Рациональное построение систем электроснабжения (СЭС)

Системы электроснабжения промышленных предприятий Конспект лекций Часть 2 Ханты-Мансийск 2016 Оглавление Введение 3 Принятые сокращения 4 Условные обозначения 4 Основные термины и определения 5 1. Система питания 7 1.1. Выбор класса напряжения системы питания 7 1.2. Выбор линии электропередачи системы питания 9 1.3. Выбор силовых трансформаторов пункта приема электроэнергии 9 1.4. Выбор схемы устройства высшего напряжения ППЭ 12 1.5. Выбор схемы РУ низшего напряжения ППЭ 14 2. Система распределения 16 2.1. Выбор напряжения системы распределения 16 2.2. Выбор схем электрических сетей системы распределения 16 2.3. Выбор способа передачи электрической энергии 18 3. Выбор РП и цеховых ТП 19 3.1. Выбор распределительных пунктов 6 (10) кВ 19 3.2. Выбор цеховых трансформаторных подстанций 19 4. Компенсация реактивной мощности в системе электроснабжения 24 4.1. Принцип компенсации реактивной мощности 24 4.2. Назначение компенсации реактивной мощности 26 4.3. Расчет значения экономического перетока реактивной мощности от ИП к потребителю 28 28 4.4. Определение суммарной мощности КУ по предприятию 28 4.5. Размещение КУ по уровням системы электроснабжения 29 4.6. Способы и средства компенсации реактивной мощности 33 5. Выбор элементов системы электроснабжения 36 5.1. Выбор по номинальным параметрам 36 5.2. Выбор электрооборудования по конструктивному исполнению 36 5.3. Выбор сечения проводников по условиям допустимого нагрева 41 5.4. Выбор вспомогательного электрооборудования 42 6. Расчёт токов короткого замыкания 43 7. Проверка электрооборудования к действию токов короткого замыкания45 8. Проектирование систем электроснабжения 46 8.1. Общие положения 46 8.2. Конструктивное исполнение подстанций 48 9. Компоновка подстанций 50 9.1. Общие положения 50 9.2. Компоновка распределительных устройств подстанций 51 10. Средства и способы передачи и распределения электрической энергии 54 10.1. Выбор средства передачи и распределения электрической энергии 54 10.2. Передача и распределение электрической энергии по ВЛЭП 55 10.3. Передача электрической энергии по кабельным линиям 55 10.4. Передача электрической энергии по токопроводам 58 10.5. Способы прокладки линий электропередачи в открытых ЭУ 58 10.6. Внутризаводское распределение электрической энергии 59 10.7. Внутрицеховое распределение электрической энергии 61 Библиографический список 63 Введение Электроэнергетика — важнейшая отрасль, обеспечивающая нормальную деятельность всех других отраслей хозяйства, функционирование социальных структур и необходимые условия жизнедеятельности. Ни одно предприятие не сможет выполнять свои технологические функции и быть работоспособным без бесперебойного и качественного электроснабжения. Одной из главных проблем при проектировании для современной промышленной энергетики является рациональное построение систем электроснабжения (СЭС). Рациональное построение СЭС проектируемого объекта включает решение следующих задач: - определение расчетных нагрузок узлов системы; - выбор схем и рациональных напряжений, как системы питания, так и системы распределения электрической энергии; - обеспечение требуемой надёжности питания потребителей; - выбор места размещения питающих и распределительных подстанций; - выбор средств компенсации реактивной мощности и места их размещения; - выбор современного оборудования; - вопросы качества и экономии электрической энергии при расчете и выборе элементов системы электроснабжения; - комплектное исполнение распределительных устройств и подстанций; - автоматизация управления рассматриваемой системы. В данном издании рассматриваются пути решения основных задач при разработке системы электроснабжения проектируемого объекта, обусловленные единством процесса приема, передачи и потребления электрической энергии. Целью настоящего издания является оказание методической помощи студентам специальности 140211 при изучении теоретического курса по дисциплине «Электроснабжение промышленных предприятий», а также при проработке практических занятий и выполнении ими курсового проекта. Принятые сокращения АВР – автоматическое включение резерва; АД – асинхронный двигатель; БСК – батарея статических конденсаторов; ВЛЭП – воздушная линия электропередачи; ВН – высшее напряжение; ГПП – главная понизительная подстанция; ИП – источник питания; КЛЭП – кабельная линия электропередачи; КУ – компенсирующее устройство; ЛЭП – линия электропередачи; НН – низшее напряжение; НР – нормальный режим; ПАР – послеаварийный режим; ПГВ – подстанция глубокого ввода; ППЭ – пункт приема электрической энергии; РМ – реактивная мощность; РП – распределительный пункт электроэнергии; РУ – распределительное устройство; СД – синхронный двигатель; СП – силовой распределительный пункт напряжением до 1 кВ; СЭС – система электроснабжения; ТП – трансформаторная подстанция; ЭУ – электроустановка. Условные обозначения Uн – номинальное напряжение, В; Iн – номинальный ток, А; Iр – расчетное значение тока, А; Iт – ток термической стойкости, кА; Iкз – ток короткого замыкания, кА; Iпо – ток периодической составляющей в нулевой момент времени, кА; iдин – ток электродинамической стойкости аппарата, кА; iуд – ударное значение тока короткого замыкания, кА; iд – ток электродинамической стойкости, кА; jэк – экономическая плотность тока, А/мм2; Вк – расчетное значение теплового импульса при К.З., кА2 с; Ти – число часов использования максимума нагрузки, ч; Та – время затухания апериодической составляющей тока К.З., с; tоткл – время отключения короткого замыкания, с; Ст – термический коэффициент, А∙с1/2/мм2. ОСНОВНЫЕ ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ Аварийный режим – кратковременный переходный режим, связанный с нарушением нормального режима и продолжающийся до отключения поврежденного элемента. ПУЭ. Встроенная подстанция – электрическая подстанция, занимающая часть здания. ГОСТ 24291-90. Выключатель — аппарат, который предназначен для осуществления оперативной и аварийной коммутации в энергосистемах и для выполнения операций включения и отключения отдельных цепей. СТ МЭК 50(441)-84. Главная схема электрических соединений — совокупность основного электрооборудования подстанции (трансформаторы, ЛЭП), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними соединениями. Код IP – система кодификации, применяемая для обозначения степеней защиты, обеспечиваемых оболочкой, от доступа к опасным частям, попадания внешних твердых предметов и воды. ГОСТ 14254-96. Компенсация реактивной мощности — целенаправленное воздействие на баланс реактивной мощности в узле электроэнергетической системы с целью регулирования напряжения, а в распределительных сетях и с целью снижения потерь электроэнергии. Комплектная трансформаторная подстанция (КТП) – подстанция, состоящая из шкафов или блоков со встроенными в них трансформаторами и другим оборудованием распределительного устройства, поставляемая в собранном или подготовленном для сборки виде. ГОСТ 24291-90. Надежность — свойство объекта (электроустановки) обеспечивать требуемые функции (бесперебойное электроснабжение потребителей) в заданном объеме и нужного качества. Независимые источники питания – источники питания, схема и конструктивное исполнение которых и питающих их электрических сетей таковы, что при отказе одного из них снижение качества электроэнергии на другом (других) ИП не превышает установленных пределов в любой момент времени, включая время аварийного режима на первом ИП. Примечание: К числу независимых источников питания относятся две секции или системы шин одной или двух электростанций и подстанций при одновременном соблюдении следующих двух условий: 1) каждая из секций или систем шин в свою очередь имеет питание от независимого источника питания; 2) секции (системы) шин не связаны между собой или имеют связь, автоматически отключающуюся при нарушении нормальной работы одной из секций (систем) шин. ПУЭ. Нормальный режим – установившийся режим работы электроустановки, продолжающийся как угодно долго. Открытая подстанция – электрическая подстанция, оборудование которой расположено на открытом воздухе. ГОСТ 24291-90. Подстанция глубокого ввода (ПГВ)– подстанция с высшим классом напряжения 35-220 кВ, располагающаяся с приближением высшего класса напряжения к электропотребителю (как правило, находится в центре электрических нагрузок предприятия). Послеаварийный режим – режим, длящийся до восстановления поврежденного элемента. Пункт приема энергии – электрическая подстанция с высшим классом напряжения, получающая питание от электроэнергетической системы и распределяющая электрическую энергию на более низком классе напряжения. Распределительное устройство (РУ) – электроустановка, предназначенная для приема и распределения электрической энергии на одном напряжении и содержащая коммутационные аппараты и соединяющие их сборные шины (секции шин), устройства управления и защиты. ГОСТ 24291-90. Распределительное устройство закрытое (ЗРУ) – электрическое распредустройство, оборудование которого расположено в помещении. ГОСТ 24291-90. Распределительное устройство комплектное (КРУ) – распределительное устройство, состоящее из полностью или частично закрытых шкафов или блоков со встроенными в них аппаратами, устройствами защиты и электроавтоматики, поставляемое в собранном или полностью подготовленном для сборки виде. ГОСТ 24291-90. Распределительное устройство открытое (ОРУ) – распределительное устройство, где все или основное оборудование расположено на открытом воздухе. ГОСТ 24291-90. Распределительный пункт (РП) – электрическое распределительное устройство, не входящее в состав подстанции. ГОСТ 24291-90. Система электроснабжения – совокупность электроустановок, предназначенных для обеспечения потребителей электрической энергией. Электрическая подстанция – электроустановка, предназначенная для приема, преобразования и распределения электрической энергии, состоящая из трансформаторов или других преобразователей электрической энергии и распределительных устройств, устройств управления и вспомогательных сооружений. ГОСТ 24291-90. Электроснабжение – обеспечение потребителей электрической энергией. Электрическая установка (электроустановка) – совокупность машин, аппаратов, линий электропередачи, вспомогательного оборудования, предназначенных для производства, преобразования, передачи и распределения электрической энергии или преобразования ее в другой вид энергии. ПУЭ. Энергетический баланс (энергобаланс) – количественная характеристика производства, потребления и потерь энергии или мощности за установленный интервал времени для определенной отрасли хозяйства, зоны энергоснабжения, предприятия, установки. ГОСТ 19431-84. 1. Система питания Система электроснабжения является частью электрики и может быть определена вниз от границы электроснабжающяя организация – потребитель (граница балансовой принадлежности) до единичного электроприемника. Проектирование систем электроснабжения осуществляется поэтапно. Основные этапы разработки и построения СЭС: - определение условий получения электроэнергии от энергосистемы; - анализ потребителей электрической энергии по технологическим, территориальным, напряжению и роду тока, надежности, характеру нагрузки и другим признакам; - определение типа ППЭ, РП, ТП, числа секций (систем) шин и питающих вводов, их размещение на генеральном плане предприятия; - выбор и обоснование связей между ИП и ППЭ, между ППЭ и РП, ТП; - формирование окончательного варианта структуры СЭС. Основные требования проектирования и построения схемы СЭС: - максимальное приближение высокого напряжения к потребителям; - отказ от «холодного резервирования» в схемах; - секционирование на всех уровнях СЭС; - выбор оптимального режима работы элементов СЭС. В большинстве случаев для СЭС предприятий в нормальном режиме применяются разомкнутые сети. 1.1. Выбор класса напряжения системы питания Рациональное построение системы электроснабжения во многом зависит от правильного выбора напряжения системы питания и системы распределения. Под рациональным напряжением () понимается такое значение стандартного напряжения, при котором сооружение и эксплуатация СЭС имеют минимальное значение приведенных затрат (З), которые складываются из капитальных затрат (К) и эксплутационных издержек (И). Величина капитальных затрат в основном складываются из капитальных затрат на сооружение ЛЭП (КЛЭП или ВЛЭП) и капитальных затрат на установку основного и вспомогательного электрооборудования (стоимость и монтаж). Величина эксплуатационных расходов складывается из стоимости потерь электрической энергии, стоимости амортизационных отчислений (включая ремонт оборудования) и оплаты труда ремонтного и эксплутационного персонала. Капитальные затраты и эксплутационные издержки на систему питания в основном определяются величиной нагрузки, расстоянием потребителя от ИП и напряжением сети. Если для сравнения вариантов СЭС принять величину нагрузки и расстояние неизменными, то капитальные затраты и эксплутационные издержки в основном будут определяться величиной напряжения, то есть можно принять К=f(U) и И=f(U). На рисунке 1.1 показаны эти зависимости. Рис. 1.1. Зависимость приведенных затрат (З), капитальных вложений (К) и эксплутационных издержек (И) от величины напряжения (U) Функция приведенных затрат есть З=К+И. На рисунке 1.1 в точке «В» при минимуме приведенных затрат и есть. Величину приближенного рационального напряжения можно определить и аналитическим путем. В проектной практике для определения величины рационального напряжения был предложен ряд эмпирических формул. Для шкалы напряжений, применяемых в России С.Н.Никогосовым, была предложена эмпирическая формула . (1.1) Г.А.Илларионовым для шкалы напряжений от 35 до 1150 кВ предложена эмпирическая формула , (1.2) где – величина рационального напряжения, кВ; – мощность, передаваемая по линии электропередачи, МВт; – длина линии, км. Определение системы питания производится на основании технико-экономического расчета (ТЭР) в следующих случаях: - имеется возможность получения электроэнергии от ИП при двух и более значениях напряжения; - при необходимости строительства новых или реконструкции действующих электростанций или подстанций энергосистемы; - при перспективном расширении предприятия. Во всех остальных случаях для системы питания ТЭР, как правило, не производится, а руководствуются техническими условиями энергосистемы на подключение потребителей к ее электрическим сетям. 1.2. Выбор линии электропередачи системы питания При выборе питающих линий электропередачи нужно уделить внимание их конструктивному исполнению с учетом надежности электроснабжения и условий окружающей среды. Необходимо помнить, что источник питания считается одним источником, если питается по одной воздушной двухцепной линии, и двумя источниками, если питается по двум одноцепным линиям или по двум кабельным линиям, проложенным по разным трассам [1]. Сечения проводов воздушных линий и жил кабелей выбирают в зависимости от ряда технических и экономических факторов [2]. Факторы, влияющие на выбор сечений, следующие: - нагрев от длительного выделения тепла рабочим током; - нагрев током К.З.; - падение напряжения в проводах и жилах кабелей от проходящего по ним тока в нормальном и послеаварийном режимах; - механическая прочность – устойчивость к механической нагрузке (собственная масса, гололед, ветер); - коронирование – фактор, зависящий от класса напряжения, сечения провода и условий окружающей среды; - экономический фактор. Влияние перечисленных факторов при выборе воздушных и кабельных линиях неодинаково. Выбор экономически целесообразного сечения ВЛЭП () производится по экономической плотности тока (). , (1.3) где – расчетный ток линии в нормальном режиме, А; – экономическая плотность тока, А/мм2. Величина зависит от материала провода и числа часов использования максимума нагрузки в течение года (Ти). Полученное сечение округляется до ближайшего стандартного значения. Выбранное сечение провода проверяется: по нагреву допустимым током в нормальном и послеаварийном режимах работы; по потерям напряжения в линии; по потерям на «корону». Для механической прочности воздушной линии ЛЭП следует брать провод со стальным сердечником. Питающие кабельные линии применяются редко, поэтому выбор сечения жил кабелей по условиям допустимого нагрева будет рассмотрен в разделе 5. 1.3. Выбор силовых трансформаторов пункта приема электроэнергии ГОСТ 14209-97 [3] дает рекомендации по допустимым режимам нагрузок силовых трехфазных масляных трансформаторов. В настоящем стандарте для трансформаторов главных понизительных подстанций предприятия принято следующие определение. Трансформатор средней мощности – трехфазный трансформатор номинальной мощностью не более 100 МВА, с высшим классом напряжения 110 кВ и выше с системами охлаждения ONAF (Д) и с переключением ответвлении обмоток под нагрузкой (с РПН). Выбор числа, мощности и типа силовых трансформаторов для питания электрических нагрузок производят на основании расчетов и обоснований по изложенной ниже общей схеме. Число трансформаторов на подстанции определяется, исходя из обеспечения надежности электроснабжения потребителей. Как правило, в технологической схеме предприятия присутствуют ЭП 1-й и 2-й категории, поэтому на главной понизительной подстанции устанавливаются два трансформатора. Установка более двух трансформаторов требует обоснования. Выбор мощности трансформатора производится по графику перетока мощности нагрузки через трансформатор за максимально загруженную смену. По графику перетока мощности нагрузки определяется полная среднеквадратичная мощность (Sср.кв.). Мощность одного трансформатора для N - трансформаторной подстанции , (1.4) где N – число трансформаторов на подстанции. Номинальная мощность трансформатора принимается по шкале стандартных мощностей силовых трансформаторов. Окончательно мощность трансформаторов определяется с учетом его допустимой нагрузки в нормальном режиме (режим систематических нагрузок) и допустимой перегрузки в аварийном режиме. Режим систематических нагрузок [3] – режим, в течение части цикла (обычно цикл равен суткам), при котором температура охлаждающей среды может быть более высокой и ток нагрузки превышает номинальный, однако, с точки зрения термического износа изоляции, такая нагрузка эквивалентна номинальной нагрузке при номинальной температуре охлаждающей среды. Это достигается за счет понижения температуры охлаждающей среды или тока нагрузки в течение остальной части цикла. Для определения допустимой перегрузки в режиме систематических нагрузок выбранного трансформатора определяется коэффициент его загрузки в нормальном режиме (К1). Коэффициент загрузки в нормальном режиме , (1.5) где – мощность трансформатора, кВ·А; – мощность нагрузки за интервал времени ti, кВ·А; ti. – интервал времени данной нагрузки, ч. Коэффициент перегрузки в режиме систематических нагрузок () определяется по полной среднеквадратичной мощности графика нагрузки трансформатора, которая больше полной мощности выбранного трансформатора за период времени перегрузки () , (1.6) где – мощность перегрузки за интервал времени , кВ·А; – интервал времени перегрузки, ч. По кривым или по таблицам [3], зависимости коэффициента К2 доп от значений К1 с учетом: продолжительности перегрузки; системы охлаждения трансформатора и температуры окружающей среды, определяется значение коэффициента допустимой перегрузки (К2 доп). Если выполняется неравенство, то трансформаторы выбраны правильно. При проверке трансформатора по допустимой перегрузке в аварийном режиме следует различать режим кратковременных и режим продолжительных аварийных перегрузок (послеаварийный режим). При нагрузках, превышающих номинальную, рекомендуется не превышать предельные значения тока и температуры, приведенные в таблице 1.1. Таблица 1.1 Предельные значения токов и температур для режимов нагрузки, превышающих номинальные значения Типы нагрузки Предельные значения параметра Режим систематических нагрузок Ток, отн. ед. Температура масла в верхних слоях, оС 1,5 105 Режим продолжительных аварийных перегрузок Ток, отн. ед. Температура масла в верхних слоях, оС 1,5 115 Режим кратковременных аварийных перегрузок Ток, отн. ед. Температура масла в верхних слоях, оС 1,8 115 На подстанциях устанавливаются, как правило, трехфазные трансформаторы. Дополнительно тип трансформатора выбирается исходя из конструктивного исполнения (климатическое исполнение, категория размещения и др.). Так как графики нагрузки предприятия практически всегда неравномерны то при проектировании СЭС предприятия на ГПП или ПГВ следует применять трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН). Также необходимо учитывать специальные ограничения [3]: - по термической стойкости при коротком замыкании во время перегрузки трансформатора длительность токов короткого замыкания не должна превышать 2 с.; - напряжение на выводах не должно превышать 1,05 номинального напряжения ответвления обмотки. 1.4. Выбор схемы устройства высшего напряжения ППЭ При выборе схемы электрических соединений на стороне высшего напряжения ППЭ необходимо учитывать: класс напряжения системы питания; условия подключения подстанции к энергоснабжающей организации и расстояния от источника питания до потребителя; мощность и тип подстанции. При разработке схемы подключения главной подстанции проектируемого объекта следует принимать упрощенные схемы (без сборных шин) с минимальным числом коммутационной аппаратуры. Применение отделителей, короткозамыкателей и предохранителей на стороне ВН подстанций 35 ,110 кВ не рекомендуется [4]. Схемы «блок линия – трансформатор» рекомендуются для тупиковых подстанций до 220 кВ включительно, питаемых по радиальным линиям [5]. Схемы «блок линия – трансформатор» выполняются: без коммутационных аппаратов или только с разъединителем (глухое присоединение); с высоковольтным выключателем. При питании по кабельным линиям электропередачи (рис. 1.2 (а)), при питании по воздушным линиям электропередачи (рис. 1.2 (б)). С целью упрощения на рисунке 1.2 (а), (б) показаны по одному блоку. Схему «блок линия – трансформатор» с выключателями на стороне питающей линии рекомендуется применять для подстанций напряжением 35 – 220 кВ, питающих потребители 1-й и 2-й категорий. При данной схеме предусматривается ремонтная перемычка со стороны питающих линий (рис 1.2 (в)). Возможно, что установка выключателей на стороне высшего напряжения будет казаться экономически необоснованной, но, как показала практика, применение схемы с выключателем время восстановления напряжения значительно ниже, поэтому происходят меньшие нарушения технологического процесса, а также предотвращается развитие аварий технологических установок. Особенно это важно в нефтеперерабатывающей и химической промышленности. Рис. 1.2. Однолинейные схемы «блок линия-трансформатор» а) – схема глухого присоединения с кабельным вводом; б) – схема с разъединителем (как правило для ВЛЭП); в) – схема «блок линия-трансформатор с выключателем» и ремонтной перемычкой со стороны линий Схема «мостик» применяется на стороне ВН подстанций 35 – 220 кВ при необходимости секционирования выключателем линий или трансформаторов. Схема применяется с трансформаторами мощностью до 63 МВ·А включительно. На напряжениях 110 и 220 кВ со стороны питающих линий, как правило, предусматривается ремонтная перемычка (рис.1.3 (в)). Схема «мостик с выключателем в перемычке со стороны питающих линий» применяется на тупиковых, ответвительных и проходных подстанциях. На тупиковых и ответвительных подстанциях в нормальном режиме работы схемы выключатель в перемычке отключен. На проходных подстанциях (кольцевые схемы) в нормальном режиме работы схемы выключатель в перемычке включен, так как через перемычку осуществляется транзит мощности. Рекомендуется для подстанций с неравномерным графиком нагрузок, где для уменьшения потерь в трансформаторах целесообразно временное отключение одного из них. Недостаток данной схемы состоит в том, что при повреждении питающей линии отключаются линия и трансформатор. Но при отключении трансформатора обе питающие линии остаются в работе, что повышает надежность электроснабжения (два источника питания) и снижаются потери в линиях. Схема «мостик с выключателем в перемычке со стороны трансформаторов» применяется на тупиковых и ответвительных подстанциях. Достоинства схемы состоит в том, что при повреждении питающей линии отключаются только линия, а оба трансформатора (при наличии автоматики) остаются в работе. Схема применяется при длинных линиях и редком отключении трансформаторов. Однолинейные схемы «Мостик» приведены на рисунке 1.3. Рис. 1.3. Однолинейные схемы «Мостик» а) схема «мостик с выключателем в перемычке со стороны питающих линии»; б) схема «мостик с выключателем в перемычке со стороны трансформаторов» Более сложные схемы для подстанций промышленных предприятий применяются на основании технико-экономических расчетов. 1.5. Выбор схемы распределительного устройства низшего напряжения пункта приема электрической энергии Распределение электрической энергии по подразделениям предприятия, как правило, осуществляется на классах напряжения 6-10 кВ (редко 35 кВ). При выборе схемы РУ низшего напряжения ППЭ решающими факторами являются: - мощность подстанции, определяющая число секций шин 6-10 кВ; - наличие единичной мощности и напряжения крупных потребителей (электропечей, воздуходувок, насосных, компрессорных и др.); - значение тока короткого замыкания на стороне 6-10 кВ; - характер нагрузок, определяющих подпитку места КЗ. РУ низшего напряжения ППЭ выполняется по упрощенным схемам. Как правило, применяется одна система сборных шин. По требованию надежности электроснабжения (двухтрансформаторная подстанция) система сборных шин секционируется. В нормальном режиме работы СЭС предусматривается раздельная работа секций шин (трансформаторов). При необходимости ограничения токов КЗ на стороне 6-10 кВ могут предусматриваться следующие мероприятия: - применение трансформаторов с расщепленными обмотками; - применение реакторов в цепях вводов от трансформаторов. Выбор варианта ограничения токов КЗ требует обоснования с учетом обеспечения качества электроэнергии. Степень ограничения токов КЗ определяется с учетом применения наиболее легкого оборудования, проводников, допустимых колебаний напряжения при резкопеременных нагрузках. При установке трансформаторов (мощностью 25 – 63 МВ∙А) с расщепленной обмоткой 6-10 кВ к каждой ветви обмотки трансформатора 6-10 кВ подключается своя секция сборных шин. Преимущество таких схем: - ограничение токов короткого замыкания; - при резко переменных графиках нагрузки, вызывающих колебания напряжения на шинах подстанции, позволяет значительно уменьшить отрицательное влияние нагрузок одной секции на качество напряжения другой секции. При необходимости применения в системе распределения двух классов напряжения и 6 кВ и 10 кВ на ППЭ устанавливаются трансформаторы с расщепленной обмоткой с классами напряжения одна обмотка низшего напряжения 6 кВ, другая 10 кВ, работающие каждая на свою секцию шин. 2. Система распределения 2.1. Выбор напряжения системы распределения Рациональное напряжение распределения электроэнергии напряжением выше 1 кВ на предприятии определяется на основании технико-экономического расчета и для вновь проектируемых предприятий в основном зависит от наличия и назначения приемников электрической энергии напряжением 6 кВ, и 10 кВ начиная с собственной ТЭЦ и величины её генераторного напряжения, а также напряжения системы питания. При учебном проектировании СЭС (без технико-экономического расчета) выбор рационального напряжения системы распределения производим по следующим условиям: Если суммарная мощность ЭП 6 кВ составляет менее 10 – 15 %, от суммарной мощности предприятия, то напряжение системы распределения принимается равным 10 кВ, а электроприемники на напряжение 6 кВ получают питание через понижающие трансформаторы по блочной схеме. Если суммарная мощность электроприемников 6 кВ составляет более 40 % от суммарной мощности предприятия, то напряжение системы распределения принимается равным 6 кВ. В остальных случаях вопрос выбора рационального напряжения следует решать на основании технико-экономического сравнения вариантов. Доля нагрузки напряжением 6 кВ в общем по заводу определяется из выражения . (2.1) При выборе класса напряжения распределительных сетей выше 1 кВ следует учитывать класс напряжения распределительных сетей до 1 кВ. В случае применения в низковольтных распределительных сетях напряжения 660 В, в высоковольтных распределительных сетях предпочтение отдается классу напряжения 10 кВ. 2.2. Выбор схем электрических сетей системы распределения Распределение электроэнергии по подразделениям предприятия выполняется по радиальной, магистральной или смешанной схемам. Выбор схемы зависит от: территориального размещения нагрузок, их величины, требуемой степени надёжности питания и других характерных особенностей технологического процесса производства проектируемого объекта. Основные принципы построения схем электроснабжения на всех её уровнях: – максимальное приближение источников высокого напряжения к ЭП; – резервирование питания закладывается в самой схеме электроснабжения, с учётом допустимой нагрузочной способности элементов СЭС; – секционирование всех звеньев СЭС от источника питания до сборных шин, питающих электроприёмники; – выбор режима работы элементов СЭС; – обеспечение функционирования основных производств предприятия в послеаварийном режиме. При построении общей схемы распределения электроэнергии следует стремиться к рациональному использованию РУ, сокращению количества электрических аппаратов и длин, питающих ЛЭП, и тем самым к снижению приведённых затрат. Схема распределения электрической энергии по подразделениям предприятия приведена на рисунке 2.1. Рис. 2.1. Схема распределения электрической энергии по подразделениям предприятия: ТП-1 радиальная схема; ТП-2 и ТП-3 двойная магистральная схема; ТП-4 одиночная магистральная схема Радиальные схемы электроснабжения применяются для питания ЭП первой категории и ЭП особой группы, а также удалённых от ППЭ мощных сосредоточенных потребителей с единичной мощностью трансформаторов 2500 кВ∙А. Данную схему применяют и для питания ЭП второй категории, перерыв электроснабжения которых влечет за собой нарушение технологического процесса или остановку производства. Магистральные схемы электроснабжения целесообразно применять при питании распределённых нагрузок и при упорядоченном расположении цеховых подстанций на территории проектируемого объекта. Магистральные схемы выполняются как одиночные, так и двойные, а с точки зрения питания с односторонним и двусторонним питанием. Двойные магистральные линии применяются для питания ЭП второй категории, а двойные магистрали с двусторонним питанием и для питания ЭП первой категории. Одиночные магистральные линии рекомендуется применять для питания неответственных потребителей (ЭП третьей категории) [2]. Число цеховых трансформаторов, подключённых к одной магистральной линии, зависит от их номинальной мощности. Рекомендуется подключать к одной магистральной линии не более пяти трансформаторов мощностью 250-630 кВ·А, не более трёх трансформаторов мощностью 1000 кВ·А, не более двух трансформаторов мощностью 1600 кВ·А. Подключение трансформаторов к магистральной линии осуществляется через коммутационно-защитную аппаратуру. В практике проектирования и эксплуатации СЭС, как правило, применяются и радиальные и магистральные схемы питания (так называемые смешанные схемы). Такое решение позволяет создать схему внутризаводского электроснабжения с наилучшими технико-экономическими показателями. 2.3. Выбор способа передачи электрической энергии Существуют следующие способы транспорта электрической энергии: - воздушные линии электропередачи (ВЛЭП); - кабельные линии электропередачи (КЛЭП); - токопроводы. Выбор способа транспорта электрической энергии производится на основании технико-экономического расчета и зависит от: - величины электрических нагрузок; - размещения нагрузки на территории предприятия; - плотности застройки и конфигурации неэлектрических коммуникаций; - удаленности от ИП; - характера окружающей среды. Каждый из указанных способов имеет рекомендуемые области применения и свои преимущества и недостатки. Воздушные линии электропередачи применяются, как правило, на классах напряжения 35; 110 и 220 кВ при нормальной окружающей среде. Кабельные линии электропередачи применяются при плотной застройке промышленной зоны и при наличии загрязнений окружающей среды. Выбор способа прокладки кабельных линии должен быть обоснован. Токопроводы в сетях 6 и 10 кВ промышленных предприятий для передачи в одном направлении мощности более 15-20 МВА при напряжении 6 кВ, более 25- 35 МВА при напряжении 10 кВ. При выборе типа токопровода необходимо учитывать его исполнение (тип и степень защиты) для защиты от воздействия окружающей среды. Подробно вопросы транспорта электрической энергии рассмотрены в разделе 10 «Средства и способы передачи и распределения электрической энергии». 3. Выбор распределительных пунктов и цеховых трансформаторных подстанций 3.1. Выбор распределительных пунктов 6 (10) кВ Распределительный пункт (РП) – электроустановка, предназначенная для приема и распределения электрической энергии без ее преобразования. РП 6(10) кВ в системах электроснабжения промышленных предприятий экономически целесообразно сооружать для подразделений предприятия при наличии высоковольтных ЭП и нескольких цеховых ТП. РП рекомендуется также для питания удаленных от ПГВ энергоемких потребителей (цехи с крупными поточными технологическими линиями, насосные и компрессорные станции и т. п.). Сооружение РП считается экономически обоснованным, если число присоединений к РП не менее шести (восьми). Как правило, РП питаются по радиальным линиям, выполняются с одиночной секционированной системой сборных шин с применением АВР. РП рекомендуется комплектовать ячейками КРУ. РП следует размещать на границе питаемых ими участков сети таким образом, чтобы не было обратных перетоков мощности. Принципиальная электрическая схема РП представлена на рисунке 3.1 (в). 3.2. Выбор цеховых трансформаторных подстанций Цеховые трансформаторные подстанции по месту их расположения подразделяются: внутрицеховые (встроенные); пристроенные и отдельно стоящие. Внутрицеховые подстанции устанавливаются при максимально возможном приближении к центру электрических нагрузок цеха при наличии места размещения и нормальных условиях окружающей среды. Пристроенные подстанции применяются в тех случаях, когда по условиям окружающей среды или специфики технологического процесса подстанцию нельзя расположить внутри цеха. Отдельно стоящие подстанции располагаются на территории предприятия, когда по условиям среды нельзя приблизить подстанцию к цеху или для питания нескольких цехов небольшой мощности [4]. Если нагрузка цеха на напряжении до 1 кВ не превышает 150-200 кВ·А, то в данном цехе ТП предусматривать не целесообразно. Электроприемники данного цеха рекомендуется запитывать от силовых пунктов с шин 0,4 – 0,66 кВ ближайшей цеховой подстанции. Цеховые ТП подразделяются на комплектные подстанции заводского изготовления (КТП) и подстанции, монтируемые на месте строительства (ТП). При проектировании рекомендуется применять комплектные трансформаторные подстанции (КТП), изготовляемые с полной комплектацией на заводах изготовителях, что обеспечивает большую надежность и сокращение сроков строительства. Принципиальные электрические схемы трансформаторных подстанций представлены на рисунке 3.1 (а; б). Шкафы высокого напряжения (вводные шкафы) КТП выполняются без сборных шин и комплектуются: разъединителем; разъединителем и предохранителем; выключателем нагрузки и предохранителем. Вводные шкафы КТП с трансформаторами 1600 и 2500 кВ·А комплектуются высоковольтными выключателями для обеспечения их защиты. При радиальной схеме питании цеховой ТП по коротким кабельным линиям (до 3 км), рекомендуется глухое присоединение (без коммутационного аппарата). При питании цеховой ТП по магистральным линиям, установка коммутационного аппарата обязательна. При решении вопроса о месте расположения цеховой подстанции необходимо принимать во внимание следующие положения: а) следует стремиться к выполнению внутрицеховых подстанций. б) при отсутствии места в цехе, при наличии в цехе: пожаро-взрывоопасных зон, химически агрессивных сред, токопроводящей пыли, необходимо выполнять пристроенные (около стен цеха) трансформаторные подстанции; в) отдельно стоящие подстанции следует применять только на основании технико-экономического обоснования. Рис. 3.1. Принципиальные электрические схемы трансформаторных подстанций (а; б) и распределительного пункта (в) Цеховые ТП могут иметь следующие схемы распределительных устройств низшего напряжения. Двухтрансформаторные Одиночная секционированная система сборных шин с фиксированным подключением каждого трансформатора к своей секции через автоматический выключатель, рассчитанный на выдачу мощности трансформатора с учетом его перегрузочной способности. Секционный автоматический выключатель в нормальном режиме отключен. На сборных шинах предусмотрено устройство АВР. Однотрансформаторные Одиночная несекционированная система сборных шин, подключенная к выводу трансформатора через автоматический выключатель, рассчитанный на выдачу полной мощности трансформатора. Любые из перечисленных выше схем распределительных устройств низшего напряжения цеховых ТП позволяют осуществить схему блока «трансформатор – магистраль». Выбор силовых трансформаторов цеховых подстанций Цеховые трансформаторы по терминологии [3] называются распределительными. Распределительный трансформатор – понижающий трехфазный трансформатор номинальной мощностью не более 2500 кВ×А, с высшим классом напряжения до 35 кВ включительно, с системой охлаждения ONAN (М) и без переключения ответвлений обмоток под нагрузкой (без РПН). Правильный выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых подстанций важно для построения рациональной схемы электроснабжения предприятия. Выбор числа трансформаторов связан с режимом работы потребителей и категорией надежности питания ЭП. ЭП 1-й и 2-й категории должны иметь питание от двух независимых источников электроэнергии, т. е. необходима установка двух трансформаторов. Потребители 3-й категории могут получать питание от однотрансформаторной подстанции при наличии складского трансформаторного резерва. Питание отдельно стоящих объектов общезаводского назначения (насосных, компрессорных станций и т. п.) рекомендуется выполнять от двухтрансформаторных подстанций. При выборе мощности трансформаторов цеховых ТП следует добиваться экономически целесообразного режима работы. При этом мощность трансформаторов должна быть выбрана таким образом, чтобы при отключении одного из них было обеспечено питание потребителей с учетом допустимой перегрузки оставшегося в работе трансформатора без сокращения естественного срока его службы. Определение мощности трансформаторов целесообразно производить исходя из оптимальной их загрузки в нормальном режиме. При этом мощность трансформаторов (Sтр) определяется по полной расчетной мощности цеха (Sц) за максимально загруженную смену с учетом требований по надежности электроснабжения , (3.1) где N – число трансформаторов, о.е. Кз – коэффициент оптимальной загрузки трансформаторов при работе в нормальном режиме, о.е. Для трансформаторов цеховых подстанций следует, как правило, принимать следующие оптимальные коэффициенты загрузки [1]: - для цехов с преобладающей нагрузкой 1-й категории – 0,65-0,7; - для цехов с преобладающей нагрузкой 2-й категории – 0,7-0,8; - для цехов с преобладающей нагрузкой 3-й категории – 0,9-1,0. При выборе мощности трансформаторов следует стремиться к установке трансформаторов не более двух-трех мощностей. Это облегчает замену поврежденных трансформаторов и ведет к сокращению складского резерва трансформаторов. При равномерно распределенной силовой нагрузке по площади цеха единичную мощность цеховых трансформаторов при напряжении сетей потребления 0,4 кВ предварительно можно определить по удельной мощности нагрузки цеха на единицу производственной площади , (3.2) где – удельной мощности нагрузки цеха, кВ·А/м2. В данном случае единичную мощность цеховых трансформаторов можно принять [5]: - при удельной мощности нагрузки до 0,2 (кВ·А)/м2 мощность трансформаторов не должна превышать 1000 кВ·А; - при удельной мощности нагрузки в пределах 0,2 – 0,5 (кВ·А)/м2 мощность трансформаторов принимается равной 1600 кВ·А; - при удельной мощности нагрузки более 0,5 (кВ·А)/м2 мощность трансформаторов принимается равной 1600; 2500 кВ·А. В случаях, когда нагрузка не распределена равномерно, а сосредоточена на отдельных участках цеха, выбор единичной мощности трансформаторов цеховых ТП не следует производить по критерию удельной мощности нагрузки [8]. При значительном количестве цеховых ТП рекомендуется унифицировать единичные мощности трансформаторов [5]. Общее количество трансформаторов, устанавливаемых в цехе, можно определить из выражения: . (3.3) При нагрузках, превышающих номинальную, для масляных трансформаторов рекомендуется не превышать предельные значения тока, приведенные в таблице 3.1. Таблица 3.1 Предельные значения тока для режимов нагрузки, превышающей номинальную Тип нагрузки Тр-р распределительный Режим систематических нагрузок Ток, отн. ед. Температура масла в верхних слоях, оС 1,5 105 Режим продолжительных аварийных перегрузок Ток, отн. ед. Температура масла в верхних слоях, оС 1,8 115 Режим кратковременных аварийных перегрузок Ток, отн. ед. Температура масла в верхних слоях, оС 2,0 - Для сухих трансформаторов предельное значение коэффициента допустимой перегрузки трансформатора следует принимать равным 1,2 [3]. При выборе типа распределительных трансформаторов необходимо уделить внимание их конструктивному исполнению. Для цеховых ТП применяются трехфазные двухобмоточные трансформаторы с ПБВ. По способу охлаждения (масляный, сухой, заполненный негорючим диэлектриком) зависит от условий окружающей среды и противопожарных требований. Схема соединения обмоток диктуется условиями надежности действия защиты в сетях до 1 кВ и возможности подключения несимметричных нагрузок. Рекомендуемые схемы соединения обмоток трансформаторов [5]: - трансформаторы мощностью до 250 кВ×А схема соединения обмоток «звезда – зигзаг»; - трансформаторы мощностью до 400 кВ×А – «звезда – звезда с нулем»; - трансформаторы мощностью 400 кВ×А и более – «треугольник – звезда с нулем». По условиям надежности действия защиты от однофазных КЗ в сетях напряжением до 1 кВ и возможности подключения несимметричных нагрузок предпочтительным является применение трансформаторов со схемой соединения "треугольник-звезда". После проведенного выбора производится расчет потерь активной и реактивной мощности в трансформаторах. 4. Компенсация реактивной мощности в системе электроснабжения Перетоки РМ в сети вызывают дополнительные потери мощности и электроэнергии, влияют на уровни напряжения в узлах сети, ухудшают пропускную способность электрических сетей и требуют значительных затрат для их компенсации. Компенсация реактивной мощности (с учетом качества электроэнергии) в сетях промышленных предприятий является одним из основных направлений сокращения потерь электроэнергии и повышения эффективности работы электроустановок предприятий. Следует отметить, что с точки зрения экономии электроэнергии и регулирования напряжения компенсацию реактивной мощности наиболее целесообразно осуществлять у ее потребителей. Задачей компенсации реактивной мощности является проведение мероприятий, при осуществлении которых реактивная мощность, потребляемая от источника питания, была бы оптимальна для данного узла нагрузки. Последствия перетока реактивной мощности: - ухудшение режимов работы ЭП из-за значительных потерь напряжения в электрических цепях; - снижение статической устойчивости узлов нагрузки; - необходимость увеличения пропускной способности элементов сети; - необходимость увеличения мощности генераторов на электрических станциях для генерации реактивной мощности, вызванной ее перетоками. 4.1 Принцип компенсации реактивной мощности Известно, что прохождение переменного электрического тока всегда сопровождается возникновением переменного (с частотой тока) магнитного потока. Изменение магнитного потока неизбежно сопровождается индуктированием электродвижущей силы самоиндукции, действие которой всегда направлено против изменения тока, проходящего в электрической цепи. Это и является индуктивной нагрузкой, вызывающей отставание во времени изменений переменного тока от изменений переменного напряжения на так называемый угол сдвига фаз (). Индуктивная нагрузка, вызываемая явлением самоиндукции, в цепи переменного тока всегда имеет место, так как для прохождения переменного тока проводники цепи представляют не только активное (R), но и индуктивное (XL) сопротивления. Основную индуктивную нагрузку в сетях переменного тока представляют машины и аппараты, действие которых основано на использовании магнитного потока (трансформаторы, электрические двигатели, реакторы, индукционные электрические печи и т. п.). Таким образом, в сети переменного тока имеются потребители активной (P) и реактивной (Q) мощности. Необходимую реактивную мощность для обеспечения работы ЭП вынуждены выдавать генераторы электрических станций. Но так как обмотки генераторов рассчитаны из условий допустимого нагрева на полный ток, то наличие в сети реактивной мощности и, следовательно, реактивного тока (Iр) приводит к недоиспользованию обмотки генераторов по активной мощности. С другой стороны, реактивная составляющая тока, проходя по всем элементам сети от генераторов до потребителей, вызывает дополнительные потери мощности, электроэнергии и напряжения. Этим и объясняется необходимость компенсировать потребление реактивной мощности с помощью источников реактивной мощности, включаемых в сеть в местах ее потребления. Принцип компенсации реактивного тока в электрической сети рассмотрим на примере рисунке 4.1. Рис. 4.1 Принцип компенсации реактивной мощности На рисунке 4.1(а) показана схема питания от сети напряжением (U) электроприемника, имеющего активное (R) и индуктивное (XL) сопротивление. Полный ток цепи (I) вследствие наличия индуктивной нагрузки (XL) будет отставать от напряжения (U) на угол . Величина угла тем больше, чем больше индуктивное сопротивление нагрузки (XL). Значения составляющих тока: ; , (4.1) где Iа.н – активная составляющего тока нагрузки, А; Iр.н – реактивная составляющего тока нагрузки, А; Iн – полный ток нагрузки, А. Функции угла определяется соотношением величин R и XL: ; ; , (4.2) где R – активное сопротивление, Ом; XL – реактивное сопротивление, Ом. Полный ток, потребляемый из сети, будет равен сумме векторов активной и реактивной составляющих этого тока, то есть, , (4.3) где Iн – полный ток нагрузки, А. В соответствии с этим мощность, потребляемая из сети: - активная мощность , (4.4) где P – активная потребляемая мощность, кВт; U – напряжение питания нагрузки, кВ; Iн – ток нагрузки, А. -реактивная мощность , (4.5) где Q – реактивная потребляемая мощность, кВ·Ар. - полная мощность , (4.6) где S – полная потребляемая мощность, кВ·А. Включение в схему (рис. 4.1 а) емкости (С) с реактивным сопротивлением Хс, которая создает емкостный ток , опережающий напряжение на угол 90º и противоположно направлен , за счет чего и происходит компенсация реактивной мощности, потребляемой индуктивным сопротивлением (см. рис. 4.1 б). При этом ток , потребляемый из сети, после подключения емкости с сопротивлением уменьшается, так как он будет равен сумме векторов , (4.7) где – реактивная составляющая тока с учетом компенсации, А. Если ток отстает по фазе от напряжения (индуктивный характер), то реактивная мощность потребляется и обозначается со знаком «+» (потребитель). Если ток опережает напряжение (емкостный характер), то реактивная мощность генерируется и обозначается со знаком «-» (источник). 4.2 Назначение компенсации реактивной мощности Компенсацию реактивной мощности в полной мере можно отнести к энергосберегающим технологиям. Повышение позволяет уменьшить потребление из сети реактивной энергии и увеличить за счет снижения загрузки по мощности срок службы оборудования. При решении задачи компенсации реактивной мощности требуется установить оптимальное соотношение между источником и потребителем реактивной мощности, принимая во внимание: - потери электроэнергии на генерацию реактивной мощности источниками реактивной мощности; - потери электроэнергии на передачу реактивной мощности из сети ВН; - удорожание цеховых ТП в случае загрузки их реактивной мощностью. К сетям напряжением до 1 кВ на промышленных предприятиях подключается большая часть потребителей реактивной мощности. Коэффициент активной мощности () которые обычно колеблется в пределах 0,3 – 0,8. Сети напряжением до 1 кВ электрически более удалены от источников питания, поэтому передача реактивной мощности в сеть низшего напряжения требует увеличения сечений проводников, повышения мощности силовых трансформаторов и сопровождается потерями активной и реактивной мощностей. Затраты, обусловленные перечисленными факторами, можно уменьшить или даже устранить, если осуществлять компенсацию РМ непосредственно у потребителя реактивной мощности в сети низшего напряжения. Компанией "МАТИК-ЭЛЕКТРО" (дилер итальянской фирмы "LOVATO ELECTRIC") проведен ряд исследований, которые обосновывают о необходимости компенсации реактивной мощности в СЭС и мест их размещения по уровням СЭС. На графике (рис. 4.2) приведены активные относительные потери в элементах СЭС от значения . Рис. 4.2 Зависимость активных потерь в элементах СЭС от cosφ Из графика видно, что уже при =0,7 происходит удвоение потерь в элементах СЭС. Таким образом, компенсация перетоков реактивной мощности в электрических сетях приводит к снижению загрузки элементов сети и тем самым к снижению потерь в системе электроснабжения. При проектировании СЭС предприятий со специфическими нагрузками (нелинейными, резкопеременными, несимметричными) следует учитывать, что устанавливаемые специальные технические средства одновременно обеспечивают КРМ и поддержание значений ПКЭ. Поэтому при проектировании вопросы качества электроэнергии и компенсации реактивной мощности для предприятий со специфическими нагрузками следует рассматривать одновременно. 4.3 Расчет значения экономического перетока реактивной мощности от источника питания к потребителю В балансе реактивных нагрузок потери реактивной мощности в элементах СЭС достигают 20 %. Коэффициент мощности электрических нагрузок () различных промышленных предприятий изменяется в пределах от 0,5 до 0,8. Это означает, что промышленные предприятия потребляют реактивную мощность от 0,75 до 1,73 от потребляемой предприятием активной мощности. Значение экономического перетока реактивной мощности от источника питания (Qэ) для потребителей, рассчитывающихся по двухставочному тарифу, определяется по формуле: , (4.10) где – значение экономического перетока РМ, кВ·Ар; – экономическое значение коэффициента реактивной мощности; – активная расчетная нагрузка предприятия на шинах (6; 10 кВ), кВт. Нормативное значение для шин 6-10 кВ подстанций 35-750 кВ общего назначения определяется по формуле: (4.11) где базовый коэффициент реактивной мощности; К – коэффициент, учитывающий отличие стоимостей электроэнергии в различных энергосистемах; отношение потребления активной мощности потребителем в квартале максимальной нагрузки энергосистемы к потреблению в квартале его максимальной нагрузки. Значения tg φб принимается для сетей 6-10 кВ, присоединенных к шинам подстанций с высшим напряжением 35, 110, 220 кВ соответственно: 35 кВ– 0,4; 110 кВ– 0,5; 220 кВ– 0,6; для шин генераторного напряжения – 0,6. Значение принимается в пределах 0,65…0,85. Значение коэффициента К для Омской энергосистемы принимать равным 0,8. В настоящее время согласно приказу Минпромэнерго РФ № 49 от 22.02.2007 значение соотношения потребления активной и реактивной мощности (значение коэффициента реактивной мощности) строго нормируется (см. табл.4.1) Таблица 4.1 Предельные значения коэффициента реактивной мощности Положение точки присоединения потребителя к электрической сети tg φ Напряжением 110 кВ 0,5 Напряжением 35 кВ 0,4 Напряжением 6-20 кВ 0,4 Напряжением 0,4 кВ 0,35 4.4 Определение суммарной мощности компенсирующих устройств по предприятию В настоящее время требования к режиму минимальных нагрузок практически отсутствуют, зато к режиму максимальных нагрузок – очень строгие [6]. Определение суммарной мощности компенсирующего устройства (Qку) по предприятию в целом производится по наибольшей суммарной реактивной мощности (Qmax), потребляемой предприятием, с учетом коэффициента разновременности максимумов активных и реактивных нагрузок по формуле: , (4.12) где Qmax – максимальное значение реактивной мощности в часы максимальных нагрузок электрической сети по реактивной мощности, кВ·Ар; Qр – расчетная потребляемая мощность предприятия, кВ·Ар; К – коэффициент, учитывающий несовпадение по времени активных наибольших нагрузок энергосистемы и реактивной нагрузки промышленного предприятия, и зависит от режима работы промышленного предприятия. Значение коэффициента К для проектирования можно принять [1]: - нефтепереработка, текстильная – 0,95; - черная и цветная металлургия, химическая, нефтедобыча, пищевая, бумажная, стройматериалов – 0,9; - угольная, газовая, машиностроение, металлообработка – 0,85; - торфоперерабатывающая, деревообрабатывающая – 0,8; - прочие – 0,75. Суммарная мощность компенсирующего устройства Qку определяется по балансу реактивной мощности на границе балансового разграничения с энергосистемой, в период наибольших активных нагрузок энергосистемы. (4.13) Значение суммарной мощности компенсирующих устройств, определенное по формуле (4.13), необходимо распределить по характерным узлам нагрузки системы электроснабжения предприятия. 4.5 Размещение компенсирующих устройств по уровням системы электроснабжения Большое значение имеет правильный выбор места установки компенсирующего устройства. Общее правило: реактивную мощность необходимо компенсировать в месте ее потребления. При решении задачи компенсации РМ требуется установить оптимальное соотношение между источниками реактивной мощности НН и ВН, принимая во внимание: - потери электроэнергии на генерацию реактивной мощности источниками реактивной мощности НН и ВН; - потери электроэнергии на передачу реактивной мощности из сети ВН в сеть НН; - удорожание цеховых ТП в случае загрузки их реактивной мощностью. К сетям напряжением до 1 кВ на промышленных предприятиях подключается большая часть потребителей реактивной мощности. Коэффициент мощности нагрузки НН обычно не превышает 0,5…0,8. Сети напряжением 380 – 660 В электрически более удалены от источников питания, поэтому передача реактивной мощности в сеть НН требует увеличения сечений проводов и кабелей, повышения мощности силовых трансформаторов и сопровождается потерями активной и реактивной мощностей. Затраты, обусловленные перечисленными факторами, можно уменьшить или даже устранить, если осуществлять компенсацию РМ непосредственно у потребителя реактивной мощности в сети НН. Выбор оптимальной мощности низковольтных батарей статических конденсаторов (НБСК) осуществляется одновременно с выбором силовых трансформаторов цеховых ТП. Существует несколько подходов для решения этого вопроса. Коэффициент реактивной мощности для рассматриваемого узла нагрузки (tgφ1) определяется по значению коэффициента активной мощности (cosφ1) данного узла. Задается требуемое значение cosφ2, которому соответствует tgφ2. Значение мощности компенсирующих устройств (КУ) определяется по формуле: Qку = Рп (tgφ1 - tgφ2), (4.14) где Qку – мощность компенсирующих устройств узла нагрузки, кВ·Ар; Рп – потребленная активная мощности данного узла нагрузки, кВт. Суммарная расчетная мощность компенсирующих устройств в узле нагрузки до 1 кВ, исходя из пропускной способности питающих трансформаторов (Qку.нн.) [1] , (4.15) где – расчетная РМ за наиболее загруженную смену, кВ·Ар; – наибольшая РМ, которую целесообразно передать через трансформаторы в сеть до 1 кВ. , (4.16) где N – число трансформаторов цеховой ТП; kз – рекомендуемый коэффициент загрузки трансформатора; Sн.т. – номинальная мощность трансформатора, кВ·А; Pр – активная расчетная мощность до 1 кВ цеховой ТП за наиболее загруженную смену, кВт. Компанией "МАТИК-ЭЛЕКТРО" предложен простой метод определения мощности компенсирующих устройств (Qку) в узле нагрузки Qку = Pр·K , (4.17) где Pр – расчетная активная мощность узла нагрузки, кВт; К – коэффициент пропорциональности. Коэффициент К определяется по таблице 4.1 в зависимости от текущего значения коэффициента активной мощности и требуемого для компенсации перетоков реактивной мощности питающих сетей узла нагрузки. Расчетную мощность низковольтных БСК округляют до ближайшей (по стандартной шкале) мощности комплектных конденсаторных установок (ККУ). Таблица 4.1 Значения коэффициента К для достижения заданного cosφ Текущее значение Требуемый (достижимый) cos φ tgφ cosφ 0,80 0,82 0,84 0,86 0,88 0,90 0,92 0,94 0,95 0,96 0,97 0,98 0,99 Коэффициент K 3,18 0,30 2,43 2,48 2,54 2,59 2,64 2,70 2,75 2,82 2,86 2,89 2,93 2,98 3,04 2,96 0,32 2,21 2,26 2,32 2,37 2,42 2,48 2,53 2,60 2,64 2,67 2,71 2,76 2,82 2,77 0,34 2,02 2,07 2,13 2,18 2,23 2,28 2,34 2,41 2,45 2,48 2,52 2,56 2,63 2,59 0,36 1,84 1,89 1,95 2,00 2,05 2,10 2,17 2,23 2,27 2,30 2,34 2,39 2,45 2,43 0,38 1,68 1,73 1,79 1,84 1,89 1,95 2,01 2,07 2,11 2,14 2,18 2,23 2,29 2,29 0,40 1,54 1,59 1,65 1,7 1,75 1,81 1,87 1,93 1,97 2,00 2,04 2,09 2,15 2,16 0,42 1,41 1,46 1,52 1,57 1,62 1,68 1,73 1,80 1,84 1,87 1,91 1,96 2,01 2,04 0,44 1,29 1,34 1,4 1,45 1,50 1,56 1,61 1,68 1,72 1,75 1,79 1,84 1,9 1,93 0,46 1,18 1,23 1,29 1,34 1,39 1,45 1,50 1,57 1,61 1,64 1,68 1,73 1,79 1,83 0,48 1,08 1,13 1,19 1,24 1,29 1,34 1,40 1,47 1,51 1,54 1,58 1,62 1,69 1,73 0,50 0,98 1,03 1,09 1,14 1,19 1,25 1,31 1,37 1,41 1,45 1,48 1,63 1,59 1,64 0,52 0,89 0,94 0,99 1,05 1,10 1,16 1,22 1,28 1,32 1,35 1,39 1,44 1,5 1,56 0,54 0,81 0,86 0,92 0,97 1,02 1,07 1,13 1,20 1,24 1,27 1,31 1,36 1,42 1,48 0,56 0,73 0,78 0,84 0,89 0,94 1,00 1,05 1,12 1,16 1,19 1,23 1,28 1,34 1,40 0,58 0,65 0,70 0,76 0,81 0,86 0,92 0,98 1,04 1,08 1,11 1,15 1,20 1,26 1,33 0,60 0,58 0,63 0,69 0,74 0,79 0,85 0,91 0,97 1,01 1,04 1,08 1,13 1,19 1,30 0,61 0,55 0,60 0,66 0,71 0,76 0,81 0,87 0,94 0,98 1,01 1,05 1,10 1,16 1,27 0,62 0,52 0,57 0,63 0,68 0,73 0,78 0,84 0,91 0,95 0,99 1,02 1,06 1,13 1,23 0,63 0,48 0,53 0,59 0,64 0,69 0,75 0,81 0,87 0,91 0,94 0,98 1,03 1,09 1,20 0,64 0,45 0,50 0,56 0,61 0,66 0,72 0,77 0,84 0,88 0,91 0,95 1,00 1,06 1,17 0,65 0,42 0,47 0,53 0,58 0,63 0,68 0,74 0,81 0,85 0,88 0,92 0,97 1,03 1,14 0,66 0,39 0,44 0,5 0,55 0,60 0,65 0,71 0,78 0,82 0,85 0,89 0,94 1,00 1,11 0,67 0,36 0,41 0,47 0,52 0,57 0,63 0,68 0,75 0,79 0,82 0,86 0,90 0,97 1,08 0,68 0,33 0,38 0,44 0,49 0,54 0,59 0,65 0,72 0,76 0,79 0,83 0,88 0,94 1,05 0,69 0,30 0,35 0,41 0,46 0,51 0,56 0,62 0,69 0,73 0,76 0,8 0,85 0,91 1,02 0,70 0,27 0,32 0,38 0,43 0,48 0,54 0,59 0,66 0,70 0,73 0,77 0,82 0,88 0,99 0,71 0,24 0,29 0,35 0,4 0,45 0,51 0,57 0,63 0,67 0,70 0,74 0,79 0,85 0,96 0,72 0,21 0,26 0,32 0,37 0,42 0,48 0,54 0,60 0,64 0,67 0,71 0,76 0,82 Продолжение таблицы 4,1 0,94 0,73 0,19 0,24 0,3 0,35 0,40 0,45 0,51 0,58 0,62 0,65 0,69 0,73 0,8 0,91 0,74 0,16 0,21 0,27 0,32 0,37 0,42 0,48 0,55 0,59 0,62 0,66 0,71 0,77 0,88 0,75 0,13 0,18 0,24 0,29 0,34 0,40 0,46 0,52 0,56 0,59 0,63 0,68 0,74 0,86 0,76 0,11 0,16 0,22 0,27 0,32 0,37 0,43 0,50 0,54 0,57 0,61 0,65 0,72 0,83 0,77 0,08 0,13 0,19 0,24 0,29 0,34 0,40 0,47 0,51 0,54 0,58 0,63 0,69 0,80 0,78 0,05 0,10 0,16 0,21 0,26 0,32 0,38 0,44 0,48 0,51 0,55 0,60 0,66 0,78 0,79 0,03 0,08 0,14 0,19 0,24 0,29 0,35 0,42 0,46 0,49 0,53 0,57 0,64 0,75 0,80 0,05 0,11 0,16 0,21 0,27 0,32 0,39 0,43 0,46 0,5 0,55 0,61 0,72 0,81 0,08 0,13 0,18 0,24 0,30 0,36 0,4 0,43 0,47 0,52 0,58 0,70 0,82 0,06 0,11 0,16 0,21 0,27 0,34 0,38 0,41 0,45 0,49 0,56 0,67 0,83 0,03 0,08 0,13 0,19 0,25 0,31 0,35 0,38 0,42 0,47 0,53 0,65 0,84 0,06 0,11 0,16 0,22 0,29 0,33 0,36 0,4 0,44 0,51 0,62 0,85 0,03 0,08 0,14 0,19 0,26 0,3 0,33 0,37 0,42 0,48 0,59 0,86 0,05 0,11 0,17 0,23 0,27 0,30 0,34 0,39 0,45 0,57 0,87 0,08 0,14 0,21 0,25 0,28 0,32 0,36 0,43 0,54 0,88 0,06 0,11 0,18 0,22 0,25 0,29 0,34 0,4 0,51 0,89 0,03 0,09 0,15 0,19 0,22 0,26 0,31 0,37 0,48 0,90 0,06 0,12 0,16 0,19 0,23 0,28 0,34 0,46 0,91 0,03 0,10 0,14 0,17 0,21 0,25 0,32 0,43 0,92 0,07 0,11 0,14 0,18 0,22 0,29 0,40 0,93 0,04 0,08 0,11 0,15 0,19 0,26 0,36 0,94 0,04 0,07 0,11 0,16 0,22 0,33 0,95 0,08 0,13 0,16 0,29 0,96 0,15 ПРИМЕР Исходные данные: Активная расчетная мощность узла нагрузки: Pр = 100 кВт. Значение номинального cos φ узла нагрузки: cos φ = 0,61. Реактивная расчетная мощность узла нагрузки: Qр = Pр tgφ = 100×1,3=130 кВ·Ар. Требуемое значение cos φ данного узла нагрузки: cos φ =0,96. Коэффициент K из таблицы K = 1,01 Необходимая реактивная мощность БСК Qку = 100×1,01=101 кВ·Ар. Индивидуальная компенсация может быть выполнена для мощных электроприемников с низким коэффициентом мощности и с большим числом часов работы в году. При окончательном выборе мощности компенсирующих устройств всей системы электроснабжения необходимо определить мощность компенсирующих устройств в сетях выше 1 кВ () , (4.18) где Qку з – мощность компенсирующих устройств по заводу в целом, кВ·Ар; Qку нн – мощность компенсирующих устройств, реально установленных в сетях до 1 кВ, кВ·Ар. 4.6 Способы и средства компенсации реактивной мощности Существует два способа компенсации реактивной мощности: поперечная и продольная компенсация. Продольная компенсация используется для регулирования напряжения в межсистемных сетях. В системах электроснабжения промышленных предприятий используется поперечная компенсация. В качестве источников реактивной мощности на промышленных предприятиях могут использоваться батареи статических конденсаторов (БСК), синхронные двигатели и специальные источники реактивной мощности. При выборе средств компенсации реактивной мощности в системах электроснабжения промышленных предприятий необходимо различать по функциональным признакам две группы промышленных сетей в зависимости от состава их нагрузок: 1-я группа — сети общего назначения; 2-я группа — сети со специфическими нелинейными, несимметричными и резкопеременными нагрузками. Решение задачи компенсации реактивной мощности для обеих групп различно. Средствами компенсации реактивной мощности (РМ) в сетях общего назначения являются: - батареи статических конденсаторов (низшего и высшего напряжений), - синхронные электродвигатели (СД). В сетях со специфическими нагрузками: - силовые резонансные фильтры (СРФ); - симметрирующие устройства (СУ); - фильтросимметрирующие (ФСУ) устройства. Батареи статических конденсаторов Генерация реактивной мощности конденсатором емкостью , подключенным к сети напряжением , составляет , (4.19) где С – емкость конденсатора, μF; . Пропорциональность квадрату напряжения ведет к тому, что при снижении напряжения сети на 10 % генерация реактивной мощности уменьшится на 19 %. В сетях до 1 кВ конденсаторы соединяются в треугольник. В этом случае реактивная мощность, генерируемая батареей конденсаторов, определяется по формуле , (4.20) где U – линейное напряжение, кВ; ωо – круговая частота; C – емкость конденсатора одной фазы, μF. В сетях выше 1 кВ конденсаторы соединяются в звезду. При этом по сравнению с соединением в треугольник, генерируемая реактивная мощность снижается в три раза. При наличии в сети высших гармоник напряжения в конденсаторах возникают гармоники токов, что приводит к перегрузке конденсаторов по току. Поэтому при достаточно высоком уровне несинусоидальности напряжения использование конденсаторных батарей для компенсации реактивной мощности становится недопустимым. Применение батарей статических конденсаторов имеет свои преимущества и недостатки. Преимущества: - простота схем включения в электрическую сеть; - простота и удобство эксплуатации; - малые удельные потери на выработку 1 кВ·Ар мощности; - относительно невысокая стоимость; Недостатки: - отсутствие плавного регулирования мощности, выдаваемой в сеть; - выдаваемая в сеть мощность зависит от напряжения; - большая вероятность выхода из строя в сетях с высшими гармониками; - пожаро- и взрывоопасность. Установку батарей конденсаторов до 1 кВ непосредственно в производственных помещениях следует выполнять при соблюдении следующих условий: - окружающая среда не содержит проводящей пыли, химически активных веществ, не отнесена к взрывоопасным и пожароопасным зонам; - должны быть исключены механические воздействия от транспортных средств и перемещаемых грузов; - степень защиты оболочки конденсаторных батарей должна быть не менее IP48. Для промышленных предприятий рекомендуется использование комплектных конденсаторных установок. Синхронные электродвигатели Синхронные двигатели могут использоваться в качестве источников реактивной мощности в режиме перевозбуждения. Синхронные электродвигатели 6-10, реактивная мощность которых используется для компенсации реактивной мощности, должны иметь автоматическое регулирование возбуждения в функции реактивной мощности узла нагрузки на границе балансового разграничения с энергосистемой. Допустимая перегрузка двигателя по реактивной мощности зависит от типа двигателя, его загрузки по активной мощности и напряжения на его зажимах. Рекомендуется применять для компенсации реактивной мощности без обосновывающих расчетов синхронных двигателей с номинальной мощностью свыше 2500 кВт и с частотой вращения свыше 1000 об./мин. При этом верхний предел генерируемой реактивной мощности ограничен допустимым нагревом машины, а также условиями пуска и устойчивости его работы. Генерируемая реактивная мощность определяется по формуле (4.21) где – активная номинальная мощность двигателя, кВт; – номинальный коэффициент реактивной мощности; – номинальный коэффициент полезного действия; – коэффициент загрузки двигателя по активной мощности. При генерации реактивной мощности в синхронных двигателях, как и в конденсаторах, возникают дополнительные потери активной мощности. Достоинства применения синхронных электродвигателей для компенсации реактивной мощности перед конденсаторными батареями: - реактивная мощность синхронным электродвигателем может, как генерироваться, так и потребляться; - возможность плавного регулирования выработки реактивной мощности; - меньшая зависимость генерируемой реактивной мощность от напряжения сети, чем у конденсаторов. - преимущественное использование СД во всех случаях, когда это возможно и целесообразно по условиям технологического процесса производства; Основной недостаток синхронных двигателей как источников реактивной мощности заключается в том, что потери на генерацию реактивной мощности в них примерно на порядок больше, чем в конденсаторах. Синхронный компенсатор представляет собой синхронный двигатель облегченной конструкции, работающий без нагрузки на валу и используемый только для компенсации реактивной мощности. Они становятся экономичными только при больших мощностях, характерных для подстанций энергосистем, и поэтому на промышленных предприятиях используются очень редко. Специальные источники реактивной мощности – это устройства, предназначенные не только для компенсации реактивной мощности, но и для фильтрации высших гармоник. Их применение экономически оправдано при нелинейных и несимметричных нагрузках. 5 Выбор элементов системы электроснабжения При проектировании СЭС рекомендуется применять электротехническое оборудование отечественного производства. При выборе элементов СЭС необходимо выполнить следующие условия: - выбор по номинальным параметрам; - выбор по конструктивному исполнению. 5.1 Выбор по номинальным параметрам Все элементы СЭС должны работать в длительном режиме работы при номинальных параметрах сети и их номинальной нагрузке. Номинальное напряжение элемента СЭС должно соответствовать классу его изоляции и, соответственно, классу напряжения сети. Максимально возможный ток электрической цепи не должен превышать номинальный ток элемента СЭС. При нарушении этого условия происходит перегрев элемента, что приводит к необратимым процессам старения изоляции. При выборе оборудования и ошиновки по номинальному току рекомендуется учитывать нормальные эксплуатационные, послеаварийные и ремонтные режимы, а также перегрузочную способность электрооборудования. 5.2 Выбор электрооборудования по конструктивному исполнению Элементы СЭС должны соответствовать определенным условиям окружающей среды (климатические условия, категория размещения и технико-технологические условия). При выборе элементов СЭС по конструктивному исполнению необходимо учитывать: - тип электрооборудования; - климатическое исполнение электрооборудования; - категорию размещения электрооборудования; - технико-технологические условия эксплуатации электрооборудования. При правильном выборе элементов СЭС по типу и конструктивному исполнению последние должны работать как угодно долго без нарушения нормальных эксплутационных характеристик. Выбор типа электрооборудования При выборе типов высоковольтных выключателей рекомендуется руководствоваться следующим [7]: - в открытых РУ 110 кВ и выше предусматриваются элегазовые выключатели наружной установки отечественного или импортного производства; - в закрытых РУ 110 кВ должны, как правило, устанавливаться КРУЭ; - в ОРУ 35 кВ предусматриваются элегазовые или вакуумные выключатели; - в РУ 6(10) кВ общего назначения применяются маломасляные, электромагнитные, вакуумные выключатели и предусматриваются шкафы КРУ (КРУН). В целях повышения безопасности и удобства обслуживания рекомендуется применять разъединители 110-220 кВ с заземляющими ножами и дистанционным управлением привода. Типы проводников ЛЭП выбираются в зависимости: - от способа транспорта (воздушные, кабельные линии и шинопроводы); - от условий прокладки (земля, воздух, вода). Выбор элементов СЭС по климатическому исполнению Одним из основных условий функционирования электроустановки являются условия окружающей среды, обусловленные погодно-климатическими и геологическими факторами природной среды. Электроустановка считается климатически стойкой, если она способна выдержать без разрушения и без заметных нарушений нормальных эксплутационных характеристик, для работы, в которой она предназначена. "Климатическая защита" охватывает широкий комплекс мер, в том числе и защиту от коррозии, обеспечивающих установленный срок службы и надежную работу в том или ином климатическом районе. Характеристики макроклиматов и условное обозначение климатического исполнения электрооборудования приведены в таблице 5.1. Таблица 5.1 Характеристика и обозначение и макроклиматов Макроклимат Основная характеристика климатических районов Обозначение электрооборудования Средняя температура воздуха, °С максимальная минимальная Русское Латинское Умеренный Ниже +40 Выше -45 У N Холодный — Ниже -45 ХЛ F Умеренный и холодный Ниже +40 Ниже -45 УХЛ NF Тропический Выше +40 — Т T Тропический влажный Выше +40 — ТВ TH Тропический сухой Выше +40 — ТС TA Общеклиматическое исполнение (для всех кроме холодного) Выше +40 Выше -45 О – Категория размещения электрооборудования характеризует гарантированную работоспособность электрооборудования при размещении его в определенных условиях. Исполнение и условное обозначение категории размещения электрооборудования приведены в таблице 5.2. Таблица 5.2 Условное обозначение категории размещения электрооборудования Исполнение Обозначение Для эксплуатации на открытом воздухе. 1 Для эксплуатации на открытом воздухе или в помещениях, где колебания температуры и влажности воздуха несущественно отличаются от колебаний на открытом воздухе (отсутствие прямого воздействия солнечной радиации и атмосферных осадков). 2 Для эксплуатации в закрытых помещениях с естественной вентиляцией без искусственно регулируемых климатических условий. 3 Для эксплуатации в помещениях с искусственно регулируемыми климатическими условиями (например, в закрытых отапливаемых производственных помещениях). 4 Для эксплуатации в помещениях с повышенной влажностью (например, в неотапливаемых и невентилируемых помещениях, в том числе шахтах). 5 Пример: системы кодировки электрооборудования по климатическому исполнению и категории размещения. УХЛ 1 – электрооборудование применяется в условиях умеренного холодного климата для эксплуатации на открытом воздухе. Климатическое исполнение электрооборудования и категория размещения указываются заводом изготовителем в марке оборудования. Выбор элементов СЭС по технико-технологическим условиям эксплуатации Технико-технологические условия эксплуатации зависят от вида и типа технологического процесса и определяют: - условия окружающей среды в помещениях (температура, влажность, запыленность, химически активная среда, пожаро- и взрывоопасные зоны) и на наружных установках (загрязнение атмосферы и грунта агрессивными веществами и т. п.); - требования к надежности электроснабжения объекта. Все элементы СЭС имеют определенные степени защиты, предназначенные для обеспечения надежной их работы в условиях характерных для технологического процесса того или иного производственного процесса. Виды и степени защиты электрооборудования от попадания влаги и твердых тел Для защиты электрооборудования в пыльных и сырых помещениях существует международная защита IP (international protection). Обозначение защиты состоит из латинских букв IP – и двух цифр. Первая цифра от 0 до 6 – степень защиты от попадания твердых тел и обслуживающего персонала. Вторая цифра от 0 до 8 – степень защиты от проникновения влаги. Степени международной защиты IP изделий от попадания твердых тел и влаги, а также условное обозначение степеней защиты оборудования приведены в таблицах 5.3 и 5.4 [2]. Таблица 5.3 Степени защиты электротехнических изделий от попадания твердых тел и обслуживающего персонала Первая цифра Степень защиты Специальная защита отсутствует. 1 Защита от проникновения внутрь оболочки большого участка поверхности человеческого тела, например руки, и от проникновения твердых тел размером свыше 50 мм. 2 Защита от проникновения внутрь оболочки пальцев или предметов длиной не более 80 мм и от проникновения твердых тел размером свыше 12 мм. 3 Защита от проникновения внутрь оболочки инструментов, проволоки и т. д. диаметром или толщиной более 2,5 мм и от проникновения твердых тел размером более 1 мм. 4 Защита от проникновения внутрь оболочки твердых тел размером более 1 мм. 5 Проникновение внутрь оболочки пыли не предотвращено полностью. Однако пыль не может проникать в количестве, достаточном для нарушения работы изделия. 6 Проникновение пыли предотвращено полностью Таблица 5.4 Степени защиты электротехнических изделий от проникновения влаги Вторая цифра Степень защиты Защита отсутствует 1 Защита от капель воды: капли воды, вертикально попадающие на оболочку, не должны оказывать вредного воздействия на изделие. 2 Защита от капель воды при наклоне оболочки до : капли воды, вертикально попадающие на оболочку, не должны оказывать вредного воздействия на изделия при наклоне его оболочки на любой угол до относительно нормального положения. 3 Защита от дождя: дождь, падающий на оболочку под углом от вертикали, не должен оказывать вредного воздействия на изделие. 4 Защита от брызг: вода, разбрызгиваемая на оболочку в любом направлении, не должна оказывать вредного воздействия на изделие. 5 Защита от водяных струй: струя воды, выбрасываемая в любом направлении на оболочку, не должна оказывать вредного воздействия на изделие. 6 Защита от волн воды: вода при волнении не должна попадать внутрь оболочки в количестве, достаточном для повреждения изделия. 7 Защита при погружении в воду: вода не должна проникать в оболочку, погруженную в воду, при определенных условиях давления и времени в количестве, достаточном для повреждения изделия. 8 Защита при длительном погружении в воду: изделия пригодны для длительного погружения в воду при условиях, установленных изготовителем. Степени и виды защиты электрооборудования при эксплуатации во взрывоопасных зонах Взрывоопасная зона – помещение или ограниченное пространство в помещении или наружной установке, в котором имеются или могут образоваться взрывоопасные смеси [2]. Взрывоопасные зоны подразделяются на классы: - зоны класса В-I и их подклассы; - зоны класса В-II и их подклассы. Класс взрывоопасной зоны, в соответствии с которым производится выбор электрооборудования, определяется технологами совместно с электриками проектировщиками. В зависимости от температуры самовоспламенения взрывоопасные смеси газов и паров с воздухом подразделяются на шесть групп (Т1….Т6). Взрывозащищенное электрооборудование подразделяется по уровням и видам взрывозащиты, группам и температурным классам [2]. Уровни защиты: - электрооборудование повышенной надежности против взрыва (взрывозащита обеспечивается при нормальном режиме работы); - взрывобезопасное оборудование (взрывозащита обеспечивается как при нормальном режиме работы, так и при повреждении оборудования при эксплуатации (аварийный режим); - особовзрывобезопасное оборудование, когда приняты дополнительные средства взрывозащиты, предусмотренные спецификой технологического процесса. Виды защиты обеспечивают различные уровни взрывозащиты и различаются средствами и мерами взрывобезопасности. Пример маркировки: где 1 – знак уровня взрывозащиты; Ex – знак соответствия стандартам; d – знак вида взрывозащиты; IIA – знак подгруппы (категория смеси); T3 – знак температурного класса (группа смеси). 5.3. Выбор сечения проводника по условию допустимого нагрева Если условия эксплуатации проводников отличаются от приводимых в таблицах ПУЭ, то значения допустимых токовых нагрузок необходимо принимать с соответствующими поправками. При выборе сечения проводников по допустимому нагреву в послеаварийном режиме необходимо учитывать допустимую перегрузку проводников, установленную ПУЭ. Допустимая токовая перегрузка проводников в случае отклонения нормируемых условий определяется выражением: , (1.7) где IT – допустимое значение тока нагрузки по таблицам [1] для выбранной марки проводника; K1 – коэффициент, учитывающий фактическую температуру окружающей среды (воздуха, воды, земли); K2 – коэффициент, учитывающий количество параллельно проложенных кабелей в одной траншее; K3 – коэффициент, учитывающий фактическое тепловое сопротивление грунта; K4 – коэффициент допустимой перегрузки ЛЭП в послеаварийном режиме; K5 – коэффициент, учитывающий фактическое рабочее напряжение. Выбранные сечения проводников необходимо проверить к воздействию токов короткого замыкания и по падению напряжения в линии в нормальном и послеаварийном режимах. 5.4. Выбор вспомогательного электрооборудования К вспомогательному электрооборудованию относятся трансформаторы напряжения и трансформаторы тока. Их выбирают по номинальному напряжению, конструктивному исполнению, схеме соединения обмоток, классу точности вторичной обмотки. Выбор типа трансформатора определяется его назначением. Для однофазных трансформаторов напряжения, соединенных в звезду, в качестве Sном необходимо взять суммарную мощность всех трех фаз, а для соединения по схеме неполного треугольника – удвоенную мощность одного трансформатора. 6 Расчёт токов короткого замыкания Все элементы СЭС проверяются по режиму короткого замыкания на электродинамическую и термическую стойкость, а коммутационные аппараты также на коммутационную способность. Методы расчета токов КЗ стандартизированы и подробно приведены в [8]. Исходными данными для расчетов токов КЗ являются паспортные данные всех элементов исследуемой системы электроснабжения, а также исходные данные питающей системы и Sк.з. или Uc и Iк.з.. Алгоритм расчёта. 1. Составить расчетную схему электрической цепи для которой производится расчет токов короткого замыкания. 2. По расчетной схеме составить схему замещения. 3. Произвести расчет сопротивлений элементов СЭС, входящих в схему замещения. 4. Свернуть схему относительно точки КЗ. 5. Произвести расчет токов короткого замыкания для каждой точки КЗ. Особенности расчёта токов КЗ в сетях выше 1 кВ Для электроустановок напряжением выше 1 кВ учитывают индуктивные сопротивления электрических машин, силовых трансформаторов и автотрансформаторов, реакторов, воздушных и кабельных линий, токопроводов. Активное сопротивление электрической цепи (суммарное до точки КЗ) следует учитывать если его величина превышает одну треть индуктивного сопротивления этой цепи. При определении тока КЗ в узле нагрузки должна учитываться подпитка синхронными и асинхронными электродвигателями, подключенных к данному узлу. Влияние подпитки не учитывается, если электродвигатели отделены от места КЗ ступенью трансформации. Расчет можно проводить как в относительных, так и в именованных единицах. Особенности расчёта токов КЗ в сетях до 1 кВ При расчете тока трехфазного КЗ в установках напряжением до 1 кВ следует учитывать не только индуктивные и активные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи, но и активные сопротивления всех контактных соединений в этой цепи (на шинах, на вводах и выводах аппаратов, разъемные контакты аппаратов), а также активное сопротивление дуги. В случае питания электрических сетей напряжением до 1 кВ от понижающих трансформаторов при расчете токов КЗ следует исходить из условия, что подведённое к трансформатору напряжение неизменно и равно его номинальному значению. При отсутствии достоверных данных о контактах и их переходных сопротивлениях допускается [8] что при расчете токов КЗ в сетях, питаемых от трансформаторов мощностью до 2500 кВ·А включительно, учитывать их суммарное сопротивление введением в расчет активного сопротивления: - для распределительных устройств до 1 кВ цеховых ТП мощностью до 1000 кВ·А включительно – 0,015 Ом; - для распределительных устройств до 1 кВ цеховых ТП мощностью 1600 и 2500 кВ·А значения активных сопротивлений подлежат уточнению; - для первичных цеховых распределительных пунктов, питаемых радиальными линиями от подстанций – 0,02 Ом; - для вторичных цеховых распределительных пунктов – 0,025 Ом; - для аппаратуры, установленной непосредственно у электроприемников, получающих питание от вторичных распределительных пунктов – 0,03 Ом. Расчет необходимо проводить в именованных единицах. Способы и средства ограничения токов короткого замыкания Для ограничения токов КЗ на промышленных предприятиях должна быть предусмотрена раздельная работа питающих линий электропередачи и трансформаторов на всех уровнях системы электроснабжения. В качестве средств ограничения токов КЗ на промышленных предприятиях могут быть применены: - трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения; - трансформаторы с повышенным значением напряжения короткого замыкания; - токоограничивающие реакторы; - специальные тиристорные быстродействующие токоограничивающие устройства типа ТОУ. При необходимости ограничения токов КЗ в РП 6-10 кВ следует производить установку токоограничивающих реакторов на питающих линиях или устанавливать групповые реакторы на отходящих линиях 6-10 кВ с присоединением до 4 линий к одному реактору. Индивидуальное реактирование отходящих линий должно быть обосновано. 7 Проверка электрооборудования к действию токов короткого замыкания Основные критерии проверки элементов системы электроснабжения по режиму короткого замыкания: - электродинамическая стойкость; - термическая стойкость; - коммутационная способность. Методика расчета электродинамического и термического действия токов короткого замыкания подобно изложены в [8, 9]. По режиму короткого замыкания должны проверяться [2]: 1. В электроустановках выше 1 кВ: - электрические аппараты, токопроводы, кабели и другие проводники; - воздушные линии электропередачи при ударном токе КЗ 50 кА и более для предупреждения схлестывания проводов при динамическом действии тока КЗ. 2. В электроустановках до 1 кВ: - токороводы; - распределительные щиты и силовые шкафы. Электрические аппараты, которые предназначены для отключения токов КЗ проверяются на коммутационную способность. Для определения электродинамической и термической стойкости электрических аппаратов и проводников в качестве расчетного вида КЗ следует принимать трехфазное КЗ [2]. Расчетное значение тока КЗ следует определять исходя из условий повреждения в такой точке электрической цепи, при коротком замыкании в которой, аппараты и проводники находятся в наиболее тяжелых условиях. При расчете термической стойкости в качестве расчетного времени следует принимать сумму времени действия основной защиты, установленной у ближайшего к месту КЗ выключателя, полного времени отключения выключателя и времени затухания апериодической составляющей тока КЗ [8]. Элементы СЭС, которые по режиму КЗ не проверяются: - электрические аппараты и проводники, защищенные плавкими предохранителями; - проводники в цепях к цеховым трансформаторам и к индивидуальным приемникам, если повреждение проводника не может вызвать взрыва или пожара. 8 Проектирование систем электроснабжения 8.1. Общие положения Основные факторы, которые необходимо учитывать при проектировании систем электроснабжения: - характеристика источников питания; - характеристика потребителей электроэнергии; - экономичность СЭС; - бесперебойное электроснабжение потребителей; - безопасность и удобство эксплуатации СЭС. Схемы электроснабжения промышленных предприятий должны разрабатываться с учетом следующих основных принципов [7]: - источники питания должны быть максимально приближены к потребителям электрической энергии; - число ступеней трансформации и распределения электроэнергии на каждом напряжении должно быть минимально возможным; - распределение электроэнергии рекомендуется осуществлять по схемам, обеспечивающим как надежность электроснабжения, так и ее качество; - схемы электроснабжения и электрических соединений подстанций должны быть выполнены таким образом, чтобы требуемый уровень надежности и резервирования был обеспечен при минимальном количестве электрооборудования; - схемы электроснабжения должны быть выполнены по блочному принципу с учетом технологической схемы предприятия; - взаимосвязанные технологические агрегаты должны питаться от одной секции шин подстанции; - питание электроприемников параллельных технологических линий следует осуществлять от разных секций шин подстанций; - питание вторичных цепей не должно нарушаться при любых переключениях питания силовых цепей параллельных технологических потоков. ПГВ предназначена только для приёма электрической энергии (без её распределения). Поэтому схемы ввода высокого напряжения выполняются по упрощенным схемам (без сборных шин). Линии электропередачи ввода могут быть как воздушными, так и кабельными линиями 110 или 220 кВ. Применение ВЛЭП целесообразно при нормальных условиях окружающей среды и при невысокой плотности застройки промышленной площадки. Провода ВЛЭП 110-220 кВ выполняются сталеалюминевыми. При сооружении ОРУ вблизи морских побережий, соленых озер, химических предприятий и т. п. местах применяются специальные алюминиевые и сталеалюминевые провода, защищенные от коррозии. Для подвески гибкой ошиновки, как правило, применяются стеклянные и полимерные изоляторы. При построении схемы электроснабжения предприятия должно проводиться секционирование шин во всех звеньях системы электроснабжения, включая шины низшего напряжения цеховых двухтрансформаторных подстанций. При нормальном режиме работы схемы электроснабжения следует применять раздельную работу линий и трансформаторов как системы питания, так и системы распределения электрической энергии. Система электроснабжения должна обеспечивать возможность роста потребления электроэнергии предприятием без коренной ее реконструкции. Регулирование напряжения в системах электроснабжения промышленных предприятий должно обеспечиваться применением трансформаторов и автотрансформаторов с автоматическим регулированием напряжения под нагрузкой и выбором оптимальных ответвлений у нерегулируемых под нагрузкой трансформаторов. На промышленных предприятиях рекомендуется предусматривать автоматизированный учет потребления электроэнергии. Релейная защита и автоматика (РЗА) подстанций промышленных предприятий должна быть согласована с устройствами РЗА системы внешнего электроснабжения. Выбор принимаемых видов РЗА должен выполняться в соответствии с техническими условиями на присоединение, выданными энергоснабжающей организацией, и требованиями соответствующих глав ПУЭ. Для подстанций промышленных предприятий рекомендуется применять комплектные устройства РЗА, выполненные на интегральных микросхемах. При необходимости компенсации ёмкостных токов замыкания на землю в сетях 6; 10; 35 кВ на ПС устанавливаются дугогасящие заземляющие реакторы с плавным или ступенчатым регулированием индуктивности. На напряжении 6; 10 кВ дугогасящие реакторы подключаются к нейтрали трансформатора. Дугогасящие реакторы с плавным регулированием индуктивности оснащаются системой автоматического регулирования ёмкостного тока замыкания на землю. Для исключения выхода из строя оборудования от феррорезонансных перенапряжений рекомендуется применять: - для сетей 6; 10; 35 кВ антирезонансные трансформаторы напряжения соответствующих классов; - для сетей 110 и 220 кВ антирезонансные или ёмкостные трансформаторы напряжения соответствующих классов. Режим заземления нейтрали обмоток 110 кВ трансформаторов выбирается с учётом класса изоляции нейтрали, обеспечения в допустимых пределах коэффициента заземления, допустимых значений токов однофазного КЗ. Нейтраль обмоток трансформаторов 110 кВ, которые в процессе эксплуатации могут быть изолированы от земли, защищаются ограничителями перенапряжения типа ОПНН-110 [7]. Все трансформаторы 220 кВ и выше имеют глухое заземление нейтрали. При проектировании молниезащиты воздушных линий электропередачи, подстанций, открытых и закрытых распределительных устройств следует руководствоваться требованиями ПУЭ. Разрядники в качестве средств защиты от перенапряжений на ПС 110 кВ и выше не применяются [7]. Проектирование заземляющих устройств выполняется в соответствии с нормированием по допустимому напряжению прикосновения либо по допустимому сопротивлению растекания, а также с учётом требований по снижению импульсных помех для обеспечения работы РЗ, автоматики, телемеханики и связи. На всех ПС устанавливаются не менее двух трансформаторов СН. К трансформаторам собственных нужд ПС могут подключаться только потребители подстанции. В схемах собственных нужд ПС предусматривается присоединение трансформаторов СН к разным источникам питания (вводам разных трансформаторов, различным секциям шин РУ и др.). На стороне низшего напряжения трансформаторы СН должны работать раздельно с автоматическим вводом резерва (АВР). Для ПС 110 и 220 кВ мощность каждого трансформатора СН с низшим напряжением 0,4 кВ предусматривается не более 630 кВ·А. Для сетей СН переменного тока принимается напряжение 380/220 В системы TN-C или TN-C-S. Система АСКУЭ подстанций напряжением 35 кВ и выше охватывает все точки расчетного и технического учета активной и реактивной электроэнергии с целью получения полного баланса электроэнергии на объекте, включая балансы по уровням напряжения. 8.2. Конструктивное исполнение подстанций При проектировании подстанций учитывают особые условия окружающей среды, в частности: сейсмичность региона, климатические условия, степень загрязнения атмосферы и высоту расположения площадки ПС над уровнем моря. При проектировании подстанций необходимо обеспечить: - надёжное электроснабжение потребителей с требуемым качеством электрической энергии; - внедрение передовых проектных решений; - соблюдение требований экологической безопасности и охраны окружающей среды; - ремонтопригодность применяемого электрооборудования; - безопасные и удобные условия труда эксплуатационного персонала. При проектировании подстанций необходимо руководствоваться ПУЭ [2], рекомендациями по технологическому проектированию[7], а также другими нормативными документами. При проектировании подстанций с учётом рекомендуемых схем РУ, компоновок оборудования, конструкций зданий и сооружений возможны обоснованные отступления от рекомендаций по проектированию. Подстанции (ПС) с высшим напряжением 35-750 кВ сооружаются, как правило, открытого типа. Сооружение ПС закрытого типа напряжением 35-220 кВ предусматривается в случаях: - когда в районах, где по климатическим условиям, при наличии снежных заносов и пыльных уносов, в прибрежных зонах с сильнозасоленной атмосферой, невозможно применение ПС открытого типа; -расположения ПС в зонах промышленных загрязнений; -необходимости снижения уровня шумов до допустимых пределов. ПС 35 и 110 кВ преимущественно проектируются комплектными, заводского изготовления. Применение некомплектных подстанций обосновывается технико-экономическим расчетом. Выбор типа, мощности и других параметров подстанций, а также их расположение должны обусловливаться значением и характером электрических нагрузок и размещением их на генеральном плане предприятия. При этом должны учитываться также архитектурно-строительные и эксплуатационные требования, расположение технологического оборудования, условия окружающей среды, требования взрывопожарной и экологической безопасности. Подстанции, как правило, должны проектироваться с учетом эксплуатации их без постоянного дежурного персонала с применением устройств релейной защиты, автоматики, сигнализации и т. п. Месторасположение подстанции, выделение зон для рационального размещения линий электропередачи следует определять совместно с генпланом предприятия. При выборе места размещения главной подстанции (ППЭ) необходимо руководствоваться следующими рекомендациями: - площадка размещается вблизи центра электрических нагрузок; - предусматриваются подъездные пути к подстанции; - подстанция располагается вне зон загрязнения промышленными отходами предприятия; - обеспечение максимально удобных заходов и коридоров воздушных линий электропередачи всех классов напряжения; - на расстоянии от складов горюче-смазочных материалов, нефтепроводов, газопроводов, определяемом соответствующими нормами и правилами. При размещении подстанции обслуживаемой энергосистемой на территории предприятия предусматривается возможность выделения её в самостоятельный объект с независимым проездом на территорию подстанции. Уровень изоляции оборудования подстанций выбирается в зависимости от степени загрязнения атмосферы природными или производственными уносами. 9 Компоновка подстанций 9.1 Общие положения Генеральный план подстанции увязывается со схемой трасс линий электропередачи всех классов напряжений и положением подъездных дорог. При проектировании подстанций учитываются особые условия окружающей среды, в частности: климатические условия, степень загрязнения атмосферы и высоту расположения площадки ПС над уровнем моря. ПС 35-220 кВ по упрощенным схемам на стороне ВН с минимальным количеством аппаратуры, размещаемых в районах с загрязненной атмосферой, рекомендуется открытая установка оборудования ВН и трансформаторов с усиленной внешней изоляцией. Уровень изоляции оборудования ОРУ выбирается в зависимости от степени загрязнения атмосферы природными или производственными уносами. ПС 35 и 110 кВ преимущественно проектируются комплектными, заводского изготовления. Применение некомплектных подстанций обосновывается технико-экономическим расчетом. На всех ПС устанавливаются не менее двух трансформаторов СН. К трансформаторам собственных нужд ПС могут подключаться только потребители подстанции. В схемах собственных нужд ПС предусматривается присоединение трансформаторов СН к разным источникам питания (вводам разных трансформаторов, различным секциям шин РУ и др.). На ПС с постоянным оперативным током трансформаторы СН присоединяются через предохранители или выключатели к шинам РУ 6; 10 кВ, а при отсутствии этих РУ – к обмоткам низшего напряжения основного трансформатора. На ПС с переменным или выпрямленным оперативным током трансформаторы собственных нужд присоединяются через предохранители на участке между вводами НН основного трансформатора и его выключателем. В случае питания оперативных цепей переменного тока или выпрямленного тока от трансформаторов напряжения, присоединённых к питающим ВЛ, трансформаторы СН присоединяются к шинам НН ПС. При питании оперативных цепей переменного тока от трансформаторов СН последние присоединяются к ВЛ, питающим ПС. На стороне низшего напряжения трансформаторы СН должны работать раздельно с автоматическим вводом резерва (АВР). Общеподстанционный пункт управления (ОПУ) располагается, как правило, в центре между РУ разных классов напряжений. Отопление здания ОПУ ПС осуществляется на ПС 35-220 кВ с помощью электропечей с автоматическим поддержанием необходимого температурного режима работы. 9.2. Компоновка распределительных устройств подстанций Распределительные устройства напряжением 35-220 кВ выполняются, как правило, открытого типа (ОРУ). Распределительные устройства напряжением 6-10 кВ – закрытого типа (ЗРУ). Компоновка открытых распределительных устройств Распределительные устройства ВН трансформаторных подстанций, предназначенные только для приёма электрической энергии (без её распределения), выполняются без сборных шин по блочным или мостиковым схемам. Компоновка ОРУ напряжением 35 кВ и выше должны обеспечивать возможность проведения ремонта и технического обслуживания электрооборудования с применением технических средств преимущественно без снятия напряжения с соседних присоединений, а также подъезда передвижных испытательных лабораторий к оборудованию. Ошиновка ОРУ 35-220 кВ выполняется сталеалюминевыми проводами (гибкая ошиновка), а также трубами из алюминиевых сплавов (жесткая ошиновка). Применение гибкой ошиновки предпочтительнее жесткой. На ПС 35 кВ и выше для подвески гибкой ошиновки, как правило, применяются стеклянные и полимерные изоляторы. Жесткая ошиновка на стороне 6 и 10 кВ трансформаторов (реакторов) допускается только на коротких участках в случаях, когда применение гибких токопроводов усложняет конструкцию. При сооружении ОРУ вблизи морских побережий, соленых озер, химических предприятий и т. п., где опытом эксплуатации установлено разрушение алюминия, применяются специальные алюминиевые и сталеалюминевые провода, защищенные от коррозии. В распределительных устройствах обязательно предусматривается стационарные заземляющие ножи, обеспечивающие заземление аппаратов и ошиновки без применения переносных заземлителей. Трансформаторы напряжения устанавливаются на каждую систему шин, а если система шин секционирована, то на каждую секцию шин. Трансформаторы напряжения подключаются к сборным шинам через разъединители и предохранители в РУ 6 – 35 кВ и через разъединители в РУ 110 кВ и выше. В распределительном устройстве предусматриваются трансформаторы собственных нужд, которые служат для питания вспомогательного оборудования оперативных цепей, а также освещения зданий и территории подстанции. Трансформаторы собственных нужд подключаются через разъединители и предохранители до выключателей ввода, если ТСН используется для питания оперативных цепей. Закрытая установка трансформаторов 35-220 кВ применяется: - если усиление изоляции не дает должного эффекта; - когда в атмосфере содержатся вещества, вызывающие коррозию, а применение средств защиты нерационально; - при стесненной промышленной застройке; - при необходимости снижения уровня шума до нормированных значений и невозможности обеспечить необходимое снижение шума другими средствами. КРУЭ напряжением 110 кВ и выше применяются при стесненных условиях, в крупных городах и на промышленных предприятиях, в районе с загрязненной атмосферой, а также в других обоснованных случаях Групповые токоограничивающие реакторы на 6 и 10 кВ применяются, как правило, в исполнении для наружной установки. На присоединениях питающих и отходящих линиях кроме коммутационных аппаратов устанавливаются трансформаторы тока. Расстояние от оси трассы ВЛЭП до зданий и сооружений должно составлять не менее полуторократной высоты опоры. Компоновка закрытых распределительных устройств Распределительные устройства выполняются со сборными шинами. В ЗРУ 6 и 10 кВ рекомендуется устанавливать шкафы КРУ заводского изготовления. В закрытых РУ 6 и 10 кВ рекомендуется располагать оборудование секций в отдельных изолированных друг от друга помещениях с установкой при соответствующем обосновании двух последовательно включенных секционных выключателей в разных помещениях. В пределах одного распределительного устройства необходимо применять однотипное электрооборудование. Жесткая ошиновка на стороне 6 и 10 кВ трансформаторов (реакторов) допускается только на коротких участках в случаях, когда применение гибких токопроводов усложняет конструкцию. Выводы низшего напряжения трансформаторов и другого электрооборудования соединяются с жесткой ошиновкой через гибкие вставки. В распределительных устройствах обязательно предусматривается стационарные заземляющие ножи, обеспечивающие заземление аппаратов и ошиновки без применения переносных заземлителей. Трансформаторы напряжения устанавливаются на каждую секцию шин. Трансформаторы напряжения подключаются к сборным шинам через разъединители и предохранители в РУ 6; 10; 35 кВ и через разъединители в РУ 110 кВ и выше. При необходимости в распределительном устройстве предусматриваются трансформаторы собственных нужд и подключаются через предохранители до выключателей ввода, если ТСН используется для питания оперативных цепей. На ПС с постоянным оперативным током трансформаторы СН присоединяются через предохранители или выключатели к шинам РУ 6; 10; 35 кВ, а при отсутствии этих РУ – к обмоткам низшего напряжения основного трансформатора. На ПС с переменным или выпрямленным оперативным током трансформаторы СН через предохранители на участке между вводами НН основного трансформатора и его выключателем. В случае питания оперативных цепей переменного тока или выпрямленного тока от трансформаторов напряжения, присоединённых к питающим ВЛ, трансформаторы СН присоединяются к шинам НН ПС. При питании оперативных цепей переменного тока от трансформаторов СН последние присоединяются к ВЛ, питающим ПС. Для получения более подробной информации по данному разделу необходимо обратиться к [1, 2, 4, 7]. 10 Средства и способы передачи и распределения электрической энергии Основные средства для передачи электрической энергии: - воздушные линии; - кабельные линии; - токопроводы; - электрические провода. Тот или иной тип передачи электрической энергии на различных уровнях системы электроснабжения требует как технического, так и экономического обоснования. 10.1 Выбор средства передачи и распределения электрической энергии При выборе средства передачи электрической энергии в системе электроснабжения необходимо учитывать следующие факторы [9]: - класса напряжения и величину электрических нагрузок; - экономичность; - надежность электроснабжения потребителей; - учет требований по электромагнитной совместимости; - степень загрязненности окружающей среды; - плотность застройки промышленной площадки; - уровень грунтовых вод; - размещение технологических, транспортных и других коммуникаций; - удобство эксплуатации и ремонта электрических сетей; - требования пожарной безопасности; - перспективу развития сети. По территории промышленных предприятий могут быть применены воздушные линии, токопроводы, кабельные линии в надземных и подземных кабельных сооружениях, в земле, по стенам зданий и сооружений, на кабельных и технологических эстакадах. Передача электроэнергии в системе питания предприятия осуществляется, как правило, по воздушным линиям. Применение кабельных линий требует технико-экономического обоснования. При наличии загрязнений окружающей среды (промышленные выбросы и т. п.) в пределах промышленной зоны на вводе делается кабельная вставка с обоснованием способа ее прокладки [9]. При выборе питающих линий электропередачи нужно уделить внимание их конструктивному исполнению с учетом надежности электроснабжения и условий окружающей среды. Необходимо помнить, что источник питания считается одним источником, если питается по одной воздушной двухцепной линии, и двумя источниками, если питается по двум одноцепным линиям или по двум кабельным линиям, проложенным по разным трассам [1]. Выбор средства передачи электрической энергии системы распределения производится на основании ТЭР и зависит от: - величины электрических нагрузок; - размещения нагрузки на территории предприятия; - плотности застройки; - насыщенности и конфигурации технологических коммуникаций; - удаленности от ИП; - степени загрязненности окружающей среды; - уровня грунтовых вод. Как правило, распределение электрической энергии осуществляется кабельными линиями или токопроводами. Выбор трассы для передачи электроэнергии зависит от: - назначения передачи электрической энергии; - средства передачи и способа прокладки; - конструкции и марки проводов и кабелей. Трассы линий электропередачи выбираются наикратчайшими, с наименьшим числом пересечений между собой и с другими коммуникациями. 10.2 Передача и распределение электрической энергии по воздушным линиям Для обеспечения электроснабжения объекта в целом (система питания) передача электрической энергии осуществляется, как правило, по воздушным линиям. Применение кабельных линий требует технико-экономического обоснования. Открытые сети имеют ряд технических преимуществ: - наглядность; - доступность для осмотра и ремонта; - удобство при изменении трассы. 10.3 Передача электрической энергии по кабельным линиям При высокой плотности застройки промышленной зоны и при наличии загрязненных сред рекомендуется применять кабели 110; 220 кВ с пластмассовой изоляцией, прокладываемые в кабельных сооружениях или по технологическим эстакадам, в траншеях ниже зоны промерзания грунта (1,5 м), с устройством специальных колодцев для кабельных муфт. В системе распределения электроэнергии по подразделениям предприятия передача электроэнергии осуществляется по кабельными линиями или токопроводам [10]. В общем случае все способы прокладки кабельных линий можно разделить на два вида: - закрытая прокладка, когда отсутствует возможность непосредственного доступа к кабелям; - открытая прокладка (по стенам зданий и конструкциям и в проходных кабельных сооружениях). Способы прокладки кабельных линий электропередачи и типы кабельных сооружений приведены на рисунке 10.1 [12]. Рис 10.1. Типы кабельных сооружений Кабельные потоки от распределительных устройств различных напряжений, трансформаторов, а также от разных секций распределительного устройства одного напряжения прокладываются в отдельных каналах. Трассы кабельных линий выбираются наикратчайшими, с наименьшим числом пересечений КЛЭП между собой и с другими коммуникациями. Способ прокладки КЛЭП выбирается в зависимости от количества кабелей в одном направлении и условий трассы. Прокладка кабельных линий в траншеях В одной траншее допускается укладывать не более 6 (одновременно работающих) кабелей на напряжение до 10 кВ и не более трех на напряжение 20 и 35 кВ. При большом числе кабелей прокладывается дополнительная траншея с расстоянием между ними 1,2 м. В противном случае применяют другие способы транспорта. Механическая защита кирпичная или из железобетонных плит. Для кабельных линий до 1 кВ механическая защита осуществляется только в местах частых раскопок. Глубина заложения кабелей в траншее принимается не менее 0,7 м (может уменьшена до 0,5 м при вводе в здания). При пересечениях кабельных линий дополнительно предусматривается защита от механических повреждений (трубы). В месте пересечения кабельных трасс расстояния между ними принимается не менее 0,5 м. Прокладка кабельных линий в каналах Типовые кабельные каналы сооружаются из сборных железобетонных конструкций (реже из кирпича). При сооружении кабельного канала внутри помещений они закладываются бетонными плитами на уровне пола. При прохождении вне цеха каналы прокладываются под землей на глубине не менее 0,3 метра. При наличии места можно прокладывать полуподземные каналы. Число кабелей, прокладываемых в каналах, колеблется от 7 до 20 - 30 кабелей (зависит от диаметра кабеля и от типа канала). Каналы выполняются под уклоном 0,1 % в сторону водостока. Для защиты кабельной лини от механических повреждений прокладка осуществляется в блоках. Если позволяют условия окружающей среды (нет пожароопасных и взрывоопасных зон) можно прокладывать по стенам зданий. Прокладка кабеля в туннелях Туннели – это подземное сооружение. Прокладка в туннелях применяется при большом числе кабелей (более 30 – 40), идущих в одном направлении. Туннели выполняются проходными высотой 2,4 м и полупроходными высотой 1,5 м. Туннели выполняются шириной 1,5; 1,8; 2,1; 2,4 м. Туннели шириной 1,5 м – односторонняя прокладка кабелей. Длина туннелей достигает сотни метров. Если длина туннеля до 7 м – предусматривается 1 выход. Если длина 7 – 200 м – не менее 2 выходов, при большей длине – расстояние между двумя ближайшими выходами должно быть не более 200 м. Прокладка кабельных линий на эстакадах и галереях Эстакада – это специальное сооружение над землей на опорах или общие эстакады с технологическими коммуникациями. Количество кабельных линий больше 30. Прокладка кабелей на эстакадах применяется на химических заводах, нефтеперерабатывающих, металлургических и др., территория которых насыщена подземными коммуникациями, высокая агрессивность грунта, где в каналах и туннелях возможно скопление взрывоопасных тяжелых газов. Галерея – это та же эстакада, но больших размеров. Эстакада и галерея очень хорошо себя зарекомендовали при прокладке большого количества кабельных линий. 10.4 Передача электрической энергии по токопроводам При магистральных схемах питания и при передаче больших мощностей на промышленных предприятиях рекомендуется применять токопроводы. В сетях 6 кВ промышленных предприятий при передаче мощности в одном направлении более 15…20 МВ·А, в сетях 10 кВ более 25…35 МВ·А, и в сетях 35 кВ более 35 МВ·А [2]. На напряжении 6; 10 и 35 кВ применяются как гибкие, так и жесткие токопроводы. Открытую прокладку токопроводов следует применять во всех случаях, когда она возможна по условиям генерального плана объекта электроснабжения и условиям окружающей среды промышленной зоны. 10.5 Способы прокладки линий электропередачи в открытых электроустановках На ОРУ кабели прокладываются в наземных лотках. При применении лотков обеспечивается проезд по ОРУ и подъезд к оборудованию машин и механизмов, необходимый для выполнения ремонтных и эксплуатационных работ. Для обеспечения проезда механизмов предусматриваются переезды с сохранением расположения лотков на одном уровне. При применении лотков не используется прокладка кабелей под дорогами или переездами для машин в трубах и каналах, расположенных ниже уровня лотков. Одиночные кабели (до 7) от кабельных сооружений до приводов и шкафов различного назначения могут прокладываться в земле без специальной защиты (в том числе небронированные) при отсутствии над ними проездов. Во всех кабельных сооружениях предусматривается запас емкости для дополнительной прокладки кабелей порядка 15 % от количества, предусмотренного на расчетный период. Кабели применяются с изоляцией, не распространяющей горение (с индексом НГ). При выборе типа силовых кабелей руководствуются рекомендованной номенклатурой кабельных изделий для подстанций. На ПС 220-750 кВ кабельные потоки от распределительных устройств различных напряжений, трансформаторов, а также от разных секций распределительного устройства одного напряжения прокладываются в отдельных лотках или каналах. На ПС 110 кВ, от которых питаются потребители I—II категории, кабельные линии от РУ 6 и 10 кВ указанных потребителей прокладываются в отдельных коробах, лотках, каналах. Для прокладки потребительских силовых кабелей предусматривается организованный вывод их по территории ПС (в каналах, туннелях, траншеях и т. п.) до ее внешнего ограждения. Расположение кабельных каналов и прокладку кабелей выполняют с учетом требований по электромагнитной совместимости. По мере освоения электропромышленностью токопроводов до 330 кВ с элегазовой изоляцией рекомендуется их применение для схем глубоких вводов при высокой плотности застройки промышленной площадки и наличии агрессивной окружающей среды. 10.6 Внутризаводское распределение электрической энергии При распределения электроэнергии на напряжениях 6-10 кВ по территории энергоемкого промышленного предприятия следует применять открыто проложенные токопроводы с симметричным расположением фаз следующих конструктивных исполнений: - жесткий подвесной с трубчатыми шинами и подвесными изоляторами; - гибкий с расщепленными проводами; - комплектный закрытый типа ТЗК-10. Для систем канализации 6-10 кВ промышленных предприятий рекомендуется применять, как правило, жесткие токопроводы с трубчатыми шинами из алюминиевого сплава АД 31. Токопроводы разработаны в исполнениях для наружной и внутренней установки при нормальной среде и в исполнении для наружной установки для предприятий с сильно загрязненной средой. Гибкие токопроводы рекомендуется применять при одновременном наличии следующих факторов: нестесненной планировки предприятия, позволяющей не учитывать условную стоимость, отчуждаемой под гибкий токопровод, территории, и минимального количества (до двух-трех на 1 км) углов поворота трассы. Токопровод ТЗК-10 следует применять на вводах незначительной длины (порядка 50 м) от трансформаторов до распределительных устройств 6-10 кВ, а также при ошиновке электроустановок внутри зданий. При выборе токопровода, прокладываемого по территории предприятия, следует учитывать стоимость отчуждаемой территории. Можно принимать, что отчуждение территории под жесткий токопровод составляет 10 м, под гибкий токопровод – 18 м. Внецеховые кабельные сети напряжением до 35 кВ следует, как правило, прокладывать открыто в надземных сооружениях: на технологических и кабельных эстакадах, в кабельных частично закрытых галереях. Прокладка кабелей на технологических эстакадах, в том числе на эстакадах с трубопроводами с горючими газами и ЛВЖ, может осуществляться либо на подвесных кабельных конструкциях или самостоятельных кронштейнах при количестве кабелей до 30, не считая кабелей собственных нужд, либо, при большем числе кабелей, на кабельных эстакадах или в частично закрытых кабельных галереях, сооруженных на технологических эстакадах. При прокладке кабелей на подвесных конструкциях или кронштейнах расстояние от трубопроводов должно быть не менее 0,5 м, небронированные кабели должны быть защищены от механических воздействий. Кабели, прокладываемые на эстакадах и галереях, следует принимать небронированными. Возможность прокладки кабелей по техническим эстакадам должна согласовываться с технологами. При отсутствии или невозможности использования технологических эстакад кабели рекомендуется прокладывать на кабельных эстакадах или в кабельных галереях. Кабели, прокладываемые на кабельных эстакадах и в галереях, следует принимать небронированными. Допускается прокладка кабелей по внешним поверхностям наружных стен зданий и сооружений при условии, что последние выполнены из несгораемых материалов. При невозможности или нецелесообразности выполнения открытой прокладки кабелей до 35 кВ в надземных сооружениях может быть осуществлена прокладка кабелей в земле (в траншеях) и в подземных кабельных сооружениях (блоках, каналах, тоннелях). Прокладку кабелей в траншеях следует выполнять при незначительном числе кабелей, в основном на ответвлениях от основных трасс. В одной траншее, как правило, следует прокладывать не больше шести силовых кабелей. Вместо любого из них допускается прокладывать по одному пучку из 12 кабелей вторичных цепей. Кабели 6-35 кВ на всем протяжении следует защищать от возможных механических воздействий при земляных работах железобетонными, бетонными плитами, кирпичами. Кабели до 1 кВ, проложенные на глубине 0,7 м, должны иметь такую защиту только в местах частых раскопок. Защиту прокладываемых в земле кабелей от электрохимической коррозии следует выполнять согласно действующим указаниям по катодной защите подземных сооружений. Прокладку кабелей в блоках следует применять на трассах, насыщенных подземными коммуникациями, в местах, где возможны проливы горячего металла или ведутся частые раскопки, при большом числе пересечений с технологическими и транспортными коммуникациями. Блоки могут быть выполнены из железобетонных ячеистых плит, из асбестоцементных, керамических, чугунных, стальных, полиэтиленовых труб. Взаиморезервирующие кабельные линии, питающие электроприемники I категории, должны прокладываться по изолированным в пожарном отношении трассам. Для промышленных предприятий допускается их прокладка по разным сторонам одного кабельного сооружения (проходные кабельные эстакады, галереи, тоннели) при горизонтальном расстоянии между кабельными конструкциями в свету не менее 1 м, а при использовании непроходных кабельных эстакад взаиморезервирующие кабели должны прокладываться по разным сторонам продольной сплошной балки. Прокладку кабельной линии от третьего независимого источника питания к электроприемнику особой группы I категории допускается выполнять в том же отсеке кабельного сооружения в противопожарном коробе (канале) с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч. Внутризаводские питающие силовые сети напряжением до 1 кВ следует выполнять, как правило, радиальными кабельными линиями, проложенными в траншеях или кабельных лотках. 10.7 Внутрицеховое распределение электрической энергии Электрические сети напряжением до 1 кВ переменного тока на промышленных предприятиях подразделяются на питающие сети до 1 кВ (от цеховых ТП до распределительных устройств до 1 кВ) и распределительные сети до 1 кВ (от РУ до электроприемников). Питающие силовые сети до 1 кВ прокладываются как внутри зданий и сооружений, так и вне их. Внутрицеховые питающие силовые сети могут выполняться как магистральными, так и радиальными. Выбор схемы сети зависит от планировки технологического оборудования, требований по бесперебойности электроснабжения, условий окружающей среды, размещения цеховых трансформаторных подстанций [11]. Каждый вид прокладки имеет свою предпочтительную область применения. Радиальные внутрицеховые силовые питающие сети должны применяться при неблагоприятной среде помещения (взрывоопасные и пожароопасные установки, наличие проводящей пыли, химически активная среда), при повышенных требованиях по обеспечению бесперебойности питания РУ до 1 кВ. Радиальные распределительные сети до 1 кВ следует выполнять при распределении электроэнергии от распределительных щитов, пунктов, щитов и шкафов станций управления, других видов НКУ. Магистральные силовые питающие сети рекомендуется применять: - в энергоемких производствах при распределении электроэнергии от трансформаторов 1600 и 2500 кВ·А; - для обеспечения определенной независимости электроустановок от технологии и строительной части, что важно при возможных изменениях технологического процесса и заменах технологического оборудования; - при создании модульных сетей для производств с равномерно распределенной нагрузкой по площади цеха. Магистральные распределительные сети до 1 кВ рекомендуется выполнять с применением комплектных шинопроводов. В тех случаях, когда для конкретного объекта могут быть применены как магистральные, так и радиальные схемы распределения электроэнергии, выбор вида сети следует производить на основании технико-экономического расчета. При построении питающей сети до 1 кВ в целях повышения надежности питания рекомендуется руководствоваться следующими общими положениями: - РУ до 1 кВ следует размещать вблизи центров нагрузок; - питающие сети до 1 кВ должны формироваться таким образом, чтобы длина распределительной сети до 1 кВ была по возможности минимальной; - питающие сети рекомендуется прокладывать открыто. Каждый участок или отделение цеха рекомендуется питать от одного или нескольких РУ до 1 кВ, от которых не должны, как правило, питаться другие участки или отделения цеха. Для получения более подробной информации по данному разделу необходимо обратиться к [2, 9, 10, 11]. Библиографический список 1. Кудрин, Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий / Б.И.Кудрин. – М: Интермет Инжиниринг, 2005.– 672с. 2. Правила устройства электроустановок. 6–е изд. – СПб.: изд–во ДЕАН, 1999. – 926 с. 3. ГОСТ 14.209-97 (МЭК 354-91). Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов. – М.: Госкомитет по стандартам, 2002. –30 с. 4. Правила устройства электроустановок. Раздел 4. Распределительные устройства и подстанции. Глава 4.2. 7-е изд. – СПб.: изд–во ДЕАН, 2004. –128 с. 5. Ополева, Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения: справочник: учеб. пособие./ Г.Н. Ополева. – М.: ФОРУМ: ИНФРА-М, 2006. – 480 с. 6. Правила применения скидок и надбавок к тарифам на электрическую энергию за потребление и генерацию реактивной энергии (с изменениями). И.П. от 08.02.94 № 42-6/2В. – М.: Главэнергонадзор России, 1994. –18 с 7. Рекомендации по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ. – М.: изд–во НЦ ЭНАС, 2004. –80 с. 8. Руководящие указания по расчёту токов короткого замыкания и выбору электрооборудования РД 153-34.0-20.527-98. / Под ред. Б.Н. Неклепаева. –М.: НЦ ЭНАС, 2002. –152 с. 9. ГОСТ Р 50254-92. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета электродинамического и термического действия токов короткого замыкания. – М.: изд–во стандартов, 1993. – 57 с. 10. Проектирование электроснабжение промышленных предприятий. НТП ЭПП-94. – М.: ВНИКПИ Тяжпромэлектропроект, 1994. – 67с. 11. Правила устройства электроустановок. Раздел 2. Передача электроэнергии. Главы 2.4, 2.5. 7-е изд. – СПб.: изд–во ДЕАН, 2004. – 176 с. 12. Зуев, Э.Н. Основы техники подземной передачи электроэнергии. Учебное пособие для вузов / Э.Н.Зуев.– М.: Энергоатомиздат, 1999. –256.с 13. Приказ Минпромэнерго РФ от 22.02.2007 № 49 «О порядке расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии, применяемых для определения обязательств сторон в договорах об оказании услуг по передаче электрической энергии (договорах энергоснабжения).