Магистральные схемы электроснабжения:

а — одиночная; б — сквозная с двусторонним питанием; в — кольцевая; г —

двойная; ТТЛ—ТП6 — трансформаторные подстанции

 

Напряжение 110 кВ наиболее широко применяют для электро­снабжения предприятий от энергосистемы. Рост мощностей про­мышленных предприятий, снижение минимальной мощности трансформаторов на 110/6... 10 кВ до 2500 кВ * А способствуют ис­пользованию напряжения 110 кВ для питания предприятий не толь­ко средней, но и небольшой мощности.

Напряжение 220 кВ применяют для электроснабжения от энер­госистемы крупных предприятий, создания глубоких вводов с ра­зукрупнением подстанций. В некоторых случаях применению на­пряжения 220 кВ в СЭС способствует близкое расстояние от пред­приятия до трассы линий напряжением 220 кВ энергосистемы.

Распределительная сеть напряжением 6 (10) кВ (реже 35 кВ) — это внутренняя сеть предприятия, служащая для передачи элект­роэнергии с шин ГППи ПГВ в распределительные и транс­форматорные пункты по воздушным, кабельным линиям и токопроводам. В зависимости от категории нагрузок и от их рас­положения распределительная сеть от одного или двух независи­мых источников строится по радиальной, магистральной или сме­шанной схеме.

Магистральные схемы могут быть одиночными, сквозными с двусторонним питанием, кольцевыми и двойными.

Одиночную схему (рис. 8.5, а) применяют для потребителей треть­ей категории. При этой схеме требуется меньшее число линий и выключателей. К одной магистрали подключают два-три транс­форматора ТП мощностью 1000... 1600 кВ-А или четыре-пять транс­форматоров мощностью 250...630 кВ А (ограничение вносит чув­ствительность релейной защиты). Недостаток схемы — отсутствие резервного канала электроснабжения на случай повреждения ли­нии. Поэтому для кабельных линий такую схему не применяют, так как время отыскания мест повреждений и ремонта кабелей может превышать 24 ч.

Более надежна сквозная схема с двусторонним питанием (рис. 8.5, б). Магистраль присоединяют к разным источникам питания. В нор­мальных условиях она разомкнута на одной из подстанций. Схема применяется для питания потребителей второй категории.

Кольцевая схема (рис. 8.5, в) создается путем соединения двух одиночных магистралей перемычкой на напряжение 6 (10) кВ. Схема применяется для питания по воздушным линиям потреби­телей второй категории. В нормальном режиме кольцо разомкнуто и питание подстанций осуществляется по одиночным магистра­лям. Но при выходе любого участка сети питание ТП прерывается лишь на время операций по отключению в ремонт поврежденного участка и включению разъединителя перемычки.

Двойная схема (рис. 8.5, г) достаточно надежна, так как при любом повреждении на линии или в трансформаторе все потре­бители (в том числе первой категории) могут получать электро-

Рис. 8.6. Радиальные схемы электроснабжения для питания потребителей третьей (а), второй (б) и первой (в) категорий надежности электро­снабжения

энергию по второй магистрали. Ввод резервного питания происходит автоматически с помощью устройств АВР. Данная схема | дороже, чем рассмотренные выше, так как расходы на сооруже­ние линий удваиваются.

Радиальные схемы (рис. 8.6) применяют для питания со­средоточенных нагрузок и мощных электродвигателей. Для по­требителей первой и второй категорий предусматривают двухцепные радиальные схемы, а для потребителей третьей категории — одноцепные схемы. Радиальные схемы надежнее и легче автома­тизируются, чем магистральные.

Схема, показанная на рис. 8.6, а, предназначена для потреби­телей третьей категории. При подключении устройства автомати­ческого повторного включения (АПВ) воздушной линии эту схе­му можно применять для потребителей второй категории, а при наличии аварийных источников питания — и для потребителей первой категории.

Схему, показанную на рис. 8.6, б, используют для потребите­лей второй категории. В некоторых случаях ее можно применять и для потребителей первой категории. При исчезновении напряжения на одной из секций шин часть потребителей, присоединенных к другой секции, остается в работе.

Схему, приведенную на рис. 8.6, в, применяют для потребите­лей первой категории. Питание потребителей при исчезновении напряжения на одной из секций шин восстанавливается автома­тическим включением секционного выключателя.

Смешанные схемы сочетают элементы магистральных и ради­альных схем (рис. 8.7). Основное питание каждого из потребителей

осуществляется по радиальным линиям, а резервное — по од­ной сквозной магистрали, пока­занной на рис. 8.7 штриховой линией.

На всех приведенных схемах секционные аппараты в нор­мальном режиме находятся в отключенном состоянии. В основ­ном в распределительных сетях

Рис. 8.7. Смешанная схема электро­снабжения

 применяют разомкнутые схемы, отвечающие требованиям огра­ничения токов короткого замыкания и независимого режима ра­боты секций.

Замкнутые сети применяют редко, так как в них значительно (до двух раз) повышаются токи короткого замыкания, требуются выключатели на обоих концах линий, усложняются релейные за­щиты. Однако замкнутые сети имеют ряд преимуществ: большую надежность питания приемников, которые всегда подключены к двум (или более) источникам питания; меньшие потери энергии благодаря более равномерной загрузки сети; меньшее падение на­пряжения. Эти достоинства особенно существенны при электро­снабжении крупных установок. В таких установках пуск мощного электродвигателя может вызвать при разомкнутой схеме большие отклонения напряжения, делающие пуск и самозапуск двигателя под нагрузкой невозможными, поскольку пусковой момент ста­новится ниже момента сопротивления на валу двигателя.

Включение трансформаторов и линий на параллельную работу резко (почти вдвое) уменьшает эквивалентное сопротивление сети питания и обеспечивает успешный пуск двигателя. В некоторых случаях такое включение используется только на время пуска ос­новных двигателей (например, на крупных насосных, компрес­сорных станциях, где применяются двигатели соизмеримой с трансформаторами мощности).

Электроснабжение металлургических заводов, имеющих пол­ный цикл производства (доменный, сталеплавильный и прокат­ный цехи), осуществляют, как правило, от ближайшей энерго­системы через подстанцию энергосистемы при напряжении 110 или 220 кВ и от местной заводской ТЭЦ (рис. 8.8). Местная завод­ская ТЭЦ обычно имеет связь с энергосистемой напряжением 110кВ(220кВ).

Ударные нагрузки прокатных цехов должны восприниматься энергосистемой. Это необходимо учитывать при разработке про­екта электроснабжения металлургического завода. Энергосистема должна быть мощной, чтобы обеспечить минимальный допусти­мый уровень колебаний напряжения в питающей сети 110 кВ (220 кВ).

Для ограничения вредного влияния ударных циклических на­грузок на качество электроэнергии в системе электроснабжения рекомендуются следующие мероприятия.

1. Ограничение реактивной мощности, потребляемой вен­тильными преобразователями при их работе с глубоким регули­рованием.

2. Разработка и внедрение электроприводов с пониженным по­треблением реактивной мощности.

3. Приближение источников питания к электроприемникам с ударной нагрузкой; питание дуговых электропечей при повышенном напряжении; питание крупных электродвигателей непосред­ственно от ГПП или ПГВ, минуя соответствующую цеховую под­станцию, и т.п.

Рис. 8.8. Структурная схема электроснабжения блюминга привод)

.4. Уменьшение реактивного сопротивления линий, питающих крупные электроприемники, за счет применения кабелей и токопроводов с пониженной реак­тивностью, уменьшения реак­тивности реакторов и т. п.; при­менение выключателей с повы­шенным предельным отключае­мым током.

5. Присоединение ударных и спокойных нагрузок к разным ветвям сдвоенного реактора (рис. 8.9), параметры которого должны быть выбраны исходя из

Рис. 8.9. Схемы питания ДСП с ис­пользованием сдвоенного реактора

 условий стабилизации напряже­ния на ветви реактора, питаю­щей электроприемники со спо­койным режимом работы.

6. Применение на ГПП и ПГВ трансформаторов, имеющих расщепленные обмотки вторичного напряжения с коэффициентом расщепления К_р > 3,5, при выделении на одну из обмоток питания резкопеременных ударных нагрузок.

7. Питание групп электроприемников с ударными нагрузками (при значительной их мощности) через отдельные трансфор­маторы.

8. Применение синхронных компенсаторов с быстродейству­ющим (тиристорным) возбуждением, а также синхронных элект­родвигателей, имеющих свободную реактивную мощность для ог­раничения влияния ударных и вентильных нагрузок.

Для синхронных электродвигателей, получающих питание от общих шин с ударными нагрузками, следует применять автома­тические быстродействующие регуляторы возбуждения.

Из перечисленных схем наиболее широкое применение, осо­бенно для предприятий средней мощности, находят схемы с рас­щепленными обмотками трансформаторов ГПП и сдвоенными реакторами (см. рис. 8.9).

В сдвоенном реакторе падение напряжения в каждой секции обмотки

где I_обм — ток в секциях обмотки реактора; Х _l — индуктивное сопротивление обмотки реактора; К _M — коэффициент взаимоин­дукции между секциями обмотки сдвоенного реактора, К_м ~ 0,5. Колебания напряжения на секциях со спокойной нагрузкой под влиянием резкопеременной нагрузки на других секциях бу­дут меньше, чем при подключении всех нагрузок к одной сек­ции шин.

ТЕХНИКО - ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Варианты схем электроснабжения, подлежащие технико-эко­номическому сравнению, должны быть приведены к сопостави­мому виду, т. е. схема каждого варианта должна обеспечивать пе­редачу и распределение всей необходимой мощности при соблю­дении требований ПУЭ, а также требований к качеству электро­энергии у электроприемников.

До накопления необходимых статистических данных по ава­рийности электрооборудования и сетей промышленных предпри­ятий и практического освоения количественной (стоимостной) оценки надежности электроснабжения следует стремиться к тому, чтобы экономически сравниваемые варианты обладали одинако­вой степенью надежности. Во многих случаях этого не удается достичь полностью. Поэтому помимо экономического сравнения рассматриваемых вариантов необходимо проводить тщательный качественный анализ надежности и других технических показателей каждого из сравниваемых вариантов на основе опыта проектирования и эксплуатации.

Критерием экономичности данного варианта схемы электро­снабжения служат приведенные затраты

где Е_н — нормативный коэффициент эффективности капиталь­ных вложений; К — единовременные капитальные вложения; С — ежегодные текущие затраты при нормальной эксплуатации.

Капитальные вложения К определяют по справочным данным для всех элементов электроснабжения, входящих в изменяющуюся часть сравниваемых вариантов, с учетом стоимости монтажа и I строительных работ.

Капитальные вложения включают в себя стоимость выключателей, разъединителей (или ячеек с ними), короткозамыкателей, I воздушных и кабельных линий, трансформаторов и т.д.

Площадь сечения проводов линии предварительно находят по экономической плотности тока (см формулу (5.37)). При этом расчетный ток линии /_р определяют по мощности трансформато­ра. Провода, выбранные по экономической площади сечения Е_ж, проверяют на нагрев при расчетном токе, на допустимую потерю напряжения и возможность появления короны.

Трансформаторы выбирают по расчетной мощности.

Ежегодные текущие затраты С складываются из стоимости потерь С_п и амортизационных отчислений С_а:

Стоимость потерь электроэнергии С_n при оплате по двухставочному тарифу можно определить по формуле

где С_о.п — основная плата за 1 кВт максимальной мощности, руб.; АР_М — максимальные потери активной мощности, кВт; С_д.п — дополнительная плата за 1 кВт-ч, руб.; АЭ_Т — расчетные годовые потери электроэнергии, кВт-ч.

Амортизационные отчисления

где Р_о, Р_т, Р_л — амортизационные отчисления, %, соответствен­но на оборудование, трансформаторы, линии; К_о, К_т, К_л — стои­мости соответственно оборудования, трансформаторов, линии, руб.

Для воздушных линий на железобетонных опорах амортизаци­онные отчисления принимают равными 3,5 %, на деревянных опо­рах — 6; для кабельных линий 4,5; подстанций и распределитель­ных пунктов 9; конденсаторных установок 10 %.

Двухставочный тариф состоит из годовой платы за 1 кВт заяв­ленной (абонированной) потребителем максимальной мощности, используемой при максимуме нагрузки энергосистемы и платы за I кВт • ч, отпущенной потребителю активной электрической элек­троэнергии.

Под заявленной мощностью подразумевается абонированная потребителем наибольшая получасовая электрическая мощность, реализуемая в период максимальной нагрузки энергосистемы.

Часы максимума нагрузки энергосистемы устанавливаются энергоснабжающей организацией по кварталам в соответствии с ре­жимом нагрузки энергосистемы и фиксируются в договоре на пользование электроэнергией.

Отпускаемая потребителю активная электроэнергия учитыва­ется счетчиком, устанавливаемым на стороне первичного напря­жения головного абонентского трансформатора. Если же счетчик находится на стороне вторичного напряжения, т.е. после голов­ного абонентского трансформатора, то указанная в прейскуранте плата за 1 кВт-ч отпущенной потребителю электроэнергии умно­жается на коэффициент 1,025.

По двухставочным тарифам осуществляется расчет с предпри­ятиями с присоединенной мощностью 750 кВА и выше.

Расчеты за электроэнергию, расходуемую на освещение и про­чие нужды зданий и помещений, не связанных с производством (жилые поселки, клубы, дома культуры, больницы, детские сады и т.п.) осуществляются по одноставочным тарифам, установлен­ным прейскурантом для потребителей соответствующих групп.

Если отдельный цех или отдельные объекты расположены обо­собленно от предприятия и не имеют с ним общей распредели­тельной сети, расчеты осуществляются по тарифам, установлен­ным для потребителей соответствующей группы, независимо от тарифа, применяемого в расчетах с основным предприятием.

Если сравниваемые варианты различаются по надежности, то выражение (8.6) принимает вид

Убыток (ущерб) У_п от перерывов в электроснабжении потре­бителей определяют по формуле

где Р_ср — среднегодовая нагрузка, МВт; Т_ср — среднегодовое вре­мя перерыва, ч; у — средний ущерб от недоотпуска 1 МВт-ч элек­троэнергии.

Если сравниваемые варианты отличаются, кроме всего проче­го, значением естественного (без компенсации) коэффициента мощности на шинах источника питания, то в формулу приведен­ных затрат добавляется еще одно слагаемое:

где З_к — приведенные затраты на компенсацию реактивной мощ­ности.

Для подсчета указанных затрат (в тыс. руб./год) пользуются выражением

где З_ук — удельные затраты на компенсацию 1 квар реактивной мощности, руб/квар * год); (2_бк — суммарная реактивная мощ­ность батарей конденсаторов, необходимая для доведения соsф до нормативного значения, Мвар.

Из сравниваемых вариантов схем электроснабжения экономи­чески наиболее целесообразен тот, при котором приведенные зат­раты будут наименьшими. Если приведенные затраты сравнивае­мых вариантов равны или отличаются незначительно (не более чем на 10 %), то решающее значение для выбора варианта имеют следующие технические (качественные) показатели:

надежность элементов системы электроснабжения;

приспособленность к восприятию растущих нагрузок без суще­ственной реконструкции действующей части СЭС;

лучшие условия для монтажа и эксплуатации;

степень зависимости основных линий и узлов СЭС от измене­ния технологии и очередности строительства;

номинальное напряжение сети (предпочтение отдается вари­анту с более высоким напряжением);

качество напряжения (в пределах, допускаемых ГОСТ 13109 — 97);

количество оборудования и сложность схемы.

Экономичность одного варианта по отношению к другому ха­рактеризуется степенью экономичности

где АЗ и АК— разности годовых эксплуатационных затрат и капи­тальных вложений, тыс. руб.

В систему внешнего электроснабжения входят линии с ячей­ками в их начале или отпайки от линии. Число линий определяет­ся в зависимости от категории надежности электроснабжения по­требителей (см. табл. 2.1) и передаваемой мощности. Широко рас­пространены схемы с короткозамыкателями и отделителями на высшем напряжении. Установка перемычки на высшем напряже­нии определяется необходимостью питания двух трансформато­ров от одной линии.

194

Для выбора схемы намечают два-три варианта и для каждого находят технико-экономические показатели. Учитывая, что опре­деляющим показателем служит в основном напряжение питания, сравнивают, насколько оно при том или ином варианте отличает­ся от рационального. Для подсчета рационального напряжения питания пользуются эмпирической формулой

где Р_м — максимальная передаваемая по линии мощность, МВт; l — расстояние от точки подключения линии до подстанции объек­та, км.

Пример 8.1. Выбрать число и мощность трансформаторов для ГПП напряжением 110/10 кВ, если максимальная нагрузка 5_М = = 10 000 кВ А, среднесуточная нагрузка 5_ср = 8700 кВА, продол­жительность максимума нагрузки t=2ч, потребители первой и второй категории составляют 80%, стоимость 1 кВт-ч электро­энергии С_о = 2 руб., число часов использования максимума на­грузки Т_и =. 2400 ч.

.

Решение. Так как имеются потребители первой и второй катего­рий, принимаем двухтрансформаторную схему и соответственно две питающие линии. Рациональное напряжение

Намечаем два варианта электроснабжения: I — передача элек­троэнергии при напряжении 110 кВ; II — при напряжении 35 кВ.

Принимаем для обоих вариантов схему с отделителями и короткозамыкателями. Выбираем трансформатор ТМН/6 300/110, тех­нические характеристики которого приведены в примере 8.1. Рас­четы проведем для I варианта.

Расчетный ток

Здесь 1,4 — коэффициент допустимой перегрузки трансформа­тора.

Площадь сечения проводов воздушной линии определяем по экономической плотности тока

При напряжении 110 кВ минимальная площадь сечения прово­да ВЛ составляет 70 мм².

Принимаем двухцепную линию с проводом марки АС-70 на железобетонных опорах. Стоимость 1 км такой линии составляет 135 тыс. руб.

Открытое распределительное устройство напряжением ПО кВ включает два блока с короткозамыкателями и отделителями. Сто­имость блока К_о = 1500 тыс. руб. Стоимость ячеек районной под­станции не учитывается, так как в обоих вариантах она не изме­няется.

Эксплуатационные затраты:

а) потери активной энергии в линии находим по формуле (5.23):

б) потери активной энергии в трансформаторах АЭ_ат подсчитываются так же, как в примере 8.1.

Стоимость потерь электроэнергии определяют по формуле

Амортизационные отчисления

 

Приведенные затраты подсчитываются по формуле

 

 

Аналогично проводят расчеты для II варианта. Схема выбира­ется на основании сравнения технико-экономических показате­лей вариантов.

Контрольные вопросы

1. Назовите основные принципы построения схем электроснабжения.

2. Перечислите преимущества и недостатки радиальных и магистраль­ных схем.

3. В чем заключается технико-экономический выбор схемы электро­снабжения?

4. Почему распределительные сети выполняют в основном разомкнутыми?

5. Опишите схему подстанции напряжением 35... 220/6 кВ без выклю­чателей на высшем напряжении.

6. Какие схемы вводов напряжением 6 (10) кВ от трансформаторов применяют на подстанциях напряжением 35...220/6 (10) кВ?

7. Как выбирается мощность трансформатора ГПП?

8. Почему ГПП и РП следует располагать вблизи центра электричес­ких нагрузок?

ГЛАВА 9