Основы электроснабжения

Основы электроснабжения

Казань 2008

Лекция 1.Общие сведения о системах электроснабжения

1.1 Основные понятия и определения

Системой электроснабжения (СЭС) называют совокупность устройств для производства, передачи и распределения электроэнергии. СЭС промышленных предприятий создаются для обеспечения питания электроэнергией промышленных приемников, к которым относятся электродвигатели различных машин и механизмов, электрические печи, электролизные установки, аппараты и машины для электрической сварки, осветительные установки и др.

В системе электроснабжения можно выделить три вида электроустановок:

- по производству электроэнергии — электрические станции;

- по передаче, преобразованию и распределению электроэнергии — электрические сети и подстанции;

- по потреблению электроэнергии в производственных и бытовых нуждах — приемники электроэнергии.

Приёмником электроэнергии (электроприёмником, токоприёмником) называется электрическая часть производственной установки, получающая электроэнергию от источника и преобразующая её в механическую, тепловую, химическую, световую и др. виды энергии.

По технологическому назначению приемники электроэнергии классифицируются в зависимости от вида энергии, в который данный приемник преобразует электрическую энергию: электродвигатели приводов машин и механизмов; электротермические и электрохимические установки; установки электроосвещения; устройства искровой обработки; устройства контроля и испытания изделий (рентгеновские аппараты, установки ультразвука и т.д.). Электроприемники характеризуются номинальными параметрами: напряжением, током, мощностью и др.

Совокупность электроприемников производственных установок цеха, корпуса, предприятия, присоединённых с помощью электрических сетей к общему пункту электропитания, называется электропотребителем. В настоящее время большинство потребителей получают электроэнергию от энергосистем. В то же время на ряде предприятий продолжается сооружение и собственных электростанций (ТЭЦ).

Совокупность электрических станций, линий электропередачи, подстанций, тепловых сетей и приемников, объединенных общим и непрерывным процессом выработки, преобразования, распределения тепловой и электрической энергии, называется энергетической системой. Единая энергетическая система (ЕЭС) объединяет энергетические системы отдельных районов, соединяя их линиями электропередачи (ЛЭП).

Часть энергетической системы, состоящая из генераторов, распределительных устройств (РУ), повышающих и понижающих подстанций, линий электрической сети и приемников электроэнергии, называют электроэнергетической системой .

Электрической сетью называют совокупность электроустановок для передачи и распределения электроэнергии, состоящая из подстанций и распределительных устройств, соединенных линиями электропередачи и работающая на определенной территории.

Электрическая сеть объекта электроснабжения, называемая СЭС объекта, является продолжением электрической системы. СЭС объекта объединяет понижающие подстанции, распределительные пункты, электроприемники и ЛЭП.

Прием, преобразование и распределение электроэнергии происходят на подстанции — электроустановке, состоящей из трансформаторов, распределительных устройств, устройств управления, защиты, измерения и вспомогательных устройств.

Распределение поступающей электроэнергии без её преобразования или трансформации выполняется на распределительных подстанциях или РУ.

Электрические сети подразделяются по следующим признакам:

1. Напряжением сети. Сети могут быть напряжением до 1 кВ — низковольтными, или низкого напряжения (НН), и выше 1 кВ — высоковольтными, или высокого напряжения (ВН).

2. Роду тока. Сети могут быть постоянного и переменного тока. Электрические сети выполняются в основном по системе трехфазного переменного тока, что является наиболее целесообразным, поскольку при этом снижается уровень потерь электроэнергии и может производиться трансформация электроэнергии. При большом числе однофазных приемников от трехфазных сетей осуществляются однофазные ответвления.

3. Назначением. По характеру потребителей и от назначения территории, на которой они находятся, различают: сети в городах, сети промышленных предприятий, сети электрического транспорта, сети в сельской местности. Кроме того, имеются районные сети, предназначенные для соединения крупных электрических станций и подстанций на напряжении выше 35 кВ; сети межсистемных связей, предназначенные для соединения крупных электроэнергетических систем на напряжении 330, 500 и 750 кВ. Кроме того, применяют понятия: питающие и распределительные сети.

4. Конструктивным выполнением сетей. Линии сети могут быть воздушными, кабельными и токопроводами. Подстанции — открытыми и закрытыми.

Для графического изображения электроэнергетических систем, а также отдельных элементов и связи между элементами используют общепринятые условные обозначения основных элементов электроэнергетической системы.

1.2Категории электроприемников и обеспечение надежностиэлектроснабжения

В отношении обеспечения надежности электроснабжения электроприемники разделяются на следующие три категории.

Электроприемники первой категории — электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, угрозу для безопасности государства, значительный материальный ущерб, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства, объектов связи и телевидения.

Из состава электроприемников первой категории выделяется особая группа электроприемников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов и пожаров.

Электроприемники второй категории — электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей.

Электроприемники третьей категории — все оставшиеся электроприемники, не подпадающие под определения первой и второй категорий.

Электроприемники первой категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания (1-2 с.).

Для электроснабжения особой группы электроприемников первой категории должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого взаимно резервирующего источника питания.

В качестве третьего независимого источника питания для особой группы электроприемников и в качестве второго независимого источника питания для остальных электроприемников первой категории могут быть использованы местные электростанции, электростанции энергосистем (в частности, шины генераторного напряжения), предназначенные для этих целей агрегаты бесперебойного питания, аккумуляторные батареи т.п.

Электроприемники второй категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания.

Для электроприемников второй категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады (1-2 ч.).

Для электроприемников третьей категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 суток.

Лекция 2. Определение электрических нагрузок промышленных предприятий

2.1 Основные характеристики электрических нагрузок

Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. По значению электрических нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование системы электроснабжения, определяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения, эксплуатационные расходы, надежность работы электрооборудования.

При проектировании системы электроснабжения или анализе режимов ее работы потребители электроэнергии (отдельный приемник электроэнергии, группа приемников, цех или завод в целом) рассматривают в качестве нагрузок.

Различают следующие виды нагрузок: активную мощность Р , реактивную мощность Q. полную мощность S и ток I Все показатели, характеризующие индивидуальный приемник электроэнергии, будем обозначать строчными буквами, показатели группы приемников — прописными.

Режимы работы приемников электроэнергии разнообразны и изменяются во времени. Для характеристики потребляемой мощности пользуются следующими понятиями.

1. Номинальная активная мощность приемника электроэнергии — это мощность, указанная на заводской табличке или в паспорте приемника электроэнергии (для источника света — на колбе или цоколе), при которой приемник электроэнергии должен работать [1].

Применительно к многодвигательным приводам, исключая крановые установки, под термином «приемник электроэнергии» следует понимать весь агрегат в целом, а под его номинальной мощностью — сумму номинальных мощностей всех его электродвигателей (приведенных к продолжительности включения ПВ = 1). Для крановых установок под термином «приемник электроэнергии» следует понимать электропривод каждого механизма, включая механизмы, приводимые двумя двигателями.

Для приемников повторно кратковременного режима (ПКР) работы номинальную мощность определяют по паспортной мощности путем приведения ее к длительному режиму работы (ПВ=1) в соответствии с формулами:

для электродвигателей

для трансформаторов

— паспортная продолжительность включения в долях единицы; — период, в течение которого приемник подключен к сети за цикл длительностью — продолжительность паузы в цикле.

2. Под номинальной реактивной мощностью приемника электроэнергии понимают реактивную мощность, потребляемую им из сети (знак плюс) или отдаваемую в сеть (знак минус) при номинальной активной мощности и номинальном напряжении.

Для синхронных двигателей дополнительно к. указанным выше условиям предусматривают номинальный ток возбуждения или номинальный коэффициент мощности.

Паспортную реактивную мощность приемников ПКР аналогично активной мощности приводят к длительному режиму (ПВ=1) по формуле

3. Номинальную мощность (активную и реактивную ) группы приемников определяют как алгебраическую сумму номинальных мощностей отдельных приемников, приведенных к ПВ=1:

4. Для характеристики переменной нагрузки приемников электроэнергии за рассматриваемый интервал времени определяют средние нагрузки. Средние активная и реактивная мощности приемника за интервал времени t определяют из выражений

Средняя (активная или реактивная) мощность группы приемников представляет собой алгебраическую сумму средних мощностей отдельных приемников, входящих в данную группу:

В зависимости от интервала осреднения различают средние нагрузки за максимально загруженную смену, среднемесячные и среднегодовые нагрузки. Максимально загруженной считается смена с наибольшим потреблением электроэнергии, рассматриваемой группой приемников. По среднесменной нагрузке определяют расчетную нагрузку, а по среднегодовой — годовые потери электроэнергии.

5. В определенные промежутки времени значения активной, реактивной, полной мощности или тока представляют собой наибольшее из соответствующих средних значений. Такие нагрузки называют максимальными. В зависимости от продолжительности различают два вида максимальных нагрузок:

максимальные длительные нагрузки (продолжительностью 10, 30, 60 мин и т.д.);

максимальные кратковременные нагрузки — пиковые, длительность которых составляет 1-2 с.

Вероятностная максимальная нагрузка за 30 минут принята за расчетную нагрузку по допустимому нагреву (обычно пользуются сокращенным названием — расчетная нагрузка). Расчетная нагрузка по допустимому нагреву может быть активной реактивной полной или токовой Значения расчетной нагрузки определяют для выбора элементов системы электроснабжения по нагреву и расчета максимальных потерь мощности в них.

Пиковые нагрузки определяют для проверки сетей по условиям самозапуска электродвигателей, выбора плавких вставок предохранителей, расчета тока срабатывания максимальной токовой защиты, а также оценки потерь напряжения в контактных сетях и проверки колебаний напряжения в цеховых сетях.

При расчете электрических нагрузок применяют различные коэффициенты графиков нагрузок, характеризующие режимы работы приемников электроэнергии по мощности или во времени. Приведем определения основных коэффициентов.

Коэффициент использования активной мощности одного () или группы приемников () представляет собой отношение средней активной мощности отдельного приемника () или группы приемников. () за наиболее загруженную смену к номинальной мощности

Для группы приемников с разными режимами работы коэффициент использования определяют с достаточным для практических расчетов приближением по формуле

где n — число подгрупп приемников с разными режимами работы, входящих в данную группу; — средняя мощность подгруппы за наиболее загруженную смену; — номинальная мощность подгруппы приемников.

Аналогично определяют коэффициенты использования по реактивной мощности.

Коэффициентом формы () графика нагрузки называют отношение среднеквадратической (действительной) нагрузки приемника или группы приемников за определенный период времени к среднему значению () нагрузки за тот же период времени

Коэффициент формы характеризует неравномерность графика во времени. При неизменной нагрузке

Коэффициент максимума представляет собой отношение расчетного максимума нагрузки к средней нагрузке за наиболее загруженную смену и обычно относится к групповым графикам нагрузок

Коэффициентом спроса называют отношение расчетной (в условиях проектирования) или потребляемой (в условиях эксплуатации) мощности к номинальной (установленной) () мощности группы приемников

Коэффициентом разновременности максимумов нагрузок по активной мощности называют отношение суммарного расчетного максимума активной мощности узла системы электроснабжения к сумме расчетных максимумов активной мощности отдельных групп приемников, входящих в данный узел системы электроснабжения

2.2 Классификация методов расчета электрических нагрузок

В практике проектирования систем электроснабжения применяют различные методы определения электрических нагрузок, которые подразделяют на основные и вспомогательные. В первую группу входят методы расчета по:

- установленной мощности и коэффициенту спроса;

- средней мощности и отклонению расчетной нагрузки от средней (статистический метод);

- средней мощности и коэффициенту формы графика нагрузок;

- средней мощности и коэффициенту максимума (метод упорядоченных диаграмм).

Вторая группа включает в себя методы расчета по:

- удельному расходу электроэнергии на единицу продукции при заданном объеме выпуска продукции за определенный период времени;

- удельной нагрузке на единицу производственной площади.

Применение того или иного метода определяется допустимой погрешностью расчетов. При проведении укрупненных расчетов (в частности, на стадии проектного задания) пользуются методами, базирующимися на данных о суммарной установленной мощности отдельных групп приемников — отделения, цеха, корпуса. Методы, основанные на использовании данных о единичных приемниках, относят к наиболее точным.

2.3 Метод определения электрических нагрузок по установленноймощности и коэффициенту спроса

Для определения расчетных нагрузок по этому методу необходимо знать установленную мощность группы приемников и коэффициенты мощности и спроса данной группы, определяемые по справочным материалам [2].

Расчетную нагрузку группы однородных по режиму работы приемников определяют по формулам:

где соответствует данной группы преемников.

Расчетную нагрузку узла системы электроснабжения, содержащего группы приемников электроэнергии с различными режимами работы, определяют с учетом разновременности максимумов нагрузки отдельных групп

где — сумма расчетных активных нагрузок отдельных групп приемников; — сумма расчетных реактивных нагрузок отдельных групп приемников; — коэффициент разновременности максимумов нагрузок отдельных групп приемников.

Значение можно приближенно принимать равным 0,9. При этом суммарная расчетная нагрузка узла системы электроснабжения не должна быть меньше его средней нагрузки.

Определение расчетной силовой нагрузки по установленной мощности и коэффициенту спроса является приближенным методом расчета, поэтому его применение рекомендуют для предварительных расчетов и определения общезаводских нагрузок.

Лекция 3.Проектирование системы внешнего электроснабжения

3.1 Требования, предъявляемые к системам электроснабжения

Система внешнего электроснабжения включает в себя схему электроснабжения и источники питания предприятия. Основными условиями проектирования рациональной системы электроснабжения являются надежность, экономичность и качество электроэнергии в сети.

Экономичность определяется приведенными затратами на систему электроснабжения. Надежность зависит от категории потребителей электроэнергии и особенностей технологического процесса, неправильная оценка которых может привести как к снижению надежности системы электроснабжения, так и к неоправданным затратам на излишнее резервирование.

При проектировании, как правило, разрабатывается несколько вариантов, наиболее целесообразный из которых определяют в результате технико-экономического сопоставления.

Вместе с вышеперечисленными условиями, системы электроснабжения должны: быть удобными и безопасными в эксплуатации, иметь конструктивное исполнение, обеспечивающее применение индустриальных и скоростных методов монтажа (т.е. должно обеспечиваться требование гибкости системы).

3.2Выбор схемы внешнего электроснабжения предприятия

При проектировании схемы электроснабжения предприятия наряду с надежностью и экономичностью необходимо учитывать такие требования, как характер размещения нагрузок на территории предприятия, потребляемую мощность, наличие собственного источника питания.

В зависимости от установленной мощности приемников электроэнергии различают объекты большой (75-100 МВт и более), средней (от 5-7,5 до 75 МВт) и малой (до 5 МВт) мощности. Для предприятий малой и средней мощности, как правило, применяют схемы электроснабжения с одним приемным пунктом электроэнергии (ГПП, ГРП). Если имеются потребители I категории, то предусматривают секционирование шин приемного пункта и питание каждой секции по отдельной линии.

Схемы с двумя и более приемными пунктами применяют на предприятиях большой мощности с преобладанием потребителей I категории, при наличии мощных и обособленных групп приемников электроэнергии, при развитии предприятия этапами, когда питание второй очереди экономически целесообразно выполнять от отдельного приемного пункта электроэнергии, а также в тех случаях, когда приемные пункты выполняют одновременно функции РУ и их установка экономически целесообразна.

Для предприятий средней и большой мощности, получающих питание от районных сетей 35, 110, 220 кВ, широко применяют схему глубокого ввода. Такая схема характеризуется максимально возможным приближением высшего напряжения к электроустановкам потребителей с минимальным количеством ступеней промежуточной трансформации и аппаратов.

Линии глубоких вводов проходят по территории предприятия и имеют ответвления к нескольким подстанциям глубоких вводов (ПГВ), расположенных близко от питаемых ими нагрузок. Обычно ПГВ выполняют по простой схеме: без выключателей и сборных шин на стороне высшего напряжения.

Наиболее дешевыми являются схемы с отделителями и короткозамыкателями (рис. 3.1, 3.2). Распределение электроэнергии при таких схемах осуществляется на РУ вторичного напряжения 10 кВ ПГВ.

Глубокие вводы выполняют в виде магистральных воздушных линий (рис. 3.3) и в виде радиальных воздушных и кабельных линий (рис. 3.4).

Магистральные глубокие вводы применяют при нормальной и малозагрязненной окружающей среде, когда по территории предприятия можно провести воздушные линии напряжением 110 — 220 кВ и разместить ПГВ около основных групп потребителей электроэнергии.

Радиальные глубокие вводы применяют, как правило, при загрязненной окружающей среде. Кабельные радиальные вводы используют при невозможности прокладки воздушных линий и размещении более громоздких ответвительных подстанций 110 — 220 кВ. Радиальные схемы глубоких вводов обладают большей гибкостью и удобствами в эксплуатации по сравнению с магистральными, так как повреждение или ремонт одной линии или трансформатора не отражается на работе других подстанций.

Схемы глубоких вводов при максимальной простоте и дешевизне не уступают по надежности схемам централизованного электроснабжения. Они применимы для потребителей любой категории.

3.3 Характерные схемы внешнего электроснабжения

3.3.1 Питание от энергосистемы без собственных электростанций

На рис. 3.5 приведены основные характерные схемы электроснабжения промышленных предприятий, питание которых производится только от энергосистем.

На рис. 3.5, а представлена схема радиального типа. Здесь напряжение сети внешнего электроснабжения совпадает с высшим напряжением сети на территории внутри предприятия (система внутреннего электроснабжения), благодаря чему не требуется трансформация для предприятия в целом. Такие схемы электроснабжения характерны при питании, прежде всего на напряжениях 6, 10 и 20 кВ для предприятий малой и средней мощности.

На рис. 3.3, 3.4 приведены схемы «глубокого ввода» 35 — 110 и редко 220 кВ, когда напряжение от энергосистемы без трансформации вводится на внутреннюю территорию предприятия. В этой схеме при напряжении 35 кВ понижающие трансформаторы устанавливаются непосредственно у зданий цехов и имеют низшее напряжение 0,4 — 0,69 кВ. Однако при напряжениях энергосистемы 110 — 220 кВ непосредственная трансформация на 0,4 — 0,69 кВ для цеховых сетей оказывается обычно нецелесообразной из-за сравнительно малой суммарной мощности потребителей отдельного цеха. В таких случаях может оказаться целесообразной промежуточная трансформация на напряжение 6 — 20 кВ на нескольких промежуточных понизительных подстанциях, каждая из которых должна питать свою группу цехов. В случае крупных печных или специальных преобразовательных установок большой мощности может оказаться целесообразным трансформировать напряжение 110 или 220 кВ непосредственно на технологическое напряжение (обычно отличное от 0,4 или 0,69 кВ), устанавливая специальные для этого назначения понижающие трансформаторы непосредственно у зданий цехов.

На рис. 3.5, б приведена возможная схема электроснабжения промышленного предприятия с наличием трансформации, осуществляемой в месте перехода от схемы внешнего к схеме внутреннего электроснабжения. Схема характерна в основном для предприятий средней и большой мощности.

На рис. 3.5, в дана схема при условии трансформации на два напряжения, что характерно для мощных предприятий, а также в случае совместного питания предприятий, находящихся на значительном расстоянии друг от друга.

3.3.2 Питание от энергосистемы при наличии на промышленномпредприятии собственной электростанции

На рис. 3.6 приведены характерные схемы электроснабжения промышленных предприятий при наличии на предприятии собственной электростанции. На рис. 3.6, а дана схема для случая, когда место расположения электростанции совпадает с центром электрических нагрузок предприятия и питание предприятия от энергосистемы осуществляется на генераторном напряжении.

На рис. 3.6, б приведена схема для случая, когда электростанция находится в удалении от центра его электрических нагрузок, но питание от системы происходит на генераторном напряжении. На рис. 3.6, в представлена схема для случая, когда питание от системы осуществляется на повышенном напряжении и распределение электроэнергии по территории предприятия происходит на генераторном напряжении. Электростанция предприятия помещена вне центра электрических нагрузок. На рис. 3.6, г изображена схема, условия которой аналогичны схеме, представленной на рис. 3.6, в, но трансформация производится на два напряжения.

В схемах на рис. 3.5, б и в и 3.6, в и г для питания от системы на напряжениях 35 — 220 кВ могут применяться варианты, как с выключателями, так и без выключателей на стороне высшего напряжения трансформаторов ГПП. Схема без выключателей на стороне высшего напряжения рекомендуется как более дешевая в исполнении и не менее надежная в эксплуатации. Однако применение этой схемы возможно только в тех случаях, когда операция по включению и отключению трансформаторов не проводится ежедневно по причине соблюдения экономически целесообразного режима работы. Если отключение и включение трансформаторов происходят ежедневно, следует выбрать схему с выключателями на стороне высшего напряжения трансформаторов ГПП.

3.3.3 Питание только от собственной электростанции

Схема питания потребителей и приемников предприятия только от собственной электростанции приведена на рис. 3.7. Это имеет место весьма часто для предприятий, удаленных от сетей энергосистем.

Лекция 4. Выбор числа и мощности силовых трансформаторовглавной понизительной подстанции

Наиболее часто ГПП (ПГВ) промышленных предприятий выполняют двухтрансформаторными. Однотрансформаторные ГПП допустимы только при наличии централизованного резерва трансформаторов и при поэтапном строительстве ГПП. Установка более двух трансформаторов возможна в исключительных случаях: когда требуется выделить резкопеременные нагрузки и питать их от отдельного трансформатора, при реконструкции ГПП, если установка третьего трансформатора экономически целесообразна.

Выбор мощности трансформаторов ГПП производится на основании расчетной нагрузки предприятия в нормальном режиме работы с учетом режима энергоснабжающей организации по реактивной мощности. В послеаварийном режиме (при отключении одного трансформатора) для надежного электроснабжения потребителей предусматривается их питание от оставшегося в работе трансформатора. При этом часть неответственных потребителей с целью снижения нагрузки трансформатора может быть отключена.

В настоящее время энергоснабжающая организация задает для проектируемых и действующих предприятий значение оптимальной реактивной мощности передаваемой из энергосистемы в сеть предприятия в период максимальных нагрузок энергосистемы. Если энергосистема не обеспечивает предприятие полностью реактивной мощностью в указанный период, то на предприятии должны быть установлены компенсирующие устройства мощностью

где — расчетная реактивная мощность предприятия; — потери реактивной мощности в трансформаторах ГПП.

Выбор номинальной мощности трансформаторов ГПП в зависимости от исходных данных может осуществляться по графику нагрузок или по полной расчетной мощности

где — расчетная активная мощность предприятия.

Если на ГПП устанавливаются два трансформатора, то номинальная мощность каждого из них определяется по условию

В аварийных условиях оставшийся в работе трансформатор должен быть проверен на допустимую перегрузку с учетом возможного отключения потребителей III категории надежности

4.1 Технико-экономическое обоснование выборатрансформаторов ГПП(ПГВ)

Число трансформаторов (или автотрансформаторов), устанавливаемых на ГПП, часто принимается равным двум. Обычно в начальный период эксплуатации устанавливают один трансформатор, а затем второй. В дальнейшем при росте нагрузки установленные трансформаторы заменяют более мощными, для чего при проектировании предусматриваются фундаменты под трансформаторы, следующие по шкале мощностей, установленной ГОСТ. Для ГПП промышленных предприятий в основном используют трансформаторы с номинальной мощностью 10, 16, 25, 40, 63 MBА. Однако в ряде случаев может быть целесообразной установка сразу трансформаторов большей мощности.

Для решения этого вопроса выполняется технико-экономическое сравнение вариантов. Одновременно с выбором номинальной мощности трансформаторов следует предусматривать экономичные режимы их работы, которые характеризуются минимумом потерь мощности в трансформаторах при работе их по заданному графику нагрузки. При этом надо учитывать не только потери активной мощности в самих трансформаторах, но и потери активной мощности, возникающие в системе электроснабжения по всей цепочке питания от генераторов электростанций до рассматриваемых трансформаторов из-за потребления трансформаторами реактивной мощности. Эти потери называют приведенными и в отличие от потерь в самих трансформаторах

определяют по формуле

где — приведенные потери XX трансформатора, учитывающие потери активной мощности в самом трансформаторе, и создаваемые им в элементах всей системы электроснабжения в зависимости от реактивной мощности, потребляемой трансформатором; — приведенные потери КЗ; — потери мощности XX трансформатора (в расчетах их принимают равными потерям в стали трансформатора); — потери мощности КЗ (приближенно их принимают равными потерям в меди обмоток трансформатора); — коэффициент изменения потерь, принимается равным 0,02 кВт/кВАр для трансформаторов, присоединенных непосредственно к шинам подстанции, и Kи.п =0,1ч0,15 для трансформаторов напряжением 10-6/0,4 кВ, питающихся от районных сетей; — коэффициент загрузки трансформатора; — фактическая или расчетная нагрузка трансформатора; — реактивная мощность ХХ трансформатора; — реактивная мощность КЗ, потребляемая трансформатором при номинальной нагрузке; — ток ХХ трансформатора, ; — напряжение КЗ трансформатора.

Кривые приведенных потерь мощности трансформаторов в зависимости от изменения нагрузки показаны на рис. 4.1, из которого следует, что при нагрузке. соответствующей точке. целесообразно переходить на параллельную работу трансформаторов. При одинаковой мощности трансформаторов нагрузка в точке определяется по

где — количество трансформаторов одинаковой мощности.

Кроме перехода на параллельную работу трансформаторов, большой экономический эффект дает снижение потерь холостого хода трансформаторов за счет отключения части их в часы минимума нагрузок (в ночные смены, выходные дни).

Годовые потери электроэнергии в трансформаторах состоят из потерь холостого хода и нагрузочных потерь. Если одинаковых параллельно работающих трансформаторов не отключаются при снижении нагрузки, то годовые потери холостого хода находят по числу часов их работы в течение года, а нагрузочные потери — по времени наибольших потерь. ч, определяемых по формуле

где — время использования максимума нагрузки предприятием в году,

Годовые потери электроэнергии кВтч, для трехфазного двухобмоточного трансформатора составляют:

4.2 Применение трансформаторов с расщепленными обмоткамии трехобмоточных трансформаторов

В системах промышленного электроснабжения наряду с двухобмоточными трансформаторами на ГПП устанавливают трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения и в редких случаях трехобмоточные трансформаторы.

Трансформатор с расщепленной обмоткой имеет, как правило, две вторичные обмотки одинакового напряжения, рассчитанные на 50 % номинальной мощности трансформатора каждая, или расщепленные обмотки разных напряжений (6 и 10 кВ). В последнем случае экономично решаются вопросы электроснабжения, если на предприятии имеются потребители на 6 и 10 кВ. Трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения широко применяются на предприятиях с резкопеременными нелинейными нагрузками, где относительно спокойные нагрузки подключаются к одной обмотке, а резкопеременные — к другой. Благодаря повышенному реактивному сопротивлению трансформаторов с расщепленной обмоткой применение их позволяет отказаться от реактирования.

Трехобмоточные трансформаторы устанавливаются на ГПП в тех случаях, когда необходимо иметь две ступени низшего напряжения. В этом случае преимущества трехобмоточных трансформаторов перед двухобмоточными заключаются в следующем:

- уменьшаются токи КЗ на напряжении 6 — 35 кВ;

- не требуется установка дополнительного трансформатора для получения напряжений 6 — 35 кВ, в связи с чем сокращается количество коммутационно-защитных аппаратов на стороне высшего напряжения;

- требуется меньшая площадь для сооружения подстанции.

Особенности конструктивного исполнения трехобмоточных трансформаторов сказываются на определении потерь мощности в них. Для правильного определения потерь рекомендуется пользоваться выражением

где — потери мощности холостого хода трансформатора; — потребление мощности охлаждающими устройствами (учитывается при нагрузке трансформатора более 70%, когда по режиму работы трансформатора работают охлаждающие установки);. — коэффициенты загрузки обмоток высшего, среднего и низшего напряжений соответственно;. — потери мощности КЗ в обмотках высшего, среднего и низшего напряжений при 100%-ной загрузке соответственно. электроснабжение надежность напряжение нагрузка

С целью учета потерь активной мощности, обусловленных потреблением реактивной мощности, определяют приведенные потери мощности в трехобмоточном трансформаторе

где. и рассчитываются, как и для двухобмоточных трансформаторов. Напряжения КЗ обмоток трансформатора при заданных значениях определяются из выражений

Потери электроэнергии трехобмоточного трансформатора состоят, как и у двухобмоточного трансформатора, из потерь холостого хода и нагрузочных потерь. Однако нагрузочные потери определяются отдельно для обмотки каждого напряжения, поэтому формула потерь электроэнергии в трансформаторе будет иметь вид:

где — количество параллельно работающих трансформаторов; — годовое число часов работы трансформатора;. — время наибольших потерь для обмоток высшего, среднего и низшего напряжений трансформатора.

Лекция 5. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов

Правильное определение числа и мощности цеховых трансформаторов возможно только путем технико-экономических расчетов с учетом следующих факторов: категории надежности электроснабжения потребителей; компенсации реактивных нагрузок на напряжении до 1 кВ; перегрузочной способности трансформаторов в нормальном и аварийных режимах; шага стандартных мощностей; экономичных режимов работы трансформаторов в зависимости от графика нагрузки.

Количество цеховых ТП непосредственно влияет на затраты на распределительные устройства напряжением 6 — 20 кВ и внутризаводские и цеховые электрические сети. Так, при уменьшении числа ТП (т.е. при увеличении их единичной номинальной мощности) уменьшается число ячеек РУ, суммарная длина линий и потери электроэнергии и напряжения в сетях 6 — 20 кВ, но возрастает стоимость сетей напряжением 0,4 кВ и потери в них. Увеличение числа ТП, наоборот, снижает затраты на цеховые сети, но увеличивает число ячеек РУ 6 — 20 кВ и затраты на сети напряжением 6 — 20 кВ. При некотором количестве трансформаторов с номинальной мощностью можно добиться минимума приведенных затрат при обеспечении заданной степени надежности электроснабжения. Такой вариант будет являться оптимальным, и его следует рассматривать как окончательный.

Однотрансформаторные подстанции рекомендуется применять при наличии в цехе (корпусе) приемников электроэнергии, допускающих перерыв электроснабжения на время доставки «складского» резерва, или при резервировании, осуществляемом по линиям низшего напряжения от соседних ТП, т. е. они допустимы для потребителей III и II категорий, а также при наличии в сети 380 — 660 В небольшого количества (до 20%) потребителей I категории.

Двухтрансформаторные подстанции рекомендуется применять в следующих случаях:

- при преобладании потребителей I категории и наличии потребителей особой группы;

- для сосредоточенной цеховой нагрузки и отдельно стоящих объектов общезаводского назначения (компрессорные и насосные станции);

- для цехов с высокой удельной плотностью нагрузок (выше 0,5 — 0,7 кВА/м 2 ).

Иногда оказывается целесообразным применение двухтрансформаторных подстанций при неравномерном суточном или годовом графике нагрузок. В этом случае можно изменять присоединенную мощность трансформаторов, используя их в более рациональных режимах работы.

Для двухтрансформаторных подстанций также необходим складской резерв для быстрого восстановления нормального питания потребителей в случае выхода из строя одного трансформатора на длительный срок. Оставшийся в работе трансформатор должен обеспечивать электроснабжение всех потребителей I категории на время замены поврежденного трансформатора.

Цеховые трансформаторы имеют следующие номинальные мощности: 100, 160, 250, 400, 630, 1000, 1600, 2500 кВА. В настоящее время цеховые ТП выполняются комплектными (КТП) и во всех случаях, когда этому не препятствуют условия окружающей среды и обслуживания, устанавливаются открыто.

Ориентировочный выбор числа и мощности цеховых трансформаторов производится по удельной плотности нагрузки

где — расчетная нагрузка цеха (корпуса, отделения), кВА; — площадь цеха (корпуса, отделения), м 2 .

При плотности нагрузки напряжением 380 В до 0,2 кВА/м 2 целесообразно применять трансформаторы мощностью до 1000 кВА включительно, при плотности 0,2 — 0,3 кВА/м 2 — мощностью 1600 кВА. При плотности более 0,3 кВА/м 2 целесообразность применения трансформаторов мощностью 1600 кВА или 2500 кВА должна определяться технико-экономическим расчетом.

В зависимости от исходных данных различают два метода выбора номинальной мощности трансформаторов:

1) по заданному суточному графику нагрузки цеха (корпуса, отделения) за характерные сутки года для нормальных и аварийных режимов;

2) по расчетной мощности для тех же режимов.

Выбор цеховых трансформаторов в первом случае выполняется аналогично выбору трансформаторов ГПП или ПГВ.

Во втором случае выбор мощности трансформаторов производится исходя из рациональной их загрузки в нормальном режиме и с учетом минимально необходимого резервирования в послеаварийном режиме. При этом номинальная мощность трансформаторов определяется по расчетной нагрузке с учетом средней мощности за максимально загруженную смену

где — число трансформаторов; — коэффициент загрузки трансформатора.

Наивыгоднейшая загрузка цеховых трансформаторов зависит от категории надежности потребителей электроэнергии, от числа трансформаторов и способа резервирования. Рекомендуется принимать следующие коэффициенты загрузки трансформаторов:

при преобладании нагрузок I категории для двухтрансформаторных ТП

при преобладании нагрузок II категории для однотрансформаторных подстанций в случае взаимного резервирования трансформаторов на низшем напряжении

при преобладании нагрузок II категории и наличии централизованного (складского) резерва трансформаторов, а также при нагрузках III категории

В первых двух случаях значения коэффициентов загрузки трансформаторов определены из условия взаимного резервирования трансформаторов в аварийном режиме с учетом допустимой перегрузки оставшегося в работе трансформатора.

На двухтрансформаторных подстанциях дополнительно проверяется перегрузка трансформаторов в аварийном режиме аналогично трансформаторам ГПП или ПГВ:

Лекция 6. Проектирование системы внутреннего электроснабжения

6.1 Общие принципы построения схем внутризаводскогораспределения электроэнергии

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

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

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

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

Схема распределения электроэнергии должна быть связана с технологической схемой объекта. Питание приемников электроэнергии разных параллельных технологических потоков должно осуществляться от разных источников: подстанций, РУ, разных секций шин одной подстанции. Это необходимо для того, чтобы при аварии не останавливались оба технологических потока. В то же время взаимосвязанные технологические агрегаты должны присоединяться к одному источнику питания, чтобы при исчезновении питания все приемники электроэнергии были одновременно обесточены.

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

6.2Выбор схем распределительной сети предприятия

Внутризаводское распределение электроэнергии выполняют по магистральной, радиальной или смешанной схеме. Выбор схемы определяется категорией надежности потребителей электроэнергии, их территориальным размещением, особенностями режимов работы.

Радиальными схемами являются такие, в которых электроэнергия от источника питания передается непосредственно к приемному пункту. Чаще применяют радиальные схемы с числом ступеней не более двух.

Одноступенчатые радиальные схемы применяют на небольших и средних по мощности предприятиях для питания сосредоточенных потребителей (насосные станции, печи, преобразовательные установки, цеховые подстанции), расположенных в различных направлениях от центра питания. Радиальные схемы обеспечивают глубокое секционирование всей системы электроснабжения, начиная от источников питания и кончая сборными шинами до 1 кВ цеховых подстанций (рис. 6.1).

Питание подстанций или РУ с преобладанием потребителей I категории осуществляют не менее чем двумя радиальными линиями, отходящими от разных секций источника питания.

Отдельно расположенные однотрансформаторные подстанции мощностью 400 — 630 кВА получают питание по одиночным радиальным линиям без резервирования, если отсутствуют потребители I и II категорий и по условиям прокладки линии возможен ее быстрый ремонт. Если обособленные подстанции имеют потребителей II категории, то их питание должно осуществляться двухкабельной линией с разъединителями на каждом кабеле (подстанция ТП4 на рис. 6.1).

Двухступенчатые радиальные схемы (рис. 6.2) с промежуточными РУ применяют на больших и средних по мощности предприятиях для питания через РУ крупных пунктов потребления электроэнергии, так как нецелесообразно загружать основной центр питания предприятия с дорогими ячейками РУ большим количеством мелких отходящих линий. От вторичных РУ питание подается на цеховые подстанции без сборных шин высшего напряжения. В этом случае используют глухое присоединение трансформаторов или предусматривают выключатель нагрузки, реже — разъединитель. Коммутационно-защитную аппаратуру при этом устанавливают на РУ.

Магистральные схемы распределения электроэнергии применяют в том случае, когда потребителей много и радиальные схемы нецелесообразны. Основное преимущество магистральной схемы заключается в сокращении звеньев коммутации. Магистральные схемы целесообразно применять при расположении подстанций на территории предприятия, близком к линейному, что способствует прямому прохождению магистралей от источника питания до потребителей и тем самым сокращению длины магистрали.

Недостатком магистральных схем является более низкая надежность по сравнению с радиальными схемами, так как исключается возможность резервирования на низшем напряжении однотрансформаторных подстанций при питании их по одной магистрали. Рекомендуется питать от одной магистрали не более двух-трех трансформаторов мощностью 2500 — 1000 кВА и не более четырех-пяти при мощности 630 — 250 кВА.

Существует много разновидностей и модификаций магистральных схем, которые с учетом степени надежности делят на две группы: одиночные магистрали (рис. 6.3) и схемы с двумя и более сквозными магистралями (рис. 6.4).

Одиночные магистрали без резервирования допускаются только для потребителей III категории. Схемы с двумя и более сквозными магистралями имеют высокую надежность и могут применяться для потребителей любой категории надежности.

Двойные сквозные магистрали целесообразны для цеховых подстанций или РУ с двумя секциями сборных шин (M 1 и М 2 рис. 6.4) или же для цеховых двухтрансформаторных подстанций без сборных шин на стороне высшего напряжения 3 и М 4 рис. 6.4). В зависимости от передаваемой мощности к каждой магистрали подключают от двух до четырех подстанций. Секции шин ТП или РУ в нормальном режиме работают раздельно. В случае аварии на одной магистрали ТП или РУ подключают к магистрали, оставшейся в работе.

При магистральных схемах питания цеховых подстанций на вводе к трансформатору устанавливают более дешевую коммутационную аппаратуру в виде выключателя нагрузки или разъединителя. Если требуется обеспечить избирательное отключение трансформатора при его повреждении или если защита на головном выключателе не чувствительна при повреждении трансформатора, то последовательно с выключателем нагрузки или разъединителем устанавливают предохранитель типа ПК, предназначенный для отключения поврежденного трансформатора без нарушения работы остальных.

В практике проектирования и эксплуатации редко применяют схемы внутризаводского распределения электроэнергии, построенные только по радиальному или только по магистральному принципу. Сочетание преимуществ радиальных и магистральных схем позволяет создать систему электроснабжения с наилучшими технико-экономическими показателями.

Лекция 7.Выбор напряжения на различных ступенях системы электроснабжения

Комплекс главных вопросов при проектировании системы электроснабжения промышленного предприятия наряду с выбором общей схемы питания и определением целесообразной мощности трансформаторов включает в себя выбор рациональных напряжений для схемы, поскольку их величинами определяются параметры линий электропередачи и выбираемого электрооборудования подстанций и сетей, а следовательно, размеры капиталовложений, расход цветного металла, величина потерь электроэнергии и эксплуатационные расходы.

7.1 Выбор напряжения питающих линий

Необходимые для осуществления электропередачи от источника питания к приемникам электрической энергии капитальные затраты зависят от передаваемой мощности расстояния между источником питания и местом потребления или распределения электроэнергии. Величина капитальных затрат на сооружение системы электроснабжения выражается суммой

— капитальные затраты на сооружение воздушных и кабельных линий; — капитальные затраты на установку оборудования (выключателей, силовых трансформаторов и т.д.); — дополнительные капитальные вложения в источники электроэнергии на покрытие потерь мощности в системах электроснабжения.

Эксплуатационные расходы складываются из следующих составляющих

— стоимость потерь электроэнергии; — стоимость амортизационных отчислений; — стоимость содержания обслуживающего персонала.

Капитальные затраты в общем случае изменяются по кривой и имеют свой минимум при определенном значении напряжения, которое можно назвать рациональным напряжением по капитальным затратам и обозначить (рис. 7.1). Функция построена при условии, что и постоянны. Эксплуатационные расходы определяются по кривой и имеют минимум при (рациональном напряжении по эксплуатационным расходам).

Как правило точка должна находиться правее точки. т.е. При использовании стандартных напряжений 6, 10, 20, 35 и 110 кВ может иметь место

Если пользоваться данными капитальных затрат и ежегодных эксплуатационных расходов, то определение величины рационального напряжения данной ступени системы электроснабжения при рассмотрении двух вариантов производится согласно методу срока окупаемости по формуле

Когда число вариантов более двух, для производства расчетов удобнее пользоваться формулой ежегодных затрат

— нормативный коэффициент экономической эффективности.

Для построения кривой можно использовать полиномы Ньютона, Лагранжа, Бесселя, Стирлинга и др.

За рубежом уделяется большое внимание определению нестандартного напряжения аналитическим путем. Инженер Вейкерт (Германия) предложил определять величину нестандартного рационального напряжения по формуле кВ, где — передаваемая по линии мощность, МВА; — расстояние (длина линии), км. В американской практике применяется формула Стилла кВ, где — передаваемая по линии активная мощность, МВт. Формула Стилла была преобразована С. Н. Никогосовым и приведена к более удобному виду кВ. По справочникам шведских инженеров кВ.