Схемы электрических сетей U до 1 кВ

Схемы электрических сетей U до 1 кВ

Схема электроснабжения промышленного предприятия показывает связь между источником питания и потребителями электроэнергии предприятия и должна удовлетворять следующим основным требованиям: 1) обеспечивать необходимую надежность питания потребителей; 2) быть простой и удобной в эксплуатации; 3) все элементы схемы должны находиться в работе и иметь такие параметры, чтобы при аварии оставшиеся в работе элементы схемы могли принять на себя полностью или частично нагрузку отключившегося элемента; 4) учитывать перспективы развития предприятия (подключение дополнительных мощностей).

Электроснабжение промышленных предприятий осуществляется по ступенчатому принципу построения схем. Ступень электроснабжения – узлы схемы, между которыми энергия, получаемая от ИП, передается определенному числу потребителей.

Схемы бывают одно- и двухступенчатыми.

Одноступенчатые схемы - для предприятий малой мощности и с небольшой территорией.

Многоступенчатые схемы – когда в сеть последовательно включено несколько промежуточных РП одного напряжения. Промежуточные РП позволяют освободить шины ГПП с дорогостоящими выключателями от большого количества отходящих линий.

Уменьшение ступеней в схемах упрощает коммутацию, защиту и автоматику сетей, снижает потери электроэнергии.

При построении электрических сетей напряжением 6-220 кВ промышленных предприятий в зависимости от категории надежности электроснабжения, мощности и расположения нагрузок применяются радиальные и магистральные схемы распределения энергии. Часто обе схемы используются одновременно, дополняя друг друга.

2. Радиальные схемы, как правило, применяются, когда ТП размещены в различных направлениях от ИП и сети выполняются независимыми друг от друга и без ответвлений по пути следования. Радиальные схемы содержат большое количество коммутационных аппаратов и линий 6-10 кВ. Поэтому применять их нужно при надлежащем обосновании, для питания достаточно мощных и ответственных потребителей. Достоинствами радиальных схем являются удобство эксплуатации, высокая надежность работы, возможность применения простой и надежной защиты и автоматики.

3 Магистральной схемой называется такая схема, при которой питание нескольких ТП осуществляется ответвлением от одной или двух проходящих рядом параллельных линий (одиночных и двойных магистралей). Такие схемы применяются при одностороннем от ИП расположении электрических нагрузок.

При магистральных схемах уменьшается число коммутационных аппаратов, а следовательно, и капитальных вложений в строительство сетей, они более удобны при выполнении резервирования цеховых ТП от второго источника питания.

Недостатками магистральных схем являются усложнения конструктивного исполнения высоковольтного вводного устройства цеховых ТП по сравнению с радиальными схемами, в которых трансформаторы в большинстве случаев присоединяются наглухо, а также одновременное отключение нескольких трансформаторов, присоединенных к магистрали, при ее повреждении. Число трансформаторов, подключаемых к одной магистрали, обычно не превышает 2-3 при мощности трансформаторов 1000-2500 кВА и 4-5 при мощности 250-630 кВА.

Наибольшее распространение на практике получили смешанные схемы, при которых питание крупных и ответственных приемников и потребителей электроэнергии осуществляется по радиальной схеме, а средних и мелких, при упорядоченном расположении ТП, - по магистральным линиям. Такие комбинированные схемы внутреннего электроснабжения, как правило, имеют лучшие технико-экономические показатели.

Факторы, определяющие выбор рационального напряжения систем электроснабжения

Выбор места расположения распределительных (РП) и понизительных (ТП, ГПП) подстанций.

Схемы присоединения электродвигателей на напряжение выше 1 кВ.

10. Электрические схемы соединений ГПП, РП.

15, 16, 17

Под реактивной мощностью понимается электрическая нагрузка, создаваемая колебаниями энергии электромагнитного поля. В отличие от активной мощности реактивная, циркулируя между источниками и потребителями, не выполняет полезной работы. Принято считать, что реактивная мощность потребляется (Q_L), если нагрузка носит индуктивный характер (ток отстает по фазе от напряжения), и генерируется (Q_с) при емкостном характере нагрузки (ток опережаетпо фазе напряжение).

Реактивная мощность запасается в виде магнитного и электрического полей в элементах электрической сети, электроприемниках, обладающих индуктивностью и емкостью.

Основными электроприемниками реактивной мощности на промышленных предприятиях являются асинхронные двигатели - на их долю приходится 60... 65 % потребляемой реактивной мощности, 20... 25 % приходятся на трансформаторы, 10... 15 % - на другие электроприемники (преобразователи, реакторы, газоразрядные источники света) и линии электропередачи.

Под компенсацией реактивной мощности понимается снижение реактивной мощности, циркулирующей между источниками тока и электроприемниками, а, следовательно, и снижение тока в генераторах и сетях.

Проведение мероприятий по компенсации реактивной мощности дает значительный технико-экономический эффект, заключающийся в снижении потерь активной мощности:

(1.37)

потерь напряжения

(1.38)

в лучшем использовании основного оборудования, в увеличении пропускной способности элементов сети по активной мощности:

(1.39)

гдеQ_к - мощность компенсирующих устройств.

Во вновь проектируемых электрических сетях компенсация реактивной мощности позволяет снизить число и мощность силовых трансформаторов, сечения проводников линий и габариты аппаратов распределительных устройств.

Компенсировать реактивную мощность экономически целесообразно до определенных, нормативных значений, установленных для характерных узлов электрической сети.

До 1974г. основным нормативным показателем, характеризующим потребляемую реактивную мощность, был коэффициент мощности (cosj), определяющий, какую часть при неизменной полной мощности (S) составляет активная мощность (Р).

При снижении потребления реактивной мощности Q до значения (Q – Q_к) величина угла j₁ уменьшается до угла j₂ (рис. 1.4), что приводит к увеличению коэффициента мощности при постоянной величине передаваемой активной мощности до значения

Рис. 1.4. Диаграмма, иллюстрирующая работу компенсирующего устройства

На границе раздела потребителя и энергоснабжающей организации в зависимости от места присоединения потребителя в энергетической системе средневзвешенное значение коэффициента мощности должно было находиться в пределах 0, 85... 0, 95.

Позже, для оценки потребления реактивной мощности был введен коэффициент реактивной мощности:

(1.41)

где Q_э - оптимальная реактивная нагрузка предприятия в часы максимума активной нагрузки в энергосистеме; Р_з - заявленная предприятием активная мощность, участвующая в максимуме энергосистеме.

В дальнейшем с 1982г, с целью более эффективного управления режимами реактивной мощности, энергосистемой для предприятий устанавливаются экономически оптимальные значения реактивной мощности, которая может быть передана предприятию в режимах наибольшей и наименьшей активной нагрузки энергосистемы, соответственно Q_э1иQ_э2.

Для промышленных предприятий с присоединенной мощностью менее 750 кВ× А мощность компенсирующих устройств задается энергосистемой и является обязательной при выполнении проекта электроснабжения предприятия. Для жилых и общественных зданий компенсация реактивной нагрузки не предусматривается.

Существуют два пути снижения реактивных нагрузок: а) снижение реактивной мощности без применения средств компенсации, не требующее больших материальных затрат, которое должно проводиться в первую очередь; б) установка специальных компенсирующих устройств.

К естественной компенсации относится следующее: а) создание рациональной схемы электроснабжения за счет уменьшения количества ступеней трансформации; б) выравнивание графика нагрузки и улучшение энергетического режима работы оборудования; в) замена, перестановка или отключение трансформаторов, загруженных в среднем менее 30 % от их номинальной мощности; г) правильный выбор электродвигателей по мощности и типу; д) замена малозагруженных двигателей (менее 45 %) двигателями меньшей мощности; е) переключение статорных обмоток асинхронных двигателей напряжением до 1 кВ с треугольника на звезду, если их нагрузка составляет менее 40 %; ж) улучшение качества ремонта электродвигателей; з) ограничение продолжительности холостых ходов двигателей и сварочных трансформаторов; и) замена асинхронных двигателей синхронными, где это возможно по технико-экономическим соображениям.

К специальным компенсирующим устройствам относятся: а) синхронные компенсаторы (СК); б) конденсаторные батареи (КБ); в) статические источники реактивной мощности (ИРМ).

Наибольшее применение в сетях потребителей нашли КБ. В сетях с резкопеременной, ударной нагрузкой на напряжении 6-10 кВ рекомендуется применение статических ИРМ. Для компенсации больших реактивных нагрузок, чаще в энергосистемах, применяются СК.

В основе расчета мощности компенсирующих устройств при проектировании систем электроснабжения лежит критерий минимума приведенных затрат на конденсаторные батареи до и выше 1 кВ, трансформаторные подстанции (ТП) и потери электроэнергии в питающих ТП электрических сетях [4].

В действующих системах электроснабжения мощность компенсирующих устройств можно определить по следующему выражению:

Q_к = Р_р(tgj₁ - tgj₂), (1.42)

где Р_р – расчетная активная нагрузка потребителя; tgj₁, tgj₂ – коэффициенты реактивной мощности соответственно фактический и нормативный.

18.Порядок расчета средств компенсации реактивной мощности при проектировании систем электроснабжения.

19.Как рассчитывается оптимальное значение реактивной мощности, получаемой из энергосистемы?

20.

Выполняются

Потери электроэнергии

Токовая нагрузка в электрической сети меняется в течение суток года в зависимости от изменения режима работы потребителей. Вместе с изменением нагрузки меняются и потери электроэнергии. Поэтому потери энергии нельзя рассчитать умножением потерь мощности при какой-нибудь определенной нагрузке на число часов работы линии.

Для определения потерь электроэнергии применяют метод, основанный на понятиях времени использования потерь и времени использования максимума нагрузки.

Время максимальных потерь τ есть условное число часов, в течение которых максимальный ток, протекающий в линии непрерывно, создает потери энергии, равные действительным потерям энергии за год.

Временем использования максимальной нагрузки или временем использования максимума T_max называют условное число часов, в течение которых линия, работая с максимальной нагрузкой, могла бы передать потребителю за год столько энергии, сколько при работе по действительному переменному графику. Т_max = W / Р_max

На основании статистических данных определено среднее число часов использования максимальной нагрузки T_max для характерных групп потребителей: для внутреннего освещения – 1500-2000 ч; наружного освещения – 2000-3000 ч; промпредприятия односменного режима работы – 2000-2500 ч, двухсменного – 3000-4500 ч, трехсменного – 3000-7000 ч.

На практике величину времени максимальных потерь τ определяют по кривым зависимости этого времени от продолжительности использования максимума нагрузки Т_max и коэффициента мощности.

Потери энергии в линиях. Эти потери определяют по формулам

Δ W_ал = 3I²R_лτ ∙ 10^-3 Δ W_рл = 3I² Х_л τ ∙ 10^-3.

Потери энергии в трансформаторах . Эти потери складываются из потерь энергии в стали и в обмотках. Величина потери энергии в стали определяется как произведение потерь мощности Δ Р_ст, не зависящих от нагрузки, на время работы t трансформатора: Δ W_ст = Δ Р_стt.

Величина потери энергии в обмотках ( потери в меди) определяются как произведение потерь мощности, зависящих от нагрузки, на время максимальных потерь:

Δ W_об = Δ Р_об β ² τ.

Вопросы по курсу

" Электроснабжение промышленных предприятий", часть 2

1. Схемы систем внешнего электроснабжения промышленных предприятий.

2. Радиальные схемы систем внутризаводского электроснабжения промышленных предприятий.

3. Магистральная схема систем внутризаводского электроснабжения промышленных предприятий.

4. Факторы, определяющие выбор рационального напряжения систем электроснабжения.

5. Как определяется величина рационального напряжения систем электроснабжения?

6. Картограммы электрических нагрузок промышленных предприятий.

7. Определение условного центра электрических нагрузок.

8. Выбор места расположения распределительных (РП) и понизительных (ТП, ГПП) подстанций.

9. Схемы присоединения электродвигателей на напряжение выше 1 кВ.

10. Электрические схемы соединений ГПП, РП.

11. Кабельные линии и способы их прокладки.

12. Расчет электрических сетей напряжением выше 1 кВ.

13. Как выбираются сечения кабелей, питающих РП – 6 (10) кВ?

14. Как выбираются сечения кабелей, питающих цеховые ТП?

15. Факторы, обуславливающие экономическую эффективность от компенсации реактивной мощности в электрических сетях.

16. Два основные пути снижения реактивных нагрузок сетей и генераторов.

17. Мероприятия по снижению потребления реактивной мощности приемниками электроэнергии.

18. Порядок расчета средств компенсации реактивной мощности при проектировании систем электроснабжения.

19. Как рассчитывается оптимальное значение реактивной мощности, получаемой из энергосистемы?

20. Как рассчитывается мощность компенсирующих конденсаторных установок (ККУ) напряжением до 1 кВ?

21. Как учитывается при расчете мощности ККУ генерируемая реактивная мощность синхронными электродвигателями?

22. Когда и как рассчитывается мощность ККУ на напряжении выше

1 кВ?

23. Как распределяется мощность ККУ в магистральных сетях напряжением до 1 кВ?

24. Как распределяется мощность ККУ в радиально-магистральных сетях напряжением до 1 кВ?

25. Как распределяется мощность ККУ в радиальных сетях напряжением до 1 кВ?

26. Схемы присоединения ККУ на напряжении до и выше 1 кВ.

27. Автоматическое регулирование мощности компенсирующих устройств.

28. Показатели качества электроэнергии.

29. Как влияют на экономичность работы электроприемников и сетей отклонения и колебания напряжения, несимметрия и несинусоидальность формы кривой напряжения?

30. Какие технические средства применяются для регулирования напряжения в системах электроснабжения промышленных предприятий?

31. Мероприятия по ограничению колебаний напряжения в системах электроснабжения.

32. Мероприятия по снижению несимметрии напряжения, снижению уровня высших гармоник в сетях промышленных предприятий.

33. Надежность электроснабжения приемников промышленных предприятий.

34. Виды учета электроэнергии на промышленных предприятиях и как они выполняются.

35. Какие приборы учета и измерения электроэнергии устанавливаются в ТП, РП, ГПП?

36. Мероприятия по экономии электроэнергии в системах электроснабжения.

37. Графики электрических нагрузок и их основные физические величины.

38. Графики электрических нагрузок и их основные безразмерные показатели (коэффициенты графиков).

39. Методы определения электрических нагрузок.

40. Потери мощности и энергии в элементах систем электроснабжения.

41. Определение расхода электроэнергии электроприемниками.

42. Схемы распределения электроэнергии на напряжении до 1 кВ.

43. Выбор сечений проводов и кабелей на напряжение до 1 кВ.

44. Выбор и расчет защит электрических сетей и электроприемников на напряжение до 1 кВ.

45. Расчет электрических осветительных сетей.

46. Системы заземления электрических сетей на напряжении до 1 кВ.

47. Схемы цеховых трансформаторных подстанций 6-10/0, 4 кВ.

48. Выбор единичной мощности и количества силовых трансформаторов для цеховых ТП.

49. Систематические и послеаварийные перегрузки силовых трансформаторов.

50. Экономических режим работы силовых трансформаторов.

схемы электрических сетей U до 1 кВ

Схемы бывают одно- и двухступенчатыми.

Одноступенчатые схемы - для предприятий малой мощности и с небольшой территорией.

Уменьшение ступеней в схемах упрощает коммутацию, защиту и автоматику сетей, снижает потери электроэнергии.

12 3 4 5 6 Следующая ⇒