При определении объема резервирования и пропускной способности системы электроснабжения не следует учитывать возможность совпадения планового ремонта элементов электрооборудования и аварии в системе электроснабжения, за исключением случаев питания электроприемников особой группы. Следует, как правило, применять схемы электроснабжения с глубокими вводами, когда источники напряжения максимально приближены к потребителям электроэнергии. При построении схем электроснабжения может предусматриваться параллельная работа линий, трансформаторов и секций шин подстанций.
Выбор схем (магистральные или радиальные) и конструктивного выполнения (воздушные или кабельные) линии ПО кВ и выше для 5УР определяется технико-экономическими сравнениями с учетом особенностей данного предприятия, электрической нагрузки, взаимного расположения районных подстанций и ГПП, ожидаемой перспективы развития существующей схемы электроснабжения, степени загрязненности атмосферы, возможности прокладки коммуникаций к ГПП. Связи заводских сетей напряжением ПО кВ и выше с энергосистемой должны осуществляться таким образом, чтобы при выходе из строя одной из питающих линий РП ПО кВ или ГПП 220/110 кВ оставшиеся в работе линии 110 кВ и выше покрывали всю нагрузку предприятия. При выходе же из строя одного из источников питания (ТЭЦ или УРП) оставшиеся в работе источники питания должны обеспечить покрытие питания основных потребителей, включая потребителей I категории.
Выбор пропускной способности линий, питающих предприятие, ГПП, РП должен производиться с таким расчетом, чтобы в аварийных и ремонтных режимах исключалось ограничение нагрузки как основных, так и вспомогательных цехов и объектов. При этом в аварийных режимах должны полностью использоваться резервные связи на всех напряжениях, а также допустимая перегрузка оборудования и сетей.
Большинство ГПП выполнено двухтрансформаторными и по упрощенным схемам: с глухим присоединением к трансформатору без коммутационной аппаратуры, с ремонтными разъединителями или отделителями на вводах, с отделителями и короткозамыкателями. Распределительные устройства РУ 10(6) кВ по возможности совмещаются с РУ цеховых подстанций. На стороне 10(6) кВ ГПП применяется одинарная секционированная по числу обмоток, трансформаторов (ветвей сдвоенных реакторов) система сборных шин. С учетом систематически случающихся аварийных отключений по стороне ПО и 220 кВ (два-пять за год) осуществляется возврат к установке выключателей на стороне высокого напряжения: присоединение трансформаторов ГПП к магистральным линиям 110–220 кВ путем глухих отпаек с помощью отделителей и короткозамыкателей вызывает возражение и неприменимо для питания ответственных потребителей.
Получили широкое распространение различные комплектные устройства:
1) комплектное распределительное устройство (КРУ) в сетях 10(6) кВ со шкафами на номинальные токи 630-3200 А и номинальные токи отключения 20 кА (КРУ 2-10, KXII), 31,5 кА (КР 10/500) и в отдельных случаях КРУ со шкафами на номинальные токи до 5000 А и токи отключения 58 кА (КР 10-Д9). В КРУ устанавливаются маломасляные выключатели (в основном типов ВМП и ВМГ с отключаемой мощностью 850 MB·А при 10 кВ), а при необходимости частых коммутаций - выключатели с электромагнитным гашением дуги;
2) комплектные трансформаторные подстанции 10 (6)/0,4 кВ с трансформаторами мощностью 250-2500 кВ·А. Исполнение трансформаторов в КТП: сухие, масляные, заполненные негорючей жидкостью;
3) комплектные конденсаторные установки (ККУ) для компенсации реактивной мощности в сетях с неискаженной синусоидальной формой кривой напряжения без резкопеременного графика реактивной нагрузки;
4) комплектные полупроводниковые выпрямительные подстанциии установки (КПП, КВПП, КПУ) для питания сетевых нагрузок на напряжение 230 и 460 В и питания специальных электроприемников;
5) комплектные симметричные экранированные токопроводы 10 кВ
на номинальные токи до 3200 А (серии КСТП и ТКС-10).
Вопросы для самопроверки
1. Классификация промышленных предприятий по потребляемой мощности.
2. Чем определяется надежность электроснабжения?
3. В чем специфика отдельных категорий электроприемников?
4. Каковы допустимые перерывы в электроснабжении для потребителей различной категории по надежности?
5. Особенности электроснабжения приемников I категории.
6. Для чего необходимо резервирование электроустановок в системе электроснабжения?
7. Назначение коммутационной аппаратуры в системе электроснабжения. Перечислите виды коммутационных аппаратов.
ЛЕКЦИЯ 4
ВИДЫ НАГРУЗОК. ПАРАМЕТРЫ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ И РАСЧЕТНЫЕ КОЭФФИЦИЕНТЫ
Расчетная величина электрических нагрузок Р определяет технические решения, диктуя затраты на изготовление электротехнических изделий, на создание и развитие энергосистем, на построение и функционирование объектов электрики. Ожидаемые Рр определяют электроснабжение всех уровней. Опыт показал, что Рр систематически завышаются и что проблемы расчета Рр не могут быть решены в рамках существующих теорий. Уже в 60-е годы обнаружилось, что применение указаний, основанных на методе упорядоченных диаграмм, не обеспечило допустимую погрешность расчетов ± 10%. Внедрение в черной металлургии (1976 г.) системной оценки количественно определило масштабы явления: ошибки Рр составляют 50-200%, фактическая загрузка силовых трансформаторов – 25–40%, распределительных сетей – 20–30%, коэффициент спроса находится на уровне 0,2–0,25%. Такое положение характерно и для других отраслей.
Понятие Рр многозначно и применяется, во-первых, как связанное с физическим процессом протекания электрического тока, во-вторых, для нормирования, оплаты и других целей, связанных с управлением электропотреблением.
Исторически, со времен Вольта и Ома, греющее действие электрического тока поставило вопрос о выборе сечения проводников. И сейчас выбор элементов электрической сети из условий нагрева является одним из основных этапов проектирования. Максимальная температура перегрева проводника с постоянной времени нагрева Т в общем случае определяется уравнением теплового баланса, решаемым до конечного результата только для неизменного во времени t графика нагрузки, т. е. для электроприемников, имеющих постоянную во времени нагрузку.
Для большинства приемников нагрузка во времени изменяется. На линиях 6УР, секциях РУ 5УР и 4УР, линиях и трансформаторах, связывающих 5УР, 4УР, ЗУР, нагрузка меняется непрерывно. Закон изменения нагрузки, например на протяжении года, достаточно сложен. Подключение, соединение электроприемников в группу на распределительном щите или на подстанции порождает случайный характер нагрузки, где уравнение теплового баланса, неразрешимо из-за математических трудностей.
Поэтому выбор сечения проводника по нагреву производят не по максимальной температуре перегрева, а по расчетной токовой нагрузке IP, которая определяется на основании принципа максимума средней нагрузки, предложенного и теоретически обоснованного :
где q - длительность интервала осреднения, принимаемая для графиков нагрузки, практически неизменных во времени, равной q =ЗГН (во всех остальных случаях q < ЗГН) . Для распространенных сечений F постоянная времени нагрева Гн равна:
F, мм2…... 6 10 16 25 35 50 70 96 120 150
Тн, мин…..4,2 4,2 5,6 7,2 9 12 15 18,4 21,4 24,2
Для оценки нагрева проводников правильнее использовать закон Джоуля-Ленца и вести расчет по максимуму среднеквадратичного (эффективного) тока для каждого изменения за время dt. Расчетный ток IP, равный максимуму среднего тока, есть приближение, обеспечивающее инженерную точность при построении схемы электроснабжения.
В простейшем случае, когда нагрузка постоянна, принимают I = = const = IP. При переменной нагрузке, когда график чаще всего случайный, использование выражения приводит к эквивалентному по эффектам нагрева расчетному току IP который вызывает в проводнике или такой же максимальный нагрев над окружающей температурой, или тот же тепловой износ изоляции, что и заданная переменная нагрузка I(t). Ток IP обычно определяют по расчетной активной нагрузке
где Uном - номинальное напряжение;cosjp - расчетный коэффициент мощности.
В качестве расчетной нагрузки применяют среднюю нагрузку по активной мощности
За интервал реализации продолжительностью Т, который связывают с постоянной времени нагрева Гн. условно принимают Тн =10 мин, тогда q = 30 мин независимо от сечения проводника, что и приводит к понятию получасового максимума Ртах. Использование для понятия расчетного максимума Рр значения получасового максимума Рmax ведет к завышению сечений проводников, мощностей трансформаторов и др.
В зависимости от конструкции, условий прокладки для каждого проводника указывается неизменный во времени нормируемый (номинальный) ток Iном, длительно допустимый по его перегреву. Например, по ПУЭ допустимый ток для трехжильных кабелей напряжением 10 кВ сечением токопроводящей жилы 185 мм2 с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной изоляцией в свинцовой или алюминиевой оболочке, прокладываемых в земле, составляет 310 А. Ток принят из расчета прокладки в траншее на глубине 0,7–1 м не более одного кабеля при температуре земли +15 °С, с удельным сопротивлением земли 120 см • К/Вт и с допустимой температурой жилы кабеля +60 °С. При прокладке нескольких кабелей рядом в зависимости от расстояния между ними и от их количества вводится понижающий коэффициент до 0,75. По току I выбирают ближайшее сечение, номинальный ток которого с учетом всех расчетных коэффициентов больше (Iном³Ip).
Таким образом, при проверке на нагрев проводников любого назначения принимается получасовой максимум тока 1тах, наибольший из средних получасовых токов данного элемента. Выбор сечений проводников в отношении предельно допустимого нагрева производится с учетом не только нормальных, но и послеаварийных режимов, а также режимов в период ремонта и возможных неравномерностей распределения токов между линиями, секциями шин и т. д.
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 |
