Раздел 3. Электроснабжение

Вразделе рассматриваются шесть тем:

1.1.Общие сведения об электроснабжении

1.2.Приемники электрической энергии и расчетные нагрузки

1.3.Экономика электроснабжения

1.4.Надежность электроснабжения

1.5.Энергосбережение

1.6.Качество электрической энергии

При работе с теоретическим материалом следует ответить на контрольные вопросы, приведенные в конце каждой темы.

После проработки теоретического материала раздела следует пройти тест 3. При появлении затруднений по контрольным вопросам и тестовым заданиям

следует обратиться к теоретическому материалу [3] и [6].

Решение контрольной работы №2 следует проводить после проработки теоретического материала тем 3.1 и 3.2.

Для закрепления теоретического материала по темам этого раздела предусмотрено выполнение двух лабораторных работ №9 и №10.

При эффективной проработке материала данного раздела можно набрать 60 баллов из 180 возможных.

3.1.Общие сведения об электроснабжении

3.1.1.Понятие о системах электроснабжения

Электроснабжением называется обеспечение потребителей электрической энергией.

Приемник электрической энергии (электроприемник) – аппарат, агрегат и др., предназначенный для преобразования электрической энергии в другой вид энергии

Потребитель электрической энергии – это электроприемник или группа электроприемников, объединенных общим технологическим процессом и размещающихся на определенной территории.

Электроснабжение может быть централизованным, автономным и смешанным. Под централизованным электроснабжением понимается электроснабжение потребителей от энергосистемы. При автономном электроснабжении потребитель получает электроэнергию только от собственной электростанции (или нескольких собственных электростанций), а при смешанном – частично от энергосистемы, а частично от собственной электростанции.

118

Совокупность электроустановок, предназначенных для обеспечения потребителей электрической энергией, образует систему электроснабжения.

В общем случае система электроснабжения (СЭС) включает в себя следующие элементы:

-один или несколько источников питания;

-питающие линии, связывающие потребителя с источником питания;

-пункты приема электроэнергии и собственные источники питания;

-распределительные сети (на промпредприятиях внутризаводские и внутрицеховые).

Внешние источники питания и питающие линии относят к внешнему электроснабжению, остальные элементы СЭС – к внутреннему. В качестве внешних источников питания, от которых осуществляется централизованное электроснабжение, используются сети районной энергосистемы. При этом питание крупных и средних потребителей может осуществляться как непосредственно от шин электростанций и районных подстанций энергосистемы, так и ответвлениями от линий электропередачи, проходящих вблизи предприятия.

Собственный источник питания предприятия электроэнергией предусматривается:

-при сооружении предприятий в районах, не имеющих связи с энергосистемой;

-при наличии специальных требований к бесперебойности питания, когда собственный источник питания необходим для резервирования;

-при значительной потребности в паре и горячей воде для производственных целей и теплофикации или же при наличии на объекте вторичных энергоресурсов и целесообразности их использования для электростанций;

-если сооружение собственного источника (например, на базе существующей котельной) приводит к снижению результирующих затрат на электроснабжение.

Мощность собственного источника определяется его назначением и колеблется от максимальной мощности, необходимой предприятию в нормальном режиме, до минимальной мощности, необходимой в послеаварийном режиме.

Типы собственных электростанций и устанавливаемых на них агрегатов выбирают с учетом требуемой мощности, режима работы, требований к быстроте пуска и других эксплуатационных показателей.

Собственные электростанции, за исключением расположенных в удаленных районах, должны быть электрически связаны с электрическими сетями энергосистемы.

119

Пунктами приема электроэнергии от внешнего источника могут являться узловые распределительные подстанции (УРП), главные понизительные подстанции (ГПП), центральные распределительные пункты и распределительные пункты (ЦРП и РП), подстанции глубокого ввода (ПГВ), трансформаторные подстанции (ТП), совмещенные и несовмещенные с РП, щиты 380/220 В.

УРП – центральная подстанция предприятия с первичным напряжением 110-500 кВ, получающая энергию от энергосистемы и распределяющая ее по ПГВ 110-220 кВ на территории предприятия. При питании на напряжении 110220 кВ УРП обычно бывают чисто распределительными, а при напряжении 330500 кВ появляется частичная трансформация на напряжение 110 кВ для распределения энергии между ПГВ.

ГПП получает питание непосредственно от энергосистемы при напряжении 35-220 кВ, трансформирует ее на более низкое напряжение (6-10 кВ) и распределяет энергию на этом напряжении по всему предприятию.

РП – электроустановка, в которой происходит только распределение электроэнергии между потребителями без изменения ее параметров (напряжения и частоты). РП, получающий энергию непосредственно от энергосистемы, называют центральным распределительным пунктом (ЦРП).

ПГВ - подстанция 35-220 кВ, получающая питание непосредственно от энергосистемы или УРП предприятия, предназначенная для питания отдельного объекта или района предприятия (цеха или группы цехов) и расположенная вблизи основных нагрузок этого объекта.

Для предприятий небольшой мощности пунктами приема могут служить непосредственно ТП 6-10/0,38 кВ, а для малых потребителей мощностью до

100-200 кВт – щит 380/220 В.

Если на предприятии имеется собственная ТЭЦ, то пунктом приема электроэнергии может служить повышающая подстанция этой ТЭЦ (подстанция связи с энергосистемой) или, если напряжение питания от энергосистемы совпадает с генераторным напряжением ТЭЦ, распределительное устройство генераторного напряжения ГРУ ТЭЦ.

Сооружение того или иного пункта приема электроэнергии зависит от мощности, потребляемой предприятием, от расстояния до источника питания, напряжения питающих линий и требуемой степени бесперебойности питания.

В целом систему электроснабжения можно представить в виде многоуровневой сложной иерархической системы. В общем случае количество уровней заводской СЭС равно шести, причем номера уровней повышаются по мере увеличения их значимости в системе электроснабжения.

120

К первому уровню (1УР) относятся зажимы отдельных электроприемников, на которые подается напряжение; ко второму (2УР) – групповые распределительные пункты 380/220 В (силовые шкафы ШС, осветительные щиты ЩО и т. п.) и распределительные шинопроводы (ШР); к третьему (3УР) – цеховые ТП; к четвертому (4УР) – шины РП 6-10 кВ; к пятому (5УР) – шины 6-10 кВ ГПП; к шестому (6УР) – все предприятие в целом (т. е. 6УР относится к точке раздела сетей потребителя и электроснабжающей организации).

В частных случаях количество уровней может быть больше или меньше шести в зависимости от конкретных условий. Можно считать, что количество потребителей, получающих энергию от уровня n+1 на порядок меньше, получающих ее от уровня n. Деление СЭС на уровни отражает разницу свойств, характеризующих потребителей различных уровней, и, как следствие, различие требований, предъявляемых ими к электроснабжению: с повышением номера уровня эти требования ужесточаются. Это касается, прежде всего, требований к надежности электроснабжения и качеству электроэнергии.

3.1.2. Особенности электроснабжения городов

В настоящее время с помощью городских сетей распределяется около половины вырабатываемой в стране электроэнергии (коммунально-бытовая сфера потребляет до 20 % электроэнергии, в т. ч. население – 10-12 %). Общая протяженность сетей 0,38-10 кВ ориентировочно составляет 900 тыс. км при наличии порядка 300 тыс. штук ТП 6-10/0,4 кВ с установленной мощностью трансформаторов порядка 90 тыс. МВ·А. Протяженность воздушных линий (ВЛ) 0,38 кВ составляет почти 50 % от общей протяженности распределительных сетей.

Города характеризуются высокой плотностью электрических нагрузок (от 5 до 15-20 МВт/км2 в центральных районах городов) и большим количеством потребителей, расположенных на ограниченной площади.

Крайне ограниченная территория и стесненные условия для выбора трасс ВЛ и площадок подстанций (ПС), повышенные архитектурно-эстетические требования к сооружаемым элементам сети диктуют необходимость применения простых схем ПС, сооружения закрытых ПС, двухцепных ВЛ и КЛ. Значительная стоимость КЛ 110-220 кВ предопределяет их использование прежде всего в центральной части крупнейших городов. Воздушные линии и узловые ПС располагаются в пригородной зоне.

Большая концентрация электрических нагрузок и решающая роль электроэнергии в обеспечении нормальной жизнедеятельности города требуют высокой надежности электроснабжения.

121

Проектирование схемы электрических сетей города должно выполняться с выявлением очередности развития на срок не менее десяти лет. Необходимо учитывать генеральные планы развития городов, которые выполняются на перспективу двадцать пять-тридцать лет.

Городские электрические сети делятся:

-на электроснабжающие сети 110 кВ и выше;

-питающие и распределительные сети 10 (6) кВ;

-распределительные сети 0,38 кВ.

Вкачестве основного для городских сетей среднего напряжения принято 10 кВ. В тех городах, где имеются сети 6 кВ, они, как правило, переводятся на напряжение 10 кВ. Целесообразность применения сетей 20 кВ должна быть технико-экономически обоснована.

Принципиальным вопросом построения схемы электроснабжения города является наивыгоднейшее число трансформаций энергии, т.е. количество ее преобразований между напряжениями 110 и 10 кВ. Ввведение промежуточного напряжения 35 кВ увеличивает капиталовложения и потери в сетях. Таким образом, для городских сетей следует считать предпочтительной систему электроснабжения 110/10 кВ. Для электроснабжения крупных и крупнейших городов используются также сети напряжением 220 кВ и выше.

С учетом сказанного сети электроснабжения условно делятся:

- на сети внешнего электроснабжения – линии 220 кВ и выше, обеспечивающие связь системы электроснабжения города с внешними источниками, и ПС 220 кВ и выше, от которых питаются городские сети 110 кВ, а также линии 220 кВ и выше, связывающие эти ПС;

- сети внутреннего электроснабжения – линии 110 кВ и ПС 110/10 кВ, предназначенные для питания городских сетей 10 кВ.

Выбор схемы сети зависит от конкретных условий: географического положения и конфигурации селитебной территории города, плотности нагрузок и их роста, количества и характеристик источников питания, исторически сложившейся существующей схемы сети и др. Выбор производится по результатам технико-экономического сопоставления вариантов.

Наибольшее распространение в городах и поселках получили однотрансформаторные ТП с трансформаторами мощностью 160…630 кВ·А. Двухтрансформаторные ТП с трансформаторами 630 кВ·А рекомендовались к применению при удельной плотности нагрузки, превышающей 8 МВт/км2.

Внастоящее время в связи с ростом удельной плотности нагрузок в крупных и крупнейших городах находят применение трансформаторы мощностью

122

1000 и 1250 кВ·А (1250 – нестандартная мощность, внедряемая взамен двух трансформаторов по 630 кВ·А). Кроме того, в связи с ужесточением требований к обеспечению надежности электроснабжения большинство городских ТП в крупнейших, крупных и даже средних городах должно сооружаться двухтрансформаторными.

3.1.3. Особенности электроснабжения промышленных предприятий

Как потребители электроэнергии промышленные предприятия характеризуются в основном:

-небольшой занимаемой территорией;

-высокой плотностью удельной нагрузки, кВ·А;

-высокими требованиями к надежности электроснабжения и качеству электроэнергии;

-значительным потреблением реактивной мощности;

-высокой насыщенностью территорий подземными и надземными технологическими и энергетическими коммуникациями.

В связи с этим линии распределительных сетей промпредприятий характеризуются малой протяженностью, но значительными сечениями.

Наряду с кабельными сетями в промпредприятиях применяются линии электропередачи, выполненные с помощью неизолированных шин различных конструкций и конфигураций – токопроводы в сетях 6, 10, 35 кВ и шинопроводы в сетях до 1 кВ. Эти линии применяются в тех случаях, когда надо передать

водном направлении значительные токи – тысячи ампер в сетях выше 1 кВ и сотни и более ампер в сетях до 1 кВ.

На предприятиях применяются простейшие незамкнутые схемы, обеспечивающие при резервировании необходимую надежность электроснабжения. Кольцевые (обязательно разомкнутые) схемы применяются только для питания неответственных потребителей небольшой мощности. Мощность трансформаторов при таких схемах не должна превышать 630 кВ·А. В основном же в ТП предприятий применяются трансформаторы 1000, 1600 и 2500 кВ·А. Трансформаторы меньших мощностей применяются только на небольших предприятиях или для питания небольших цехов. ТП, как правило, сооружаются двухтрансформаторными. В сетях промпредприятий широко используются местные источники реактивной мощности, называемые также компенсирующими устройствами. Наиболее часто на предприятиях в качестве таких устройств используются синхронные электродвигатели и батареи конденсаторов.

Работа некоторых электроустановок предприятий может оказывать негативное влияние на качество электрической энергии. В связи с этим приходится

123

принимать специальные меры для снижения такого влияния, например устанавливать фильтры высших гармоник.

3.1.4. Особенности электроснабженияпотребителей в сельской местности

К электрическим сетям сельскохозяйственного назначения принято относить сети напряжением 0,4-110 кВ, от которых снабжаются электроэнергией преимущественно (более 50 % расчетной нагрузки) сельскохозяйственные потребители.

Основной системой напряжения для электроснабжения сельских потреби-

телей является 110/35/10/0,4 кВ с подсистемами 110/10/0,4 кВ и 110/35/0,4 кВ.

Напряжение 6 кВ для электроснабжения сельского хозяйства не рекомендуется; действующие сети этого напряжения постепенно переводятся на 10 кВ.

По мере роста плотности сельскохозяйственных нагрузок система напряжений 110/10/0,4 кВ должна получить преимущественное развитие, что позволит отказаться от одной ступени трансформации и, следовательно, существенно снизить расход электроэнергии на ее транспорт.

Система централизованного электроснабжения сельских потребителей состоит из сетей двух типов:

-питающих (ВЛ 110 и 35 кВ и ПС 110/35/10, 110/10 или 35/10 кВ);

-распределительных (ВЛ 10 кВ, потребительские ПС 10/0,4 и 35/0,4 кВ и линии 380/220 В).

Основными направлениями развития электрических сетей сельскохозяйственного назначения являются: преимущественное развитие сетей 35-110 кВ, повышение надежности сетей 10 и 35 кВ, уменьшение протяженности линий 10 кВ.

Эти направления реализуются путем:

-сооружения разукрупняющих питающих ПС 110/35/10 и 110 (35)/10 кВ для сокращения радиусов действия сети 10 кВ и протяженности ВЛ 10 кВ, отходящих от одной ПС;

-увеличения количества двухтрансформаторных ПС 110 (35)/10 кВ (в настоящее время удельный вес двухтрансформаторных ПС 110 кВ составляет бо-

лее 70 %, а 35 кВ — более 50 %);

-увеличения количества ПС с двухсторонним питанием (основным типом конфигурации сети становится одноцепная ВЛ с двухсторонним питанием от разных источников; новые подстанции 35 - 110 кВ подключаются, как правило,

врассечку таких ВЛ либо двумя ответвлениями от двух соседних одноцепных ВЛ или двухцепной ВЛ; в настоящее время более половины сельскохозяйственных ПС 110 (35)/10 кВ имеют двухстороннее питание);

124

- постепенного перехода к системе 110/10 кВ.

3.1.5. Особенности электроснабжения железных дорог

Электрифицированные железные дороги занимают особое место среди потребителей электроэнергии. Эта специфика определяется конфигурацией электрической сети, сооружаемой для электрификации железной дороги (географически протяженный потребитель с близкими значениями нагрузок тяговых ПС, расположенных примерно на равных расстояниях одна от другой), и высокими требованиями к надежности электроснабжения.

Внастоящее время электрификация железных дорог выполняется преимущественно на переменном однофазном токе промышленной частоты напряжением 25 кВ в контактной сети, а при наличии обоснований — на постоянном токе напряжением 3 кВ. Электрификация на постоянном токе используется сейчас в основном при усилении или продлении действующих электрифицированных участков, выполненных на напряжении 3 кВ.

При электрификации на переменном токе тяговые ПС располагаются, как правило, на расстоянии 40-50 км одна от другой, при постоянном токе – на расстоянии 20-25 км. Соответственно электрические нагрузки тяговых ПС при переменном токе существенно больше, чем при постоянном.

Впоследнее время внедряется также система электрификации на переменном токе 2 x 25 кВ, позволяющая сохранить напряжение 25 кВ в контактной сети, но большую часть энергии передавать от тяговых ПС к электровозам на напряжении 50 кВ. Для этого кроме контактного подвешивается дополнительный питающий провод, напряжение которого по отношению к земле равно 25 кВ, а по отношению к контактному проводу – 50 кВ. Питание электровозов осуществляется через автотрансформаторы 50/25 кВ, устанавливаемые между тяговыми ПС через 8—15 км и подключаемые крайними выводами к контактному и питающему проводам, а средним – к рельсам. На тяговых ПС устанавливаются однофазные трансформаторы с двумя вторичными обмотками 27,5 кВ каждая. При одинаковом размещении тяговых ПС потери мощности в системе 2 x 25 кВ в 1,5-2 раза ниже, чем в системе 25 кВ. При увеличении расстояния между ПС в системе 2 x 25 кВ в 1,7-1,8 раза по сравнению с системой 25 кВ, потери мощности в обеих системах равны.

Тяговые ПС требуют высокой надежности электроснабжения и должны обеспечиваться двусторонним питанием. При выборе схемы должен решаться вопрос о комплексном электроснабжении электрифицируемых железных дорог

ивсех других потребителей в прилегающем районе.

125

Питание тяговых ПС осуществляется от ВЛ 110 кВ (при электрификации на переменном токе также и 220 кВ), сооружаемых для этой цели, как правило, вдоль железной дороги. Присоединение этих так называемых тяговых линий электропередачи, в свою очередь осуществляется к расположенным вблизи железных дорог ПС 500-220 кВ.

При наличии развитой распределительной сети 110-220 кВ в районе железной дороги отдельные тяговые ПС могут получать питание непосредственно от районных ПС энергосистемы или присоединяться к существующей сети.

На тяговых ПС постоянного тока обычно устанавливаются трансформаторы напряжением 110/10 кВ. Тяговые трансформаторы в блоке с выпрямительными агрегатами подключаются к шинам 10 кВ. Питание районных потребителей может осуществляться от общих трансформаторов.

Питание района от тяговых ПС переменного тока с высшим напряжением 110 кВ может осуществляться от трехобмоточных тяговых трансформаторов или от отдельных трансформаторов.

Если для электроснабжения района требуется одно питающее напряжение, наиболее целесообразна схема питания от третьей обмотки тяговых трансформаторов. При наличии существующей районной нагрузки на двух напряжениях может оказаться более экономичным вариант питания тяговых и районных потребителей от отдельных трансформаторов.

Для тяговых ПС переменного тока с высшим напряжением 220 кВ целесообразно питание районной и тяговой нагрузок от общих трехобмоточных трансформаторов или AT 220/110/25 кВ (при наличии нагрузки на напряжении

110кВ).

3.1.6.Режимы нейтрали электрических сетей

Известны четыре режима работы электрических сетей:

-с глухим заземлением нейтрали;

-с эффективным заземлением нейтрали;

-с изолированной нейтралью;

-с компенсированной нейтралью.

С глухим заземлением нейтрали в России работают сети 220 кВ и выше. Эти сети являются системообразующими и к ним предъявляются повышенные требования надежности. Важными факторами, обеспечивающими надежность, являются быстрота отключения коротких замыканий (КЗ) и удержание напряжения неповрежденных фаз на уровне фазного.

Сети 110 кВ могут работать с глухозаземленной и эффективно заземленной нейтралью. Под эффективно заземленной нейтралью понимается режим раз-

126

земления части нейтралей обмоток 110 кВ трансформаторов подстанций, связанных одной сетью. Частичное разземление нейтралей вызвано необходимостью снижения значений токов однофазного КЗ в сети 110 кВ до уровня тока трехфазного КЗ. При разземлении нейтралей части трансформаторов ток однофазного КЗ снижается. Режим работы нейтралей отдельных трансформаторов определяется диспетчером в зависимости от оперативной схемы сети.

Сети 6…35 кВ могут работать с изолированной или компенсированной нейтралью. Выбор режима нейтрали в этих сетях зависит от уровня токов однофазного замыкания на землю (в этих сетях однофазных коротких замыканий не бывает). ПУЭ допускают следующие предельные значения токов однофазных замыканий в сетях: 6 кВ – 30 А; 10 кВ – 20 А; 35 кВ – 10 А.

Значения токов замыкания на землю в кабельных сетях определяются по формуле

I з = U10lк ,

а в воздушных сетях

Iз = U350lв .

Вэтих выражениях U – номинальное напряжение сети, кВ; lК (В) – суммарная длина электрически связанных кабельных (воздушных) линий, км.

Приведенные выше ограничения токов замыкания на землю связаны с тем, что при больших значениях этих токов вероятность перехода однофазного замыкания в многофазное короткое замыкание резко возрастает.

Втех случаях, когда значения Iз превышают установленные границы, применяется компенсация нейтрали, которая осуществляется путем включения в нейтраль индуктивности. Индуктивный ток компенсирует токи однофазных замыканий на землю, имеющие емкостной характер.

Всетях переменного трехфазного тока напряжением до 1 кВ приняты следующие три системы заземления:

-система IT, при которой непосредственная связь токоведущих частей с землей ни в одной точке не предусмотрена, внешне доступные прикосновению металлические части (корпуса оборудования) заземлены; в сокращенном обозначении этой системы буква I означает изолированную нейтраль (от французского isolé), а T – местное заземление корпусов (от французского terre – земля);

-система TT, при которой сеть выполняется с глухим заземлением в одной или нескольких точках за пределами сети потребителя; внешне доступные для прикосновения металлические части электроустановки присоединяются к за-

127

землителю, электрически независимому от заземлителя нейтрали источника питания;

-система TN, имеющая одну или несколько точек непосредственно связанных с землей, внешние металлические части электроустановки, доступные для прикосновения, присоединяются к этой точке (точкам) посредством нулевых защитных проводников; буква N в обозначении системы обозначает заземление корпусов через нейтральный (от neutre – нейтральный) проводник.

Существуют три разновидности системы TN:

-система TN-S (S от слова separe – раздельный), при которой нулевой рабочий проводник (N) и нулевой защитный проводник (PE) работают раздельно по всей сети;

-система TN-C (C – от слова combine – комбинированный, совмещенный), при котором проводники N и PE объединены в один по всей длине, т. е. этот общий проводник является и рабочим, и защитным PEN;

-система TN-C-S, при которой в части сети проводники N и PE объединены

водин PEN проводник, а в части сети работают раздельно.

Таким образом, система IT является трехпроводной, система TT – четырехпроводной, система TN-S – пятипроводной, система TN-C – четырехпроводной, система TN-C-S – частично четырехпроводной, частично пятипроводной. Описанные системы заземления приведены на рис. 3.1.1.

Рис. 3.1.1. Системы заземления в сетях переменного трехфазного тока:

а – система IT; б – система ТT; в– система TN-S; г – система TN-C; д – система TN-C-S

128

Трехпроводные сети типа IT применяют тогда, когда нет необходимости в рабочем нейтральном проводнике, т. е. когда нет однофазных электроприемников, включаемых на фазное напряжение. К таким сетям относятся, например, сети 220 В и почти все сети 660 В. В этих же случаях используют и сети типа ТТ, отличающиеся большей эффективностью таких защитных мероприятий, как защитное заземление и защитное отключение по току утечки.

В зданиях старой постройки наиболее распространенной является система TN-C, позволяющая реализовать трехфазную систему 380/220 В. Совмещение N и PE проводников в один PEN проводник обеспечивает снижение затрат на сеть, однако понижает надежность защиты от поражения электрическим током. В настоящее время предпочтение в сетях 380/220 В отдается системам TN-S и TN-C-S.

Контрольные вопросы к теме 3.1

1.Поясните термины «электроснабжение» и «система электроснабжения».

2.Дайте определение приемника электрической энергии.

3.Поясните термины «приемник электрической энергии» и «потребитель электрической энергии».

4.Что включает в себя система электроснабжения?

5.Поясните термины «централизованное электроснабжение» и «автономное электроснабжение».

6.Поясните термины «внешнее электроснабжение» и «внутреннее электроснабжение».

7.В каких случаях применяется собственный источник питания предприятия электроэнергией?

8.Назовите основные пункты приема электроэнергии на предприятиях.

9.Поясните термины «подстанция глубокого ввода» и «главная понизительная подстанция»

10.На сколько уровней делится система электроснабжения объекта?

11.Какой плотностью нагрузок характеризуются крупные города?

12.Как классифицируются городские электрические сети?

13.Какие факторы определяют схему городских электрических сетей?

14.Дайте характеристику промышленного предприятия как потребителя электроэнергии.

15.Как конструктивно выполняется сеть внутреннего электроснабжения промышленного предприятия?

16.Какие напряжения характерны для электроснабжения потребителей в сельской местности?

129

17.Какие напряжения и какой род тока используются при электроснабжении железных дорог?

18.Назовите режимы работы нейтрали в электрических сетях.

19.Каковы предельные значения токов однофазных замыканий в сетях 6, 10 и 35 кВ с изолированной нейтралью?

20.Какие системы заземления приняты в сетях переменного трехфазного тока напряжением до 1 кВ?

3.2.Приемники электрической энергии и расчетные электрические нагрузки

3.2.1.Приемники электрической энергии

Все приемники электрической энергии, или электроприемники (ЭП), характеризуются номинальной (установленной) мощностью, т. е. такой, с которой ЭП может длительно работать в условиях, для которых он предназначен. По тому, что именно принято понимать под их номинальной мощностью, все ЭП делятся на две группы. К первой относятся ЭП, номинальная мощность которых соответствует отдаваемой ими мощности (электродвигатели); ко второй – номинальная мощность которых соответствует мощности, потребляемой ими из сети (нагревательные и осветительные установки и т. п.). Таким образом, в номинальную (установленную) мощность ЭП первой группы потери в них самих не включаются, а у ЭП второй группы – включаются. В зависимости от типа и назначения ЭП номинальную мощность выражают в ваттах, киловаттах или мегаваттах (Вт, кВт, МВт) у электродвигателей, нагревателей, осветительных установок, в вольт-амперах, киловольт-амперах или мегавольт-амперах (В·А, кВ·А, МВ·А) у индукционных и дуговых печей, сварочных установок и т. п.

По напряжению ЭП, как и все электроустановки, разделяются на ЭП до 1000 В и выше. Кроме того, все ЭП различаются по номинальному напряжению. Номинальные напряжения ЭП переменного тока 127, 220, 380, 660, 3000, 6000, 10000 В.

По роду тока все ЭП делятся на ЭП переменного тока и ЭП постоянного тока. ЭП переменного тока, в свою очередь, подразделяются на три группы по частоте. К первой группе относятся приемники, работающие от сети переменного тока нормальной промышленной частоты (50 Гц), ко второй – приемники, работающие от сети переменного тока частоты большей чем 50 Гц, и к третьей

– работающие от сети пониженной частоты. Подавляющее большинство ЭП работает от сети переменного тока нормальной промышленной частоты.

По требуемой степени надежности питания ЭП подразделяются на три категории.

130

Кпервой категории относятся ЭП, перерыв в электроснабжении которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, угрозу для безопасности государства, значительный материальный ущерб, нарушение сложного технологического процесса, массовый брак продукции или нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства, объектов связи и телевидения. Эти ЭП должны обеспечиваться питанием не менее чем от двух независимых источников, и перерыв их электроснабжения допускается лишь на время автоматического включения резервного питания.

Из ЭП первой категории выделяются ЭП так называемой «особой» группы, бесперебойная работа которых необходима для обеспечения безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего оборудования. Питание таких ЭП должно обеспечиваться не только от двух независимых источников, но и от третьего независимого источника, который включается автоматически при перерыве электроснабжения.

Ко второй категории относятся ЭП, перерыв в электроснабжении которых связан с массовым недоотпуском продукции, простоем рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушением нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей. Перерыв в электроснабжении ЭП второй категории допускается на время, необходимое для ручного включения резервного питания дежурным персоналом или выездной оперативной бригадой, если подстанция не имеет постоянного дежурства.

Все ЭП цехов массово-поточного производства и горячей обработки металлов могут быть отнесены ко второй категории. ЭП этой категории допускают применение более простых и дешевых схем электроснабжения, но также должны питаться от двух независимых источников питания.

Ктретьей категории относятся все ЭП, не относящиеся к первой и второй категориям. Они допускают перерыв питания на время ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, но не более суток.

Промышленные предприятия являются потребителями активной и реактивной мощностей. Активная мощность, потребляемая всеми без исключения ЭП, необходима для выполнения полезной работы. Потребление реактивной мощности связано чаще всего с тем, что основные виды ЭП и сетевого оборудования (двигатели, индукционные печи, трансформаторы и др.) для своей работы нуждаются в переменном магнитном поле. Строго говоря, термин «потребление» применительно к реактивной мощности является условным, так как

131

эта мощность не потребляется, а является обменной, циркулирующей между источником и приемником.

Основными потребителями реактивной мощности на промышленных предприятиях являются асинхронные двигатели (60-65 % общего потребления), трансформаторы (20-25 %), вентильные преобразователи, реакторы, линии электрических сетей и прочие электроустановки (10-20 %).

Отдельные виды ЭП такие, как лампы накаливания и электрические печи сопротивления косвенного действия, потребляют из сети только активную мощность.

Связь между потреблением активной и реактивной мощностей может быть установлена с помощью cosφ, называемого коэффициентом мощности. В расчетах режимов реактивной мощности в электрических сетях используются либо непосредственно данные о реактивных нагрузках, либо данные о коэффициенте реактивной мощности tgφ.

Линейность (постоянство сопротивлений электрических цепей ЭП за один период) является главным условием сохранения синусоидальности напряжений и токов в сети. Многие ЭП, однако, нелинейны, что приводит к появлению высших гармоник и заставляет принимать меры их подавления.

Режим работы ЭП может быть длительным, кратковременным, повтор- но-кратковременным или более сложным.

Если суммарная длительность включения ЭП с номинальной мощностью Рном в течение некоторого периода t (например, в течение смены) равна tв, а потребление электроэнергии за это время равно Wa, то ЭП может характеризоваться коэффициентами включения, загрузки и использования:

k =	t	в	;	kз =	Wa	;	kи =	Wa	=	Pср	,
в	t				Pном tв			Pном t		Pном

где Рср = Wa /t – средняя мощность ЭП за время t. Очевидно, что

kи = kв . kз

Группа однородных ЭП с установленной мощностью Ру и с потреблением за время t электроэнергии Wa.гр характеризуется групповым коэффициентом использования:

Kи =	Wa гр	=	Pср.гр	,
	P t		P
	у		у

132

где Рср.гр – средняя мощность группы за время t.

Так как номинальные мощности отдельных ЭП, установленная мощность группы и время t известны, а потребление энергии Wa при Wa.гp измеряется при помощи счетчиков, то коэффициенты использования kи и КИ могут определяться опытным путем.

3.2.2. Графики электрических нагрузок

Нагрузки большинства ЭП и их групп не являются неизменными. Характер их изменения во времени наиболее полно может быть представлен в виде графиков (рис. 3.2.1).

Рис. 3.2.1. График нагрузки

Графики нагрузок делятся на графики активной P(t), реактивной Q(t) и полной S(t) мощности или тока I(t). По числу ЭП графики нагрузок делятся на индивидуальные и групповые. Графики нагрузок могут быть сняты и построены для любого промежутка времени. На практике для большинства групп ЭП наибольший интерес представляют суточные и годовые графики нагрузок.

Суточные графики нагрузок показывают последовательность изменения нагрузки в течение суток (рис. 3.2.1). Суточные графики строятся для наиболее характерных суток: рабочих, выходных, зимних, летних и т. п. На основе характерных суточных графиков нагрузок могут быть построены годовые графики нагрузок.

Годовые графики нагрузок, как правило, характеризуют продолжительность существования нагрузки какой-либо величины во времени. В связи с этим годовые графики нагрузки называют «графиками по продолжительности», они представляют собой упорядоченные диаграммы, на которых функции изображены убывающими от максимальных значений до минимальных (рис. 3.2.2).

133

Рис. 3.2.2. График нагрузки по продолжительности

Рис. 3.2.3. Ступенчатый график нагрузки

Графики нагрузок могут быть представлены либо в виде непрерывных кривых (рис. 3.2.1 и 3.2.2), либо ступенчато (рис. 3.2.3). Для ступенчатых графиков период осреднения обычно принимается равным одному часу.

Годовые графики нагрузки по продолжительности необходимы для получения ряда характеристик (в частности, числа часов использования максимума нагрузок Tм), применяющихся при технико-экономических расчетах и обоснованиях в энергетике.

Графики нагрузки могут быть охарактеризованы прежде всего максимальным, минимальным и средним значениями величины, изображенной на графике, а также рядом коэффициентов, характеризующих равномерность режима электропотребления, к числу которых относятся:

1. Коэффициент заполнения графика нагрузки

kз = PPc ,

max

134

где Pc – средняя активная нагрузка по графику нагрузки за соответствующий период времени (например, Pср.год на рис. 3.2.2);

Pmax – максимальная активная нагрузка.

2. Коэффициент формы графика нагрузки

kф = Pc.к. ,

Pс

где Pc.к – среднеквадратичная активная нагрузка за время T, определяемая по формуле

T

∫p2dt

P	=	0		,
с.к			T

где p – мгновенное значение нагрузки.

3. Коэффициент неравномерности графика нагрузки

α = Pmin .

Pmax

Коэффициенты kз и α не могут быть больше единицы, коэффициент kф не может быть меньше единицы. Чем ближе к единице значения коэффициентов, тем равномернее график нагрузки.

С помощью kз.г может быть определено значение Тм:

					Pср Tг	W.
T	= k	з	T	=		=	год	,
м			г		Pmax	Pmax

где Wг – годовое потребление электроэнергии; Tг =8760 – число часов в году.

3.2.3. Основные методы определения расчетных нагрузок

Так как при проектировании СЭС точные графики нагрузок неизвестны, а количество узлов, для которых они должны определяться, весьма велико, то на практике для выбора сетевого оборудования используют так называемые расчетные нагрузки.

Расчетной нагрузкой по допустимому нагреву называют условную нагрузку, выраженную в амперах (Ip), киловаттах (Pp) или киловольт-амперах (Sp), которая эквивалентна ожидаемой изменяющейся нагрузке по наиболее тяжелому тепловому действию (максимальной температуре или тепловому износу изоляции проводников, обмоток трансформаторов и электромашин).

135

Нагрузкой, эквивалентной фактической изменяющейся нагрузке по тепловому действию на проводник за период времени T, является среднеквадратичная нагрузка за этот же период времени. Таким образом, расчетная нагрузка – это наибольшая из среднеквадратичных нагрузок за время T. Однако на практике, исходя из того, что коэффициент формы графиков нагрузки kф большинства типовых графиков лишь незначительно превышает единицу, в качестве расчетной нагрузки используют среднюю нагрузку за тот же период времени T.

Так как повышение температуры проводника при прохождении по нему электрического тока описывается экспонентой, то установившаяся температура в нем достигается за время T ≈ 3T0, где T0 – постоянная времени нагрева проводника. В связи с этим в качестве времени осреднения при определении расчетных нагрузок принято время, равное 3T0 элемента СЭС, через который проходит ток нагрузки (кабеля, провода, шинопровода, трансформатора и т. д.)

В соответствии с действующими «Указаниями по расчету электрических нагрузок», разработанными ВНИПИ Тяжиромэлектропроект, определение расчетных нагрузок промышленных предприятий может быть выполнено с помощью следующих основных методов:

-по удельным расходам электроэнергии;

-по удельным плотностям нагрузки;

-по коэффициенту спроса;

-по коэффициентам расчетной мощности и одновременности.

При наличии достоверных данных об удельных расходах электроэнергии на единицу продукции и о числе часов использования максимума нагрузки расчетная нагрузка цеха или предприятия в целом может быть определена по формуле

		∑wудiM i
P	=	i	,
p		Tм

где wуд i – удельный расход электроэнергии на единицу продукции i-го вида; Mi – планируемый годовой выпуск продукции i-го вида в натуральном выражении (т, м, м2, шт. и т.д.).

В ряде случаев расчетная нагрузка может быть определена по удельной плотности нагрузки руд., кВт/м2, на 1м2 площади цеха, выявленной при обследовании аналогичных производств:

Pp = рудF,

где F – площадь цеха, м2.

136

Определение расчетной нагрузки по коэффициенту спроса Кс применяется в основном при отсутствии данных о числе ЭП и их мощностях, об удельных расходах электроэнергии на единицу продукции или удельной плотности нагрузок. Значения Кс зависят от технологии производства и определяются при обследовании действующих предприятий по формуле

Kc = Pм ,

Pу

где Pм – наибольшая из средних за время T=3T0 нагрузка;

Pу – суммарная установленная мощность объекта (Pу = Pном).

На проектируемых объектах (предприятиях, цехах, больших производственных участках, где число ЭП исчисляется сотнями) расчетная нагрузка определяется по формуле

Pp = КсPном.

Использование Кс для определения расчетных нагрузок малых групп ЭП приводит к существенным погрешностям.

С помощью коэффициента расчетной мощности Кр определяют расчетную нагрузку на втором и третьем уровнях (2УР и 3УР) СЭС. Для одиночных ЭП (на 1УР СЭС) расчетная мощность принимается равной номинальной, а для одиночных ЭП повторно-кратковременного режима – равной номинальной, приведенной к длительному режиму. Для определения расчетной нагрузки на четвертом и пятом уровнях СЭС (4УР и 5УР) дополнительно используется коэффициент одновременности Ко.

Коэффициент расчетной мощности Кр группы ЭП составляет

		Pр
Кр =			.
	К	P
		и ном

Коэффициент расчетной мощности зависит от эффективного числа ЭП, средневзвешенного значения Ки, а также от постоянной времени Т0 нагрева элемента сети, для которого рассчитываются электрические нагрузки:

Кр = f (nэ, Ки,T0 ).

Под эффективным числом ЭП принято понимать такое число ЭП, одинаковых по мощности и по режиму работы, которое создает ту же расчетную нагрузку, что и фактическая группа ЭП.

Для определения nэ существует формула

137

	n
	(∑Pномi )2
nэ =	i=1	.
	n
	∑Pном2 i
	i=1

В настоящее время эту формулу обычно используют при малых значениях числа ЭП n. При значительных n (например, при n>6) рекомендуется использовать более простую приближенную формулу

		n
	2∑Pномi
nэ =	i	=1	,
	P
	номнаиб

в которой Pном наиб – номинальная мощность наибольшего ЭП в рассматриваемом узле нагрузке 2УР или 3УР.

Средневзвешенное значение Ки рассматриваемого узла нагрузки будет

	m
	∑Kи Pномj j
Ки =	j =1	,
	m
	∑Pном j
	j =1
где j – номер группы однородных ЭП;

Киj – коэффициент использования ЭП j-й группы;

Pном j – суммарная номинальная мощность ЭП j-й группы.

В «Указаниях по расчету электрических нагрузок» приняты следующие усредненные значения постоянных времени нагрева:

T0 = 10 мин – для сетей напряжением до 1 кВ, питающих распределительные шинопроводы, пункты, сборки, щиты 2УР СЭС; значения Кр для этих объектов лежат в диапазоне от 1 до 8 (табл. 9.1 [6]);

T0 = 2,5 ч – для магистральных шинопроводов и цеховых трансформаторов; значение Кр для этих объектов лежат в диапазоне от 0,8 до 8 (табл. 9.2 [6]); T0 ≥ 0,5 ч – для кабелей напряжением 6 кВ и выше, питающих цеховые ТП и распределительные устройства; значение Кр для этих кабелей равно единице. Расчетная активная мощность узлов нагрузки 2УР и 3УР определяется по

формуле

m

Pp = Кр ∑KиjPномj. j =1

Расчетная реактивная мощность для питающих сетей напряжением 1 кВ определяется в зависимости от nэ.

138

При nэ > 10

m

Qp = ∑KиjPномjtgϕj .

j=1

При nэ ≤ 10

m

Qp =1,1∑KиjPномjtgϕj.

j =1

Для магистральных шинопроводов и на шинах вторичного напряжения цеховых ТП, а также при определении реактивной мощности в целом по цеху, корпусу, предприятию

m

Qp = Кр ∑KиjPномjtgϕj.

j=1

Красчетной активной и реактивной мощностям силовых ЭП напряжением до 1 кВ должны быть при необходимости добавлены расчетные нагрузки осветительных установок Pро и Qро, определяемые чаще всего с помощью коэффициента спроса, исходя из удельной установленной мощности светильников на 1 м2 площади помещения (см. п. 9.4 [6]).

Полная расчетная нагрузка на стороне вторичного напряжения цеховых трансформаторов определяется по формуле

SрΣ = Pp2Σ +Qp2Σ ,

где РрΣ=Рр+Рро.; QрΣ=Qр+Qро.

Нагрузка на вводах 10 (6) кВ ТП определяется как сумма расчетных силовых и осветительных нагрузок и потерь активной и реактивной мощностей в трансформаторах, определяемых приближенно по формулам

Рц = 0,03SpΣ; Qц = 0,1SpΣ.

Если на предприятии есть ЭП напряжением выше 1 кВ, то определяется их расчетная нагрузка, как это описано в п. 9.7 [6].

При определении расчетных нагрузок 4УР (РП 6-10 кВ) и 5УР (РУ 6-10 кВ ГПП и ПГВ) учитываются все нагрузки, питающиеся от рассматриваемого узла: для 4УР – нагрузки ТП (с потерями в трансформаторах) и высоковольтных ЭП, для 5УР – нагрузки РП, ТП и высоковольтных ЭП. При этом учитывается некоторая разновременность максимумов отдельных объектов, питающих от узла. Этот учет осуществляется путем ввода специального коэффициента одновременности Ko (см., например, [6]).

139

Расчетные нагрузки городских электрических сетей определяются в соответствии с рекомендациями и указаниями (РД 34.20.185-94 «Инструкция по проектированию городских электрических сетей») и СП 31-110-2003 («Проектирование и монтаж электроустановок жилых и общественных зданий»). Основой определения расчетных нагрузок городов и поселков является метод удельных нагрузок. При этом удельные показатели приводятся на одну квартиру в жилых зданиях, на одно посадочное место в предприятиях общественного питания, на 1м2 магазина, на одного ученика в школе и т. п. Методика определения расчетных нагрузок в городских сетях описана в главе 10 [6].

При расчете нагрузок сельских сетей используется методика 1982 г., изложенная в Методических указаниях по расчету электрических нагрузок в сетях 0,38-110 кВ сельскохозяйственного назначения («Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства». – М.: Сельэнерго-

проект, 1982).

Контрольные вопросы к теме 3.2

1.Приведите классификацию электроприемников по мощности, напряжению, роду тока и частоте.

2.Приведите классификацию электроприемников по надежности электроснаб-

жения.

3.Назовите основных потребителей реактивной мощности.

4.Как определяется коэффициент использования электроприемника и группы электроприемников?

5.Как классифицируются графики нагрузки?

6.Какие коэффициенты графика нагрузки характеризуют равномерность режима электропотребления?

7.Как определяется число часов использования максимума нагрузок?

8.Назовите основные методы расчета нагрузок.

9.Поясните термин «эффективное число электроприемников».

10.Каковы постоянные нагрева магистральных шинопроводов, трансформаторов, высоковольтных кабелей?

3.3.Экономика электроснабжения

3.3.1.Эффективность инвестиционных проектов

В соответствии с трактовкой, принятой в действующих «Методических рекомендациях по оценке эффективности инвестиционных проектов», утвержденных Министерством экономики РФ, Министерством финансов РФ и Гос-

140

комитетом РФ по строительной, архитектурной и жилищной политике 21.06.1999 г. (NBK 477), термин «проект» можно понимать в двух смыслах:

-как комплект документов, содержащих формулирование цели предстоящей деятельности и определение комплекса действий, направленных на ее достижение;

-как сам этот комплекс действий (работ, услуг, приобретений, управленческих операций и решений), направленных на достижение сформулированной цели.

Таким образом, проект рассматривается как документация и как деятельность.

В зависимости от значимости (масштаба) проекты подразделяются:

-на глобальные, реализация которых существенно влияет на экономическую, социальную или экономическую ситуацию на Земле;

-народно-хозяйственные (национальные), реализация которых существенно влияет на экономическую, социальную или экологическую ситуацию в стране, и при их оценке можно ограничиться учетом только этого влияния;

-крупномасштабные, реализация которых существенно влияет на экономическую, социальную или экологическую ситуацию в отдельных регионах или отраслях страны, и при их оценке можно не учитывать влияние этих проектов на ситуацию в других регионах или отраслях;

-локальные, реализация которых не оказывает существенного влияния на экономическую или социальную ситуацию в регионе и не изменяет уровень и структуру цен на товарных рынках.

Глобальные, народно-хозяйственные и крупномасштабные проекты относятся к общественно значимым.

В области энергетики к таким проектам могут относиться проекты сооружения мощных атомных и гидравлических электростанций, мощных КЭС, магистральных газо- и нефтепроводов, энергообеспечения региона в целом и т. п.

Большинство проектов в области электроснабжения промышленных предприятий, городов и сельских районов решают чисто местные задачи и относятся к локальным проектам.

Реализации любого проекта предшествует разработка инвестиционного проекта (ИП).

Инвестиционный проект – обоснование экономической целесообразности, объема и сроков осуществления капитальных вложений, в том числе необходимая проектно-сметная документация, разработанная в соответствии с законодательством РФ и утвержденная в установленном порядке стандартами (нормами

141

иправилами), а также описание практических действий по осуществлению инвестиций (бизнес-план). Инвестиционный проект всегда порождается некоторым проектом (понимаемым в смысле второго определения), обоснование целесообразности и характеристики которого он содержит.

Эффективность ИП – категория, отражающая соответствие проекта целям

иинтересам его участников. Осуществление эффективных проектов увеличивает поступающий в распоряжение общества внутренний валовой продукт (ВВП), который затем и делится между участвующими в проекте.

Одной из целей определения эффективности является оценка его потенциальной привлекательности для возможных участников, поиск источников финансирования. Различают общественную (социально-экономическую), региональную и коммерческую эффективность проекта.

Показатели общественной (народно-хозяйственной) эффективности учитывают социально-экономические последствия осуществления ИП для общества. Показатели коммерческой эффективности проекта учитывают финансовые последствия его осуществления для участника, реализующего ИП. Показатели эффективности проекта в целом характеризуют с экономической точки зрения технические, технологические и организационные проектные решения.

Народно-хозяйственная и региональная эффективность должны обязательно определяться для общественно значимых проектов. При необходимости для них может быть также определена отраслевая эффективность. Для проектов, носящих локальный характер, к которым относятся технические решения в системах электроснабжения, достаточно определения только коммерческой эффективности.

Эффективность ИП оценивается в течение расчетного периода, охватывающего временной интервал от начала проекта до его прекращения. Начало расчетного периода рекомендуется определять в задании на расчет эффективности ИП, например, как дату начала вложения средств в проектноизыскательские работы. Расчетный период разбивается на шаги, в пределах которых производится агрегирование данных, используемых для оценки финансовых показателей. Шаги расчета определяются их номерами (0, 1, 2, ...). Время в расчетном периоде измеряют в годах и отсчитывают от фиксированного момента τо = 0, принимаемого за базовый. В тех случаях, когда базовым является начало нулевого шага, момент начала шага с номером m обозначается через τm; если же базовым моментом является конец нулевого шага, через τm обозначается конец шага с номером m. Продолжительность разных шагов может быть различной.

142

3.3.2. Денежные потоки и показатели эффективности ИП

Проект, как и любая финансовая операция, т. е. операция, связанная с получением доходов и/или осуществлением расходов, порождает денежные потоки (потоки реальных денег). Денежный поток ИП – это зависимость от времени денежных поступлений и платежей при реализации порождающего его проекта, определяемая для всего расчетного периода. Значение денежного потока обозначается через φ(τ), если оно относится к моменту времени τ, или через φ(m), если оно относится к m-шагу.

На каждом шаге значение денежного потока характеризуется притоком, равным размеру денежных поступлений; оттоком, равным платежам; сальдо, равным разности между притоком и оттоком.

Денежный поток φ(τ) обычно состоит из (частичных) потоков от отдельных видов деятельности: инвестиционной φи(τ), операционной φо(τ), финансовой φф(τ). Денежные потоки от финансовой деятельности учитываются только на этапе оценки эффективности участия в проекте.

Для денежного потока от инвестиционной деятельности к оттокам относят капитальные вложения, затраты на пусконаладочные работы, ликвидационные затраты в конце проекта, затраты на увеличение оборотного капитала и средства, вложенные в дополнительные фонды.

Для денежного потока от операционной деятельности к притокам относятся выручка от реализации, а также прочие и внереализационные доходы, в том числе поступления от средств, вложенных в дополнительные фонды, а к оттокам – производственные издержки и налоги.

Денежные потоки могут выражаться в текущих, прогнозных или дефлированных ценах в зависимости от того, в каких ценах приведены на каждом шаге их притоки и оттоки. Текущими называются цены, заложенные в проект без учета инфляции; прогнозными – ожидаемые (с учетом инфляции) на будущих шагах расчета. Дефлированными называются прогнозные цены, приведенные к уровню цен фиксированного момента времени путем деления на общий базисный индекс инфляции. Денежные потоки могут выражаться в разных валютах.

Дисконтирование денежных потоков – приведение их разновременных (относящихся к разным шагам расчета) значений к их ценности на определенный момент времени, который называется моментом приведения и обозначается через τо.

Основным экономическим нормативом, используемым при дисконтировании, является норма дисконта (Е), выражаемая в долях единицы или в процентах в год. Дисконтирование денежного потока на m-шаге осуществляется ум-

143

ножением его значения φm на коэффициент дисконтирования αm, рассчитываемый по формуле

αm =	1					,	(3.3.1)
	(1+ E)	τ	m	−τ	о

где τm – момент окончания m-шага;

Е – норма дисконта, выраженная в долях единицы в год.

В тех случаях, когда произведение Е m (где m — продолжительность m- шага, выраженная в годах) превышает 0,1-0,15, вместо (3.3.1) рекомендуется использовать более точную формулу, приведенную в упомянутых выше «Методических рекомендациях по оценке эффективности ИП». Норма дисконта Е – экзогенно задаваемый основной экономический норматив, используемый при оценке эффективности ИП.

Различаются следующие нормы дисконта: коммерческая, участника проекта, социальная и бюджетная.

Коммерческая норма дисконта используется при оценке коммерческой эффективности проекта; она определяется с учетом альтернативной (т. е. связанной с другими проектами) эффективности использования капитала.

Норма дисконта участника проекта отражает эффективность участия в проекте предприятий (или иных участников), она выбирается самими участниками. При отсутствии четких предпочтений в этом качестве можно использовать коммерческую норму дисконта.

Социальная (общественная) норма дисконта используется при расчетах показателей общественной эффективности и характеризует минимальные требования общества к общественной эффективности проектов. Она считается национальным параметром и должна устанавливаться централизованно органами управления народным хозяйством России в увязке с прогнозами экономического и социального развития страны.

Бюджетная норма дисконта используется при расчетах показателей бюджетной эффективности и отражает альтернативную стоимость бюджетных средств. Она устанавливается органами (федеральными или региональными), по заданию которых оценивается бюджетная эффективность ИП.

В качестве основных показателей, используемых для расчетов эффективности ИП, рекомендуются: чистый доход, чистый дисконтированный доход, внутренняя норма доходности, потребность в дополнительном финансировании (другие названия – ПФ, стоимость проекта, капитал риска), индексы доходно-

144

сти затрат и инвестиций, срок окупаемости, группа показателей, характеризующих финансовое состояние предприятия – участника проекта.

Чистым доходом (другие названия — ЧД, Net Value, NV) называется накопленный эффект (сальдо денежного потока) за расчетный период:

ЧД = ∑ϕm ,

m

где суммирование распространяется на все шаги расчетного периода. Важнейшим показателем эффективности проекта является чистый дискон-

тированный доход (ЧДД) – накопленный дисконтированный эффект за расчетный период. ЧДД рассчитывается по формуле

ЧДД = ∑ϕmαm .

m

ЧД и ЧДД характеризуют превышение суммарных денежных поступлений над суммарными затратами для данного проекта соответственно без учета и с учетом неравноценности эффектов (а также затрат, результатов), относящихся к различным моментам времени. Разность ЧД−ЧДД нередко называют дисконтом проекта. Для признания проекта эффективным, с точки зрения инвестора, необходимо, чтобы ЧДД проекта был положительным; при сравнении альтернативных проектов предпочтение должно отдаваться проекту с большим значением ЧДД (при выполнении условия его положительности).

Внаиболее распространенном случае ИП, начинающихся с (инвестиционных) затрат и имеющих положительный ЧД, внутренней нормой доходности (ВНД) называется положительное число Ев, если:

- при норме дисконта Е = Ев чистый дисконтированный доход проекта обращается в 0;

- Ев – число положительное.

Вболее общем случае внутренней нормой доходности называется такое положительное число Ев, что при норме дисконта Е = Ев чистый дисконтированный доход проекта обращается в 0, при всех больших значениях Е отрицателен, при всех меньших значениях Е положителен. Если не выполнено хотя бы одно из этих условий, считается, что ВНД не существует.

Для оценки эффективности ИП значение ВНД необходимо сопоставлять с нормой дисконта Е. Инвестиционные проекты, у которых ВНД>Е, имеют положительный ЧДД и поэтому эффективны. Проекты, у которых ВНД<Е, имеют отрицательный ЧДД и потому неэффективны.

ВНД может быть использована также:

145

-для экономической оценки проектных решений, если известны приемлемые значения ВНД у проектов данного типа;

-для оценки степени устойчивости ИП по разности ВНД – Е;

-для установления участниками проекта нормы дисконта Е по данным о внутренней норме доходности альтернативных направлений вложения ими собственных средств.

Для оценки эффективности ИП за первые k шагов расчетного периода рекомендуется использовать следующие показатели:

-текущий чистый доход (накопленное сальдо):

k

ЧД(k) = ∑ϕm;

m=0

- текущий чистый дисконтированный доход (накопленное дисконтированное сальдо):

k

ЧДД( k ) = ∑ ϕm α m ;

m =0

- текущую внутреннюю норму доходности (текущую ВНД), определяемую как такое число ВНД(k), что при норме дисконта Е + ВНД(k) величина ЧДД(k) обращается в 0; при всех меньших значениях Е положительна, при всех больших значениях Е отрицательна. Для отдельных проектов и значений k текущая ВНД может не существовать.

Сроком окупаемости называется продолжительность периода от начального момента до момента окупаемости. Начальный момент указывается в задании на проектирование. Моментом окупаемости называется наиболее ранний момент времени в расчетном периоде, после которого текущий чистый доход ЧД(k) становится и в дальнейшем остается неотрицательным.

При оценке эффективности срок окупаемости, как правило, выступает только в качестве ограничения.

Сроком окупаемости с учетом дисконтирования называется продолжительность периода от начального момента до «момента окупаемости с учетом дисконтирования». Моментом окупаемости с учетом дисконтирования называется тот наиболее ранний момент времени в расчетном периоде, после которого текущий чистый дисконтированный доход ЧДД(k) становится и в дальнейшем остается неотрицательным.

Индексы доходности затрат характеризуют (относительную) «отдачу проекта» на вложенные в него средства. Они могут рассчитываться как для дис-

146

контированных, так и для недисконтированных денежных потоков. При оценке эффективности часто используют:

-индекс доходности затрат – отношение суммы денежных притоков (накопленных поступлений) к сумме денежных оттоков (накопленным платежам);

-индекс доходности дисконтированных затрат – отношение суммы дисконтированных денежных притоков к сумме дисконтированных денежных оттоков;

-индекс доходности инвестиций (ИД) – отношение суммы элементов денежного потока от операционной деятельности к абсолютной величине суммы элементов денежного потока от инвестиционной деятельности;

-индекс доходности дисконтированных инвестиций (ИДД) – отношение суммы дисконтированных элементов денежного потока от операционной деятельности к абсолютной величине дисконтированной суммы элементов денежного потока от инвестиционной деятельности; ИДД равен увеличенному на единицу отношению ЧДД к накопленному дисконтированному объему инвестиций.

При расчете ИД и ИДД могут учитываться либо все капиталовложения за расчетный период, либо только первоначальные капиталовложения, осуществляемые до ввода предприятия в эксплуатацию (соответствующие показатели будут, конечно, иметь различные значения).

Индексы доходности затрат и инвестиций, а также индексы доходности дисконтированных затрат и инвестиций превышают 1, только если для этого потока ЧД положителен.

3.3.3. Показатели и критерии сравнительной коммерческой эффективности локальных ИП

Наиболее информативным и широко применяемым показателем, характеризующим абсолютную и сравнительную эффективность ИП, является ЧДД.

ЧДm на каждом шаге реализации проекта может быть представлен как разность суммарных притоков и оттоков от инвестиционной и операционной деятельности:

ЧДm = φm = φmп – φmo,

где φmп – суммарный приток денег на шаге m; φmо – суммарный отток денег на том же шаге.

Таким образом, φm представляет собой разность результатов Rm и затрат Зm на шаге m и выражение для определения ЧД может быть представлено как

147

ЧД = ∑(Rm − Зm ) = ∑Rm −∑Зm ,

m

m

m

а чистые дисконтированные затраты

ЧДД = ∑Rm αm −∑Rm Зm αm .

m

m

Очевидно, что при наличии нескольких альтернативных проектов наиболее эффективным из них, с точки зрения участников проекта, будет считаться тот, который обеспечивает для них максимальное положительное значение ЧДД (при этом для всех сравниваемых проектов момент приведения должен быть одним и тем же).

Вряде случаев максимизация ожидаемого ЧДД сказывается эквивалентной использованию других, более простых критериев.

Вчастности, если у всех сопоставляемых альтернативных проектов одни и те же суммарные дисконтированные результаты, максимальный ЧДД отвечает тому проекту, у которого достигает минимума величина суммарных (по шагам расчета) дисконтированных затрат. Преимущество этого метода состоит в том, что он не требует информации о результатах, получение которой для некоторых проектов может составить принципиальные трудности. Примером такой ситуации является проект СЭС промышленного предприятия, в которой электроэнергия не продается потребителям за деньги.

Вэтом случае критерию ЧДД = max соответствует критерий минимума суммарных дискретных затрат ДЗ = min.

Вобщем случае затраты на шаге m могут быть представлены в виде

Зm = Кm + Иm,

где Кm – капитальные вложения в проект на шаге m (поток от инвестиционной деятельности);

Иm – ежегодные эксплуатационные издержки (поток от операционной деятельности) на шаге m.

Очевидно, что обе составляющие затрат представляют собой оттоки денег.

ДЗ = ∑Зm αm = ∑Km αm + ∑Иm αm .

m m m

Продолжительность сооружения объектов СЭС, как правило, не превыша-

ет одного года. Если для расчетного периода в ∑Km αm учесть только перво-

m

начальные капиталовложения К, а капиталовложения, связанные с реновацией, учесть в эксплуатационных издержках как ежегодные амортизационные отчисления, то, приняв в качестве года приведения τ = 0, можно считать, что

148

∑Km αm = К.

m

Тогда

ДЗ= К+∑m (1+ИEm)τm .

Если в течение всего расчетного периода Иm = И = const, то дисконтированные затраты можно представить в виде

ДЗ = К+И∑m (1+ E1)τm .

Величина, стоящая под знаком суммы, есть бесконечно убывающая геометрическая прогрессия. Поскольку сумма членов геометрической прогрессии со знаменателем (1+E)-1 при m → ∞ равна E-1, то выражение дисконтированных затрат для рассмотренного случая принимает следующий окончательный вид:

ДЗ = К + E1 И.

Умножая правую часть этого выражения на E, получаем формулу приведенных затрат:

З = E·ДЗ = EК + И,

которую целесообразно использовать для определения сравнительной экономической эффективности локальных проектов.

В случае, если строительство осуществляется в течение нескольких лет, дисконтированные затраты составят при τо = 0:

T −1	Km		Tp		Иt
ДЗ = ∑			+ ∑				,
	τ	m			τ
m=0	(1+ E)		m=T (1		+ E)	m

где T – номер года начала эксплуатации;

Tр – расчетный период существования проекта.

При Tр → ∞ получаем выражение для приведенных затрат:

T	Km			И
З= E ∑		+			.
				+ E)−T
m=0	(1+ E)τm (1

Отметим, что таким образом это выражение было получено В.Р. Окороковым (монография «Уравнение электроэнергетическими системами», Ленинград, 1976 г.).

149

В общем случае ежегодные издержки и представляют собой сумму

И = Иа + Ир.о + Ип.э,

где Иа – ежегодные амортизационные отчисления; Ир.о – ежегодные расходы на ремонт и обслуживание;

Ип.э – ежегодные затраты на возмещение потерь электроэнергии.

Первые два слагаемые этой суммы могут быть выражены в долях от капитальных вложений:

Иа = EаК; Ир.о = Eр.оК.

Тогда выражение приведенных затрат для случая продолжительности строительства до одного года принимает вид

З = КEΣ + Ип.э,

где EΣ = E + Eа + Eр.о – суммарный ежегодный коэффициент отчислений от капитальных вложений.

Значения коэффициентов Eа и Eр.о приводятся в справочной литературе. Сравниваемые варианты построения системы электроснабжения должны быть сопоставлены по надежности и качеству электрической энергии. В случае, когда варианты по этим признакам существенно различаются, в формулу приведенных затрат вводят еще одно слагаемое – математическое ожидание годового ущерба от аварийного перерыва электроснабжения или пониженного каче-

ства электроэнергии У.

З = КEΣ + И +У.

Другим критерием, применяемым для оценки сравнительной экономической эффективности вариантов, для которых уравнение приведенных затрат имеет вид

З = EК + И,

является простой (недисконтированный) срок окупаемости дополнительных капитальных вложений.

Пусть сравниваются два варианта, у которых приведенные затраты равны между собой:

З1 = EК1 + И1 и З2 = EК2 + И2. Норма дисконта запишется как

E= И2 −И1 .

К1 −К2

150

Величина, обратная норме дисконта E, представляет собой срок окупаемости Tо, который в рассматриваемом случае будет равен

Tо = К1 −−К2 .

И2 И1

Если Tо ≤ Tож, то вариант с большими капиталовложениями является экономически эффективным.

Контрольные вопросы к теме 3.3

1.Какова классификация по значимости инвестиционных проектов?

2.Дайте определение инвестиционного проекта.

3.Что учитывают показатели коммерческой эффективности проекта?

4.Что означает термин «дисконтирование денежных потоков»?

5.Какие нормы дисконта Вы знаете?

6.Дайте определение срока окупаемости.

7.Запишите формулу приведенных затрат при строительстве объекта в течение

года.

8.Запишите формулу приведенных затрат при строительстве объекта в течение нескольких лет.

9.Какие составляющие входят в ежегодные издержки?

10.Каковы требования в отношении надежности к вариантам, сравниваемым по приведенным затратам?

3.4.Надежность электроснабжения

3.4.1.Обеспечение надежности работы электрооборудования на стадиях его выбора, монтажа и эксплуатации

Надежная работа электрооборудования во многом зависит от правильного его выбора, подготовки и проведения электромонтажных и пусконаладочных работ, организации приемки его в эксплуатацию и от самой эксплуатации.

В настоящее время наиболее широко используется комплектное электрооборудование (комплектные трансформаторные подстанции, конденсаторные установки, камеры распредустройств и т. п.) и оборудование, подготовленное к индустриальному монтажу (шинопроводы, короба, шкафы, ящики и т.д.). Применение такого оборудования повышает безопасность, удобство и простоту монтажа и последующей эксплуатации, а следовательно, повышает и надежность его работы.

Известную проблему при выборе оборудования создает наличие на рынке большого разнообразия типов оборудования одного и того же назначения, об-

151

ладающего практически одинаковыми электрическими параметрами и свойствами, выпускаемого разными фирмами-изготовителями. Сложность заключается в отсутствии общедоступных публикаций, содержащих числовые значения параметров, характеризующих надежность оборудования, выпускаемого разными изготовителями. Поэтому при выборе оборудования приходится ориентироваться на гарантии, даваемые изготовителем, и собственный опыт эксплуатации. С точки зрения повышения эффективности оценки оборудования различных фирм целесообразным может быть организация и проведение независимой добровольной экспертизы с привлечением опытных экспертов. В принципе, в такой экспертизе должны быть заинтересованы сами фирмыпроизводители.

Вопросы организации и проведения монтажа и эксплуатации оборудования изучаются в специальном курсе «Монтаж и эксплуатация оборудования систем электроснабжения».

3.4.2. Выбор числа и мощности трансформаторов в системах электроснабжения

Выбор числа трансформаторов ГПП и ПГВ определяется категорией питаемых потребителей. Как правило, среди питаемых объектов всегда есть ЭП первой и второй категорий, и поэтому эти подстанции сооружаются двухтрансформаторными.

При выборе мощности трансформаторов следует учитывать возможности их временной продолжительной послеаварийной перегрузки при отключении на периоды максимумов нагрузки ЭП третьей категории. Трансформаторы средней мощности (2,5 > Sном ≥ 100 МВ·А), имеющие циклический график нагрузки, допускают в соответствии с ГОСТ 14209-97 перегрузку в послеаварийном режиме до 50 % от номинальной мощности.

С учетом изложенного номинальная мощность трансформаторов ГПП (ПГВ) с циклическим графиком нагрузки с числом трансформаторов nт ≥ 2 определяется выражением

S	номт	≥	Sрасч5 k1,2 , УР
			(nт −1)kд.п.

где Sрасч 5УР – расчетная нагрузка на шинах 6-10 кВ ГПП (5 уровень); k1,2 – доля нагрузки первой и второй категорий;

kд.п. – коэффициент допустимой перегрузки.

При nт = 2, kд.п = 1,5 и k1,2 = 0,82…0,87

152

	Sномт	≥	Sрасч5 УР	.
			1,7...1,8

Так как Sрасч 5УР = Pрасч 5УР/cosφ, то

	Sном т ≥	Pрасч5 УР	.
		(1,7...1,8)cosϕ

При cosφ = 0,93…0,98

Sном т ≥ 0,6Pрасч5УР.

Погрешности в определении расчетных значений Sном т, возникающие в связи с отличием значений k1,2 и cosφ от принятых, компенсируются значительной величиной показателя геометрической прогрессии, образующей ряд номинальных мощностей трансформаторов.

В тех случаях, когда графики нагрузки не носят циклический характер, следует принимать kд.п = 1. Это относится, например, к графикам нагрузки собственных нужд электростанций, предприятий с непрерывным (трехили четырехсменным) режимом работы.

Единичная мощность трансформаторов в распределительных сетях 6-10 кВ определяется удельной плотностью нагрузки в крупных цехах и расчетной нагрузкой – в мелких. К выбору числа трансформаторов в крупных цехах имеются различные подходы (с учетом и без учета компенсации реактивной мощности в сетях до 1 кВ). Эти подходы отражены в [3] и в [6].

3.4.3. Общие принципы выбора сечений проводников и электрических аппаратов

При выборе токоведущих частей и электрических аппаратов в общем случае следует учитывать нормальный, аварийный, послеаварийный и ремонтный режимы работы электроустановок.

Выбор оборудования в подавляющем большинстве случаев производится исходя из допустимого нагрева. Предельные значения температур проводников в длительных режимах работы регламентируются ПУЭ. При выборе кабелей необходимо учитывать возможность их перегрузки в послеаварийном режиме. Аналогичный подход применяется и к изолированным проводам воздушных линий.

Для неизолированных проводов резервированных ВЛ проверка на нагрев производится только по току послеаварийного режима, так как перегрузка их не предусматривается действующими правилами.

153

При выборе коммутационных аппаратов в резервированных схемах ориентироваться нужно на длительные токи послеаварийного (ремонтного) режима. Для выключателей и разъединителей подстанций с первичным напряжением 35 кВ и выше необходимо также учитывать возможность замены установленного трансформатора трансформатором следующего типоразмера по мощности.

Наиболее тяжелым режимом работы электроустановок является аварийный (режим КЗ).

Электрооборудование должно выдержать токи короткого замыкания, которые оказывают на него сильное термическое и динамическое воздействие.

Наибольшего значения электродинамическая сила взаимодействия проводников достигает при ударном токе КЗ. Под ударным током КЗ – iуд понимается наибольшее возможное мгновенное значение тока КЗ.

Максимальную силу в ньютонах, действующую в трехфазной системе проводников на расчетную фазу при трехфазном КЗ можно определить по формуле

	F (3)	=	3 107	l(i(3) )2	K	ф	K	расп ,
			a
	max			уд

где iуд(3) – ударный ток трехфазного КЗ, А;

а – расстояние между осями проводников, м;

l – длина проводников между смежными точками закрепления;

Кф – коэффициент формы проводника (для круглых проводников сплошного сечения и проводников кольцевого сечения Кф = 1); Красп – коэффициент, зависящий от взаимного расположения проводников

(Красп ≤ 1).

Для аппаратов в большинстве случаев условие проверки на электродинамическую стойкость имеет вид iуд ≤ iдин, где iдин – ток электродинамической стойкости аппарата, указываемый в каталогах, справочниках, паспортах.

Термическое действие тока КЗ зависит от величины тока КЗ и продолжительности его действия. Поэтому количественную оценку степени термического воздействия тока КЗ на проводники и электрические аппараты рекомендуется производить с помощью интеграла Джоуля (теплового импульса)

tоткл

Bк = ∫it2dt ,

0

где it – ток КЗ в произвольный момент времени t, А; iоткл – расчетная продолжительность КЗ, с.

154

При проверке проводников и электрических аппаратов на термическую стойкость в качестве tоткл следует принимать сумму времени действия токовой защиты ближайшего к месту КЗ выключателя tс.з и полного времени отключения этого выключателя tо.в:

tоткл = tс.з+ tо.в.

Ток КЗ представляет собой сумму двух составляющих – периодической и апериодической.

КЗ могут быть близкими и удаленными. Близкое короткое замыкание – это КЗ в электроустановке, при котором амплитуды периодической составляющей тока КЗ в начальный и произвольный моменты времени существенно отличаются. При удаленном КЗ амплитуды периодической составляющей тока КЗ в начальный и произвольный моменты времени практически одинаковы. В этом случае отношение β” начального сверхпереходного периодического тока I” к установившемуся току I∞ равно единице.

Для большинства предприятий, не имеющих собственной электростанции, короткие замыкания являются удаленными. В этом случае интеграл Джоуля может быть определен по формуле

BK = I п2tп ,

где Iп – периодическая составляющая тока КЗ, А;

tп – приведенное (эквивалентное) время действия тока КЗ, с, определяемое суммой

tп = tп.п + tа.п ;

tп.п – приведенное время действия периодической составляющей тока КЗ, с; tа.п – приведенное время действия апериодической составляющей тока КЗ, с.

В более общем случае

BK = I∞2 tп ,

где I ∞ - установившееся значение тока КЗ, А.

Значения tп.п определяются по кривым рис. 3.4.1 в зависимости от tоткл и отношения β"= I"/ I∞ .

Приведенное время действия апериодической составляющей, с, определяется по формуле

tа.п ≈ 0,05(β")2 .

155

При tоткл > 1 с величина tа.п не учитывается.

Термически стойкое к токам КЗ сечение, мм2 определяют по формуле

qT = CBK ,

где C – температурный коэффициент, зависящий от материала жил и вида изоляции кабеля или провода. Значения С приводятся в справочниках.

Рис. 3.4.1. Зависимости приведенного времени периодической составляющей тока КЗ от β” и tоткл

За стандартное термически стойкое сечение обычно принимают ближайшее меньшее сечение к расчетному значению qт.

Проверка на термическую стойкость электрических аппаратов заключается в сравнении найденного при расчетных условиях значения интеграла Джоуля Вк с его допустимым для проверяемого аппарата значением Втер.доп. Электрический аппарат удовлетворяет условию термической стойкости, если выполняется условие

Вк ≤ Втер.доп.

Допустимое значение интеграла Джоуля равно

Bтер.доп = I тер2

.нормtтер.норм ,

156

где Iтер.норм – нормированное заводом - изготовителем значение тока термической стойкости для проверяемого аппарата, А;

tтер.норм – нормированное заводом – изготовителем предельно допустимое значение времени воздействия нормированного тока термической стойкости, с.

3.4.4. Выбор сечений проводов, кабелей и шин

Выбор сечения проводников производится в общем случае по следующим условиям:

-экономичности;

-нагреву рабочим током длительных режимов – нормального и послеаварийного;

-термической стойкости к действию тока короткого замыкания;

-динамической стойкости к действию тока короткого замыкания;

-допустимой потере напряжения;

-механической прочности;

-условию коронообразования.

Всетях напряжением до 220 кВ включительно выбор сечения проводников по экономическим соображениям сводится к определению экономического сечения. Это сечение определяется по так называемой экономической плотности

тока jэ. Под экономической плотностью тока понимается такая плотность тока, А/мм2, при которой затраты на передачу тока заданной величины по проводнику заданной конструкции будут минимальными. Значения экономической плотности тока для разных условий приводятся в ПУЭ. Экономическое сечение вычисляется по формуле

qэ =	Iнагр
		,
	jэ

где Iнагр – рабочий ток нормального режима.

Полученное расчетное значение округляется до ближайшего стандартного сечения.

По нагреву длительным рабочим током нормального режима проверяются все проводники. При проверке проводников на нагрев токами длительных режимов должны учитываться условия прокладки, а для кабелей до 10 кВ включительно – и допустимая перегрузка. Величина допустимой перегрузки нормируется действующими ПУЭ.

Для цеховых сетей до 1 кВ выбор сечения по нагреву длительным рабочим током нормального режима является основным, так как по экономической плотности тока они не выбираются.

157

По термической стойкости действию тока короткого замыкания проверяются только кабели и изолированные провода. В связи с тем, что мощности современных энергосистем весьма велики, часто условие термической стойкости при выборе сечений кабелей 10(6) кВ является определяющим. Поэтому, например, в городских кабельных сетях 10(6) кВ не допускается прокладка кабелей сечением ниже 70 мм2, а в СанктПетербурге минимально допустимое сечение городских сетей – 120 мм2.

По динамической стойкости действию тока короткого замыкания (электродинамической стойкости) проверяются только шинные конструкции.

Выбор сечения проводников по допустимой потере напряжения является основным для сетей электрического освещения, так как источники света (электрические лампы) весьма чувствительны к понижению напряжения. В сетях 10(6) кВ проверка по этому условию выполняется обычно при длинах линий 1 км и более. В сетях до 1 кВ эта проверка должна выполняться всегда, так как в них отсутствуют устройства регулирования напряжения.

По механической прочности проверяются только провода воздушных линий. С этой целью выполняется механической расчет. ПУЭ разделяют страну на несколько районов по природно-климатическим условиям. Для этих районов установлены значения минимально допустимых сечений. Так, например, для СанктПетербурга по условию механической прочности минимально допустимое сечение проводов одноцепной воздушной линии – 35 мм2, а двухцепной –

240 мм2.

На воздушных линиях возникает коронный разряд, причиной которого является неоднородность электрического поля вокруг провода. Коронный разряд вызывает дополнительные потери активной мощности. ПУЭ требует производить проверку сечений проводов воздушных линий напряжением 35 кВ и выше по условию коронообразования и устанавливает минимально допустимые сечения для различных климатических зон. Например, для линии 110 (220) кВ минимально допустимым сечением проводов является 70 (240) мм2.

При выборе сечений по различным условиям окончательно выбирается наибольшее.

3.4.5. Выбор аппаратов распределительных устройств

Все аппараты РУ в общем случае выбираются по следующим условиям:

-по назначению;

-соответствию конструкции месту установки и условиям работы;

-электрической прочности;

-нагреву (кроме трансформаторов напряжения);

158

S2 ном

-механической прочности;

-отключающей способности (только выключатели и предохранители). Необходимость выбора аппаратов по двум первым условиям очевидна и не

требует специального объяснения.

Выбор аппаратов по электрической прочности сводится к выбору по условию соответствия их номинального напряжения напряжению электроустановки

(сети): U уст ≤U ном .

Общие принципы выбора аппаратов по нагреву длительным рабочим током и током аварийного режима (током КЗ) изложены в п. 4.1 (за исключением выбора по току плавких вставок предохранителей и уставок автоматических выключателей, условия выбора которых изложены ниже).

Выбор аппаратов по механической прочности сводится к проверке их на электродинамическую стойкость действию тока КЗ (см. п. 4.1).

Некоторые особенности имеет проверка на электротермическую и электродинамическую стойкость трансформаторов тока. Как правило, в каталогах и справочниках приводятся не значения Iтер.норм и iдин трансформаторов тока, а коэффициенты Kдин и Kтер. Эти коэффициенты представляют собой отношения

Kтер =	Iтер.норм	; Kдин =	iдин	.
	I1ном		2I1ном

Проверка производится путем контроля выполнения условий

(KтерI1ном )2 tтер.норм ≥ I∞2 tп ; 2KдинI1ном ≥ iуд .

Трансформаторы тока и напряжения выбираются по условию S2 ном ≥ S2, где

– допустимая (номинальная) нагрузка вторичной обмотки в принятом классе точности; S2 – расчетная нагрузка вторичной обмотки. В частности, для трансформатора напряжения расчетная нагрузка вторичной обмотки составляет

S2	=	(ΣPприб )2 + (ΣQприб )2 ,
где ΣPприб = Σ(Sприб cos ϕприб )	и	ΣQприб = Σ(Sприб s inϕприб ) - мощности всех

приборов и реле, включенных во вторичную цепь трансформатора напряжения. Высоковольтные выключатели, за исключением выключателей нагрузки, низковольтные автоматические выключатели и предохранители всех напряжений проверяются на отключающую способность. Под отключающей способностью аппарата понимается его способность разрывать цепь КЗ. Отключающая

способность аппарата характеризуется выполнением условия

159

Iпτ ≤ Iоткл.ном,

где Iоткл.ном – номинальный ток отключения; Iпτ – значение периодической составляющей тока КЗ в момент отключения τ.

При КЗ в удаленных точках это условие принимает вид

I ′′≤ Iоткл.ном.

Условия выбора плавких вставок предохранителей по току зависят от защищаемого объекта.

Плавкие вставки предохранителей, защищающие трансформаторы, должны выбираться с учетом бросков намагничивающих токов трансформаторов в соответствии с табл. 3.4.1.

Т а б л и ц а 3.4.1

Минимально допустимые значения номинальных токов предохранителей, защищающих силовые трансформаторы

Номинальный ток	1	3	5	8	10	20	30	70	100	145
трансформатора, А
Номинальный ток	3	7,5	10	15	20	40	50	100	150	200
предохранителя, А

Кроме того, для предохранителей, защищающих трансформаторы, должно выполняться условие

Iвном ≥ I раб,

где Iв ном – номинальный ток плавкой вставки;

Iраб – длительный рабочий ток трансформатора, определяемый с учетом его допустимых перегрузок (послеаварийных для трансформаторов двухтрансформаторных подстанций и систематических − для однотрансформаторных).

Выбор плавких вставок предохранителей на стороне низкого напряжения трансформатора производится только по условию

Iвном ≥ Iраб ,

где Iраб определяется так же, как и в предыдущем случае.

Для предохранителей, защищающих ответвления к электродвигателям или распределительные сети, от которых питаются электродвигатели, должны выполняться два условия:

	Iвном ≥ Iраб; Iвном =	Iпик	,
		α

160

где Iраб – длительный рабочий ток защищаемого объекта; Iпик– пиковый ток защищаемого объекта;

α – коэффициент, учитывающий тяжесть и частоту пуска.

Для ответвлений к электродвигателям под Iраб понимается номинальный ток электродвигателя, для нерезервированных линий, питающих группу электроприемников, – расчетный ток нормального режима, а для резервированных линий – расчетный ток послеаварийного режима.

Под пиковым током в ответвлениях к электродвигателям понимается пусковой ток этих электродвигателей Iпуск. Для линий, питающих группу электроприемников, пиковый ток определяется выражением

Iпик = Iпуск max + Iрасч,

где Iпуск.max – пусковой ток электродвигателя с наибольшим пусковым током; Iрасч – расчетный ток рассматриваемой группы электроприемников без электродвигателя с наибольшим пусковым током (в резервированной сети определяется для послеаварийного режима).

Коэффициент α можно принимать равным 2,5 при нормальных условиях пуска и длительности Iпик не более 10 с, а для ответвлений к электродвигателям с тяжелыми условиями пуска следует принимать α = 1,6…2,0. При защите электродвигателей ответственных механизмов значение коэффициента α следует принимать равным 1,6 независимо от условий их пуска.

В осветительных сетях плавкие вставки предохранителей выбираются только по условию

Iв.ном ≥ I раб.осв ,

где Iраб.осв – расчетный ток защищаемого участка осветительной сети. Номинальные токи плавких вставок на последовательно включенных эле-

ментах сети должны быть согласованы по условию селективности. Это же условие должно учитываться при согласовании параметров плавких вставок предохранителей и автоматов.

Выбор автоматов по току производится, исходя из следующих условий: - номинальный ток автомата Iа ном не должен быть меньше рабочего

Iа ном ≥ Iраб ;

161

- уставка тока мгновенного срабатывания (отсечки) электромагнитного или комбинированного расцепителя Iу.э принимается по пиковому току линии или по пусковому току электроприемника из условия

I у.э. ≥ (1,25...1,5)Iпик ;

- уставка теплового расцепителя с нерегулируемой обратнозависимой от тока характеристикой Iу.т выбирается по условию

I у.т ≥ I раб ;

- уставка теплового расцепителя с регулируемой обратнозависимой от тока характеристикой Iу.т выбирается из условия

I у.т ≥1,6I раб .

Под Iраб и Iпик при выборе автоматов понимаются те же токи, что и при выборе предохранителей.

3.4.6. Схемы электрических соединений подстанций

Схемы электрических соединений подстанций отличаются значительным разнообразием и зависят от назначения подстанции и от ряда других факторов (мощности, числа присоединений и т. д.). Пример одной из схем УРП приведен на рис. 3.4.2. Эта схема носит название «Схема с двумя системами шин и обходной». В этой схеме каждое присоединение содержит выключатель, три шинных разъединителя и один линейный. Как правило, в нормальном режиме работы обе системы шин I и II являются рабочими, шиносоединительный выключатель Q2 включен. При необходимости вывода в ремонт одной из рабочих систем шин шиносоединительный выключатель отключается, вся нагрузка переводится на оставшуюся в работе систему шин. Положение шинных разъединителей выведенной в ремонт системы шин – отключенное. Обходная система шин ОСШ позволяет вывести в ремонт выключатель любого присоединения.

Схема, изображенная на рис. 3.4.2, применяется при напряжениях 110-220 кВ при числе присоединений от пяти до пятнадцати (на рисунке их шесть) и мощности трансформаторов до 100 МВ·А.

Главные понизительные подстанции (ГПП) предприятий в большинстве случаев имеют первичное напряжение 35, 110 или 220 кВ и вторичное 10 или 6 кВ. Первичное напряжение ГПП определяется напряжением источника питания (например, районной подстанции), а вторичное – напряжением электроприем-

162

ников. Напряжение 6 кВ применяется только в тех случаях, когда на предприятии имеются электродвигатели с номинальным напряжением 6 кВ.

Рис. 3.4.2. Схема районной подстанции

Если предприятие питается по двум линиям 35-220 кВ, а на ГПП устанавливаются два трансформатора, то подстанция выполняется по упрощенной схеме – без сборных шин на первичном напряжении. В типовых схемах ГПП для повышения надежности электроснабжения при выводе одной из питающих линий в аварийный или плановой ремонт предусматривается установка на первичном напряжении неавтоматизированной резервной перемычки с двумя разъединителями. Установка двух разъединителей позволяет вывести в ремонт любой из них без полного погашения потребителей. Применение на вновь сооружаемых подстанциях короткозамыкателей и отделителей запрещено.

В зависимости от того, как выполнена вторичная обмотка трансформаторов – нерасщепленная или расщепленная – схема на стороне вторичного напряжения имеет одну или две системы шин, каждая из которых разделяется на две секции (рис. 3.4.3). Между секциями устанавливается секционный выключатель. С целью снижения токов короткого замыкания предусматривается раздельная работа секций (секционные выключатели отключены).

163

Рис. 3.4.3. Схемы на стороне вторичного напряжения трансформаторов

Рис. 3.4.4. Схема двухтрансформаторной ТП

В тех случаях, когда на предприятии имеются несколько территориально разделенных энергоемких производств, вместо одной ГПП сооружается не-

164

сколько подстанций глубокого ввода (ПГВ), каждая из которых располагается в непосредственной близости от питаемого цеха, корпуса, группы цехов. Применение глубоких вводов напряжения 35-220 кВ позволяет снизить затраты на электроснабжение за счет удешевления сети 10(6) кВ. Схемы ПГВ аналогичны схемам, показанным на рис. 3.4.3. Более подробно о глубоком вводе см. в п. 3.4.7.

От ГПП и ПГВ питаются цеховые трансформаторные подстанции (ТП). Схема двухтрансформаторной ТП приведена на рис. 3.4.4.

Применение схем подстанций, показанных на рис. 3.4.2…3.4.4 обеспечивает надежное питание нагрузок всех категорий.

3.4.7. Схемы распределительных электрических сетей

Схемы распределения электроэнергии по предприятию на напряжении выше 1000 В строятся по ступенчатому принципу. Число ступеней определяется мощностью предприятия и размещением электрических нагрузок на его территории. Обычно применяются две ступени распределения, а на небольших и некоторых средних предприятиях – одна.

Под первой ступенью распределения понимаются сети напряжением 110220 кВ, соединяющие пункты приема электроэнергии предприятия (УРП, ТЭЦ, ГПП) с ПГВ (или с РП, если распределение энергии производится на напряжении 6-10 кВ). Под второй ступенью распределения энергии подразумеваются распределительные сети напряжением 6-10 кВ, идущие от РП или РУ вторичного напряжения ПГВ к цеховым ТП или же отдельным электроприемникам высокого напряжения: электродвигателям, электропечам и т. д.

Распределение электрической энергии по предприятию на напряжении выше 1000 В производят с помощью радиальных или магистральных линий. Под радиальной линией подразумевают такую, все нагрузки которой сосредоточены на ее конце (рис. 3.4.5); под магистральной − такую, нагрузки которой рассредоточены вдоль ее длины, т. е. отбор мощности от которой осуществляется в нескольких точках (рис. 3.4.6). Схему (сеть), состоящую только из радиальных линий, называют радиальной схемой (сетью), только из магистральных

– магистральной, а из радиальных и магистральных – смешанной.

165

Рис. 3.4.5. Радиальные линии

Рис. 3.4.6. Магистральные линии

На первой ступени распределения энергии применяются:

а) при передаваемых мощностях около 50 МВ·А и более – магистральные или радиальные линии 110-220 кВ, питающие подстанции глубокого ввода;

б) при передаваемых мощностях от 15-20 до 60-80 МВ·А – магистральные (иногда радиальные) токопроводы 6-10 кВ;

166

в) при передаваемых мощностях менее 15-20 МВ·А – магистральные или радиальные кабельные сети 6 или 10 кВ.

На второй ступени распределения применяются как радиальные, так и магистральные схемы.

Магистральные схемы напряжением 6-10 кВ при кабельных линиях применяются:

а) при расположении подстанций, благоприятствующем прямолинейному прохождению магистрали;

б) для группы технологически связанных агрегатов, если при остановке одного из них требуется отключение всей группы;

в) во всех других случаях, когда они имеют технико-экономические преимущества.

Радиальные схемы следует применять при нагрузках, расположенных в различных направлениях от источника питания. К преимуществам радиальных схем относятся простота выполнения и надежность эксплуатации, возможность применения быстродействующей защиты и автоматики, к недостаткам – большое количество коммутационной аппаратуры, повышенный расход кабельной продукции в связи с увеличением сечений кабелей против экономически целесообразных и увеличение суммарной длины кабельных линий.

Магистральные схемы электроснабжения дают возможность снизить затраты за счет уменьшения количества коммутационных аппаратов и уменьшения длины питающих кабельных линий. На рис. 3.4.7,а показано питание цеховых ТП с помощью одиночных магистралей. При одностороннем питании таких магистралей основным их недостатком (по сравнению с радиальными схемами) является меньшая надежность электроснабжения, так как при повреждении магистрали происходит отключение всех потребителей, питающихся от нее. Надежность питания будет повышена при подаче напряжения на второй конец магистрали от другого источника. В этом случае образуется кольцевая магистраль, от которой при присоединении к ней двухтрансформаторных ТП могут питаться приемники второй категории. Для повышения надежности магистральных схем могут применяться и другие ее модификации, например схемы двойных сквозных магистралей (рис. 3.4.6, б), когда две магистрали поочередно заводятся на каждую секцию подстанций; эта схема позволяет питать нагрузку первой категории.

На предприятиях средней и большой мощности широкое применение находит так называемый глубокий ввод – это система электроснабжения с максимально возможным приближением высокого напряжения (35-220 кВ) к элек-

167

троустановкам потребителей с минимальным количеством ступеней промежуточной трансформации и аппаратов. На предприятиях средней мощности линии глубоких вводов заходят непосредственно от энергосистемы. В этом случае практически происходит объединение линий питающей сети 35-220 кВ с линиями распределительной сети первой ступени распределения. На более крупных предприятиях глубокие вводы отходят от УРП или ГПП. Линии глубоких вводов проходят по территории предприятия в виде радиальных КЛ или ВЛ или в виде магистралей с ответвлениями к наиболее крупным пунктам потребления электроэнергии. При системе глубокого ввода напряжения 35-220 кВ на предприятии могут устанавливаться понижающие трансформаторы 220/6-10 кВ; 110/6-10 кВ; 35/6-10 кВ или 35/0,4 кВ. Применение схем глубокого ввода снижает протяженность распределительной сети 6-10 кВ или даже вообще ликвидирует ее. Таким образом, глубокий ввод снижает затраты на распределительную сеть и повышает надежность электроснабжения.

Цеховые сети напряжением до 1000 В выполняются по радиальной, магистральной и смешанной схемам.

Радиальные схемы характеризуются тем, что от источника питания, например от распределительного щита 380/220 В цеховой ТП, отходят линии, питающие крупные электроприеники (например, двигатели) или групповые распределительные пункты, от которых, в свою очередь, отходят самостоятельные линии, питающие более мелкие групповые РП или мелкие электроприемники.

Радиальными выполняются сети насосных или компрессорных станций, а также сети пыльных, пожароопасных и взрывоопасных помещений. Распределение электроэнергии в них производится радиальными линиями от РП, вынесенных в отдельные помещения. Радиальные схемы обеспечивают высокую надежность питания, в них легко может быть применена автоматика. Недостатком радиальных схем является то, что на них требуются большие затраты на установку распределительных щитов, прокладку кабелей и проводов.

Магистральные схемы находят наибольшее применение при более или менее равномерном распределении нагрузки по площади цеха (например, для питания двигателей металлорежущих станков в цехах механической обработки металлов). Применяются магистральные схемы и в других случаях. Так, если технологический агрегат имеет несколько электроприемников, осуществляющих единый связанный технологический процесс, и прекращение питания любого из них вызывает необходимость прекращения работы всего агрегата, то в таких случаях надежность электроснабжения вполне обеспечивается при магистральном питании (рис. 3.4.7,а). В отдельных случаях, когда требуется весьма

168

высокая степень надежности питания в непрерывном технологическом процессе, применяется двустороннее питание магистральной линии (рис. 3.4.7,б).

На практике для питания цеховых потребителей часто применяются смешанные схемы.

а) б)

Рис. 3.4.7. Магистральные схемы электроснабжения

3.4.8. Накопители энергии

В общем случае накопитель энергии представляет собой устройство, в котором в той или иной форме запасается энергия в те периоды, когда потребляемая мощность (нагрузка) становится ниже располагаемой мощности источника.

Применение накопителей энергии позволяет понизить установленную мощность источников (иногда даже осуществлять надежное электроснабжение при нагрузке большей, чем располагаемая генерирующая мощность) и снизить себестоимость энергии (в основном за счет снижения расхода первичных энергоресурсов пиковыми электростанциями), повысить надежность электроснабжения.

Основными типами накопителей энергии являются:

-гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС);

-комплекс установок по получению, хранению и транспортировке водорода;

-электрохимические накопители – аккумуляторные батареи;

-сверхпроводящие индуктивные накопители энергии (СПИНЭ);

-емкостные накопители – конденсаторные батареи.

Говоря о накопителях энергии, следует иметь в виду прежде всего мощные накопители, могущие решать проблему надежного и экономичного электроснабжения в масштабе районной энергосистемы, региона или, по крайней мере, крупного предприятия. К таким накопителям относятся гидроаккумулирующие станции (ГАЭС) и установки по производству водорода и использованию его как топлива на электростанциях.

169

ГАЭС позволяют использовать избыток мощности и электроэнергии в часы ночного провала нагрузки для надежности покрытия дневного максимума нагрузки с наименьшими затратами топлива.

Водородная энергетика позволяет:

-использовать экономичные, но низкоманевренные агрегаты АЭС, ГЭС и ПЭС (приливных гидроэлектростанций) в часы минимума нагрузки для выработки электроэнергии, необходимой для получения водорода;

-использовать полученный водород в часы максимума нагрузки как дешевое топливо.

Для получения водорода могут быть использованы и ветроэнергетические установки в периоды снижения нагрузки при достаточном для работы ветроэлектростанций ветре.

Ксожалению, в России оба эти направления используются слабо – имеется только одна ГАЭС – Загорская мощностью 1200 МВт, а крупных ветроэлектростанций (по зарубежной терминологии – ветропарков) нет вообще. В сочетании

сустановками по выработке водорода предполагается использовать Мезенскую ПЭС при выводе ее на полную мощность.

Наиболее широко используемыми накопителями являются аккумуляторные батареи, применяемые, например, как источники питания установок противопожарной сигнализации, аварийного освещения, цепей релейной защиты и автоматики и т. п. Аккумуляторные батареи используются также как накопители на автономных ветро-, гидро- и гелиоэлектростанциях малой мощности. При этом они включаются в цепь: генератор переменного тока, выпрямитель, аккумулятор – инвертор – ЭП переменного тока. В периоды пониженных нагрузок они заряжаются, повышенных (когда мощность ЭП выше мощности источника)

−разряжаются.

Впоследние годы, благодаря уникальным свойствам и успехам в области сверхпроводимости, большое внимание уделяется разработке СПИНЭ, являющимся достаточно перспективным типом накопителей электроэнергии, пригодным для комплексного использования в электроэнергетических системах.

Вемкостных накопителях используется электрохимический конденсатор высокой емкости, так называемый суперконденсатор. Эти установки могут использоваться как источники бесперебойного питания при кратковременных перерывах питания (как показывают исследования, 98 % отказов электросетей не продолжительны – их длительность менее одной секунды).

170

Контрольные вопросы к теме 3.4

1.По каким соображениям производится выбор оборудования в подавляющем большинстве случаев?

2.Поясните термин «интеграла Джоуля» или «тепловой импульс».

3.По каким условиям производится в общем случае выбор сечения проводни-

ков?

4.Дайте определение экономической плотности тока.

5.Назовите технические ограничения, учитываемые при выборе сечений проводников.

6.В каких случаях выбор сечения проводников осуществляется по допустимой потере напряжения?

7.Каково минимально допустимое сечение проводов ВЛ 110 (220) кВ по условию коронообразования?

8.Запишите условие выбора аппаратов по электрической прочности.

9.Как осуществляется проверка аппаратов на термическую и электродинамическую стойкость?

10.Каково условие выбора ТН, обеспечивающее его работу в требуемом классе точности?

11.Что понимается под отключающей способностью коммутационного аппарата?

12.Как осуществляется выбор плавких предохранителей в сетях, от которых питаются электродвигатели?

13.По какому условию осуществляется выбор плавких предохранителей в осветительных сетях?

14.Приведите основные соотношения для выбора мощности трансформатора.

15.В каких случаях при распределении энергии по предприятию применяются подстанции глубокого ввода?

16.Приведите схему ГПП с ремонтной перемычкой на высшем напряжении

17.Дайте характеристику первой и второй ступеней распределения электроэнергии на предприятии.

18.Какие схемы применяются для распределения электроэнергии?

19.Назовите основные виды накопителей электроэнергии.

20.С какой целью в энергосистеме используются накопители электроэнергии?

3.5.Качество электрической энергии

3.5.1.Общие сведения о качестве электрической энергии

Под качеством продукции понимают совокупность ее свойств, определяющих пригодность ее к использованию по назначению.

В соответствии с ГОСТ 13109-97 к свойствам электрической энергии, определяющим ее качество, относятся:

171

-отклонение напряжения;

-колебания напряжения;

-несинусоидальность напряжения;

-несимметрия трехфазной системы напряжения;

-отклонение частоты;

-провал напряжения;

-импульс напряжения;

-временное перенапряжение.

Отклонение напряжения - это отличие фактического значения напряжения от номинального значения в какой-либо точке сети (узле нагрузки) в установившемся режиме.

Под колебаниями напряжения понимают резкие серийные изменения значений напряжения в сети, следующие один за другим.

Несинусоидальность напряжения - это отличие формы кривой напряжения в сети переменного тока от синусоиды.

Несимметрия трехфазной системы напряжения - это неравенство между собой фазных или (и) междуфазных напряжений.

Под отклонением частоты подразумевают отличие ее фактического значения от номинального.

Провал напряжения - это внезапное значительное понижение напряжения в точке электрической сети, за которым следует восстановление напряжения до первоначального или близкого к нему уровня через промежуток времени от нескольких периодов до нескольких десятков секунд.

Под импульсом напряжения понимается резкое повышение его значения, за которым следует понижение до обычного уровня за промежуток времени от нескольких микросекунд до десяти миллисекунд.

Временное перенапряжение - это временное повышение напряжения над наибольшим рабочим напряжением, установленным для данного электрооборудования продолжительностью более 10 миллисекунд.

Как отмечается в ГОСТ 13109-97, наиболее вероятным виновником возникновения отклонений напряжения и частоты, провалов и импульсов напряжения и временных перенапряжений является энергоснабжающая организация.

Отклонение напряжения может быть как положительным (при напряжении, превышающем номинальное), так и отрицательным (при напряжении ниже номинального). Отклонение напряжения является случайной функцией времени, значение которой меняется в зависимости от режима активных и реактивных нагрузок сети, режима регулирования напряжения и ряда других факторов.

172

Отклонение частоты также может быть как положительным (редко), так и отрицательным (чаще). Отрицательное значение отклонения частоты свидетельствует о понижении частоты, которое происходит при появлении дефицита активной мощности в энергосистеме. Отклонение частоты является единственным свойством, показатель которого имеет общее (одинаковое) значение во всех точках энергосистемы, в то время как показатели, характеризующие все другие свойства электроэнергии, имеют в разных точках энергосистемы или системы электроснабжения различные значения.

Провалы напряжения возникают в сетях при переключениях питания с одного источника на другой без предварительного отключения нагрузки. Необходимость в таких переключениях создается при отказах каких-либо элементов сетей. При провалах напряжения значительной глубины и длительности часть электроприемников, преимущественно электродвигателей, может отключаться или останавливаться и даже выходить из строя. При высокой интенсивности провалов напряжения потребитель может испытывать значительные неудобства в связи с расстройствами технологических процессов, выходом из строя оборудования, недовыпуском продукции и другими нежелательными явлениями.

Импульсы напряжения делятся на грозовые, возникающие при грозовых разрядах, и коммутационные, возникающие при разрыве выключателями рабочего или аварийного тока.

Импульсы напряжения могут приводить к пробоям изоляции и повреждениям сетевого оборудования и электроприемников потребителей. Во избежание этого в сетях применяются специальные аппараты – ограничители перенапряжения и разрядники.

Наиболее вероятными виновниками возникновения колебаний, несинусоидальности и несимметрии напряжения являются сами потребители электроэнергии. Источники колебаний напряжения – электроприемники с резкопеременной или «ударной» нагрузкой такие, как дуговые сталеплавильные печи (в режиме расплава), мощные сварочные установки, тиристорные приводы прокатных станов, мощные двигатели, работающие в повторно-кратковременном режиме, характеризующемся частыми пусками, и т. п.

Источником несинусоидальности напряжения являются некоторые виды электроприемников, имеющих нелинейную вольт-амперную характеристику. К ним относятся дуговые сталеплавильные печи, сварочные установки, газоразрядные лампы, полупроводниковые выпрямительные установки и преобразователи частоты.

173

Несимметрия трехфазной системы напряжения возникает в сети в тех случаях, когда нагрузка по фазам распределена неравномерно, что особенно характерно для городских сетей, питающих коммунально-бытовой сектор, а в промышленности связано с наличием мощных однофазных электроприемников.

Врезультате всех этих явлений в сетях возникают дополнительные потоки мощностей, вызывающие увеличение потерь мощности и энергии как в самих сетях, так и в электроприемниках, увеличиваются продолжительности технологических процессов, снижается срок службы электроприемников, понижается освещенность, происходят другие нежелательные явления.

Всвязи с этим возникает проблема так называемой электромагнитной совместимости (ЭМС), т.е. возможности совместного питания различных ЭП.

Любое электромагнитное явление, которое может ухудшить работу устройства, оборудования или системы принято называть электромагнитной помехой. Понижение качества электроэнергии в основном связанно с так называемыми кондуктивными электромагнитными помехами в системах электроснабжения, т.е. с электромагнитными помехами, распространяющимися по элементам электрической сети.

ВРоссии действует «Федеральный закон об электромагнитной совместимости№, который в целях исключения бесконтрольного применения технических средств, являющихся источником недопустимых электромагнитных помех или обладающих пониженной помехоустойчивостью, наделяет федеральные органы исполнительной власти правом осуществлять в пределах своей компетенции государственный надзор и контроль за соблюдением физическими и юридическими лицами положений, относящихся к обеспечению ЭМС. Практическое проведение этого надзора и контроля возложено на Главгостехнадзор России и его региональные и местные органы.

Закон устанавливает требования к разработке, вводу в эксплуатацию и непосредственно к эксплуатации технических средств. Электромагнитные помехи, создаваемые техническими средствами, не должны нарушать нормального функционирования других технических средств или представлять опасность для жизни и здоровья людей, а также для окружающей среды. Сами технические средства должны иметь уровень помехозащищенности, обеспечивающий их нормальное функционирование в среде с допустимым уровнем помех.

Качество электроэнергии в СЭС общего назначения должно быть таким, чтобы было обеспечено нормальное функционирование технических средств. Для этого ГОСТ 13109-97 устанавливает предельно допустимые значения показателей качества электроэнергии. Поддержание показателей качества электро-

174

энергии в диапазоне допустимых значений является обязательным как для потребителей, так и для энергоснабжающих организаций. Существует специальный комплекс технических средств и мероприятий, позволяющих достичь допустимых значений показателей качества электроэнергии или локализовать распространение по сети нежелательных явлений. Последнее достигается, главным образом, путем схемных решений, например выделением на отдельный трансформатор резкопеременной нагрузки. К техническим средствам, повышающим качество электроэнергии, относятся, например, трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой, регулируемые конденсаторные установки, фильтрокомпенсирующие и симметрирующие установки.

Основные положения по контролю качества электроэнергии (выбор пунктов измерения показателей качества, схемы присоединения приборов, методы обработки результатов измерений и т. п.) установлены РД 34.15.501-88 «Методическими указаниями по контролю и анализу качества электрической энергии в электрических сетях общего назначения».

3.5.2. Показатели качества электроэнергии и их нормирование

ГОСТ 13109-97 устанавливает одиннадцать показателей качества электроэнергии (ПКЭ):

1)установившееся отклонение напряжения δUy;

2)размах изменения напряжения δUt;

3)доза фликера Pt;

4)коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения Ku;

5)коэффициент n-й гармонической составляющей напряжения Ku(n);

6)коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности K2u;

7)коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности K0u;

8)отклонение частоты f;

9) длительность провала напряжения tп;

10)импульсное напряжение Uимп;

11)коэффициент временного перенапряжения Kпер U.

Каждый из приведенных ПКЭ характеризует какое-либо свойство электроэнергии; некоторые свойства характеризуются двумя показателями:

-первый показатель – δUy – характеризует отклонение напряжения;

-второй и третий ПКЭ – δUy и Pt – характеризуют колебания напряжения;

-четвертый и пятый ПКЭ – Ku и Ku(n) – характеризуют несинусоидальность напряжения;

-шестой и седьмой ПКЭ – K2u и K0u – характеризуют несимметрию трехфазной системы напряжений;

175

- восьмой ПКЭ – f – характеризует отклонение частоты;

-девятый, десятый и одиннадцатый ПКЭ – tп, Uимп и Kпер U – характеризуют соответственно провал напряжения, импульс напряжения и временное перенапряжение.

При определении значений некоторых ПКЭ используют вспомогательные параметры электрической энергии:

- частоту повторения изменений напряжения FδUt; - интервал между изменениями напряжения ti,i+1;

-глубину провала напряжения δUn;

-частость появления провалов напряжения Fn;

- длительность импульса по уровню 0,5 его амплитуды tимп0,5; Определения понятий, формулы для вычисления значений ПКЭ и поясне-

ния к ним приведены в ГОСТ 13109-97.

Так как качество электроэнергии оказывает существенное влияние на работу электроприемников и сетей, то значения большинства показателей качества нормируются. При этом для многих ПКЭ устанавливаются два допустимых значения – нормальное и предельное. ГОСТ 13109-97 требует, чтобы нормируемые показатели находились в пределах нормально допустимых значений не менее 22 часов 48 минут в сутки (95 % времени суток), в диапазоне от нормально допустимых до предельно допустимых значений ПКЭ могут находиться не более 1 часа 12 минут (5 % времени суток). Выход за предельно допустимые значения ПКЭ не разрешается.

По некоторым свойствам электроэнергии стандарт нормирует показатели не для всех сетей либо не нормирует их вообще, ограничиваясь некоторой ориентирующей информацией. Так, установившееся отклонение напряжения δUy нормируется только для сетей 380/220 В, а в точках сетей более высокого напряжения его следует рассчитывать. Для провалов напряжения установлена лишь предельно допустимая длительность каждого (30 секунд) в сетях напряжением до 20 кВ и представлены статистические данные об относительной дозе провалов разной глубины в общем числе провалов, но не приводятся статистические данные об их числе за единицу времени (неделю, месяц и т. п.). По импульсным напряжениям и временным перенапряжениям нормы не установлены, но дана справочная информация о возможных их значениях в сетях энергоснабжающих организаций.

Конкретные нормированные значения ПКЭ приведены в ГОСТ 13109-97.

176

Контрольные вопросы к теме 3.5

1.Дайте определение понятию «качество электрической энергии».

2.Какие свойства электроэнергии определяют ее качество?

3.Перечислите показатели, характеризующие качество электроэнергии.

4.Назовите показатель, характеризующий отклонение напряжения; укажите, в сетях какого напряжения и в каких точках он нормируется; приведите нормально допустимые и предельно допустимые нормированные значения этого показателя.

5.Значения каких ПКЭ зависят он напряжения сети?

6.В течение какого времени значение показателя не должно выходить за нормально допустимые пределы?

7.Чем объясняется необходимость нормирования ПКЭ?

8.Какое свойство электроэнергии оказывает наиболее непосредственное воздействие на человека? На какие органы чувств оно воздействует?

9.Какие электроприемники являются причиной возникновения колебаний напряжения? Несимметрии напряжений? Несинусоидальности напряжения?

10.Напишите расчетные выражения для вычисления показателей качества электрической энергии.

3.6.Энергосбережение

3.6.1. Проблемы и направления энергосбережения

Одним из важнейших направлений ресурсосбережения является энергосбережение. Необходимость энергосбережения определяется конечностью запасов органического топлива. В связи с этим органическое топливо непрерывно дорожает, удваиваясь в цене каждые три-пять лет.

Показателем, характеризующим состояние работы по энергосбережению, является энергоемкость валового внутреннего продукта (ВВП). В табл. 3.6.1 приведены данные энергоемкости ВВП ряда стран. Из табл. 3.6.1 видно, что в нашей стране проблемам энергосбережения еще уделяется недостаточное внимание.

Ниже приводится выборочный (далеко не полный) перечень основных направлений работы по энергосбережению, учитывающий мировой опыт.

1. Экономия первичных (нефти, природного газа, угля, торфа, сланцев, ядерного топлива) и вторичных (электроэнергии, водяного пара, горячей воды, отходов тепла и др.) энергоресурсов за счет:

а) повышения КПД топливопотребляющих устройств; б) рационализации использования электрической и тепловой энергии во

всех видах производств, социальных сферах и в быту путем:

177

Таблица 3.6.1

Энергоемкость ВВП в различных странах

Страна, регион	Энергоемкость
Италия	0,20
Япония	0,24
Германия	0,26
Великобритания	0,26
Китай	0,34
США	0,37
Финляндия	0,38

Страна, регион Канада Беларусь Казахстан Россия Украина

Восточная Европа (без России) Азия (без России)

Весь мир

Энергоемкость

0,44

0,48

0,73

0,78

1,14

0,40

0,30

0,34

-повышения КПД электрических ламп и светильников;

-снижения токов холостого тока электродвигателей и трансформаторов;

-снижения потерь энергии при ее передаче и распределении;

-автоматическое прекращение расходования энергии без надобности;

в) замена энергозатратных технологий новыми, менее энергоемкими.

2.Совершенствование и автоматизация систем учета расходования топ- ливно-энергетических ресурсов:

-первичных;

-электрической энергии (в том числе внедрение АСКУЭ – автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии);

-тепловой энергии (с устройствами регулирования теплопотребления);

-горячей и холодной воды.

3.Освоение возобновляемых энергоресурсов, в том числе:

-гидроэнергетики (ГЭС, ГАЭС, приливных ГЭС, малых и микроГЭС);

-ветроэнергетики;

-солнечной энергии.

4.Освоение биоэнергетики, в том числе:

-биореакторов по утилизации биомасс (отходов пищевой промышленности, агрокомплекса, бытовых отходов и т. п.) с получением бытового газа и биоудобрений;

-газогенераторов по переработке растительных ресурсов (отходов древесины, кустарников, камыша и т. п.) с получением моторного и бытового газа, а также древесного угля и древесной золы.

5.Освоение вторичных энергоресурсов (ВЭР) за счет:

178

-утилизации высокотемпературных сред промышленных предприятий (воды, газов, воздуха, продукции) путем применения котлов-утилизаторов и других установок;

-утилизации низкотемпературных сред промышленных и коммунальных предприятий (обратный поток сетевой воды, вентиляционные вытяжки и др.) путем применения тепловых насосов;

-сбора и утилизации горючих газов на нефтепромыслах, нефтеперерабатывающих, химических и других производствах.

6.Использование глубинного тепла земли, геотермальной энергии для нужд производства тепловой и электрической энергии.

7.Другие способы энергосбережения:

-освоение сжигания растительных масел и спиртов;

-освоение водородной энергетики;

-дальнейшее развитие ядерной энергетики и т. п.

3.6.2. Потери мощности и энергии в электрических сетях

Передача электрической энергии по сетям, обладающим активным сопротивлением, связана с потерями активной мощности и энергии.

Потери мощности в линиях трехфазной сети будут равны

P = 3I 2r =	S 2	r =	P2 + Q2	r l,
л	U 2		U 2	о

где I – полный ток, протекающий по линии;

S, P и Q – полная, активная и реактивная мощности, передаваемые по линии; r – активное сопротивление линии;

r0 – погонное сопротивление линии, отнесенное к единице ее длины (например, Ом/км);

l – длина линии.

Если потери мощности определены для режима максимальных нагрузок, то потери электрической энергии за год определяются обычно по формуле

Wл = Pτ,

где τ – годовое число часов максимальных потерь в году. Чаще всего τ определяется из выражения

τ = (0,124+10000Tm )28760.

179

Как видно из приведенных выражений, снижение потерь мощности при передаче электроэнергии может быть достигнуто за счет:

-повышения напряжения электропередачи;

-снижения передаваемой реактивной мощности;

-снижения сопротивления линии.

Следует, однако, иметь в виду, что проведение всех перечисленных мероприятий требует, как правило, дополнительных капитальных вложений. Поэтому выбор параметров электропередачи (U, Q, rо) решается обычно на основе технико-экономических расчетов.

Потери мощности в трансформаторе определяются по формуле

P =	P	+β2 P	,
т	х.х	к.з

где Pх.х – потери холостого хода в трансформаторе;

Pк.з – потери короткого замыкания в трансформаторе; β – коэффициент загрузки трансформатора.

Произведение β2 Pк.з представляет собой нагрузочные потери в трансформаторе.

Для этих подстанций при работе двух одинаковых трансформаторов

	1		Sт.п	2
P2т = 2 Pх.х +					Pк.з ,
	2
			Sном

где Sтп – суммарная нагрузка ТП, т.е. обоих работающих трансформаторов; Sном – номинальная мощность одного (каждого) трансформатора.

Для одного работающего трансформатора (когда второй отключен)

			Sт.п	2
	Pт =				Pк.з.
		Pх.х +
			Sном

Очевидно, что будет какое-то значение Sтп, при котором Р2т и Рт будут равны, т.е.

1

S

т.п.

2

S

т.п

2

2

Pх.х +

Pк.з =

Pк.з.

2

S

Pх.х +

ном

Sном

Решая это уравнение относительно Sтп, получим граничное значение Sтп гр.

Sтпгр = Sном	2	Pх.х .
		Pк.з

180

При нагрузке ТП Sтп ≥ Sтп гр целесообразна работа обоих трансформато-

ров, при Sтп ≤ Sтп гр − одного.

При использовании в эксплуатации экономически целесообразного режима работы трансформаторов с целью экономии электроэнергии следует исходить из следующих положений:

-не должна снижаться надежность электроснабжения потребителей;

-трансформаторы должны снабжаться устройствами автоматического включения резерва (АВР);

-целесообразно автоматизировать операции включения и отключения трансформаторов, однако для сокращения числа оперативных переключений рекомендуется отключать трансформаторы не более трех раз в сутки.

Потери энергии в трансформаторе за год определяются по формуле

W = Pтх Tп +.хβ2 Pк.зτ,

где Tп – годовое число часов нахождения трансформатора во включенном состоянии (под напряжением).

3.6.3. Компенсация реактивной мощности

Реактивная мощность, потребляемая промышленным предприятием, распределяется между отдельными видами ЭП следующим образом: 65 % потребляют асинхронные двигатели (АД), 20-25 % – силовые трансформаторы, 1015 % – линии электрических сетей и другие ЭП (люминесцентные лампы, реакторы и т. п.).

При передаче потребителям мощности S = P + jQ в СЭС имеют место по-

тери

P =	P 2 + Q 2	r = P + P ,
	U 2	a	p

где Pa и Pp – потери активной мощности от передачи активной и реактивной мощности соответственно.

Снижение реактивной мощности, циркулирующей между источником и ЭП, а следовательно, снижение реактивного тока в генераторах и сетях называют компенсацией реактивной мощности (КРМ).

Снизить потребление реактивной мощности, следовательно, и потери активной мощности можно двумя способами: без применения и с применением компенсирующих устройств (КУ).

181

КРМ при первом способе достигается путем проведения целого комплекса организационных и технических мероприятий. К этим мероприятиям относятся, например:

-упорядочение технологического процесса, ведущее к улучшению энергетического режима работы оборудования, в том числе и к повышению его cosφ;

-переключение статорных обмоток АД напряжением до 1 кВ с треугольника на звезду, если их загрузка составляет менее 40%;

-замена или отключение силовых трансформаторов, загруженных менее чем на 30 % их номинальной мощности;

-замена малозагруженных двигателей двигателями меньшей мощности;

-повышение качества ремонта двигателей с сохранением значений номинальных параметров и др.

При втором способе применяются специальные КУ. В качестве КУ могут применяться батареи конденсаторов на напряжении до и выше 1000 В и синхронные двигатели (СД). Последние в качестве КУ могут применяться только на тех производствах, где их использование необходимо для обеспечения технологического процесса. В отличие от СД конденсаторные батареи могут применяться на любых производствах и устанавливаться в любой точке сети.

КРМ у потребителей позволяет:

-снизить ток в передающих элементах сети, что приводит к уменьшению сечения кабельных и воздушных линий:

	I p =	Sp	=	Pp2 −(Qд −Qк.у)2	, .к
		3U ном		3U ном

где Ip и Sp – расчетные полные ток и мощность после КРМ; Qд.к – реактивная мощность до компенсации;

Qк.у – мощность КУ;

Pp – расчетная активная мощность;

- уменьшить полную мощность, что снижает мощность трансформаторов и/или их число:

Sp = Pp2 −(Qд −Qку)2 <.кSp′ = Pp2 −Qд2.к ;

- уменьшить потери активной мощности, а следовательно, и мощности генераторов на электростанциях:

	P2	+Q2		P2	+(Q	д	−Q	)2	.к
Pд.к =	p	д.к	r > Pп.к =	p			ку
									r,
	Uном2				Uном2

182

где Рд.к. и Рп.к. – потери активной мощности до и после КРМ. Снижение потерь мощности составит

δ( P) = P	− P	=	Q (Qд −Qку)			r..к
			.к		2
д	п.к			U

Как видно из этого выражения, Qку не должны превышать Qд.к, так как в противном случае вместо снижения потерь мощности произойдет их увеличение.

Снижение потерь энергии за год составит

δ( W ) = δ( P)Tв.ку,

где Tв ку – годовая продолжительность работы КУ.

3.6.4. Система энергоменеджмента на промышленных предприятиях

Опыт промышленно развитых стран определил концептуальные подходы к управлению энергоресурсами с целью их оптимизации. Это концепции энергетического менеджмента, аудита и целевого мониторинга.

Энергоменеджмент обеспечивает планирование, управление, контроль за энергопотоками, за балансом энергоресурсов с целью его оптимизации и повышения энергоэффективности предприятий.

Энергоменеджмент предполагает:

-организацию учета энергопотребления;

-разработку планов (режимов) по управлению энергопотоками;

-проведение энергоаудита;

-составление энергопаспорта предприятия, его структурных подразделе-

ний;

-разработку прогнозных моделей энергопотребления;

-подготовку рекомендаций по эффективному, рациональному использованию энергоресурсов;

-организацию эффективного контроля за использованием энергоресурсов;

-анализ новых проектов с учетом их энергоэффективности.

Одна из проблем энергоменеджмента − отсутствие соответствующей организационной структуры (служба главного энергетика не является такой структурой), которая подразумевает ответственность за энергоэффективность на предприятии, привлечение сотрудников на постоянной основе, осуществление взаимодействия со старшим управленческим персоналом. Необходимо иметь в виду, что должность энергоменеджера – это управленческая должность. Без выраженного управленческого мышления и способностей структура не найдет признания и понимания на предприятии.

183

Система энергетического менеджмента должна согласованно внедряться на двух уровнях – техническом и управленческом.

Цель технического уровня – создание информационной системы, цель управленческого – создание структуры менеджмента, несущей ответственность за информационное обеспечение и разработку необходимых действий.

3.6.5. Энергобалансы промышленных предприятий

Для проведения работ по энергосбережению на промышленных предприятиях, прежде всего, необходимо знать на какие цели и в каких количествах расходуется энергия. Определение статей расхода и исследование вопросов, связанных с подсчетом расхода энергии, являются основной задачей составления энергобаланса предприятия.

Энергобалансы могут составляться для предприятия в целом, производства, цеха, агрегата (например, дуговой сталеплавильной печи, доменного цеха и т. п.). Энергобалансы могут составляться как для совокупности всех видов используемой энергии и энергоносителей (электрической энергии, природного газа, угля, мазута, вторичных энергоресурсов и др.), так и для одного конкретного вида энергии (энергоносителя). В первом случае это будет свободный баланс суммарного потребления энергоресурсов, во втором – частичный. Для анализа электропотребления и разработки мероприятий по его совершенствованию составляются электробалансы.

Электробаланс промышленного предприятия состоит из прихода и расхода электрической энергии – активной и реактивной.

В приход включается электроэнергия как полученная от энергоснабжающей организации, так и выработанная на самом предприятии.

Приходная и расходная части определяются по показаниям счетчиков активной и реактивной энергии.

Приходная часть электробаланса составляется:

-для активной энергии – по промышленному предприятию; по цехам предприятия; по отдельным энергоемким агрегатам;

-для реактивной энергии – по промышленному предприятию; по отдельным энергоемким цехам.

Расходная часть электробаланса разделяется на следующие статьи расхода:

-прямые затраты электроэнергии на основной технологический процесс с выделением полезного расхода электроэнергии на выпуск продукции без учета потерь в различных звеньях энергоемкого технологического оборудования (электрические печи, прокатные стены, компрессорные и насосные установки и другие крупные потребители электроэнергии);

184

-потребление электроэнергии на вспомогательные производства (вентиляция, водоснабжение, теплоснабжение, снабжение сжатым воздухом, кислородные установки, подъемно-транспортные механизмы и др.);

-электрическое освещение;

-потери электроэнергии в элементах электрических сетей (линиях, трансформаторах, реакторах, преобразователях, компенсирующих установках), а также в производственных механизмах и установках (электродвигателях, электропечах, системах производства и распределения сжатого воздуха, установках электрического освещения и др.);

-отпуск электроэнергии сторонним потребителям.

Врезультате составления электробаланса должны быть выявлены потери в элементах системы электроснабжения и непроизводительные расходы электроэнергии в технологических установках.

Определение потерь может быть произведено расчетным путем или экспериментально. Выявлению и глубокому анализу причин потерь электроэнергии способствуют энергоаудиты.

3.6.6. Комплексный подход к сокращению электропотребления

Комплексный подход к снижению электропотребления подразумевает работу по двум основным направлениям:

-снижение себестоимости потребленной электроэнергии;

-сокращение электропотребления.

Снижение себестоимости потребленной электроэнергии в свою очередь может быть достигнуто двумя путями:

-переводом предприятия на работу в режиме регулирования графика нагрузки энергосистемы;

-широким использованием собственных электростанций, в том числе и малой энергетики.

Участие потребителей в регулировании графиков нагрузки энергосистемы должно стимулироваться с помощью специальных тарифов, дифференцированных по времени суток. Как правило, это трехфазные тарифы – пикового, полупикового и ночного потребления. Целью их применения является побуждение потребителя к переносу нагрузки из пиковой зоны, когда расходы топлива на единицу электроэнергии самые большие, в ночную, когда эти расходы самые низкие. Возможности участия различных потребителей в регулировании графика нагрузки энергосистемы различны. Наибольшими возможностями обладают энергоемкие потребители с высокой электровооруженностью труда (МВт·ч/чел).

185

Использование собственных электростанций с современными агрегатами мощностью от единицы киловатт до 30 МВт также позволяет снизить удельные расходы топлива на выработку электроэнергии, обеспечить ее низкую себестоимость, сократить выбросы в атмосферу. Это достигается, например, путем применения турбодетандерных агрегатов (ТДА), использующих энергию природного сжатого газа, когенерации и тригенерации энергии, использования вторичных энергоресурсов и т. п.

Сокращение электропотребления определяется: разработкой научно обоснованных прогрессивных норм расхода электроэнергии и прогнозных моделей, учитывающих основные факторы, влияющие на электропотребление;

-использованием оперативного контроля электропотребления;

-применением современных электротехнологий;

-модернизацией электрооборудования с использованием современных средств управления.

3.6.7. Совершенствование работы общепромышленных систем и оборудования

К общепромышленным системам и оборудованию относят системы освещения, сжатого воздуха, вентиляции, водоснабжения, подъемно-транспортное оборудование и др.

Каждая из этих систем и каждый вид оборудования содержат в себе возможности снижения расходов электроэнергии. Эти возможности заложены как в правильном выборе (по мощности и типу), так и в правильной эксплуатации используемого оборудования.

Подробно вопрос совершенствования работы общепромышленных систем

иоборудования рассмотрен в [3].

3.6.8.Электроснабжение путем совершенствования технологических процессов и оборудования

С точки зрения электросбережения целесообразно обратить внимание на технологические процессы, используемые в разных производствах – так называемые многоотраслевые процессы. К таким технологическим процессам относятся, например, плавка и литье, механическая обработка металла, термообработка, гальваническая обработка, сварка, сушка и др. Эти процессы являются основными в отраслях машиностроительного комплекса, а в качестве вспомогательных используются практически во всех отраслях промышленности, а также

ив строительстве, на транспорте, в сельскохозяйственном производстве.

186

Возможности и пути электросбережения путем совершенствования этих процессов и используемого в них оборудования рассмотрены в [3].

Контрольные вопросы к теме 3.6

1.Какова энергоемкость ВВП в России по сравнению с другими странами?

2.Назовите основные направления работы по энергосбережению.

3.Запишите выражение для расчета потерь мощности в линии.

4.Запишите выражение для расчета потерь мощности в трансформаторах.

5.Запишите выражение для расчета потерь энергии в трансформаторе.

6.Назовите основных потребителей реактивной мощности.

7.Назовите основные виды компенсирующих устройств.

8.Поясните влияние компенсации реактивной мощности на величину потерь мощности и энергии.

9.Назовите основные функции энергоменеджмента на промышленных предпри-

ятиях.

10.Какова основная задача составления энергобаланса предприятия?

11.Из каких частей состоит электробаланс предприятия?

12.Какие направления подразумевает комплексный подход к снижению электропотребления?

187

	3.3. Глоссарий
	Что обозначает
Термин
Воздушная линия	Устройство для передачи электроэнергии по проводам, рас-
	положенным на открытом воздухе и прикрепленным с по-
	мощью изоляторов и арматуры к опорам
Зарядная мощность	Реактивная мощность, обусловленная емкостной проводи-
линии	мостью линии
Кабельная линия	Электропередача, состоящая из кабелей и кабельной арма-
	туры
Местное регулирование	Регулирование напряжения у отдельных потребителей или
напряжения	групп потребителей
Однородная замкнутая	Электрическая сеть, для всех участков которой отношение
электрическая сеть	активных и индуктивных сопротивлений одинаково
Падение напряжения	Геометрическая разность векторов напряжений в начале и
	конце линии
Подстанция	Электроустановка, включающая в себя первичное распре-
	делительное устройство, трансформатор и вторичное рас-
	пределительное устройство
Потеря напряжения	Алгебраическая разность векторов напряжений в начале и
	конце линии
Поперечные параметры	Активное и реактивное сопротивления элемента электриче-
схемы замещения	ской сети
Потребитель электриче-	Электроприемник или группа электроприемников, объеди-
ской	ненных технологическим процессов и размещающихся на
энергии	определенной территории
Приемник электриче-	Аппарат, агрегат и др., предназначенные для преобразова-
ской энергии	ния электрической энергии в другой вид энергии
Продольные параметры	Активная и реактивная проводимости элемента электриче-
схемы замещения	ской сети
Распределительное уст-	Электроустановка, предназначенная для приема электро-
ройство	энергии со стороны питания и распределения ее со стороны
	потребления
Расчетная нагрузка	Неизменная во времени нагрузка, эквивалентная ожидаемой
	изменяющийся нагрузке по наиболее тяжелому тепловому
	действию
Система возбуждения	Устройства, обеспечивающие питание обмотки ротора по-
генератора	стоянным или выпрямленным током
Система электроснаб-	Совокупность электроустановок для обеспечения потреби-
жения	телей электрической энергией
Схема замещения	Графическое представление элемента электрической сети
	его параметрами
Трансформатор	Устройство для преобразования электроэнергии одного на-
	пряжения в энергию другого напряжения
Узел нагрузки	Совокупность потребителей, получающих питание от шин
	3-20 кВ подстанции
Узел потокораздела	Узел электрической сети, к которому мощности (токи) при-
	текают с разных сторон

188

Термин

Центр питания

Централизованное регулирование напряжения

Централизованное

электроснабжение

Электрическая сеть

Электрическая станция

Электроприемник

Электроснабжение

Электроэнергетическая

система

Энергетическая система

Что обозначает

Шины различного напряжения, к которым присоединены распределительные сети Регулирование напряжения в центре питания распределительной сети

Электроснабжение от единой энергосистемы

Совокупность электроустановок, состоящая из подстанций, воздушных и кабельных линий электропередачи, токопроводов, электропроводок, работающих на определенной территории Электроустановка, предназначенная для выработки энергии

То же, что и приемник электрической энергии Обеспечение потребителей электрической энергией Электрическая часть энергетической системы и питающиеся от нее приемники электрической энергии, объединенные общностью процесса производства, передачи, распределения и потребления электрической энергии Совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей, соединенных между собой и связанных общностью

режима в непрерывном процессе производства, преобразования и распределения электрической энергии и теплоты при общем управлении этим режимом

189