§ 2.3. Построение схем внутреннего электроснабжения промышленных предприятий
При проектировании системы внутреннего электроснабжения решаются следующие вопросы:
а) выбор местоположения ГПП или ГРП и цеховых трансформаторных подстанций;
б) определение мощности трансформаторов;
в) выбор схемы распределения энергии на высоком напряжении;
г) расчет сети высокого напряжения (рассмотрен в гл. V, VI).
Выбор местоположения ГПП или ГРП и цеховых трансформаторных подстанций
Главную питающую подстанцию или главный распределительный пункт, исходя из технико-экономических данных, желательно размещать в центре электрических нагрузок предприятия. Для определения центра нагрузок строится картограмма электрических нагрузок, представляющая собой генеральный план предприятия, на котором показаны силовые и осветительные нагрузки по каждому зданию.
Методами построения равнодействующей нагрузок, аналогичными известным методам теоретической механики, может быть найден центр нагрузок. Однако далеко не всегда удается расположить ГПП пли ГРП в центре нагрузок, поскольку определяющими факторами часто являются противопожарные, транспортные, а иногда и архитектурно-строительные особенности. Поэтому местоположение ГПП и ГРП следует находить, сопоставляя различные варианты с учетом этих факторов.
Выбрать число и местоположение цеховых трансформаторных подстанций, а также число и мощность трансформаторных единиц довольно сложно. Для этого необходимо сопоставить несколько вариантов, стремясь получить минимум капитальных затрат и эксплуатационных расходов, наименьший расход цветных металлов и обеспечить необходимый уровень надежности электроснабжения. Есть несколько методов для аналитического определения количества и наивыгоднейшей установленной мощности подстанции, однако они не получили распространения.
В практике проектирования применяется система дробления цеховых подстанций, при которой подстанции располагаются вблизи или внутри производственных цехов. Мощность отдельных трансформаторов обычно не превышает 1000 кВт при напряжении цеховой сети 380/220 в. Такая система позволяет снизить расходы на сеть низкого напряжения как капитальные, так и эксплуатационные (последние в основном за счет сокращения потерь энергии в сети низкого напряжения). Вместе с тем при этом повышаются затраты на аппаратуру высокого напряжения. В целом система с мелкими подстанциями, приближенными к цехам, оказывается выгодной и применяется повсеместно.
Места расположения цеховых подстанций определяются так же, как и место ГРП, по картограмме электрических нагрузок. При размещении подстанций учитываются очередность строительства отдельных объектов и перспективный рост нагрузок. Во всех случаях необходимо стремиться, чтобы цеховые подстанции принимались встроенного или пристроенного типа, поскольку при этом снижаются затраты на устройство сети низкого напряжения и на строительную часть.
В настоящее время ряд предприятий электропромышленности выпускает малогабаритные комплектные трансформаторные подстанции (КТП), пригодные для размещения внутри цеха с простейшей схемой электрических соединений, без сборных шин и выключателей со стороны высокого напряжения, которые благодаря своей простоте и дешевизне получили широкое применение.
Отдельно стоящие подстанции необходимо применять лишь для пожаро- и взрывоопасных цехов или цехов с химически активной средой, воздействующей на оборудование подстанций, а также в тех случаях, когда группа мелких разбросанных цехов с общей нагрузкой до 1000 кВА питается от одной подстанции.
Для учета перспективного роста нагрузок целесообразно при сооружении ТП предусматривать возможность установки в ней силового трансформатора большей мощности. Так, например, при установке трансформатора 400 кВА предусматриваются габариты камеры под трансформатор 630 кВА и т. д.
Для обеспечения надежности электроснабжения потребителей I категории в трансформаторных подстанциях устанавливаются два трансформатора, подключаемых к двум независимым источникам питания. Включение резерва должно осуществляться автоматически.
Для цеховых трансформаторных подстанций вместо установки второго трансформатора может быть обеспечено автоматическое резервирование от смежной подстанции, для чего прокладываются соответствующие перемычки между шинами низкого напряжения. Для питания потребителей II категории применяются, как правило, двухтрансформаторные подстанции и реже однотрансформаторные (с резервированием от смежных подстанции) при наличии централизованного резерва.
Для питания потребителей III категории сооружаются однотрансформаторные подстанции.
На подстанциях не рекомендуется устанавливать более двух трансформаторов, поскольку в этом случае возрастают капитальные затраты и усложняется электрическая схема. Наиболее дешевыми являются однотрансформаторные подстанции, однако на предприятиях с резко изменяющейся в течение суток нагрузкой в целях снижения потерь электроэнергии все-таки целесообразно иметь на подстанции два трансформатора, а в некоторых (редких) случаях и больше при соответствующем графике нагрузки и экономическом обосновании. Во всех случаях следует стремиться, чтобы на подстанции устанавливались трансформаторы одинаковой мощности.
Определение мощности трансформатора
Мощности трансформаторов выбираются такими, чтобы было обеспечено питание электроприемников, присоединенных к подстанции при нормальном режиме работы. В зависимости от требуемого уровня надежности принятые трансформаторы должны также обеспечивать резервирование при аварийном режиме, т. е. при отключении одного из трансформаторов.
При выборе мощности трансформатора необходимо учитывать коэффициент заполнения графика нагрузки предприятия и использовать возможность перегрузки в часы максимума.
Рис. 2.3. Кривые кратностей допустимых загрузок силовых трансформаторов в зависимости от коэффициента заполнения графика и продолжительности максимума нагрузки
Трансформатор, установленный вне помещения в местности, где среднегодовое и максимальное значение температур воздуха составляют соответственно 5 и 35° С, может нести постоянную нагрузку, равную номинальной. При этом срок службы трансформатора, ограничиваемый износом изоляции обмоток, составляет примерно 20 лет.
Однако в обычных условиях нагрузка не бывает постоянной, а изменяется в течение суток. Если максимум изменяющейся нагрузки равен номинальной мощности трансформатора, то нагрузочная способность трансформатора используется недостаточно и установленная мощность подстанции будет завышена, поэтому необходимо выбирать мощность трансформаторов с учетом их перегрузочной способности в зависимости от коэффициента заполнения графика нагрузки.
Коэффициентом заполнения суточного графика нагрузки называется отношение площади, ограниченной графиком, к площади прямоугольника, сторонами которого является абсцисса (Т= 24 ч) и ордината, равная максимальной нагрузке Рmaх:
(2.1)
Зная продолжительность максимума и коэффициент заполнения графика, можно, используя кривые рис. 2.3, получить допустимый коэффициент перегрузки масляных трансформаторов:
(2.2)
где Iн и Sн — номинальные ток и мощность трансформатора.
При максимуме нагрузки, определенном по кривым рис. 2.3, износ изоляции не превышает 80% от естественного износа при номинальной длительной нагрузке, что обеспечивает некоторый запас на аварийные перегрузки.
Как уже отмечалось, указанные величины коэффициентов перегрузки пригодны для трансформаторов, установленных вне помещений в местах, где среднегодовая температура воздуха равна 5°С. При среднегодовой температуре воздуха ϑΒ, отличающейся от 5°, необходимо коэффициенты перегрузки умножить на величину
(2-3)
Кроме того, в часы, когда температура воздуха выше 35° С (но не выше 45°), нагрузка трансформатора независимо от коэффициента заполнения графика должна быть ниже номинальной на (ϑn-35°) %.
Для трансформаторов, установленных в неотапливаемых вентилируемых помещениях, среднегодовую температуру можно принимать на 8° выше, чем для трансформаторов, установленных на открытом воздухе. Кроме отмеченных перегрузок, могут быть допущены без ущерба для срока службы трансформатора дополнительные перегрузки в зимние месяцы за счет снижения нагрузок у некоторых предприятий и городских потребителей в летнее время.
Так, если в период от июня до августа максимальная нагрузка на р% ниже номинальной, то в период от декабря до марта максимум нагрузки может быть повышен на р%, но не более чем на 15%.
Оба вида нормальных перегрузок (т. е. в зависимости от заполнения графика и недогрузки в летние месяцы) не должны превышать 30% номинальной мощности трансформатора при коэффициенте заполнения графика не менее 0,6 и 50% при коэффициенте заполнения графика 0,6-0,3.
При аварийном режиме допускается перегрузка трансформаторов на 40% от номинальной мощности на время максимумов общей суточной продолжительностью не более 6 ч в течение не более 5 суток. При этом коэффициент заполнения суточного графика нагрузки трансформатора в условиях его перегрузки
Допустимая перегрузка за счет летней недогрузки принимается 13,7%. Тогда максимально допустимая перегрузка составит
14 + 13,7 = 27,7%.
4. Допустимая максимальная нагрузка
Для улучшения условий работы перегруженных трансформаторов рекомендуется применять форсированное их охлаждение, например обдувание воздухом. Как было сказано, нагрузка подстанции изменяется по определенному графику. Многие предприятия, особенно городские, имеют явно выраженные пики и провалы нагрузок (см. гл. I). В летнее время и в ночные часы нагрузка снижается иногда до 30% от номинальной нагрузки трансформаторов, установленных на подстанции. В эти часы для снижения потерь энергии в трансформаторах целесообразно отключить один из них. При однотрансформаторных подстанциях часто используют перемычки по низшему напряжению, соединяющие смежные подстанции, а часть подстанций отключают вовсе, оставив некоторые из них для покрытия нагрузки. При этом должен быть обеспечен соответствующий уровень напряжения у потребителей, питаемых электроэнергией от шин выключенного трансформатора, т. е. перемычки между подстанциями должны быть так рассчитаны, чтобы потеря напряжения до наиболее удаленных потребителей не превышала допустимой для нормального (а не аварийного) режима работы.
Выбор схемы распределения энергии на высоком напряжении
Распределение электрической энергии от ГГ1П (ГРП) до цеховых подстанций выполняется по радиальным, магистральным или смешанным схемам в зависимости о г расположения потребителей, а также от требуемого уровня надежности электроснабжения.
Радиальные схемы. На рис. 2.4 показана радиальная схема электроснабжения. При этой системе подстанции питаются отдельными линиями. Распределительных пунктов РП может быть один пли несколько в зависимости от величины передаваемой мощности и от расположения подстанций на территории предприятия.
Иногда распределительный пункт совмещается с одной из цеховых подстанций, обслуживающей ближайших потребителей (РТП).
В данной схеме предусмотрена установка выключателей на всех линиях высокого напряжения. На распределительные пункты заводится по две линии от каждой секции шин ГРП. Распределительные пункты имеют две секции шин 6—10 кВ, которые
в случае надобности (например, при выходе из строя или отключении на ремонт одной из линий от ГРП) могут быть соединены при помощи секционного выключателя.
Рис. 2.4. Радиальная схема электроснабжения
Рис. 2.5. Схема присоединения кабельных линий при радиальных схемах питания для потребителей II категории
Для обеспечения полного отключения линий, которые могут иметь обратное питание (линии к РП), и для ремонта выключателей разъединители устанавливаются с обеих сторон выключателя. На цеховых подстанциях устанавливают обычно только разъединители. Цеховые подстанции, как это видно из схемы, могут подключаться как к шинам главного распределительного пункта, так и к шинам промежуточных распределительных пунктов.
Рис. 2.6. Радиальная схема мигания цеховых подстанций со сквозным резервным кабелем (применяется для потребителей II категории)
Рис. 2.7. Магистральная схема питания цеховых трансформаторных подстанций:
ΒМ — выключатель масляный; ВН — выключатель нагрузки; П — высоковольтные предохранители; В — разъединитель
Схема питания РП-3 одной линией применяется в редких случаях для малоответственных потребителей III категории, поскольку при выходе из строя единственной питающей линии 7 выходит из строя не только РП-3, но и прекращается питание всех присоединенных к нему подстанций (в данном случае ТП-8 и ТП-9).
Такая схема питания может быть допущена и для потребителей II категории, но при условии, что питающая линия 7 выполнена двумя или несколькими кабелями, подключенными к ГРП и РП, как указано на рис. 2.5. Отыскание места повреждения и отключение поврежденного кабеля с двух сторон при помощи двух разъединителей не отнимают более 30 мин, что следует считать допустимым. При питании воздушными линиями, как уже указывалось, допускается питание потребителей II категории одной линией, поскольку воздушные линии более надежны, чем кабельные линии, чаще выходящие из строя (например, при раскопках).
При питании по радиальной схеме иногда применяется резервирование нескольких подстанций одним «сквозным» кабелем. Такая схема представлена на рис. 2.6. Сечение сквозного резервного кабеля выбирают по условию питания одной наиболее мощной подстанции из рассматриваемой группы. Схема применима для потребителей II категории, поскольку дежурный персонал может быстро подключить одну из подстанций (при аварийном отключении) к резервному кабелю.
РП, от которых питаются потребители I категории, подключаются к двум секциям ГРП отдельными линиями, причем секционный выключатель СВ включается автоматически при отключении любой из питающих линий. Каждая из питающих линий высокого напряжения рассчитывается на полную нагрузку с учетом допустимой перегрузки (см. гл. V).
Радиальные схемы электроснабжения весьма надежны в отношении бесперебойности питания, однако требуют большого количества высоковольтной аппаратуры и значительных расходов на сооружение линий и распределительных устройств. Во многих случаях радиальные схемы себя не оправдывают и заменяются магистральными.
Магистральные схемы.
В отличие от радиальной схемы, при которой каждая цеховая подстанция питается отдельной линией высокого напряжения от ГРП (ГПП) или РП, при магистральных схемах одна и та же линия (воздушная или кабельная) заводится поочередно на шины нескольких трансформаторных подстанций (по не более пяти-шести).
Магистральная схема питания цеховых подстанций на напряжение 6—10 кВ показана на рис. 2.7.
Из схемы видно, что трансформаторы цеховых подстанций могут подключаться к общей высоковольтной магистрали через масляные выключатели (ТП-1), разъединители и высоковольтные предохранители (ТП-2) и выключатели нагрузки и предохранители (ТП-3). Применение выключателей или разъединителей с предохранителями обусловлено мощностью трансформатора.
Рис. 2.8. Схемы питания одиночными магистралями с общей резервной магистралью на напряжение 6—10 кВ:
ВМ — выключатель масляный; ВН — выключатель нагрузки; Р — разъединитель; П — высоковольтный предохранитель; РМ — резервная магистраль
Магистральная схема обходится намного дешевле, чем радиальная схема электроснабжения, но имеет существенный недостаток: при аварии на любом участке магистральной линии или на шинах высокого напряжения любой из цеховых подстанций происходит отключение релейной защитой головного выключателя, и все подстанции, присоединенные к данной магистрали, прекращают подачу электроэнергии потребителям.
Надежность электроснабжения повышается при устройстве общей резервной магистрали. На рис. 2.8 дана схема распределительной сети высокого напряжения с общей резервной магистралью. В этой схеме при нормальном режиме питание цеховых подстанций производится по рабочим магистралям, а при выходе из строя одной из рабочих магистралей отключается (с двух сторон) поврежденный участок и питание переводится на резервную магистраль, постоянно находящуюся под напряжением. Приведенная схема может применяться для питания потребителей II и Ш категорий. Недостаток схемы в том, что в нормальном режиме резервная линия не используется для передачи энергии.
Рис. 2.9. Кольцевая магистральная схема электроснабжения
Другим видом магистральной схемы, пригодной для электроснабжения потребителей II категории, следует считать схему разомкнутой кольцевой магистрали (рис. 2.9). Питание полуколец схемы рекомендуется осуществлять от разных секций ГРП (ГПП).
Из характерных магистральных схем внутреннего электроснабжения промышленных предприятий приведем еще весьма гибкую и удобную в эксплуатации схему с двусторонним питанием (рис. 2.10). В нормальном режиме схема разомкнута. Сечения кабелей рассчитаны на возможную передачу всей мощности (с учетом допустимой перегрузки), поэтому при повреждении в любой точке схемы питание потребителей восстанавливается (после нахождения участка повреждения) довольно быстро. Данная схема также применяется для питания потребителей II и III категорий. Место размыкания может быть выбрано произвольно, но для получения минимальных потерь мощности желательно, чтобы разрыв был в точке токораздела.
При подключении к двум независимым питающим центрам должна быть обеспечена соответствующая блокировка от несинхронных включений (т. е. включение на параллельную работу, не предусмотренное нормальным режимом электросети).
Рис. 2.10. Магистральная (разомкнутая) схема электроснабжения с двусторонним питанием
Для промышленных потребителей I категории магистральные схемы обычно не применяются. Для этих потребителей наиболее надежными являются автоматизированные радиальные схемы питания.
