Раздел 2. Энергетические системы и системы электроснабжения

2.1. Понятие об энергосистемах и причинах их создания

Энергосистема (энергетическая система) – это 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.

Снабжение потребителей электроэнергией от ЭС дает значительные техни- ко-экономические преимущества, к которым относятся:

а) существенное повышение надежности электроснабжения; б) снижение суммарной резервной мощности на электростанциях; в) снижение себестоимости выработки 1 кВт·ч электроэнергии; г) возможность увеличения единичной мощности генераторов.

Электрическая часть энергосистемы – это совокупность электроустано-

вок электрических станций и электрических сетей энергосистемы. Электрическая станция – это промышленное предприятие, производящее

либо только электроэнергию, либо одновременно электрическую и тепловую энергию.

Электрическая сеть – это совокупность электроустановок для передачи и распределения электрической энергии, состоящая из подстанций, распределительных устройств, линий электропередачи, работающих на определенной территории.

Подстанции – это совокупность электроустановок, предназначенных для преобразования параметров электроэнергии (напряжения, частоты).

Тепловая часть энергосистемы – это совокупность источников тепловой энергии (тепловой части ТЭЦ), тепловых сетей и тепловых пунктов, к которым присоединяются теплопотребляющие установки. В отличие от электрической части энергосистемы в тепловой части параллельная работа различных источников, как правило, не предусматривается.

Тепловая сеть – это система трубопроводов (теплопроводов) для транспортирования и распределения теплоносителя (горячей воды или пара). Различают магистральные и распределительные тепловые сети. Потребители присоединяются к распределительной тепловой сети.

Тепловой пункт (теплораспределительный пункт) – комплекс установок, предназначенных для распределения тепла, поступающего из тепловой сети,

32

между потребителями в соответствии с установленными для них видом и параметрами теплоносителя.

2.2. Понятие о системах электроснабжения

Электроснабжением называется обеспечение потребителей электрической энергией. Электроснабжение может быть централизованным, автономным, и смешанным. Под централизованным электроснабжением понимается электроснабжение потребителей от энергосистемы. При автономном электроснабжении потребитель получает электроэнергию от собственной электростанции.

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

Вобщем 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 внутризаводские (межцеховые) и внутрицеховые сети.

Внешние источники питания и питающие линии относят к внешнему электроснабжению, все остальные элементы СЭС – к внутреннему. Поэтому для особо крупных потребителей СЭС обычно разделяют на две системы: систему внешнего электроснабжения и систему внутреннего электроснабжения.

Вкачестве внешних источников питания, от которых осуществляется централизованное электроснабжение, используются сети энергосистемы. 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 или теплофикации.

Пунктами приема электроэнергии от внешнего источника являются подстанции и распределительные пункты.

Узловой распределительной подстанцией называется центральная подстанция предприятия с первичным напряжением 110-500 кВ, получающая энергию от энергосистемы и распределяющая ее по подстанциям глубоких вводов 110-220 кВ на территории предприятия.

33

Главной понизительной подстанцией называется подстанция, получающая питание непосредственно от энергосистемы при напряжении питающей сети (как правило, 35-220 кВ), трансформирующая ее на более низкое напряжение (обычно 6-10 кВ) и распределяющая энергию на этом напряжении по всему предприятию или отдельному его району.

Подстанцией глубокого ввода называется подстанция 35-220 кВ, получающая питание непосредственно от энергосистемы, предназначенная для питания отдельного объекта или района предприятия (цеха или группы цехов) и расположенная вблизи основных нагрузок этого объекта непосредственно на территории предприятия.

Для предприятий небольшой мощности пунктами приема могут служить непосредственно трансформаторные подстанции 6-10/0,38 кВ (ТП), а для малых предприятий мощностью до 100-200 кВт – щит 380/220 В.

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

Кпервому 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) относятся 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. 6УР относится к точкам раздела сетей потребителя и электроснабжающей организации).

2.3Генераторы электростанций

Вкачестве преобразователя механической энергии в электрическую на электростанциях используются синхронные генераторы трехфазного тока. Генераторы тепловых электростанций выполняются с горизонтальным валом и имеют в основном два или четыре полюса, что при электрической частоте 50 Гц определяет частоту вращения 3000 или 1500 об/мин. Синхронные генераторы мощных гидроэлектрических станций представляют собой тихоходные явнополюсные электрические машины с вертикальным валом (с 58…6 парами полюсов, частотой вращения от 51,7 до 500 об/мин).

34

Генераторы тепловых электростанций называются турбогенераторами. Генераторы гидроэлектростанций принято называть гидрогенераторами.

Габариты синхронных генераторов в значительной степени зависят от частоты вращения и применяемой системы охлаждения. На крупных турбогенераторах применяются следующие системы принудительного охлаждения: водородное, водяное, масляное. Крупные гидрогенераторы имеют водяное и воздушное охлаждение.

Для возбуждения синхронных генераторов находят применение следующие виды систем возбуждения: электромашинное, высокочастотное полупроводниковое и бесщеточное.

2.4.Силовые трансформаторы и автотрансформаторы

Вэнергетических системах и системах электроснабжения преимущественно применяются трехфазные трансформаторы.

На крупных электростанциях и подстанциях для связи двух высших напряжений используются автотрансформаторы, имеющие существенные техни- ко-экономические преимущества перед трансформаторами. Их стоимость, расход активных материалов (стали и меди) и потери электроэнергии при эксплуатации существенно ниже, чем у трехобмоточных трансформаторов той же мощности.

По виду охлаждения различают трансформаторы сухие, масляные и с жидким негорючим диэлектриком. Сухие трансформаторы изготавливаются с литой изоляцией на основе эпоксидной смолы. Охлаждение сухих трансформаторов естественное воздушное. Сухие трансформаторы выпускаются мощностью до 2500 кВ·А.

Основными достоинствами сухих трансформаторов являются:

-отсутствие охлаждающей жидкости, и, следовательно, отсутствие необходимости в маслосборнике и возможность размещения в необычных местах, например в подвалах, на колоннах, антресолях и т. п.;

-пониженная пожароопасность.

Недостатком сухих трансформаторов является повышенный шум, что следует учитывать при их размещении в местах с присутствием людей.

С ростом мощности трансформаторов растут их линейные размеры, и появляется необходимость интенсифицировать процесс охлаждения. Это достигается с помощью жидкостного охлаждения. В настоящее время наиболее широко применяемым видом трансформаторов являются масляные. На масляных

35

трансформаторах используются следующие основные виды (системы) охлаждения:

-естественное масляное (М);

-с обдувом (дутьем) и естественной циркуляцией масла (Д);

-с дутьем и принудительной циркуляцией масла (ДЦ);

-с принудительной циркуляцией воды и масла (Ц).

Для регулирования напряжения в трансформаторах предусматриваются устройства изменения коэффициента трансформации. С этой целью обмотки трансформаторов (как правило, высшего напряжения) выполняются с несколькими ответвлениями. Переключение ответвлений может происходить без возбуждения (ПБВ), то есть после отключения всех обмоток от сети, или под нагрузкой (РПН).

2.5. Коммутационные аппараты

Высоковольтные силовые выключатели предназначены для коммутации электрических цепей выше 1000 В при любых режимах их работы, включая короткое замыкание. Основным элементом высоковольтного выключателя является устройство, предназначенное для гашения электрической дуги. В зависимости от способа гашения дуги выключатели делятся на воздушные, масляные, элегазовые и вакуумные.

На напряжении 6-10 кВ помимо высоковольтных выключателей используются выключатели нагрузки. Выключатели нагрузки предназначены для отключения токов холостого хода, токов рабочих режимов, но не предназначены для отключения токов короткого замыкания.

Разъединители представляют собой коммутационные аппараты, предназначенные для отключения, включения цепей без тока и создания видимого разрыва. Эти аппараты не имеют устройств для гашения дуги.

В последние годы для использования в сетях появились комплексные коммутационные устройства нового поколения, называемые реклоузерами. Вакуумный реклоузер – это устройство, объединяющее в себе:

-вакуумный выключатель;

-систему первичных преобразователей тока и напряжения;

-автономную систему оперативного питания;

-микропроцессорную систему релейной защиты и автоматики с возможностью подключения системы телемеханики.

36

Плавкие предохранители напряжением выше 1000 В представляют собой аппараты, предназначенные для автоматического отключения цепи при превышении током некоторого заданного значения в течение достаточного времени.

Основным элементом предохранителя является плавкая вставка, характеризующаяся номинальным током. Под номинальным током плавкой вставки понимается наибольший ток, при котором она может длительно работать, не перегорая.

Основными видами коммутационных и защитных аппаратов напряжением до 1000 В являются автоматические выключатели, плавкие предохранители, рубильники, магнитные пускатели и устройства защитного отключения.

Основной функцией автоматических выключателей является защита электрооборудования от различных аварийных режимов. Защитные функции автомата осуществляются с помощью специальных встроенных в него первичных реле, называемых расцепителями. Под первичными реле понимаются реле, включенные последовательно непосредственно в рассечку силовой цепи. В автоматах используются тепловые, электромагнитные и комбинированные расцепители. Тепловые расцепители осуществляют защиту от токов перегрузки, а электромагнитные – от токов короткого замыкания. Комбинированные расцепители совмещают в себе защиту как от перегрузки, так и от КЗ.

Рубильники различных типов применяются для коммутации силовых цепей с созданием видимого разрыва. В отличие от разъединителей рубильниками до 1000 В можно разрывать ток нагрузки. Магнитные пускатели предназначены для включения, отключения, реверсирования и тепловой защиты электродвигателей, главным образом асинхронных. Низковольтные предохранители служат для защиты электрооборудования и сетей от токов перегрузки и токов короткого замыкания.

УЗО – быстродействующий защитный выключатель, реагирующий на дифференциальный ток, без встроенной защиты от токов перегрузки и короткого замыкания. УЗО сравнивает ток, протекающий по проводникам – «входящий» и «выходящий». В случае, когда разность этих токов достигает определенного значения (отключающего дифференциального тока), устройство отключает питающее напряжение. Если человек прикоснется к оголенному проводу или к электроприбору с поврежденной изоляцией и через него «на землю» потечет опасный для жизни ток, устройство мгновенно отключит напряжение.

37

2.6. Трансформаторы тока и напряжения

Трансформаторы тока (ТТ) предназначены для уменьшения рабочих токов до величин, измеряемых обычными приборами, например амперметрами. ТТ характеризуются номинальным первичным током I1 ном, номинальным вторичным током I2 ном, который в установках напряжением 6 – 10 кВ принимается равным 5 А, а напряжением 110 и 220 кВ – 1А.

Схема включения высоковольтного ТТ и его схема замещения показаны на рис. 2.1 , где обозначено: 1 – первичная обмотка, 2 – вторичная обмотка, 3 – магнитный сердечник, 4 – линия высокого напряжения; I1 – первичный ток, I2 – вторичный ток, Ф1 – магнитный поток первичной обмотки, Ф2 – магнитный поток вторичной обмотки, Ф0 – магнитный поток холостого хода.

Характерной особенностью трансформатора тока является то, что цепь, в которую включена первичная обмотка, можно представить в виде генератора тока 5. Ток первичной обмотки определяется нагрузкой цепи, а не вторичным током, как у силового трансформатора.

На схеме замещения I1' – первичный ток, приведенный к вторичной обмотке, I0' – ток холостого хода, приведенный к вторичной обмотке, I2 – ток вторичной обмотки, z0 – сопротивление холостого хода, x2, r2 – сопротивления нагрузки.

Нагрузка ТТ z2 = r22 + x22 – это полное сопротивление внешней цепи вторичной обмотки. Номинальная нагрузка z2 ном – это такая нагрузка, при которой погрешности не выходят за пределы, определяемые классом точности.

а) б)

Рис. 2.1. Принципиальная схема ТТ (а) и его схема замещения (б)

Основное требование к ТТ как измерительному аппарату – точность. С этой точки зрения трансформаторы тока характеризуются погрешностью. Промышленность выпускает трансформаторы тока классов точности 0,2; 0,5; 1; 3; 5; 10. Погрешности ТТ, используемых в схемах релейной защиты, определяются особыми классами точности 5 Р и 10 Р.

38

Трансформаторы напряжения ТН предназначены для понижения рабочих напряжений до значений, измеряемых обычными приборами, например вольтметрами. Схема и векторная диаграмма однофазного ТН показана на рис. 2.2.

а) б)

Рис. 2.2. Схема (а) и векторные диаграммы (б) ТН

Трансформатор напряжения по режиму работы аналогичен силовому трансформатору, т. е. ток первичной обмотки определяется током вторичной обмотки. Установлены четыре класса точности ТН – 0,2; 0,5; 1; 3.

ТН различаются схемами и конструкциями. Например, для установки в КРУ конструктивно и схемно ТН могут быть:

-двухили трехобмоточными;

-одноили трехфазными;

-сухими или масляными;

-с литой эпоксидной или фарфоровой изоляцией.

ТН характеризуются номинальными первичным и вторичным напряжениями U1 ном, U2 ном. Первичные напряжения ТН соответствуют ряду стандартных напряжений сети, вторичное напряжение равно 100 В для трехфазных и однофазных ТН, включаемых на междуфазное напряжение, и 100/ 3 В − для однофазных ТН, включаемых на фазное напряжение. ТН характеризуются также номинальной мощностью Sном, при которой не превышается максимально допустимая погрешность в данном классе точности.

2.7. Конструктивное выполнение линий электрических сетей

Электрические сети могут быть конструктивно выполнены с помощью воздушных линий (ВЛ), кабельных линий (КЛ), токопроводов.

Воздушными линиями электрических сетей называются линии электропередачи, расположенные на открытом воздухе (рис. 2.3). Для воздушных линий используются неизолированные и изолированные провода, изготовленные из алюминия, его сплавов и стали.

39

Рис. 2.3. Опора ВЛ с изоляторами и проводами

По конструктивному выполнению провода ВЛ бывают однопроволочными и многопроволочными (рис. 2.4). Однопроволочные провода состоят из одной круглой проволоки (рис. 2.4,а) и применяются только на линиях напряжением до 1000 В. Все линии более высоких номинальных напряжений сооружаются только с многопроволочными проводами (рис. 2.4,б,в).

а) б) в)

Рис. 2.4. Поперечные сечения проводов ВЛ

В связи с малой прочностью алюминия изготовленные из него провода применяются обычно только в сетях напряжением до 35 кВ. При напряжениях 35 кВ и выше наиболее широко применяются сталеалюминиевые провода, в которых стальной сердечник предназначен для увеличения механической прочности провода, а алюминий является токопроводящей частью (рис. 2.4,в).

40

В последние десятилетия на воздушных линиях напряжением до 20 кВ широко применяются самонесущие изолированные провода (СИП) с изоляцией из сшитого полиэтилена. Благодаря своей молекулярной структуре, эта изоляция обладает очень высокими термомеханическими и электрическими свойствами и большой стойкостью к воздействию солнечной радиации и атмосферы.

При напряжениях до 1 кВ (рис. 2.5,а) такой провод состоит из трех фазных многопроволочных алюминиевых жил 1, покрытых изоляцией 3. Четвертая жила 2 является несущей и одновременно нулевой. Фазные жилы скручены вокруг несущей таким образом, чтобы вся механическая нагрузка воспринималась несущей жилой, изготовляемой из прочного алюминиевого сплава ABE.

а) б)

Рис. 2.5. Самонесущие изолированные провода

Конструкция СИП для напряжений выше 1 кВ приведена на рис. 2.5,б. Такой провод выполняется однофазным и состоит из токоведущей сталеалюминиевой жилы 1 и изоляции 2.

СИП по сравнению с неизолированными проводами обладает рядом преимуществ, главными из которых являются:

-большая надежность (5-кратное снижение числа повреждений по сравнению с традиционными ВЛ);

-обеспечение более высокого качества электроэнергии за счет снижения приблизительно в 3 раза реактивного сопротивления трехфазных СИП;

-полная защищенность от влаги и коррозии.

Кнедостаткам СИП следует отнести их несколько более высокую стоимость, чем у неизолированных проводов. Однако достоинства СИП превосходят их недостатки.

Опоры ВЛ предназначены для поддержания проводов на определенном расстоянии над поверхностью земли. Опоры изготовляют из дерева, металла и железобетона. Деревянные опоры в России применяют для линий напряжением до 220 кВ включительно. Простейшая деревянная опора показана на рис. 2.3.

41

Металлические опоры выполняют из стали. Эти опоры применяются в сетях напряжением 35 – 750 кВ. Железобетонные опоры применяются в сетях напряжением 6 – 500 кВ. Выбор того или иного материала для опор обусловливается экономическими соображениями.

Провода ВЛ крепятся на опорах с помощью изоляторов, предназначенных для электрической изоляции проводов линий от опор. Линейные изоляторы изготовляются из фарфора, стекла, полимеров.

Кабелем называют изолированную по всей длине металлическую токоведущую жилу или несколько скрученных вместе взаимно изолированных жил, имеющих общую герметическую оболочку. Кабели изготавливаются как на напряжение до 500 кВ.

Рис. 2.6. Сечение кабеля напряжением до 1000 В

На рис. 2.6 показан четырехжильный кабель напряжением до 1000 В: 1 – токопроводящие фазные жилы; 2 – бумажная изоляция; 3 – алюминиевая или свинцовая оболочка; 4 – стальная ленточная броня; 5 – защитный покров от химического воздействия; 6 – бумажный наполнитель; 7 – нулевая жила.

В последнее десятилетие на рынок кабельной продукции России активно продвигаются кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена. Они изготовляются на все стандартные напряжения − от 1 до 500 кВ. Конструкция одножильного кабеля на напряжение 10 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена приведена на рис. 2.7. Многопроволочная токоведущая жила 1 покрыта полупроводящей пластмассой 2. Изоляция из сшитого полиэтилена 3 также покрыта слоем полупроводящей пластмассы 4. Поверх экрана 5, выполненного из медных проволок, накладывается пластмассовая оболочка 6.

42

Рис. 2.7. Кабель с изоляцией из сшитого полиэтилена

Благодаря высоким термомеханическим свойствам, кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена допускают большие токовые нагрузки, чем кабели с бумажной пропитанной, обычной пластмассовой и резиновой изоляцией.

Прокладка кабелей в земляных траншеях является наиболее простым и экономичным способом (рис. 2.8). На дно траншеи насыпается слой просеянной земли, поверх которой укладываются кабели. Сверху кабели также засыпаются мягкой землей. Далее укладывается защитный слой красного кирпича или бетонных плит, после чего траншея засыпается грунтом. Глубина прокладки кабелей 0,7 – 1 м, ширина траншеи зависит от числа прокладываемых кабелей. В одной траншее прокладываются до 6 кабелей.

Рис. 2.8. Кабельная траншея

Другие способы прокладки кабеля применяются при большой насыщенности территории предприятия подземными или надземными технологическими и транспортными коммуникациями и другими сооружениями.

При необходимости передачи в одном направлении больших потоков мощности, характерных для современных крупных предприятий, использование кабелей становится нецелесообразным как с экономической точки зрения, так и с точки зрения надежности питания. В связи с этим на промышленных предприятиях получили распространение токопроводы. Токопроводы на промышленных предприятиях применяются как в сетях 6 – 35 кВ, так и в цеховых сетях напряжением до 1000 В, где они называются шинопроводами.

43

На напряжении 6 – 35 кВ применяются гибкие и жесткие токопроводы. Гибкие токопроводы (рис. 2.9,б) выполняются в виде воздушной линии, смонтированной на специальных железобетонных или металлических опорах. Шины подвешиваются на гирляндах изоляторов. Каждая фаза гибкого токопровода выполняется расщепленной и состоит из нескольких алюминиевых или медных проводов необходимого по расчету сечения.

а)

б)

Рис. 2.9. Гибкий (а) и жесткий (б) симметричный токопровод на напряжение 6 -10 кВ

На рис. 2.9,а изображен жесткий симметричный токопровод с шинами 1 и опорными изоляторами 2 для прокладки на открытом воздухе.

В сетях напряжением до 1000 В применяются шинопроводы трех исполнений: ШМА (магистральные), ШРА (распределительные) и ШОС (осветительные), изготавливаемые на разные номинальные токи.

2.8. Распределительные устройства и подстанции

Распределительные устройства 6-10 кВ набираются из отдельных камер, которые разделяются на три группы:

-стационарного исполнения (КСО – камера сборная одностороннего обслуживания);

-выкатного исполнения (КРУ – комплектное распределительное устройство);

44

- моноблоки, заполненные элегазом.

Вкамерах стационарного исполнения коммутационные аппараты, трансформаторы напряжения, трансформаторы собственных нужд небольшой мощности устанавливаются неподвижно.

Вкамерах выкатного исполнения перечисленное выше оборудование устанавливается на выкатных тележках, что существенно повышает их ремонтопригодность.

Моноблок представляет собой компактное устройство на три-пять присоединений, заполненное элегазом, предназначенное для небольших РП и РУ высшего напряжения подстанций 6-10 кВ.

По сравнению с КРУ камеры КСО имеют ряд недостатков, основными из которых являются:

- открытая незащищенная конструкция (сборные шины проложены открыто); - при выходе из строя коммутационного аппарата присоединение отключается на время, необходимое для демонтажа отказавшего выключателя и уста-

новки исправного; - стационарно установленные выключатели менее удобны в техническом

обслуживании, существенно увеличивается время, необходимое на контроль и ремонт оборудования камер.

Вто же время, камеры КСО отличаются простотой конструкции, имеют меньшие габариты и стоимость по сравнению с КРУ выкатного исполнения. Чаще всего камеры КСО используются в городских и сельских электрических сетях, а также на небольших предприятиях.

Основным достоинством камер КРУ выкатного исполнения является быстрая взаимозаменяемость аппаратов, установленных на выкатной тележке, что особенно важно для крупных и ответственных электроустановок. Отсутствие разъединителей и применение вместо них специальных штепсельных разъемов повышают надежность камер и удобство их технического обслуживания. Камеры КРУ применяют на подстанциях со сложными схемами главных соединений, при большом числе присоединений.

Промышленностью выпускаются комплектные трансформаторные подстанции блочные (КТПБ) на напряжения 35, 110 и 220 кВ. В их состав входят:

45

Рис. 2.10. Однолинейная электрическая схема КТПБ

-силовые трансформаторы (мощностью от 1 до 125 МВ·А);

-линейные регулировочные трансформаторы (при необходимости);

-открытое распределительное устройство (ОРУ) на 35, 110, 220 кВ;

-КРУ 10(6) кВ наружного или внутреннего исполнения;

-кабельные конструкции;

-оперативный пункт управления (ОПУ);

-грозозащита и заземление.

Принципиальная электрическая схема КТПБ -10000, 16000/110/6(10) У1 показана на рис. 2.10. На этом рисунке приведены схемы ОРУ-110 кВ и РУ10(6) кВ, скомпонованного из камер КРУ выкатного исполнения.

ТП10(6) кВ, устанавливаемые в цеховых или городских распределительных сетях, могут быть сборными или комплектными. Наиболее широко в настоящее время используются комплектные подстанции (КТП).

46

На рис. 2.11 приведена принципиальная однолинейная схема промышленной КТП. Такая подстанция может располагаться непосредственно в цеху (внутрицеховая), а также в отдельных помещениях, встроенных в цех или пристроенных к нему.

КТП исполняются с одним и двумя трансформаторами.

Рис. 2.11. Принципиальная однолинейная схема КТП

47

Контрольные вопросы к разделу 2

1.Что такое энергосистема?

2.Каковы цели объединения электростанций в энергосистему?

3.Какие преимущества дает создание объединенных энергосистем?

4.Что входит в электрическую часть энергосистемы?

5.Приведите определение следующих понятий: электроустановка, электрическая станция, подстанция, электрическая сеть.

6.Что представляют собой тепловые сети?

7.Чемотличаютсяпотребителиэлектрическойэнергииотэлектроприемников?

8.Дайте определение системы электроснабжения.

9.Какие виды электроснабжения вы знаете?

10.Охарактеризуйте собственные источники питания предприятия.

11.Каковапримернаяструктурасистемыэлектроснабженияпромпредприятий?

12.Требованиям каких правил должны удовлетворять системы электроснабжения и их элементы?

13.Поясните термины «турбогенератор» и «гидрогенератор».

14.Назовите области применения сухих трансформаторов, перечислите их достоинства и недостатки.

15.Перечислите основные системы охлаждения трансформаторов.

16.Назовите схемы соединения обмоток трансформаторов.

17.Чем РПН отличается от ПБВ?

18.Перечислите коммутационные аппараты. Укажите их назначение.

19.Как гасится дуга в коммутационных аппаратах выше 1000 В?

20.Что представляют собой плавкие предохранители?

21.Что такое реклоузер?

22.С помощью каких аппаратов создается видимый разрыв цепи?

23.Что представляет собой электромагнитный расцепитель автоматического выключателя?

24.Каков принцип действия УЗО?

25.Для чего служат трансформаторы тока и напряжения?

26.Как конструктивно выполнены линии электрических сетей?

27.Назовите современные виды проводов до 10 кВ и кабелей до 500 кВ.

28.Что такое токопроводы и шинопроводы?

29.Назовите виды камер, используемых в распредустройствах 6 и 10 кВ.

30.Что такое КТП, где они применяются?

48

Раздел 3. Электрические схемы и режимы работы сетей и подстанций

3.1. Категории электроприемников и обеспечение надежности электроснабжения

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

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

Электроприемники третьей категории – все остальные электроприемники, не подпадающие под определения первой и второй категорий.

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

Независимый источник питания – это источник питания, на котором сохраняется напряжение в послеаварийном режиме в регламентированных пределах при исчезновении его на другом или других источниках питания.

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

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

3.2. Схемы электрических соединений подстанций

Приведенная на рис. 3.1 схема подстанции 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

49

нормальном режиме работы обе системы шин I и II являются рабочими, шиносоединительный выключатель Q2 включен, обходной выключатель Q1 выключен. 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.

Рис. 3.1. Схема районной подстанции

Схема, изображенная на рис. 3.1, применяется при напряжениях 110-220 кВ, числе присоединений от 5 до 15 (на рисунке их пять) и мощности трансформаторов до 100 МВ·А.

Главные понизительные подстанции (ГПП) предприятий в большинстве случаев имеют первичное напряжение 35-220 кВ и вторичное 6-10 кВ. 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.

3.3. Схемы электрических сетей промышленных предприятий

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. 3.2,а); под магистральной – такую, нагрузки которой рассредоточены вдоль ее длины (рис. 3.2,б),

Радиальные схемы следует применять при нагрузках, расположенных в различных направлениях от источника питания. К преимуществам радиальных схем относятся простота выполнения и надежность эксплуатации электриче-

50

ской сети, возможность применения быстродействующей защиты и автоматики; к недостаткам – большое количество используемой высоковольтной аппаратуры.

а)

б)

Рис. 3.2. Радиальные (а) и магистральная (б) линии выше 1000 В

Магистральные схемы следует применять при нагрузках, расположенных в одном направлении от источника питания. Эти схемы электроснабжения дают возможность снизить затраты за счет уменьшения количества используемых аппаратов. На схемах рис. 3.2,б показано питание цеховых ТП с помощью одиночных магистралей. Применяются и двойные магистрали с односторонним и двухсторонним питанием.

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

3.4. Режимы нейтралей электрических сетей

Известны четыре режима работы электрических сетей:

-с глухим заземлением нейтрали;

-с эффективным заземлением нейтрали;

-с изолированной нейтралью;

-с компенсированной нейтралью.

Сглухим заземлением нейтрали в России работают сети 220 кВ и выше. Сети 110 кВ могут работать с глухозаземленной и эффективно заземленной нейтралью. Под эффективно заземленной нейтралью понимается режим разземления части нейтралей обмоток 110 кВ трансформаторов подстанций, связанных одной сетью.

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. Правила устройства электроустановок допускают следующие предельные значения токов однофазных замыканий в сетях:

51

6 кВ – 30 А;

10 кВ – 20 А;

35 кВ – 10А.

Втех случаях, когда значения Iз превышают установленные границы, применяются компенсация нейтрали, осуществляемая путем включения в нейтраль катушки индуктивности. Это объясняется тем, что токи однофазных замыканий на землю имеют 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;

-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 заземлителю, 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 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 которой 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 в один PEN проводник, а в части сети работают раздельно.

Описанные системы заземления приведены на рис. 3.3.

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,

52

отличающиеся большей эффективностью таких защитных мероприятий, как защитное заземление и защитное отключение по току утечки.

Рис. 3.3. 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

3.5. Режимы работы электрических сетей

Возможны следующие режимы работы электрических сетей и их элементов: нормальный, аварийный, послеаварийный и ремонтный. Каждый из этих режимов характеризуется значениями параметров режима: тока или мощности

инапряжения.

Внормальном режиме значения параметров не превышают номинальных значений или не выходят за допустимые пределы, указанные в нормативных документах.

Аварийные режимы – это режимы короткого замыкания, обрыва проводов

икабелей, отказов сетевого оборудования.

Послеаварийный режим возникает после ликвидации аварий, когда поврежденное оборудование выводится из работы (локализация отказа) и электроснабжение осуществляется с помощью резервных элементов.

Ремонтный режим – это режим, возникающий при плановом выводе в ремонт одного или нескольких элементов.

53

Установившийся режим характеризуется неизменностью или медленными изменениями параметров режима. Все режимы, кроме аварийного, являются установившимися.

Переходные режимы – это режимы перехода из одного установившегося режима в другой, характеризующиеся быстрыми и значительными изменениями параметров. К переходным режимам относятся, например, режим короткого замыкания, когда сопротивление электрической цепи резко снижается.

Каждый режим работы сети характеризуется своей нагрузкой, под которой подразумевают мощность, потребляемую электроустановкой в установленный момент времени. При переменном токе различают полную, активную и реактивную нагрузки. Для выбора элементов системы электроснабжения и определения необходимой мощности источников питания используют максимальное или некоторое среднее за определенный промежуток времени значение нагрузки, называемое расчетной нагрузкой.

В сетях переменного тока следует различать падение и потерю напряжения. Падение напряжения – это векторная разность, а потеря напряжения – арифметическая разность напряжений на концах рассматриваемого участка сети. С помощью вольтметров определяется потеря напряжения.

Для участка сети напряжением U1 с сопротивлением Z=r+jx, по которому передается мощность S=P=jQ, потеря напряжения ∆U составит

= P r +Qx

U U1 .

Напряжение в конце рассматриваемого участка будет

U2	=U1 − U =U1 −	P r +Qx	.
		U1

Значение U2 может быть равно, больше или меньше Uном – в зависимости от значений U1 и ∆U. Для оценки отличия значений напряжения U от номинального Uном введено понятие отклонения напряжения δU:

δU = U −U ном 100 , %.

U ном

Допустимые значения δU на зажимах электроприемников нормируются ГОСТ 13109-97.

Передача энергии от источника к потребителям по электрическим сетям сопровождается потерями активной мощности и энергии, которые расходуются

54

на нагрев проводников. Потери активной мощности на нагрев проводников трехфазной сети определяются по формуле

P =3I 2 r = S 2 r , U 2

где I – ток в проводнике сопротивлением r; S – полная мощность, передаваемая по сети; U – напряжение сети.

В трансформаторах, помимо потерь на нагрев обмоток, возникают также потери в магнитопроводе от вихревых токов и перемагничивания.

Контрольные вопросы к разделу 3

1.На какие категории разделяются электроприемники по последствиям перерывов электроснабжения?

2.Какиеэлектроприемникиотносятсякпервой, второйитретьейкатегориям?

3.Что такое «независимый источник питания»?

4.При каком условии электроприемники третьей категории могут питаться от одного источника?

5.Каковы допустимые продолжительности перерыва питания электроприемников первой категории? – второй категории?

6.В каком случае ГПП выполняются без сборных шин?

7.Когда вместо одной ГПП на предприятии сооружается несколько ПГВ?

8.Приведите схему двухтрансформаторной ТП.

9.Когда в электрических сетях применяются радиальные схемы?

10.Когда в электрических сетях применяются магистральные схемы?

11.Перечислите режимы нейтралей электрических сетей.

12.В каких случаях применяется компенсация нейтрали?

13.Каков режим нейтрали в сетях 380/220 В?

14.Какие системы заземления применяются в сетях напряжением до 1 кВ?

15.Какими параметрами характеризуется режим работы сети?

16.Чем определяется величина тока короткого замыкания?

17.Как определяется потеря напряжения в сети?

18.Приведите формулу для вычисления отклонения напряжения.

19.Каким нормативным документом регламентируется качество электрической энергии?

20.От чего зависят потери мощности в сетях?

55

Раздел4. Выбор токоведущих устройств и электрических аппаратов

4.1. Общие принципы выбора

При выборе токоведущих частей и электрических аппаратов в общем случае следует учитывать все возможные режимы работы электроустановок.

Выбор оборудования в подавляющем большинстве случаев производится исходя из допустимого нагрева.

Наиболее тяжелым режимом работы электроустановок является аварийный, и прежде всего режим короткого замыкания (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 которым понимается наибольшее мгновенное значение тока КЗ. 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, называемого также тепловым импульсом

tоткл

Bк = ∫it2dt ,

0

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

В наиболее частом случае

Bк = I∞2 tп ,

где I ∞ – установившееся значение тока КЗ, А;

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

Термически стойкое к токам КЗ сечение, мм2, определяют по формуле

56

qт = CBк ,

где C – температурный коэффициент, учитывающий ограничение допустимой температуры нагрева жил кабеля, А·с0,5/мм2 и зависящий от материала жил и вида изоляции кабеля или провода. Значения С приводятся в справочниках.

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.

4.2.Выбор сечения проводов, кабелей и шин

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 «Правилах устройства электроустановок». Экономическое сечение вычисляется по формуле

	qэ	=	Iнагр	,
			jэ

в которой Iнагр – рабочий ток нормального режима.

Полученное расчетное значение округляется до ближайшего стандартного. По нагреву длительным рабочим током нормального режима проверяются все проводники. Для цеховых сетей до 1 кВ выбор сечения по нагреву длительным рабочим током нормального режима является основным, так как по эконо-

мической плотности тока они не выбираются.

По термической стойкости действию тока короткого замыкания проверяются только кабели и изолированные провода.

По динамической стойкости действию тока короткого замыкания (электродинамической стойкости) проверяются только шинные конструкции распределительных устройств, токопроводов выше 1 кВ и шинопроводов до 1 кВ.

Выбор сечения проводников по допустимой потере напряжения является основным для сетей электрического освещения, так как источники света (электрические лампы) весьма чувствительны к понижению напряжения

57

По механической прочности проверяются только провода воздушных линий. Правила устройства электроустановок разделяют страну на несколько районов по природно-климатическим условиям. Для этих районов в ПУЭ установлены значения минимально допустимых сечений.

На воздушных линиях возникает так называемый коронный разряд, вызывающий дополнительные потери активной мощности. В связи с этим ПУЭ требуют производить проверку сечений проводов воздушных линий напряжением 35 кВ и выше по условию коронообразования и устанавливают минимально допустимые сечения для различных напряжений.

4.3. Выбор аппаратов распределительных устройств

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

ки: U уст ≤U ном .

Общие принципы выбора аппаратов по нагреву длительным рабочим током и током аварийного режима (током КЗ) изложены в п. 4.1.

Выбор аппаратов по механической прочности сводится к проверке их на электродинамическую стойкость действию тока КЗ.

Трансформаторы напряжения выбираются по условию S2 ном ≥ S2, где S2 ном - номинальная мощность трансформаторов напряжения в принятом классе точности; S2 – нагрузка вторичной обмотки ТН, т. е. полная мощность всех приборов, включенных во вторичную цепь.

Высоковольтные выключатели, низковольтные автоматические выключатели и предохранители всех напряжений проверяются на отключающую способность, под которой понимается его способность разрывать цепь короткого замыкания. Отключающая способность аппарата характеризуется выполнением условия

Iпτ ≤ Iоткл.ном ,

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

Условия выбора плавких вставок предохранителей по току зависят от защищаемого объекта. Плавкие вставки предохранителей, защищающие трансформаторы, должны выбираться с учетом бросков намагничивающих токов трансформаторов.

58

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

Iв.ном ≥ Iраб ,

где Iв. ном – номинальный ток плавкой вставки;

Iраб – длительный рабочий ток трансформатора, определяемый с учетом его допустимых перегрузок.

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

Iв.ном ≥ 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:

	Iв.ном ≥ Iраб ;	Iв.ном =	Iпик	,
			α

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.

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.

59

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: а) номинальный ток автомата Iа ном не должен быть меньше рабочего:

Iа.ном ≥ Iраб ;

б) 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;

в) уставка теплового расценителя с нерегулируемой обратнозависимой от тока характеристикой Iу.т выбирается по условию

I у.т ≥ I раб ;

г) уставка теплового расценителя 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.

60

Контрольные вопросы к разделу 4

1.Какие аппараты выбираются по напряжению?

2.Какие аппараты проверяются на термическую стойкость к току короткого замыкания?

3.Какие аппараты выше 1000 В выбираются по отключающей способности?

4.Каков физический смысл интеграла Джоуля?

5.По каким условиям в общем случае выбирается сечение проводников в

сетях?

6.Что такое экономическая плотность тока?

7.По каким условиям в общем случае выбираются электрические аппараты распределительных устройств?

61