразумевается не только строительство электростанций, но и широкое внедрение электроэнергии в народное хозяйство и быт. Электрификации принадлежит решающая роль в осуществлении современного технического прогресса. 12 Россия по уровню электрификации в 1913 г. занимала 8-е место в мире и 6-е – в Европе. Годовая выработка электроэнергии мелких, в большинстве своем фабрично-заводских электростанций, общей мощностью 1,1 млн. кВт составила около 2 млрд. кВт·ч (в 2,5 раза меньше, чем в Германии, и в 15 раз меньше, чем в США). Широкая электрификация России началась только после Великой Октябрьской социалистической революции. Ленинский план электрификации России (ГОЭЛРО) был утвержден 22 декабря 1920 г. VШ съездом Советов. Планом ГОЭЛРО предусматривалось в течение 10–15 лет сооружение крупных 20 тепловых и 10 гидравлических электростанций общей мощностью 1750 тыc. кВт доведением годовой выработки электроэнергии до 8,8 млрд. кВт·ч. План ГОЭЛРО по основным показателям был выполнен в 1931 г., а к концу 1935 г. перевыполнен почти в 3 раза. За 15 лет было построено 147 крупных электростанций общей мощностью свыше 4,6 млн. кВт. В их числе такие первые тепловые государственные районные электростанции (ГРЭС), как Каширская (12 МВт), Шатурская (48 МВт), Волховская (56 МВт) и самая крупная в Европе Днепропетровская ГЭС (558 МВт). Темпы электрификации увеличивались с каждым годом (рис. 1.1) и с 1947 г. по уровню электрификации СССР занимала второе место в мире после США. Рис. 1.1. Установленная мощность электростанций СССР и производство электроэнергии 13 Выработка электроэнергии в мире в начале XX века была ничтожно мала – в 1930 г. составляла лишь 300 млрд. кВт·ч. В результате бурного развития электроэнергетики уже к 1987 г. она выросла до 10447 млрд. кВт·ч. При сохранении таких темпов роста к 2000 г. потребление электроэнергии должно было превысить 30 трлн. кВт·ч. Серьёзные изменения, произошедшие в 1991 году и выделении Российской Федерации в отдельное государство, обусловили серьёзный спад производства в промышленности и сельском хозяйстве, что отразилось и на электроэнергетике. В 1991 году при установленной мощности ЕЭС 214 ГВт максимум потребления мощности составил около 156 ГВт, выработка электроэнергии – 1030 млрд. кВт·ч. В последующие 10 лет последовал спад потребляемой мощности и выработки электроэнергии. И только с двухтысячного года начался их рост – рис. 1.2. В 2014 г. при установленной мощности ЕЭС 226,5 ГВт максимум потребления мощности составил 154,7 ГВт, электроэнергии 1013,9 млрд. кВт·ч. Рис. 1.2. Динамика изменения электропотребления электроэнергии и мощности по ЕЭС России Важным показателем энерговооруженности человека является потребление всех видов энергии на душу населения. Для поддержания элементарных условий жизни человеку требуется всего 1 тыс. кВт·ч электроэнергии в год. Однако при использовании различных машин, транспорта, бытовой техники этот показатель должен быть увеличен как минимум в три раза. Так, в промышленно развитых странах годовое потребление энергии на одного человека достигает 10–20 тыс. кВт·ч, а в развивающихся странах с 14 большим народонаселением оно не превышает 100–800 кВт·ч. В СССР в конце 80-х годов годовое потребление электроэнергии на одного человека составляло около 6000 кВт·ч. В настоящее время развитие электрификации должно сопровождаться структурными изменениями, влекущими за собой сбережение электроэнергии. Основными направлениями энергосбережения являются: 1. Повышение энергетической эффективности электротехнологий, включая техническое совершенствование электрооборудования и улучшение его использования. Например, имеется возможность снизить удельный расход электроэнергии в производстве алюминия на 5–10 % за счет повышения плотности тока, применения обожженных электродов и др.; в производстве электростали на 20–25 % за счёт внедрения внепечной доводки металла, и т.д. 2. Снижение материалоемкости и качества конструкций различных механизмов. В настоящее время высокая материалоемкость народного хозяйства приводит к перерасходу электроэнергии около 200 млрд. кВт·ч в год. 3. Сокращение потерь электроэнергии в электрических сетях. 1.4. Основные понятия об энергосистеме и системе электроснабжения Энергетическая система – совокупность устройств, связанных с получением, преобразованием и использованием всех видов энергии. Она включает в себя: топливоперерабатывающий комплекс, электростанции, как источник получения электрической и тепловой энергии, подстанции, преобразователи энергии, тепловые сети, электрические сети, двигатели, осветительные, нагревательные приборы. Электрическая часть энергетической системы (электрическая система) – часть энергетической системы, которая производит, преобразует и потребляет электрическую энергию. Электростанциями называют предприятия или установки, предназначенные для производства электроэнергии. По особенностям основного технологического процесса преобразования энергии и виду используемого топлива электростанции подразделяют на тепловые станции (ТЭС), атомные электрические станции (АЭС), гидравлические электрические станции (ГЭС) и гидроаккумулирующие станции (ГАЭС). Незначительную часть энергии вырабатывают дизельные электростанции (ДЭС), а также ТЭС с газотурбинными (ГТУ) и парогазовыми установками (ПГУ). Под электроснабжением согласно ГОСТ 19431-84 «Энергетика и электрификация. Термины и определения» понимается – обеспечение потребителей электрической энергией. Под потребителями подразумеваются предприятия, организации и т.д., электроприёмники которых присоединены к электрическим сетям и используют электрическую энергию. 15 Приёмниками электрической энергии принято считать устройства, в которых происходит преобразование электрической энергии в другие виды энергии (механическую, тепловую, лучистую, химическую и т.д.). Всё множество электроприёмников предприятий и организаций по своему функциональному назначению принято делить на четыре группы: – электропривод; – электротехнологические установки; – электрическое освещение; – устройства управления и обработки информации. Системы электроснабжения предназначены для передачи, приёма и распределения электроэнергии. Они состоят из подстанций, электрических сетей и местных источников электроэнергии. Систему электроснабжения современного среднего и крупного предприятия можно рассматривать как сложную систему, состоящую из подсистем внешнего, внутризаводского и внутрицехового электроснабжений. Чаще всего системы электроснабжения являются централизованными и значительно реже – автономными. Первые из них подключаются к электрическим сетям энергоснабжающих организаций, а вторые питаются только от внутренних источников. К автономным системам относятся, например, системы электроснабжения объектов, расположенных в труднодоступных районах, воздушных и водных судов, а также автотранспорта. Систему электроснабжения предприятия вместе с его электроприемниками принято называть электрохозяйством предприятия. 1.5. Характеристики потребителей электроэнергии Все электроприемники промышленных предприятий имеют свои характерные особенности и показатели, которые определяют условия электроснабжения потребителей. К ним относятся: 1. Номинальная (установленная) мощность – это основной характерный показатель электроприёмников. Для электроприводов с двигателями асинхронными или постоянного тока номинальные мощности измеряют в кВт. Для синхронных двигателей указывают полную мощность, потребляемую из сети в кВА, и коэффициент реактивной мощности tgφ. Под номинальной мощностью электротехнологических установок подразумевают полную мощность в кВА питающих их трансформаторов. Для двигателейгенераторов, различного вида преобразователей рода тока принимают номинальную мощность, потребляемую из сети в кВт или кВА. Для электроприёмников с повторно-кратковременным режимом работы за номинальную мощность принимают мощность, приведенную к продолжительному периоду работы. Для сварочных аппаратов кроме номинальной мощности вводят номинальный ток электрической дуги в А. 16 2. Род тока. Основным током в электроустановках промышленных предприятий является переменный трехфазный или однофазный ток, которым питается большая часть электроприёмников. Электроприёмники постоянного тока, как правило, получают энергию от преобразователей переменного тока в постоянный, вследствие чего электроэнергия постоянного тока всегда дороже электроэнергии переменного тока и ее применение должно быть технически и экономически обосновано. В системах электроснабжения сами преобразователи рода тока являются потребителями переменного тока. 3. Напряжение. Согласно действующему ГОСТ 21128-83 для распределения электроэнергии на промышленном предприятии применяются следующие классы напряжений: однофазного переменного тока – 6, 12, 27, 40, 60, 110 и 220 В; трёхфазного переменного тока – 40, 60, 220, 380 и 660 В, 3, 6, 10, 20, 35, 110, 150, 220 и 330 кВ; постоянного тока – 6, 12, 27, 48, 50, 110, 220 и 440 В. Системы переменного трехфазного тока напряжением 220, 380, 660 В и 220 кВ и более согласно ПУЭ выполняет с заземленной нейтралью, 110 кВ – с эффективно или глухо заземлённой нейтралью, а системы напряжений 6, 10, 35 кВ – с изолированной, компенсированной или резистивно заземлённой нейтралью. 4. Частота тока. Стандартной промышленной частотой в России, в странах Европы, Азии и Африки является частота 50 Гц. В США в начале была неудачно выбрана частота 25 Гц. Эта частота малопригодна для освещения (резче проявляется стробоскопический эффект, например, люминесцентных ламп, ртутно-дуговых и др.), для привода она может дать максимальную частоту вращении 1500 об/мин. В последствие в США была введена частота 60 Гц, которая принята в странах Северной и Южной Америки. Международная электротехническая комиссия признает стандартными обе частоты – 50 и 60 Гц. Электродвигатели, изготовленные для частоты 60 Гц, могут работать в сети с частотой 50 Гц, но напряжение питания должно быть понижено пропорционально частоте (при снижении частоты уменьшается индуктивное сопротивление двигателей, следовательно, нужно уменьшать напряжение для сохранения тока и нагрева двигателя). Электродвигатели, изготовленные для частоты 50 Гц в сети с частотой 6С Гц работать не могут – нужны преобразователи частоты. Трансформаторы и коммутационные аппараты могут работать как в сети с частотой 50 Гц, так и 60 Гц. В промышленности применяют пониженные частоты (0,5–1,5 Гц для электромагнитного перемешивания стали в электропечах; 2–5 Гц – для контактной электросварки; 10–40 Гц – для питания прокатных станов) и повышенные частоты (до 200 Гц – для питания высокочастотного электроинструмента; до 400 Гц – для привода деревообрабатывающих станков, работающих с частотами вращения до 20000 об./мин; 500–10000 Гц – для индукционного сквозного нагрева; 2–400 кГц – в установках поверхност- 17 ного нагрева металлов; 100 кГц –100 МГц – для диэлектрического нагрева неметаллических материалов). 5. Режимы работы. Для электродвигателей и трансформаторов по нагреву установлена следующая классификация режимов: а) длительный режим, при котором температура электроприёмника возрастает по экспоненте и устанавливается постоянной в зависимости от нагрузки через время, равное примерно трем постоянным времени нагрева электроприёмника; б) кратковременный режим с неустановившейся температурой нагрева и охлаждения после рабочего цикла до температуры окружающей среды; в) повторно-кратковременный режим, при котором температура повышается во время работы, но нагрев не превосходит допустимого значения, и снижается во время пауз, но охлаждение не достигает температуры окружающей среды. Повторно-кратковременный режим характеризуется продолжительностью включения (ПВ), в процентах или долях единицы, tВ t ПВ% = 100 = В 100, . (1.1) t В + t ПАУЗЫ t ЦИКЛ где tВ – время включения; tПАУЗЫ – время отключения (паузы); tЦИКЛ – время цикла. Время цикла не должно превышать 10 мин. ГОСТ устанавливает следующие стандартные значения ПВ: 15, 25, 40 и 100 %. Номинальную мощность электроприёмника, приведенную к ПВ = 100 %, определяют по формуле ПВ% (1.2) Р НОМ.ПВ=100 % = Р НОМ.ПАСП ,. 100 где РНОМ.ПАСП – паспортная номинальная мощность. 6 Степень бесперебойности электроснабжения. С точки зрения обеспечения надежного и бесперебойного электроснабжения электроприёмники делят на три категории надёжности электроснабжения: 1-я категория – это электроприёмники, перерыв в электроснабжении которых может повлечь за собой: опасность для жизни людей; значительный ущерб народному хозяйству; повреждение дорогостоящего оборудования; массовый брак продукции; расстройство сложного технологического процесса. Кроме того, из состава ЭР. 1-й категории выделяется особая группа электроприёмников 1-й категории, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего оборудования. 2-я категория – это электроприёмники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов, промышленного транспорта. 18 3-я категория – это все остальные электроприёмники, не подходящие под определения 1 и 2-й категорий. Электроприёмники 1-й категории должны питаться от двух независимых взаимно резервируемых источников электроэнергии и перерыв их электроснабжения при выходе из работы одного из источников допустим лишь на время автоматического восстановления питания. Для электроснабжения особой группы электроприёмников 1-й категории предусматривается дополнительное питание от 3-го независимого взаимно резервируемого источника питания. Электроприёмники 2-й категории рекомендуется питать от двух независимых источников питания. Перерыв электроснабжения допускается на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала – до двух часов. Для электроприёмников 3-й категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что время восстановления поврежденного элемента системы электроснабжения не превышает одних суток. 7. Удельный расход электрической энергии. Используется в расчётах, связанных с определением электрических нагрузок, расходов и потерь электроэнергии, для перспективного планирования. Удельный расход электроэнергии измеряется в кВт·ч на единицу выпускаемой продукции W (1.3) WУД = , П где W – количество потребленной электроэнергии на производство некоторого вида продукции П. Фактический расход электроэнергии на производство единицы продукции принято называть удельным расходом, а плановый расход – нормой расхода. Нормированию подлежит весь расход электроэнергии на основные и вспомогательные производственно-бытовые нужды (отопление, вентиляцию, освещение, водоснабжение и др.), включая потери в сети. Основная задача нормирования – обеспечить применение при планировании и производстве технически и экономически обоснованных, прогрессивных норм расхода электроэнергии для осуществления режима ее экономии, рационального распределения и наиболее эффективного использования. При анализе удельных расходов электроэнергии и их нормирования используются индивидуальные и групповые, технологические и общепроизводственные нормы расхода. Характерным показателем является также электровооружённостъ труда, выраженная количеством кВт·ч (W), приходящихся в год на одного рабочего (N), W WЭВ = . (1.4) N 19 8. Коэффициент реактивной мощности tgφ, характеризующий отношение потребления реактивной к активной мощности какого-либо электроприёмника. 9. Графики электрических нагрузок. Электропотребление в целом характеризуется графиками электрических нагрузок. Большинство электроприёмников являются потребителями не только активной, но и реактивной мощности. Поэтому для характеристики режимов электропотребления используются графики активной P(t) и реактивной Q(t) нагрузки и обобщающий их график изменения полной нагрузки S(t)|. Изменения электрической нагрузки электроприёмников в большинстве случаев носят случайный характер. Для оценки графиков электрической нагрузки используется система статистических показателей, основными из которых являются: среднее значение нагрузки; коэффициент включения; коэффициент максимума; коэффициент вариации нагрузки; коэффициент формы графика; коэффициент использования номинальной мощности и др. 10. Влияние электроприёмников нa качество электроэнергии. Режимы работы электроприёмников весьма разнообразны. Имеется больше число электроприёмников с резкопеременным, импульсным, несинусоидальным и несимметричным характером нагрузки. Это приводит к тому, что эти электроприёмники оказывают влияние на качество электроэнергии в питающей системе электроснабжения. Поэтому при проектировании и эксплуатации систем электроснабжения необходимо знать, как они влияют на качество электроэнергии и предусматривать мероприятия по устранению или уменьшению этого влияния на другие потребители электроэнергии. 20 2. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ 2.1. Понятие об электрических нагрузках систем электроснабжения Электрические нагрузки являются определяющим фактором как при проектировании системы электроснабжения, так и при её эксплуатации. От правильности их оценки на стадии проектирования во многом зависят технико-экономические показатели системы электроснабжения. Ошибка в сторону их завышения приводит к неоправданному увеличению капитальных вложений, а ошибка в сторону занижения – к увеличению эксплуатационных расходов. Поэтому рассматриваемый вопрос является весьма важным. Электрические нагрузки характеризуют режим потребления электрической энергии электроприёмниками, группой электроприёмников, цехом и предприятием в целом. На формирование электрических нагрузок оказывает большое число факторов, часть из которых носит вероятностный характер. Исходную информацию для реализации этих методов, как правило, получают из графиков нагрузок. При проектировании систем электроснабжения основными являются три вида нагрузок: активная мощность Р, реактивная мощность Q и ток I. Электрическую нагрузку можно наблюдать с помощью измерительных приборов или регистрировать самопишущими осциллографами – рис. 2.1, а. В условиях эксплуатации изменения нагрузок (активной и реактивной мощностей) во времени представляют, как правило, в виде ступенчатой кривой, определяемой по показаниям счётчиков активной и реактивной энергии, снятой через одинаковые интервалы времени tИ – рис. 2.1, б. Рис. 2.1. Графики нагрузки, полученные с помощью регистрирующего прибора (а) и счётчика электрической энергии (б) 21 Кривые изменения активной и реактивной мощности и тока во времени называют графиками нагрузок соответственно по активной мощности Р = f(t), реактивной мощности Q = f(t) и току I = f(t). Графики электрических нагрузок подразделяются на индивидуальные и групповые, а по продолжительности – на сменные, суточные и годовые. Индивидуальные графики используются при определении параметров токоведущих элементов сетей, питающих отдельные крупные электроприёмники (электрические печи, преобразовательные агрегаты главных приводов прокатных станов и т.п.). Кроме того, по ним определяются различные коэффициенты, характеризующие режим работы этих приёмников и используемые при проектных и других расчётах. Эти коэффициенты и их физическая сущность будут рассмотрены ниже. Групповые графики нагрузок слагаются из индивидуальных графиков нагрузок электроприёмников, входящих в данную группу. Характеристики групповых графиков определяются типами индивидуальных графиков и взаимосвязями нагрузок отдельных электроприёмников, определяемыми технологическим процессом. Сменные графики нагрузок, как правило, снимаются в наиболее загруженную смену (смену с наибольшим потреблением электроэнергии). По ним определяются различные интегральные коэффициенты, используемые при расчётах электрических нагрузок. Годовые графики нагрузок формируют из суточных графиков, снятых за характерные сутки (летние, зимние, выходные и праздничные), и, как правило, представляют в виде упорядоченного графика по продолжительности. Характерные графики нагрузок различных отраслей промышленности приводятся в справочной литературе. В качестве примера на рис. 2.2 представлены типовые графики (суточный и годовой по продолжительности) активной нагрузки станкостроительной промышленности. Рис. 2.2. Типовые графики активной нагрузки предприятия станкостроительной промышленности: а – суточный; б – упорядоченный годовой 22 2.2. Основные характеристики потребителей электрической энергии При проектировании и эксплуатации систем электроснабжения в зависимости от решаемой задачи приходится оперировать разными мощностями для одного и того же электроприёмника или группы электроприёмников. Рассмотрим определения этих мощностей. Номинальная мощность – мощность, обозначаемая на заводской табличке или паспорте, прилагаемом к электроприёмнику. Под номинальной мощностью электродвигателей понимают мощность, развиваемую ими на валу при номинальных расчётных условиях, а для всех остальных – мощность, потребляемую из сети. Примечание. Условимся сейчас и в дальнейшем все величины, относящиеся к одному электроприёмнику, обозначать строчными буквами, а к группе – заглавными. Тогда номинальную активную мощность одного электроприёмника будем обозначать как рНОМ, а реактивную – qНОМ. Для группы электроприёмников обозначения этих же мощностей будут иметь вид – РНОМ и QНОМ, причём п PНОМ =  pНОМi ; i=1 n QНОМ =  q Номi , (2.1) i=1 где n – число электроприёмников в группе. При расчётах, связанных с выбором токоведущих элементов как для отдельных электроприёмников, работающих в повторно-кратковременном режиме, так и узлов, от которых питаются такие электроприёмники, номинальные активная и реактивная мощности последних, должны быть приведены к длительному режиму по формулам ПВПАСП.% p НОМ(ПВ=100%) = p НОМ.ПАСП. ; 100 (2.2) ПВПАСП.% q НОМ(ПВ=100%) = pНОМ.ПАСП  tgφПАСПпасп , 100 где pНОМ.ПАСП – номинальная мощность приёмника, указанная в паспорте; ПВПАСП – продолжительность включения по паспорту, % или о.е.; tgφПАСП – паспортное значение коэффициента реактивной мощности. Продолжительность включения определяется по выражению tР ПВПАСП.% = 100, (2.3) tР + tП где tР и tП – время, в течение которого электроприёмник находится соответственно в работе и в отключенном состоянии(пауза). Для сварочных машин и аппаратов Р НОМ = SПАСП  cosφПАСП 23 ПВПАСП.% . 100 (2.4) Поскольку соотношения для активной и реактивной мощности в большинстве случаев совпадают, то в дальнейшем будем говорить только об активной мощности. При различии в определении будем говорить об обеих мощностях. Средняя мощность – постоянная во времени мощность, при которой в течение периода наблюдений Т потребляется такое же количество электрической энергии, что и при реально изменяющемся во времени графике нагрузки. В общем случае среднее значение активной мощности одного электроприёмника при непрерывном графике нагрузки (рис. 2.2, а) Τ  p  t  dt Wа , T Т где Wа – потреблённая электроэнергия за период наблюдений Т. pС = o = (2.5) б) Рис. 2.3. Средние мощности При дискретном графике нагрузки (рис. 2.2, б) 1 n pС =  pi  Δt i . (2.6) T i=1 В зависимости от решаемой задачи период наблюдений Т может быть разным – от нескольких секунд до года. Средняя мощность является интегральной величиной и поэтому обладает большой информативностью. Она широко используется в различных расчётах. Например, средние активная и реактивная мощности за наиболее загруженную смену РСМ и QСМ являются основными величинами в расчетах электрических нагрузок, основанных на вероятностных методах. Через среднюю мощность определяют ряд других важных показателей, характеризующих режимы работы электроприёмников. В условиях эксплуатации эти средние мощности могут быть найдены по показаниям счётчиков электрической энергии W W Р см = а.см ; Qсм = р.см . (2.7) Tсм Tсм 24 Аналогично за год среднегодовая мощность, определяемая по годовому показанию счётчиков электрической энергии W W Р сг = а.г ; Q сг = р.г , (2.8) Tг Tг где ТГ – число часов работы электроприёмника в году, зависящее от сменности работы. Для предприятия, работающего в одну смену, принимается ТГ = 2000 ч, в две смены – ТГ = 4000 ч, в три смены – ТГ = 6000 ч, для непрерывно работающих ТГ = 8000 ч. Годовое число часов работы ТГ нужно отличать от общего числа часов в году Т = 8760 часов и от годового числа часов Тм.а использования максимума активной нагрузки РМ, которое определяется по формуле W Т м.а = а.г , (2.9) РМ где РМ – максимальная активная мощность за период наблюдения на годовом графике. Среднегодовая нагрузка РСГ находится из упорядоченного годового графика нагрузок (рис. 2.4): сложная площадь функции Р(t) (потреблённая годовая энергии) заменяется прямоугольником, абсцисса которого приравнивается ТГ, а ордината получается равной среднегодовой нагрузке РСГ. Аналогично по этому графику можно определить число часов Тм.а: Рис. 2.4. Годовой упорядоченный сложная площадь функции Р(t) замеграфик нагрузки няется прямоугольником, ордината которого приравнивается максимальной нагрузке РМ, а абсцисса получается равной годовому числу часов Тм.а. Физически это означает: если бы предприятие работало постоянно с максимальной мощностью РМ, то оно израсходовало бы годовую потреблённую энергию Wа.г за время Тм.а. Среднеквадратичная мощность. Среднеквадратичная активная мощность за любой рассматриваемый интервал времени Т определяются Τ 1 2 РСК = Р  t  dt . (2.10) Т о Для дискретного графика указанных нагрузок это выражения принимает следующий вид 25 1 n 2 РСК = (2.11)  Рi  Δt i . Τ i=1 Среднеквадратичные мощности наилучшим образом характеризуют физику нагрева проводников, т.к. количество тепла, выделяемого при протекании тока по проводнику, пропорционально квадрату тока (Θ ≡ I2R). Поэтому среднеквадратичные мощности используются расчете электрических нагрузок. Максимальные мощности. Максимальные значения активной Рм и реактивной QМ мощности представляют собой наибольшие из соответствующих средних величин за некоторый промежуток времени Т. В зависимости от продолжительности различают два вида максимальных нагрузок (рис.2.5): а) максимальные кратковременные нагрузки длительностью Т = 1– Рис. 2.5. Максимальные нагрузки 2 с, которые принято называть пикоразличной длительности выми и обозначать РПИК, QПИК. Они осреднения используются при расчетах колебаний напряжения, выборе плавких вставок предохранителей, токовых уставок релейной защиты по условиям пуска электродвигателей аппаратов; б) максимальные длительные нагрузки за различные интервалы времени 5, 10, 30 мин. Они используются при выборе элементов систем электроснабжения по нагреву, расчетах максимальных потерь мощности и уровней напряжения на зажимах электроприёмников. Расчетная мощность. Под расчетной мощностью РР понимается такая постоянная во времени нагрузка элемента системы электроснабжения, которая эквивалентна реальной нагрузке Р = f(t), создающей максимальной перегрев элемента над температурой окружающей среды. Средняя мощность потерь в проводнике, а, следовательно, и его средний нагрев определяется среднеквадратичным током IС.К. Расчетный ток IР должен превышать среднеквадратичный IС.К, но быть меньше максимального IМ тока для данного графика нагрузок IМ ≥ IР ≥ IС.К ≥ IС. (2.12) Аналогично для графика нагрузок по активной мощности (рис. 2.6, а) РМ ≥ РР ≥ РС.К ≥ РС. (2.13) 26 а) б) Рис. 2.6. Условия расчёта электрических нагрузок Существует оптимальная длительность интервала осреднения ТОСР, при которой среднеквадратичная нагрузка при прочих равных условиях будет удовлетворительно характеризовать изменение нагрева проводника. На рис. 2.6, б приведено изменение нагрузки за различные интервалы осреднения. Интервал Т'ОСР слишком мал и проводник за это время не успевает нагреться до установившегося значения, а интервал Т'''ОСР слишком большой и проводник успеет нагреться, а к концу интервала даже остыть. Оптимальный интервал осреднения Т''ОСР должен быть равен трем постоянным времени нагрева проводника Toср = 3·TО, (2.14) где ТО – постоянная времени нагрева проводника. Для практических расчетов за основу берется постоянная времени нагрева наиболее часто применяемых проводников малых и средних сечений ТО = 10 мин. Таким образом, в качестве интервала осреднения ТОСР принят 30-минутный (получасовой) максимум нагрузки. За это время нагрев проводника достигает 95 % установившегося значения. В течение сменного (суточного) графика нагрузки может быть несколько периодов повышения нагрузки (рис. 2.7). Поэтому для определения расчетной мощности (нагрузки) необходимо найти среднеквадратичные мощности (токи) за эти периоды и выбрать наибольшую из них. Однако нахождение среднеквадратичной Рис. 2.7. Различные средние нагрузки нагрузки представляет сложную РМТ за время ТОСР = 30 мин задачу. Поэтому Н.В. Копытовым ещё в 30-х годах было предложено при определении расчётной мощности среднеквадратичную мощность заменять средней за тот же период осреднения. 27 Это значительно проще, хотя при этом вносится небольшая погрешность. Таким образом, на графике за максимально загруженную смену выбирается наибольшая из средних мощностей (за принятый интервал осреднения ТОСР = 3То) и она принимается в качестве расчетной мощности. По этой нагрузке производится выбор сечения кабелей, мощности трансформаторов и т.д. 2.3. Коэффициенты, характеризующие графики электрических нагрузок При расчетах электрических нагрузок используют различные коэффициенты, характеризующие графики нагрузок и режимы работы электроприёмников. Рассмотрим их и дадим краткую характеристику. Коэффициент использования по активной мощности. Под коэффициентом использования по активной мощности понимается отношение средней мощности за рассматриваемый интервал времени Т к номинальной мощности. Так, для одного электроприёмника p Wa k иа = с = . (2.15) pном pном  Т Для группы электроприёмников n k иаi  pномi Рс  K и.а = = i=1 n . Рном  Pномi (2.16) i=1 Коэффициент использования применяется для характеристики режима работы электроприёмника в наиболее загруженную смену, но может быть отнесён и к другому интервалу времени. Для графика электрических нагрузок по активной мощности (2.8) коэффициент использования за какой-то период времени можно определить р t +p t +...+pn t n Wа K и.а = 1 1 2 2 = , (2.17) pном (t1 +t 2 +...+t n ) Wа.возм где Wа – электрическая энергия, потреблённая за какое-то время; Wа.возм – энергия, которая могла бы быть потреблена приёмником при его номинальной заРис. 2.8. Индивидуальный грузке в течение того же времени. график нагрузок Коэффициентом формы графика нагрузки называется отношением среднеквадратичной мощности электроприёмника или группы электропри- 28 ёмников за определённый период времени к её среднему значению за тот же период времени P K ф.а = с.к . (2.18) Pс Коэффициент формы характеризует неравномерность графика нагрузки в течение периода наблюдения. Своё наименьшее значение, равное единице, он принимает при нагрузке, неизменной во времени. Для большинства предприятий с достаточно ритмичным процессом Kф.а=1,05–1,15. Коэффициент одновременности максимумов нагрузок. Он характеризует степень совпадения во времени максимумов активных нагрузок отдельных групп электроприемников, подключенных к какому-либо узлу. Коэффициент одновременности максимумов нагрузок представляет собой отношение расчётной мощности узла в целом к сумме расчётных мощностей отдельных групп электроприёмников, подключённых к данному узлу (рис. 2.9) Рис. 2.9. График нагрузок Р(t) P K ОМ = m Р , узла, состоящего трёх групп (2.19)  PРi электроприёмников i=1 где РР – расчётная мощность узла, состоящего из m групп электроприёмников, расчётная мощность каждой из которых равна РРi. Этот коэффициент показывает, что в общем случае максимумы нагрузок отдельных групп электроприёмников происходят в разное время и расчётная нагрузка узла всегда будет меньше суммы расчётных нагрузок групп электроприёмников, питающихся от этого узла. Величина этого коэффициента находится в пределах 0,7–1,0. Коэффициентом расчетной нагрузки по активной мощности называется отношение расчетной активной мощности рассматриваемого узла СЭС в целом к сумме средних активных мощностей отдельных групп электроприёмников, входящих в этот узел P PР K p.а = Р = m . РС (2.20)  Pномi  k иаi i=1 В общем случае для электроприемников, имеющих разные номинальные мощности и разные коэффициенты использования, довольно сложно определить расчетную нагрузку. Для преодоления этого затруднения Н.В. Копытов предложил заменить группу разнородных электроприемников эк- 29 вивалентной группой nЭ одинаковых по мощности электроприемников. Эффективное число электроприемников nЭ есть такое число однородных по режиму работы электроприемников одинаковой мощности, которые обусловливают ту же расчетную нагрузку, что и группа различных по номинальной мощности и режиму работы электроприемников, которое определяется формулой 2 n  p   ном.i   . n э =  i=1n 2  pном.i (2.21) i=1 Численные значения коэффициентов расчетной нагрузки по активной мощности определяются в функции средневзвешенного значения коэффициента использования активной мощности электроприёмников узла в целом Kи.а, эффективного числа электроприёмников nэ и постоянной времени нагрева ТО, т.е. Kp.а = f(Kи.а, nэ, То). Коэффициент расчетной нагрузки по реактивной мощности определяется соотношением Q 1 K р.р = р  1+ . (2.22) Qс 6 nэ 2.4. Методы расчета электрических нагрузок В зависимости от вида решаемой задачи и степени информационной обеспеченности для оценки ожидаемых электрических нагрузок используются различные инженерные методы расчета, которые можно разделить на следующие группы: 1. Методы, основанные на применении технологических данных (удельных норм расхода ЭЭ на единицу продукции и удельной расчетной нагрузки). 2. Методы, основанные на применении коэффициентов формы графика нагрузки Кфа, коэффициента использования Ки.а и других коэффициентов. 3. Методы, основанные на применении теории вероятности и математической статистики (метод упорядоченных диаграмм, статический метод и метод вероятностного моделирования графиков нагрузки). Рассмотрим основные методы, используемые в практике проектирования СЭС ПП. 30 2.4.1. Методы, основанные на применении технологических данных Одним из таких методов является метод, основанный на применении удельных норм расхода электроэнергии на единицу продукции, согласно которому расчётная нагрузка определяется по следующему выражению m  Wуд (2.23) Pp = , Т где m – количество продукции, выпускаемое за смену; Wуд – удельный расход электроэнергии на производство единицы продукции; Т – продолжительность смены. Метод дает хорошие результаты при стабильном ритме производства и оценке нагрузки по предприятию в целом или по подразделениям, имеющим законченный цикл производства. Данный метод целесообразно использовать как поверочный, так как удельные расходы электроэнергии являются достаточно устойчивыми характеристиками. Кроме рассмотренного метода в практике проектирования иногда используется метод удельной расчётной нагрузки на единицу производственной поверхности пола цеха, согласно которому расчётная нагрузка определяется по выражению Pp = pp.уд  F, (2.24) 2 где pр.уд – удельная расчётная нагрузка, кВт/м ; F – площадь производственной поверхности пола цеха, м2. Данный метод предложен профессором Ю.Л. Мукосеевым. Он может быть применён при оценке нагрузки в цехах предприятий с мелкостаночным оборудованием, относительно равномерно распределённым по производственной площади цеха. Этот метод не нашёл широкого применения для оценки расчётных нагрузок от силовых электроприёмников промышленных предприятий. Гораздо чаще он используется при расчете нагрузок от осветительных электроприемников, которые определяются по формуле Pр.осв = p уд .о  F ц Кс.о , (2.25) где pуд.о – удельная установленная мощность осветительных электроприёмников, приходящаяся на единицу освещаемой поверхности Fц, кВт/м2; Кс.о – коэффициент спроса осветительной нагрузки, значения которого приводятся в справочной литературе в зависимости от назначения освещения (общее, аварийное) и характера помещения. 2.4.2. Усовершенствованный метод упорядоченных диаграмм В системе электроснабжения промышленного предприятия существует несколько характерных точек, в которых необходимо определять расчетные электрические нагрузки. Расчет нагрузок ведется последовательно от низших к высшим ступеням системы электроснабжения. На рис. 2.10 пред- 31 ставлен фрагмент системы электроснабжения промышленного предприятия с указанием характерных уровней, для которых производится расчёт электрических нагрузок. Рис. 2.10. Фрагмент системы электроснабжения промышленного предприятия Первый уровень – отдельные электроприемники напряжением 380 В. Определение расчетной нагрузки необходимо для выбора сечения проводов или кабеля, питающего данный электроприемник, и аппарата их присоединения к низковольтному распределительному пункту (РПН) или питающей линии. Второй уровень – группа электроприемников напряжением 380 В. Нахождение расчетной нагрузки необходимо для выбора сечения радиальной линии или распределительной магистрали, питающей данную группу приемников, и аппарата их присоединения к низковольтному распределительному пункту (РПН) напряжением 380 В. 32 Третий уровень – электроприемники, подключенные к секциям сборных шин напряжением 380 В цеховой трансформаторной подстанции (ТП). Нахождение данной нагрузки необходимо: – для выбора числа и мощности цеховых трансформаторов и сечения линий 6–10 кВ, питающих цеховые ТП (с учетом потерь мощности в трансформаторах ТП); – сечения и материала сборных шин 380 В цеховой ТП – магистральных или распределительных шинопроводов и отключающих аппаратов. Четвертый уровень – электроприемники, подключенные к распределительному пункту (РП) напряжением 6–10 кВ. Определение данной нагрузки необходимо: – для выбора сечения и материала шин РП и сечения линий, питающих каждую из секций сборных шин РП; – выключателей со стороны шин главной понизительной подстанции (ГПП). Пятый уровень – секции сборных шин напряжением 6–10 кВ ГПП. Определение данной нагрузки необходимо для выбора числа и мощности трансформаторов, устанавливаемых на ГПП, выбора сечения и материала шин и вводных и секционных выключателей, устанавливаемых на стороне низшего напряжения ГПП. Шестой уровень – сторона высшего напряжения 35–110–220 кВ ГПП. Определение данной нагрузки необходимо для выбора сечения линий, питающих трансформаторы ГПП, и аппаратов присоединения трансформаторов и питающих их линий к источникам питания. Расчет электрических нагрузок на указанных уровнях CЭC производится по следующим формулам: На первом уровне р Iр = k и.а  рном ; (2.26) q Iр = k и.а  рном  tgφном . На втором уровне n Р = K ра   k иаi  рномi ; II р i=1 n Q = K р.р   k иаi  рномi  tgφi . (2.27) II р i=1 Коэффициент расчетной нагрузки по активной мощности Кр.а = f(Ки.а, nэ) следует определять по табл. 2.1, а коэффициент расчётной мощности по реактивной мощности Kр.р – по формуле 1 K рр = 1+ . (2.28) 6 nэ 33 Таблица 2.1 nэ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 30 35 40 45 50 60 70 80 90 100 0,1 8,00 6,22 4,05 3,24 2,84 2,64 2,49 2,37 2,27 2,18 2,11 2,04 1,99 1,94 1,89 1,85 1,81 1,78 1,75 1,72 1,69 1,67 1,64 1,62 1,60 1,51 1,44 1,4 1,35 1,30 1,25 1,20 1,16 1,13 1,10 Значения коэффициентов расчетной нагрузки Kp.а для питающих сетей напряжением до 1000 В Коэффициент использования Kи.а 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14 4,33 3,39 2,45 1,98 1,60 1,33 1,14 2,89 2,31 1,74 1,45 1,34 1,22 1,14 2,35 1,91 1,47 1,25 1,21 1,12 1,06 2,09 1,72 1,35 1,16 1,16 1,08 1,03 1,96 1,62 1,28 1,14 1,13 1,06 1,01 1,86 1,54 1,23 1,12 1,10 1,04 1,00 1,78 1,48 1,10 1,08 1,02 1,00 1,19 1,16 1,71 1,43 1,09 1,07 1,01 1,00 1,13 1,65 1,39 1,07 1,05 1,00 1,00 1,10 1,61 1,35 1,06 1,04 1,00 1,00 1,08 1,56 1,32 1,05 1,03 1,00 1,00 1,06 1,52 1,29 1,04 1,01 1,00 1,00 1,05 1,49 1,27 1,02 1,00 1,00 1,00 1,03 1,46 1,25 1,00 1,00 1,00 1,00 1,02 1,43 1,23 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,41 1,21 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,39 1,19 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,36 1,17 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,35 1,16 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,33 1,15 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,31 1,13 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,30 1,12 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,28 1,11 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,27 1,10 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,21 1,05 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,16 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,13 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,10 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,07 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,03 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 34 0,8 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 На третьем уровне – сборные шины 380 В цеховых ТП n РIII р =K ра   k иаi  рномi ; i=1 n Q =K ра   k иаi  рномi  tgφi . (2.29) III р i=1 На третьем уровне и выше коэффициент расчетной нагрузки по реактивной мощности принимается равным коэффициенту расчетной нагрузки по активной мощности Кр.р = Кр.а. Значения коэффициентов расчетной нагрузки Kра, входящих в эти выражения, находятся по табл. 2.2. Следует отметить, что при ΣКи.аi·рномi ≤ 100 кВт значения коэффициентов расчётной нагрузки целесообразно определять так же, как и для второго уровня. Это объясняется тем, что сечения проводников, питающих такие узлы, будут иметь значения, не превышающие 50–70 мм2, а следовательно и незначительные постоянные времени нагрева. Таблица 2.2 Значения коэффициентов расчетной нагрузки Kpа на шинах низкого напряжения цеховых трансформаторов и для магистральных шинопроводов напряжением до 1 кВ Коэффициент использования Kиа nэ 0,7 и 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 более 1 6,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14 2 5,01 3,44 2,69 1,90 1,52 1,24 1,11 1,00 3 2,94 2,17 1,80 1,42 1,23 1,14 1,08 1,00 4 2,28 1,73 1,46 1,19 1,06 1,04 1,00 0,97 5 1,31 1,12 1,02 1,00 0,98 0,96 0,94 0,93 6–8 1,20 1,00 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91 9–10 1,10 0,97 0,91 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 11–25 0,8 0,80 0,8 0,85 0,85 0,85 0,90 0,90 25–50 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,80 0,85 0,85 Более 50 0,65 0,65 0,65 0,70 0,70 0,75 0,80 0,80 На четвёртом уровне – сборные шины 6–10 кВ РП L  m III N  IV Р р =K о.м   Р рi + k иаi  рномi + ΔPтi  ; 1 1  1  L  m III N  QIV =K Q + k  р  tgφ + р о.м   рi  иаi номi i  ΔQ тi  , 1 1  1  35 (2.30) где Ко.м – коэффициент одновременности максимумов нагрузки, определяемый по табл. 2.3; m – число узлов (ТП) третьего уровня, питающихся от РП (узла четвёртого уровня); N – число высоковольтных электроприёмников, подключенных к РП; L, ∆Рт и ∆Qт – число трансформаторов цеховых ТП и потери активной и реактивной мощности в них. Таблица 2.3 Значения коэффициента одновременности максимумов нагрузки Ко.м Число присоединений 6, 10 кВ и ТП, питаемых Средневзвешенный непосредственно от сборных шин РП или ГПП коэффициент использования 2–4 5–8 9–25 > 25 Kи.а < 0,3 0,9 0,8 0,75 0,7 0,3  Kи.а < 0,5 0,95 0,9 0,85 0,8 0,5  Kи.а  0,8 1,0 0,95 0,9 0,85 Kи.а > 0,8 1,0 1,0 0,95 0,9 На пятом уровне – сборные шины 6–10 кВ ГПП N1 М L1  М1  Р Vр =K о.м   Р рiIII + k иаi  рномi + Р рiIV + ΔPтi  ; 1 1 1  1  (2.31) М1 N1 M L   V III IV Qр =K ом   Qрi + k иаi  рномi  tgφi + Qрi + ΔQ тi  , 1 1 1  1  где М1 – число узлов (ТП) СЭС третьего уровня, питающихся непосредственно от сборных шин 6–10 кВ ГПП; N1 – число высоковольтных электроприёмников, питающихся непосредственно от сборных шин 6–10 кВ ГПП; М – число узлов СЭС четвёртого уровня (РП), которые питаются от сборных шин 6–10 кВ ГПП; L1 – число трансформаторов цеховых ТП, питающихся непосредственно от сборных шин 6–10 кВ ГПП. На шестом уровне – на стороне высшего напряжения ГПП V Р VI р =Р р +ΔР т.гпп ; (2.32) VI V QVI р = Q Э = Р р  tgφ Э = (Р +ΔР т.гпп )  tgφ Э , где tgφЭ – нормированная величина коэффициента реактивной мощности, которая задаётся энергосистемой в зависимости от значения напряжения внешнего электроснабжения – табл. 2.4. Таблица 2.4 Напряжение сети, кВ tgφЭ 110–220 0,5 35 0,4 6–10 0,4 0,38 0,35 Расчетная нагрузка осветительных электроприемников определяется по удельной осветительной нагрузке на единицу производстве иной поверхности пола с учетом коэффициента спроса 36 Рр.о = Кс.о ·Ру.о ·Fц, (2.33) Qр.о = Кс.о ·Ру.о ·Fц·tgφо. где Кс.о – коэффициент спроса по активной мощности осветительной нагрузки; Ру.о – удельная осветительная нагрузка на 1 м2 производственной поверхности пола цеха; Fц – поверхность пола цеха, м2; tgφо – коэффициент реактивной мощности с учетом индивидуальной или групповой компенсации реактивной мощности источников света. Информация об удельной осветительной нагрузке Ру.о дана в [Федоров80, табл.4.16], а о коэффициенте спроса Кс.о – в [Барыбин-90, с. 36]. Информация о tgφо представлена в специальной литературе по освещению, при отсутствии информации допускается принимать tgφо = 0,3. Расчетная нагрузка высоковольтных электроприемников, подключенных к 4-му или 5-му уровням СЭС, принимается равной средней Рр = Рс = ΣКиi·рномi ; (2.34) Qр = Qс = ΣКиi·рномi·tgφi. 2.4.3. Расчет пиковых токов Пиковые токи возникают в результате включения, пуска и самозапуска крупных электроприёмников, а также в результате быстрого увеличения нагрузок, обусловленных технологией производства, например, работой клетей прокатных станов, дуговых сталеплавильных печей, сварочных машин и т.д. Все электроприёмники узла нагрузки в общем случае можно разделить на две группы (см. раздел 2.10): – с постоянным режимом работы, которые потребляют расчётный ток I'Р; – с переменным режимом работы, например, электродвигатели при пуске или самозапуске потребляют пусковой ток IПУСК. Все электроприёмники с постоянным и переменным режимом работы в установившемся режиме потребляют расчётный ток I'Р. А при работе электроприёмников с постоянным режимом работы и пуске электродвигателей возникает пиковый ток, который равен Iпик =I'р + Iпуск . (2.35) Следовательно, для определения сечения провода или кабеля линии Л1 (рис. 2.11) необходимо знать расчётный ток IР всех электроприёмников в установившемся режиме работы. А для расчёта параметров релейной защиты нужно знать пиковый ток электроприёмников IПИК, который состоит из расчётного тока I'Р электроприёмников с постоянным режимом работы и пускового тока IПУСК электродвигателей. 37 t F1 б) а) IР Л1 I'Р IПУСК IПУСК I'Р IПИК IР и IПИК I Рис. 2.11. Определение расчётной нагрузки узла питания электроприёмников При отсутствии заводских данных о кратностях пускового тока или пикового (для дуговых сталеплавильных печей и сварочных машин) их можно принимать равными: – для асинхронных электродвигателей с короткозамкнутым ротором и синхронных – 5; – для асинхронных электродвигателей с фазным ротором и двигателей постоянного тока – 2,5; – для дуговых сталеплавильных печей, а также для сварочных машин и аппаратов – 3. 2.4.4. Расчет электрических нагрузок при наличии однофазных электроприёмников В цехах промышленного предприятия в общем случае могут быть как трехфазные электроприемники, так и однофазные. Последние подключаются на линейное или фазное напряжения (рис. 2.12). Однофазными электроприёмниками могут быть сварочные трансформаторы, печи сопротивления, асинхронные двигатели и т.д. Однофазные электроприемники считается равномерно распределенными по фазам, если неравномерность нагрузки по фазам – разность номинальных мощностей наиболее и наименее загруженных фаз – не превышает 15 % суммарной номинальной мощности трехфазных и однофазных электроприемников рассматриваемого узла. Условная трехфазная номинальная мощность принимается равной суммарной номинальной мощности всех однофазных электроприемников. Если неравномерность нагрузки 38 больше 15 %, то расчётная нагрузка определяется по наиболее загруженной фазе. Рис. 2.12. Схема включения однофазных и трёхфазных электроприёмников: 1 – трёхфазные; 2 – однофазные, включенные на линейное напряжение; 3 – однофазные, включенные на фазное напряжение Рассмотрим определение наиболее загруженной фазы для общего случая включения электроприемников в узле (рис. 2.11). Для определения токов в линейных проводах трехфазной сети используем разложение векторов тока в каждом проводе на активные и реактивные составляющие. Проекции векторов токов на оси, совпадавшие с фазными напряжениями, является активными, а проекции векторов токов на перпендикулярные оси реактивными составляющими токов. На рис. 2.13 приведена векторная диаграмма токов трехфазной и однофазных нагрузок в фазе А. Здесь обозначено: IIII – ток, обусловленный трехфазными электроприёмниками; IАВ, IСА – токи, обусловленные однофазными электроприемниками, включенными на линейные напряжения; IАО – ток, обусловленный однофазными электроприемниками, включенными на фазное напряжение. Рис. 2.13. Векторная диаграмма токов трёхфазной и однофазной нагрузок в фазе А 39 Спроектировав вектора токов на направление вектора напряжения фазы А, найдём активную составляющую тока фазы А Iак А =IABcos(30 -φAB )+IACcos(30 +φAC )+IA0cosφA0 +IAIIIcosφAIII = =IАВcos300  cosφAB +IABsin300  sinφAB +IACcos300  cosφAC (2.36) ак ак -IACsin30  sinφAC +IA0 +IAIII . ак ак Учитывая то, что IАВcosφАВ =Iак и IАСcosφАС =Iак АВ АС , где I АВ и I АС – активные составляющие токов электроприёмников, подключённых на соответствующие линейные напряжения, вышеприведенное выражение преобразуется к виду  3 1  ак  3 1  ак ак ак Iак =I + tgφ +I tgφ (2.37) А АВ  AB  AC  AС  +I A0 +I AIII . 2 2 2 2     ак Здесь Iак АIII и IА0 активные составляющие токов в фазе А, обусловленные трёхфазными электроприёмниками и однофазными, подключёнными между фазой А и нулём. Аналогично определим реактивную составляющую тока фазы А, для чего спроектируем вектора токов на ось, перпендикулярную вектору напряжения фазы А IрА =IABsin(30o -φAB )+IACsin(30o +φAC )+IA0sinφA0 +IAIIIsinφAIII = =-IABsin30o  cosφAB +IABcos30o  sinφAB +IACsin30o  cosφAC + (2.38) sinφA0 sinφAIII o +IAC cos30 sinφAC +IA0cosφA0 +IAIIIcosφAIII . cosφA0 cosφAIII Проделав несложные преобразования, получаем  3 1  ак  3 1  aк aк I рА =Iак tgφ +I tgφ + (2.39)  AC   +I A0 tgφ A0 +I AIII tgφ III . АВ  AB AС 2 2 2 2     Теперь можно записать расчётные формулы для определения активной и реактивной мощностей фазы А: U ак U л Р А =Iак ; Q А =I Ар  U ф =I Ар л . (2.40) А  U ф =I А 3 3 Подставив в эти выражения соответственно (2.37) и (2.39) и проделав несложные преобразования, получим искомые выражения: 1 Р 1  1 1  PА =Р АВ  + tgφ AB  +Р АС  tgφ AС  +Р А0 + III ; 3 2 2 3  2 2 3  (2.41) 1  1  Р III 1 1 QА =Р АВ  tgφ AB  +Р АС  2 tgφ AС +  +Р А0 tgφf А0 + 3 tgφ III . 2 3 2 3 2  Выражения, стоящие в скобках, принято называть коэффициентами приведения однофазных нагрузок, подключённых на линейные напряжения, к соответствующей фазе (в нашем случае к фазе А). Условимся обо- 40 значать коэффициенты приведения активной мощности буквой k, а реактивной – q. С учётом этих обозначений вышеприведенные выражения примут более компактную форму Р Р А =Р АВ  k АВ(А) +РСА  k (СА)А +Р А0 + III ; 3 (2.42) Р III QА =Р АВ  q АВ(А) +РСА  q (СА)А +Р А0  tgφA0 + tgφIII . 3 Запишем выражение для определения средних значений активной и реактивной мощностей в общем случае, например, для фазы А, когда к расчётному узлу СЭС подключаются достаточно большое число как трёхфазных, так и однофазных электроприёмников: n m L M i=1 i=1 РсА = k иаi рномАВi k (АВ)Аi + k иаi рномСАi k (CА)Аi + k иа.i pном.А0.i + k иа.ipном.IIIi.; i=1 i=1 n m i=1 L i=1 M QсА = k иаi рномАВiq (АВ)Аi + k иаi рномСАiq (CА)Аi + (2.43) + k иа i pномА0i tgφА0i + k иа i pномIIIi tgφIIIi . i=1 i=1 где n – число электроприёмников, подключенных на линейные напряжения UАВ; m – число электроприёмников, подключённых на линейное напряжения UСА; L – число электроприёмников, подключённых на фазное напряжения UА0; М – число трёхфазных электроприёмников. Отметим, что аналогично можно получить расчётные выражения для определения мощностей двух других фаз. В табл. 2.5 представлены значения коэффициентов приведения в функции от паспортного значения cosφ электроприёмников. Таблица 2.5 Коэффициенты приведения Коэффициенты Коэффициенты мощности нагрузки приведения 0,3 0,4 0,5 0,6 0,65 0,7 0,8 0,9 1,0 k(АВ)А, k(ВС)В, k(СА)С 1,4 1,17 1,0 0,89 0,84 0,8 0,72 0,64 0,5 k(АВ)В, k(ВС)С, k(СА)А –0,4 –0,17 0 0,11 0,16 0,2 0,28 0,36 0,5 q(АВ)А, q(ВС)В, q(СА)С 1,26 0,86 0,58 0,38 0,3 0,22 0,09 –0,05 –0,29 q(АВ)В, q(ВС)С, q(СА)А 2,45 1,44 1,16 0,96 0,88 0,8 0,67 0,53 0,29 После определения средних нагрузок по всем фазам находится наиболее загруженная фаза по активной мощности, а затем определяется условная средняя нагрузка трехфазной сети от однофазных электроприемников Pс =3  Pс.ф.max ; Qс =3  Qс.ф.max . (2.44) 41 В дальнейшем эта условная нагрузка рассматривается как обычная симметричная трёхфазная. Она заносится в общую типовую таблицу, в которой производятся расчёты по определению трёхфазной нагрузки. Среднее значение коэффициента использования для всех однофазных электроприемников находится по наиболее загруженной фазе. Если наиболее загруженной фазой является, например, фаза «В», то численное значение Kиа следует вычислять по формуле PсВ K иа = , PномАВ +PномВС (2.45) +PномВ0 2 где РС.В – суммарная средняя мощность однофазных электроприемников, включенных на фазное напряжение наиболее загруженной фазы В; Р номАВ и РномВС – суммарные номинальные мощности однофазных электроприемников, включенных на линейное напряжение между наиболее загруженной фазой и смежными с ней фазами; РномВО – суммарная номинальная мощность однофазных электроприемников, включенных на фазное напряжение наиболее загруженной фазы. Эффективное число электроприёмников находится по выражению 2 р n э =  номi ; (2.46) 3р ном.max где pном.max – номинальная мощность самого крупного однофазного электроприёмника. Значения коэффициентов расчётных нагрузок активной и реактивной мощности определяются в функции средневзвешенного значения коэффициента использования активной мощности Kиа и эффективного числа электроприёмников nэ. Если к рассматриваемому узлу СЭС подключаются только однофазные электроприёмники, то обусловленные ими условные трёхфазные расчётные активная и реактивная нагрузки определяются по формулам Pр =3  Kра  Pсфmax ; Qр =3  K рр  Qсфmax . (2.47) 42 3. СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 3.1 Исходные положения и определения При проектировании систем электроснабжения промышленных предприятий основными вопросами являются выбор общей схемы питания числа, мощности и расположения понижающих подстанций, напряжений питающих и распределительных сетей, способов передачи электроэнергии по территории предприятия. При построении схемы электроснабжения необходимо учитывать ряд специфических факторов, свойственных отдельным промышленным предприятиям, в частности, наличие зон с загрязненной и агрессивной окружающей средой, особых групп электроприемников, требующих повышенной надежности питания, электроприемников с резкопеременной ударной нагрузкой и др. Электроснабжение промышленных предприятий разделяют на внешнее и внутреннее (внутризаводское). К внешнему электроснабжению условно отнесем часть системы электроснабжения, включающую в себя головные выключатели, расположенные на районной понижающей подстанции энергосистемы, питающие предприятие линии электропередачи и понижающие трансформаторы главной понизительной подстанции предприятия, если она имеется, с коммутационной аппаратурой на стороне высшего напряжения. К внутреннему электроснабжению отнесем часть системы электроснабжения промышленного предприятия, начиная с вводных выключателей распределительного устройства со стороны низшего напряжения 6–10– 35 кВ трансформаторов понижающей подстанции и всю распределительную сеть, включая кабельные, воздушные линии и токопроводы, высоковольтные распределительные пункты и цеховые понижающие трансформаторные подстанции. К внутреннему электроснабжению относятся также цеховые электрические сети напряжением до 1000 В (внутрицеховое электроснабжение). В [Ермилов-1983, НТП ЭПП-94] принято следующее условное деление промышленных предприятий по потребляемой мощности: – большие – с суммарной установленной мощностью электроприемников 75 МВт и более; – средние – с установленной мощностью 5–75 МВт; – малые – с установленной мощностью до 5 МВт. Независимым источником питания электроприемника или группы электроприемников называют источник, на котором сохраняется напряжение при исчезновении его на других источниках питания. Согласно Правилам устройства электроустановок (ПУЭ) к независимым источникам пита- 43 ния могут быть отнесены две секции или системы шин одной или двух электростанций или подстанций при соблюдении следующих условий: – каждая из секций или систем шин питается от независимых источников; – секции или системы шин не связаны между собой или же имеют связь, автоматически отключающуюся при нарушении нормальной работы одной из секций или системы шин. Питание электроэнергией промышленных предприятий, имеющих электроприемники 1-й категории, осуществляется не менее чем по двум линиям. Также по двум линиям питаются предприятия с электроприемниками 2-й категории, бесперебойная работа которых необходима для функционирования основных производств. Для питания электроприемников особой группы 1-й категории предусматривается третий независимый источник питания. Питание электроприемников 3-й категории может выполняться от одного источника если, перерыв электроснабжения, необходимый для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышает одних суток. Питание по двухцепным линиям, смонтированным на общих опорах, может быть применено для электроприемников всех категорий промышленных предприятий, при этом для электроприемников особой группы 1-й категории должен быть предусмотрен специальный аварийный источник питания [НТП ЭПП-94]. При построении систем электроснабжения промышленных предприятий необходимо учитывать, как требования потребителей, так и энергетической системы (технические условия присоединения). Эти требования определяют основные параметры и возможности дальнейшего развития СЭС ПП. Основные требования, предъявляемые к промышленным системам электроснабжения: - высокая надежность электроснабжения (необходимая степень надежности); - рациональное построение схемы электроснабжения; - рациональное конструктивное решение; - удобство и безопасность в эксплуатации; - возможность перспективного развития. При построении систем электроснабжения следует широко применять: - блочные схемы; - подстанции без сборных шин на первичном напряжении; - комплектные и малогабаритные конструкции отдельных элементов схем электроснабжения; - простые и дешевые аппараты (отделители, короткозамыкатели, выключатели нагрузки, предохранители); 44 - автоматику и телемеханику на всех ступенях систем электроснабжения. Для правильного решения вопросов электроснабжения необходимо различать режимы, возникающие во время аварии и в период, непосредственно следующий после неё: соответственно аварийный и послеаварийный. Аварийный режим – это кратковременный переходный режим, вызванный нарушением нормальной работы системы электроснабжения или отдельных ее звеньев и продолжающийся до отключения поврежденного звена или элемента. Продолжительность аварийного режима определяется в основном временем действия устройств релейной защиты, автоматики и телеуправления, а в отдельных случаях действиями оперативного персонала по отключению поврежденного элемента. Послеаварийный режим – это режим, возникающий после отключения поврежденных элементов системы электроснабжения, т.е. посла ликвидации аварийного режима. Он гораздо более длителен, чем аварийный режим, и продолжается до восстановления нормальных условий работы системы электроснабжения. СЭС в целом нужно строить таким образом, чтобы в послеаварийном режиме она обеспечивала функционирование основных производств промышленного предприятия. При этом используются все дополнительные источники питания и возможности резервирования, в том числе и те, которые в нормальном режиме нерентабельны (различные перемычки, связи на вторичных напряжениях и др.). В послеаварийном режиме допустимо частичное ограничение передаваемой мощности, а также позволены отклонения некоторых параметров качества электроэнергии. При описании систем электроснабжения будем пользоваться следующей общепринятой сокращённой терминологией: ЭС – энергосистема; ТЭЦ – теплоэлектроцентраль – электростанция, вырабатывающая тепловую и электрическую энергию; СЭС – система электроснабжения; ПП – промышленные предприятия; ВЛ и КЛ – воздушные и кабельные линии; УРП – узловые распределительные подстанции энергосистемы напряжением 500–330/220–110–35 кВ (до дроби показаны первичные напряжения подстанций, а после дроби – вторичные напряжения); ГПП и ПГВ – главные понизительные подстанции и подстанции глубоких вводов 220–110/35–10–6 кВ; ЦРП – центральные распределительные пункты напряжением 6–10 кВ; РП – распределительные пункты напряжением 6–10 кВ; ТП – трансформаторные подстанции напряжением 6–10/0,4 кВ; ЭПП – электропечные, преобразовательные подстанции; 45 РПН – низковольтные (ниже 1000 В) распределительные пункты. 3.2. Принципы построения систем электроснабжения При проектировании рациональных СЭС ПП следует основываться на ряде принципов, к основным из которых отнесем следующие: 1. Максимальное приближение источников высокого напряжения к электроустановкам потребителей (центрам электрических нагрузок), благодаря чему сводятся к минимуму расход проводникового материала на сооружение электрической сети и потери электроэнергии в ней. Сказанное относится как к выбору места расположения ГПП на территории ПП, так и ТП в цехах либо между ними. 2. Разукрупнение подстанций. Это, прежде всего, относится и цеховым ТП как в отношении их максимальной мощности, так и расположения на площади цеха. Применение данного принципа позволяет сооружать относительно простые и экономичные цеховые электрические сети. 3. Глубокое секционирование СЭС во всех ее звеньях, начиная от сборных шин подстанции ЭС и кончая сборными шинами вторичного напряжения цеховых ТП. Данное решение позволяет существенно упростить построение и эксплуатацию схемы электроснабжения, уменьшить токи короткого замыкания (КЗ), хотя при неравномерной нагрузке раздельно работающих сборных шин подстанций и других элементов СЭС это приводит к некоторому увеличению потерь электроэнергии в сети. 4. Широкое применение скрытого (горячего) резерва и отказ от явного (холодного) резервирования. Специальные резервные, нормально не нагруженные линии и трансформаторы, как правило, не должны предусматриваться. Резерв закладывается в самой СЭС, в которой все элементы должны нести постоянную нагрузку, а в послеаварийном режиме (при повреждении одного из элементов) остальные должны быть в состоянии принять на себя нагрузку временно выбывшего элемента путем перераспределения ее между оставшимися в работе с использованием допускаемой ПУЭ перегрузочной способности электрооборудования. При таком построении СЭС снижаются потери электроэнергии, а надежность электроснабжения увеличивается, т. к. исправность нагруженных кабелей и трансформаторов постоянно самоконтролируется, а восстановление питания потребителей происходит автоматически. С этой целью на секционных аппаратах должны предусматриваться схемы автоматического ввода резерва (АВР). 5. Выбор рациональной схемы электроснабжения, т.е. схемы, обладающей достаточно высокими показателями экономичности, надежности, удобной в эксплуатации и т.д. При этом необходимо учитывать мощности, расположение и концентрацию электроприемников, не допускать обратных потоков мощности и т. п. 46 6. Рациональное (оптимальное) решение вопросов компенсации реактивной мощности. Оно заключается в правильном выборе мест установки и мощности отдельных источников реактивной мощности, обеспечивающем минимум затрат на компенсацию реактивной мощности. 7. Применение рациональных систем передачи и распределения электроэнергии на ПП. Здесь предполагается использование и новых прогрессивных способов передачи электроэнергии и конструкций элементов СЭС: токопроводов, кабельных эстакад, кабельных линий напряжением 110 кВ и т. д. 8. Возможность перспективного развития проектируемой СЭС. Следует предусматривать оптимальные в экономическом отношении пути увеличения приема, передачи и распределения электроэнергии между возросшим количеством электроприемников ПП с учетом увеличения мощности отдельных, уже существующих потребителей. 9. Структура СЭС ПП должна обеспечивать возможность задания рациональных (оптимальных) режимов работы отдельных ее элементов: воздушных и кабельных линий, токопроводов, трансформаторов, позволяющих уменьшить в процессе эксплуатации потери электроэнергии. 3.3. Внешнее электроснабжение промышленных предприятий Электроснабжение промышленных предприятий осуществляется на следующих ступенях напряжениях 6–10 и 20–35–110–220 кВ. Электроснабжение ПП на напряжении 6–10 кВ может осуществляться от собственной электростанции ТЭЦ, от энергосистемы или от энергосистемы и ТЭЦ одновременно. Если ТЭЦ находится в непосредственной близости от цехов ПП, а напряжение высоковольтных электроприемников совпадает с напряжением генераторов электростанции, то распределение электроэнергии осуществляется по схеме на рис. 3.1, а. При этом близлежащие цеховые ТП присоединяются непосредственно к сборным шинам главного распределительного устройства (ГРУ) ТЭЦ. Рис. 3.1. Варианты схем электроснабжения ПП от энергосистемы и собственной ТЭЦ 47 При отсутствии ТЭЦ при мощности ПП до 5 MBА·и его расположении на расстоянии не более 5–10 км от подстанции энергосистемы электроснабжение осуществляется по схеме, показанной на рис. 3.1, б. Число питающих линий зависит от требуемого уровня надежности электроснабжения. Для распределения энергии на предприятии используется центральный распределительный пункт ЦРП. Промышленные предприятия большой и средней мощности получают питание по линиям электропередачи напряжением 35–110–220 кВ от подстанций энергосистемы, которые по мере уменьшения мощности и напряжения можно охарактеризовать: – узловые распределительные подстанции с первичным напряжением 500–750 кВ и установленной мощностью силовых трансформаторов до 1000 МВ·А; – районные распределительные подстанции с первичным напряжением 220–330 кВ и установленной мощностью трансформаторов до 200–300 МВА; – районные распределительные подстанции с первичным напряжением 110 кВ и установленной мощностью трансформаторов 50–80 МВА. Электроснабжение промышленных предприятий выполняют по радиальным и магистральным схемам – рис. 3.2. При радиальном питании каждая подстанция получает питание по одной или двум линиям электропередачи в зависимости от категории надёжности потребителей электрической энергии. Преимущественно радиальные схемы применяются при выполнении линии кабелем напряжением 35–110– 220 кВ или в связи с взаимным территориальным расположением подстанций энергосистемы и предприятия. Во втором случае магистральные линии электропередачи могут соединять две узловые распределительные подстанции или могут иметь питание от одной такой подстанции. Подстанции промышленных предприятий могут подключаться к магистральным линиям: – по отпаечным схемам, когда две линии предприятия подключаются в каком-то месте к двойной магистральной линии; – по транзитным схемам, когда одна магистральная линия заходит на подстанцию промышленного предприятия, где имеется транзитный выключатель (схема и работа транзитной подстанции будет рассмотрена ниже). 48 а) б) Рис. 3.2. Радиальные и магистральные схемы внешнего электроснабжения В общем случае питания промышленных предприятий осуществляется по смешанным схемам, сочетающим радиальные и магистральные линии (рис. 3.3). Но по технико-экономическим показателям предпочтительными являются магистральные линии. Например, при использовании проводов АС-3х240 мм2 двойная магистральная линия напряжением 110 кВ может питать до шести подстанций с двумя трансформаторами по 25–40 МВ·А. Кроме того, магистральные линии позволяют построить надёжные схемы внешнего электроснабжения, соединяя и резервируя питающие подстанции энергосистемы. 49 Рис. 3.3. Схема электроснабжения промышленного узла нагрузок В городских условиях, когда промышленные и жилые районы соседствуют друг с другом, соответственно промышленные и городские подстанции питаются от одних и тех же подстанций энергосистемы и по одним и тем же питающим линиям электропередачи. Конструктивно линии электропередачи выполняют воздушными или кабельными. Воздушные линии напряжением 35–110–220 кВ выполняют, как правило, голым сталеалюминевыми проводами. Например, провод марки АС-240/32 состоит из 24 алюминиевых и 7 стальных (для создания механической прочности) проволок. В последнее время для выполнения линий напряжением 35–110 Рис. 3.4. Сечение кВ начинают применять изолированный провод. сталеалюминевого На рис. 3.5 показаны конструктивные исполнения провода опор воздушных линий: а – промежуточная для одноцепной ВЛ 220 кВ; б – анкерная для двухцепной ВЛ 110 кВ; в – промежуточная одностоечная, железобетонная для двухцепной ВЛ 110 кВ. 50 Рис. 3.5. Опоры воздушных линий напряжением 110–220 кВ Применение воздушных линий в городских условиях обуславливают ухудшение экологических условий (создание электромагнитных полей, шума) и условий электробезопасности (протекание токов короткого замыкания по земле, обрывы проводов). В промышленных зонах применение воздушных линий затруднено в связи загрязнением различными выбросами подвесной изоляции. Кроме того, для строительства воздушных линий требуются значительные коридоры и площади, т.к. по требованиям ПУЭ охранная зона (расстояние от крайнего провода линии) для ВЛ 110 кВ должна быть 20 м, следовательно, ширина полосы, занимаемой ВЛ, составляет 50 м (рис. 3.6, а). Поэтому в указанных случаях всё шире начинают применяться кабельные линии напряжением 35–110–220 кВ. Начиная с 80–90-х годов прошлого столетия, в городских и, особенно, промышленных условиях применяются кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена, обладающие очень хорошими изоляционными качествами. а) б) Рис. 3.6. Охранные зоны ВЛ 110 кВ и КЛ 110 кВ 51 Кабель прокладывают либо в земле в траншее, либо при пересечении различных коммуникаций и дорог – в трубах или в лотках. На рис. 3.7 показан пример прокладки кабеля в лотках. Ширина полосы, занимаемой кабельной линией напряжением 110 кВ вместе охранной зоной, составляющей по 1-му метру от лотков, равна 4-м метрам. Это позволяет прокладывать кабельные трассы в условиях стеснённости городских улиц и территорий промышленных предприятий. 74 74 780 2 530 720 70 97 60 200 120 200 780 1 840 Рис. 3.7. Прокладка кабельной линии напряжением 110 кВ в лотках На рис. 3.8 приведена конструкция кабеля напряжением 110 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена. Здесь обозначено: 1 – круглая многопроволочная медная жила сечением от 185 до 1600 мм2 (кабель, выпускаемый предприятием «Камкабель); 2 и 4 – полупроводящий слой из сшитой композиции; 3 – изоляция из сшитого полиэтилена (основная изоляция); 5 и 7 – разделительный слой; 6 – экран из медных проволок; 8 – оболочка из полиэтилена высокой прочности. 52 Рис. 3.8. Конструкция кабеля с изоляцией из сшитого полиэтилена напряжением 110 кВ 3.4. Подстанции систем электроснабжения Подстанции предназначены для приема, преобразования и распределения электроэнергии. Они являются важным звеном систем электроснабжения промышленных предприятий и городов, имеют широкую номенклатуру пополнения в зависимости от мощности, напряжения и назначения. Понижающие подстанции получают энергию от энергосистемы на напряжении 35–110–220 кВ (в зависимости от мощности предприятия – чем больше мощность, тем выше подводимое напряжение) и понижают напряжение до значений, необходимых для электротехнологических нужд предприятия. Наиболее распространённым (с позиции технико-экономических показателей) является напряжение 10 кВ. Если имеются потребители напряжением 6 кВ (электродвигатели) или 35 кВ (мощные дуговые сталеплавильные печи), то применяется соответствующее вторичное напряжение подстанции. Любую понижающую подстанцию, исходя из технологического назначения электрооборудования, разделяют на три составные части: – распределительное устройство высшего напряжения, которое в зависимости от конструктивного исполнения оборудования и его размещения, выполняют открытым (ОРУ) или закрытым (ЗРУ). На открытом распределительном устройстве коммутационное, измерительное, защитное и другое оборудование располагается на открытой площадке подстанции, в ЗРУ – внутри помещения; – силовые трансформаторы; – распределительное устройство низшего напряжения, которое практически всегда размещается в закрытом помещении. На рис. 3.9 приведена схема понижающей подстанции напряжением 110/10 кВ. Рассмотрим подробнее подстанцию. 53 3.4.1. Распределительное устройство высшего напряжения На стороне высшего напряжения на открытом или в закрытом распределительном устройстве могут быть установлены: 1. Элегазовые или вакуумные выключатели напряжением 35–110– 220 кВ, являющиеся основным коммутационным аппаратом, обеспечивающим включение и отключение токов нагрузки и отключение токов коротких замыканий. На схеме (рис. 3.9) показан элегазовый выключатель типа ВГТ-110. Сегодня на подстанциях широко распространены масляные выключатели, встречаются ещё воздушные. Рис. 3.9. Схема понизительной подстанции напряжением 110/10 кВ 2. Разъединители с одним или двумя заземляющими ножами, которые предназначены для создания видимых разрывов в силовых цепях и обеспечения безопасных условий работы путём заземления отключенных элек54 трических цепей. Между основными контактами разъединителя и заземляющими ножами устанавливают механическую блокировку, не позволяющую включить заземляющие ножи при включённом разъединителе, или включить разъединитель при включенных заземляющих ножах. Особенностью разъединителя является то, что его включение или отключение можно производить только при отсутствии нагрузки. 3. Измерительные трансформаторы тока (ТФЗМ-110, ТВ-110) и напряжения (НКФ-110), предназначенные для получения информации с целью общих измерений, работы релейной защиты и автоматики, учёта электрической энергии и др. 4. Ограничители перенапряжений нелинейные типа ОПН-110/88 предназначены для защиты изоляции электрооборудования подстанции от различного рода перенапряжений, в том числе, возникающих при ударах молнии. При напряжении электрической сети 110 кВ, которая может с эффективным заземлением нейтрали (см. разделы 8 и 10), когда у части трансформаторов первичных обмоток нейтрали разземляют. Для защиты нейтрали от перенапряжений устанавливают ограничители ОПН-110/56. 3.4.2. Силовые трансформаторы с первичным напряжением 35–110–220 кВ На промышленных предприятиях в зависимости от их мощности соответственно могут быть установлены трансформаторы от единиц до 63– 80 МВА. Эти трансформаторы подразделяются на двухобмоточные с двумя обмотками, двухобмоточные с расщепленными обмотками вторичного напряжения и трёхобмоточные. Двухобмоточный трансформатор с двумя обмотками (рис. 3.10, а) представляется упрощенной схемой замещения, состоящей из одного сопротивления. Это сопротивление Zт (в относительных единицах) равно полному сопротивлению Zк при трехфазном КЗ за трансформатором и определяется по выражению ZТ = U К SБ  , 100 SТ.Н (3.1) где UК – напряжение КЗ, %; SБ – базисная мощность, ВА; SТ.Н – номинальная мощность трансформатора, ВА. Здесь и далее сопротивления приведены к базисным данным. Для всех трансформаторов с высшим напряжением 35–110–220 кВ полное сопротивление можно считать равным его индуктивному сопротивлению ZТ = ХТ. Для трансформаторов 6 и 10 кВ часто приходится рассчитывать активную составляющую полного сопротивления RТ, которая учитывается при расчетах токов КЗ в кабельных сетях 6 и 10 кВ и в сетях до 1 кВ, особенно при КЗ через переходное сопротивление. 55 ВН ВН Т ХВН ХT (ZT) ХНН1 НН ХНН2 НН2 НН1 а) б) Рис. 3.10. Условные обозначения и схемы замещения двухобмоточных трансформаторов: а – с одной вторичной обмоткой; б – с расщеплёнными вторичными обмотками Активное сопротивление трансформатора определяется по значению потерь активной мощности ΔР в его обмотках. В практических расчетах потери мощности в обмотках трансформатора принимают равными потерям короткого замыкания при номинальном токе трансформатора: ΔР = ΔРК. Активное сопротивление трансформатора в относительных единицах RТ = ΔР К  SБ , 2 SТ.Н (3.2) где ΔРК – потери короткого замыкания при номинальном токе трансформатора, Вт. Индуктивное сопротивление трансформатора в относительных единицах Х Т = ZТ2 - R Т2 . (3.3) Трансформатор с расщепленными вторичными обмотками (рис. 3.10, б) представляется также трехлучевой схемой, в которой один луч соответствует обмотке ВН (ХВН), а два других – расщепленной вторичной обмотке НН, состоящей из двух обмоток НН1 и НН2. Сопротивления лучей для практических расчетов определяются по выражениям ХВН = 0,125 ХВН-НН; (3.4) ХНН1 = ХНН2 = 1,75 ХВН-НН, (3.5) где ХВН-НН – сопротивление трансформатора определяется при объединении обеих вторичных обмоток по выражению (3.1) по значению UК.ВН-НН, отнесенному к полной мощности трансформатора. Сопротивления лучей ХВН = 0,5(ХВН-СН + ХВН-НН – ХСН-НН); (3.6) ХСН = 0,5(ХВН-СН + ХСН-НН – ХВН-НН); (3.7) ХНН = 0,5(ХВН-НН + ХСН-НН – ХВН-СН). (3.8) 56 Трехобмоточный трансформатор (рис. 3.11) предХВН ставляется трехлучевой схемой замещения. На схеме указаны индуктивные, а не полХНН1 ХНН2 ные сопротивления ветвей, НН2 НН1 потому что трехобмоточные Рис. 3.11. Условное обозначение и схема трансформаторы выпускаются замещения трёхобмоточного мощностью не менее 6,3 МВА трансформатора и их активное сопротивление в расчетах не учитывается. В выражениях (3.6–3.8) сопротивления между обмотками ХВН-СН, ХВН-НН и ХСН-НН вычисляются по выражению (3.1) по соответствующим значениям напряжений КЗ UК.ВН-СН, UК.ВН-НН и UК.СН-НН, которые проводятся в паспортных данных трансформатора. Сопротивление одного из лучей примерно равно нулю: ХСН ≈ 0 для стандартных трансформаторов, у которых UК.ВН-СН ≈ 10,5%, а UК.ВН-НН ≈ 17%. Однако в эксплуатации могут находиться трансформаторы с ХНН ≈ 0, у которых UК.ВН-СН ≈ 17%, а UК.ВН-НН ≈ 10,5%. Обычные двухобмоточные трансформаторы выполняются напряжением 35–110/6–10 кВ и мощностью от 1–2 до 16 MB·А включительно. На рис. 3.12 показан внешний вид силового трансформатора мощностью 16 МВ·А. ВН Рис. 3.12. Силовой трансформатор напряжением 110/10 кВ мощностью 6300 кВ·А 57 Расщепление вторичных обмоток силовых трансформаторов выполняют с целью ограничения токов короткого замыкания на стороне низшего напряжения – ток снижается в 1,875 раза, т.к. индуктивное сопротивление равно (см. выражения 3.4 и 3.5) ХК = ХВН + ХНН = (0,125 + 1,75)·ХВН-НН, = 1,875·ХВН-НН. (3.9) Трансформаторы с расщепленными обмотками имеют, как правило, две вторичных обмотки, которые выполняются на одинаковые напряжения 6 или 10 кВ или на два разных напряжения 6 и 10 кВ. Каждая из вторичных обмоток может иметь 50 или 100% номинальной мощности трансформатора. Это позволяет экономично строить СЭС на напряжении 10 кВ при наличии большого числа электродвигателей на напряжение 6 кВ. Трансформаторы с расщепленными обмотками выпускаются мощностью от 25 до 80 MB·А. Трёхобмоточные трансформаторы напряжением 110–220/35/6–10 кВ применяются на предприятиях большой мощности, на которых могут быть электротехнологические уставки напряжением 35 кВ, например, дуговые сталеплавильные печи. Для получения напряжения 35 кВ трансформатор дополняют третьей обмоткой. Кроме того, на напряжении 35 кВ могут питаться соседние небольшие ПП, городские или удаленные потребители. Силовые трансформаторы подстанций в качестве изоляции, а также в качестве охладителя используют трансформаторное масло. Различают систем охлаждения: 1. Естественное охлаждение масляного трансформатора (рис. 3.13, а). Применяется при мощности трансформатора до 6300 кВА. 2. Масляное охлаждение с воздушным дутьём. (рис. 3.13, б) На каждом радиаторе 5 трансформатора устанавливается по два вентилятора 8, которые обдувая поверхности радиаторов, позволяют увеличить теплоотдачу на 50 % и более. 3. Масляное охлаждение с Рис. 3.13. Системы охлаждения принудительной циркуляцитрансформаторов ей масла в активной части трансформатора (рис. 3.13,в). К баку трансформатора подключают центробежный насос 6, обеспечивающий циркуляцию масла вдоль поверхностей магнитопровода и обмоток – 58 благодаря этому удаётся увеличить пропускную способность трансформатора. В обозначении типа трансформатора присутствуют следующие буквы: М – естественная циркуляция масла и воздуха; Д – естественная циркуляция масла и принудительная воздуха; ДЦ – принудительная циркуляция масла и воздуха; Ц – принудительная циркуляция масла и охлаждающей воды. Дополнительные обозначения: Н – регулирование напряжения под нагрузкой. 3.4.3. Распределительное устройство низшего напряжения Закрытое распределительное устройство напряжением 6–10 кВ подстанции (например, ЗРУ-10 кВ), как правило, выполняется с использованием комплектных распределительных ячеек, из которых формируют секции сборных шин 1СШ и 2СШ – см. рис. 3.9 (количество секций может быть больше и определяется мощностью подстанции). Напряжение 10 кВ от силовых трансформаторов Т1 и Т2 на секции сборных шин 1СШ и 2СШ подаётся с помощью вводных выключателей, которые расположены соответственно в ячейках 3 и 4. Конструктивно вводные выключатели занимают по две ячейки – 5 и 3, 6 и 4. Секции сборных шин 1СШ и 2СШ соединены секционным выключателем, расположенным в ячейке 1. При нормальной схеме электроснабжения (все элементы системы электроснабжения исправны и находятся в рабочем состоянии) секционный выключатель отключен. На этом выключателе установлено устройство автоматического ввода резерва (АВР). Отходящие от подстанции кабельные линии напряжением 10 кВ подключаются к секциям сборных шин с помощью вакуумных или элегазовых выключателей (для примера показаны две ячейки 9 и 10). Общее число линий, подключаемых к одной секции, может достигать 20. Для измерения используются фазные трансформаторы тока, трансформаторы нулевой последовательности и трансформаторы напряжения. Для защиты секций сборных шин к ним подключены нелинейные ограничители перенапряжений типа ОПН-10/12. Для обеспечения безопасной работы при ремонтах электрооборудования в каждой ячейке предусмотрены заземляющие ножи. Для питания устройств релейной защиты и автоматики, электромагнитов включения и отключения выключателей, подогрева выключателей и помещений подстанции, а также освещения в ячейках 9 и 10 ЗРУ-10 кВ установлены трансформаторы собственных нужд подстанции ТСН. Мощность трансформатора ТСН ориентировочно принимается равной 0,1 % номинальной мощности силового трансформатора подстанции. 59 3.4.4. Конструктивное исполнение подстанций Исторически сложилось, что подстанции размещаются на открытых площадках довольно больших размеров. Например, площадка современной подстанции напряжением 110/10 кВ с двумя силовыми трансформаторами мощностью по 40 МВ·А имеет размеры 50х90 м. На этой площадке располагается открытое распределительное устройство (ОРУ-110 кВ) размером 50х40 м, силовые трансформаторы и двухэтажное здание с закрытым распределительным устройством (ЗРУ-10 кВ). На первом этаже здания кроме ячеек ЗРУ размещаются аккумуляторные батареи, а на втором этаже – помещения с устройствами релейной защиты и автоматики, устройствами телемеханики, системы учёта электрической энергии и др. На ОРУ высоковольтное оборудование (выключатели, разъединители, трансформаторы тока и напряжения, ограничители перенапряжений и пр.) в условиях города и промышленной зоны подвергаются загрязнению разного рода выбросами, кроме того, могут подвергаться прямым ударам молнии. В свою очередь, подстанции с открытым электрооборудованием ухудшают экологию – создают электромагнитные поля, повышенный шум. По нормам проектирования, разработанным институтом «Энергосетьпроект», ближайшие жилые здания, школы, детские сады и др. должны быть удалены от рассматриваемой подстанции на расстояние не менее 250– 300 м. Поэтому в 60–70 гг. прошлого столетия появились закрытые подстанции, в которых РУ напряжением 35–110–220 кВ и силовые трансформаторы размещены внутри здания. Но поскольку высоковольтное оборудование использовалось в обычном исполнении, то подстанции получались достаточно больших размеров. Ситуация качественно изменилась, начиная с 70-х годов, когда появилось высоковольтное оборудование с элегазовой изоляцией. При этом были получены технические решения, когда в одной ячейке были совмещены в трёхфазном исполнении выключатели, разъединители, трансформаторы тока и напряжения, шинопроводы и др. – рис. 3.14 и 3.15. Соответственно изменились и размеры, например, ячейки распределительного устройства ЗРУ-110 кВ (соответствующего рассмотренной выше открытой подстанции), включающего пять выключателей, занимают площадь на полу 5х3,3 м и могут быть расположены в помещении размерами 6х12 м. Размеры площадки, занимаемой подстанцией, сократились до 21х48 м, т.е. примерно в четыре раза (рис. 3.16). 60 ЯЧЕЙКА КРУЭ АВВ ЕХК-01 Обозначение: Технические данные: 1 – элегазовый выключатель; 3, 5, 9 – разъединители; 4 – система шин 1; 6 – система шин 2; 7, 8, 10 – заземляющие ножи; 11 – трансформатор тока;; 12 – трансформатор напряжения; 13 – кабельный или шинный ввод/вывод - номинальное напряжение 123 кВ; - номинальный ток 800-2500 А; - номинальный ток динамической стойкости 82 кА; - номинальный ток термической стойкости 31,5 кА; - минимальное давление газа (как дугогасительной среды) 520 кПа (~ 5,2 атм) - минимальное давление газа (как изолирующей среды) 600 кПа (~ 6 атм) Размеры ячейки: - ширина 1000 мм; - высота 2370 мм; - глубина 3300 мм Рис. 3.14. Ячейка комплектного элегазового распределительного устройства напряжением 110 кВ фирмы АВВ 61 ВНЕШНИЙ ВИД ЗРУ-110 кВфирмы ФИРМЫ SIEMENS Рис. 3.15. Внешний вид ЗРУ-110 кВ SIEMENS С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЭЛЕГАЗОВЫХ ЯЧЕЕК КРУЭ О П У Камера трансформатора Т2 К по аб м ел ещ ьн ен ое ие ЗР У- 10 ЗР кВ У к В -1 1 Вспомогательные помещения 00 ЗРУ-10 кВ 48 12 000 ОПУ Камера трансформатора Т1 3 000 0.0 21 000 Рис. 3.16. Закрытая подстанция напряжением 110/10 кВ 62 Особенностью исполнения закрытых подстанций является то, что они питаются, как правило, по кабельным линиям напряжением 35–110–220 кВ (см. раздел 3.3) – это дополнительно экономит территорию и позволяет размещать подстанции внутри жилых кварталов, а в промышленных условиях – рядом с крупными цехами или встраивая непосредственно в здание цеха. 3.4.5. Выбор числа и мощности трансформаторов подстанции На подстанции число трансформаторов в большинстве случаев принимается равным двум – это позволяет обеспечить надёжную работу даже потребителей 1 категории надёжности электроснабжения при достаточно простой схеме и конструкции понизительной подстанции. При наличии на промышленном предприятии одной подстанции и отсутствии электрической связи с другими источниками, трансформаторы питают всю нагрузку предприятия. В этом случае на подстанции устанавливаются два силовых трансформатора и их мощность выбирается примерно равной 0,7–0,8 суммарной нагрузки предприятия. Следует иметь в виду, что загрузка трансформаторов подстанции в нормальном режиме может быть несколько выше 0,7, если на предприятии имеются потребители 3-й категории, которые в послеаварийном режиме можно временно отключить. Номинальная мощность силовых трансформаторов подстанции определяется из условия получения из энергосистемы всей необходимой расчётной активной мощности предприятия Р VI Р и нормированного значения реактивной мощности QЭ, зависящей от класса напряжения электрической сети, питающей подстанцию предприятия (соответствуют шестому уровню системы электроснабжения – см. раздел 2.5.2, рис. 2.10 и выражение 2.3.2) V РVI Р = Р Р + ΔРТ.ГПП ; QЭ = РРVI  tgφЭ ; (3.10) QЭV = QЭ - ΔQТ.ГПП ; SVР = (РVР )2 +  QЭ - ΔQТ.ГПП  , 2 где РVР.ПП – расчётная активная нагрузка на шинах 10 кВ подстанции (на пятом уровне); ΔРТ.ГПП и ΔQТ.ГПП – потери активной и реактивной мощности в трансформаторах подстанции; tgφЭ – коэффициент реактивной мощности, задаваемый предприятию на стороне высшего напряжения подстанции (см. разделы 2.5.2 и 4.6); QЭV – реактивная мощность, поступающая из энергосистемы в электрическую сеть предприятия на её пятый уровень; SVР – полная расчётная мощность, поступающая из энергосистемы и проходящая через трансформаторы подстанции в электрическую сеть предприятия на её пятый уровень. 63 Примечание. Не нужно путать расчётную реактивную мощность предприятия QVР на пятом уровне системы электроснабжения с мощностью QЭV . Разница реактивной мощности Q = QVР - QЭV компенсируется устройствами компенсации реактивной мощности, устанавливаемых на предприятии (см. раздел 4). С учётом изложенного номинальная мощность каждого трансформатора определяется по полной мощности предприятия на пятом уровне V Р (РVР )2 +  QЭV  ΔQТ.ГПП  2 S (3.11) = , NТ  К З.ДОП NТ  К З.ДОП где КЗ.ДОП = 0,7 – допустимый коэффициент загрузки трансформаторов подстанции в нормальном режиме работы системы электроснабжения. SТ.НОМ  3.5. Внутризаводские электрические сети напряжением 6-10 кВ Внутризаводское распределение электроэнергии выполняется по радиальным, магистральным или смешанным схемам в зависимости от территориального размещения нагрузок, их величин, требуемой степени надежности питания и других особенностей рассматриваемого промышленного объекта. Все три вида схем нашли широкое распространение в СЭС действующих ПП. 3.5.1. Радиальные схемы Радиальные схемы целесообразны, когда потребители расположены в различных направлениях от пункта питания (подстанции, распределительного пункта). Наиболее характерные типы радиальных схем приведены на рис. 3.17. а) б) в) г) Рис. 3.17. Радиальные схемы: а – одноцепная; б – двухцепная; в – перекрёстная двухцепная; г – одиночные радиальные с общей резервной магистралью 64 Схемы распределения электроэнергии внутри промышленных предприятий, как правило, имеют ступенчатое построение. Число ступеней зависит от мощности предприятия и распределения нагрузок на его территории. В большинстве случаев применяются одно- или двухступенчатые схемы, т.к. большее число ступеней усложняет коммутацию, релейную защиту и, самое главное, увеличивает капитальные вложения в электрические сети. Схемы с числом ступеней более двух допускается выполнять при их технико-экономической обосновании. На первой ступени распределения электроэнергии по кабельным сетям напряжением 6–10 кВ целесообразно применение радиальных схем, связывающих пункты питания главной понизительной подстанции, TЭЦ с промежуточными высоковольтными распределительными пунктами РП, к которым подключаются линии второй ступени распределения электроэнергии – цеховые ТП, высоковольтные электроприемники (рис. 3.18). Сооружение РП, как правило, целесообразно при числе отходящих от нее линий не менее восьми. Вопрос об установке высоковольтного РП в цехе, или для группы цехов необходимо рассматривать при наличии в них высоковольтных потребителей электроэнергии и, прежде всего, электродвигателей. На второй ступени распределения электроэнергии от РП к цеховым ТП и отдельным электроприемникам на напряжение 6, 10 кВ могут быть применены также радиальные или магистральные схемы. Вся коммутационная аппаратуре устанавливается на РП, а на цеховых ТП предусматриваются только выключатели нагрузки, разъединители или же в большинстве случаев выполняется глухое присоединение трансформаторов. Питание двухтрансформаторных подстанций радиальными линиями осуществляется от разных секций: сборных шин РП (ГПП). Пропускная способность каждой линии и трансформатора рассчитывается на покрытие всех нагрузок в нормальном режиме и дополнительно ответственных нагрузок 1-й и 2-й категорий в послеаварийном режиме, когда выходит из работы одна линия или трансформатор. При применении радиальных схем осуществляется глубокое секционирование всей СЭС начиная от основных центров питания и кончая сборными шинами напряжением до 1000 В цеховых подстанций и низковольтных распределительных пунктов. На секционных аппаратах обычно предусматривается АВР. 65 Рис. 3.18. Двухступенчатая радиальная схема электроснабжения 3.5.2. Магистральные схемы Магистральные линии целесообразны при последовательном расположении групп электроприемников на территории предприятия. При магистральных схемах уменьшается число ячеек распределительных устройств ГПП или РП, к которым подключаются отходящие линии – в этом заключается одно из преимуществ магистральных схем распределения электроэнергии. 66 На многих ПП, прежде всего крупных, токи коротких замыканий в системе электроснабжения имеют достаточно большие значения (5–20 кА) и сечение кабельных линий, отходящих от сборных шин ГПП или РП, приходится завышать исходя из условий их термической стойкости. В этих случаях магистральные схемы позволяют лучше, чем радиальные, использовать сечение кабелей, выбранное по экономической плотности тока и проверенное на термическую стойкость к токам короткого замыкания. Третьим достоинством магистральных схем является уменьшение числа ячеек в РП и ГПП. Магистральные схемы имеют большое количество вариантов конфигурации. Рассмотрим наиболее применяемые. Одиночные магистрали без резервирования (рис.3.19, а) могут быть применены лишь в тех случаях, когда допустим перерыв питания не только на время отыскания и отключения поврежденного участка магистрали, но и его восстановления. Рис. 3.19. Одиночные магистральные линии Такие схемы применяются для потребителей 3-й категории. Недостатком одиночных магистральных схем является невозможность резервирования по вторичному напряжению соседних однотрансформаторных подстанций, т.к. они питаются от одной магистрали и при отключении ее обесточиваются одновременно все. Для устранения этого недостатка близко расположенные однотрансформаторные подстанции, питаемые от разных одиночных магистралей, можно резервировать по низковольтной стороне (рис. 3.19, б). Ко второй группе магистральных схем относятся схемы с несколькими (двумя и более) параллельными сквозными магистралями, которые являются схемами высокой надежности и могут быть применены для питания потребителей любой категории. Двойные сквозные магистрали подключаются к ГПП или РП с двумя секциями сборных шин и применяются, в частности, для питания двухтрансформаторных подстанций без сборных шин на высшем напряжении (рис. 3.20, а) или РП с двумя секциями сборных шин (рис. 3.20, б). Первая 67 схема имеет широкое применение на ПП, а вторая используется реже – для питания энергоёмких предприятий. Рис. 3.20. Магистральные схемы Каждый трансформатор двухтрансформаторной подстанции или каждая секция спорных шин РП питается от различных магистралей. Каждая магистраль рассчитана на покрытие основных нагрузок ТП или РП с учетом допустимой ее перегрузки. Секции сборных шин распределительных устройств ТП или РП нормально работают раздельно, а в случае аварии на одной из магистралей электроприемники переключаются на оставшуюся в работе магистраль. При необходимости это может быть сделано автоматически при помощи устройств АВР, установленных на секционных автоматах ТП или секционных выключателях РП. Число трансформаторов, присоединяемых к одной магистрали, зависит от их мощности и значения питаемых объектов. Чем больше мощность трансформаторов, тем меньшее число их можно присоединить к одной магистрали: не более двух-трех трансформаторов мощностью 1000–2500 кВА и не более трех-четырех мощностью 250–630 кВА. 68 На рис. 3.20, в приведена магистральная схема питания высоковольтных распределительных пунктов от двух источников питания ИП1 и ИП2 – от двух разных подстанций. На рис. 3.21 показан пример питания электроприёмников крупного цеха по нескольким магистральным линиям. Рис. 3.21. Схема электроснабжения цеха по магистральным линиям 3.5.3. Конструктивные исполнения внутризаводских электрических сетей Для распределения электрической энергии на промышленных предприятиях широко используются кабельные линии напряжением 6–10 кВ. Долгие годы напряжения превалировали кабели с пропитанной бумажной изоляцией (БПИ) – рис. 3.22. Это связано с тем, что БПИ являлась единственным видом изоляции на данное напряжение. Наряду с этим шёл интенсивный поиск изоляционного материала на основе полимерных композиций, который обладал бы значительными преимуществами и мог заменить БПИ. Такой материал был получен на основе полиэтилена и получил название «сшитый полиэтилен СПЭ». Кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена (СПЭ) призваны заменить устаревшие кабели с пропитанной бумажной изоляцией. Этот процесс в промышленно развитых странах начал осуществляться с 60-х годов. В настоящее время многие страны практически полностью перешли на использование силовых кабелей среднего напряжения с изоляцией из сшитого полиэтилена (СПЭ) и имеют положительный опыт их эксплуатации. Так, в США и Канаде данные кабели занимают 85 % всего рынка силовых кабелей, в Германии и Дании – 95 %, а в Японии, Франции, Финляндии и Швеции – 100%. 69 Конструктивно кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена выпускаются в однофазном и трёхфазном исполнении – рис. 3.23. Рис. 3.22. Кабель с бумажной изоляцией напряжением 10 кВ типа СБ или АСБ: 1 – медные или алюминиевые жилы; 2 – фазная изоляция из пропитанной бумаги; 3 – заполнитель из джута; 4 – поясная изоляция из пропитанной маслом бумаги; 5 – свинцовая оболочка; 6 – джутовая прослойка; 7 – броня из стальной ленты; 8 – джутовый покров Рис. 3.23. Силовой одножильный и трёхжильный бронированный кабель с изоляцией из сшитого полиэтилена напряжением 10 кВ (слева направо): многопроволочная токопроводящая жила; полупроводящий слой; фазная изоляция из сшитого полиэтилена; полупроводящий слой; разделительный слой; экран из медных проволок; разделительный слой из бумаги; внутренняя оболочка из полиэтилена; броня металлическая; внешняя оболочка из полиэтилена 70 В последнее время в России ведущие энергосистемы также ориентированы на использование кабелей среднего напряжения с изоляцией из СПЭ при прокладке новых кабельных линий и замене либо капитальном ремонте старых. Переход на кабели с изоляцией из СПЭ взамен кабелей с БПИ обусловлен рядом неоспоримых преимуществ СПЭ: – более высокая надёжность в эксплуатации; – меньшие расходы на реконструкцию и содержание кабельных линий; – низкие диэлектрические потери (коэффициент диэлектрических потерь 0,001 вместо 0,008); – высокая стойкость к повреждениям; – большая пропускная способность за счёт увеличения допустимой температуры нагрева жил: длительной (90 оС вместо 70 оС), при перегрузке (130 оС вместо 90 оC); – более высокий ток термической устойчивости при коротком замыкании (250 оС вместо 200 оС); – низкое влагопоглощение; – меньший вес, диаметр и радиус изгиба, что облегчает прокладку на сложных трассах; – возможность прокладки на трассах с неограниченной разностью уровней; – более экологичный монтаж и эксплуатация (отсутствие свинца, масла, битума). При монтаже кабельных линий применяют концевые и соединительные кабельные муфты – 3.24. Рис. 3.24. Концевая и соединительная муфты 71 Кабели прокладывают в земляных траншеях, туннелях, каналах, блоках, по стенам зданий и других сооружений. Прокладка кабелей в земляных траншеях (рис. 3.25, а). 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. Расстояние между кабелями напряжением до 10 кВ при параллельной прокладке должно быть не менее 100 мм. а) б) Рис. 3.25. Прокладка кабелей в земляных траншеях и железобетонных блоках При прокладке на меньшей глубине (0,5 м), например, при вводе в здание, кабель должен иметь надежную защиту от механических повреждений, т. е. должен быть заключен в металлическую или асбоцементную трубу. 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 автомобильными дорогами кабели для защиты от механических повреждений заключают в металлические или асбоцементные трубы. Прокладка в блоках (рис. 3.25, б) весьма надёжна, но не экономична по стоимости и по пропускной способности кабелей. Она применяется очень редко, когда по местным условиям недопустимы простые и дешёвые способы прокладки, а именно: при наличии блуждающих токов. При агрессивных грунтах, вероятности разлива металла или агрессивных жидкостей, а также при большом насыщении территории предприятия различными подземными коммуникациями и технологическими сооружениями. Прокладка кабелей в каналах (рис. 3.26, а). Она может быть наружной и внутренней. Железобетонные каналы для прокладки могут быть подземными с заглублением на 300–700 мм или полуподземными, выступающими 72 на 150–350 мм над планировочными отметками. При прокладке кабелей внутри зданий (в цехах) каналы перекрываются несгораемыми плитами. а) б) Рис. 3.26. Прокладка кабелей в кабельном канале и туннеле Прокладка кабелей в туннелях (рис. 3.26, б). Это наиболее дорогой способ прокладки, поэтому его можно применять при большом числе кабелей (30 и более) и 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.). 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 (рис. 3.27) строят в виде открытого наружного сооружения или в виде кабельной галереи открытого типа. Для прокладки кабелей можно также использовать эстакады с технологическими трубопроводами. 73 Рис. 3.27. Прокладка кабелей на эстакадах: а – проходная односторонняя; б – двухсторонняя Прокладка кабеля в туннелях, каналах и блоках обеспечивает хорошую защиту их от механических повреждений и облегчает ремонт, который при таких видах прокладки производят без земляных работ, не нарушая пешеходного, автомобильного и других видов движения. Однако такая прокладка кабеля стоит значительно дороже и поэтому применяется только для особо ответственных линий или магистралей с большим числом прокладываемых кабелей. 3.5.4. Расчёты электрических сетей 3.5.4.1. Расчет питающих линий Сечение кабелей напряжением 6–10 кВ определяется по экономической плотности тока и проверяется по допустимому току кабеля в нормальном режиме работы с учетом условий его прокладки, по току перегрузки в послеаварийном режиме, потере напряжения в послеаварийном режиме и термической стойкости к токам короткого замыкания. Расчетный ток, протекающий по кабельной линии в нормальном режиме SР.К IР.К = , (3.12) 3  U НОМ 74 где SР.К – мощность, передаваемая по кабельной линии в нормальном режиме: – при питании электроприёмников на разных уровнях системы электроснабжения определяется по их расчётной мощности – см. раздел 2.4.2; – при питании однотрансформаторной цеховой подстанции – номинальная мощность силового трансформатора; – при питании двухтрансформаторной подстанции – номинальная мощность одного трансформатора с учётом коэффициента его загрузки в нормальном режиме (SР.К = КЗ.Н·SТ.НОМ); – для магистральной линии мощность SР.К должна определяться для каждого участка путем суммирования номинальных мощностей трансформаторов с учётом коэффициента их загрузки в нормальном режиме (SР.К = ∑КЗ.Нi·SТ.НОМi), питающихся по данному участку магистральной линии; – при питании распределительного устройства напряжением 6–10 кВ – нагрузка, потребляемая одной секцией сборных шин. Сечение кабельной линии первоначально определяется по экономической плотности тока I FЭ = Р.К . (3.13) jЭ где jЭ – экономическая плотность тока, зависящая от типа кабеля и продолжительности ТМ использования максимума нагрузки. По результату расчета выбирается кабель, имеющий ближайшее меньшее стандартное сечение по отношению к FЭ. При выборе типа исполнения кабеля должны учитываться условия окружающей среды. Для выбранного кабеля по таблицам находят длительно допустимый ток IДОП.Т. Фактический допустимый ток кабеля с учетом условий его прокладки рассчитывается по формуле I IДОП.Ф = К П  К t  IДОП.Т > Р.К , (3.14) nК где КП – поправочный коэффициент, учитывающий число параллельно прокладываемых кабелей; Кt – поправочный коэффициент, учитывающий температуру среды, в которой прокладывается кабель; nК – число запараллеленных кабелей в кабельной линии. Согласно ПУЭ для кабельных линий, прокладываемых по трассам с различными условиями охлаждения, сечения кабелей должны выбираться по участку трассы с худшими условиями охлаждения, если его длина составляет более 10 м. Например, при прокладке кабеля в траншее и кабельном канале цеха коэффициент Кt берется по температуре цеха не ниже +20–25 °С. Под послеаварийным режимом кабельной линии будем понимать режим, когда выходит из строя одна из двух кабельных линий, питающих 75 потребители 1 и 2-й категорий. При этом нагрузка на линию удваивается, то есть IАВ = 2·IР.К. Допустимая перегрузка кабеля в указанном режиме I I'АВ - К АВ  IДОП.Ф > Р.К , (3.15) nК где КАВ – коэффициент перегрузки. Потеря напряжения в кабельной линии Р  r  LК + QP.К  x O  LК ΔU = Р.К O  100  ΔU ДОП = 5 %, (3.16) n K  U 2НОМ где РР.К, QР.К – расчетные активная и реактивная нагрузки, передаваемые по кабельной линии в послеаварийных режимах; хО, rО – удельные индуктивное и активное сопротивления кабеля: LК – длина кабельной линии. На этом предварительный расчет кабельных линий для нормального и аварийного режимов заканчивается. Полученные сечения кабелей используются при расчете токов короткого замыкания, после которого определяется сечение кабеля FТ.С по термической стойкости к токам короткого замыкания I  t Р.З + t О.В + TА (3.17) FТ.С = К.П , С где IК.П – действующее значение периодической составляющей тока трёхфазного короткого замыкания в начале кабельной линии, А; tР.З – время отключения короткого замыкания релейной защитой (селективной токовой защитой), с; tО.В – полное время отключения выключателя, с; ТА – время протекания апериодической составляющей тока короткого замыкания, с; С А  с1/2 – коэффициент, зависящий от вида металла жил кабеля, , например мм 2 для кабелей напряжением 10 кВ с алюминиевыми жилами и полихлорвиА  с1/2 ниловой изоляцией С = 78 . мм 2 Для оценки теплового воздействия токов короткого замыкания на отдельные элементы системы электроснабжения необходимо найти время отключения короткого замыкания. С этой целью строят диаграмму селективности действия релейной защиты (селективной токовой защиты) с учётом ступеней селективности устройств релейной защиты на разных уровнях системы электроснабжения. Величина ступени селективности Δt зависит от вида защиты и элементной базы, на основе которой выполнена эта защита. Рассмотрим применяемые величины ступеней селективности [Ершов РЗ. Ч.3]: 1. Современные автоматические выключатели напряжением до 1 кВ имеют, как правило, ступень селективности равную 0,1 с. В то же время есть выключатели, имеющие значительно большие ступени селективности, например, выключатели серии «Электрон» имеют Δt = 0,2–0,25 с. 76 2. Все защиты электрической сети напряжением выше 1 кВ имеют большие значения ступени селективности, которые, в основном, определяются их элементной базой: 2.1. Для защит, выполненных на основе электромеханических реле, Δt = 0,5–0,7 с. Принимают Δt = 0,5 с. 2.2. Для защит, выполненных на основе полупроводниковых элементов (статические реле), а также микропроцессорных защит отечественного производства, Δt = 0,4 с. 2.3. Для микропроцессорных (цифровых) защит иностранного производства Δt = 0,3 с. На рис. 3.28 приведен фрагмент схемы электроснабжения, на которой показано формирование диаграммы селективности срабатывания релейной защиты (селективной токовой защиты) на разных уровнях системы электроснабжения. Здесь принято, что величина степени селективности для автоматических выключателей напряжением до 1 кВ принята равной Δt = 0,1 с, а для устройств защиты электрической сети напряжением 6–10кВ равной Δt = 0,4 с. Если выбранное в данРис. 3.28. Диаграмма селективности ном разделе сечение кабеля оказывается меньше FТ.С, производится его соответствующее уточнение. 3.5.4.2. Расчёт токов трёхфазного короткого замыкания Расчеты токов трёхфазного короткого замыкания (КЗ), необходимые для выбора электрооборудования систем электроснабжения, основываются на положениях «ГОСТ 27517–87. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением 77 свыше 1 кВ». Расчёты токов КЗ производят в именованных или относительных единицах. Рассмотрим второй метод расчёта. Для выражения всех величин в относительных единицах вводят базисные величины. В качестве независимых базисных величин обычно выбирают базисную мощность SБ и базисное напряжение UБ. Величина базисной мощности выбирается, исходя из соображений сокращения вычислительной работы и принимается примерно равной мощности источника питания. Если расчёты токов КЗ начинают с электрической сети напряжением 110 кВ, то SБ принимают равной 1000 МВ·А, а для сети напряжением 6–10 кВ – SБ = 100 МВ·А. Базисное напряжение рекомендуют принимать равным напряжению 1,05·UН для каждой ступени напряжения UСТ1 = 115 В, UСТ2 = 10,5 кВ, UСТ3 = 0,4 кВ. Для расчёта токов КЗ составляют принципиальную электрическую схему (рис. 3.29, а), на которой показывают исходную точку (сборные шины), начиная с которой ведётся расчёт. Для исходной точки указывают мощность трёхфазного короткого замыкания SК.З, которая определяется параметрами конкретной электрической сети, и номинальное напряжение данной ступени системы электроснабжения. Ниже рисуют элементы системы электроснабжения, например, воздушную линию электропередачи ВЛ напряжением 110 кВ, трансформатор Т1 подстанции напряжением 110/10 кВ, кабельную КЛ или воздушную ВЛ напряжением 10 кВ, трансформатор Т2 трансформаторной подстанции напряжением 10/0,4 кВ. На принципиальной схеме показывают номинальные напряжения всех ступеней напряжения и точки электрической сети (А, Б, В и др.), для которых будет производиться расчёт токов КЗ. Далее составляется схема замещения электрической сети (рис. 3.29, б), на которой показывают индуктивные и активные сопротивления элементов системы электроснабжения (в нашем случае рассматриваем только реактивные сопротивления), средние напряжения ступеней и расчётные точки. Рассмотрим определение параметров схемы замещения. 1. Питающая сеть до сборных шин напряжением 110 кВ представляется сопротивлением энергосистемы ХС = SБ . SК.З (3.18) 2. Сопротивление воздушной линии ВЛ S Х ВЛ = Х0.ВЛ  LВЛ  2Б , (3.19) UСТ1 где ХО.ВЛ – удельное индуктивное сопротивление воздушной линии, Ом/км [Барыбин-1991, табл. 1.11]; LВЛ – длина воздушной линии, км. 3. Трансформаторы Т1 с первичным напряжением 35–110–220 кВ могут иметь разное исполнение и сочетание первичных и вторичных обмоток: 78 двухобмоточные, с расщеплённой вторичной обмоткой и трёхобмоточные. Рассмотрим первые два вида трансформаторов. Рис. 3.29. Расчёт токов короткого замыкания 3.1. Двухобмоточный трансформатор (рис. 3.29, а, б) представляется схемой замещения, состоящей из одного сопротивления U S ХТ1  К.З% Б , (3.20) 100  SТ.Н где UК.З% – напряжения короткого замыкания, %, справочные данные для трансформаторов с первичным напряжением 35–110–220 кВ представлены в [Барыбин-1990, табл. 2.108; Баумштейн-1989, табл. 4.2 и 4.3]. 3.2. Трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения (рис. 3.29, в, г, д) представляется трёхлучевой схемой, в которой один луч соответствует обмотке ВН (ХВН), а два других – расщепленной вторичной обмотке НН, состоящей из двух обмоток НН1 и НН2. Сопротивления лучей определяются по выражениям ХВН = 0,125 ХВН-НН; (3.21) ХНН1 = ХНН2 = 1,75 ХВН-НН, 79 где ХВН-НН – сопротивление трансформатора определяется при объединении обеих вторичных обмоток по выражению (4.1) по значению UК.ВН-НН, отнесенному к полной мощности трансформатора. Общее сопротивление трансформатора по цепи одной вторичной обмотки ХТ1 = Х ВН + Х НН1 = (0,125 + 1,75)  Х ВННН = 1,875  Х ВННН . (3.22) 4. Сопротивление кабельной линии КЛ S ХКЛ = ХО.КЛ  LКЛ  2Б , (3.23) UСТ2 где ХО.КЛ – удельное индуктивное сопротивление кабельных линии напряжением 6–10 кВ, Ом/км, [Барыбин-1990, табл. 2.63; Баумштейн-1989, табл. 9.27 и 9.29]; LКЛ – длина кабельной линии, км. 5. Трансформаторы напряжением 6–10/0,4 кВ относятся к двухобмотчным и их сопротивление определяется по выражению (3.20). Справочные данные о напряжениях короткого замыкания для этих трансформаторов представлены в [Киреева-2007, табл. 1.1–1.17; Барыбин-1990, табл. 2.106; Баумштейн-1989, табл. 4.2]. В общем случае для каждой ступени напряжения определяется базисный ток короткого замыкания SБ I Бi  (3.24) 3 U СТi и потом ток трехфазного короткого замыкания в какой-либо точке, например N I SБ 3N IК   Бi  , (3.25) Х.N 3 U СТi  Х.N где ХΣ.N – суммарное сопротивление от энергосистемы до точки А, приведенное к базисным условиям. Покажем определение значений токов трёхфазного КЗ для конкретных точек рассматриваемой схемы: Точка А – в начале ВЛ-110 кВ SБ 3А IК  = . (3.26) 3 UСТ1  ХС Точка Б – в конце ВЛ-110 кВ или на стороне высшего напряжения 110 кВ трансформатора 110/10 кВ SБ 3Б IК  = . (3.27) 3 U СТ1   Х С  Х ВЛ  Точка В – на стороне низшего напряжения 10 кВ трансформатора Т1 SБ 3В IК  = . (3.28) 3 U СТ2   Х С  Х ВЛ  Х Т1  Точка Г – в конце кабельной линии КЛ напряжением 10 кВ 80 SБ . (3.29) 3 U СТ2   Х С  Х ВЛ  Х Т1  Х КЛ  Точка Д – на стороне низшего напряжения 0,4 кВ трансформатора Т2 SБ 3Д IК  = . (3.30) 3 U СТ3   Х С  Х ВЛ  Х Т1  Х КЛ  Х Т2  Расчеты токов трёхфазного короткого замыкания в электрической сети можно провести с использованием положений «ГОСТ 28249-93. Короткие замыкания в электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ». IК   3Г 3.5.4.3. Характеристики годовых упорядоченных графиков электрических нагрузок по продолжительности В технико-экономических расчётах систем электроснабжения широко используются характеристики типовых суточных и годовых графиков электрических нагрузок, характерными для некоторых отраслей промышленности. Эти графики показывают характер изменения нагрузок, свойственный предприятию данной отрасли промышленности [Ермилов А.А. Основы-1983; Рокотян С.С.-1985]. Графиком электрических нагрузок называется зависимость активной Р и реактивной Q мощностей нагрузки от времени. Графики нагрузки могут быть суточными и годовыми (рис. 3.30). Суточные графики представляют зависимости мощностей, усреднённые за 30-ти или 60-ти минутные интервалы времени. Годовой график – это изменение по месяцам года максимальной получасовой нагрузки, – он характеризует колебания расчётной мощности потребителя в течение года. а) б) в) Рис. 3.30. Графики электрических нагрузок по активной мощности: суточные для зимнего (а) и летнего (б) дней; годовой (в) В технико-экономических расчётах используют ещё один вид графика – годовой график по продолжительности использования электрических нагрузок. Он представляет собой кривую изменения убывающей нагрузки в течение года – за 8760 часов. На этом графике по оси абсцисс откладывают время, измеряемое в часах, а по оси ординат – изменяющуюся нагрузку предприятия. В идеальном варианте годовой график составляют 81 на основе суточных графиков за все дни года. С достаточной точностью годовой график по продолжительности для какой-либо отрасли промышленности можно построить, используя характерные суточные графики только двух дней в году – зимнего и летнего (рис. 3.31 [Рокотян С.С.-1985]). Рассмотрим построение такого графика. Пусть мы имеем два суточных графика для зимнего и летнего дня – рис. 3.32, а, б. Сначала на этих графиках выбирают наибольшую мощность Р1 и определяют времена её продолжительности t1ЗИМ и t1ЛЕТ. Затем эти продолжительности умножают соответственно на количество зимних и летних дней в году (предположим, что в году 183 зимних и 182 летних дня) и определяют продолжительность использования t1 наибольшей мощности Р1 в течение года t1 = 183·t1ЗИМ + 182·t1ЛЕТ. (3.31) Рис. 3.32. Построение годового графика по продолжительности по суточным графикам зимнего и летнего дня На годовом графике (рис. 3.32, в) откладывают мощность Р1 и её продолжительность t1. Далее на суточных графиках выбирают следующую по величине мощность Р2, аналогично определяют продолжительность её использования t2 и откладывают эти данные на годовом графике. В результате перебора всех мощностей Рi зимнего и летнего суточных графиков и определения продолжительностей их использования ti получим годовой график по продолжительности использования электрических нагрузок в виде ломанной убывающей кривой. Полученный график ещё иногда называют годовым упорядоченным графиком электрических нагрузок потребителя. Имея такой график, можно определить ряд характеристик, необходимых для проектирования систем электроснабжения. 82 Рис. 3.31. Характерные суточные графики электрических нагрузок предприятий различных отраслей промышленности: а – угледобычи; б – нефтепереработки; в – торфоразработки; д – черной и цветной металлургии; е – химии; ж – тяжелого машиностроения; з – ремонтно-механических заводов; 83 Окончание рис. 3.31: и – станкостроения; к – автомобильных; л – деревообрабатывающей промышленности; м – целлюлозно-бумажной промышленности; н – лёгкой промышленности; о – прядильно-ткацких фабрик; р – пищевой промышленности; Р и Q – активная и реактивная нагрузки рабочего дня; РВЫХ и QВЫХ – активная и реактивная нагрузки выходного дня 84 В общем случае промышленные предприятия работают в течение года не все 8760 часов. В зависимости от числа и продолжительности смен годовое число часов работы ТГ предприятия, за исключением цехов с непрерывным производством, можно принимать по табл. 3.1 [Ермилов А.А. Основы-1983]. Таблица 3.1 Годовое число часов работы предприятий [Барыбин-1990, табл. 2.1] Продолжительность ТГ, ч, при числе смен смены, ч одна две три 8 2250 4500 6600 7 2000 4000 5870 Для непрерывных производств годовое число часов работы ТГ определяется с учетом остановок агрегатов на ремонт. Для агрегатов с многолетними периодами работы без ремонтов ТГ можно принимать равным 7900– 8200 ч. Поэтому реальный годовой упорядоченный график будет иметь вид (рис. 3.33), несколько отличающийся от графика, показанного на рис. 3.33, в. Рис. 3.33. Годовой упорядоченный график электрических нагрузок: а – нагрузка (мощность); б – потери мощности Площадь годового упорядоченного графика Р(t) в определенном масштабе выражает количество потребленной промышленным предприятием электроэнергии за год Wа, кВт·ч, n Wа = P t . i i=1 85 i (3.32) По годовому упорядоченному графику электрических нагрузок действующего предприятия можно определить: 1. Среднегодовую нагрузку РС.Г, потребляемую предприятием, кВт, Р С.Г = Wа , ТГ (3.33) где ТГ – годовое число часов работы предприятия. Графически среднегодовую мощность можно получить, если площадь, ограниченную ступенчатой кривой Р(t) упорядоченного графика нагрузки (рис. 3.34), представляющую собой потребленную электрическую энергию Wа, заменить равновеликой площадью прямоугольника со сторонами РС.Г и ТГ. 2. Число часов использования максимума нагрузки Тmax Т max = Wа , Р max (3.34) где Рmax – максимальная нагрузка годового упорядоченного графика – рис. 3.34. Физически последнее означает, что если бы предприятие непрерывно работало с максимальной нагрузкой Рmax, то оно потребило бы годовое потребление электроэнергии Wа за время Тmax. Графически время использования максимальной нагрузки Тmax можно получить, если площадь, ограниченную ступенчатой кривой Р(t) упорядоченного графика нагрузки (рис. 3.34), представляющую собой потребленную электрическую энергию Wа, заменить равновеликой площадью прямоугольника со сторонами Рmax и Тmax. Для каждого потребителя характерно свое время использования максимума нагрузки, как по активной, так и реактивной мощности. В табл. 3.2 приведены значения Тmax для некоторых отраслей промышленности. Таблица 3.2 Время использования Тmax максимума нагрузки Рmax для различных предприятий [Барыбин-1990, табл. 2.3] Годовое число часов использования максимума нагрузки по Предприятие реактивной активной мощности мощности Тmax.р Тmax.а Химические заводы 6200 7000 Заводы тяжелого машиностроения 3770 4840 Заводы станкостроения 4345 4750 Инструментальные заводы 4140 4Э60 Заводы шарикоподшипников 5300 6130 86 Заводы подъемно-транспортного оборудования Автотракторные заводы Сельскохозяйственное машиностроение Приборостроение Авторемонтные заводы Вагоноремонтные заводы Электротехнические заводы Металлообрабатывающие заводы 3330 4960 5330 3080 4370 3560 4280 4355 3880 5240 4220 3180 3200 3660 6460 5380 При передаче мощности Р по линии по ней протекает ток, пропорциональный этой мощности. Следовательно, годовому упорядоченному графику электрических нагрузок Р(t) в определённом масштабе соответствует аналогичный годовой упорядоченный график токов I(t) – рис. 3.34. Потери мощности ΔР в линии пропорциональны квадрату проходящего по ней тока. Если ординаты графика I(t) возведём в квадрат, то получим новый упорядоченный график, который в определённом масштабе будет соответствовать потерям ΔР(t), возникающим в линии при передаче по ней мощности Р(t) – рис. 3.34. Площадь, ограниченная графиком ΔР(t) и осями координат, пропорциональна годовым потерям электроэнергии в трёхфазной линии с активным сопротивлением r T ΔWа = 3r  i 2dt. (3.35) Если годовые потери электроэнергии ΔWа разделим на максимальные потери ΔРmax, возникающие при передаче максимальной мощности Рmax, то получим новую характеристику годового упорядоченного графика электрических нагрузок – время максимальных потерь τmax τ max = ΔWа ΔWа = . ΔР max 3  r  I 2max (3.36) Графически время максимальных потерь τmax можно получить, если площадь, ограниченную ступенчатой кривой упорядоченного графика потерь мощности ΔР(t) (рис. 3.34), представляющую собой годовые потери энергии ΔWа, заменить равновеликой площадью прямоугольника со сторонами ΔРmax и τmax. Физически это означает что, если бы по линии передавалась неизменная максимальная мощность Рmax, то годовые потери энергии ΔWа были бы получены за время максимальных потерь τmax. На основании статистических данных о различных годовых графиках нагрузки промышленных предприятий составлена зависимость времени максимальных потерь τmax от продолжительности использования максимума нагрузки Тmах и коэффициента мощности cosφ (рис. 3.34). 87 Рис. 3.34. Зависимость времени максимальных потерь τmax от продолжительности использования максимума нагрузки Tmax и cosφ В практических расчетах, зная годовое число часов Тmах использования максимума нагрузки, время максимальных потерь τmax можно найти по выражению [Барыбин-1990, с. 79; Конюхова, с. 151] 2 τ max T   =  0,124 + max   8760. 10000   (3.37) 3.5.4.4. Потери напряжения, мощности и электроэнергии Рассмотрим простейшую схему одной фазы линии трёхфазного тока с симметричной нагрузкой на конце, заданной током I и коэффициентом мощности cosφ2. Напряжение UФ2 в конце линии известно. Вектор напряжения совместим с вещественной осью системы координат. Так как нагрузка имеет индуктивный характер, то вектор тока I будет находиться под углом φ2 к вектору напряжения UФ2 в сторону отставания – рис. 3.35. Рис. 3.35. Векторная диаграмма одной фазы трёхфазной линии переменного тока с нагрузкой на конце 88 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 90о к нему в сторону опережения – вектор падения напряжения в реактивном сопротивлении Х, т.е. jIХ (см. треугольник АВС). Соединив полученную точку С с началом координат 0, получим искомый вектор напряжения в начале линии UФ1, ориентированный по отношению к току I на угол φ1. Геометрическую разность (отрезок АС, численно равный модулю вектора I·Z) IZ = UФ1 – UФ2 = I·(R + jХ) (3.38) называют падением напряжения в рассматриваемой линии. Алгебраическую разность (отрезок АЕ) между напряжением источника питания UФ1 и напряжением в конце линии UФ2 в месте подключения потребителя называют потерей напряжения ΔU = UФ1 – UФ2. (3.39) Кроме того, различают продольную составляющую ΔUФ (отрезок AD), направленную вдоль вектора напряжения UФ2, и поперечную составляющую δUФ (отрезок DC). 1.1. Потерю напряжения в линии при передаче расчётных активной и реактивной нагрузок (получасового максимума нагрузок) определяют по соотношениям [Будзко-2000, с. 95] P  R Л + QР  X Л P  R 0  L Л + QР  X О  L Л ΔU = Р = Р ; (3.40) UНОМ UНОМ ΔU = 3  I Р   R Л  cosφ 2 + X Л  sinφ 2  , (3.41) U ΔU% = 100; (3.42) U НОМ где R0 и X0 – удельные активное и индуктивное сопротивления линии; L – длина линии. 1.2. Напряжение на сборных шинах РПН, питающегося по линии от трансформаторной подстанции UРПН = UТП – ∆U. (3.43) 1.3. Потери напряжения в трансформаторе при прохождении через него расчётных нагрузок [Будзко-2000, с. 137] P  R Т + QР  X Т SР ΔUТ = Р = (R Т·cosφ2 + ХТ·sinφ2 ); (3.44) UНОМ UНОМ 2 2 PКЗ  U Т.НОМ U КЗ.%  U Т.НОМ RТ = ; ZТ = ; Х Т = ZТ2 - R Т2 , (3.45) SТ.НОМ 100  SТ.НОМ где RТ, ХТ и ZТ – активное, индуктивное и полное сопротивления трансформатора; SТ.НОМ – номинальная мощность трансформатора; ΔРКЗ и UКЗ.% 89 – активные потери, кВт, и напряжение короткого замыкания трансформатора, %. 2.1. Потери активной и реактивной мощности в линии при прохождении расчётных нагрузок [Железко-2009, с. 30]: P 2 + Q2 S2 ΔР Л = 3  I Р2  R Л = Р 2 Р R Л = 2 Р R Л ; U НОМ U НОМ (3.46) 2 2 2 P + Q S ΔQ Л = 3  I Р2  Х Л = Р 2 Р Х Л = 2 Р Х Л . U НОМ U НОМ 2.2. Потери в силовом трансформаторе при коэффициенте его загрузки в нормальном режиме КЗ.Т ΔР Т = ΔР ХХ + К 2З.Т  ΔР КЗ ; ΔQ Т = Q ХХ + К 2З.Т  ΔQ КЗ ; (3.47) S ΔQ Т =  I ХХ.% + К 2З.Т  ΔU КЗ.%  Т.НОМ ; 100 где ΔРХХ и IХХ.% – активные потери, кВт, и ток холостого хода трансформатора, %. 3. Определение потерь электрической энергии: 3.1. В линии по получасовому максимуму активной нагрузки РР и годовому числу часов максимальных потерь τmax [Железко-2009, с. 30; Конюхова, с. 151] S2P PP2 + Q2P ΔWа.л =  R Л  τ max =  R Л  τ max = 3  I P2  R Л  τ max . (3.48) 2 2 U НОМ U НОМ 3.2. В линии по среднегодовой нагрузке и годовому числу работы предприятия [Барыбин-1990, с. 64; Конюхова, с. 151] 2 ΔWа.л = 3  IС.Г  R Л  ТГ , (3.49) 3.3. Потери в линии по переданным по ней годовой активной и реактивной энергии и коэффициенту формы [Железко-2009, с. 55] Wа2 + Wр2 ΔWа.л =  R Л  К Ф2 . (3.50) 2 8760  U НОМ 3.4. Потери активной электроэнергии в трансформаторах [Барыбин1990; Будзко] 2 ΔWа.т = ΔРХХ  ТВК + КЗ.Т  ΔРКЗ  τmax , (3.51) где ТВ.К – время включения трансформатора в году 3.5. Потери реактивной электроэнергии в двухобмоточных трансформаторах 90   S100 ΔWр.т = I ХХ.%  Т ВК + К 2З.Т  U КЗ.%  τ max  т.ном . (3.52) 3.6. Цеховые трансформаторные подстанции 3.6.1. Типы цеховых ТП В зависимости от места расположения, трансформаторные подстанции напряжением 6–10/0,4 кВ (ТП) разделают на внутрицеховые, встроенные, пристроенные, отдельно стоящие и другие – рис. 3.36. Рис. 3.36. Компоновки ТП: а – встроенная; б – пристроенная; в – отдельно стоящая; г – с наружной установкой трансформаторов Наиболее экономичным типом с точки зрения расхода проводникового материала (цветного металла) и потерь электроэнергии в питающих сетях является внутрицеховая трансформаторная подстанция. Располагаются такие подстанции между опорными колоннами либо около внутренних или наружных стен здания внутри цеха. В этом случае обычно используются комплектные трансформаторные подстанции. К недостаткам применяемых внутрицеховых подстанций относится то, что они занимают дефицитную площадь цеха. Поэтому сооружение их возможно не во всех цехах. Встроенные ТП являются менее экономичными, чем внутрицеховые. Они располагаются внутри цеха в специальных помещениях обычно около наружных стен здания. Пристроенные ТП сооружаются снаружи, у стен зданий цехов, и в конструктивном отношении могут быть, как закрытыми, так и открытыми. 91 Наименее экономичными как по капитальным затратам, так и по эксплуатационным расходам являются отдельно стоящие ТП. Они используются для питания группы мелких отдельно расположенных цехов либо для питания электроприемников одного цеха, когда расположение подстанции в нем недопустимо по условиям пожаро-, взрывобезопасности или по другим соображениям. Применение отдельно стоящих ТП должно быть обосновано технически либо технико-экономически. 3.6.2. Типы трансформаторов, устанавливаемых в ТП По роду изоляции, способу охлаждения и конструктивному исполнению силовые трансформаторы напряжением 6–10/0,4 кВ подразделяются на масляные, масляные герметичные, с негорючим диэлектриком, сухие, сухие с литой изоляцией и т.д. Типы и исполнения трансформаторов выбираются в зависимости от условий их установки, температуры, состояния окружающей среды и т.п. Рассмотрим основные типы (рис. 3.37): ТМ – трансформатор масляный. При нагревании масла и увеличении его объёма избыток масла поднимается в расширитель. Применяются для наружной установки. ТМГ – трансформатор масляный, герметичного исполнения, без расширителя. Температурные изменения объема масла компенсируются изменением объема гофров бака или радиаторов за счет их пластичной деформации. ТМЗ, ТНЗ – трансформатор, в котором качестве охладителя используется трансформаторное масло или негорючий диэлектрик. Буква «З» обозначает защищённое (боковое) исполнение высоковольтных и низковольтных вводов обмоток. У данной конструкции трансформатора также отсутствует расширитель. В баке масло или диэлектрик по высоте покрывает активную часть трансформатора (магнитопровод и обмотки), а верхняя часть объёма внутри бака заполнена инертным газом – азотом (так называемая «азотная подушка»), который, сжимаясь или расширяясь, компенсирует температурное изменение объёма масла или диэлектрика. Применяются для внутренней уставки в промышленных цехах в комплектных трансформаторных подстанциях. ТСЛ – сухие трансформаторы с сухой литой изоляцией обмоток. В основном они применяются там, где недопустима установка масляных трансформаторов по условиям пожарной опасности. Сухие трансформаторы неустойчивы к грозовым перенапряжениям, при работе создают повышенный уровень шума. Их нужно устанавливать в сухих, непыльных помещениях с относительной влажностью не более 65 %. 92 ТМ-2500 ТМГ-1000 ТНЗ-2500 ТСЛ-1000 Рис. 3.37. Типы трансформаторов напряжением 6–10/0,4 кВ: 3.6.3. Схемы и основное оборудование трансформаторных подстанций Трансформаторные подстанции состоят из следующих конструктивных частей: – распределительного устройства высшего напряжения; – трансформаторов; – распределительных устройств низшего напряжения. На рис. 3.38. показана схема двухтрансформаторной подстанции городского типа, которая питается по двойной магистральной схеме. Каждая из подходящих и отходящих кабельных линий подключены к секциям сборных шин напряжением 10 кВ с помощью выключателей нагрузки QW. В свою очередь, каждый из трансформаторов подключен к сборным шинам через разъединители QS и выключатели Q. На стороне низшего напряже93 ния установлены вводные автоматические выключатели QF. Отходящие от ТП линии подключены к сборным шинам с помощью рубильников QS и автоматические выключатели QF. QW 1СШ 10 кВ 2СШ QS Q2 Q1 ТП 6 ТМГ-1000/10 RM6 PEN QF1 PEN QF2 PА PIK 2СШ 1СШ 1 3 5 7 9 11 13 15 16 14 12 10 8 6 4 2 0,4 кВ QF3 Рис. 3.38. Схема трансформаторной подстанции Рассмотрим основное оборудование, установленное в ТП. На стороне высшего напряжения ТП может питаться от радиальных или магистральных линий (см. раздел 3.5). При радиальном питании ТП по кабельной линии должно выполняться глухое присоединение кабеля к трансформатору за исключением питания ТП от пункта, находящегося в ведении другой эксплуатирующей организации или при необходимости установки отключающего аппарата по условиям защиты (рис. 3.39, а). При питании ТП по воздушной линии на Рис. 3.39. Схема вводе устанавливается разъединитель и ограподключения ТП ничитель напряжения ОПН (3.39, б). В к радиальной линии 94 настоящее время с появлением компактных вакуумных выключателей для управления и защиты ТП появилась возможность установки такого коммутационного аппарата. В случае подвода магистральной линии к трансформатору подстанции (рис. 3.40, а, б, в) обязательно следует предусматривать защитные и коммутационные аппараты. Наиболее дешевой конструкцией высоковольтного ввода является схема с разъединителем и плавким предохранителем (рис. 3.40, г). Эту схему применяют при необходимости отключения разъединителем трансформатора на холостом ходу, при отРис. 3.40. Схемы питания носительно редких включениях и отключеТП от магистральных линий ниях трансформатора (например, не более нескольких раз в месяц). Схема (рис. 3.40, д) имеет преимущество: предохранитель защищает разъединитель и отключает токи КЗ при повреждении последнего. В случаях, когда требуется частая коммутация трансформатора ТП со стороны высокого напряжения (по условиям технологического процесса производства, в котором участвует группа электроприемников, питаемых от данной ТП, при отключении трансформатора в периоды снижения нагрузки по экономическим соображениям и т.п.) вместо разъединителя применяют выключатель нагрузки совместно с предохранителем (рис.3.40, ж). Выбор той или иной схемы определяется конкретной конструкцией выключателя нагрузки и ячейки, в которой он установлен. При значительных токах короткого замыкания, когда выключатель нагрузки оказывается неустойчив к их действию, применяют масляный, элегазовый или вакуумный выключатель (рже. 3.40, з). Например, в схемах электроснабжения металлургических предприятий, по указанной причине выключатели нагрузки используют редко. Масляный или иной (вакуумный или элегазовый) выключатель со стороны напряжения 6, 10 кВ цеховой ТП устанавливают также при частых, например, ежедневных, коммутациях цепи трансформатора, питающего, как правило, отдельные обычно мощные потребители (электродуговве печи, преобразовательные установки и т.п.), а также при необходимости применения сложных защит со стороны высшего напряжение трансформатора указанной ТП. Соединение трансформаторов со сборными шинами распределительного устройства низшего напряжения может осуществляться по следующим схемам: – без применения коммутационных аппаратов (рис. 3.41, а), если исключена подача напряжения на трансформатор из сети низшего напря- 95 жения, а отключение трансформатора в нормальных и аварийных режимах производится аппаратами со стороны высшего напряжения; Рис. 3.41. Соединение трансформатора со сборными шинами РУ низшего напряжения и подключение отходящих от ТП линий – с применением неавтоматических аппаратов (рубильников), если на трансформатор не может подаваться напряжение со стороны низшего напряжения, но требуется ручное отключение нагрузки или ручное отделение трансформатора от распределительного устройства (РУ) низкого напряжения (рис. 3.41, б); – с применением аппаратов защити – плавких предохранителей (рис. 3.41, в) или автоматических выключателей (рис. 3.41, г). Отходящие от РУ низшего напряжения линии могут содержать неавтоматические выключатели с плавкими предохранителями (рис. 3.41, а), плавкие предохранители с механическим приводом (рис.3.41, б, в), предохранители без дополнительных аппаратов (рис.3.41, г, д), автоматические выключатели на выдвигаемых блоках или выкатных тележках (рие.3.41, е, ж, з). 3.6.4. Конструктивное исполнение ТП На рис. 3.42 показан внешний вид комплектной двухтрансформаторной подстанции с силовыми трансформаторами ТМЗ-1000 для внутренней установки в цехе. Здесь обозначено: 1 – кабель ВН; 2 – шкаф ввода ВН; 3 – силовой трансформатор типа ТМЗ-1000; 4 – шкаф ввода НН; 5 – отсек приборов; 6 – шкаф отходящих линий НН; 7 – секционный шкаф НН. На рис. 3.43 показан план отдельно стоящей двухтрансформаторной подстанции. Здание ТП имеет четыре помещения, в которых отдельно располагаются распределительное устройство высшего напряжения РУ-10 кВ, два силовых трансформатора и распределительное устройство низшего напряжения РУ-0,4 кВ. 96 Рис. 3.42. Комплектная трансформаторная подстанция с трансформаторами ТНЗ-1000 для установки внутри цеха Рис. 3.43. План отдельно стоящей трансформаторной подстанции 97 3.6.5. Выбор мощности трансформаторов цеховых ТП Число трансформаторов на цеховых подстанциях определяется в зависимости от категории надежности электроснабжения, удельной плотности нагрузки, числа рабочих смен, размеров цеха и т.д. Однотрансформаторные подстанции 6–10/0,4 кВ применяется для потребителей 3-й категории и потребителей 2-й категории при условии резервирования их питания по связям на вторичном напряжении между соседними ТП. Двухтрансформаторные подстанции применяются для питания потребителей 1-й и 2-й категорий, Их рекомендуется выбирать: при преобладании нагрузок 1-й категории; при наличии электроприемников особой группы; для сосредоточенной цеховой нагрузки и отдельно стоящих объектов общезаводского назначения (насосные и компрессорные станции, газовое хозяйство и т.п.). Цеховые ТП с числом трансформаторов больше двух экономически нецелесообразны и применяются в виде исключения в следующих случаях: для питания мощных электроприемников, сосредоточенных в одном месте; при невозможности рассредоточения подстанций ввиду отсутствия свободного места, пожароопасности окружающей среды и т.д., например, на текстильных предприятиях, предприятиях химических производств и т. п. Допустимая (наибольшая) загрузка трансформаторов в нормальном режиме работы определяется категорией питаемых электроприемников, числом трансформаторов и способом резервирования. Рекомендуется принимать следующие коэффициенты загрузки КЗ.ДОП: – при преобладании загрузок 1-й категории при двухтрансформаторных подстанциях – 0,65–0,7; – при преобладании нагрузок 2-й категории при однотрансформаторных подстанциях и взаимном резервировании трансформаторов по связям вторичного напряжения – 0,7...0,8. Мощность трансформаторов цеховой ТП зависит от величины нагрузки электроприемников цеха, от размеров площади, на которой они размещены и т.д. Исходной величиной служит экономически целесообразная мощность SТ.Э трансформаторов, которая находится по удельной плотности Ϭ электрической нагрузки цеха S σ = Р.Ц , (3.53) FЦ где SР.Ц – расчетная электрическая нагрузка цеха, кВА; FЦ – площадь цеха, м2. Величина Ϭ рассчитана в предположении равномерного распределения электрических нагрузок по площади цеха. 98 Существующая связь между экономически целесообразной мощностью отдельного трансформатора SТ.Э цеховой ТП и плотностью Ϭ электрической нагрузки цеха получена на основе технико-экономических расчетов – табл. 3.1. Таблица 3.1 Экономически целесообразная мощность SТ.Э трансформаторов Ϭ, кВА/м2 0,05 0,08 0,15 0,25 ≥0,35 SТ.Э, кВА 400 630 1000 1600 2500 Чем выше плотность электрической нагрузки, тем экономически выгоднее устанавливать в цехе трансформаторы с большей единичной мощностью. В цехе, занимающем значительную площадь, установка трансформаторов заведомо большой единичной мощности увеличивает длину питающих линий (расход цветного металла проводников) цеховой сети и потери электроэнергии в них. Поэтому, при малой удельной плотности электрической нагрузки в цехе выгоднее установить большее количество трансформаторов с меньшей единичной мощностью. На выбор числа трансформаторов и цеховых ТП может влиять количество намечаемых типоразмеров трансформаторов. С целью сокращения складского резерва на предприятиях следует стремиться к уменьшению принимаемых к установке (выбираемых при проектировании) типоразмеров трансформаторов до трех-четырех. Мощность цеховых трансформаторов выбирается из условия пропуска через трансформатор всей необходимой расчётной активной нагрузки РР цеха и части реактивной нагрузки Q1, определяемой допустимым коэффициентом загрузки КЗ.ДОП в нормальном режиме работы (рис. 3.44). При установке в цехе двухтрансформаторной ТП номинальная мощность трансформатора определяется из условия Р Р.Ц SТ.НОМ  , (3.54) N Т  К З.ДОП где РР.Ц – расчётная активная нагрузка цеха; NТ = 2 – число трансформаторов в цехе; КЗ.ДОП – допустиРис. 3.44. Распреде- мый коэффициент загрузки трансформатора при ление нагрузок нормальном режиме работы ТП. трансформатора Расчётное значение мощности трансформатора округляется до ближайшей большей номинальной мощности трансформатора SТ.НОМ. Величина наибольшей реактивной мощности Q1.Р, которую силовой трансформатор может передать в сеть низшего напряжения из условия допустимой загрузки 99 Q1.Р = N 2  К З.ДОП  SТ.НОМ  - Р Р.Ц . 2 Т (3.55) В общем случае мощности Q1.Р и QР.Ц не равны. Поэтому реальная величина реактивной мощности Q1, проходящей через трансформатор определяется из соотношений Q Р.Ц , если Q1.Р  Q Р.Ц ; Q1 =  (3.56) Q1.Р , если Q1.Р < Q Р.Ц . Из анализа выражения (3.20) следует: 1. Если наибольшая реактивная мощность Q1.Р оказывается больше или равной расчётной реактивной нагрузки цеха QР.Ц, то это означает, что через трансформатор из сети напряжением 6–10 кВ в сеть низшего напряжения будет передаваться мощность Q1, равная расчётной реактивной нагрузки цеха QР.Ц (рис. 3.37). 2. Если оказывается, что мощность Q1.Р меньше нагрузки QР.Ц, т.е. трансформаторы ТП не могут пропустить всю расчётную реактивную нагрузку QР.Ц, то для устранения дефицита реактивной мощности на стороне низшего напряжения ТП необходимо установить низковольтную конденсаторную батарею мощность QК.Н (рис. 3.44) QК.Н = QР.Ц - Q1. (3.57) Для трансформаторов ТП с выбранной мощностью SТ.НОМ определяются фактические коэффициенты загрузки в нормальном и послеаварийном режимах работы ТП К З.Н = Р 2Р.Ц + Q12 Р 2Р.Ц + Q12 (3.58) ; К З.П = . NТ  SТ.НОМ  NТ - 1  SТ.НОМ Если нагрузка цеха небольшая – до 100–200 кВА, то часто возникает вопрос: устанавливать ли в данном цехе свою ТП или только низковольтный распределительный пункт РПН, запитав его от ТП соседнего цеха? Решение зависит от величины нагрузки, расстояния до ТП соседнего цеха, стоимости электроэнергии и т.п. В практике проектирования используют следующее положение. Установка РПН в данном цехе и питание его от ТП соседнего цеха экономически выгодна при выполнении условия SР.Ц  L  15000 кВ  А  м, (3.59) где SР.Ц – полная расчетная нагрузка цеха кВ·А; L – расстояние от РПН данного цеха до ТП соседнего цеха, м. 3.7. Внутрицеховые электрические сети На любом промышленном предприятии имеются электроприёмники напряжением до 1000 В, которые потребляют 70–80 % используемой электрической энергии. К таким низковольтным потребителям относятся сило- 100 вые установки, преобразующие электроэнергию в другие вида энергии, необходимые для технологических целей, в том числе электроприводы различных технологических установок и металлорежущих станков, нагревательные устройства и осветительные приборы и др. Таким образом, распределение электроэнергии внутри цехов и непосредственное питание большинства электроприёмников промышленных предприятий осуществляется через электрические сети напряжением до 1000 В. Рациональное построение внутрицеховых электрических сетей имеет решающее значение при создании высокоэкономичных систем электроснабжения. Ранее было отмечено, что одним из принципов построения СЭС ПП является сокращение протяженности сетей низшего напряжения путем приближения высшего напряжения к потребителям электроэнергии. Данное техническое решение также позволяет сократить сечение питающие линии этих сетей, ограничив их прокладку практически только территориями: цехов. В электрических сетях напряжением до 1000 В рекомендуется широкое применение магистральных схем питания. Радиальные схемы следует предусматривать лишь там, где прокладка магистральных линий экономически невыгодна либо явно нецелесообразна. 3.7.1. Радиальные схемы Радиальные схема целесообразно использовать для питания крупных электроприёмников и при расположении потребителей электроэнергии в разных направлениях от питающего центра – цеховой ТП или низковольтного распределительного пункта (РПН) – (рис. 3.45). Рис. 3.45. Радиальные схемы: а – без резервирования; б– с резервированием Характерная радиальная схема цеховой сети: от источника питания, например, от цеховой ТП отходят линии, питающие непосредственно мощные электроприемники или отдельные РПН, от которых самостоятельными линиями питаются более мелкие электроприемники (рис. 3.46). 101 Основные преимущества радиальных схем: простота исполнения и удобство в эксплуатации; повышенная надежность; пониженные потери напряжения и мощности; приспособленность к автоматизации. Их недостатки по сравнения с магистральными схемами: бóльшие расход цветных Рис. 3.46. Схемы радиального пи- металлов и стоимость; как правило, тания бóльшие величины токов КЗ. 3.7.2. Магистральные схемы Магистральные схемы находят широкое применение для питания не только нескольких электроприемников одной технологической линии, но также большого числа сравнительно мелких электроприемников, не связанных единым технологическим процессом. К таким потребиРис.3.47. Магистральные схемы: телям относятся, например, металлс одно- (а) и двухсторонним орежущие станки, распределенные питанием (б) по площади цеха относительно равномерно, В зависимости от необходимой надежности электроснабжения электроприемников магистральные линии могут иметь одно- или двухстороннее питание (рис. 3.47). Для питания электроэнергией большого числа электроприемников сравнительно небольшой мощности, равномерно распределенных по площади цеха, применяются схемы с двумя видами магистральных линий: питающими и распределительными. Питающие магистрали 1 (типа ШМА) подключаются к сборным шинам ТП, а распределительные магистрали 2 (типа ШРА) – к питающим магистралям 1 или непосредственно к сборным шинам 3 ТП (рис. 3.48). 102 3.48. Электроснабжение потребителей от питающих (а) и распределительных (б) магистралей Магистральные схемы позволяют отказаться от применения громоздкого и дорогого распределительного устройства или щита. В этом случае возможно применение схемы блока трансформатор-магистраль (рис. 3.49). Присоединение магистрали к цеховому трансформатору может быть выполнено как в середине, так и в начале магистрали в зависимости от расположения электрических нагрузок, трансформатора Рис. 3.49. Схема блока в цехе и других факторов. При схеме блока трантрансформаторсформатор-магистраль подключение магистрали к магистраль трансформатору возможно либо глухое, либо через автоматический выключатель. При двухтрансформаторных подстанциях с целью взаимного резервирования предусматривается перемычка с автоматическими выключателями между магистралями. Наряду с рассматриваемой схемой блока трансформатор-магистраль используются схема с несколькими (двумя-тремя) магистралями, присоединенными к одному цеховому трансформатору. В этих случаях на цеховой ТП устанавливается один вводный и несколько (по числу магистралей) линейных автоматических выключателей. Такие схемы применяются в крупных цехах с трансформаторами мощностью 1600 и 2500 кВ∙А и большим числом электроприемников, расположенных в разных направлениях от ТП. В этой схеме при аварии на одной из магистралей зона простоя меньше, чем при блочной схеме. Основные преимущества магистральных схем по сравнению с радиальными, как правило, меньше расход цветных металлов и стоимость; меньше токи КЗ; гибкость и универсальность цеховых магистральных сетей; возможность применения готовых конструкций шинопроводов и индустриальных методов монтажа при выполнении магистральных линий. Их недостатки: меньшая надежность; большая сложность построения; большие потери напряжения и мощности. 103 3.7.3. Смешанные схемы Только радиальные или магистральные схемы применяются редко. Наибольшее распространение на практике находят смешанные схемы, сочетающие в себе элементы радиальных и магистральных схем. В цехах машиностроительных и металлургических заводов используются схемы магистрального питания Рис. 3.50. Взаимное резервирование с взаимным резервированием. Изобпитающих магистралей раженная на рис. 3.50 схема позволяет вывести в ремонт или ревизию любой из трансформаторов и, используя перегрузочную способность оставшихся в работе трансформаторов, обеспечить питание от них всех магистралей. При неравномерной загрузке технологического оборудования в течение рабочих смен или в выходные и праздничные дни схема с взаимным резервированием обеспечивает возможность отключении незагруженных трансформаторов, что позволяет уменьшить потери электроэнергии в электрических сетях. Одним из путей повышения экономичности цеховых электрических сетей является децентрализация питания путем разделения мощных питающих ТП на несколько более мелких, рассредоточениях. Характерными признаками рассредоточено построенной сети являются: небольшие ТП или РПН в непосредственной близости от потребителей; уменьшение потерь активной МОЩНОСТИ В сети напряжением до 1000 В. На рис. 3.51 приведен пример такой цеховой электрической сети. Рис. 3.51. Децентрализация питания потребителей 104 3.7.4. Замкнутые сети Наряду с радиальными и магистральными сетями имеются замкнутые сети. В этих сетях меньше отклонения и колебания напряжения при наличии ударной нагрузки. Однако из-за сложности селективной защиты замкнутые сети в нормальном режиме работает с разделением на участки. Самой простой формой замкнутой сети является кольцевая сеть, получаемая путем соединения концов двух линий (рис. 3.52). При построении кольцевой сети следует иметь в виду: сечения начальных участков сети должно выбираться на мощность всей нагрузки; при повреждениях в кольцевой СОТИ, например, в точке К1, ближайшие по направление потока мощности предохранители должны отключать место повреждения. Рис. 3.52. Кольцевая сеть с односторонним питанием Рис.3.53. Схемы петлевых сетей: а – радиальная подпитка сети; б – магистральная подпитка сети; в – примеры выполнения узлов; г – подключение электроприемников 105 Кольцевые сети могут подключаться к одному трансформатору (сеть с односторонним питанием или к двум трансформаторам (сеть с двухсторонним питанием). Разновидностью замкнутых сетей являются петлевые сети (рис 3.53). Недостатки петлевых сетей ПП: плохая структурная наглядность и сложность в эксплуатации, особенно при двухстороннем питании; сложность автоматизации сети; большие капитальные затраты. 3.7.5. Конструктивное исполнение внутрицеховых электрических сетей Встроенные в здание внутрицеховые подстанции могут размещаться на первом или втором этажах производств. Внутрицеховые подстанции размещают как открыто, так и в отдельных помещениях (рис. 3.54). На открыто установленной цеховой подстанции могут быть применены масляные трансформаторы мощностью до 1600 кВА. Расстояние в свету между ними должно быть не менее 10 м. Рис. 3.54. Модульная разводка силовой электросети к электроприёмникам механического цеха: 1 – комплектная трансформаторная подстанция; 2 – колонка с автоматическими выключателями; 3 – ответвительная коробка; 4 – модульная магистраль; 5 – силовой шкаф; 6 – магистральный шинопровод 106 Для внутрицеховых подстанций с трансформаторами с изоляцией из негорючего диэлектрика или с сухой изоляцией мощность трансформаторов и расстояние между ними не ограничиваются. Подстанции размещаются в пределах «мёртвой зоны» подъёмнотранспортных механизмов. В цехах с интенсивным движением внутризаводского транспорта подстанции следует ограждать. Цеховые электрические сети напряжением до 1 кВ выполняют: – комплектными шинопроводами – магистральными, распределительными и осветительными; – комплектными троллейными шинопроводами; – электропроводками – кабелями и изолированными проводами; – воздушными линиями напряжением до 1 кВ, используемыми на промышленных предприятиях главным образом в качестве сетей наружного освещения и для питания отдельных маломощных потребителей. Магистральные шинопроводы (рис. 3.55) предназначены для питания распределительных шинопроводов и пунктов, отдельных крупных электроприемников. Рис. 3.55. Магистральный шинопровод ШМА Магистральный шинопровод ШМА предназначен для магистральных четырехпроводных электрических сетей в системе с глухо заземленной нейтралью напряжением до 1000 В. Номинальный ток 1600, 2500, 4000 А – табл. 3.2. Магистральные шинопроводы собраны из алюминиевых прямоугольных изолированных шин, расположенных вертикально и зажатых 107 внутри перфорированного кожуха со специальными изоляторами. Число шин в магистральных шинопроводах: 3, 4, 6 (три спаренных). Магистральный шинопровод состоит из прямых и угловых секций с поворотом шин на ребро и плоскость, ответвительных вертикальных и горизонтальных (в том числе, с автоматами и рубильниками) секций и др. Шины соединяют в основном сваркой при сборке блоков. Таблица 3.2 Характеристики магистральных шинопроводов Показатель ШЗМ-16 ШМА-73 ШМА-68Н Номинальный ток, А 1600 1600 2500 4000 Номинальное напряжение, В 380 660 660 660 Электродинамическая стой70 70 70 100 кость к токам КЗ, кА Активное сопротивление на 0,018 0,031 0,027 0,013 фазу, Ом/км Реактивное сопротивление 0,012 0,017 0,023 0,020 на фазу, Ом/км В шинопроводе ШЗМ-16 шины фаз имеют сплошную изоляцию и плотно сжаты профилированной оболочкой из алюминиевого сплава так, что обеспечивается непрерывное крепление шин по всей длине секции. Оболочка шинопровода сплошная, без отверстий, что делает эту конструкцию закрытой. В качестве нулевого проводника в шинопроводе ШЗМ-16 используется его сплошная алюминиевая оболочка. В шинопроводе ШМА-73 кожух состоит из двух боковин двутаврового сечения и нижней перфорированных стальных крышек. Боковины (из алюминиевого сплава) используются в качестве нулевого провода. Шинопровод ШМА-68Н пригоден для использования в четырех проводных сетях при напряжении до 1000 В. Нулевым проводом в этом шинопроводе является четвертая шина, сечение которой составляет 50 или 100% сечения фазной шины. Распределительные шинопроводы ШРА (с алюминиевыми шинами – рис. 3.56) и ШРМ (с медными шинами) предназначены для передачи и распределения электроэнергии напряжением 380/220 В при возможности непосредственного присоединения к ним электроприемников в системах с глухозаземленной нейтралью. Номинальный ток ШРА – 250, 400 и 630 А; ШРМ 100 и 250 А; электродинамическая стойкость к токам КЗ 40 кА – табл. 3.3. 108 Рис. 3.56. Распределительные шинопроводы ШРА: а – общий вид прямой секции ШРА-73; б – шинопровод ШРА-73В для вертикальной прокладки; 1 – шина; 2 – короб; 3 – изолятор; 4 универсальная секция; 5 –прямая секция; 6 – кронштейн; 7 – ответвительная коробка; 8 – крышка Таблица 3.3. Характеристики распределительных шинопроводов Показатель Номинальный ток, А Номинальное напряжение, В Активное сопротивление на фазу, Ом/км Реактивное сопротивление на фазу, Ом/км ШРА-73 250 400 630 380 380 380 ШРМ-75 100 250 400 380 380 380 ШРА-74 630 380 0,20 0,13 0,085 – 0,15 0,15 0,14 0,10 0,10 0,075 – 0,20 0,20 0,10 Распределительный шинопровод типа ШРА предусматривает штепсельное присоединение электроприёмников, обеспечивающее возможность быстрого их присоединения. Магистральные и распределительные шинопроводы прокладываются по фермам и стенам на кронштейнах, на стойках, по колоннам или на подвесках на высоте 2,2 м. Расстояние между точками опоры не должно превышать 3 м (рис. 3.57). 109 Рис. 3.57. Размещение шинопроводов в цехе Троллейные шинопроводы типа ШТМ (с медными шинами) (рис. 3.58) предназначены для питания подъемно-транспортных механизмов и переносных электрифицированных инструментов в сетях напряжением до 1000 В с глухозаземленной нейтралью. Комплектные троллейные шинопроводы ШТА выполняются с троллеями из алюминиевого сплава, номинальный ток шинопроводов 100, 250 и 400 А. Троллейный шинопровод соРис. 3.58. Троллейный шинопровод держит: 1 – троллеи; 2 – крепление изолятора; 3 – серьга подвески; 4 – изолятор; 5 – короб; 6 – корпус соединительной муфты; 7 – уступ короба. Крановые троллеи, троллейные шинопроводы, кабели в лотках и на конструкциях, блоки труб прокладывают на высоте 7–15 м вдоль стены или подкрановой балки. 110 Осветительные шинопроводы ШОС (рис. 3.59) предназначены для групповых четырехпроводных линий в сетях напряжением до 1000 В с нулевым проводом для питания светильников и электроприемников небольшой мощности. Номинальный ток 25, 63,100 А. В качестве проводников используют медные изолированные провода (ШОС-67), алюминиевые шины, плакированные медью (ШОС-73А), и медные шины (ШОС-73). Короб каждой секции заземлен с помощью нулевого провода. Короба на стыке секций крепятся с помощью муфты винтами. Светильники подвешивают к несущим конструкциям или непосредственно к осветительным шинопроводам. Рис. 3.59. Шинопровод осветительный Электропроводки являются распространенным видом сетей внутри зданий и сооружений. Этот вид сетей широко применяется для питания осветительных устройств, для цепей вторичной коммутации, защиты и управления, для питания установок небольшой мощности – см. рис. 3.54. Электропроводками принято называть сети постоянного и переменного тока напряжением до 1 кВ, выполняемые изолированными проводами, а также небронированными кабелями мелких (до 16 мм2) сечений с резиновой и пластмассовой изоляцией. Они могут прокладываться внутри зданий и сооружений, а также по наружным их стенам, но территории возле зданий. Все электропроводки внутри зданий разделяются на открытые и скрытые. Открытая электропроводка, т.е. проложенная по поверхностям стен и потолков, по конструкциям сооружений и т.п., имеет много конструктивных исполнений. В зависимости от условий окружающей среды, требований технической эстетики, марки и сечений применяемых проводни- 111 ков и т.п. способы выполнения электропроводки могут в значительной мере отличаться друг от друга. Основными являются прокладка в специальных лотках, коробах и различных трубах, а также на тросах. Значительно реже применяется открытая электропроводка внутри помещений на роликах и изоляторах. Скрытая электропроводка, т.е. проложенная в конструктивных элементах зданий, стенах и потолках, полах и перекрытиях, фундаментах оборудования и т.п., выполняется в различных трубах, специальных каналах, образованных в толще бетона. Для обеспечения надежной работы электроустановок необходимо выполнять прокладку проводников таким образом, чтобы повреждение в цепях одного агрегата не вызвало остановки других, работающих независимо. Поэтому в одной трубе или коробе, одном замкнутом канале строительной конструкции или одном лотке запрещается прокладывать цепи разных технологических агрегатов, не связанных единым технологическим процессом. Из этих же соображений запрещается совместная прокладка взаимно резервирующих цепей, цепей аварийного и рабочего освещения. Большое значение для обеспечения надежной работы электроустановок имеет устойчивость работы электропроводок в отношении нераспространения огня при повреждениях. Для открытых электропроводок без стальных труб желательно применять провода и кабели только с такими внешними оболочками, которые не поддерживают горение после удаления источника воспламенения. В этом случае, если в электропроводке возникло повреждение и она загорелась, после действия защиты и отключения поврежденного участка пожар проводки не будет распространяться, и размеры аварии будут ограничены. К числу не распространяющих горение относятся оболочки и изоляция из полихлорвинила и найрита. Важным общим требованием к конструкции электропроводок является обеспечение возможности смены проводов в условиях эксплуатации. Срок службы изоляции проводов и кабелей ограничен. Под воздействием тепла и света, кислорода воздуха и влаги, а также различных газов, попадающих в атмосферу, изоляция и оболочки проводов и кабелей теряют со временем свои механические и электрические свойства. Замена проводов и кабелей в сети не должна быть связана с необходимостью разрушения строительных элементов зданий и сооружений. В зависимости от условий окружающей среды и качества изоляционных материалов провода приходится менять приблизительно каждые 10–15 лет эксплуатации. В отдельных неблагоприятных условиях такие замены приходится производить значительно чаще. Наружная электропроводка прокладывается по наружным стенам зданий и сооружений, под навесами, а также между зданиями. Кабели размещаются по поверхности стен, потолков, на лотках, в неметалличе- 112 ских коробах и трубах, на тросах, на изоляторах, в замкнутых каналах строительных конструкций. Кабели в неметаллической и металлической оболочках мелких сечений применяются обычно одножильными изолированными проводами. Для стационарных электропроводок должны применяться преимущественно провода и кабели с алюминиевыми жилами. В помещениях и наружных установках с химически активной средой все элементы электропроводок должны быть стойкими по отношению к среде либо должны быть защищены от её воздействия. В производственных помещениях спуски незащищенных проводов к выключателям, аппаратам, щиткам и т. п. должны быть защищены от механических воздействий до высоты не менее 1,5 м от уровня пола. 113 4. КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ 4.1. Понятие о реактивной мощности Работа электрических машин и аппаратов переменного тока, основанная на принципе электромагнитной индукции, сопровождается процессом непрерывного изменения магнитного потока в их магнитопроводах и полях рассеяния. При работе электроприемников их обмотки в определенные периоды времени сначала запасает энергию в виде магнитного поля, а затем ее отдает источнику. На рис. 4.1 показаны диаграммы протекающего по обмотке электроприемника тока I и соответствующего ему изменения энергии WМ, магнитного поля. На участках 0–1 и 2–3 ток I возрастает и запасаемая обмоткой магнитная энергия WМ увеличивается, а на участках 1–2 и 3–4 ток I снижается и уменьшается запасенная магнитным полем обмотки энергия WМ. Два раза за один период изменения тока I энергия WМ потребляется электроприемником от источника и два раза за этот же период возвращается ему. За счет этой энергий происходит намагничивание магнитных сердечников или магнитопроводов электроприемников, т.е. создается магнитное поле, благодаря которому и функционируют электроприемники. Данная энергия является реактивной, а рассмотренный процесс характеризуется реактивной мощностью, которая определяется соотношением Q = U  I  sinφ, (4.1) где  – угол сдвига (фаза) тока относительно напряжения; U и I – действующие значения напряжения и тока. Таким образом, реактивная мощность характеризует непрерывный обмен электромагнитной энергией между электроприемниками и источниками. Активная мощность в цепи однофазного тока, как известно, определяется соотношением P = U  I  cosφ. 4.2) Рис. 4.1 На рис. 4.2 показана векторная диаграмма, из которой видно, что полный ток I в декартовой системе координат может быть разложен на активную Iа и реактивную Iр составляющие. Отсюда (4.3) I = I2 + I2 . a Рис. 4.2 p Для трехфазной сети РМ электроприемника определяется по формуле (4. ) Q = 3  U Л  I Л  sinφ, 114 где UЛ и IЛ - действующие значения линейных напряжения и тока. В отличие от активной мощности, полезно используемой в электроприемниках, реактивная мощность не выполняет полезной работа, она служит лишь для создания магнитных полей. 4.2. Особенности передачи реактивной мощности по электрическим сетям Передача активной Р и реактивной Q мощностей по элементам системы электроснабжения, имеющим активное R и реактивное Х сопротивления (рис. 4.3) имеет ряд особенностей: в) Рис. 4.3.Схема замещения электрической сети и векторная диаграмма токов и напряжения, построенная для конца сети 1. Мощность в начале линии Р1 + jQ1 отличается от мощности в конце линии Р2 + jQ2 на величину потерь мощности, активная и реактивная составляющие которых определяются по формулам: Р 22 + Q 22 ΔР =  R = ΔPа + ΔР р ; U 22 (4.5) Р 22 + Q 22 ΔQ =  X = ΔQа + ΔQ р . U 22 Из этих выражений видно, что потери как активной, так и реактивной мощности могут быть разделены на две составляющие, обусловленные соответственно потоками активной и реактивной мощностей по рассматриваемому элементу системы электроснабжения. 2. Напряжения в начале линии U1 связано с напряжением в её конце U2 соотношением 115 (4.6) U1 = (U2 + ΔU')2 +(ΔU'')2 , где ΔU' и ΔU'' – продольная и поперечная составляющие вектора падения напряжения, определяемые по формулам: P  R + Q2  X ΔU' = 2 = ΔU'а + ΔU 'p ; U2 (4.7) P2  X - Q2  R '' '' ΔU'' = = ΔUа + ΔUp . U2 Для электрических сетей высокого напряжения обычно X > R, поэтому ΔU' определяется в основном слагаемым Q2·X, а ΔU'' – слагаемым P2·X. Влияние ΔU'' на напряжение U2 у потребителя мало, т.к. U2 >> ΔU''. Из этого следует, что уровни напряжений в различных точках СЭС значительно слабее зависят от передаваемой активной мощности и в основном определяются реактивной составляющей. Арифметическую разницу между напряжениями в начале и конце линии называют потерей напряжения: ΔU = U1 - U 2  ΔU''. (4.8) 3. Промышленное предприятие, в общей случае, имеет переменный режим потребления активной и реактивной мощностей. В утренние и вечерние часы наблюдается максимумы электрических нагрузок, а в ночное время – их минимумы. При этом на большинстве промышленных предприятий из-за отсутствия автоматического регулирования мощностей компенсирующих устройств последние от сети не отключаются. На рис. 4.3, в приведена векторная диаграмма напряжений и токов для электрической линии, в начале которой напряжение U1 неизменно. При максимуме электрических нагрузок ток I'2 имеет индуктивный характер, и напряжение U2 в конце линии (у потребителя) меньше напряжения U1 в начале линии. При минимуме электрических нагрузок, когда реактивная мощность, генерируемая компенсирующими устройствами на промышленном предприятии, окажется значительно больше реактивной мощности, потребляемой предприятием, ток I''2 будет опережающим. В этом случае напряжение U''2 в конце линии может не только сравняться с напряжением U1, но и превысить его. Если не принять мер по регулированию напряжения U1 или U2, то значительное повышение напряжения на зажимах электроприемников может оказать на них отрицательное действие. 3. Дополнительная загрузка РМ элементов СЭС уменьшает их пропускную способность. Это может приводить к необходимости увеличения сечения проводов воздушных и кабельных линий, увеличения мощности, или числа трансформаторов и т.п. 116 4.3. Эффективность компенсации реактивной мощности Для анализа условий компенсации РМ рассмотрим цепь переменного тока (рис.4.4, а), состоящую из сопротивлений линия электропередачи R и X, сопротивлений нагрузки потребителя RП, ХП и сопротивления ХБК батареи конденсаторов. На рис. 4.4, б показана векторная диаграмма напряжений и токов в конце линии. Ток нагрузки потребителя IП имеет активную Iп.а и индуктивную Iп.р составлявшие и отстает на угол 2 от вектора напряжения U2 в конце линии. Рис. 4.4 1. При подключении компенсирующего устройства, параллельно потребителю, ток нагрузки в конце линии уменьшается и становится равным: P2 + (Q - QК )2 P (4.9)  1 + tg 2φ1 , 3  U2 3  U2 где 1 – угол сдвига между напряжением и током в начале линии. Это позволяет разгрузить линию электропередачи или уменьшить сечение проводов или кабелей на величину: I -I ΔF = П 1 (4.10) jЭ где jэ – экономическая плотность тока Соответственно может быть снижена установленная мощность трансформаторов, т.е. снижаются капитальные затраты на проектируемую сеть. Если сеть уже существует, то компенсация позволяет повысить ее пропускную способность по активной мощности. I1 = = 117 2. При наличии компенсации реактивной мощности снижаются потери активной мощности и электроэнергии. Для элемента СЭС с активным сопротивлением R потери активной мощности составят: P 2 + (Q - Q К ) 2 (4.11) ΔP =  R. U2 Зависимость, приведенная на рис. 4.5, показывает, что перекомРис. 4.5 пенсация реактивной мощности (QК > Q) не только нецелесообразна, но и вредна, поскольку увеличиваются потери активной мощности по сравнению с их возможным минимумом Ра. Потери электроэнергии от протекания реактивной мощности за год в функции от мощности Q(t) – QK(t) можно представить в виде 8760 R 2 WК = 2  Q(t) - QК (t) dt. (4.12) U 0 Уменьшение потерь электроэнергии при введении компенсирующей мощности QК составит 8760 8760  R  ΔWК = WO - WК = 2  2   Q(t)  Q К (t)dt -  Q К2 (t)dt  . (4.13) U   Если допустить, что компенсирующее устройство работает весь год с номинальной мощностью, то экономия электроэнергии составит R ΔWК = 2  QК  (2  QС.Г - QК )  8760, (4.14) U где QС.Г –среднегодовая реактивная нагрузка. 3. При компенсации реактивной мощности снижаются ее потери: P 2 + (Q - Q К ) 2 (4.15) ΔQ =  X  ΔQа + ΔQ р (Q К ). U2 На ступенях высшего напряжения систем электроснабжения, где Х >> R, потери реактивной мощности могут значительно превышать потери активной мощности. Снижение потерь активной и реактивной мощностей тем больше, чем ближе к потребителям РМ устанавливаются КУ. 4. Компенсация реактивной мощности сказывается не только на токовой нагрузке элементов систем электроснабжения, но и на потере напряжения в сети: P  R + (Q - QК )  X ΔU = . (4.16) U2 118 На рисунке 4.6 показана векторная диаграмма напряжений и токов для двух случаев: при отсутствии (величины U'1, I') и наличии (величины U''1, I'', IК) компенсации. Диаграмма построена для постоянных значений напряжения U2 в конце линии электропередачи и активной мощности потребителя. Наличие у потребителя компенсирующих устройств с регулируемой реактивной мощностью позволяет осуществлять с их помощью не только компенсацию реактивной мощности, но и при необходимости местное регулирование напряжения за счет изменения потери напряжения в элементах системы электроснабРис. 4.6 жения. Таким образом, компенсация реактивной мощности имеет большое народнохозяйственное значение, т.к. позволяет получить большой экономический эффект, заключающийся в снижении потерь активной мощности и электроэнергии, потерь реактивной мощности, улучшении режимов работы систем электроснабжения. 4.4. Потребители реактивной мощности Реактивную мощность потребляют следующие виды электроприемников: – асинхронные двигатели – 40%; – силовые трансформаторы всех ступеней трансформации (реактивные потери в трансформаторах) – 35%; – вентильные преобразователи – 10%; – электротехнические установки – 8%; – линии электропередачи – 7%. Для разных энергосистем и промышленных регионов процентный состав может несколько отличаться [Иванов В.С.]. В общем случае, величина потребляемой реактивной мощности катушкой индуктивности, имеющей магнитную систему, определяется соотношениями: 3  U Ф2 U2 U2 U2  l Q= = Л = С1  Л  R μ = C1  Л = C2  Ф m2  f  R μ , (4.17) XФ ХФ f f μ S где UФ и UЛ – фазное и линейное напряжения сети; XФ – индуктивное сопротивление потребителя реактивной мощности; С1 =1/(2π·W) – коэффициент пропорциональности; W – число витков обмотки, создающей магнитный поток Фm; f – линейная частота напряжения сети; Rμ = l/(μ·S) – магнитное сопротивление пути магнитного потока; μ – магнитная прони- 119 цаемость материала пути магнитного потока; С2 = 3π – коэффициент пропорциональности. Из выражения (4.17) видно, потребление реактивной мощности вышеуказанными устройствами (электрическими машинами, аппаратами) возрастает при увеличении напряжения питания UЛ и магнитного сопротивления Rμ пути магнитного потока. Согласно (4.17) реактивная мощность пропорциональна квадрату приложенного напряжения. Однако с повышением напряжения возрастает и магнитный поток Ф m. Это приводит к насыщению магнитной системы и уменьшению магнитной проницаемости μ. Поэтому с увеличением питающего напряжения реактивная мощность возрастает более, чем во второй степени. Кроме того, если магнитная цепь, по которой проходит магнитный поток, содержит воздушный зазор, то потребляемая реактивная также резко возрастает, т.к. магнитная проницаемость воздуха значительно меньше таковой для электротехнической стали. 4.4.1. Асинхронные электродвигатели Наиболее распространенным электроприёмником во всех отраслях промышленного применения электрической энергий является асинхронный двигатель (АД). АД потребляет из сети значительное количество реактивной мощности. Основной причиной большого потребления реактивной мощности является наличие у АД воздушного зазора между статором и ротором. Вообще стремятся уменьшить величину воздушного зазора, но это приводит к увеличению стоимости АД, т.к. увеличивается магнитное притяжение и, следовательно, увеличиваются размеры вала и станины, хуже охлаждение, возрастаю требования к центровке, вибрациям, подшипникам и т.д. Отметим, что при увеличении напряжения сверх номинального потребляемая АД реактивная мощность возрастает более чем во второй степени. Изменение реактивной мощности при изменении напряжения питания АД на единицу мощности принято характеризовать частной производной q = dQ/dt. На рис. 4.7 приведены усреднённые статические характеристики АД – зависимости относительной величиныQ/QН поРис. 4.7 требляемой реактивной мощности от относительной величины U/UН напряжения питания при различных коэффициентах загрузки β АД на валу. При номинальном напряжении питания и номинальной загрузке величины 120 q = 2–3: меньшие значения q соответствуют крупным двигателям, большие – маломощным. Для количественной оценки потребляемой РМ рассмотрим схему замещения АД (рис. 4.8, а), для которой можно записать следующее соотношение: QАД = 3  I12  X1 +I02  X0 +(I'2 )2  X'2   3  I02  (X0 +X1 )+(I'2 )2  (X1 +X'2 )   (4.18)  Q0 + QP = Q0 + β2  QР.Н , где I1, I0, I'2 – соответственно первичный ток, ток холостого хода и приведенный вторичный ток; X1, X'2, Х0 – индуктивные сопротивления соответственно цепей первичной, вторичной обмоток АД и холостого хода; Q0, QР, QР.Н – реактивные мощности холостого хода и рассеяния при текущем и номинальном значениях нагрузки; на рис. 4.8, а буквой S обозначено скольжение АД. Рис. 4.8 Реактивная мощность холостого хода Q0 для АД при номинальном напряжении практически неизменна, а текущая мощность QР растет пропорционально квадрату коэффициента загрузки β АД на валу (рис. 4.8, б). При номинальной нагрузке обычно Q0 ≈ QР. Поэтому при изменении активной нагрузки АД от нуля до номинальной РД.Н реактивная мощность двигателя QАД увеличивается примерно в два раза. Коэффициент мощности tgφ АД (потребляемая реактивная мощность) изменяется в широких пределах в зависимости от номинальной мощности и частоты вращения ротора АД, коэффициента его загрузки и, как было отмечено выше, напряжения сети, к которой он подключен [Ершов. КРМ1]. На рис. 4.9,а, б представлены соответственно зависимости потребляемой реактивной мощности Q и величины tgφ при глубоком изменении напряжения питания U и различных коэффициентах загрузки β на валу АД, а на рис. 4.9,в, г – зависимости величины tgφ от напряженияU при различных значениях β для двух АД с одинаковой частотой вращения ротора, но с различными номинальными активными мощностями РД.Н. 121 Рис. 4.9. Характеристики асинхронных двигателей Анализ характеристик позволяет сделать следующие выводы. Относительная величина потребляемой АД реактивной мощности увеличивается: при уменьшении номинальной мощности АД; при уменьшении коэффициента его загрузки β; при увеличении напряжения питания. Особенно резкое увеличение tgφ наблюдается при увеличении напряжения питания у мало загруженных двигателей. Например, при увеличении напряжения U на 10 % по отношению к номинальному UН для двигателя с РД.Н = 1 кВт и β = 0,5 (рис. 4.9, в) величина tgφ возрастает на 43 %, а потребление реактивной мощности достигает 3 квар на 1 кВт активной мощности. Увеличение загрузки для этого двигателя с β = 0,5 до 0,75 позволяет снизить коэффициент tgφ на 28 %. Исследования показывают, что оптимальная величина загрузки АД находится в пределах β = 0,7–0,9. В целях уменьшения потребления реактивной мощности АД применяет следующие мероприятия: 1. Выбирают АД с максимально возможной (по условиям работы привода) частотой вращения и с наименьшим воздушным зазором. 2. Выбирают АД без лишних запасов по мощности, т.к. недогруженные АД работают с высоким коэффициентом tgφ. 3. Переключают обмотку статора АД с треугольника на звезду при длительном снижении нагрузки ниже 40–50 % для уменьшения величины Q0 двигателя за счет снижения фазного напряжения в √3 раза. 122 4.4.2. Силовые трансформаторы Реактивная мощность, потребляемая силовыми трехфазными трансформаторами, расходуется на намагничивание магнитопровода и на создание полей рассеяния. Трансформаторы собирают так, чтобы зазоры между пластинами магнитопровода были минимальными, что обусловливает небольшое магнитное сопротивление Rμ (см. выражение 4.17) их магнитной системы. В результате этого силовые трансформаторы потребляют значительно меньше реактивной мощности, чем асинхронные двигатели, примерно на порядок при той же номинальной мощности. Потери(потребление) реактивной мощности в силовом трансформаторе можно записать (4.19) ΔQТ = ΔQХХ + КЗ2  QКЗ , где ΔQХХ – реактивная мощность холостого хода, используемая на намагничивание системы трансформатора; КЗ – коэффициент загрузки по току силового трансформатора; ΔQКЗ – реактивная мощность короткого замыкания, идущая на создание полей рассеяния. У современных силовых трансформаторов потери РМ на намагничивание находятся в диапазоне 1–2 % ST.Н, а на создание полей рассеяния – около 2 % ST.H (принято К3 = 0,65–0,7, а напряжение короткого замыкания UK = 5,5 %), т.е. в сумме получается, что потери ΔQT = 3–4 % ST.Н. В силовых трансформаторах старых конструкций потери ΔQT достигают 6–8 % ST.H. Так как число трансформаций напряжения при передаче электроэнергии от генераторов энергосистемы до потребителей составляет 4–7, суммарное потребление реактивной мощности силовыми трансформаторами в целом велико – 30–35 % всей потребляемой реактивной мощности в электрических сетях. Как было отмечено выше, существенную роль в балансе реактивной мощности, потребляемой силовыми трансформаторами, играют потери холостого хода, составляющие 50–60 % полных потерь реактивной мощности нагруженных трансформаторов. Отсюда следует, что обеспечение рационального режима работы трансформаторов является важным направлением снижения потребления реактивной мощности и уменьшения потерь активной мощности. При малой загрузке трансформаторов (коэффициент загрузки КЗ ≤ 0,3) целесообразна их замена на менее мощные. При КЗ > 0,3 требуется обоснование замены путем подсчета приведенных потерь активной мощности. Анализ характеристик силовых трансформаторов показывает, что повышение коэффициента их загрузки К3 до 0,6 приводит к заметному снижению tgφ, а при дальнейшем повышении коэффициента загрузки КЗ коэффициент реактивной мощности tgφ меняется незначительно. 123 Для уменьшения потерь РМ в трансформаторах рекомендуется отключать в резерв трансформаторы, загруженные менее 40 % их номинальной мощности, с переводом нагрузки на другие трансформаторы. 4.4.3. Электротехнологические установки Наиболее мощными электротехнологическими установками промышленных предприятий для выплавки черных и цветных металлов и для электрокрекинга нефти являются дуговые установки. Потребление РМ печью дугового типа (рис. 4.10, а) обусловлено необходимостью достаточно большого угла сдвига φ по фазе между напряжением и током в цепи электрической дуги. Если бы угол φ = 0, то за один период переменного тока в моменты прохождения синусоиды напряжения через нуль электрическая дуга прерывалась бы и загоралась вновь дважды (рис. 4.10, б). Это сопровождалось бы резким уменьшением температуры в межэлектродном пространстве и снижением производительности печи, качества металла. Для получения непрерывного горения дуги последовательно с электропечным трансформатором ЭПТ включается индуктивность L (рис. 4.10, а). При этом горение дуги в момент прохождения напряжения через нуль поддерживается за счет энергии, накопленной в индуктивности L (рис. 4.10, в). Индуктивность подбирается так, чтобы обеспечивался достаточный для непрерывного горения дуги угол сдвига φ между напряжением и током, т.е. чтобы при прохождении тока через нуль выполнялось условие Umsinφ  UД , (4.20) где UД – напряжение горения дуги. Рис. 4.10 Непрерывное горение дуги переменного тока получается при угле φ > 30–35, т.е. при tgφ > 0,55–0,7. Реактивная мощность в дуговой печи 124 необходима не только для непрерывного горения дуги, но и для покрытия потерь в печном трансформаторе и в короткой сети, также обладающих своими индуктивностями. По мере роста объема печи и мощности электропечных трансформаторов SПТ.Н приходится увеличивать индуктивность, что приводит к повышению tgφ дуговой печи в целом. На рис. 4.10, г приведена зависимость потребляемой реактивной мощности электропечной установкой от мощности SПТ.Н печного трансформатора, а на рис. 4.10,д – зависимость величины коэффициента tgφ от токовой нагрузки I при различных величинах вторичного напряжения U2 , подводимого к электродам печи. Характеристики электросварочных установок как потребителей реактивной мощности подобны характеристикам дуговых электропечных установок. Сварочные установки преимущественно однофазные, с резкопеременной нагрузкой и очень высоким коэффициентом мощности: tgφ установок дуговой сварки достигает значений 2,5–3,0, а контактной сварки – 1,5– 5,0. В тех случаях, когда мощные сварочные установки создают недопустимые колебания и несимметрию напряжений в питающей сети, применяется сварка на постоянном токе. Современные источники питания сварочных установок постоянного тока – тиристорные преобразователи, которые также потребляют реактивную мощность. Их реактивная нагрузка более стабильна, но следует учитывать, что сами преобразователи являются источниками высших гармоник. Индукционный метод нагрева основан на использовании сильных магнитных полей для расплавления металлов индуцированными токами. Для создания сильных магнитных полей необходим больной расход реактивной мощности. Индукционные печи преимущественно однофазные, мощностью 250–6000 кВт – для плавки цветных металлов и до 17000 кВт – сталеплавильные. Напряжение питания – 380, 6000 и 10000 В. Коэффициент мощности индукционных печей очень высок: от 2 до 10. Поэтому для компенсации потребляемой ими реактивной мощности и понижения tgφ до 0–0,5 устанавливаются индивидуальные конденсаторные батареи, мощность которых может превышать активную мощность индукционной установки иногда в 10 раз. Вентильные преобразователи. Преобразовательные агрегаты, широко применяемые в различных отраслях производства и на транспорте, являются достаточно крупными потребителями реактивной мощности. Потребление реактивной мощности в преобразовательных агрегатах обусловлено наличием согласующих трансформаторов и дросселей. Относительно малая доля в балансе общего потребления РМ обусловлена тем, что крупные преобразовательные агрегаты выполняются компенсированными, которые компенсируют не только потребляемую реактивную мощность, но и могут выдавать её в электрическую сеть. 125 4.4.4. Потребители реактивной мощности в СЭС со специфическими нагрузками К специфическим нагрузкам относятся нелинейные, резкопеременные и несимметричные нагрузки. На современных промышленных предприятиях такими нагрузками являются мощные станы горячего и холодного проката с вентильными преобразователями, дуговые сталеплавильные и руднотермические печи, мощные сварочные и индукционные установки и др. Нагрузки регулируемых вентильных преобразователей характеризуются большим потреблением реактивной мощности, а, следовательно, высоким коэффициентом реактивной мощности tgφ. Например, для вентильных преобразователей прокатных станов составляет tgφ = 1–3. Резкопеременный характер потребления реактивной мощности вызывает колебания напряжения как в сетях самого промышленного предприятия, так и энергосистемы. Набросы реактивной мощности могут превышать 100 Мвар, причем скорость наброса и сброса dQ/dt потребляемой реактивной мощности достигает для станов горячего проката 400 Мвар/с, для станов холодного проката – до 2000 Мвар/с. При питания таких электроприводов колебания напряжения в электрической сети 6–10 кВ могут достигать более 20 % UH, а в электрической сети 110–220 кВ даже при мощности КЗ, равной 3500–5000 МВ·А, могут превышать 1–3 % UН. Кроме того, вентильные преобразователи значительно искажают форму кривой питающего напряжения. Подобные характеристики имеют и дуговые сталеплавильные печи (ДСП) особенно в период расплавления шихты. Указанные особенности потребителей со специфическими нагрузками предъявляют дополнительные требования к компенсации реактивной мощности, существенно отличающиеся от общепринятых для сетей с так называемой «спокойной» нагрузкой: 1. Ввиду большой величины коэффициента реактивной мощности потребителей и резкопеременного характера нагрузки необходимо осуществлять компенсацию как постоянной, так и переменной составлявших реактивной мощности. Компенсация постоянной составляющей РМ необходима для уменьшения tgφ и отклонений напряжения в питающей сети, а компенсация переменной составляющей – для снижения колебаний этого напряжения. 2. Ввиду быстрых изменений потребляемой реактивной мощности необходимо применение быстродействующих компенсирующих устройств, способных изменять генерируемую реактивную мощность со скоростью, соответствующей её скорости наброса и сброса. Необходимое быстродействие ориентировочно должно быть dQ/dt = 100–2000 Мвар/с. 3. Из-за неравномерного потребления реактивной мощности по фазам необходимо и пофазное управление компенсирующими устройствами. 126 4. Из-за наличия высших гармоник тока и напряжения при работе потребителей с нелинейными нагрузками, вызывающими значительные перегрузки батарей конденсаторов, необходимо применение фильтрокомпенсирующих устройств. 4.5. Источники реактивной мощности На рис. 4.11 приведен пример схемы электроснабжения промышленного предприятия. В предыдущей главе было показано, что в общем случае реактивная мощность потребляется асинхронными двигателями, электротехнологическими установками, различными преобразователями рода тока как на напряжении до 1000 В (QН), так и на напряжении выше 1000 В (QВ). В некоторых случаях крупные электротермические установки – дуговые сталеплавильные, руднотермические печи и пр. – питаются на напряжении 35–110–220 кВ (например, от трёхобмоточных трансформаторов или отдельных специальных). Кроме того, в системе электроснабжения промышленного предприятия имеются потери реактивной мощности в цеховых трансформаторных подстанциях и подстанциях напряжением 35–110– 220/6–10 кВ. Источниками реактивной мощности на промышленных предприятиях являются: – энергосистема; – собственная ТЭЦ промышленного предприятия; – синхронные компенсаторы; – синхронные электродвигатели; – высоковольтные и низковольтные батареи конденсаторов; – токопроводы, воздушные и кабельные линии; Рис. 4.11 – все технические устройства, предназначенные для улучшения показателей качества электроэнергии, в том числе фильтры высших гармоник, в которых используются емкости; – различного рода компенсированные преобразователи. 127 4.5.1. Энергосистема и ТЭЦ Синхронные генераторы энергосистемы и ТЭЦ вырабатывают реактивную мощность как попутный продукт при генерации активной мощности. Высокая надежность работы синхронных генераторов, низкая удельная стоимость вырабатываемой ими реактивной мощности, плавное и автоматическое регулирование ее величины предопределяют использование синхронных генераторов как основных источников реактивной мощности. В то же время передача реактивной мощности от синхронных генераторов энергосистемы осуществляется на большие расстояния с большими потерями активной и реактивной мощностей. Последнее обстоятельство ограничивает использование этой реактивной мощности – во многих случаях более экономичной оказывается её компенсация на месте ее потребления. На возможность генерации реактивной мощности энергосистемой влияет режим ее потребления в системах электроснабжения промышленных предприятий: в часы максимума электрических нагрузок энергосистемы возникает дефицит реактивной мощности, а в часы минимума – ее избыток. В соответствие с этим, предприятиям задается ряд показателей, характеризующих потребление реактивной мощности в указанные периоды времени. При несоблюдении предприятиями режима потребления реактивной мощности, к ним предъявляются штрафные санкции. 4.5.2. Синхронные компенсаторы Синхронные компенсаторы – это один из видов синхронных машин, работающих без активной нагрузки на валу. Достоинствами синхронных компенсаторов как источников реактивной мощности являются: положительный регулирующий эффект, заключающийся в возможности быстродействующего, автоматического, плавного, с широкими пределами регулирования генерируемой и потребляемой реактивной мощности; достаточная термическая и электродинамическая стойкость обмоток синхронного компенсатора во время коротких замыканий. В тоже время синхронные компенсаторы являются более сложными в эксплуатации и имеют значительные удельные потери активной мощности. На промышленных предприятиях применение синхронных компенсаторов допускается, когда мощность компенсирующих устройств превышает 10 Мвар. Как правило, синхронные компенсаторы устанавливаются на крупных районных подстанциях энергосистемы или на крупных промышленных предприятиях. 128 4.5.3. Синхронные двигатели Синхронные двигатели могут, как потреблять, так и генерировать реактивную мощность как попутный продукт при выполнении своей основной задачи – преобразования электрической энергии в механическую. Поэтому удельные затраты на выработку реактивной мощности двигателями малы, т.к. капитальные затраты на их установку относятся по прямому их назначению. СД, как источники РМ, обладают следующими достоинствами: находятся непосредственно в цехе, поэтому потери активной мощности на передачу РМ минимальны; обеспечивают плавное регулирование РМ; повышают предел устойчивости нагрузки за счёт регулирования напряжения в точке присоединения к СЭС. Характер и значение реактивной мощности СД определяются величиной тока возбуждения в обмотке ротора. На рис. 4.12 приведены кривые зависимости тока статора IСТ и реактивной мощности СД QСД от тока возбуждения IВ при различных значениях коэффициента загрузки β СД по активной мощности. Левые ветви кривых соответствуют недовозбуждению СД – в этом режиме он представляет для сети активно-индуктивную нагрузку. Правые ветви кривых соответствуют режиму перевозбуждения – в этом режиме СД представляет для сети активно-емкостную нагрузку, т.е. работает не только как двигатель, но и как источник РМ. Техническая возможность использования СД в качестве источников РМ ограничивается наибольшей величиной реактивной мощности QСД.М, которую он может генерировать без нарушения условий допустимого нагрева обмоток и электротехнической стали статора и ротора. Условия работы СД характеризуются следующими основными параметрами: коРис. 4.12. Характеристики синхронного эффициентом загрузки по активной мощности β = Р/РСД.Н; двигателя коэффициентом загрузки по РМ α = Q/QСД.Н; относительной величиной напряжения на зажимах U* = U/UН. При номинальных условиях работы, когда β = 1 и U* = 1, СД может длительно генерировать номинальную РМ QСД.Н. При загрузке по активной мощности β < I величина генерируемой РМ может быть увеличена. Эту мощность называют располагаемой или максимальной РМ СД при данной нагрузке, которая определяется по формуле 129 2 2 QСД.М = α М  PСД.Н + QСД.Н . (4.20) Наибольшая допустимая перегрузка αМ СД зависит от его загрузки по активной мощности и коэффициента cos φ, с которым СД должен работать. Кроме номинальной QСД.Н и располагаемой QСД.М реактивных мощностей синхронных двигателей следует различать оптимальную реактивную мощность QСД.ОПТ СД, которая определяется при оптимизационных расчётах источников реактивной мощности системы электроснабжения промышленного предприятия. Разность между располагаемой и оптимальной мощностями используется в качестве резерва реактивной мощности на предприятии QРЕЗ.РМ = QСД.М - QСД.ОПТ . (4.21) При генерации реактивной мощности в синхронном двигателе возникают потери активной мощности ΔР = f(α, β, U*), являющиеся функцией от трёх параметров Q Q2 ΔP = Д1  + Д2  2 , (4.22) QСД.Н QСД.Н где Д1 и Д2 – постоянные величины, зависящие от технических параметров СД, кВт. Синхронный двигатель вырабатывает (отдаёт в сеть) реактивную мощность, что вызывает уменьшение потерь активной мощности в сети. Однако при этом увеличиваются суммарные активные потери в самом двигателе. При каких-то условиях дополнительные потери в СД могут превзойти экономию от уменьшения потерь в сети. Поэтому количество вырабатываемой СД реактивной мощности должно определяться путём техникоэкономических расчётов конкретно для каждой электрической сети. 4.5.4. Статические конденсаторы Статические конденсаторы (будем использовать термин батареи конденсаторов – БК) получили на промышленных предприятиях наибольшее распространение как средство компенсации реактивной мощности. Основными их достоинствами является: 1. Незначительные потери активной мощности: для БК напряжением до 1000 В ΔРБКН = 3,5–4,5 Вт/квар, напряжением выше 1000 В ΔРБКВ = 2– 3 Вт/квар. 2. Отсутствие вращающихся частей и сравнительно малая масса установки БК, не требующей фундамента. 3. Более простая и дешевая эксплуатация, чем других компенсирующих устройств. 4. Возможность регулирования мощности БК. 130 5. Возможность установки в любой точке сети – у отдельных электроприемников, группами в цехах, на РП или ГПП. 6. Выход из строя отдельного конденсатора при надлежащей защите конденсаторной установки не отражается на ее функционировании в целом. Недостатки БК: 1. Плохо переносят перенапряжения. 2. Могут способствовать резонансу токов на одной из гармоник сети, что вызывает в ряде случаев повреждение БК вследствие перегрузки по току. 3. При повреждениях в условиях эксплуатации не могут быть отремонтированы. 4. Требуют снятия остаточного заряда (разряда) после отключения от сети. Указанные выше преимущества БК перед другими видами источников РМ обеспечили их широкое применение в СЭС ПП. В схемах электроснабжения статические конденсаторы могут осуществлять (рис. 4.13): 1. Индивидуальную компенсации РМ двигателей, осветительных установок, сварочных аппаратов, электротермических и других установок. Преимущество: непосредственное подключение БК к зажимам потребителя РМ. Недостаток: большое число БК малой мощности, что обусловливает повышенные капитальные вложения и сложность их эксплуатации. 2. Групповую компенсацию РН больного числа одиночных потребителей. Преимущество: небольшое число БК. Недостаток: не компенсируется РМ в линиях, питающих одиночные потребители. Рис. 4.13 3. Централизованную компенсацию РМ в центрах питания – на РП и ГПП. Преимущества: уменьшение количества оборудования и снижение капитальных вложений; возможность изменения генерируемой РМ в зависимости от потребности или от заданного значения tg φ; возможность регулирования напряжения в режиме минимальных нагрузок предприятия. Недостаток: отсутствие разгрузки от РМ элементов СЭС, расположенных между БК и потребителем. 131 В трехфазной электрической сети батареи конденсаторов соединяют по схеме «треугольника» или «звезды». Реактивная мощность батарей конденсаторов, соединённых по схеме «треугольник», равна (4.23) Q = ω  C  U2Л , а соединённых по схеме «звезда» (4.24) Q = ω  C  UФ2 . Из формул видно, что соединение конденсаторов по схеме «треугольник» позволяет получить от конденсаторов одной и той же емкости в 3 раза большую мощность, чем при соединении по схеме «звезда». Следует также отметить, что действительная мощность Qд БК зависит от фактического уровня напряжения UС в точке присоединения БК: 2  UС  (4.25) QД = QК.НОМ    , U  К.НОМ  и UК.НОМ относятся к паспортным данным конденса- где величины QК.НОМ торов. Для безопасности обслуживания отключенных конденсаторов – для снятия остаточного напряжения – параллельно конденсаторам наглухо включаются разрядные резисторы. Величина сопротивления резистора выбирается исходя из следующих условий: время разряда конденсатора не должно превышать 3–5 мин; потери активной мощности в резисторах не должны превышать 1 Вт/квар. Ориентировочно разрядное сопротивление определяется выражением, Ом, U R = 15 106  Ф , (4.26) QК где UФ – фазное напряжение сети, кВ; QК – мощность БК, квар. Промышленностью выпускаются комплектные конденсаторные установки (ККУ) на напряжения 0,38 и 0,66 кВ мощностью от 100 до 600 квар и на напряжения 6 и 10 кВ мощностью от 450 до 3150 квар. С 1987 г. ККУ комплектуются конденсаторами типа КЭК, пропитанными экологически безопасной жидкостью (миксофлекс или фенилсилилэтан), которые химически не стойки и разлагаются на воздухе, но горючи и токсичны. Ранее в конденсаторах типов КС и КСК в качестве жидкого диэлектрика применялся трихлордифенил, который обладает высокой химической и биологической стойкостью, трудно поддается разложению, накапливается в природе. Каждый конденсатор конструктивно содержит ряд последовательно (для увеличения номинального напряжения) и параллельно (для увеличения емкости) соединенных секций. Каждая секция состоит из металлических обкладок (алюминиевой фольги толщиной 0,01 мм) и разделяющих изолирующих прослоек (из конденсаторной бумаги толщиной 0,007– 0,012 мм). У низковольтных конденсаторов прокладки выполняются в виде 132 1–3 слоев, а у высоковольтных – 10–17 слоев. Относительный расход бумаги и фольги на I квар мощности в низковольтных конденсаторах больше, чем в высоковольтных конденсаторах, что и обусловливает их большую удельную стоимость. Конструктивно ККУ напряжением 6–10 кВ состоит из ячейки ввода и одной или нескольких конденсаторных ячеек (рис. 4.14). В ячейке ввода находится трехполюсной разъединитель с заземляющими ножами и приводом, элементы электромагнитной блокировки и измерительная аппаратура. В конденсаторной ячейке размещены три конденсатора типа КЭК210,5-150 со встроенными разрядными резисторами. Конденсаторы соединены по схеме «треугольника». Для защиты ККУ при пробое отдельного конденсатора последовательно с каждым установлен предохранитель, имеющий указатель срабатывания. Предохранитель устанавливается отдельно от конденсатора с учетом требуемых ПУЭ изоляционных промежутков. Пример записи типа ККУ: УКЛ(П)-10,5-450–3150 – установка конденсаторная с левым или правым размещением ячейки ввода, напряжение 10,5 кВ, номинальная мощность от 450 до 3150 квар. Рис. 4.14. Схема комплектной конденсаторной установки В системах электроснабжения, питающих преобразовательные установки и другие установки с нелинейными нагрузками, ток и напряжение содержат высшие гармоники. Чем выше номер гармоники, тем меньше емкостное сопротивление конденсатора ХС = 1/(ωС), что может приводить к дополнительной нагрузке БК. Токи высших гармоник в БК значительно 133 увеличиваются, если в СЭС образуется резонансный контур, состоящий из емкости БК и индуктивностей СЭС [Ершов. Качество]. Для предотвращения резонансных явлений последовательно с БК включают защитный реактор (рис. 4.15). Индуктивное сопротивление реактора должно быть рассчитано так, чтобы в этой цепи создавался резонанс напряжений на частоте, которая должна быть меньше наименьшей гармоники, возникающей в электрической сети при нелинейной нагрузке, т.е. должно выполняться условие 1 ν РωL = ; ν Р < ν МИН , (4.27) ν РωС где νР – гармоника, на которую необходимо настроить последовательную LC-цепь; νМИН – минимальная гармоника, возникающая при нелиРис. 4.15 нейной нагрузке. Например, если в электрической сети присутствует минимальная гармоника νМИН = 5, то LC-цепь должна быть настроена на гармонику νР = 4,5. Индуктивное сопротивление защитного реактора на частоте 50 Гц определяется из условия 2 ХС U К.Н ХР  2 = 2 , (4.28) ν МИН ν МИН  Q К.Н где UК.Н И QК.Н – номинальные напряжение и мощность БК. 4.6. Определение мощности компенсирующих устройств В общем случае определения мощности компенсирующих устройств промышленного предприятия является оптимизационной задачей, целью которой является нахождение оптимальных реактивных мощностей этих устройств, соответствующей минимуму суммарных затрат З = ЗГ + ЗП  min, (4.28) где ЗГ – затраты на генерацию реактивной мощности; ЗП – затраты на передачу реактивной мощности по электрическим сетям, обусловленные потерями активной мощности. В системе электроснабжения промышленного предприятия должен быть обеспечен баланс потребляемой предприятием реактивной мощности и реактивной мощности, генерируемой разными источниками (рис. 4.16). 134 Рис. 4.16. Суммарная потребляемая реактивная мощность предприятия определяется выражением Q Р.ПП = Q Р.Нi + i  ΔQ Тi +  Q Р.Вj + ΔQТ.ГПП , i (4.29) j где QР.Нi – расчётная реактивная нагрузка на напряжении 380 В трансформаторных подстанций ТП; ΔQТi – потери реактивной мощности в силовых трансформаторах ТП; QР.Вi – расчётная реактивная нагрузка на напряжении 6–10 кВ предприятия; ΔQТ.ГПП – потери реактивной мощности в силовых трансформаторах главной понизительной подстанции предприятия ГПП. Суммарная генерируемая реактивная мощность всех источников QГ.ПП =  QБК.Нi +  QБК.Вk +  QСДn + QЭ , i k (4.30) n где QБК.Нi, QБК.Вk – мощность низковольтных и высоковольтных конденсаторных батарей; QСДn – мощность синхронных двигателей (низковольтных и высоковольтных); QЭ – реактивная мощность, передаваемая из энергосистемы в систему электроснабжения предприятию в часы максимума нагрузок. Для распределения реактивной мощности в системе электроснабжения предприятия нужно знать также его суммарную потребляемую активную мощность Р Р.ПП = Р i Р.Нi +  ΔР Тi + Р i Р.Вj + ΔР Т.ГПП , (4.31) j где РР.Нi – расчётная активная нагрузка на напряжении 380 В трансформаторных подстанций ТП; ΔРТi – потери активной мощности в силовых трансформаторах ТП; РР.Вi – расчётная активная нагрузка на напряжении 135 6–10 кВ предприятия; ΔРТ.ГПП – потери активной мощности в силовых трансформаторах главной понизительной подстанции предприятия ГПП. Величина реактивной мощности QЭ, передаваемой предприятию из энергосистемы, зависит от потребляемой (расчётной) активной мощности предприятия и связана с ней соотношением (коэффициентом реактивной мощности) QЭ tgφЭ = . (4.32) РР.ПП Следует обратить внимание, что мощности QЭ и РР.ПП рассматриваются на стороне высшего напряжения главной понизительной подстанции ГПП (точка А), где, как правило, располагается граница балансовой принадлежности между энергосистемой и промышленным предприятием. Величина реактивной мощности QЭ, передаваемой предприятию из энергосистемы, определяется по результатам технико-экономических расчётов и в настоящее время регламентирована приказом Министерства промышленности и энергетики РФ от 22 февраля 2007 г., № 49 – табл. 4.1. Предельные значения коэффициента реактивной мощности tgφЭ = QЭ / РР.ПП 0,5 0,4 0,35 Таблица 4.1 Напряжение электрической сети, кВ 110, 220 6, 10, 35 0,38 Отметим существенную ситуацию. Предприятие получает из энергосистемы всю необходимую ему расчётную активную мощность РР.ПП и только лимитированное значение реактивной мощности QЭ, за превышение которого предприятие платит штрафы. Дефицит реактивной мощности ΔQ = QР.ПП – QЭ (4.33) должен быть получен от источников реактивной мощности, устанавливаемых в системе электроснабжения промышленного предприятия – низковольтных и высоковольтных конденсаторных батарей, синхронных двигателей и др. Причём получаемая реактивная мощность от каждого из этих источников определяется в результате оптимизационных техникоэкономических расчётов, о которых идёт речь в начале этого параграфа. 4.7. О регулировании реактивной мощности на промышленном предприятии Задание питающей энергоснабжающей организацией двух значений входной реактивной мощности, которые могут быть переданы предприятию в режимах наибольшей и наименьшей активных нагрузок энергоси- 136 стемы, соответственно QЭ1 и QЭ2 (причём QЭ2= 0 практически в ночное время), предопределяет необходимость регулирования потребления реактивной мощности предприятием в течение суток. Для исключения надбавки и получения скидки к тарифу необходимо выполнение условий фактического потребления предприятием реактивной мощности QФ1 ≤ QЭ1 и QФ2 = QЭ2. Для регулирования потребления реактивной мощности используется автоматическое регулирование возбуждения синхронных машин и мощности батарей конденсаторов. В системах электроснабжения промышленных предприятий с относительно спокойным режимом работы при совместном использовании батарей конденсаторов и синхронных двигателей в условиях эксплуатации необходимо согласовывать законы их регулирования. Ввиду того, что удельные затраты в батареи конденсаторов меньше, чем в синхронные двигатели, последовательность регулирования мощности батарей конденсаторов и синхронных двигателей следует устанавливать такой, чтобы при необходимости снижения суммарной генерируемой мощности в первую очередь снижалась бы генерируемая реактивная мощность синхронных двигателей, а мощность батарей конденсаторов использовалась как базовая для компенсации постоянной части суточного графика потребления реактивной мощности предприятия. При снижении реактивной мощности предприятия до допустимого предела должен начинать действовать регулятор мощности батарей конденсаторов. При избытке средств компенсации на положение резерва в первую очередь должны переводиться синхронные двигатели. В режимах минимума электрических нагрузок для поддержания заданного энергосистемой значения мощности QЭ2 необходимо отключать соответствующее количество батарей конденсаторов. Для контроля величины реактивных нагрузок предприятия используются реактивные счетчики с указателем 30-минутного максимума. В системах электроснабжения промышленных предприятий с резкопеременной нагрузкой используются компенсирующие устройства двух видов – для компенсации постоянной (батареи конденсаторов) и переменкой (специальные быстродействующие компенсирующие устройства) составляющих. 137 5. КАЧЕСТВО ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ 5.1. Состояние качества электрической энергии Проблемы электромагнитной совместимости оборудования с питающей электрической сетью возникли в связи с широким внедрением мощных вентильных преобразователей, дуговых сталеплавильных печей, сварочных установок и других устройств, которые оказывают отрицательное влияние на качество электроэнергии в системе электроснабжения. Под электромагнитной совместимостью понимают способность оборудования нормально функционировать в его электромагнитной среде, не создавая недопустимых электромагнитных помех для другого оборудования, функционирующего в этой же среде. Под средой понимается как электрическая сеть, так и электромагнитные поля. Проблемы электромагнитной совместимости связаны с необходимостью прогнозирования, измерения, нормирования и уменьшения загрязнения электромагнитной среды. Здесь имеется аналогия с проблемами окружающей среды. Как и в экологии, проблемы электромагнитной совместимости должны решаться на основе системного подхода. Поэтому необходимо выделить электроэкологию, как одну из электрических дисциплин, предметом которой является изучение взаимоотношения электроприемников и окружающей их среды. Объективной предпосылкой принятия концепции электроэкологии является необходимость преодоления противоречий между энергоснабжающими организациями и потребителями. Наличие искажений является объективным фактором, обусловленным развитием способов пользования электрической энергии, а не нарушениями в работе устройств (в последнем случае уровень искажений возрастает). Поэтому ставится задача определения их допустимого уровня, а не их устранения. Следствием снижения качества электроэнергии является увеличение потерь мощности и электроэнергии в сетях промышленных предприятий, а также в электрооборудовании (трансформаторах, конденсаторах, вращающихся машинах), уменьшение пропускной способности сетей, ухудшение или нарушение нормального хода технологических процессов, снижение производительности, а также повышенный износ электрооборудования. Высшие гармоники тока и напряжения отрицательно воздействуют на работу электронных схем управления, релейной защиты, автоматики, создают резонансные явления в контурах, образуемых индуктивностью сети и емкостью конденсаторных установок, что приводит к перегреву и выходу последних из строя. С 2014 г. введен новый стандарт на качество электрической энергии ГОСТ 32144-2013 [ГОСТ 32144], в соответствие с которым изменения характеристик напряжения электропитания в точке передачи электрической 138 энергии пользователю электрической сети подразделяют на две категории – продолжительные изменения характеристик напряжения и случайные события. Продолжительные изменения характеристик напряжения электропитания представляют собой длительные отклонения характеристик напряжения от номинальных значений и обусловлены, в основном, изменениями нагрузки или влиянием нелинейных нагрузок. К продолжительным изменениям характеристик напряжения относят: – отклонение частоты; – медленные изменения напряжения; – колебания напряжения; – несинусоидальность напряжения; – несимметрию напряжений в трёхфазных системах электроснабжения. Случайные события представляют собой внезапные и значительные изменения формы напряжения, приводящие к отклонению его параметров от номинальных значений. Данные изменения напряжения, как правило, вызываются непредсказуемыми событиями (например, повреждениями оборудования пользователя электрической сети) или внешними воздействиями (например, погодными условиями или действиями стороны, не являющейся пользователем электрической сети). К случайным событиям, влияющим на изменения характеристик напряжения, относят: – прерывания напряжения; – провалы напряжения; – перенапряжения; – импульсные напряжения. 5.2. Продолжительные изменения характеристик напряжения 5.2.1. Отклонения частоты Регулирование частоты электрической сети осуществляется мощными генераторами энергосистемы. Отдельные электроприемники промышленных предприятий ввиду их относительно малой мощности по сравнению с суммарной мощностью всех генераторов энергосистемы практически не могут оказывать какого-либо, существенного влияния на отклонения частоты в энергосистеме. В то же время дефицит активной энергии может приводить к снижению частоты вращения генераторов энергосистемы. Согласно ГОСТ 32144-2013 отклонение частоты, Гц, вычисляют по формуле δf = f m - f НОМ , (5.1) где fm – значение основной частоты напряжения, измеренное в интервале времени 10 с; fНОМ – номинальное значения частоты. 139 Отклонение частоты в синхронизированных системах электроснабжения не должно превышать ±0,2 Гц и ±0,4 Гц в течение соответственно 95 % или 100 % времени интервала в одну неделю. 5.2.2. Медленные изменения напряжения Медленные изменения напряжения – отклонения напряжения от номинальных значений – происходят из-за суточных, сезонных и технологических изменений электрической нагрузки потребителей; изменения мощности источников реактивной энергии; регулирования напряжения, на генераторах энергосистемы и в узлах нагрузки; изменения схемы и параметров электрических сетей. Показателями качества электроэнергии, характеризующими медленные изменения напряжения, являются отрицательное δU(–) и положительное δU(+) отклонения напряжения от номинального значения [ГОСТ 32144] U - U m(-) δU - = НОМ  100; U НОМ (5.2) U m(+) - U НОМ δU +  =  100, U НОМ где UНОМ – номинальное значение напряжения; Um(–) и Um(+)– значения напряжения питания меньшие или большие номинального напряжения UНОМ, усреднённые в интервале времени 10 мин. Положительные и отрицательные отклонения напряжения в точке передачи электрической энергии не должны превышать 10 % номинального или согласованного значения напряжения в течение 100 % времени интервала в одну неделю. 5.2.3. Колебания напряжения Источниками колебаний напряжения являются электроприемники с резко переменным режимом работы: дуговые сталеплавильные печи, прокатные станы, сварочные машины и т.п. Дуговые сталеплавильные печи (ДСП) создают наибольшие колебания напряжения в период расплавления. Размах изменения напряжения от ДСП достигает 2–4 % на шинах 35 кВ и 3,5–12 % на шинах 6– 10 кВ. Диапазон частот колебаний от 0,5 до 10 Гц (рис. 5.1, а). Прокатные станы создают резкопеременную циклическую нагрузку, изменение которой происходит с частотой вхождения металла в валки и выхода из них. Изменения активной и реактивной мощности при работе прокатных станов имеют определенную закономерность, что позволяет довольно просто определять колебания напряжения. Исследования, проведенные на металлургических заводах, показали, что фронт наброса и сбро140 са реактивной мощности составляет для реверсивных станов горячего проката (блюминги, слябинги) до 200 Mвap/c, для непрерывных станов горячего проката – до 400 Мвар/с, для станов холодного проката – до 2000 Мвар/с (рис. 5.1, б). а) б) Рис. 5.1. Графики изменения нагрузок дуговых сталеплавильных печей (а) и прокатных станов (б) Большие колебания напряжения создают машины контактной электросварки. Глубина колебаний напряжения определяется мощностью сварочной машины и мощностью источников питания. Наибольшие колебания напряжения наблюдаются у многоточечных машин и автоматических сварочных линий (до 19%). Максимальная частота колебаний напряжения лежит в пределах 5–12 Гц, а остальная энергия спектра колебаний напряжения сосредоточена в диапазоне 2,5–3 Гц. Импульсный характер графиков нагрузки электросварочных машин приводит к появлению в огибающей кривой напряжения провалов напряжения. Колебания напряжения приводят к следующим отрицательным явлениям: миганиям источников света (фликер); ложной работе регулирующих устройств; колебаниям момента на валах электродвигателей, приводящих к повышенному расходу электрической энергии. Наиболее чувствительным рецептором колебаний является человеческий глаз, воспринимающий мигания светового потока. При длительном воздействии накапливается усталость зрения, приводящая к ошибкам при производстве работ, связанных со зрительным напряжением: точные сборочные и чертежные работы, чтение текстовых сообщений и т.п. Могут 141 неправильно восприниматься вращающиеся предметы, что связано с безопасностью. В связи с этим нормирование колебаний напряжения производят, исходя из влияния миганий светового потока на зрение. Глаз человека – инерционная адаптивная система с переменным коэффициентом усиления g(f), зависящим от частоты колебаний (рис. 5.2). Глаз воспринимает энергию колебаний светового потока, преобразуя ее в нервную энергию. Кривые допустимых значений размахов колебаний в функции частоты отражают энергетическую сущность восприятия колебаний Рис. 5.2 светового потока (напряжения) зрительным анализатором человека. Спектр частот колебания напряжения, воздействующих на человеческий глаз, находится в диапазоне 0,1–10 Гц, хотя теоретически этот диапазон может быть увеличен до частоты 25 Гц. Колебания напряжения (как правило, продолжительностью менее 1 мин), в том числе одиночные быстрые изменения напряжения, обусловливают возникновение фликера. Колебания напряжения согласно ГОСТ 32144-2013 характеризуют двумя основными показателями качества электроэнергии: кратковременная доза фликера Pst, измеренная в интервале времени 10 мин, и длительная доза фликера Pit, измеренная в интервале времени 2 ч. Одиночные быстрые изменения напряжения вызываются, в основном, резкими изменениями нагрузки в электроустановках потребителей, переключениями в системе либо неисправностями и характеризуются быстрым переходом среднеквадратического значения напряжения от одного установившегося значения к другому. Обычно одиночные быстрые изменения напряжения не превышают 5 % в электрических сетях напряжением до 1 кВ и 4 % – в электрических сетях напряжением 6–10 кВ, но иногда изменения напряжения с малой продолжительностью до 10 % и 6 % UНОМ соответственно могут происходить несколько раз в день. Если напряжение во время изменения пересекает пороговое значение начала провала напряжения или перенапряжения, одиночное быстрое изменение напряжения классифицируют как провал напряжения или перенапряжение. 142 5.2.4. Несинусоидальность напряжения Основными источниками гармонических искажений напряжений и токов в промышленных электрических сетях являются электроприёмники с нелинейными сопротивлениями – преобразователи переменного тока в постоянный ток, преобразователи частоты, дуговые сталеплавильные печи, индукционные печи, работающие на повышенных частотах, сварочные машины, газоразрядные лампы и др. Искажения питающего тока и напряжения при работе дуговых сталеплавильных печей возникают за счет нелинейности вольт-амперной характеристики дуги и за счет нелинейной характеристики печного трансформатора, работающего при повышенных значениях магнитной индукции (рис. 5.3, а). Возникновение высших гармоник при работе дуговых сталеплавильных печей носит случайный характер и зависит от периода плавки – наибольший уровень высших гармоник наблюдается в период расплава, когда печи потребляют наибольшую мощность. Они генерируют 2, 3, 4, 5, 7 и др. гармоники. а) б) Рис. 5.3. Нелинейные характеристики дуговой сталеплавильной печи (а) и тиристорного преобразователя (б) В последнее время в промышленности все шире используют вентильные (в основном тиристорные) преобразователи, предназначенные для питания электроприводов прокатных станов, электролиза, электросварки на постоянном токе или последующего получения других частот, применяемых дли работы различного рода электротехнологических установок (рис. 5.3, б). Состав гармоник и их амплитуды зависят от схемы выпрямления, угла регулирования, а также характера нагрузки. Например, для шестифазной схемы выпрямления гармоники будут иметь порядок ν = 5, 7, 11, 13, 17, 19 и т.д., а для двенадцатифазной схемы – ν = 11, 13, 23, 25 и т.д. 143 Электросварочные установки переменного тока генерируют высшие гармоники вследствие нелинейной вольт-амперной характеристики сварочной дуги, а также наличия тиристорного контактора с фазовым управлением (в точечных, шовных и других сварочных установках). Они генерируют гармоники 3, 5, 7-го порядков. В системах автоматизированного резистивного нагрева искажение тока обусловлено фазовым управлением тиристорных ключей. Уровни высших гармоник зависят от углов проводимости ключей, достигающих наибольших значений при 90–150 электрических градусов. Высшие гармоники представляют собой наиболее сложное явление. Его отличительным признаком является то, что в установившихся режимах возникают перенапряжения на высших гармониках. Во многих случаях напряжения и токи гармоник нарушают технологические процессы на производстве, а иногда достигают значений, опасных для изоляции электротехнического оборудования. Высокий уровень гармонических искажений приводит к ложной работе регулирующих устройств, систем управления, использующих токи наложенной частоты, систем защиты и автоматики, ЭВМ, к дополнительным потерям и перегреву в конденсаторах и вращающихся машинах, повышению уровня шума при работе электрических аппаратов, помехах в линиях связи (телефон). Воздействие гармоник на электронное оборудование проявляется практически мгновенно, а на силовое оборудование – постепенно, что обусловлено присущей ему инертностью. Этот долговременный (кумулятивный) эффект, в основном, выражается в виде перегрева оборудования и сокращения срока его службы. Для характеристики гармонических составляющих напряжения (высших гармоник) в ГОСТ 32144-2013 введены два основных показателя: – коэффициенты гармонических составляющих напряжения Uν до 40-го порядка KU(ν) в процентах от напряжения основной гармоники U1 U К U ν  = ν 100; (5.3) U1 – суммарный коэффициент гармонических составляющих напряжения n К U = 100 U ν=2 2 ν . (5.4) U1 Значения коэффициентов для разных типов гармонических составляющих напряжения заданы ГОСТ 32144-2013 в табл. 1–3. Значения суммарных гармонических составляющих напряжения приведены в табл. 5.1. 144 Таблица 5.1. Значения суммарных коэффициентов гармонических составляющих напряжения КU, % Напряжения электрической сети, кВ Значения коэффициентов, усреднённые в интервале 110– 0,38 6–20 35 времени 10 мин, в одну неделю 220 в течение 95 % времени 8,0 5,0 4,0 2,0 этого интервала в течение 100 % времени 12,0 8,0 6,0 3,0 этого интервала 5.2.5. Несимметрия напряжений Несимметрия напряжений трехфазной системы может быть вызвана тремя причинами: – неравенством нагрузок фаз из-за неравномерного распределения их между фазами (систематическая несимметрия) или неодновременностью их работы (вероятностная несимметрия); – несимметрией параметров воздушных линий из-за отсутствия транспозии проводов – этот фактор проявляется преимущественно на линиях высокого напряжения; – неполнофазными режимами линий электропередачи (после отключения одной из фаз вследствие повреждения). Современное развитие промышленной энергетики характеризуется ростом числа и мощности электроустановок с несимметричной нагрузкой. Это отрицательно влияет на качество электроэнергии, обусловливая появление в сети напряжений обратной последовательности. Примером мощной несимметричной промышленной нагрузки являются дуговые сталеплавильные печи, которые обычно являются трехфазными установками напряжением 6, 10, 35 и 110 кВ. При работе сталеплавильной печи вследствие колебаний токов дуг действующие значения токов в любой момент времени образуют несимметричную систему, приводящую к несимметрии напряжений питающей сети. Большое количество электротехнологических установок создают несимметричную нагрузку из-за несимметричного исполнения. К однофазным установкам относят некоторые типы печей сопротивления прямого и косвенного нагрева, машины контактной сварки, индукционные печи и установки промышленной частоты, печи электрошлакового переплава. К двухплечевым установкам относят некоторые виды индукционных канальных печей и нагревательных установок, индукционные магнитодинамические насосы и установки. 145 Сварочные машины в основном являются однофазными потребителями электроэнергии, подключаемыми на линейное или фазное напряжения сети. Равномерное распределение их по фазам трехфазной сети не всегда удается, особенно при наличии мощных сварочных машин; кроме того, машины включаются в случайном порядке. Поэтому в трехфазной сети со сварочными машинами возникает несимметрия токов, которая приводит к несимметрии напряжений – появляются составляющие обратной и нулевой последовательности. Несимметрия нулевой последовательности напряжений электрической сети может быть обусловлена несимметрией параметров воздушных и кабельных линий относительно земли или несимметричными режимами работа систем электроснабжения (при повреждениях, одной из фаз). Основным видом воздействия обратной последовательности напряжения является повышенный нагрев трехфазных вращающихся машин, т.к. их сопротивление токам обратной последовательности в 4–7 раз меньше, чем токам прямой последовательности. Воздействие нулевой последовательности напряжения проявляется в повышенных потерях электроэнергии за счет возникновения токов в нулевом проводе или в земле (в сетях с заземленной нейтралью без нулевого провода), паразитных токов в оборудовании, повышенной коррозии подземных сооружений, появлении помех в линиях связи. Несимметрию напряжений в трёхфазных системах, характеризуют двумя показателями: – коэффициентом несимметрии напряжений обратной последовательности U2 К 2U = 100, (5.5) UНОМ где U2 –напряжение обратной последовательности; – коэффициентом несимметрии напряжений нулевой последовательности U0 К0U = 100, (5.6) UНОМ где U0 –напряжение нулевой последовательности; Значения рассмотренных коэффициентов, усреднённые в интервале времени 10 мин, не должны превышать 2 или 4 % соответственно в течение 95 % или 100 % времени интервала в одну неделю. 146 5.3. Случайные события 5.3.1. Прерывания напряжения Прерывания напряжения относят к создаваемым преднамеренно, если пользователь электрической сети информирован о предстоящем прерывании напряжения, и к случайным, вызываемым длительными или кратковременными неисправностями, обусловленными, в основном, внешними воздействиями, отказами оборудования или влиянием электромагнитных помех. Создаваемые преднамеренно прерывания напряжения, как правило, обусловлены проведением запланированных работ в электрических сетях. Случайные прерывания напряжения подразделяют на длительные (длительность более 3 мин) и кратковременные (длительность не более 3 мин). Ежегодная частота длительных прерываний напряжения (длительностью более 3 мин) в значительной степени зависит от особенностей системы электроснабжения (в первую очередь, применения кабельных или воздушных линий) и климатических условий. Кратковременные прерывания напряжения наиболее вероятны при их длительности менее нескольких секунд. В трехфазных системах электроснабжения к прерываниям напряжения относят ситуацию, при которой напряжение меньше 5 % опорного напряжения во всех фазах. Если напряжение меньше 5 % опорного напряжения не во всех фазах, ситуацию рассматривают, как провал напряжения. Пороговое значение начала прерывания считают равным 5 % опорного напряжения. Характеристики кратковременных прерываний напряжения приведены в ГОСТ 32144-2013. 5.3.2. Провалы напряжения Провалы напряжения обычно происходят из-за неисправностей в электрических сетях или в электроустановках потребителей и последующего действия релейной защиты и автоматики восстановления нормального электроснабжения (АПВ или АВР), а также при подключении мощной нагрузки. Провал напряжения, как правило, связан с возникновением и окончанием короткого замыкания или иного резкого возрастания тока в системе или электроустановке, подключенной к электрической сети. В соответствии с требованиями настоящего стандарта провал напряжения рассматривается как электромагнитная помеха, интенсивность которой определяется как напряжением, так и длительностью. Длительность провала напряжения может быть до 1 мин. 147 В трехфазных системах электроснабжения за начало провала напряжения принимают момент, когда напряжение хотя бы в одной из фаз падает ниже порогового значения начала провала напряжения, за окончание провала напряжения принимают момент, когда напряжение во всех фазах возрастает выше порогового значения окончания провала напряжения. Глубина провала напряжения, %, U - U МИН δUП = НОМ 100, (5.7) UНОМ где UМИН – минимальное действующее значение напряжения в течение провала напряжения. Длительность провала напряжения, с, вычисляют по формуле Δt П = t К - t Н , (5.8) где tH, tK – начальный и конечный моменты провала напряжения (рис. 5.4). Длительность провала определяется суммой выдержки времени релейной защиты и собственным временем отключения коммутационного аппарата – от долей секунды до десятков секунд. Глубина провала напряжения на шинах потребителя определяется в основном удаленностью места КЗ от шин потребителя и соответственно может принимать любое Рис. 5.4. Провал напряжения значение в диапазоне от 10 до 100 %. Данный параметр следует рассматривать как неуправляемый. Интенсивность провалов определяется количеством КЗ; которые возникают по ряду причин: набросы предметов на провода, механические повреждения линий, перекрытия изоляции при грозовых явлениях, повреждение электрооборудования и т.п. Нормирование интенсивности провалов, а также распределение их по глубине и длительности смысла не имеет, т.к. интенсивность и глубина провала не зависят от воли человека и не могут быть изменены. Провалы напряжения во внутризаводских сетях создают и электротехнологические установки. К ним, в первую очередь, относятся сварочные машины. В зависимости от типа, мощности машины и технологического процесса глубины посадок могут быть разными. 5.3.3. Перенапряжения Перенапряжения, как правило, вызываются переключениями и отключениями нагрузки. Перенапряжения могут возникать между фазными проводниками или между фазными и защитными проводниками. В зависимо- 148 сти от устройства заземления короткие замыкания на землю могут также приводить к возникновению перенапряжения между фазными и нейтральным проводниками. В соответствии с требованиями настоящего стандарта перенапряжение рассматривается как электромагнитная помеха, интенсивность которой определяется как напряжением, так и длительностью. Длительность перенапряжения может быть до 1 мин. 5.3.4. Импульсные перенапряжения Импульсы напряжения представляют собой всплески мгновенного значения напряжения продолжительностью от нескольких микросекунд до нескольких миллисекунд, т.е. не превышают длительности одного полупериода основной частоты Для характеристики импульсных напряжений в качестве показателей электроэнергии используются: – импульсное напряжение UИМП, В; – длительность импульса, мс, напряжения на уровне 0,5 его амплитуд Δt ИМП.0,5 = t К - t Н , Рис. 5.6. Импульсное перенапряжение (5.9) где tН, tК – моменты времени, соответствующие пересечению кривой импульса напряжения горизонтальной линией, проведенной на половине амплитуды импульса . Основными причинами возникновения импульсов напряжения являются грозовые явления (удары молнии в линию электропередачи и близлежащие объекты) и коммутации (включения и отключения) различного оборудования (синхронных двигателей, конденсаторных батарей, кабелей, трансформаторов и т.п.), различного рода переходные процессы в электрических сетях. Например, в электрической сети напряжением 380 В в районе с сильной грозовой деятельностью и частыми коммутационными переключениями на вход электрооборудования, установленного в помещении, приходится около 100 импульсов в год с амплитудой не менее 1,5 кВ, 10 импульсов – с амплитудой не менее 2,5 кВ и 1 импульс – с амплитудой не менее 5 кВ. Импульсные напряжения, вызванные молниевыми разрядами, в основном, имеют большие амплитуды, но меньшие значения энергии, чем импульсные напряжения, вызванные коммутационными процессами, характеризующимися, как правило, большей длительностью. Импульсные (коммутационные) напряжения: могут возникать при неодновременном включении или отключении полюсов коммутационных 149 аппаратов. Например, в кабельной сети при включении двигателя напряжением 6 кВ кратность перенапряжений теоретически не должна превышать 2. Однако в действительности, из-за неодновременности включения полюсов выключателя, повторных пробоев и отскока контактов кратность достигает 5. Экспериментальные исследования показали следующие результаты: при разбросе моментов замыкания фаз выключателя 0,5–0,8 мс при стендовых испытаниях двигателя СДЭ-14-29-6 зафиксирована кратность перенапряжений 5,9, а при измерениях на эксплуатируемом двигателе, выключатель которого имел разброс 0,1 мс, кратность достигала 4,2. В сетях 6–10 кВ промышленного предприятия зафиксированы следующие кратности на двигателях и воздушных линиях – 3–5; трансформаторах – 4,3–6,2; – на трансформаторах с кабельными линиями – 2;4–4. В последнее, время в системах электроснабжения всё шире применяют выключатели с интенсивным дугогашением – вакуумные, элегазовые, воздушные, которые способны погасить дугу отключения не при переходе тока через нуль, а раньше, что вызывает перенапряжения U = L(di/dt) при индуктивной нагрузке. Это явление происходит при отключении токов менее 100 А и получило название среза тока. На рис. 5.7 показан характер изменения напряжения на индуктивности при срезе тока на подъеме и на спаде синусоиды. Во время пика перенапряжения возможен повторный пробой межконтактного промежутка, затем гашение, новый пробой, гашение и т.д. При этом кратности перенапряжений могут возрастать и достигать двухтрехкратных значений, а в некоторых случаях даже до (5–6)UФ, превышая уровни импульсной прочности изоляции электрооборудования. Рис. 5.7. Процесс возникновения коммутационных перенапряжений Коммутация конденсаторных батарей сопровождается переходными процессами, особенно при их отключениях, сопровождаемых повторными пробоями межконтактных промежутков выключателей. Импульсные повышения напряжения могут достигать 3-кратных значений. Кроме опасно- 150 сти перекрытия изоляции и повреждения оборудования, подобные явления сокращают срок службы выключателей из-за подгорания контактов. В электрических сетях напряжением 6, 10 и 35 кВ, работающих с изолированной или заземленной через дугогасящий реактор нейтралью, при однофазных замыканиях на землю возникают дуговые и феррорезонансные перенапряжения, достигающие величины (3–4)·UФ. Из всей совокупности параметров, описывающих разнообразие грозовых, коммутационных и других импульсов, наиболее важным для восприимчивого электроприёмника является амплитуда импульса. Этот параметр управляемый, поскольку его значение может быть ограничено защитными аппаратами (разрядниками и нелинейными ограничителями перенапряжений) с учетом их размещения и других мер защиты. Наряду с этим параметром для электронного оборудования важным является частотный спектр импульса, связанный с крутизной нарастания импульса и его длительностью до полуспада. Эти параметры не поддаются управлению и изменяются в очень широких пределах. 5.4. Направления повышения качества электрической энергии На промышленных предприятиях все большее распространение получают мощные электротехнологические установки и электроприемники со специфическим характером электропотребления (нелинейная, несимметричная, быстроменяющаяся нагрузка), что обусловило рост искажения кривых тока и напряжения в узлах систем электроснабжения общего назначения. С другой стороны, для управления технологическими процессами все шире используют средства вычислительной техники и электронной автоматики, средства контроля, измерения и сигнализации, которые, как правило, подключают к тем же системам электроснабжения общего назначения и испытывают отрицательные воздействия от энергоёмких электроприемников. Силовое оборудование (двигатели, трансформаторы, конденсаторы) также испытывает отрицательное воздействие искажений, выражающееся в повышенном нагреве и сокращении срока службы оборудования. Под электромагнитными помехами понимают электромагнитные, электрические и магнитные явления, создаваемые любым источником и которые нежелательно влияют на полезный сигнал – передачу электроэнергии от источника питания к потребителю. Соответственно различают пути распространения электромагнитных помех в схемах электроснабжения. Гальванические пути возникают за счет непосредственного соединения источников электромагнитных помех с соответствующими схемами. Электростатические пути обусловлены электрической составляющей электромагнитного поля и возникают за счет существования паразитных емкостей между отдельными элементами схемы. Магнитные пути обу- 151 словлены магнитной составляющей электромагнитного поля и возникают за счет существования паразитных взаимных индуктивностей между отдельными элементами схемы. Электромагнитные пути – помехи излучения. Рассмотрим конкретные примеры распространения электромагнитных помех. Электротехнологические установки создают помехи излучения и помехи проводимости. Среда распространения помех излучения – пространство, окружающее эти установки. Проведенные исследования показали, что от данных помех имеются известные способы защиты электрических сетей и систем управления путем экранирования и заземления экранов и корпусов электроустановок. Поэтому на построение систем электроснабжения эти виды помех существенного воздействия не оказывают. Наибольшее влияние на электроприёмники и системы управления оказывают электромагнитные помехи проводимости, средой распространения которых являются провода, кабели, шинопроводы, токопроводы, реакторы. Поскольку все электроприёмники имеют электрические связи друг с другом через гальванические пути, то эти помехи могут оказывать влияние на любой электроприёмник данной системы электроснабжения. Электромагнитные помехи, создаваемые электротехнологическими установками, можно разделить на следующие: – технологические, создаваемые за счет резкопеременного режима работы (к ним относят колебания и провалы напряжения); – электротехнические, определяемые видом установок, их систем управления и коммутации (к ним относят несинусоидальность и несимметрию токов и напряжений, импульсные перенапряжения, апериодические и постоянные составляющие в токах); – структурно-технологические, зависящие от состава нагрузки в группах электроприёмников и их коммутации; – структурно-составные электротехнические, характеризующиеся взаимовлиянием помех друг на друга. Электромагнитные помехи не являются преднамеренными, т.к. они возникают при нормальной работе этих установок. По своему характеру электромагнитные помехи делят на два вида: детерминированные и случайные. Под электромагнитной совместимостью электроприёмников понимают их свойство функционировать без ухудшения качественных показателей при совместном питании от общей сети. Изучение электромагнитной совместимости электроприёмников имеет важное техническое значение, особенно в связи с бурным внедрением в системы управления электроприёмников элементов микроэлектроники и микропроцессорной техники. Эту проблему нужно решать в следующих направлениях: – рассмотрение причин возникновения, воздействия и методов уменьшения непреднамеренных ЭШ; 152 – определение восприимчивости электроприёмников к электромагнитным помехам и их систем управления; – прогнозирование электромагнитной совместимости и электромагнитным помехам; – разработка эффективных мер защиты электроприёмников и их систем управления от электромагнитных помех; – построение систем электроснабжения промышленных предприятий с учетом электромагнитной совместимости разных электроприёмников. ГОСТ 32144-2013 нормирует показатели качества электроэнергии на различных ступенях системы электроснабжения. Однако энергетикам промышленных предприятий, разработчикам электрооборудования и проектировщикам нужно знать допустимые нормы электромагнитных помех, вносимых электроприемниками в системы электроснабжения. Системы электроснабжения промышленных предприятий, где имеются источники электромагнитных помех, необходимо строить с учетом электромагнитной совместимости электроприёмников, т.е. все электроприёмники должны нормально функционировать в данной системе электроснабжения. Для обеспечения условий электромагнитной совместимости необходимо или снижать уровень электромагнитных помех, создаваемых электроприёмниками, до допустимых значений или разделять питание электроприёмников, создающих электромагнитные помехи и чувствительных к ним. Снижение уровня электромагнитных помех производится с помощью различных функциональных устройств или путем увеличения мощности источников питания. До настоящего времени нет единого мнения по наиболее оптимальным методам снижения электромагнитных помех. Наибольшее снижение электромагнитных помех достигается применением различных функциональных устройств (фильтров высших гармоник, симметрирующих устройств, статических компенсаторов, установок продольной компенсации и др.), а также многофункциональных устройств (фильтросимметрирующих, симметро-компенсирующих, симметро-фильтрокомпенсирующих и др.). Однако снижение электромагнитных помех до нуля ни технически, ни экономически нецелесообразно. Оно должно производиться до уровней, нормируемых ГОСТ 32144-2013. При экономическом сопоставлении различных электроприёмников надо учитывать стоимость не только самих электроприёмников, но и устройств для доведения электромагнитных помех до нормируемых значений. При выборе типов электроприёмников следует также ориентироваться на электроприёмники, менее чувствительные к электромагнитным помехам. Например, чувствительность газоразрядных источников света к колебаниям напряжения примерно в 2 раза меньше, чем ламп накаливания. Поэтому при наличии источников колебания напряжения надо применять 153 только газоразрядные лампы, что позволит во многих случаях обойтись без специальных устройств для снижения колебаний напряжения. Большое значение для решения вопросов электромагнитной совместимости электроприёмников имеет правильный выбор их типа. Известно, что один и тот же технологический процесс могут выполнять электроприёмники различного типа. Например, плавку чугуна можно осуществлять в индукционных печах, дуговых печах переменного и постоянного тока. Электроприёмники этих трёх типов создают различные виды электромагнитных помех, поэтому при выборе типа следует ориентироваться на электроприёмники, создающие меньшие уровни электромагнитных помех для данного промышленного предприятия. Показатели качества электрической энергии, установленные в ГОСТ 32144-2013, не являются уровнями электромагнитной совместимости. Для каждого электроприёмника, подключаемого к точке общего подключения, должны быть установлены свои допустимые значения показателей качества электроэнергии на помехи, вносимые в систему электроснабжения общего назначения (допустимый индивидуальный вклад электроприёмника в общий уровень помех). При разработке и изготовлении электроприёмников, создающих помехи, необходимо обеспечивать их специальными техническими устройствами, которые снижали бы уровни вносимых помех в питающую сеть. 154 6. ПУСК И САМОЗАПУСК ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ 6.1. Общие положения При коротких замыканиях в СЭС ПП или в электрических сетях энергосистемы резко понижается напряжение, при этом отключают поврежденные элементы СЭС и вновь восстанавливают ее питание благодаря действию устройств послеаварийной автоматики (АПВ, АВР) [Овчаренко А.С., Иванов В.С.]. При этом в питании электроприемников получается перерыв или снижение напряжения на время 0,2–5 с. При значительном снижении напряжения на зажимах электродвигателей (ЭД) и тем более при полном его отключении происходит выбег ЭД, т.е. снижение частоты вращения ротора. При восстановлении, напряжения в сети, если ЭД не отключен выключателем, происходит его самозапуск, т.е. восстановление частоты вращения. Во время выбега сопротивление ЭД ZДВ уменьшается. Чем дольше длится бестоковая пауза, тем ближе сопротивление двигателя ZДВ к пусковому значению ZДВ.ПУСК, а ток самозапуска – к пусковому току, превышающему номинальный ток ЭД в 5–7 раз. Групповой самозапуск, в котором участвуют несколько ЭД, приводит к возрастанию тока самозапуска в той же кратности по отношению к сумме номинальных токов двигателей всей группы. Такой большой ток создает повышенные потери напряжения в цепи «источник – двигатели» и вызывает понижение напряжения в СЭС. При определенной величине снижения напряжения наступает предел, при котором самозапуск не происходит, т.к. момент вращения ЭД, пропорциональный квадрату напряжения на зажимах, становится меньше момента нагрузки на его валу, и электродвигатели затормаживаются. Это значит, что при кратковременном перерыве питания нужно оставлять включенными только выключатели наиболее ответственных ЭД. Остальные ЭД отключают и в процессе самозапуска они не участвуют. Самозапуск ЭД можно считать успешным, если напряжение на шинах и частота вращения ЭД восстановились за время, в течение которого технологический процесс еще не нарушен и нагрев ЭД не вышел за допустимые пределы. Успешность самозапуска оценивается по минимальному допустимому напряжению в момент восстановления питания, при котором вращающий момент ЭД достаточен для. самозапуска. Самозапуск асинхронного двигателя напряжением до 1 кВ при его загрузке на 80 % и более обычно бывает успешным, если перерыв питания не превышает 3 с и напряжение не снижается ниже 0,7·UНОМ. При перерыве питания на время 0,5–0,7 с минимальное напряжение самозапуска может составлять 0,65·UНОМ. При загрузке асинхронного двигателя на 70 % допускается минимальное напряжение UМИН. = 0,6·UНОМ при перерыве до 2,5 с и UМИН. = 0,55·UНОМ, если перерыв питания составляет 0,5–0,7 с. 155 Самозапуск синхронных двигателей имеет особенности, обусловленные действием системы возбуждения. На их выбеге автоматические регуляторы и форсировка возбуждения поддерживают ток возбуждения на максимальном уровне и поэтому на выводах двигателей и на сборных шинах, к которым они подключены, долго удерживается напряжение. Это затрудняет действие АВР. Для устранения возникающей задержки применяют отключение тока возбуждения в момент резкого понижения или исчезновения напряжения в контролируемой точке. Это позволяет снизить токи пуска и ресинхронизации в процессе самозапуска синхронных двигателей. Другим способом уменьшения задержки в срабатывании АВР является применение пуска АВР от реле частоты, поскольку частота в отключенной части сети снижается быстрее, чем напряжение. Самозапуск синхронного двигателя, как и пуск, производят в два этапа: сначала без возбуждения (как асинхронный двигатель) при замкнутой на сопротивление гашения обмотке возбуждения, затем при достижении частотой вращения подсинхронного значения включают возбуждение и происходит автоматическая самосинхронизация. При запуске ЭД допускают следующие понижения напряжения [Овчаренко, Иванов]: 1. На шинах питающих подстанций до 80 % номинального напряжения при питании число силовой резкопеременной нагрузки напряжением 6, 10 кВ. 2. На шинах цеховых подстанций при редком пуске подключенных к ним ЭД (1 раз в смену) до 75 % номинального напряжения. 3. При питании осветительной и смешанной нагрузок до 85–90 % номинального напряжения. 6.2. Определение остаточного напряжения при пуске или самозапуске ЭД Сверхпереходный ток, возникающий в момент подачи (восстановления) напряжения питания и определяющий электродинамическое воздействие на двигатель, затухает в течение 1–3 периодов промышленной частоты до значения, близкого к пусковому, и на дальнейший процесс никакого влияния не оказывает. Разгон двигателей, участвующих в пуске (самозапуске), происходит под воздействием полного электромагнитного момента, главная часть которого – асинхронный момент – зависит от квадрата напряжения [Овчаренко, Голоднов, Сыромятников]. Условием разворота ЭД в любой момент времени пуска t проверяют следующим соотношением  U  М П  t    Д.t   U НОМ  2  МС  t  , , 156 (6.1) где МП(t) – пусковой момент; UД.t – напряжение на зажимах ЭД; MC(t) – статический момент на валу ЭД. В связи с этим анализ процесса разгона ЭД невозможен без определения напряжения на его зажимах. В общем случае расчёт напряжения на зажимах ЭД, подключенных к той или иной точке сети выполняют по схеме замещения, составляемой для расчета режимов КЗ или электрических расчетах сети. Как правило, активными сопротивлениями можно пренебречь и элементы СЭС (трансформаторы, реакторы, линии и т.д.) представляют своими индуктивными сопротивлениями, приведенными к базисным значениям: – для линии S Х Л =Х 0  l  Б2 , (6.2) UБ где Х0 – удельное реактивное сопротивление линии, Ом/км; l – длина линии, км; SБ – базисная мощность, МВА; UБ – базисное напряжение, кВ; – для трансформаторов U К  SБ ХТ = , (6.3) 100  SТ.НОМ где UК.% – напряжение короткого замыкания, %; ST.HОM – номинальная мощность трансформатора, МВА; – для реакторов Х  I Б  U Р.НОМ Х Р = Р.% , (6.4) 100  I Р.НОМ  SБ где ХР.% – индуктивное сопротивление, %, реактора при его номинальном токе IР.НОМ, A; IБ = SБ / (√3UБ) – базисный ток, А; – для двигателей, участвующих в пуске, 2 SБ  U НОМ Х Д  ZД = , (6.5) SП  U Б2 где SП – расчетная пусковая мощность ЭД, МВА, при заданном скольжении Р Д.НОМ  К П SП = , (6.6) cosφНОМ  ηНОМ где РД.НОМ, cosφНОМ, ηНОМ – номинальные параметры ЭД; КП – кратность пускового тока ЭД при скольжении S в момент подачи (восстановления) питания. Если в пуске участвует группа ЭД, подключенных к одной и той же секции сборных шин, то сначала по (6.6) определяют пусковую мощность SПi каждого, из них, а. затем суммарную пусковую мощность SП.Э эквивалентного двигателя (путем суммирования пусковых мощностей отдельных 157 ЭД), но которой аналогично (6.5) определяют эквивалентное расчетное сопротивление 2 SБ  U НОМ Х Д.Э = . (6.7) SП.Э  U Б2 Кроме ЭД, участвующих в пуске, к шинам может быть подключена и. другая нагрузка – различные печи, трансформаторные подстанции, освещение и т.д. Эту нагрузку нужно учитывать условным понятием «пусковой нагрузки» (6.8) SП.НАГР = Р НАГР / cosφ НАГР = Р 2НАГР + Q2НАГР , где РНАГР, QНАГР – активная я реактивная нагрузки других электроприемников. Суммарная эквивалентная пусковая нагрузка узла будет равна 2     (6.9) SП.Э =   Р НАГРi  +   SПi +  QНАГРi  . i  i   j  Тогда эквивалентное сопротивление узла определяют выражением 2 SБ  U НОМ Х П.Э = . (6.10) SП.Э  U Б2 2   При определении суммарной реактивной нагрузки   SПi +  Q НАГРi  i  j  необходимо учитывать знак мощности: АД, электротехнологические установки, освещение и т.д. суммируют со знаком плюс, а мощности СД, статических конденсаторов и других источников реактивной мощности суммируют со знаком минус. Остаточное напряжение на сборных шинах, к которым подключены. ЭД, определяют по одному из выражений: ХД Х П.Э U Д = UС  или U Д = UС  , (6.11) ХС + ХД Х С + Х П.Э где UС – напряжение питающей сети, кВ; ХС – суммарное сопротивление питающей сети до сборных шин, к которым подключен ЭД. ' На рис. 6.1 показаны варианты преобразования схем замещения для расчета напряжения на зажимах ЭД при запуске: а – одиночном; б – групповом; в – групповом и наличии прочей нагрузки. Очень часто в самозапуске одновременно участвуют ЭД различных ступеней СЭС. Рассмотрим этот случай на примере схемы рис. 6.2, а. При повреждении трансформатора T1 отключаются выключатели Q1 и Q3, а все питающиеся от него потребители устройством АВР будут подключены через выключатель Q5 к трансформатору Т2, при этом ЭД M1 и М3 кратковременно (на время действия АВР) потеряют питание и при вос158 становлении напряжения начнется их самозапуск. ЭД М2 и М4 во время действия АВР питание не потеряют и при запуске ЭД M1 и М3 будут представлять собой обычную нагрузку для СЭС. В соответствии с этим сопротивления схемы замещения (рис. 6.1, б) будут определяться: XП.Э1 – с учетом пусковой мощности ЭД Ml1 и нагрузки М2, H1, H2; XП.Э2 – с учетом пусковой нагрузки ЭД М3 и нагрузки Н3; XП.Э3 – с учетом нагрузки М4 и Н4. Рис. 6.1. Варианты преобразования схем замещения для расчёта напряжения на зажимах ЭД Рис. 6.2. Преобразования схем замещения для расчёта напряжения на зажимах ЭД 159 Определение понижения напряжения нужно проводить последовательно: сначала в точке I, а затем в точке 2. Условные пусковые нагрузки в точке I и точке 2 (рис. 6.2, в, г) соответственно будут равны 2 4  2   4  =   Р НАГРi  +   SПi +  QНАГРi  ; i  i   j  (6.12) SП.Э.2 = Р 2НАГР.3 +  SП.3  QНАГР.3  . (6.13) 2 SП.Э.4 2 Напряжение во время самозапуска ЭД M1 и М3 в точке 2 будет равно Х П.Э.2 U С.2 = U С.1  , (6.14) Х С.2 + Х П.Э.2 где UС1 – напряжение в точке 1 при пуске этих же ЭД. Ниже приведена методика проверки условий возможности осуществления самозапуска электродвигателей. При снижении напряжения UОСТ или полном отключении (UОСТ = 0) самозапускаемые электродвигатели начинают выбег до промежуточного значения скольжения, время которого зависит от длительности нарушения питания и характеристики момента механизма (рис. 6.3). После восстановления питания начинается разгон электродвигателей до нормальной скорости, что сопровождается повышенными токами и сниженными пусковыми и максимальными моментами электродвигателей (рис. 6.4) при одновременном повышении нагрева их обмоток, что ограничивает число и мощность двигателей, оставляемых для самозапуска. Рис. 6.3. Кривые выбега электродвигателей с постоянным моментом 160 Рис. 6.4. Кривые зависимостей вращающего момента mВР* и пускового тока электродвигателей от скольжения S* Для обеспечения самозапуска определяют допустимое число и суммарную мощность неотключаемых электродвигателей, при работе которых остаточное напряжение UОСТ дает вращающий момент МД > МСТ (МСТ – статический момент механизма). Для расчета самозапуска определяют: 1. Скольжение – по примерным кривым выбега, т. е. зависимости относительной скорости u* от времени пуска tПУСК (рис. 6.3): s*  1  u* (6.15) 2. Пусковой ток и пусковую мощность – по кривым зависимостей относительных моментов (статического МСТ и вращающего МД) и кратности пускового тока IПУСК от скольжения S* (рис. 6.4): IПУСК = КПУСК  IД.НОМ ; (6.16) Р  К ПУСК SПУСК = Д.НОМ . (6.17) η  cosφ НОМ 3. Сопротивления одного электродвигателя Z1, X1 или группы электродвигателей ZДВ: U Д1 Z1 = ; 3  I ПУСК 2 SБ  U НОМ (6.18) ; SПУСК  U Б2 Z ZДВ = 1 , n где SБ, UБ – базисные мощность и напряжение; п – число одинаковых по мощности электродвигателей. 4. Остаточное напряжение на двигателях Х1 = 161 UОСТ = U'РАСЧ  ZДВ , (6.19) ZДВ + ХТ U  U НОМ ХТ = К.% , (6.19) 100  SТ.НОМ где U'РАСЧ – расчетное напряжение, приведенное к стороне НН, при питании электродвигателей через трансформатор с коэффициентом трансформации КТ; ХТ – сопротивление трансформатора. 5. Момент асинхронных электродвигателей при сниженном напряжении Uост и скольжении S* находят по кривым рис. 6.4. Если МД > МСТ, то самозапуск возможен. 162 7. ЭЛЕКТРООСВЕЩЕНИЕ 7.1. Краткая история развития искусственного освещения Начиная с 1802 г. (времени открытия электрической дуги акад. В.В. Петровым) появилась возможность использовать электрические источники света. В первых лампах электрическая дуга горела между угольными электродами, раскаленными до температуры 3700–4100 К, продолжительность горения составляла 5–20 ч. После создания дифференциального регулятора угольных стержней В.Н. Чиколева, угольной нити А.Н. Лодыгина и параллельных изолированных электродов свечи П.Я. Яблочкова началось триумфальное шествие по городам Европы и мира «русского света». С 1876 по 1882 г. свеча Яблочкова широко использовалась в качестве источника света. После усовершенствования Т.А. Эдисоном конструкции лампы Лодыгина с угольным телом накала в 1879 г. и демонстрации ее на Парижской выставке в 1881 г. интерес к свече Яблочкова снизился. Низкая световая отдача ламп накаливания с угольной нитью побудила ученых к созданию металлизированной угольной нити, и с 1898 г. начался период разработки ламп с металлическим телом накала в виде осмиевой нити. В 1902 г. были созданы лампы с танталовой, а в 1903 г. – с вольфрамовой нитью накала. История развития электрических («пламенных») дуг для освещения берет начало в 1893–1904 гг. Развитие технологии изготовления электродов дало возможность создать электроды из более плотного графита с добавлением солей различных металлов, что позволило получить излучения различных цветов: например, соли стронция дают при сгорании красный цвет, кальция – оранжевый, бария – синий и т.д. Световая отдача дуг с добавками из редкоземельных металлов достигала в те годы 20–30 лм/Вт. В 1912– 1913 гг. появились закрытые пламенные дуговые фонари с угольными катодами, содержавшими соли редкоземельных металлов, которые имели световую отдачу 25– 49 лм/Вт и срок службы 100–120 ч. Электрические разряды в газах при низком давлении были известны практически с того времени, как были изобретены методы удаления воздуха из сосуда. Но только в 1920 г. было открыто явление, заключающееся в том, что электрический разряд в смеси паров ртути и инертного газа при определенном давлении есть чрезвычайно эффективное преобразование электрической энергии в ультрафиолетовое излучение. В СССР в 1936 г. была закончена разработка образца люминесцентной лампы низкого давления с аргоново-ртутным наполнением. В 1938 г. американская фирма General Electric (GE) продемонстрировала люминесцентную лампу низкого давления, работающую непосредственно от промышленной сети 220/127 В, обеспечивающую спектр излучения, близкий к бе- 163 лому цвету со световой отдачей, в несколько раз превышающей световую отдачу лампы накаливания. В 1940 г. в лаборатории Всесоюзного электротехнического института по руководством проф. В.А. Фабриканта были разработаны первые образцы отечественных люминесцентных ламп (ЛЛ) современного типа, но их серийный выпуск был налажен только после Великой Отечественной войны в 1948 г. В начале 80-х годов начали выпускаться компактные ЛЛ (КЛЛ) разнообразных форм со световой отдачей от 40 до 80 лм/Вт и сроком службы 10 000–15 000 ч. Наряду с развитием научных исследований разряда низкого давления продолжались исследования электрического разряда в газах высокого и сверхвысокого давления. Повышение давления и тока вызывает увеличение градиента потенциала и яркости свечения, которое стягивается в яркий светящийся шнур по оси разрядной трубки. Сформировались два основных вида источников света: высокого давления в кварцевых колбах трубчатой формы с длинными дугами, и сверхвысокого давления в кварцевых колбах шарообразной или эллипсоидной формы с короткими дугами. В 1940 г. были выпущены ртутно-накальные и ртутно-вольфрамовые лампы, а в конце 50-х годов стали широко применяться ксеноновые лампы ВД трубчатой формы и короткодуговые лампы СВД шарообразной формы. В 50-х годах получили массовое распространение дуговые ртутные лампы ВД с люминофором (лампы ДРЛ), для наружного, архитектурного освещения и освещения производственных помещений, где не предъявляются требования к цветопередаче. Начиная с 60-х годов XX в. введение галоидных соединений и использование керамических материалов, устойчивых к парам щелочных и редкоземельных металлов в лампах ВД и СВД, расширили возможности получения излучения различного спектрального состава. На этой базе были разработаны натриевые лампы ВД (НЛВД) со световой отдачей до 150 лм/Вт и сроком службы более 20 тыс. ч. Использование новых технологий определило появление металлогалогенных ламп (МГЛ), НЛВД и др. Начиная с 70-х годов в наружном освещении лампы ДРЛ постепенно стали вытесняться НЛВД, а МГЛ стали применять для освещения при телевизионных съемках и для внутреннего освещения. По мере развития газоразрядных источников света предпринимались попытки отказаться от электродов, ограничивающих срок службы ламп. Возбуждение безэлектродного разряда возможно в высокочастотном и сверхвысокочастотном электромагнитном поле. Первые опыты в этом направлении были проведены в 1940–1941 гг., но только в последнее время благодаря развитию микроэлектроники стало возможным создание безэлектродных компактных ЛЛ. В 1991–1993 гг. фирмой Philips были выпущены безэлектродные КЛЛ со световой отдачей около 70 лм/Вт и сроком службы 60 тыс.ч, а в 1997 г. фирма OSRAM наладила выпуск подобных ламп большей мощности. В этот же период были проведены исследо- 164 вания и получены источники света, возбуждаемые микроволновым излучением. Световая отдача микроволновых безэлектродных серных ламп ВД, первые образцы которых были сделаны в 1991–1996 гг., достигла 155 лм/Вт. Первые светодиоды появились в 1962 г., а в 1968 г. – первая светодиодная лампочка для индикатора Monsanto и первый дисплей Hewlett Packard. Световой поток их был слабым, всего 0,001 лм, световая отдача – менее 0,1 лм/Вт, а цвет – только красный. К 1976 г. были получены оранжевые, желтые и желто-зеленые светодиоды, яркие настолько, что их можно было разглядеть и при солнечном свете. До 1985 г. они использовались исключительно в качестве индикаторов со световым потоком всего лишь 0,1 лм. С 1985 г. благодаря открытию лауреатом Нобелевской премии акад. Ж.И. Алферовым двойных многопроходных гетероструктур их световой поток увеличился до 100 лм, и они уже стали применяться в качестве полноценных источников монохроматического и белого света. В 1990 г. световая отдача светодиодов достигла уже 10 лм/Вт, что позволило им стать адекватной заменой ламп накаливания. Получение светодиодов с всё большей световой эффективностью становится возможным благодаря поиску и использованию новых материалов. Работы в этом направлении идут с нарастающим темпом, и можно надеяться, что световая отдача этих источников света вырастет еще в несколько раз и через пару десятилетий превысит световую отдачу люминесцентных ламп более чем в 2 раза. Начиная с 2010 г. световая отдача белых светодиодов достигла 150 лм/Вт, и они начали вытеснять люминесцентные и газоразрядные лампы со светотехнического рынка. Последние достижения базовой полупроводниковой технологии позволили светодиодам составить серьезную конкуренцию существующим источникам белого света. Долговечность, низкое энергопотребление и возможность управления и регулирования в широких пределах являются их главными преимуществами, небольшие размеры позволяют сделать область их применения необычайно широкой. 7.2. Цветовая температура света Все окружающие нас тела излучают в пространство лучистую энергию. Перенос этой энергии осуществляется электромагнитными колебаниями. Излучение принято характеризовать длиной волны, под которой понимается расстояние, пройденное излучением за время одного периода колебания С λ= , (7.1) ν 165 где С = 3·108 м/с – скорость света; ν – частота электромагнитных колебаний, Гц. Область спектра оптического излучения лежит в пределах от 0,01 до 340 мк и находится между рентгеновскими лучами и радиоволнами (рис. 7.1). Оптическая область спектра деРис. 7.1. Диапазоны электромагнитного лится на три основные части: излучения 1. Ультрафиолетовое излучение (УФ-излучение) с длиной волны 0,0,1–0,38 мк. 2. Видимое излучение – свет с длиной волны 0,38–0,76 мк (380– 760 нм). 3. Инфракрасное излучение (ИК-излучение) с длиной волны 0,76– 340 мк. Все воспринимаемые человеком световые и цветовые ощущения вызываются излучением видимого диапазона. Мощность излучения, характеризующая количество энергии, излучаемой в единицу времени, называют потоком излучения (измеряется в люменах – лм) dω Ф= , (7.2) dt где ω – телесный угол, измеряемый отношением площади S, которую он вырезает из сферы с радиусом R, к квадрату радиуса сферы ω = S/R2. Световая отдача, характеризующая экономичность источника света, представляет собой отношение светового потока, излучаемого источником, к его мощности Ф (7.3) Н= , Р где Н – световая отдача, лм/Вт; Ф – мощность излучения, лм; Р – мощность источника света, Вт. Излучение может быть монохроматическим или сложным. Излучение, характеризующееся одним значением частоты или длины волны λ, называется монохроматическим. Сложное излучение состоит из совокупности монохроматических излучений, которые могут образовывать линейчатый или сплошной спектр. Линейчатые спектры характерны для разрядных источников, например, натриевых или ртутных ламп. Например, ртутная лампа даёт спектр излучений, показанный на рис. 7.2, а. Сплошные спектры характерны для источников теплового излучения, например, ламп накаливания – рис. 7.2,б. Для источников света с люминофорами спектр состоит 166 из бесконечно большого числа монохроматических излучений, примыкающих друг к другу. Глаз человека воспринимает только часть спектра оптического излучения с длиной волны λ = 380– 760 нм. В зависимости от длины волны λ видимое излучение имеет определённый спектр, между которыми нет резких границ и цвет постепенно переходит из одного в другой. Оттенки цветов представлены в табл. 7.1. Рис. 7.2. Линейчатый и сплошной спектры излучения Таблица 7.1 – 510–480 нм; – 480–450 нм; – 450–380 нм. красный – 760–620 нм; голубой оранжевый – 620–585 нм; синий жёлтый – 585–575 нм; фиолетовый зелёный – 575–510 нм; В совокупности все эти семь цветов дают белый цвет. Человеческий глаз цвета воспринимает не одинаково – один сильнее, другой слабее. Максимум чувствительности Кλ человеческого глаза расположен близко к спектру, излучаемому солнцем, т.е. желтозелёным лучам с длиной волны λ = 555 нм. Это явление не случайное, т.к. в процессе эволюционного развития человеРис. 7.3. Восприятие человеческого глаза ческий глаз приспособился к наиболее эффективному восприятию солнечного света. На ультрафиолетовые и инфракрасные излучения человеческий глаз не реагирует. Цветность света. Представим себе абсолютно чёрное тело, то есть тело, которое не отражает никакие световые лучи. Для раскрытия понятия «цветность света» рассмотрим эксперимент – регулируя прикладываемое напряжение к лампе накаливания, будем следить за изменением цвета спирали. При повышении напряжения в один прекрасный момент наше абсолютно чёрное тело (вольфрамовая спираль) начнёт светиться еле заметным 167 красным цветом. При этом спираль будет иметь температуру около 900 градусов Цельсию или примерно 1200 градусов Кельвина. Таким образом, начало видимого излучения абсолютно чёрного тела наблюдается уже при 1200 К и соответствует красной границе спектра. То есть, красному цвету соответствует цветовая температура 1200 К. Продолжая нагревать спираль, увидим, что при 2000 К её цвет станет оранжевым, а затем, при 3000 К – жёлтым. При 3500 К наша спираль перегорит, так как будет достигнута температура плавления вольфрама. Однако, если бы этого не произошло, то мы увидели бы, что при достижении температуры 5500 К цвет излучения был бы белым, становясь при 6000 К голубоватым, и при дальнейшем нагревании вплоть до 18000 К всё более голубым, что соответствует фиолетовой границе спектра. Эти цифры и называют «цветовой температурой» излучения. Каждому цвету соответствует его цветовая температура. При этом отметим, что цветовая температура пламени свечи составляет 1200 К, в десять раз ниже (холоднее) цветовой температуры морозного зимнего неба – 12000 К. В табл. 7.2 приведены цветовые температуры для разных источников света. Таблица 7.2 Свет пламени свечи 1500–2000 К Натриевая лампа высокого давления 2000 К Лампа накаливания 40 Вт 2200 К Лампа накаливания 100 Вт 2800 К Лампа накаливания 200 Вт, галогенная 3000 К Киносъёмочные лампы 3200–3250 К Солнце у горизонта 3400 К Лампа дневного света (тёплый белый свет) 4200 К Ксеноновая дуговая лампа 4500–5000 К Солнце в полдень 5000 К Облака в полдень 5500 К Лампа дневного света 5600–7000 К Дневной белый свет 6500 К Дневной свет, с долей голубого неба 7500 К Синее небо на северной стороне 9500 К Голубое небо в морозную погоду 15000 К Синее небо в районе полярного полюса 20000 К Существуют следующие три главные цветности света, согласно которым выпускаются разные источники света: – теплый белый свет – < 3300 К; – нейтральный (естественный) белый свет – 3300 — 5000 К; – холодный белый свет – > 5000 К. 168 7.3. Источники света Искусственным источником света называют устройство, предназначенное для превращения какого-либо вида энергии в оптическое излучение. По физической природе различают два вида оптического излучения: тепловое и люминесцентное. Соответственно существующие источники света принципиально различаются по способу получения оптического излучения. В одних для этой цели используется нагревание тел (лампы накаливания), а в других оптическое излучение возникает в результате электрического разряда в определенной среде и люминесценции (газоразрядные лампы). Если нагревание твердых тел ограничивается их температурой плавления, то нагрев газов и паров может осуществляться практически до любых температур. Одним из способов нагрева газов и паров до высоких температур является разряд. Подбирая типы газов и паров и их комбинации, можно получать излучение в нужной части спектра. Газоразрядные лампы помимо состава среды, в которой происходит разряд, типа самого разряда, различаются также по давлению внутри разрядной трубки. В газоразрядных лампах низкого давления (ГЛНД) разряд происходит при давлении от 0,1 Па до 25 кПа, высокого давления (ГЛВД) – от 25 до 1000 кПа, в лампах сверхвысокого давления (ГЛСВД) рабочее давление составляет более 1000 кПа. Наиболее распространенными источниками света, применяемыми в осветительных установках, являются лампы накаливания (ЛН), люминесцентные лампы (ЛЛ) низкого давления, а также дуговые лампы высокого давления – ртутные люминесцентные (ДРЛ), ксеноновые трубчатые (ДКсТ), металлогалогенные с излучающими добавками (ДРИ) и натриевые трубчатые (ДНаТ). Весьма перспективными представляются так называемые твердотелые источники света – светоизлучающие диоды. Они могут использоваться в сигнальных и индикаторных устройствах, светофорах, цветовых рекламных устройствах, архитектурном освещении, а также для освещения таких помещений, как коридоры, кабины лифтов и кранов и т. п. При выборе источников света следует учитывать их срок службы, световую отдачу, цветопередачу, а также ряд других характеристик. Рассмотрим конструкции и основные параметры источников света. 7.3.1. Лампы накаливания Лампа накаливания (рис 7.4) состоит из стеклянной колбы 1, внутри которой на крючках 6 закреплена вольфрамовая нить 3. Напряжение к нити подводится двумя электродами 4 и 5, один из которых соединен с цен- 169 тральной частью, а другой – с резьбой цоколя. При прохождении электрического тока нить раскаляется и излучает свет. Для получения видимого излучения в лампах накаливания применяется нагревание тела. Однако видимое излучение возникает только при больших температурах излучаемого тела (от 1500 до 5000 К). В современных лампах накаливания в качестве материала тела накала широко используется вольфрам, который является тугоплавким металлом (его температура плавления порядка 3600 К). Следует иметь в виду, что при увеличении температуры тела накала светотехнические характеристики лампы накаливания улучшаются, однако при этом сокращается её срок службы. Поэтому температура тела накала имеет значение ниже температуры плавления металла, из которого оно изготовлено, и поддерживается в диапазоне 2400–2900 К. Для исключения окисления металла, лампы накаливания выполняются вакуумными. Для увеличения срока службы и повышения световой отдачи лампы, а также стабильности ее светового потока стремятся снизить скорость испарения материала тела накала. С этой целью колбы ламп накаливания наполняют аргон-азотной или криптон-ксеноновой смесью (газонаполненные лампы). Давление газов в наполненных колбах составляет (0,08–0,1) МПа. Кроме того, для уменьшения распыления вольфрама и теплоотдачи Рис. 7.4. Лампа уменьшают размеры нити, сворачивая ее в плотнакаливания ную винтовую спираль (моноспираль), а затем в биспираль (спираль, навитую из спирали). Световая отдача ламп накаливания составляет 11,8–20 лм/Вт. КПД ламп накаливания составляет всего 5 %. Срок службы около 1000 ч. Широкое распространение получили галогенные лампы накаливания (ГЛН), в колбу которых добавлен галоген (обычно йод). Колба галогенной лампы накаливания выполнена из прочного кварцевого стекла и имеет значительно меньшие габариты по сравнению с обычной лампой накаливания. Кварцевое стекло – жаропрочный материал, а маленькие габариты гарантируют прочность, достаточную для того, чтобы создавать более высокое давление газа, что замедляет испарение вольфрама. Кроме того, ряд мировых производителей светотехнической продукции выпускает галогенные лампы с колбами из стекла, поглощающего ультрафиолетовую составляющую излучения. Галогенный цикл позволяет повысить световую отдачу до 26 лм/Вт при увеличении продолжительности горения до 2000– 4000 ч. Лампы общего назначения выпускаются мощностью до 1500 Вт. Излучение ламп по цветности более желтое по сравнению с естественным 170 дневным светом (2400–2700 К) и при их применении не обеспечивается правильная цветопередача. Галогенную лампу нельзя трогать руками, так как колба ее сделана из плавленого кварца, который кристаллизируется под действием жира, остающегося на поверхности лампы при прикосновении. Это приводит к разрушению колбы и перегоранию лампы. В настоящее время ведущими мировыми производителями светотехнической продукции освоен выпуск галогенных ламп накаливания с колбами из стекла, поглощающего ультрафиолетовую составляющую. Такое кварцевое стекло колбы полностью удерживает интенсивное и вредное ультрафиолетовое излучение типа С и В, а более слабое и поэтому более безопасное излучение типа А ограничивается наполовину. Простота схемы включения делает лампы накаливания надежными источниками света. Их невысокая стоимость, удобство и простота эксплуатации, разнообразие конструкций, напряжений и мощностей обусловливают широкое применение этого источника света. Лампы практически некритичны к изменениям условий внешней среды, включая температуру, но очень чувствительны к отклонениям подводимого напряжения. Отклонению напряжения от номинального на ± 1 % соответствует изменение светового потока на ± 3,7 %, мощности – на ± 1,5 %, световой отдачи – на ± 2,2 %, срока службы снижается или увеличивается на 14 %. Однако главным недостатком ламп накаливания является их низкая эффективность при преобразовании электрической энергии в световое излучение – их световая отдача не превышает 20 лм/Вт, что значительно ниже, чем у газоразрядных ламп. В сравнении с газоразрядными лампами срок службы ламп накаливания также существенно меньше. Галогенные лампы применяют для освещения музеев, магазинов, общественных зданий, в промышленных помещениях. 7.3.2. Газоразрядные лампы низкого давления Трубчатые люминесцентные лампы низкого давления (рис. 7.5), получившие широкое применение в осветительных установках, существенно отличаются от ламп накаливания по всем своим характеристикам. В основе действия люминесцентных источников света лежат различные способы превращения отдельных видов энергии в оптическое излучение. В современных источниках света используется электролюминесценция (оптическое излучение атомов, ионов, молекул жидких и твердых тел под действием ударов электронов, ионов, ускоренных в электрических полях, до энергий, достаточных для возбуждения) и фотолюминесценция (оптическое излучение, возникающее при поглощении оптического излучения другого источника). 171 Рис. 7.5. Ртутная люминесцентная лампа низкого давления Люминесцентная лампа представляет собой запаянную с обоих концов стеклянную трубку, внутренняя поверхность которой покрыта люминофором (люминофоры – твердые или жидкие вещества» способные излучать свет под действием различного рода возбуждений). Из трубки откачан воздух, и она заполнена аргоном при давлении 400 Па с добавлением капельки ртути (60–120 мг), которая при нагревании превращается в ртутные пары. Внутри трубки на ее концах в стеклянных ножках впаяны электроды с вольфрамовой биспиральной нитью, покрытой слоем оксидов щелочноземельных металлов (бария, кальция, стронция), способствующих более интенсивному излучению электронов. Электроды присоединены к контактным штырькам, закрепленным в цоколе. Когда к противоположным электродам подводится напряжение определенной величины, возникает электрический разряд в газовой среде лампы, с выделением теплоты, под действием которой ртуть испаряется. Такой разряд сопровождается мощным ультрафиолетовым излучением, часть которого люминофор преобразует в видимое излучение. Выбором и качеством люминофора определяется цвет излучаемого света и эффективность работы лампы. В промышленно развитых странах на долю люминесцентных ламп приходится до 80 % вырабатываемой световой энергии. Они широко применяются для освещения промышленных и общественных помещений. Компактные люминесцентные лампы (рис. 7.6) работают по такому же принципу, как и обычные люминесцентные лампы, но имеют другое конструктивное исполнение. Световая отдача компактных люминесцентных ламп в пять раз выше, чем у ламп накаливания. Поэтому они сейчас широко заменяют малоэффективные лампы накаливания, что позволяет экономить до 75 % поРис. 7.6. Компактные требляемой электроэнергии. Они имеют люминесцентные лампы встроенный пускорегулирующий аппарат (ПРА). Световая отдача достигает 75 лм/Вт. При работе люминесцентных ламп с некомпенсированным ПРА коэффициент мощности cosφ комплекта «лампа – ПРА» в зависимости от мощности ламп находится в пределах 0,35–0,5; при двухламповых компенси- 172 рованных ПРА – не ниже 0,92; при одноламповых компенсированных – не ниже 0,85. Влияние отклонений напряжения на работу люминесцентных ламп сказывается меньше, чем на работу ламп накаливания, однако при понижении напряжения на 10 % лампа может не зажечься или же ее включение будет сопровождаться многократным миганием. Повышение напряжения, подведенного к зажимам лампы, облегчает процесс зажигания, но снижает ее световую отдачу из-за увеличения потребляемой мощности и срок службы (при повышении напряжения на 20 % срок службы ЛЛ, работающих в схемах с дросселем, уменьшается до 50 %). Срок службы ЛЛ также определяется режимом работы ее электродов и составляет 10–15 тыс. часов. Чем меньше число включений, тем меньше износ оксидного слоя, покрывающего электроды, а, следовательно, больше число часов горения лампы. Работа ламп создает, хотя и незначительные, радиопомехи, распространяемые как по эфиру, так и по сети. Для их снижения в конструкцию стартера входит конденсатор, являющийся в большинстве случаев достаточной мерой защиты. 7.3.3. Газоразрядные лампы высокого давления Лампы типа ДРЛ. Дуговая ртутная люминесцентная лампа (рис. 7.7) состоит из кварцевой трубки 3, расположенной в стеклянной колбе 1, внутренняя поверхность которой покрыта тонким слоем люминофора 2, способного преобразовывать ультрафиолетовое излучение, сопровождающее дуговой разряд в трубке, в видимый свет, пригодный для освещения. В трубку, выполненную из кварцевого стекла, впаяны два основных вольфрамовых электрода 8, покрытых активированным слоем и подсоединенных к центральной части цоколя лампы, и два дополнительных электрода (зажигающих 5). В трубке имеется капелька ртути (25–165 Рис. 7.6. Дуговая мг). После откачки воздуха для поддержания стабильности свойств люминофора колба заполняется чистым ртутная лампа инертным газом (аргоном). При подаче определенной величины напряжения к электродам лампы в трубке возникает электрический разряд, сопровождающийся ультрафиолетовым излучением ртутных паров с синеватым оттенком. Указанное излучение, воздействуя на люминофор, вызывает его свечение, имеющее красный цвет. Суммарный цвет светового излучения лампы складывается из излучений ртутного разряда и люминофора, приближаясь к белому (3800 К). Процесс разгорания ламп после включения длится 5–7 мин. 173 Лампы включаются через индуктивные ПРА, потери мощности в которых составляют около 10 %. Коэффициент мощности комплекта «лампа – ПРА» составляет в среднем 0,5. В последнее время наметилась тенденция встраивания в ПРА конденсаторов для повышения коэффициента мощности до 0,9–0,95. Выпускаются в пределах мощностей 80–2000 Вт и имеют световую отдачу 40–60 лм/Вт. Световая отдача возрастает с увеличением единичной мощности, но для наиболее применяемых в установках внутреннего освещения ламп мощностью 400–1000 Вт почти одинакова. Срок службы ламп равен 12–20 тыс. ч. ДРЛ надежно работают при температуре окружающего воздуха от –30 до +40 °С Влияние температуры окружающего воздуха сказывается в основном на напряжении зажигания лампы и времени ее разгорания. Преимуществом ламп ДРЛ по сравнению с люминесцентными лампами низкого давления является их компактность при высокой единичной мощности, существенным недостатком – плохая цветопередача их излучения, позволяющая применять лампы ДРЛ только при отсутствии каких-либо требований к различению цветов. Применяются для освещения промышленных зданий, не требующих высокого качества цветопередачи. Металлогалогенпые лампы (МГЛ) типа ДРИ (дуговые ртутные с излучающими добавками) появились в результате развития и усовершенствования ламп ДРЛ. Устройство ламп типа ДРИ (рис. 7.8) практически такое же, как и ламп типа ДРЛ. В прозрачной колбе находится разрядная трубка, с обеих сторон которой впаяны электроды. В лампах типа ДРИ в разрядную трубку помимо ртути и аргона (или другого инертного газа) дополнительно вводят галоидные соединения различных металлов (обычно с йодом, т.к. иодиды металлов практически не Рис. 7.8. Металлогаловзаимодействуют с кварцевым стеклом). Эти генные лампы соединения в горячей зоне распадаются на атомы йода и металла. Из горячей зоны они перемещаются в холодную к стенкам и воссоединяются в первоначальное состояние. Таким образом, в лампе осуществляется замкнутый цикл. Излучаемый свет зависит от используемого металла, что позволяет отказаться от люминофора. Например, введение иодида таллия дает зеленоватый цвет, натрия – желтоватый цвет, а индия – голубоватый оттенок света 174 Лампы ДРИ имеют световую отдачу до 90 лм/Вт и дают достаточно белый свет. Лампы включаются в сеть через ПРА, состоящие из дросселя и зажигающего устройства, генерирующего импульсы высокого напряжения. Разгораются лампы ДРИ несколько быстрее, чем лампы ДРЛ Коэффициент мощности при некомпенсированных ПРА равен в среднем 0,5. С точки зрения применения металлогалогенные лампы разделяются на лампы для общего освещения, лампы с улучшенным качеством цветопередачи для общего и специального применения, а также лампы для специальных применений (например, для цветного телевидения). Мощность ламп составляет от 125 до 3500 Вт. Срок службы 1500–10000 ч. Ксеноновые лампы. В этих лампах (рис. 7.9) дуговой разряд происходит в тяжелом инертном газе ксеноне, в результате чего испускаются лучи в близкой к ультрафиолетовой, видимой и близкой к инфракрасным областям спектра электромагнитного излучения. Излучаемый свет имеет ровный белый цвет (6000 К) и хорошую цветопередачу. Электрический дуговой разряд в ксеноновой лампе возникает при высоком напряжении зажигаРис. 7.9. Ксеноновая лампа ния (до 50 кВ). При этом время разгорания лампы составляет менее секунды. Лампы имеют возрастающую вольтамперную характеристику при больших плотностях тока. Это позволяет стабилизировать разряд с помощью небольших балластных сопротивлений или же вообще обойтись без них, что имеет место при использовании трубчатых ламп значительной длины. Световая отдача ламп составляет 18–45 лм/Вт. Лампы выпускаются мощностью от 2 до 50 кВт, а срок службы имеет пределы 300–750 ч, при определённых условиях достигая до 3000 ч. Лампы применяют для освещения больших площадей. Область применения ламп ограничивается вредным для людей избытком в их спектре ультрафиолетовых излучений. Натриевые лампы высокого давления типа ДНаТ (рис. 7.10) представляют собой горелку из светопропускающей поликристаллической керамики (окись алюминия), полость которой заполнена ксеноном с добавками натрия, придающего излучаемому свету желто-оранжевый оттенок, и ртути в виде амальгамы (амальгама – металлическая система, в состав которой в качестве одного из компонентов входит ртуть). Горелка размещена в колбе, которая имеет цилиндрическую или эллиптическую форму и оснащена резьбовым цоколем. При работе лампы дуговой разряд в горелке осуществляется в парах ртути и натрия, что способствует его стабилизации. 175 Рис. 7.10. Натриевая лампа Световая отдача ламп достигает 140 лм/Вт при сроке службы до 20 000 ч. Цветовые характеристики натриевых ламп высокого давления относительно невысокие: лампа излучает свет желто-оранжевого цвета (2000 К) и обладает плохой цветопередачей. Улучшение качества цветопередачи при использовании натриевых ламп может быть достигнуто за счет их совместного применения с ртутными люминесцентными лампами высокого давления. Лампы включаются в сеть так же, как лампы ДРИ – через последовательно включенный дроссель. Коэффициент мощности комплекта «лампа – ПРА» в среднем 0,5. Мощность ламп составляет 70–400 Вт. Натриевые лампы широко используется в уличном и дорожного освещении. 7.3.4. Светодиодные лампы Светоизлучающий диод – это полупроводниковый диод, предназначенный для преобразования электрической энергии в энергию светового излучения, в основе которого лежит инжекционная электролюминесценция. В этих излучателях используются полупроводники, проводимость которых определяется введенными в них легирующими примесями. Выпускаемые промышленностью светодиоды состоят из кристалла 1 полупроводника, заключенного в линзу 2 из полимерного материала (например, эпоксидной смолы – рис. 7.11). Конструкция светодиода призвана обеспечить минимальные потери излучения Рис. 7.11. при выходе во внешнюю среду и фокусирование света Светодиод в заданном телесном угле. Кроме того, должен быть обеспечен эффективный отвод теплоты от кристалла. Линза фокусирует свет кристалла и защищает кристалл от влаги и коррозии. Присоединение контакта к аноду обычно осуществляется с помощью пайки либо электропроводящего клея. Контакт к катоду выполняется с помощью тонкой золотой проволоки. Последнее десятилетие стало временем бурного развития светодиодных источников света. В настоящее время существует несколько способов получения белого света: 1. Сложение излучения светодиодов трех цветов – красного, зеленого и синего. Для лучшего воспроизведения белого света заданного оттенка можно использовать смешение четырёх цветов и более. 176 2. Синий светодиод покрывают желтым или желто-зеленым люминофором. Это наиболее простой способ, он широко применяется в массовом производстве светодиодов белого свечения. 3. Синий светодиод покрывают двумя люминофорами красного и зелёного цвета. 4. Ультрафиолетовый светодиод покрывают тремя люминофорами — красным, зеленым и синим. К основным достоинствам светодиодов относят их высокую надежность и долговечность. Срок службы светодиодов достигает 100 тыс. ч. Рекордные значения световой отдачи светодиодов 250 лм/Вт были получены в лабораторных условиях в 2012 г. Светодиод должен питаться от стабилизированного источника постоянного тока. На одном светодиоде в зависимости от длины волны излучения напряжение падает на 1,8–3,5 В. Обычно в светодиодных модулях применяется последовательное или последовательно-параллельное соединение нескольких светодиодов. Напряжение источника питания выбирается равным 12–14 В. В заключение рассмотрим характеристики разных источников света в табл. 7.3. Таблица 7.3 Характеристики источников света Мощность Световая Срок Источник света ламп, отдача, службы, Вт лм/Вт тыс. ч Лампы накаливания 60–1000 12–18 1 Галогенные лампы 1000–20000 22 2–3 Люминесцентные лампы 40-80 55–80 12–15 Люминесцентные энергоэкономичные 18–58 50–85 13–15 лампы Дуговые ртутные лампы 250–1000 50–60 12–18 Металлогалогенные лампы 125–3500 66–100 1,5–10 Ксеноновые лампы 2000–50000 18–45 0,3–0,8 Натриевые лампы 70–400 80–100 6–15 Светодиодные лампы 1–15 80–250 100 177 8. РЕЖИМЫ НЕЙТРАЛИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 8.1. Пять способов заземления нейтрали электрических сетей Режимы нейтрали электрических сетей систем электроснабжения (промышленных предприятий, городских и сельских предприятий электросетей) имеют важное значение для их функционирования и эксплуатации. Наиболее частым видом повреждения электрических сетей (до 70-80 % от общего числа) являются повреждения изоляции между одной фазой и землей. Это перекрытия подвесной изоляции воздушных линий электропередачи, опорной изоляции ошиновок подстанций, пробои внутренней изоляции на корпус электрооборудования (особенно характерно для электродвигателей), изоляции между одной из фаз кабелей на защитную броню или оболочку и пр. В данном разделе делается сравнительное описание различных вариантов заземления нейтрали. От режима заземления нейтрали зависят значения токов замыкания, протекающих через место повреждения изоляции, знание которых необходимо для построения и анализа работы устройств релейной защиты. Имеется пять способов заземления нейтрали [ПУЭ, п. 1.2.16], которые различаются в зависимости от типа и значения (от нуля до бесконечности) полного сопротивления ZN, которое устанавливается между нейтралью электрической сети и землей (рис. 8.1):  ZN = ∞ – изолированная С нейтраль, нет какого-либо соединения нейтрали с землей; N В  ZN = R – между нейтралью электрической сети и землей включено высокоомное акА тивное сопротивление. Такой CА CВ CС IЗ ZN режим нейтрали называют реIN IОЗЗ t зистивным заземлением нейтрали; Рис. 8.1. Схема электрической сети  ZN = XL – между нейтрапри повреждении изоляции между одной лью электрической сети и земфазой и землей лей включено индуктивное сопротивление XL для компенсации емкостных токов сети. Такой режим нейтрали называют компенсированной нейтралью;  ZN = 0 – глухо заземленная нейтраль, когда нейтраль электрической сети соединяется непосредственно с землей; 178  ZN ≠ 0 – эффективно заземленная нейтраль, когда для ограничения токов однофазного КЗ нейтрали части трансформаторов электрической сети разземляют. Для наглядности рассмотрения процессов, протекающих при различных режимах нейтрали, удобнее пользоваться обобщенной трехфазной схемой замещения электрической сети [Петров. РН]. На рис. 8.2, а приведена схема замещения для нормального режима работы электрической сети, а на рис. 8.2, б – для режима с повреждением изоляции между одной из фаз и землей. Здесь обозначено: СА, СВ, СС – емкости фаз сети относительно земли; RА, RВ, RС - активные сопротивления фаз относительно земли; YN = 1/ZN – проводимость элемента, включенного между нейтралью сети N и землей t; UА, UВ, UС – фазные напряжения источника питания электрической сети; UАt, UВt, UСt – напряжения фаз сети относительно земли t; UN – напряжение нейтрали; IА, IВ, IС – токи, протекающие через проводимости фаз сети относительно земли; IОЗЗ – ток, обусловленный емкостями и активными сопротивлениями фаз сети относительно земли; IN – ток нейтрали; IЗ – ток, протекающий в месте повреждения изоляции. Т UС С UВ В UА N А IА IВ IC IN UAt UВt UСt CА UN RА CВ RВ CC RC YN а) t Т UС С UВ В UА А N IА IВ IC IN CА IЗ UN RА CВ RВ CC RC YN б) t IN IОЗЗ Рис. 8.2. Обобщенная схема замещения электрической сети 179 8.2. Критерии выбора режима нейтрали При определении критериев выбора способа заземления нейтрали электрической сети учитывают многие аспекты: 1. Надежность электроснабжения потребителей, а именно, возможность или невозможность работы электрической сети во время первого возникшего и сохраняющегося повреждения изоляции между одной из фаз и землей. 2. Технологические условия (напряжение питающей сети, величина тока в месте повреждения, наличие перенапряжений и т.д.). 3. Условия электробезопасности – значения напряжений прикосновения и шага, возникающие при протекании токов в месте повреждения. 4. Сложность построения и обеспечения селективности защит, выявляющих место повреждения (поврежденный участок сети). 5. Экономические факторы (инвестиционные затраты, эксплуатационные расходы, в том числе необходимость в квалифицированном персонале). 6. Национальная и историческая специфика построения и эксплуатации электрических сетей. При выборе способа заземления нейтрали электрической сети существует противоречие между двумя важными задачами технического характера: А. Снижение уровня перенапряжений. Значительные перенапряжения вызывают диэлектрический пробой электроизоляционных материалов между фазой и землёй, в результате чего возникают короткие замыкания. Перенапряжения возникают по разным причинам: 1. Грозовые перенапряжения, которым подвержены все воздушные сети вплоть до распределительного пункта потребителей. 2. Внутренние перенапряжения в сетях, вызванные операциями с коммутационными аппаратами и какими-либо критическими состояниями (например, резонанс). 3. Перенапряжения, возникшие в результате горения заземляющей дуги между фазой и землёй. Б. Снижение тока замыкания на землю IЗ (рис. 8.2, б). Слишком большой ток повреждения вызывает ряд последствий: 1. Термические повреждения, вызываемые дугой в точке замыкания, в частности, разрушение изоляции кабелей и воздушных линий, плавление магнитопроводов трансформаторов, вращающихся машин. 2. Опасность для людей в связи с растеканием тока замыкания по земле и оборудованию. 3. Индукция перенапряжений в соседние линии электропередачи и телекоммуникационные цепи (наведенное напряжение). 180 К сожалению, оптимизация одного из этих показателей автоматически приводит к ухудшению другого. Сравнение двух типичных способов заземления нейтрали показывает этот контраст: 1. В случае с изолированной нейтралью имеют место малые токи, протекающие через место повреждения, но возникают значительные перенапряжения. 2. В случае с глухо заземленной нейтралью перенапряжения сокращаются до минимума, но возникает большие токи в месте повреждения. Рассмотрим последовательно разные способы заземления нейтрали и их характерные режимы работы. 8.3. Электрическая сеть с изолированной нейтралью В электрической сети с изолированной нейтралью нет никакого специального электрического соединения между нейтралью и землей (рис. 8.3, а). В этих сетях ток, протекающий через место повреждения между фазой и землей IЗ, определяется емкостями (СА, СВ, СС) и активными (RА, RВ, RС) сопротивлениями фаз относительно земли. Емкостные сопротивления во много раз меньше активных сопротивлений (ХС/r = 0,02–0,05) и определяют емкостный характер тока IЗ. Иногда с целью упрощения анализа протекающих процессов активной составляющей тока замыкания пренебрегают. В нормальном режиме работы (рис. 8.3, б) под действием напряжений источника питания сети проходят емкостные токи IАЕ = jωCАUА; IВЕ = jωCВUВ; IСЕ = jωССUС, опережающие соответствующие напряжения на угол π/2 и в сумме дающие IАЕ + IВЕ + IСЕ = 0. Напряжения фаз относительно земли в симметричной электрической сети равны фазным напряжениям источника питания UАt = UА, UВt = UВ, UСt = UС (см. рис. 8.2,а), а напряжение нейтрали относительно земли – UN = 0. UС С UВ UА N UA В А IА IВ IВЕ IC IАЕ UN CА RА CВ RВ CC RC . . . UС UВ IСЕ t б) а) Рис. 8.3. Нормальный режим работы сети с изолированной нейтралью 181 При однофазном замыкании на землю, например, фазы А (рис. 8.4) напряжение на поврежденной фазе относительно земли становится равным нулю UАt = 0, напряжения здоровых фаз относительно земли UВt и UСt возрастают в √3 раза, достигая линейных значений, а напряжение нейтрали увеличивается до фазного значения UN = UА [Петров, РН]. Ток IАЕ, протекающий через емкость фазы А, уменьшается до нуля, а токи IВЕ и IСЕ, протекающие через емкости здоровых фаз, возрастают в √3 раза и протекают через место замыкания на землю. При этом емкостные токи, обусловленные емкостными сопротивлениями фаз сети относительно земли, формируют ток однофазного замыкания на землю (ОЗЗ) IЗ = IОЗЗ = IВЕ + IСЕ = jωCΣUА, (8.1) где CΣ = СА + СВ + СС – суммарная емкость фаз сети относительно земли. UС IВ UВ IRЕ UА t t IЗ IА IВ CА RА CВ IC RВ CC IОЗЗ RC IС U Аt = 0 IА = 0 N UСt а) -IОЗЗ IЕ UA = UN N UN IЗ = IОЗЗ UС UВ UВt б) Рис. 8.4. Режим однофазного замыкания на землю электрической сети с изолированной нейтралью Величина тока ОЗЗ IОЗЗ измеряется единицами, десятками и довольно редко сотнями ампер. Так, один километр кабельной линии напряжением 10 кВ и сечением 95–120 мм2 дает удельный ток примерно 1–2 А/км в зависимости от вида изоляции кабеля (бумажная изоляция или сшитый полиэтилен). В реальной сети ток ОЗЗ IОЗЗ состоит из двух составляющих (рис. 8.4, б) емкостной IЕ и активной IRЕ, между которыми имеется уже названное соотношение IRЕ / IЕ = 0,02–0,05. Таким образом, нет необходимости в немедленном устранении этого повреждения и это обстоятельство составляет основное преимущество для электрической сети с изолированной нейтралью – сохранение и обеспечение бесперебойной работы сети и, следовательно, электроснабжения потребителей. О терминологии. Поскольку при повреждении изоляции между одной фазой и землей не возникает ток короткого замыкания, то его принято называть током однофазного замыкания на землю (ОЗЗ). Этот же термин 182 применяется в аналогичных случаях и для электрических сетей с резистивным заземлением нейтрали или с компенсированной нейтралью. При проектировании и эксплуатации систем электроснабжения предварительную оценку значения емкостного тока проводят с использованием следующей формулы n IОЗЗ =  I УДi  L КЛi , , (8.2) i=1 где LКЛi – длина i-ой кабельной линии; IУДi – удельный емкостный ток, А/км. В разделе 18 приведены удельные емкостные токи для некоторых типов кабелей. Недостатки данного метода заземления нейтрали. 1. В случае заземления одной фазы на других фазах напряжения относительно земли возрастают до линейного значения, кроме того, существует вероятность развития дуговых перенапряжений при горении заземляющей дуги в месте повреждения, величина которых может достигать 3–3,5 UФ. В результате чего возрастает вероятность возникновения пробоя изоляции здоровых фаз в другом месте сети и возникновения двойного замыкания на землю, которое уже является коротким замыканием, требующим немедленного отключения поврежденного участка сети. В связи с этим, изоляция электрических сетей с изолированной нейтралью выполняется усиленной и становится более дорогостоящей. Например, для электрической сети напряжением 10 кВ изоляция силовых кабелей испытывается выпрямленным напряжением 60 кВ, силовых трансформаторов – напряжением промышленной частоты 30–35 кВ, электродвигателей – напряжением промышленной частоты 16 кВ. 2. Необходимо осуществлять постоянный контроль за состоянием изоляции электрической сети и должен выдаваться сигнал о наличии повреждения. 3. Сложность построения селективной защиты (сигнализации) для поиска повреждённого участка сети (поврежденной линии). Это, в свою очередь, требует повышенного уровня квалификации персонала для обслуживания и эксплуатации этой защиты. 4. Риск возникновения феррорезонансных перенапряжений. Применение. Данный способ заземления нейтрали часто используется в промышленных, коммунальных городских и сельских электрических сетях напряжением 3–6–10–35 кВ, для которых требуется обеспечить бесперебойную работу. Такой режим работы нейтрали кроме России применяется также в Испании, Италии, Японии и ряде других стран. 183 8.4. Электрическая сеть с резистивным заземлением нейтрали Для снижения уровней перенапряжений, простого и надежного построения селективных защит от однофазных замыканий на землю применяется резистивное заземление нейтрали, когда между нейтралью электрической сети и землей включается высокоомное активное сопротивление R (рис. 8.5). При однофазном замыкании на землю ток ОЗЗ IЗ будет складываться из двух токов – тока однофазного замыкания на землю IОЗЗ, обусловленного емкостными и активными сопротивлениями фаз относительно земли, и тока IR, протекающего по резистору R. Величина высокоомного резистора выбирается из условия, чтобы соблюдалось соотношение IR / IОЗЗ = 0,7–2,0. В этом случае получаются следующие преимущества: 1. Перенапряжения при возникновении однофазного замыкания на землю снижаются до уровня 2,2–2,4 UФ, что позволяет существенно снизить требования к уровню изоляции электрических сетей и оборудования между фазой и землей. 2. Применяется простая организация селективной защиты от однофазных замыканий на землю. UС IЗ UВ IR UА N IА IВ CА RА CВ IC UN IЗ R t IR RВ CC RC IRЕ IОЗЗ t IЕ IОЗЗ UA = UN а) б) Рис. 8.5. Электрическая сеть с резистивным заземлением нейтрали 3. Через место однофазного замыкания протекают токи, возросшие на 120–220 % тока однофазного замыкания на землю IОЗЗ. Как правило, указанный режим применяется в электрических сетях с относительно небольшими токами ОЗЗ – единицы, десятки ампер. Работа электрической сети с резистивным заземлением нейтрали может быть организована по двум вариантам: 1. Селективная защита определяет участок сети (линию) с однофазным замыканием на землю и отключает его – это наиболее удобный и часто ис- 184 пользуемый метод эксплуатации электрических сетей за рубежом. В этом случае потребитель, питаемый по поврежденной линии, теряет электроснабжение. В то же время, при наличии резервных линий можно восстановить электроснабжение. 2. Селективная защита определяет участок сети (линию) с однофазным замыканием на землю, но не отключает его для сохранения электроснабжения потребителя. Поврежденная линия выводится из работы только после обеспечения резервного питания потребителя. Резистивное заземление нейтрали применяются в электрических сетях напряжением 3–6–10–35 кВ. 8.5. Электрическая сеть с компенсированной нейтралью В электрической сети с изолированной нейтралью, не имеющей железобетонных и металлических опор, должна применяться компенсация емкостного тока однофазного замыкания на землю, если его значение превышает [ПУЭ, п. 1.2.16]: – 30 А при напряжении 3–кВ; – 20 А при напряжении 10 кВ; – 15 А при напряжении 15–20 кВ; – 10 А при напряжении 35 кВ. Если в электрической сети имеются железобетонные и металлические опоры, то для указанных классов напряжения компенсация должна применяться при емкостных токах более 10 А. Для компенсации емкостного тока ОЗЗ между нейтралью электрической сети и землей включают регулируемую индуктивность LN (рис. 8.6,а), которую называют дугогасящим реактором (ДР), а электрическую сеть – с компенсированной нейтралью или с компенсацией емкостных токов. Дугогасящий реактор в ранней литературе ещё называли катушкой Петерсена. Для обеспечения оптимальных условий работы электрической сети индуктивное сопротивление ДР должно быть равно емкостному сопротивления изоляции фаз сети относительно земли – в этом случае будет иметь место резонанс токов. При возникновении ОЗЗ между нейтралью и землей появляется напряжение, равное фазному напряжению поврежденной фазы UN = UА (см. п. 8.3 и рис. 8.4), а через дугогасящий реактор потечет ток ILN, состоящий из индуктивной IL и активной IRL составляющих (рис. 8.6, б). Через место повреждения будут протекать ток замыкания IЗ, складывающийся из тока ОЗЗ IОЗЗ и тока ДР ILN, причем индуктивная IL составляющая тока ДР будет компенсировать емкостную составляющую IЕ тока ОЗЗ и при резонансной настройке ДР с емкостью сети реактивная составляющая в токе замыкания IЗ будет равна нулю. Активные составляющие IRL и IRС, совпадающие по фазе, обусловят остаточный ток IЗ, который по вели185 чине будет в 10–20 раз меньше тока ОЗЗ IОЗЗ. Например, при токе ОЗЗ IОЗЗ = 100 А в сети с изолированной нейтралью при введении компенсации емкостного тока ток IЗ в месте повреждения снизится до величины 5–10 А. В реальной сети к этому току могут добавляться токи высших гармоник в зависимости от состава потребителей, подключенных к сети. UС UВ UА N IА IВ CА RА CВ IC UN IЗ LN t ILN RВ CC IОЗЗ а) IЗ IОЗЗ ILN IRЕ IЕ t UA = UN IRL IL б) Рис. 8.6. Электрическая сеть с компенсированной нейтралью Снижение тока в месте ОЗЗ и возможность работы сети с таким видом повреждения без перерыва электроснабжения являются основными достоинствами электрической сети с компенсированной нейтралью. Дополнительные преимущества метода: 1. Данный режим нейтрали электрической сети, уменьшая ток в месте повреждения и его термическое действие на изоляцию здоровых фаз, как правило, проводит к гашению заземляющих дуг, из-за чего реактор назвали дугогасящим. 2. В месте повреждения снижаются напряжения прикосновения и шага. 3. При резонансной настройке снижаются перенапряжения до величины 2,2–2,4 UФ, благодаря чему уменьшается вероятность пробоя изоляции здоровых фаз и возникновения двойных замыканий на землю. Улучшаются условия эксплуатации для изоляции электроприемников, особенно для высоковольтных электродвигателей. Недостатки метода: 1. В электрической сети с компенсированной нейтралью усложняется организация селективной защиты от ОЗЗ. Требуются специальные способы её организации. 186 2. Появление в сети дополнительного элемента в электрической сети – дугогасящего реактора с соответствующей автоматикой – требует дополнительных капитальных вложений. 3. Повышаются требования к персоналу, осуществляющего эксплуатацию оборудования. Данный способ заземления нейтрали применяется в распределительных сетях напряжением 3–6–10–35 кВ с высокими значениями емкостного тока. 8.6. Электрическая сеть с глухо заземлённой нейтралью Для электроснабжения средних и крупных промышленных предприятий (металлургические, химические и другие производства) широко применяются сети напряжением 110–330 кВ. Указанные электрические сети выполняют с глухим или эффективным заземлением нейтрали. Электрическая сеть с глухо заземлённой нейтралью имеет металлическое UВ соединение нейтрали непосредственно с землей (рис. 8.7). При повреждении UА фазной изоляции напряжение источника N питания поврежденной фазы UА замыкается на очень малое сопротивление I З 1 (единицы Ом), состоящее из сопротивIК  t ления заземляющего устройства подстанции, где установлен трансформатор, и сопротивления растекания току в земРис. 8.7. Электрическая сеть (1) с глухо заземленной нейтралью ле. Ток повреждения I З = I К между фазой и землей имеет большое значение, измеряемое единицами и десятками килоампер. Отключение производится при первом повреждении изоляции. О терминологии. Повреждение изоляции в сети с глухо заземленной нейтралью между фазой и землёй принято называть однофазным коротким замыканием на землю (ОКЗЗ) в отличие от однофазного замыкания на землю (ОЗЗ) в электрических сетях с изолированной нейтралью или нейтралью, заземленной через высокоомный резистор или дугогасящий реактор. Преимущества метода: 1. Перенапряжения снижаются до величины линейных напряжений сети. Глухое заземление нейтрали позволяет существенно снизить требования к изоляции электрических сетей, так как напряжения на здоровых фазах при ОКЗЗ практически не увеличивается. Возможность такого снижения имеет серьезное экономическое значение для указанных сетей 220 кВ и выше, так как стоимость оборудования быстро возрастает с повышением 187 уровня изоляции. Именно поэтому электрические сети таких классов напряжений работают с глухим заземлением нейтрали. Данный режим нейтрали позволяет использовать оборудование с уровнем изоляции, рассчитанным на фазное напряжение сети. 2. Простота построения селективных защит от однофазных коротких замыканий фазы на землю – используются обычные токовые защиты. Недостатки метода: 1. Использование данной схемы влечет за собой все недостатки и опасности, связанные с большим током ОКЗЗ: возникают максимальные повреждения оборудования сети и помехи. При глухом заземлении нейтрали замыкание фазы на землю является однофазным КЗ. Тяжелыми аварийными режимами являются также двух- и трехфазные КЗ на землю. Однако при однофазных КЗ токи часто превышают значений токов, возникающих при других видах КЗ в той же точке сети. Поэтому наиболее тяжелыми режимами для рассматриваемых сетей являются однофазные КЗ на землю. 2. Не обеспечивается бесперебойная работа поврежденного участка сети и теряется электроснабжение потребителя. 3. Вследствие протекания значительных токов ОКЗЗ в земле и по оборудованию возникают высокие напряжения прикосновения и шага – создается большая опасность для персонала во время возникновения повреждения. Применение. Данный способ заземления нейтрали применяется в электрических сетях напряжением 380 и 660 В (за исключением электрических сетей горнодобывающих предприятий) и напряжением 220 кВ и выше. 8.7. Электрическая сеть с эффективно заземленной нейтралью Данный режим нейтрали является разновидностью глухо заземленного режима нейтрали и применяется только в электрических сетях напряжением 110 кВ [ПУЭ, п. 1.2.16]. В этих сетях установлено относительно большее количество силовых трансформаторов, чем в сетях напряжением 220 кВ и выше, и сопротивление нулевой последовательности близко к нулю (см. раздел 3.1). Поэтому ток ОКЗЗ может в 1,5 раза превышать ток трехфазного КЗ. Для ограничения тока ОКЗЗ до значений тока трехфазного КЗ у части трансформаторов электрической сети нейтраль разземляют, что ведет к увеличению сопротивления нулевой последовательности электрической сети. Такую электрическую сеть называют сетью с эффективно заземленной нейтралью. Режимы работы нейтрали силовых трансформаторов, подключенных к сетям 110 кВ, определяются из условия снижения токов указанных видов несимметричных КЗ до величин, меньших токов трехфазных КЗ, и задаются энергосистемой. 188 Следует отметить, что нейтрали силовых трансформаторов напряжением 110 кВ, как правило, имеют неполную изоляцию. Для защиты изоляции нейтрали трансформатора между нейтралью и землей включают ограничитель перенапряжений нелинейный (ОПН) и параллельно ему заземляющий однофазный нож (ЗОН) для возможности работы трансформатора с заземленной или разземленной нейтралью. Номинальное напряжение указанных ограничителей перенапряжений выбирается примерно равным фазному напряжению сети – 56 кВ. Все остальные преимущества и недостатки, рассмотренные для электрических сетей с глухо заземленной нейтралью, остаются без изменения и для электрической сети с эффективно заземленной нейтралью. 8.8. Заключение Вопрос о выборе способа заземления нейтрали в электрических сетях разных классов напряжения долгое время был предметом серьезных споров в связи с невозможностью найти компромиссное решение. Накопленный сегодня опыт позволяет делать надлежащий выбор в соответствии с ограничениями, действующими для каждого типа сети. В табл. 8.1 приведено сравнение характеристик режимов работы электрических сетей с разными режимами нейтрали. 189 Таблица 8.1 Сводная таблица характеристик режимов работы электрических сетей с разными режимами нейтрали Виды заземления нейтрали электрической сети РезиЭффекКомпенГлухо Изолистивное тивно Характеристики сированзаземрованная заземлезаземная ленная нейтраль ние ленная нейтраль нейтраль нейтрали нейтраль Ограничение (подавле– +– + ++ ++ ние) переходных перенапряжений Ограничение тока по+ ++ + –– +– вреждения Бесперебойность рабо+ + – – – ты – сохранение электроснабжения потребителя по поврежденному участку сети при его первом повреждении Простота организации – –– + + + селективной защиты от однофазных замыканий на землю Напряжение электри0,38– 0,38– ческой сети, в которой 0,66, 0,66*, 6–10–35 6–10–35 110 применяется режим 220 и 6–10–35 нейтрали, кВ выше Условные обозначения: + хороший; – посредственный * – Электрические сети с изолированной нейтралью напряжением 660 В применяются на горнодобывающих предприятиях. 190 9. ЗАЗЕМЛЯЮЩЕЕ УСТРОЙСТВО 9.1. Общие положения При обслуживании электроустановки опасность представляют не только неизолированные токоведущие части, находящиеся под напряжением, но и те конструктивные части электрооборудования, которые нормально не находятся под напряжением, но могут оказаться под напряжением при повреждении изоляции (корпуса электродвигателей, пускателей, баки трансформаторов, кожухи шинопроводов, металлические каркасы щитов и т. п.). Для защиты людей от поражения электрическим током при повреждении изоляции применяется одна из следующих защитных мер: заземление, зануление, защитное отключение, разделительный трансформатор, двойная изоляция, малое напряжение, выравнивание потенциалов [ПУЭ]. Защитное заземление – это преднамеренное электрическое соединение какой-либо части электроустановки с заземляющим устройством для обеспечения электробезопасности. Заземляющим устройством называется совокупность заземлителя и заземляющих проводников. Заземлителем называется металлический проводник или группа проводников, находящихся в непосредственном соприкосновении с землей. Заземляющими проводниками называются металлические проводники, соединяющие заземляемые части электроустановок с заземлителем. Если через заземлитель пропустить ток, то на самом заземлителе и в точках земли, расположенных в непосредственной близости от него, возникнут потенциалы, измеряемые относительно бесконечно удаленной точки, график распределения которых, показан на рис. 9.1. Из графика видно, что с удалением от места расположения заземлителя потенциал уменьшается, так как поперечное сечение земли, через которое проходит ток, увеличивается в большей степени. В удаленных точках потенциалы близки к нулю. Таким образом, в качестве точек нулевого потенциала могут служить точки, достаточно удаленные от заземлителя, потенциалы которых практически равны нулю. Обычно достаточно расстояние в несколько десятков метров – в практике принято двадцать метров и более. Крутизна кривой распределения потенциалов зависит от проводимости грунта: чем меньше проводимость грунта, тем более пологую форму имеет кривая, тем дальше расположены точки нулевого потенциала. Сопротивление, которое оказывает току грунт, называется сопротивлением растеканию. В практике сопротивление растеканию относят не к грунту, а к заземляющему устройству и применяют сокращенный термин «сопротивление заземляющего устройства» RЗУ. Это сопротивление опре- 191 деляется отношением напряжения на заземлителе UЗ относительно точки нулевого потенциала к току IЗ, проходящему через заземлитель RЗУ = UЗ / IЗ. (9.1) Рис. 9.1. Распределение потенциалов при растекании тока в земле с одиночного вертикального заземлителя На рис. 9.2 показано заземление нескольких электродвигателей с помощью одиночного заземлителя 1 (трубы, уголка, стержня, заглубленного в землю). В нормальном режиме, когда изоляция электродвигателей не нарушена, на корпусах электродвигателей никакого потенциала нет, прикосновение к ним безопасно. При повреждении изоляции в любом электродвигателе и стекании на землю тока IЗ через заземляющее устройство потенциал на поверхности грунта распределяется по кривой 3. На заземляющем устройстве возникает напряжение, В: UЗ = IЗ · RЗУ, (9.2) где IЗ – ток замыкания на землю, A; RЗУ – сопротивление заземлителя, Ом. Пренебрегая падением напряжения в заземляющей полосе 2, можно считать, что все заземленные корпуса окажутся под напряжением UЗ. Прикасаясь к корпусу электродвигателя, человек попадает под разность напряжения на заземлителе UЗ и потенциала земли φi в точке нахождения человека – это напряжение называют напряжением прикосновения UПР1 = UЗ – φ1; UПР2 = UЗ – φ2; UПР3 = UЗ, (9.3) где φ1, φ2 – потенциалы точек грунта, на которых стоит человек. 192 Рис. 9.2. Распределение потенциала на поверхности земли в поле одиночного заземлителя Чем дальше находится человек от заземлителя, тем меньше напряжение прикосновения UПР. Напряжение шага UШ – это напряжение между двумя точками земли при одновременном касании их ногами человека (рис. 9.1). Оно равно разности потенциалов UШ.1-2 = φ1 – φ2. (9.4) Чем ближе человек находится к заземляющему устройству, тем больше напряжение шага. При удалении человека от заземлителя на расстояние двадцать метров и более напряжение шага практически становится равным нулю. 9.2. Параметры заземляющих устройств Заземляющие устройства являются необходимой частью многих электроустановок. По своему назначению различают следующие виды заземлений: – рабочее заземление какой-либо находящейся под напряжением точки электроустановки для обеспечения надлежащей работы установки в рабочих и аварийных условиях; – защитное заземление металлических корпусов и других металлических частей электроустановки, нормально не находящихся под напряжением, необходимое для защиты людей при случайном попадании этих частей под напряжение вследствие нарушения изоляции; – молниезащитное заземление молниеотводов, разрядников и ограничителей напряжений. Как было отмечено выше, заземляющее устройство состоит из заземлителя и заземляющих проводников. В качестве заземлителей могут быть ис- 193 пользованы подземные металлические части и арматура железобетонных фундаментов зданий и сооружений, обсадные трубы, проложенные в земле стальные трубопроводы негорючих и невзрывчатых жидкостей и газов, свинцовые оболочки проложенных в земле кабелей и другие подобные элементы, имеющие хороший и устойчивый контакт с почвой; такие заземлители называются естественными. Когда естественные заземлители не могут обеспечить требуемых показателей заземляющего устройства, то в дополнение к ним устраивают искусственные заземлители. Наиболее рациональными в электроустановках оказались два вида таких заземлителей: вертикальные стержневые и горизонтальные углубленные. Вертикальные заземлители (рис. 9.3) состоят из одного или нескольких соединенных между собой электродов длиной 2,5–6 м, обычно представляющих собой отрезки стальных прутков диаметром 10–16 мм или угловой стали с толщиной стенки не менее 4 мм. Сопротивление одного вертикального электрода относительно земли в случае заглубления верхнего конца электрода на глубину 0,5–0,7 м от поверхности земли ρ  К СЕЗ  2L В 1 4h + L В  R Э.В =   ln + ln (9.5) , 2π  L В  ηВ  d 2 4h - L В  где ρ – удельное сопротивление грунта, Ом·м (табл. П1.4 [Без-ть-1996]); КСЕЗ – коэффициент, учитывающий сезонное изменение сопротивления земли; LВ – длина электрода, м; ηВ – коэффициент использования вертикальных электродов (уменьшение сопротивления электродов из-за взаимного экранирования); d –диаметр электрода, м, если электрод изготовлен из угловой стали, то эквивалентный диаметр d = 0,95·b, где b – ширина сторон уголка; h – расстояние от поверхности земли до середины электрода, м. Рис. 9.3. Заземлитель с вертикальными электродами: 1 – заземляющий проводник; 2 – вертикальный электрод; 3 – соединительный проводник 194 Удельное сопротивление грунта определяется путем измерения и находится обычно в пределах 1–200 Ом·м (меньшие значения для глинистых почв, большие – для гравия и других каменистых грунтов). При нескольких электродах шаг между ними во избежание взаимного экранирования принимается равным не менее длины электрода LВ; при увеличении шага до значений более 3LВ дальнейшее уменьшение взаимного экранирующего эффекта становится малозаметным. Электроды соединяются между собой горизонтальной полосой, прокладываемой по дну траншеи (рис. 9.3) и соединяемой с электродами путем сварки. Сопротивление совокупности n одинаковых электродов относительно земли R Э.В R Э.Σ = , (9.6) n  ηВ где ηВ – коэффициент использования заземлителя, зависящий от конструкции электродов, от шага между ними, от их числа и от порядка расположения. Обычно ηВ = 0,2–0,9; подробные справочные таблицы для его определения приведены в табл. П1.7 [Без-ть-1996]. Для выравнивания потенциала по всей территории заземляемой электроустановки (например, открытого распределительного устройства подстанции) заземляющие электроды располагаются по закрытому контуру, охватывающему всю территорию заземляемой установки. Внутри контура при этом могут применяться дополнительные горизонтальные электроды, образующие обычно сетку с ячейками 6х6 м. У выходов с территории, охваченной контуром, предусматриваются дополнительные горизонтальные электроды за пределами контура с увеличенной глубиной заложения (рис. 9.4). Рис. 9.4. Контурный заземлитель: 1 – заземляющий контур с вертикальными электродами; 2 – горизонтальные электроды для выравнивания потенциала внутри контура; 3 – горизонтальные электроды для выравнивания потенциала у выхода 195 Горизонтальные углубленные заземлители (электроды) укладываются в виде замкнутого контура из полосовой или круглой стали на дно котлована по периметру фундамента здания или сооружения. Основными преимуществами такого заземлителя являются малая стоимость, удобство монтажа и эксплуатационная надежность. Сопротивление горизонтального электрода относительно земли определяется формулой ρ  К СЕЗ 2  L2Г R Э.Г =  ln , (9.7) 2π  LГ  ηГ bt где LГ – длина горизонтального электрода, м; ηГ – коэффициент использования соединительной полосы определен по табл. П1.8 [Без-ть-1996]; b – ширина полосы (или двойной диаметр круглой стали), м; t – глубина от поверхности земли, м. Полное сопротивление растеканию заземлителя, выполненного из вертикальных и горизонтальных электродов R  R Э.Г R ЗУ = Э.В . (9.8) R Э.В + R Э.Г При проектировании заземляющих устройств исходят из нормативного значения максимально допускаемого сопротивления этих устройств, заданного в нормативных документах [ПУЭ] или вычисляемого по формуле U ДОП R ЗУ.ДОП = , (9.9) IЗ.З.РАСЧ где RЗУ.ДОП – максимально допускаемое сопротивление заземляющего устройства, Ом; UДОП – максимально допускаемое напряжение на заземлителе, В; IЗ.З.РАСЧ – расчетный ток замыкания на землю, определяемый по указаниям, приведенным в нормативных документах. Заземления установок ВН и НН, а также молниезащитные заземления во многих случаях, оговоренных в нормативных документах, допускается совмещать. Сопротивление заземления в таком случае должно соответствовать требованиям каждой отдельной заземляемой установки. 9.3. Основные требования ПУЭ к заземляющим устройствам Рассмотрим согласно ПУЭ требования к заземляющим устройствам, используемым в электрических сетях с различными классами напряжений и разными видами заземления нейтрали. 1. Для электроустановок напряжением до 1000 В в сети с глухо заземленной нейтралью [ПУЭ, п. 1.7.101] сопротивление заземляющего устройства не должно превышать 2, 4 и 8 Ом при линейных напряжениях соответственно 660, 380 и 220 В трехфазной сети или 360, 220 и 127 В для электроустановок однофазного тока. Это сопротивление должно быть 196 обеспечено с учетом естественных заземлений, в том числе и повторных заземлений нулевого провода. Общее сопротивление растеканию заземлителей (в том числе естественных) всех повторных заземлений нулевого рабочего провода каждой воздушной линии в любое время года для указанных напряжений должно быть не более 5, 10 и 20 Ом. При этом сопротивление каждого из повторных заземлителей должно быть соответственно не более 15, 30 и 60 Ом. При удельном сопротивлении земли ρ более 100 Ом∙м допускается увеличивать указанные нормы в ρ/100 раз, но не более чем в 10 раз. 2. Для электроустановок напряжением до 1000 В в сети с изолированной нейтралью [ПУЭ, п. 1.7.104] сопротивление заземляющего устройства не должно превышать 4 Ом. 3. В электроустановках напряжением выше 1 кВ сети с изолированной нейтралью [ПУЭ, п. 1.7.96] сопротивление заземляющего устройства при прохождении расчетного тока замыкания на землю в любое время года с учетом сопротивления естественных заземлителей должно быть 250 R ЗУ  , (9.10) I З.З.РАСЧ но не более 10 Ом, где IЗ.З.РАСЧ – расчетный ток замыкания на землю, А. В качестве расчетного тока принимается: – в сетях без компенсации емкостных токов – ток однофазного замыкания на землю; – в сетях с компенсацией емкостных токов:  для заземляющих устройств, к которым присоединены компенсирующие (дугогасящие) аппараты, – ток, равный 125% номинального тока наиболее мощного из этих аппаратов;  для заземляющих устройств, к которым не присоединены компенсирующие аппараты, – ток замыкания на землю, проходящий в данной сети при отключении наиболее мощного из компенсирующих аппаратов. Расчетный ток замыкания на землю должен быть определен для той из возможных в эксплуатации схем сети, при которой этот ток имеет наибольшее значение. 4. При использовании заземляющего устройства одновременно для электроустановок напряжением до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью и напряжением выше 1 кВ с изолированной нейтралью сопротивление заземляющего устройства должно быть не более наименьшего для указанных электроустановок. 5. Заземляющие устройства электроустановок напряжением выше 1 кВ в сетях с эффективно заземленной нейтралью выполняют либо с учетом требований к их сопротивлению, либо к напряжению прикосновения [ПУЭ, п. 1.7.88]. 197 5.1. Заземляющее устройство, выполняемое с соблюдением требований к его сопротивлению, должно иметь в любое время года сопротивление не более 0,5 Ома [ПУЭ, п. 1.7.90]. 5.2. Заземляющее устройство, выполняемое с соблюдением требований к напряжению прикосновения [ПУЭ, п. 1.7.91], должно обеспечивать в любое время года при стенании с. него тока замыкания на землю значения напряжений прикосновения, не превышающие нормированные [ГОСТ 12.1.038-82(2001) Электробезопасность. Предельно допустимые значения напряжений прикосновения и токов]. Нормированные значения напряжений прикосновения зависят от длительности их воздействия и приведены в табл. 9.1. Таблица 9.1 Продолжительность воздействия напряжения t, с 0.1 0,2 0,5 0,7 1.0 3,0 Предельно допустимое значение Напряжения прикосновения U, В 500 400 200 130 100 65 В качестве расчетного времени воздействия следует принимать сумму времени срабатывания защиты и отключения трансформатора для рабочих мест, у которых при производстве оперативных переключений возможны короткие замыкания (например, выключатели нагрузки, разъединители с ручным управлением), следует принимать время действия резервной защиты, а для остальной схемы электроснабжения – основной защиты.5.3. Заземляющее устройство сети напряжением выше 1 кВ с изолированной нейтралью, объединенное с заземляющим устройством сети напряжением выше 1 кВ с эффективно заземленной нейтралью в одно общее заземляющее устройство, должно удовлетворять также общим требованиям [ПУЭ]. 6. Для подстанций напряжением 6–10/0,4 кВ должно быть выполнено одно общее заземляющее устройство, к которому должны быть присоединены:  нейтраль трансформатора на стороне напряжением до 1 кВ;  корпус трансформатора;  металлические оболочки и броня кабелей напряжением до 1 кВ и выше;  открытые проводящие части электроустановок напряжением до 1 кВ и выше;  сторонние проводящие части. 198 Вокруг площади, занимаемой подстанцией, на глубине не менее 0,5 м и на расстоянии не более 1 м от края фундамента здания подстанции или от края фундаментов открыто установленного оборудования должен быть проложен замкнутый горизонтальный заземлитель (контур), присоединенный к заземляющему устройству. 9.4. Конструктивные исполнения заземляющих устройств Естественные заземлители – это различные конструкции и устройства, которые по своим свойствам могут одновременно выполнять функции заземлителей: водопровод, металлические оболочки кабелей, металлические и железобетонные конструкции зданий и сооружений, имеющие надежное соединение с землей. В водопроводной сети, если трубы не изолированы от земли и выполнены из стали или чугуна, происходит растекание тока в землю на большом протяжении. Водопроводные трубы укладываются ниже глубины промерзания (и высыхания), поэтому сопротивление растеканию можно считать постоянным в течение года. Металлические оболочки проложенных в земле кабелей могут обеспечивать достаточно малые значения сопротивления растеканию, и поэтому их использование рекомендуется. Алюминиевые оболочки кабелей, выпускающиеся с защитными покровами для предотвращения коррозии алюминия при соприкосновении с землей, для устройства заземлений применены быть не могут. Стальная броня кабелей как заземлитель в расчет не принимается. Железобетонные фундаменты во влажных грунтах обладают высокой и стабильной в течение года проводимостью и рекомендуются в качестве естественных заземлителей в глинистых, суглинистых, супесчаных и других влажных грунтах. При использовании железобетонных конструкций для возможности их соединений между собой и сетью заземления должны заранее предусматриваться выводы арматуры наружу. Преимуществом рассмотренных естественных заземлителей является малое сопротивление растеканию. Рациональное использование естественных заземлителей упрощает и удешевляет сооружение заземляющих устройств. Сопротивления естественных заземлителей зависят от многих местных факторов, и достоверные данные могут быть получены только на основании замеров. Для устройства заземлений в установках переменного тока следует в первую очередь использовать естественные заземлители. Под искусственными заземлителями понимаются закладываемые в землю металлические электроды, специально предназначенные для устройства заземлений. Во избежание излишних затрат эти заземлители следует применять лишь при отсутствии естественных заземлителей, невозможно- 199 сти их использования или при слишком высоком сопротивлении естественных заземлителей. Наименьшие размеры стальных искусственных заземлителей: диаметр круглого сечения не оцинкованных – 10 мм; то же оцинкованных – 6 мм; прямоугольного и углового сечения с толщиной стенок не менее 4 мм, сечением 48 мм2. Соединение электродов в единую заземляющую систему должно осуществляться, как правило, сваркой. Длина сварного шва должна быть не менее двойной ширины свариваемых полос или шестикратного диаметра электродов из круглой стали. Наиболее радикальным средством защиты заземлителей от коррозии является оцинковка электродов, а в отдельных случаях – электрохимическая защита. Окраска и покрытие элементов заземлителя лаком или битумом в целях защиты от коррозии снижает растекание тока и поэтому категорически запрещается. Заземлители должны быть связаны с магистралями заземления электроустановки не менее чем двумя проводниками, присоединенными к заземлителю в разных местах. В зависимости от места размещения заземлителя относительно заземляющего оборудования различают два типа заземляющих устройств: выносное и контурное. Необходимость в выносном заземлителе возникает, если электрооборудование расположено в многоэтажном здании (два и более этажей). При выносном заземляющем устройстве (рис. 9.5) заземлитель 1 вынесен за пределы площадки, на которой размещено заземляемое оборудование 2 или сосредоточен на некоторой части этой площадки. Рис. 9.5. Схема выносного заземляющего устройства. Для отдельно стоящих подстанций напряжением 6, 10 и 0,38 кВ с площадью занимаемого оборудования порядка (6–9)х(12–18) м заземляющее устройство выполняют в виде контура из стальной полосы 1 сечением 40х4 мм, проложенной на глубине 0,5–0,7 м от поверхности земли на рас- 200 стоянии 0,8–1,5 м. от фундаментов вокруг подстанции и стержней 2 длиной 5 м, диаметром 12 мм на расстоянии 4–6 м друг от друга (рис.9.6). Рис.9.6. Пример контурного заземляющего устройства На рис.9.7 показаны примеры исполнения заземляющих устройств воздушных линий напряжением 0,38–6–10 кВ, на котором обозначено: 1 – опора деревянная; 2 – опора железобетонная; 3 – приставка; 4 – фундамент; 5 – спуск; 6 – выпуск; 7 и 8 – вертикальный и горизонтальный электроды. Рис. 9.7. Примеры исполнения заземляющих устройств ВЛ 201 9.5. Расчет заземляющего устройства отдельно стоящей трансформаторной подстанции напряжением 10/0,4 кВ Исходные данные. Понизительная подстанция имеет два трансформатора 10/0.4 кВ с изолированной нейтралью в сети напряжением 10 кВ и глухо заземленной в сети напряжением 380 В. Подстанция размещена в отдельно стоящем одноэтажном здании, размеры которого в плане 18х8 м (рис. 9.8). Ток однофазного замыкания на землю составляет IЗ.З.РАСЧ = 14,2 А. Рис. 9.8. План подстанции и заземляющего устройства Заземляющие устройства предполагается выполнить из вертикальных стержневых электродов длиной LВ = 5 м, диаметром d = 0,012 м, верхние концы которых соединены между собой с помощью горизонтального электрода – стальной полосы сечением 4x10 мм, уложенной, в земле на глубине t = 0,8 м. Измеренное удельное сопротивление земли при нормальной влажности ρ = 62 Ом·м (грунт однородный); климатическая зона вторая (табл. П1.1 [Без-ть-1996]). Коэффициент, учитывающий сезонное изменение сопротивления земли, для 2-й климатической зоны при длине вертикального электрода LВ = 5 м равен КСЕЗ = 1,3 (табл. П1.2 [Без-ть-1996]). Естественные сопротивления здания подстанции и кабельных линий в расчете не учитывать. Решение. Поскольку заземляющее устройство является совмещенным для сетей напряжением 10 кВ и 380 В, то его сопротивление RЗУ должно быть не более меньшего из допустимых значений для этих сетей. Сопротивление заземляющего устройства сети напряжением 380 В согласно ПУЭ должно быть не более 4 Ом. Сопротивления заземляющего устройств сети напряжением UС = 10 кВ определяется с учётом тока однофазного замыкания на землю по выражению (9.10) 202 250 250 = 17,6 Ом. (9.11) I З.З.РАСЧ 14, 2 Исходя из совместимости заземляющих устройств электрических сетей с различными режимами нейтрали, принимаем RЗУ.ДОП < 4,0 Ом. Тип заземляющего устройства выбираем контурный, размещенный вокруг здания. Предварительная схема заземляющего устройства показана на рис. 9.8. Вертикальные электроды размещаем на расстоянии а = 5м друг от друга. Сопротивление одного вертикального электрода по выражению (9.5) ρ  К СЕЗ  2L В 1 4t + L В  R Э.В =   ln + ln  2π  L В  d 2 4t - L В  (9.12) 62 1,3  2  5 1 4  3,3+5  = ln + ln = 18,28 Ом.  2  3,14  5  0,012 2 4  3,3-5  Необходимое число вертикальных электродов – из выражения (9.6) R Э.В 18,28 nВ = = = 8,79, (9.13) R Э.Σ  ηВ 4  0,52 где ηВ = 0,52 – коэффициент использования вертикальных электродов (уменьшение сопротивления электродов из-за взаимного экранирования), определен, по табл. П1.7 [Без-ть-1996] для а/LВ = 1 и n = 8 (число электродов примем в меньшую сторону, т.к. ещё есть горизонтальные электроды). Общее сопротивление вертикального заземлителя по выражению (9.6) R 18,28 R Э.Σ = Э.В = = 4,394 Ом. (9.14) n  η 8  0,52 Сопротивление заземляющего горизонтального электрода (полосы) по выражению (9.7) ρ  К СЕЗ 2  L2Г R Э.Г =  lg  2π  L Г  ηГ bt (9.15) 62  3,0 2  602  ln = 18,42 Ом, 2  3,14  60  0,33 0,04  0,8 где КСЕЗ - 3,0 – коэффициент, учитывающий сезонное изменение сопротивления земли, определен по табл. П1.2 [Без-ть-1996] при длине горизонтального электрода LГ = 60 м для 2-й климатической зоны; ηГ = 033 – коэффициент использования соединительной полосы определен по табл. П1.8 [Без-ть-1996] для а/LВ = 1 и nВ = 8; b = 0,04 м – ширина стальной полосы. Теперь находим сопротивление растеканию, принятого нами для группового заземлителя, по выражению (9.8) R ЗУ  = 203 R Э.В  R Э.Г 4,394  18,28 = = 3,542 Ом. (9.16) R Э.В + R Э.Г 4,394 + 18,28 Это сопротивление оказывается меньше, чем требуемое допустимое RЗУ.ДОП = 4 Ом. Поэтому принимаем решение уменьшить в контуре заземлителя число вертикальных электродов на один R Э.В 18,28 R Э.Σ = = = 5,02 Ом. (9.17) nВ  η 7  0,52 Определяем уменьшенное сопротивление заземлителя R  R Э.Г 5,02  18,28 R ЗУ = Э.В = = 3,938 Ом. (9.18) R Э.В + R Э.Г 5,02 + 18,28 Таким образом, окончательно принимаем число вертикальных электродов пВ = 7. Это сопротивление меньше требуемого, но так как разница не велика и она улучшает условия электробезопасности, то этот результат и принимаем. Окончательно: проектируемое заземляющее, устройство представляет контур, состоящий из 7 вертикальных стержневых электродов длиной 5 м, диаметром 12 мм и горизонтального электрода в виде стальной полосы длиной 60 м, сечением 4х40 мм, заглубленных в землю на 0,8 м. R ЗУ = 204 10. ЗАЩИТА ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ 10. Основные определения Под перенапряжением понимают повышение до опасных значений разности потенциалов на изоляции электрооборудования. Перенапряжения можно разделить на внутренние и внешние. Внутренние перенапряжения могут появляться в период переходных процессов, сопровождающихся резким изменением установившегося режима работы электрической сети. Они разделяются на коммутационные и резонансные. Коммутационные перенапряжения зависят от быстродействия коммутационных аппаратов и значения емкости или индуктивности цепи. Резонансные перенапряжения возникают при определенном соотношении между индуктивностями и емкостями. Значение и длительность резонансных перенапряжений характеризуются интенсивностью преобразования электромагнитной энергии индуктивности в электростатическую энергию в емкости. Внутренние перенапряжения возникают в результате коммутаций, как нормальных (включение и отключение ненагруженных линий, отключение ненагруженных трансформаторов и реакторов), так и послеаварийных (дуговые замыкания на землю в системах с изолированной нейтралью, отключения КЗ, АПВ). Эти перенапряжения воздействуют на изоляцию сравнительно кратковременно, но значение их может превышать в несколько раз номинальное напряжение. К внешним перенапряжениям относят атмосферные перенапряжения, которые возникают в результате разрядов молнии в электроустановку или вблизи нее. Волны перенапряжения, возникающие в токоведущих частях при ударах молнии, распространяются со скоростями, сравнимыми со скоростью света, проникая в обмотки трансформаторов, машин, воздействуя на изоляцию линий и аппаратов. Время воздействия атмосферных перенапряжений составляет от единиц до сотен миллионов долей секунды. Значение этих перенапряжений при отсутствии специальных мер защиты может достигать миллионов вольт. Главную опасность в электрических установках напряжением 1–220 кВ представляют возникающие при грозовых разрядах атмосферные перенапряжения. 10.2. Удары молнии Процесс атмосферного перенапряжения можно представить следующим образом. Нижняя часть грозового облака (обычно заряженная отрицательно) и земля образуют своего рода конденсатор с обкладками «облако – 205 земля» (рис. 10.1, а). По мере накопления отрицательных зарядов облака и положительных зарядов земли растет напряженность электрического поля между ними. Когда напряженность в каком-нибудь месте достигает критического значения (25–30 кВ/см), воздух ионизируется, воздух становится электропроводным и начинается развитие разряда с облака на землю [Ларионов-1974]. а) б) в) Рис. 10.1. Схема, поясняющая возникновение разряда молнии В начальной стадии молния представляет собой относительно медленно (со скоростью в среднем 2·105 м/с) развивающийся слабосветящийся канал (лидер), окружённый достаточно обширной зоной ионизации, которая заполняется зарядами того же знака, что и заряд облака (рис. 10.1, б). Распределённый вдоль канала заряд индуктирует на поверхности земли и на расположенных на ней объектах, например, на металлической мачте заряды другого знака. По мере приближения лидера к земле величина индуктированного заряда и напряжённость электрического поля на вершине возвышающегося объекта возрастают и с него начинает развиваться встречный лидер. 206 Когда оба канала встречаются (это происходит вблизи земли), начинается главная стадия разряда. Во время этой стадии происходит нейтрализация зарядов. Процесс этот распространяется от земли к облаку со скоростью порядка 107 м/с и сопровождается сильным свечением канала разряда. По каналу в течение очень короткого времени – до 100 мкс – проходит очень большой ток, разогревающий канал до температуры 20000–35000 0С – рис. 10.1, в. Часто по одному и тому же каналу происходит несколько разрядов молнии – это явление воспринимается нами как мерцание молнии. В большинстве случаев молния состоит из двух-трёх отдельных разрядов. Иногда количество разрядов достигает 20–30 м и может длиться до 1 с. В большинстве случаев длительность молнии не превышает 0,1 с. Амплитуда тока молнии IМ достигает в среднем 25 кА, а в одном случае из ста – 200 кА. Рассмотрим процесс возникновения перенапряжений в линии электропередачи. Перед моментом разряда в проводах линии электропередачи возникает электрический ток, обусловленный притягиванием положительных зарядов с дальних участков линии к месту расположения облака. После разряда молнии электрическое поле исчезает вследствие нейтрализации зарядов облака и земли, накопившиеся в линии заряды, больше не удерживаются электрическим полем и начинают растекаться к обоим концам линии. Так возникают две электромагнитные волны индуктированного перенапряжения, движущиеся по линии в противоположных направлениях со скоростью света. Прямой удар молнии в линию электропередачи при этом не обязателен. Между проводами и землей возникает напряжение, кВ, определяемое по эмпирической формуле U = 100·IМ. Во время грозы на проводах воздушных линий и открытых электроустановок индуцируются электростатические заряды, которые при разрядах молний, происходящих на близком расстоянии от линий, превращаются в распространяющиеся по сети волны перенапряжения. Такие перенапряжения могут стать причиной пробоя изоляции силовых трансформаторов, электрических машин и другого электрооборудования, присоединенных к воздушным сетям. Если эти перенапряжения превышают электрическую прочность изоляции в какой-либо точке линии или на подстанции, то происходит перекрытие изоляции, ее пробой и короткое замыкание. Прямое попадание молнии в проводники или электрооборудование установок электроснабжения приводит к их электродинамическому разрушению и расплавлению. Во избежание такой опасности установки электроснабжения в предписанных ПУЭ случаях снабжают молниеотводами, причем в случае концентрированных объектов (подстанций, РУ и т.п.) применяют стержневые, а в случае протяженных объектов (к ним прежде всего, относятся воздушные линии ВН) – тросовые молниеотводы. У зда- 207 ний молниеотводом может служить заземленная арматура железобетонных конструкций кровли, металлическое покрытие кровли и т.п. Так, здания закрытых подстанций и РУ обычно защищают от прямых ударов молнии в случаях, когда длительность грозовой деятельности превышает 20 ч в год, путем заземления кровли. Если конструкция кровли не позволяет применять такого заземления, то на крыше здания устанавливают стержневые молниеотводы. В городских условиях удар молнии наиболее вероятен в трубы промышленных предприятий, линии электропередач, телевизионные вышки или отдельно стоящие высокие здания (особенно с установленными антенно-мачтовыми сооружениями базовых станций сотовой связи). Основные пути заноса перенапряжений для объектов различного типа показаны на рис. 10.2. Рис. 10.2. Основные пути заноса перенапряжений для объектов различного типа 208 Интенсивность грозовой деятельности в данной местности принято характеризовать общей продолжительностью гроз в часах. Челябинская область находится в зоне со среднегодовой продолжительностью гроз от 40 до 60 часов в год, а некоторые горные районы в западной части области – до 80 часов в год [п. 2.5.38; рис. 2.5.3, ПУЭ], при этом число ударов молнии на 1 квадратный километр площади в год составляет 3,8–5 [Ларионов1974]. 10.3. Молниезащита Открытые РУ и подстанции защищают от прямых ударов молнии при номинальном напряжении 20 кВ и выше. Защиту выполняют стержневыми молниеотводами, устанавливаемыми, как правило, на конструкциях РУ. Подходы к подстанциям воздушных линий 35 кВ и выше защищают тросовыми молниеотводами на длине 1–4 км в зависимости от напряжения и конструктивного исполнения линий. Линии 110 кВ и выше на железобетонных и металлических опорах защищают молниезащитными тросами по всей длине. Требования к конструктивному исполнению молниеотводов, к заземляющим проводникам и заземлителям, к допустимым расстояниям элементов молниеотводов и заземляющих устройств от электрооборудования, частей зданий и сооружений подробно изложены в нормативных документах. Высоту молниеотвода от земли выбирают такой, чтобы защищаемые оборудование и конструкции попали в зону защиты молниеотвода, внутри которой с достаточной надежностью (в электроустановках 99,5%) обеспечивалась бы защита зданий и сооружений от прямых ударов молнии. Вертикальный стержневой молниеотвод представляет собой высокий столб с проложенным вдоль него стальным проводом, который соединен с заземлителем. Горизонтальный молниеотвод представляет собой провод, расположенный над фазными проводами линии на тех же опорах. Чем выше над защищаемым объектом расположен молниеотвод, тем больше его защитная зона, в которой молниеотвод как бы перехватывает молнию и отводит ее в землю. Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой h < 150 м представляет собой круговой конус (рис. 10.3) с вершиной на высоте h0 < h. Горизонтальное сечение зоны защиты на высоте hХ представляет собой круг радиусом rХ. На уровне земли зона защиты образует круг радиусом r0. Граница зоны защиты (при вероятности прорыва 0,05) описывается формулами: 209 h 0 = 0,92  h; r0 = 1,5  h; (10.1) hХ rХ = 1,5  (h ). 0,92 Высота одиночного стержневого молниеотвода при известных для защищаемого объекта величинах hX и rX определяется по формуле: r + 1,63  h X h= X . (10.2) 1,5 Зона защиты двух стержневых молниеотводов одинаковой высотой h < 150 м показана на рис. 10.4. Торцевые области зоны защиты (габариты h0, r0, rX) определяются как зоны Рис. 10.3. Зона защиты одиночного одиночных стержневых молниеотвостержневого молниеотвода: дов. Зоны защиты двойного стержне1– граница зоны защиты на уровне вого молниеотвода (при вероятности прорыва 0,05) имеют следующие гаhХ; 2 – то же на уровне земли бариты [Методические указания]: – при L < 1,5·h hC = h0; rCX = rX; rC = r0; (10.3) – при 5h > L > 1,5h h C = 0,14  h 0  (L - 1,5  h); rC = r0 ; h - hX (10.4) rCX = r0 C . hC При известных hС и L (при rСХ = 0) высота молниеотвода определяется по формуле: h + 0,14L h= C . (10.5) 1,13 210 Рис. 10.4. Зона защиты двойного стержневого молниеотвода высотой до 150 м Тросовые молниеотводы защищают линию на всей протяженности тросов. Для отвода токов разряда молнии в землю молниеотводы присоединяются к заземляющему устройству (заземлителю) на подстанции и на каждой опоре линии. Заземлители выполняют из стальных труб, прутков или уголков, вбиваемых в землю. Сопротивление заземлителей опор линий электропередачи должно быть не более 30 Ом, сопротивление заземляющего устройства подстанции – не более 0,5 Ом. Материалом молниеотводов и их заземляющих проводников служит сталь. Сечение проводников системы молниезащиты выбирают для обеспечения термической и динамической стойкости при протекании тока молнии, а также механической прочности и коррозионной стойкости не ниже определенных минимально допустимых значений. Так, в наружных установках диаметр круглых стальных заземляющих проводников следует выбирать не менее 6 мм, а сечение плоских, yгловых и других проводников – не менее 48 мм2 при толщине стенок не менее 4 мм. Защита зданий, закрытых подстанций, распределительных устройств от прямых ударов молнии выполняется заземлением молниеприемной сетки, железобетонных несущих конструкций кровли или металлического покрытия кровли. При отсутствии металлических покрытий на крыше здания устанавливают стержневые молниеотводы. Открытые РУ и подстанции защищают стержневыми молниеотводами, устанавливаемыми на опорах РУ. Наличие молниезащиты воздушных линий и подстанций не предотвращает возникновение атмосферных перенапряжений при разрядах молнии вблизи подстанций и линий. Поэтому грозозащита воздушных линий, под- 211 станций и РУ предусматривает установку на линиях, не защищенных тросами по всей длине, трубчатых разрядников, установку в РУ вентильных разрядников, применение на изоляторах защитных промежутков. Основными аппаратами зашиты трансформаторов, электрических устройств и другого электрооборудования подстанции в настоящее время являются ограничители перенапряжений ОПН, состоящие из нелинейных резисторов варисторного типа. 10.4. Защита ограничителями перенапряжений Атмосферные перенапряжения в элементах системы электроснабжения возникают как при прямом ударе молнии, так и при разрядах молнии в окрестности проводников (индуктированные перенапряжения). Защита от прямых ударов молнии осуществляется молниеотводами. Однако применение молниеотводов полностью не исключает поражения установок молнией. Волны перенапряжений, возникающие на линиях, при ударах молнии, доходят до подстанций (набегающие волны) и могут представлять опасность для изоляции установленного там оборудования. Перекрытие изоляции на подстанции в большинстве случаев означает дуговое короткое замыкание вблизи сборных шин, которое может привести к системным авариям. Ограничитель перенапряжений нелинейный (ОПН) является одним из основных элементов подстанции, обеспечивающим защиту оборудования распределительного устройства и линий от коммутационных и грозовых перенапряжений. На подстанциях ОПН устанавливаются непосредственно у защищаемого оборудования – как правило, перед силовыми трансформаторами FV1, трансформаторами напряжения FV2 (рис. 10.5). В электрической сети напряжением 110 кВ ОПН имеют параметры ОПН 110/88, где 88 кВ – наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение [Техн. политика МРСК]. Рис. 10.5. Защита от перенапряжений с помощью ОПН 212 Для уменьшения токов однофазного короткого замыкания нейтрали некоторых трансформаторов 110 кВ, могут быть временно или постоянно разземлены. При воздействии волн атмосферных перенапряжений на линейные вводы трансформаторов на нейтрали могут развиться колебания, приводящие к значительному повышению напряжений над уровнем изоляции нейтрали. Для ограничения этих перенапряжений в нейтраль трансформатора включают ограничитель нелинейных напряжений FV3 с длительно допустимым напряжением на класс ниже напряжения сети – ОПН – 110/56 (рис. 10.5). Для защиты распределительных устройств напряжением 6–10 кВ также устанавливаются ограничители перенапряжений FV4 с параметрами ОПН-10/12 (ОПН-6/7,2). 213 11. ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЕ И ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ 11.1. Электробаланс промышленного предприятия Для повышения эффективности рационального использования электрической энергии (ЭЭ) важное значение имеет объективная оценка анализа режимов электропотребления и электробаланса промышленного предприятия (ПП). Электробаланс отражает «приход» ЭЭ от энергоснабжающей организации и «расход» этой ЭЭ на ПП. Главная цель составления электробаланса – определение степени полезного использования ЭЭ и поиск путей снижения потребления ЭЭ электротехническими установками, ПП и потерь ЭЭ в элементах СЭС. Электробаланс может составляться как в целом по предприятию, так и по отдельным производствам или крупным цехам. Структура расхода ЭЭ включает следующие статьи: 1. Прямые расхода ЭЭ на основной технологический процесс, связанные с выпуском продукции (электротермия, электросварка, электролиз, электропривод технологических механизмов и др.). 2. Косвенные расхода ЭЭ на основной технологический процесс, обусловленные несовершенством или нарушением технологических норм (влажная шихта, недогрев слитков при прокате и др.). 3. Расхода ЭЭ на вспомогательные нужды (вентиляция, водо- и теплоснабжение, подъемно-транспортные механизмы, электротранспорт, электрическое освещение и др.). 4. Потери ЭЭ в элементах СЭС (линиях электропередачи, трансформаторах, реакторах, электродвигателях и др.). 5. Отпуск ЭЭ сторонним потребителям. Основной интерес представляет определение доли ЭЭ, затрачиваемой на прямые технологические нужда. При составлении электробаланса ока всегда находится расчетным путем. Расчеты могут быть выполнены двумя методами. Первый из них предусматривает определение расхода ЭЭ на технологические нужды и всех видов потерь по формулам с использованием нормативных данных оборудования в конкретных условиях эксплуатации. Другой метод - экспериментальный, связанный с проведением специальных испытаний оборудования и измерений всех входящих в расходную часть электробаланса видов потерь. Ввиду громоздкости этот метод в чистом виде не используется. В настоящее время режимы электропотребления ПП регулируются в основном при помощи специальных режимов работы потребителей и различных организационно-технических и экономических мероприятий, направленных на снижение максимальной активной мощности ПП в часы максимума ЭЭС. Такое изменение нагрузок потребителями производится на основе тарифов на ЭЭ, стимулирующих внепиковое потребление ЭЭ. 214 Мероприятия в зависимости от экономической эффективности разделяют на две группы: 1. Мероприятия, не требующее дополнительных капитальных вложений, внедрение которых должно способствовать оптимизации режима электропотребления. Для разработки и внедрения мероприятий данной группы следует провести организационно-техническую подготовку, связанную с частичным изменением графика работ тех электроприемников, которые без ущерба для производства можно перевести на работу вне часов максимума нагрузки ЭЭС. К указанной группе можно отнести: а) перенос начала смены на другое время; б) организацию ремонтных и профилактических работ технологического оборудования в часы максимума нагрузки ЭЭС; в) полное или частичное отключение отдельных энергоемких потребителей в часы максимума ЭЭС по заранее разработанным графикам; г) использование различного рода накопителей (например, задела деталей на машиностроительном заводе и пр.} на отдельных участках технологической схемы, чтобы в часы максимума нагрузок ЭЭС не нарушать непрерывность технологического процесса. 2. Мероприятия, требующие дополнительных капитальных вложений для установки дополнительного оборудования, возмещающего недоотпуск продукции, вызванный отключением ЭЭ. 11.2. Вопросы экономии потерь ЭЭ в СЭС ПП Потери ЭЭ в СЭС. При передаче и использовании ЭЭ имеют место ее потери. Одна часть этих потерь определяется объективными, физическими законами, другая вызвана различными недостатками эксплуатации энергетического и производственного оборудования. Если первая часть потерь не может быть устранена, то другая часть может быть устранена полностью или существенно снижена, что зависит от технических возможностей СЭС ПП и экономической целесообразности. Потери ЭЭ оказывают существенное отрицательное влияние на технико-экономические показатели СЭС, т.к. их стоимость включается и в приведенные затраты, и в годовые эксплуатационные расхода. Так как любое техническое мероприятие, направленное на снижение потерь, требует дополнительных затрат, необходимо добиваться не максимального снижения, а достижения оптимального (минимального) уровня потерь. При проектировании и эксплуатации промышленных электрически сетей высокого и низкого напряжения необходимо экономно использовать ЭЭ в СЭС. Анализ потребления ЭЭ на ПП показывает, что основными направлениями сокращения потерь ЭЭ являются: компенсация реактивной мощности с одновременным улучшением качества потребляемой ЭЭ, увеличение загрузки трансформаторов с целью достижения максимальной 215 эффективности их использования, приближение трансформаторов к приемникам ЭЭ, сокращение ступеней трансформации и исключение дополнительного реактирования, сокращение потерь непосредственно в трансформаторах, внедрение более экономичного силового оборудования и источников света, оптимизация режимов работы электрооборудования, реконструкция и перевод сетей на повышенное напряжение, внедрение диспетчерского управления и автоматизированных систем управления электроснабжением и учетом ЭЭ. Направления снижения потерь ЭЭ в СЭС. 1. Усовершенствование схем СЭС ПП. Значительная часть потерь в заводских сетях падает на сети низкого напряжения. Максимально их сократить можно, если питающие линии глубоких вводов подводить вглубь ПП к разукрупненным подстанциям, расположенным у наиболее крупных электропотребителей. В ряде случаев нужно непосредственно трансформировать ЭЭ с напряжения 35 и 110 кВ на напряжение 0,38 или 0,66 кВ, тем самым ликвидируется дополнительная ступень трансформации, что значительно уменьшает потери ЭЭ. Суммарная величина потерь ЭЭ в трансформаторах велика, поэтому необходима их модернизация и внедрение экономичных режимов их работе. Замена вращающихся преобразователей полупроводниковыми статическими с КПД более 95% дает ощутимую экономив ЭЭ, кроме того, статические преобразователи более надежны и прости в эксплуатация. Замена асинхронных двигателей синхронными, КПД синхронных двигателей на 2–3 % выше, чем асинхронных. Экономия ЭЭ при замене асинхронных двигателей синхронными еще более повышается благодаря улучшению коэффициента реактивной мощности узла нагрузки. 2. Повышение напряжения распределительных сетей. В настоящее время в распределительных сетях ПП характерны напряжения 6, 10, 35 кВ. Следует переводить распределительные сети с напряжением 6 кВ на напряжение 10 кВ. Современный рост электрических нагрузок ставит технический предел использования существующих напряжений СЭС - возрастают отклонения и колебания напряжения. Использование напряжений 20 и 35 кВ в распределительных сетях позволит не только уменьшить потери в питающих линиях, но и существенно сократить число трансформаций за счет укрупнения трансформаторных подстанций, увеличить пропускную мощность СЭС. 3. Переход на постоянный ток и пониженную частоту. При питании мощных электропотребителей постоянным током или током с пониженной частотой практически исчезают или значительно снижаются отрицательные явления поверхностного эффекта и эффекта близости. Это позволяет 216 резко снизить потери в электрических сетях больших сечений, а также электромагнитные потери в несущих металлоконструкциях. 4. Установление шага номинальных мощностей силовых трансформаторов, равного 1,35. В этом случае должны выпускаться трансформаторы мощностью 100, 135, 180, 240, 320, 420, 560, 750, 1000 кВА и т.д. При наличии такой шкалы мощностей трансформаторы легче загружать до величины, близкой к оптимальной. При существующем шаге 1,6 изготовляются трансформаторы мощностью 100, 250, 400, 630, 1000 кВА и т.д. Использование данной шкалы мощностей приводит к снижению загрузки трансформаторов, порой достигающей 0,5 и менее. Соответственно возрастает доля потерь холостого хода трансформатора, что неэкономично. 5. Компенсация реактивной мощности является одним из основных направлений сокращения потерь ЭЭ. Например, ввод источников реактивной мощности приводит к снижению потерь при максимуме нагрузки на 0,1–0,2 кВт на каждый квар вводимой реактивной мощности. 6. Осветительные установки. В различных отраслях промышленности по отношению к общей мощности оборудования установленная мощность осветительных установок колеблется довольно в значительных пределах. Повышение эффективности использования ЭЭ в осветительных установках в значительной степени зависит от экономичных источников света с повышенной световой отдачей - люминесцентных и ртутно-дуговых ламп. Существенна роль правильного выбора мощности светильников и их правильного размещения. На экономию потерь ЭЭ в светильниках оказывают влияние: внедрение схем автоматического включения и отключения освещения; поддержание номинальных уровней напряжения осветительной сети; своевременная чистка ламп и светильников. 11.3. Методы определения потерь ЭЭ в СЭС Потери ЭЭ происходят во всех звеньях СЭС: линиях, трансформаторах, реакторах. Методы определения потерь ЭЭ можно условно подразделить на детерминированные и вероятностно-статические. К детерминированным методам относятся те, в которых на основании какого-либо характерного режима и соответствующей схемы СЭС определяются значения потерь ЭЭ. К вероятностно-статическим методам относятся методы расчета интегральных характеристик режима сети, определенных по вероятностным характеристикам нагрузок. Рассмотрим основные детерминированные методы, которые нашли широкое применение в практике проектирования и эксплуатации. Метод среднеквадратичного тока. Метод непосредственно следует из физической природы потерь мощности, которые в элементе сети пропор- 217 циональны квадрату полной нагрузки. Потери активной энергии за время Т определяются как: T 2 ΔWа = 3  R   I2 (t)dt = 3  R  IСК T (11.1) Для реализации методы требуется снятие суточных графиков тока в элементах СЭС. При отсутствии информации о поведении нагрузки за расчетный период следует пользоваться другими методами, т.к. ошибка в определении Iск может привести к большой погрешности расчета потерь. Метод максимальной нагрузки. Чаще всего данный метод используется на стадии проектирования. Потери активной энергии определяются как: ΔWа=3×R×I2max ×τ (11.2) Точность этого метода зависит от точности определения максимальной нагрузки. Метод среднегодовой нагрузки. Если известен коэффициент формы годовых графиков нагрузок, связывающий среднеквадратичные и среднегодовые значения нагрузок, то потери ЭЭ можно записать: 2  W 2 +W 2  а р 2 ΔWа=3×R×(Iсг ×К ф ) ×Т=3×R× ×К ф  ×Т=  3×U×T    Wа2 +Wр2 2 = R× 2 ×К ф U ×T (11.3) 11.4. Тарифы на электрическую энергию Реализация ЭЭ является заверяющей стадией ее производства. В отличие от других отраслей промышленности здесь имеется следующая специфическая особенность: потребление ЭЭ практически совпадает по времени с ее производством и поэтому процесс реализации неотделим от процесса производства. Это привело к необходимости подробной регламентация правил пользования ЭЭ, тарифов на ЭЭ и правил их применения. Под тарифами понимается система отпускных цен на ЭЭ, дифференцированных для различных групп потребителей. Разработка тарифов базируется на следующих принципах: 1. Возмещение ЭС ее затрат на производство и распределение ЭЭ и обеспечение определенной прибили, необходимой для дальнейшего развития энергетики страны и образования фондов экономического стимулирования. 2. Стимулирование повышения экономичности работы ЭС и улучшения режима работы электроустановок потребителей. 218 В настоящее время применяются в основном два вида тарифов: одноставочные и двухставочные. Предусмотрено также в отдельных случаях применение тарифов по периодам (зонам) суток. Тарифы на ЭЭ, стимулирующие режим работы потребителей с полным или частичным снижением потребления ЭЭ в часы максимума ЭС, не только отражают взаимоотношения между поставщиком ЭЭ и ее потребителем, но и обеспечивают потребность всего народного хозяйства в ЭЭ при минимуме затрат производители и потребителя ЭЭ. Потребитель ЭЭ, регулируя режим электропотребления, может улучшить техникоэкономические показатели свои и ЭС. Одноставочные тарифы. Данный тариф определяет плату за 1 кВт·ч, отпущенной потребителю активной ЭЭ П = b × Wа, руб (11.4) где b – тарифная ставка за 1 кВт·ч, руб./(кВт·ч); Wa – количество потребленной активной ЭЭ, кВт·ч. Одноставочнне тарифы стимулируют потребителей сокращать непроизводительный расход ЭЭ, т. к. это приводит к снижению их затрат на ЭЭ. Если потребитель не потребляет ЭЭ в каком-то промежутке времени, то он совсем не несет расходов по ЭЭ за данный отчетный период. В этом состоит один из недостатков одноставочных тарифов. ЭЭ призвана обеспечить подачу ЭЭ потребителю в любой момент времени и поэтому постоянно держит в рабочем состоянии соответствующую генерирующую мощность и электрические сети, неся при этом издержки энергетического производства. Однако, эти издержки никак не компенсируются рассматриваемыми потребителями. Другим недостатком тарифа является то, что он не побуждает потребителей к выравниванию суточного графика нагрузки ЭС и снижению пиков нагрузки в часы ее максимума. Двухставочные тарифы. Двухставочный тариф оплаты ЭЭ состоит из основной и дополнительной ставок. Основная ставка α, руб./(кВт∙мес.), предусматривает плату за каждый кВт договорной (заявленной потребителем) мощности Pд.max, участвующей в максимуме нагрузки ЭС. Под договорной мощностью понимается наибольшая активная мощность получасовой продолжительности, потребляемая ПП в часы максимума электрических нагрузок ЭС. Дополнительная ставка β, руб./(кВт·ч), предусматривает плату за потребленную ЭЭ Wа, учтенную счетчиками активной энергии в течение месяца. Общая плата за ЭЭ будет: П = α × Рд.max + β × Wа (11.5) Двухставочный тариф в большей степени отвечает структуре себестоимости ЭЭ. Основная ставка предусматривает возмещение потребителями условно постоянных затрат ЭС, идущих на развитие электростанций. До- 219 полнительная ставка возмещает условно переменные затраты ЭС. Введение двухставочных тарифов обусловлено необходимостью стимулировать потребителей к снижению своей нагрузки, участвующей в максимуме ЭС и смещению ее на другие часы суток. Применение таких тарифов эффективно на крупных ПП с неравномерным режимом электропотребления, которые располагают возможностями регулировать свой график нагрузки. В настоящее время планирование потребляемой активной и реактивной мощностей ПП в часы максимума нагрузки ЭС осуществляется энергоснабжающей организацией. Договорная мощность определяется энергослужбой ПП совместно с энергонадзором по анализу суточных графиков электрических нагрузок ПП не менее 4-5 предыдущих лет. Договорная мощность фиксируется в договоре помесячно и периодически контролируется энергоснабжающей организацией по фактическому средневзвешенному получасовому максимуму нагрузки потребителя. Превышение Рф над Pд.max ведет к дополнительному штрафу. Зонные тарифы Энергосистемы заинтересованы в повышении внепикового, главным образом ночного электропотребления, и имеют право дифференцировать тарифы по периодам (зонам) суток. Чаще всего выделяются три зоны: пиковая, полупиковая и базовая. Наибольшая ставка устанавливается для зоны максимальных (пиковых) нагрузок, наименьшая - для зоны базовых (ночных) нагрузок. При этом, ставка для пиковой зоны может в 3-6 раз превышать ставку для ночного времени. Такая форма оплаты позволяет активно стимулировать потребителей к выравниванию графика нагрузки ЭС: потребители могут значительно снизить потребление ЭЭ в часы высоких тарифных ставок и повысить потребление в зоне более низких. Дифференцированные тарифа указываются при заключении договоров с потребителями, которые могут регулировать свое электропотребление по зонам суток – в этом случае применяются специальные счетчики ЭЭ. 11.5. Взаимоотношения энергосистемы с потребителями ЭЭ Государственный контроль и надзор за электроустановками потребителей независимо от их ведомственной принадлежности осуществляется государственной инспекцией по энергонадзору. Основными функциями и задачами Энергонадзора, связанными с электропотреблением, являются: - осуществление контроля за рациональным использованием ЭЭ; - обеспечение контроля за соблюдением потребителями дисциплины по лимитам и режимам электропотребления; - согласование и распределение месячных лимитов на ЭЭ и потребляемую мощность; - производство расчетов за потребленную ЭЭ; 220 - осуществление контроля показателей качества ЭЭ. Лимиты мощности и электроэнергии. Годовые лимиты потребления ЭЭ по отраслям промышленности и отдельным предприятиям устанавливаются на договорных началах между ПП и Энергонадзором, исходя из планируемого на предстоящий год общего объема производства ЭЭ, плановых заданий по производству продукции и видов работ, норм расхода ЭЭ и заданий по ее экономии. В лимит потребления электроэнергии ПП включаются потери в электросетях, потребление ЭЭ на производственные нужды, освещение, отопление и пр. Отпуск ЭЭ производится в соответствии с месячными лимитами потребления ЭЭ. Энергонадзор за месяц до начала очередного квартала устанавливает потребителям па каждый месяц этого квартала лимиты договорной мощности Pд max. На случай недостатка ЭЭ и мощности в ЭС составляются графики ограничения потребления и отключения ЭЭ. Наряду со значениями договорной мощности Pд max предприятиям регламентируется максимальное значение получасовой реактивной мощности Qэ1 в часы максимума активной нагрузки ЭС, а также среднее значение реактивной мощности в часы минимума активной нагрузки ЭС Qэ2. Энергонадзор систематически осуществляет контроль за договорной 30-минутной мощностью потребителей и за месячным лимитом ЭЭ. Энергонадзор за нарушение режимов электропотребления взимает с потребителей плету за активную мощность и ЭЭ, израсходованные сверх месячного лимита, в десятикратном размере тарифа. В случае перерыва в подаче ЭЭ из ЭС потребителям возмещается в виде штрафа десятикратная стоимость недополученной ЭЭ. Графики ограничения потребления электроэнергии. Графики ограничения мощностей и потребления ЭЭ составляются для сохранения устойчивости ЭС, предотвращения и развития аварий в случае возникновения дефицита мощности и ЭЭ в ЭС. ЭС составляет следующие графики ограничений: 1. График ограничения потребления ЭЭ предусматривающий сокращение потребления ЭЭ до 25 % суточного лимита с разбивкой на пять равных очередей. 2. График ограничения мощности, предусматривающий снижение мощности до 20% заданного предельного потребления мощности в часы максимальных нагрузок ЭЭС с разбивкой на десять равных очередей. 3. График отключения ЭЭ. Применяется при угрозе возникновения аварии в результате образовавшегося дефицита мощности в ЭС, а также снижения частоты и напряжения, когда нет времени для введения графика ограничения мощности. График разрабатывается в размере 20% заданной, предельной мощности в часы максимума ЭС с разбивкой на десять равных очередей. В этот график не включаются: производства с непрерывным 221 технологическим процессом; производства, отключение электроснабжения которых может привести к выделению взрывоопасных и ядовитых продуктов; больницы, объекты водоснабжения и пр. ЭС извещает потребителей о введении графиков на следующие сутки не позднее 14 ч текущих суток с указанием размера, времен начала и окончания ограничения. При необходимости срочного введения в действие графиков ограничения извещение об этом передается потребителям не позднее, чем за 1 час до начала действия ограничения независимо от времени суток. 11.6. Системы учета ЭЭ Учет ЭЭ, как и учет всей другой производимой и потребляемой в стране продукции, является непременным условием планового ведения хозяйства, осуществления хозяйственного расчета между производителями и потребителями ЭЭ. Правильная организация учета ЭЭ необходима еще и потому, что ее производство и потребление практически совпадают во времени и допущенная ошибка в учете ЭЭ не поддается исправлению методом повторного измерения. Она может быть исправлена только косвенным, расчетным путем, однако такой расчет является приближенным, его погрешность несоизмерима с погрешностью применяемых приборов учета. А т.к. ЭЭ используется повсеместно, то количество находящихся в эксплуатации электросчетчиков превышает 100 миллионов. Учет ЭЭ предназначен: 1) для определения технико-экономических показателей работы ЭЭС и потребителей; 2) для расчетов потребителей с энергоснабжаюшей организацией за потребляемую ЭЭ – коммерческой или расчетный учет; 3) для контроля расхода ЭЭ электротехнологическими установками потребителей - технический учет. Коммерческий учет используется для: 1) контроля за соблюдением плана и режима электропотребления в течение суток и месяца; 2) контроля за соблюдением договорной мощности в часы суточных максимумов ЭЭС; 3) контроля за режимом работы источников реактивной мощности потребителя; 4) снятия суточных графиков нагрузки потребителя. Технический учет организуется, прежде всего, для контроля за соблюдением планов электропотребления и удельных норм расхода ЭЭ отдельными цехами, энергоемкими агрегатами, технологическими процессами. Требования к этому учету в отношении класса точности счетчиков 222 измерительных трансформаторов тока менее жесткие, чем при коммерческом учете. Потребители по условиям электропотребления рассчитываются за ЭЭ по одноставочным и двухставочным тарифам. Для потребителей, рассчитывающихся по одноставочным тарифам с присоединенной мощностью до 1000 кВА, организуется коммерческий учет только активной ЭЭ. Все промышленные предприятия и потребители, приравненные к ним с присоединенной мощностью до и более 1000 кВА, организует учет как активной, так и реактивной энергии. Дополнительно они осуществляют фиксацию получасового максимума нагрузки предприятия, участвующего в суточных максимумах ЭЭС. По точности учета ЭЭ счетчики активной энергии делятся на классы точности 0,5; 1,0; 2,0; 2,5; а счетчики реактивной энергии - на классы 1,5; 2,0; 3,0. Класс точности расчетных счетчиков непосредственного включения должен быть для активной энергии не ниже 2,5 и реактивной - 3,0. Для счетчиков, включенных через измерительные трансформаторы, класс точности выше: для активной энергии - не ниже 2,0 и для реактивной - 2,5. Для присоединений большой мощности (10 МВт и более) рекомендуется применять счетчики активной энергии класса точности 0,5 и 2,0 (для силовых трансформаторов 60 МВА). В зависимости от вида электрической сети счетчики могут быть: однофазные (СО); трехфазные трехпроводные активной и реактивной энергии (САЗ, СРЗ); трехфазные четырехпроводные соответственно (СА4, CР4) – рис. 11.1. Рис. 11.1. Расстановка приборов учёта электрической энергии в системе электроснабжения Все указанные счетчики являются интегрирующими приборами индукционной системы. Показания счетчиков пропорциональны проходящей через них мощности и времени. 223 При двухставочном тарифе применяются трехфазные счетчики с указанием (фиксацией) максимума нагрузки в кВт в заданные часы суток. Они представляют собой обычные счетчики ЭЭ индукционной системы, дополненные устройством фиксации максимума. Запуск устройства производится внешним программным устройством – специальными контактными часами. При этом фиксируется наибольшее значение получасового максимума из всех имевшихся значений за время замера. 224 БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК Безопасность жизнедеятельности в примерах и задачах: учебное пособие / Г.С. Пожбелко, А.И. Сидоров, А.М. Ершов и др. / Под ред. А.И. Сидорова. – Челябинск: ЧГТУ, 1996. – Ч.IV. – 86 с. Голоднов, Ю.М. Самозапуск электродвигателей / Ю.М. Голоднов.– М.: Энергоатомиздат, 1985. – 136 с. ГОСТ 32144-2013. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. Введ. 2014–07–01. – М.: Стандартинформ, 2014. – 16 с. Ермилов, А.А. Основы электроснабжения промышленных предприятий / А.А. Ермилов. – М.: Энергия, 1983. – 208 с. Ершов, А.М. Внешнее и внутреннее электроснабжение промышленных предприятий / А.М. Ершов, О.А. Петров. – Челябинск: ЧПИ, 1986. – 46 с. Ершов, А.М. Внешнее и внутреннее электроснабжение промышленных предприятий/ А.М. Ершов, О.А. Петров. – Челябинск: ЧПИ, 1987. – Ч.2. – 48 с. Ершов, А.М. Внешнее и внутреннее электроснабжение промышленных предприятий / А.М. Ершов. – Челябинск: ЧПИ, 1989. – Ч.3. – 48 с. Ершов, А.М. Качество электрической энергии в системах электроснабжения промышленных предприятий / А.М. Ершов. – Челябинск: ЧГТУ, 1991. – 88 с. Ершов, А.М. Компенсация реактивной мощности в системах электроснабжения промышленных предприятий / А.М. Ершов, О.А. Петров. – Челябинск: ЧПИ, 1989. – Ч.2. – 48 с. Ершов, А.М. Надежность систем электроснабжения промышленных предприятий / А.М. Ершов. – Челябинск: ЧПИ. 1987. – Ч.1. – 48 с. Ершов, А.М. Надежность систем электроснабжения промышленных предприятий / А.М. Ершов. – Челябинск: ЧПИ, 1988. – Ч.2. – 48 с. Ершов, А.М. Релейная защита и автоматика в системах электроснабжения. Часть 3: Защита электрических сетей напряжением 6–10 кВ: учебное пособие / А.М. Ершов. – Челябинск: издательский центр ЮУрГУ, 2013. – 161 с. Ершов, А.М. Электроприёмники промышленных предприятий / А.М. Ершов. – Челябинск: ЧПИ, 1990. – 65 с. Ершов, А.М. Электроснабжение промышленных предприятий. Расчет электрических нагрузок: учебное пособие / А.М. Ершов. – Челябинск: ЧПИ, 1985. – 63 с. Иванов, В.С. Режимы потребления и качество электроэнергии систем электроснабжения промышленных предприятий / В.С. Иванов, В.И. Соколов. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 336 с. 225 Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций / СО 153-34.21.122-2003. – М.: МЭ РФ, 2003. – 29 с. Киреева, Э.А. Электроснабжение жилых и общественных зданий / Э.А. Киреева, С.А. Цырук. – М.: НТФ «Энергопрогресс», 2005. – 96 с. Киреева, Э.А. Электроснабжение цехов промышленных предприятий / Э.А. Киреева, В.В. Орлов, Л.Е. Старкова. – М.: НТФ «Энергопрогресс», 2003. – 120 с. Конюхова, Е.А. Электроснабжение объектов: Учебное пособие / Е.А. Конюхова. – М.: Издательский центр «Академия», 2004. – 320 с. Кудрин Б.И., Минеев А.Р. Электрооборудование промышленности: учебник для студ. высш. учеб. заведений. – М.: Издательский центр «Академия», 2008. – 472 с. Кудрин, Б.И. Электроснабжение: учебник / Б.И. Кудрин. – М.: Издательский центр «Академия», 2012. – 352 с. Кудрин, Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебник для студентов высших учебных заведений / Б.И. Кудрин. – Интермет Инжиниринг, 2005. – 672 с. Ларионов, В.П. Защита жилых домов и производственных сооружений от молнии / В.П. Ларионов. – М.: Энергия, 1974. – 56 с. Методические указания по защите распределительных электрических сетей напряжением 0,4–10 кВ от грозовых перенапряжений. –М.: ОАО «ФСК ЕЭС», 2004. – 34 с. Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: учеб. пособие для вузов / Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с. Овчаренко,А.С. Повышение эффективности электроснабжения промышленных предприятий / А.С. Овчаренко, Д.И. Розинский. – Киев: Техника, 1989. – 287 с. Ополева, Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения: Справочник: учеб. пособие / Г.Н. Ополева. – М.: ФОРУМ: ИНФРА-М, 2006. – 480 с. Петров, О.А. Компенсация реактивной мощности в системах электроснабжения промышленных предприятий / О.А. Петров. – Челябинск: ЧПИ, 1986. – 49 с. Петров, О.А. Режимы нейтрали электрических сетей систем электроснабжения промышленных предприятий: учебное пособие / О.А. Петров, А.М. Ершов. – Челябинск: ЧПИ, 1990. – 67 с. Положение ОАО «Россети» о единой технической политике в электросетевом комплексе. – М.: ОАО «Россети», 2013. – 196 с. Положение о единой технической политике ОАО «Холдинг МРСК» в распределительном сетевом комплексе. – М.: ОАО «Холдинг МРСК», 2011. – 102 с. 226 Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок: утв. приказом Минтруда РФ от 24.07.2013 № 328н. – Екатеринбург: ИД «УралЮрИздат», 2014. – 240 с. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей. – М.: Энергосервис, 2003. –276 с. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации – М.: Энергосервис, 2003. –367 с. Правила устройства электроустановок / М-во энергетики Российской Федерации. – 7-е изд. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003. – 750 c. Проектирование электроснабжения промышленных предприятий: Нормы технологического проектирования НТП ЭПП-94. – М.: ВНИПКИ «Тяжпромэлектропроект», 1994. – 37 с. Ристхейн, Э.М. Электроснабжение промышленных предприятий / Э.М. Ристхейн. – М.: Энергоатомиздат, 1991. – 424 с. Рожкова, Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций / Л.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В. Чиркова. – М.: Издательский центр «Академия», 2007. – 448 с. Самойлов, М.В. Основы энергосбережения; Учебное пособие / М.В. Самойлов, В.В. Паневчик. – Мн.: БГЭУ, 2002. – 198 с. Справочная книга по светотехнике / Под ред. Ю.Б. Айзенберга. – М.: Знак, 2006. – 972 с. Справочник по проектированию электроснабжения. Электроустановки промышленных предприятий / Под ред Ю.Г. Барыбина и др. – М.: Энергоатомиздат, 1990. – 576 с. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования / Под ред. Ю.Г. Барыбина и др. – М.: Энергоатомиздат, 1991. – 454 с. Справочник по проектированию электрических сетей / Под ред. Д.Л. Файбисовича. – М.: Изд-во ИЦ ЭНАС, 2006. – 352 с. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: Т.1. Электроснабжение / Под общ. ред. А.А. Федорова. – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 568с. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: Т.2. Электрооборудование / Под общ. ред. А.А. Федорова. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 592 с. Справочник по энергоснабжению и электрооборудованию промышленных предприятий и общественных зданий / под общ. ред. профессоров МЭИ (ТУ) С.И. Гамазина, Б.И. Кудрина, С.А. Цырука. – М.: Издательский дом МЭИ, 2010. – 745 с. Справочник электрика / Под ред. Э.А. Киреевой и С.А. Цырука. – М.: Колос, 2007. – 464 с. Сыромятников, И.А. Режимы работы асинхронных и синхронных электродвигателей / И.А. Сыромятников. – М.: Энергия, 1977. – 216 с. 227 Федоров, А.А. Основы электроснабжения промышленных предприятий / А.А. Федоров, В.В. Каменева. – М.: Энергия, 1984. – 472 с. Федоров, А.А. Электроснабжение промышленных предприятий / А.А. Фёдоров, Э.М. Ристхейн. – М.: Энергия, 1981. – 360 с. Харламова, Т.Е. История науки и техники. Электроэнергетика. Учебное пособие / Т.Е. Харламова. – СПб.: СЗТУ, 2006. – 126 с. Электротехнический справочник: В 4 т. Т. 3. Производство, передача и распределение электрической энергии / Под общ. ред. профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др. (гл. ред. А.И. Попов). – М.: Издательство МЭИ, 2005. – 964 с. 228