Приемники и потребители электрической энергии систем электроснаб. 1. Приемники электрической энергии Введение
 Скачать 5.27 Mb.
|
|
4.3.5. Система оперативной блокировки Значительный ущерб подстанции могут нанести ошибочные действия персонала при выполнении задач оперативного управления. В связи с этим на подстанции имеется инструкция, предписывающая определенную последовательность действий по распределению электроэнергии. Основные правила состоят в следующем. При отключении от шин РУ линии электропередачи в первую очередь отключается высоковольтный выключатель, затем линейный разъединитель, а только после этого – шинный разъединитель. При включении должна 234 соблюдаться обратная последовательность – шинный разъединитель, линейный разъединитель, выключатель. При использовании однополюсных разъединителей в вертикальном исполнении отключение начинается со среднего, затем отключаются сначала левый, потом правый. Включение должно происходить в обратном порядке – сначала правый, затем левый, а потом средний. Если разъединители расположены горизонтально, то последовательность отключения должна быть следующая – средний, верхний, нижний. При включении сначала включается нижний, затем верхний, в последнюю очередь средний. Если имеет место необходимость отступления от вышеуказанного порядка действий, то это должно быть обосновано и отражено в документации подстанции. Для исключения из оперативного управления подстанцией, насколько это возможно, человеческого фактора применяется система блокировок, препятствующая ошибочным действиям персонала. Эта система объединяет программные и аппаратные меры защиты всех силовых цепей от нештатных ситуаций. Она касается всех устройств коммутации, включая заземлители. Она предусматривает блокирование непредусмотренных операций со всех автоматизированных рабочих мест, шкафов управления распределительных устройств и непосредственно от привода аппарата. На надежность работы системы оперативной блокировки не должно влиять отключение напряжения. Блокировочные цепи оснащаются оборудованием контроля питающих напряжений, а исполнительные устройства приводов должны функционировать при их понижении до 60–70 % от номинальных значений. В качестве примера рассмотрим механическую замковую блокировку, которая иллюстрируется рис. 157. 235 Рис. 157. Схема механической замковой блокировки В составе высоковольтного выключателя или разъединителя имеется запорный замок. Он состоит из корпуса 3 и частично выступающего наружу выдвижного стержня 1. Механизм блокировки состоит во введении стержня в стопорное отверстие привода 2. Внутреннее устройство корпуса представляет собой механический замок, в который вставляется ключ 4. Вставление или изъятие ключа из корпуса возможно только при крайних положениях привода. Работа блокировки происходит в следующем порядке. Исходное положение ключа – в замке выключателя. Для его изъятия необходимо выключатель перевести в положение «отключено». После этого вынутый из выключателя ключ вставляют в замок линейного разъединителя и поворотом ключа вытягивают стержень. Затем отключают линейный разъединитель QS1. Далее разъединитель запирают, а ключ освобождают. Описанная механическая блокировка используется в схемах с числом присоединений менее 10. При большем их числе применяют более эффективную электромагнитную блокировку, принцип которой изображен схематично на рис. 158. Рис. 158. Принцип электромагнитной блокировки В электромагнитной системе блокировки происходят процессы, аналогичные вышеописанным, но вместо механического ключа применяется соленоид. Замок коммутационного устройства имеет пластиковый корпус 1 с контактами 2. Запорный стержень 3 удерживается в фиксированном положении пружиной 4. Роль ключа выполняет катушка 5 с сердечником 6. Ее выводы соединены со штыревыми контактами 7. 236 Если выключатель отключен, на контактах 2 присутствует управляющее напряжение. Если штыри 7 катушки 5 войдут в соприкосновение с контактами, то сердечник 6 вытянет стержень из блокировочного гнезда. В отсутствие разрешающего напряжения на контактах 2 данная операция невозможна. На наиболее современных подстанциях используется программная блокировка. Она реализуется в автоматизированной системе управления подстанцией. 5. Основы электроэнергетических расчетов 5.1. Расчет электрических нагрузок в электрических сетях до 1 кВ Из всех вариантов электроэнергетических расчетов рассмотрим два: расчет электрических нагрузок и токов в локальных электрических сетях напряжением до 1000 В и расчет районной электроэнергетической сети напряжением более 1000 В. Основным руководящим документом для расчета электрических нагрузок является «РТМ 36.18.32.4-92 Указания по расчету электрических нагрузок». Его легко найти в интернете, поэтому в полном объеме здесь он не приводится. Основные принципы расчета заключаются в следующем. Расчет выполняется для каждого узла питания, например распределительного щитка. Для наглядности будем считать, что этот щиток находится в мастерской и питает три станка. Далее нужно заполнить таблицу по форме Ф636-92 из вышеназванного документа. Для ее заполнения используются характеристики электроприемников, полученные от технологов или руководства предприятия, а также результаты расчетов. При этом применяются следующие условные обозначения: N – общее количество электроприемников – известная величина; 237 ПВ – продолжительность включения – рассчитывается по графикам нагрузки или берется усредненная для данного типа оборудования из справочников; Рн – номинальная мощность каждого электроприемника – паспортная величина, также обычно указанная на корпусе; Кu – коэффициент использования – рассчитывается, по возможности, на основе реальных графиков использования оборудования, а в отсутствие таковых берется из справочников для каждого типа оборудования; m – количество фаз питающей сети – паспортное значение; tgφ – отношение реактивной и активной мощностей – паспортное значение; Рс – мощность, усредненная за смену; Qс – реактивная среднесменная мощность; n э – эффективное число электроприемников; Рр – расчетная активная мощность; Qр – реактивная расчетная мощность; Sр – расчетная мощность всей группы электроприемников; р I – расчетный ток. Сначала готовят данные, необходимые для выполнения расчетов, как правило, в форме таблицы. Ниже в табл. 9 показан пример исходных данных. Таблица 9 Исходные данные для расчетов (пример) № п/п Оборудование Мощность, кВт Кол-во ПВ, % cosφ k и 1 Токарный станок 4 3 40 0,65 0,14 238 2 Фрезерный станок 2,5 5 30 0,5 0,14 3 Эрозионный станок 8 7 10 0,75 0,4 При выполнении расчетов принимается во внимание следующее: 1. Все электроприемники распределяются по группам, например «металлообрабатывающие станки», среди которых выделяются изделия с одинаковыми коэффициентами использования и коэффициентами мощности. 2. Из расчетов исключаются электроприемники, работающие эпизодически, например пожарные насосы, а также находящиеся в ремонте. 3. В устройствах, имеющих несколько электродвигателей, учитываются только те, которые могут работать одновременно. 4. Для устройств, работающих в повторно-кратковременном режиме, приведение к длительному режиму не производится, то есть продолжительность включения принимается равной 100 %. 5. Отдельные однофазные электроприемники (ЭП) учитываются как эквивалентные трехфазные с утроенной мощностью. Если ЭП распределены по фазам с неравномерностью не более 15 %, они учитываются как эквивалентные трехфазные той же мощности. Если неравномерность более 15 %, эквивалентная трехфазная мощность принимается равной утроенной мощности самой загруженной фазы. В реальных мастерских обычно бывает несколько образцов однотипного оборудования. В таком случае для определения активной мощности группы применяется выражение n н Р н Р , (71) где н Р – мощность, потребляемая группой однотипных электроприемников; н Р – индивидуальная паспортная мощность; 239 n – число электроприемников. Для определения группового коэффициента использования электроприемника k u используется формула н P P k c u , (72) где – сумма среднесменных мощностей; н Р – сумма паспортных мощностей. Мощность электроприемника среднесменная активная Р с , вычисляется по формуле 𝑃 с = 𝑘 и · ∑ 𝑃 н . (73) Реактивная среднесменная мощность электроприемника Q с определяется по формуле 𝑄 с = 𝑡𝑔φ · 𝑃 с , (74) где tgφ – отношение реактивной и активной мощностей. Для вычисления tgφ ср используется формула 𝑡𝑔φ ср = ∑ 𝑄 с ∑ 𝑃 с , (75) где – суммарная реактивная мощность электроприемников; – суммарная активная мощность электроприемников. Эффективное число электроприеников n э определяется по формуле 𝑛 э = 2·∑ 𝑃 н 𝑃 Н наиб . (76) Для определения расчетной мощности электроприемников Р р , Вт, применяется формула 𝑃 р = ∑ 𝑃 с · 𝑘 м , (77) где м к – коэффициент максимума, выбирается из таблицы, исходя из данных э п и т 240 Реактивная расчетная мощность Q р , вар., определяется по формуле 𝑄 р = ∑ 𝑃 𝑐 · 𝑡𝑔φ ср . (78) Полная расчетная мощность всех электроприемников S р , ВА, определяется по формуле: 𝑆 р = √𝑃 р 2 + 𝑃 р 2 , (79) где н U – номинальное напряжение, равное 0,4 кВ; р I – расчетный ток, необходимый для выбора кабелей, находится по формуле 𝐼 р = 𝑆 р √3·𝑈 н . (80) Заполненная форма Ф636-92 имеет вид приведенной ниже табл. 10. Последней расчетной величиной в ней является рабочий ток. Так как напряжение сети и условия прокладки кабелей известны, на основе этих данных можно выбрать кабель питания всей группы станков и кабели питания каждого из них. Также можно выбрать необходимые коммутационные и защитные аппараты. 241 Таблица 10 Характеристики электроприемников объекта (пример) п/ п Наименование оборудования Кол- во ЭП, N Установленн ая мощность Рн, кВт, приведенная к ПВ = 100 % Кu m Cosϕ/ tgϕ Средняя нагрузка n э Кр Ка Расчетная нагрузка Iр, А Одно -го ЭП Всех ЭП Р С, кВт Q С, кв ар Р р , кВт Q p , квар S p , кВА 1 Токарный станок 1 4 4 0,14 3 0,65/1 ,2 0,56 2,4 9 1,1 1,86 2 Фрезерный станок 1 2,5 2,5 0,14 3 0,5/1, 73 0,35 0,6 9 1,1 1,86 3 Эрозионный станок 1 8 8 0,4 3 0,75/0 ,88 3,2 2,8 9 1,1 1,86 Итого 18,5 12,4 22,3 33,74 242 5.2. Расчет районной электроэнергетической сети Для обеспечения приемников и потребителей района электроэнергией необходимы линии электропередачи, трансформаторные подстанции и многое другое. Из всего многообразия задач электроэнергетических расчетов выделим только самые необходимые для электроснабжения объектов. В общем случае задача электроэнергетических расчетов формулируется примерно так: есть источники электроэнергии (например, электростанции) и потребители. Требуется спроектировать электрическую сеть, которая по критерии «цена–качество» будет оптимальной для данных конкретных условий. Исходя из экономических возможностей и особенностей ландшафта, можно предварительно определить варианты структуры данной сети. В результате мы получим ряд вариантов, из которых нужно выбрать лучший. Для этого и выполняются электроэнергетические расчеты. Они предполагают ряд последовательных расчетных задач, которые рассматриваются ниже. На данном этапе многое еще неизвестно. Исходными данными являются лишь мощности, потребляемые каждым объектом, и расстояния между ними. Все эти задачи решаются для каждого варианта электрической сети, например для изображенного на рис. 159. Рис. 159. Вариант структуры электрической сети Для наглядности в последующих примерах будем исходить из исходных данных, приведенных в табл. 11. Таблица 11 Исходные данные для примеров расчета Расстояния между объектами, Мощность Т м Cosφ 243 км потребителей, МВт А–1 1–2 2–В Р 1 Р 2 17 42 38 41 32 5700 0,83 Задача 1. Расчет предварительного распределения мощности Для определения предварительного распределения мощности примем следующие допущения: исходную сеть будем считать однородной, т. е. все линии выполнены проводом одного сечения. В этом случае распределение мощностей в линиях определяется их длинами и может быть найдено на основе метода расчета линий с двухсторонним питанием. С учетом принятых допущений передаваемая по каждому участку сети мощность определяется по эмпирической формуле, для которой достаточно знать длины участков и мощности потребителей. Для участка А–1: 𝑃 𝐴1 = 𝑃 1 ·(𝑙 12 +𝑙 2𝐵 )+𝑃 2 ·𝑙 2𝐵 𝑙 𝐴1 +𝑙 12 +𝑙 2𝐵 .(81) Для участка 2–В: 𝑃 2В = 𝑃 2 ·(𝑙 12 +𝑙 𝐴1 )+𝑃 1 ·𝑙 𝐴1 𝑙 𝐴1 +𝑙 12 +𝑙 2𝐵 .(82) Баланс мощностей предполагает выполнение следующего равенства: 𝑃 𝐴1 + 𝑃 2В = 𝑃 1 + 𝑃 2 . (83) Для участка 1–2 должно выполняться условие 𝑃 12 + 𝑃 2В − 𝑃 2 = 0. (84) ПРИМЕР Для участка А–1: 𝑃 𝐴1 = 𝑃 1 · (𝑙 12 + 𝑙 2𝐵 ) + 𝑃 2 · 𝑙 2𝐵 𝑙 𝐴1 + 𝑙 12 + 𝑙 2𝐵 = 41(42 + 38) + 32 · 38 17 + 42 + 38 = 46,35 МВт. Для участка 2–В: 244 𝑃 2В = 𝑃 2 · (𝑙 12 + 𝑙 𝐴1 ) + 𝑃 1 · 𝑙 𝐴1 𝑙 𝐴1 + 𝑙 12 + 𝑙 2𝐵 = 32(42 + 17) + 41 · 17 17 + 42 + 38 = 26,65 МВт. Проведем проверку баланса мощностей: 𝑃 𝐴1 + 𝑃 2В = 𝑃 1 + 𝑃 2 46,35 + 26,65 = 41 + 32 73 МВт = 73 МВт Для участка 1–2: 𝑃 12 + 𝑃 2В − 𝑃 2 = 0 𝑃 12 = 𝑃 2 − 𝑃 2𝐵 = 32 − 26,65 = 5,35 МВт Задача 2. Выбор номинального напряжения электрической сети Для заданной схемы сети напряжение в основном определяется техническими характеристиками, так как зависит от мощности нагрузок и удаленности от источника питания. Однако необходимость учета экономических критериев определяет проведение предварительного выбора напряжения сети на основе имеющегося опыта проектирования электрических сетей. Наличие связи между номинальным напряжением и характеристиками передачи позволило установить наиболее приемлемые значения номинальных напряжений для тех или иных сочетаний длин линий и передаваемых по ним мощностей. При этом могут использоваться различные эмпирические формулы. В нашем проекте используются две: 𝑈 уч = 4,34 · √𝑙 уч + 0,016 · 𝑃 уч · 10 3 и (85) 𝑈 уч = 1000 √ 500 𝑙уч + 2500 𝑃уч . (86) Если ваши расчеты выполнены верно, то полученные по данным формулам результаты будут отличаться незначительно (не более 10 %). Конкретизируем вышеприведенные выражения применительно к каждому участку сети. Для участка А–1: 245 𝑈 н𝐴1 = 4,34 · √𝑙 𝐴1 + 0,016 · 𝑃 𝐴1 · 10 3 ; (87) 𝑈 н𝐴1 = 1000 √ 500 𝑙𝐴1 + 2500 𝑃𝐴1 . (88) Для участка 1–2: 𝑈 н12 = 4,34 · √𝑙 12 + 0,016 · 𝑃 12 · 10 3 ; (89) 𝑈 н12 = 1000 √ 500 𝑙12 + 2500 𝑃12 . (90) Для участка 2–В: 𝑈 н2В = 4,34 · √𝑙 2В + 0,016 · 𝑃 2В · 10 3 ; (91) 𝑈 н2𝐵 = 1000 √ 500 𝑙2В + 2500 𝑃2В . (92) ПРИМЕР Для участка А–1: 𝑈 н𝐴1 = 4,34 · √𝑙 𝐴1 + 0,016 · 𝑃 𝐴1 · 10 3 = 4,34 · √17 + 0,016 · 46,35 · 10 3 𝑈 н𝐴1 = 119,54 кВ 𝑈 н𝐴1 = 1000 √500 𝑙 𝐴1 + 2500 𝑃 𝐴1 = 1000 √500 17 + 2500 46,35 = 109,53 кВ Для участка 1–2: 𝑈 н12 = 4,34 · √𝑙 12 + 0,016 · 𝑃 12 · 10 3 = 4,34 · √42 + 0,016 · 5,35 · 10 3 𝑈 н12 = 49,02 кВ 𝑈 н12 = 1000 √500 𝑙 12 + 2500 𝑃 12 = 1000 √500 42 + 2500 5,35 = 45,68 кВ Для участка 2–В: 𝑈 н2В = 4,34 · √𝑙 2В + 0,016 · 𝑃 2В · 10 3 = 4,34 · √38 + 0,016 · 26,65 · 10 3 246 𝑈 н2В = 93,53 кВ 𝑈 н2𝐵 = 1000 √500 𝑙 2В + 2500 𝑃 2В = 1000 √500 38 + 2500 26,65 = 96,69 кВ На основе полученных результатов принимаем решение строить воздушную линию напряжением 110 кВ. Задача 3. Выбор сечений проводов Выбор сечений проводов по экономической плотности тока Основным критерием, по которому при проектировании выбирают провода и кабели, является минимальное значение годовых приведенных затрат на сооружение и эксплуатацию ЛЭП. При определении расчетного тока не следует учитывать увеличение тока при авариях или ремонтах в каких-либо элементах сети, а рассматривать только нормальный режим, так как при сооружении воздушных линий должны применяться унифицированные или типовые опоры. Выбранные сечения должны находиться в границах используемых сечений для каждого типа применяемых опор. Согласно ПУЭ, упрощенный выбор сечений осуществляется по экономической плотности тока. Так как ранее были рассчитаны распределение мощности по участкам сети и номинальное напряжение, а коэффициент мощности задан в исходных данных, ток нормального режима для каждого участка будет определяться выражением 𝐼 уч = 𝑃 уч ·10 3 √3·𝑈 𝐻 ·cos 𝜑 |