Системы электроснабжения (СЭС)

1.1. Определения, терминология

Электроустановками называются электрические машины, аппараты, линии и вспомогательное оборудование (вместе с сооружениями и помещениями, в которых они установлены), предназначенные для производства, трансформации, передачи, распределения электрической энергии и преобразования ее в другой вид энергии.

Электрическими станциями называются предприятия или установки, предназначенные для производства электроэнергии.

Электрические подстанции – электроустановки, предназначенные для преобразования и распределения электроэнергии.

Системой собственных нужд называют механизмы и установки, обеспечивающие нормальное функционирование электрической станции (дробилки, дымососы, мельничные вентиляторы и др.) или подстанции (освещение, обогрев и т.п.).

Воздушной линией электропередачи называется устройство, предназначенное для передачи и распределения электроэнергии по проводам, расположенным на открытом воздухе и прикрепленным при помощи изоляторов и арматуры к опорам или кронштейнам и стойкам на инженерных сооружениях (мостах, путепроводах и т. п.).

Кабельной линией называется линия для передачи электроэнергии или отдельных ее импульсов, состоящая из одного или нескольких параллельных кабелей с соединительными, стопорными и концевыми муфтами (заделками) и крепежными деталями.

Токопроводом называется устройство, предназначенное для передачи и распределения электроэнергии, состоящее из неизолированных или изолированных проводников и относящихся к ним изоляторов, защитных оболочек, ответвительных устройств, поддерживающих и опорных конструкций. В зависимости от вида проводников токопроводы подразделяются на гибкие и жесткие.

Система сборных шин любой электрической установки – это комплекс токоведущих частей, предназначенных для приема и распределения электрической энергии.

Распределительным устройством называется электроустановка, служащая для приема и распределения электроэнергии и содержащая коммутационные аппараты, сборные и соединительные шины, вспомогательные устройства, а также устройства релейной защиты, автоматики и измерительные приборы.

Электрической сетью называется совокупность электроустановок для передачи и распределения электрической энергии, состоящая из подстанций, распределительных устройств, токопроводов, воздушных и кабельных линий электропередачи, работающих на определенной территории.

Приемником электрической энергии называется аппарат, агрегат, механизм, предназначенный для преобразования электрической энергии в другой вид энергии.

Потребителем электрической энергии называется электроприемник или группа электроприемников, объединенных технологическим процессом и размещающихся на определенной территории.

Энергетической системой называется совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей, предназначенных для производства, передачи, распределения энергии. Например, Омская энергосистема (АК ”Омскэнерго”) включает тепловые электростанции (ТЭЦ-2 – ТЭЦ-5 и строящуюся ТЭЦ-6), а также электрические связи (ЛЭП-500 кВ) с Казахстаном, Новосибирской системой и Уралом. Таким образом, Омская система является частью объединенной энергосистемы России и СНГ с диспетчерским центром управления (ЦДУ), находящимся в Москве.

Электроэнергетической системой (рис. 1.1) называют электрическую часть энергосистемы для производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии. В данном случае энергосистему (рис. 2.1) обозначают одним кружком и называют источником питания (ИП). Местом присоединения электрических сетей предприятий являются, как правило, подстанции энергосистем, а в некоторых случаях и электростанции. Например, Омский нефтеперерабатывающий завод, завод СК и др.

  Рис. 1.1

Электроснабжением называется обеспечение потребителей электрической энергией.

Системой электроснабжения называют совокупность электроустановок для обеспечения потребителей электроэнергией. Это часть электроэнергетической системы, в которую входят устройства передачи и распределения электроэнергии ее приемникам (рис. 1.1), где ППЭ – пункт приема электроэнергии от системы; ПС - питающая сеть; РС – распределительная сеть внутри предприятия; РП – распределительные пункты; ТП – цеховые трансформаторные подстанции.

Ясно, что в СЭС не входят ИП и электроприемники (ЭП). Систему электроснабжения условно разделяют на две части, подсистемы, но принято их называть также системами:

– система питания (“внешнее электроснабжение”);

– система распределения (“внутреннее электроснабжение”).

В систему питания (рис. 1.1) входят питающие сети. Это, как правило, воздушные линии электропередач (ЛЭП) напряжением 35, 110, 220, 330 и 500 кВ. Например, часть электрических нагрузок нефтезавода питается по кабельным линиям 35 кВ.

ППЭ – это понижающие подстанции, на которых установлены трансформаторы с напряжением первичных обмоток соответствующих ПС, а на вторичных 6 или 10 кВ, которое и подается в распределительную сеть. ППЭ часто ставят на территории предприятия как можно ближе к ЭП, тогда эти подстанции (и вся система питания) носят название “Глубокого ввода”. Например, так сделано на Сибзаводе (ЛЭП-110 кВ), Заводе техуглерода, АО “Омскшина” и др. Трансформаторы таких подстанций (их называют ПГВ – подстанции глубокого ввода) в большинстве случаев (за исключением особых) устанавливают открыто, “на улице”, но распределительные устройства 6 или 10 кВ, как правило – внутри помещений.

Распределительные сети (РС) – кабельные линии 6 - 10 кВ, проложенные на территории объекта либо в земле, либо, что более перспективно, по воздуху на специальных устройствах – эстакадах. Кабельные линии подходят к цеховым подстанциям, где напряжение понижается до 380 В (либо 660 В, которое еще применяют не повсеместно).

Для питания ЭП напряжением 6 – 10 кВ сооружаются закрытые распределительные устройства (ЗРУ), задача которых питать ЭП напряжением 6 либо 10 кВ. Если распределительная сеть 10 кВ, а некоторые приемники имеют номинальное напряжение 6 кВ, то в таких случаях для этих ЭП устанавливают еще свои трансформаторы напряжением 10 / 6 кВ, т.е. понижающие от 10 до 6 кВ.

Электрическая схема электроустановки – это графическое изображение порядка электрических соединений элементов оборудования с помощью условных символов в точном соответствии с действительностью. Масштабирование в электрических схемах обычно не применяется.

Главной схемой соединений электрических станций и подстанций (далее в тексте – главной схемой) называют схему электрических и трансформаторных соединений между основными ее элементами, связанными с производством, преобразованием и распределением электроэнергии. На чертеже все элементы схемы изображаются условными символами (табл. 1.1). Анализируя главную электрическую схему, можно оценить надежность, маневренность, экономичность станции или подстанции.

Главные схемы представляются обычно в однолинейном исполнении, т. е. показываются электрические соединения элементов схемы одной фазы (о наличии трех фаз можно обычно судить по схемам силовых трансформаторов Т, трансформаторов тока ТА, некоторых типов трансформаторов напряжения TV).

Таблица 1.1

Условные графические обозначения

элементов схем электроснабжения

Элемент схемы	Обозначение
	графическое	буквенное
Генератор трехфазного переменного тока		G
Трансформатор силовой трехфазный двухобмоточный		Т
Трансформатор силовой трехфазный с расщепленной обмоткой НН		Т
Трансформатор силовой трехфазный двухобмоточный с РПН		Т
Трансформатор силовой трехфазный с расщепленной обмоткой НН с РПН		Т
Автотрансформатор силовой с РПН		Т
Автотрансформатор силовой с расщепленной обмоткой НН с РПН		Т

Продолжение табл. 1.1

Реактор		LR
Силовой выключатель стационарный		Q
Силовой выключатель на выкатной тележке		Q
Быстродействующий автоматический выключатель		QF
Автоматический выключатель нагрузки		QF
Быстродействующий автоматический выключатель на выкатной тележке		QF
Предохранитель		F
Разъединитель		QS
Отделитель		QR
Короткозамыкатель		QN

Окончание табл. 1.1

Кабельная линия электропередачи		W
Разрядник вентильный		FV
Асинхронный двигатель		M
Синхронный двигатель		MS
Измерительный трансформатор напряжения однофазный		TV
Измерительный трансформатор напряжения трехфазный		TV
Измерительный трансформатор тока		TA
Измерительный трансформатор тока		TA

К элементам главной схемы относятся генераторы (для станций), трансформаторы, шины, провода, ЛЭП, разъединители, выключатели, реакторы, измерительные трансформаторы, а также некоторые электроприемники, соизмеримые по мощности с силовым оборудованием подстанции (например, двигатели, дуговые печи и т. д.)

1.2. Основные требования к СЭС

При проектировании СЭС должны быть выполнены три основных требования:

– надежность, т.е. бесперебойность питания, особенно ЭП, наиболее ответственных в технологическом процессе предприятия, а также соответствующих стандартов качества электроэнергии, например, величины напряжения, частоты переменного тока, формы кривой напряжения, симметрии по фазам трехфазных сетей и т.п. (всего таких показателей качества – 10 основных и три дополнительных);

– экономичность, под которой понимают минимум расчетных затрат на сооружение и эксплуатацию СЭС;

– безопасность при эксплуатации, т.е. электробезопасность.

1.3. Принципы построения СЭС

Построение СЭС осуществляется по ряду основных принципов. Эти принципы можно сгруппировать в следующие:

– максимальное приближение ИП к потребителю. Это следует понимать в том смысле, что наиболее высокое напряжение необходимо максимально близко подводить к так называемому центру электрических нагрузок объекта, иными словами, использовать систему “Глубоких вводов”;

– раздельная работа сетей и трансформаторов. Поскольку в большинстве случаев линии двухцепные, а подстанции двухтрансформаторные, нагрузка должна разделиться на две части и так работать в нормальном режиме. В случае выхода из строя одной цепи или одного трансформатора вся нагрузка переводится на другой трансформатор. Такой режим называют послеаварийным, поэтому при проектировании выбор линии и трансформаторов делают с учетом возможной (допустимой по стандарту) перегрузки в послеаварийном режиме;

– глубокое секционирование всех звеньев системы. Это означает, что число секций (рис. 2.2) может быть больше двух;

– выбор правильного режима работы. Здесь имеется в виду регулирование показателей качества электроэнергии на местах, компенсация реактивной мощности, параллельная работа трансформаторов и другие режимные вопросы.

Схема радиального „ Глубокого ввода ” (рис. 1.2), где W1, W2 – ЛЭП питающей сети с „глухим” подсоединением к трансформаторам ППЭ. Такое присоединение используется для коротких (до 6 км) ЛЭП;

Рис. 1.2

QS1, QS2 – разъединители – оперативный аппарат для видимого разрыва цепи;

Т1, Т2 – трансформаторы ППЭ;

Q1 – Q8 – выключатели силовые, напряжением 6 – 10 кВ;

Т3 – однотрансформаторная цеховая подстанция 6 – 10 0,4 кВ;

А1, А2 – автоматические выключатели на напряжение 380 В;

М1, М2 – электроприемники (электродвигатели);

I – II – обозначение номеров секций шин (две секции).

1.4. Основные этапы проектирования СЭС

Известно, что строительство любого объекта начинается „ на бумаге ”, т. е. с проектной документации. Системы электроснабжения не исключение, здесь также все начинается с проектирования.

Началом проектирования является получение технического задания от заказчика и технических условий (ТУ) электроснабжающей организации на подключение СЭС. В этих ТУ оговорены питающие напряжения, подстанция (или электростанция), к которой будет осуществлено подключение питающей сети, рекомендуемая аппаратура коммутации на ППЭ, а также необходимые параметры для расчета токов короткого замыкания.

В период обучения в вузе студенты проводят учебное проектирование (РГР, курсовые работы и проекты, дипломное проектирование). В целом проект СЭС (как и других объектов) состоит из трех основных частей:

– пояснительной записки, в которой приводятся все расчеты, пояснения и инструкции;

– графической части (чертежи, схемы);

– сметно-финансовой части сметы расходов по отдельным статьям и итоговым данным.

В учебном курсовом проектировании студенты делают только две первые части проекта: пояснительную записку и чертежи.

Проектирование СЭС начинается с „конца” схемы (рис. 1.1), т.е. от электроприемников. Сначала определяют расчетные электрические нагрузки, обсчитывая все ЭП до 1 000 В и выше. Затем (по этим данным) выбирают цеховые ТП и РП, после выбирают линии распределительной сети и все нагрузки сводят к шинам 6 – 10 кВ ППЭ, т.е. определяют нагрузку по заводу в целом, причем учитывают нагрузки освещения (цехов и территории предприятия), потери в цеховых трансформаторах и сети, компенсацию реактивной мощности. По этой нагрузке выбирают трансформаторы ППЭ, затем – ЛЭП питающей сети. После этого „сверху” опускаются „вниз”, выбирая аппаратуру, рассчитывая токи короткого замыкания в нужных точках сети, и проверяют выбранную аппаратуру и другие элементы сети в „ненормальных” режимах.

Убедившись в том, что все элементы надежны, регулирование показателей качества электроэнергии предусмотрено, можно сделать заключение, что СЭС удовлетворяет всем основным требованиям.

1.5. Электрические схемы подстанций

С развитием науки, технологий и даже политики принципиально меняются постановки и подходы к решению задач в технике. Это касается и схем распределительных устройств станций и подстанций. Если в этой области техники до 60 – х годов была тенденция к усложнению при повышении надежности, то теперь наблюдается упрощение схем при повышении надежности и удешевлении сметной стоимости подстанции.

Рассмотрим историю развития наиболее распространенных схем подстанций и область их использования.

Рис. 1.3

Самой простой электрической схемой (рис. 1.3) является схема с одной несекционированной системой шин. Каждое присоединение подключается к шине через свой выключатель и разъединители. Работа этой схемы заключается в том, что источники работают на одну сборную шину, с которой питаются потребители. Достоинства: простота, наглядность, минимальные затраты на сооружение. Недостаток – низкая надежность, которая проявляется при аварийном или ремонтном режимах сборной шины или выключателя присоединения.

Рис. 1.4

Для повышения надежности сборную шину секционируют (рис. 1.4), т.е. делят на две части и более. Источники с потребителями распределяются равномерно по секциям. Такая схема широко применяется на распределительных устройствах (РУ) станций и подстанций напряжением до 10 кВ и напряжением до 220 кВ. Однако значительного снижения отключений при аварии или ремонте достигаются при секционировании, когда число секций равно числу присоединений, что неэкономично.

Рис. 1.5

Производной от предыдущей является схема (рис. 1.5) с одной системой сборных шин, секционированной и соединенной в кольцо. Надежность такой схемы несколько выше рассмотренных ранее, и она применяется обычно на генераторном напряжении 6 – 10 кВ тепловых электростанций.

Рис. 1.6

Дальнейшее совершенствование одной системы сборных шин привело к добавлению к рабочей системе (рис. 1.6) дополнительной обходной системы шин. Так как каждое присоединение подключено к обходной системе через свой разъединитель, то при выводе в ремонт выключателя присоединения достаточно включить дополнительный обходной

выключатель и обходной разъединитель, выключатель которого должен ремонтироваться, и отключить выводимый выключатель. Достоинство такой системы – ремонт выключателя любого присоединения может производиться без перерыва электроснабжения. Недостатки: необходима установка обходного и секционного выключателей; ремонт основной рабочей системы шин невозможен без отключения питания, короткое замыкание на рабочей системе шин приводит к отключению питания всех потребителей поврежденной секции, повреждение секционного выключателя приводит к потере питания потребителей обеих секций. Такая схема применяется при ограниченном числе присоединений в РУ среднего напряжения 110 – 220 кВ станций и подстанций.

Рис. 1.7

Следующей более совершенной является схема (рис. 1.7) с двумя рабочими системами шин. Каждое присоединение имеет выключатель и два шинных разъединителя. Причем каждая система шин может быть секционирована, что зависит от количества присоединений. Преимуществом такой схемы является быстрое восстановление питания присоединений при КЗ на шине путем переключения их на неповрежденную систему шин, а при секционировании каждой системы шин - появляется оперативная гибкость, т. е. возможность произвольного разделения присоединений между системами шин. Недостаток - неизбежное усложнение схемы, вывод в ремонт выключателя присоединения вызывает кратковременное отключение питания этого присоединения. Схему с двумя системами сборных шин до 1960 г. принято было считать универсальной. В настоящее время они используются на станциях и подстанциях 110 - 220 кВ и большом числе присоединений.

Рис. 1.8

Последний недостаток устраняется при добавлении к двум рабочим системам обходной системы шин (рис. 1.8). Важно отметить, что при высокой надежности на одно присоединение приходится один выключатель. Первая и вторая система сборных шин постоянно находятся в работе, а питание и нагрузки распределяются между ними. Обе рабочие системы могут быть также секционированы при большом числе присоединений. Обходная система шин (нижняя на схеме) и обходные выключатели вводятся в работу при выводе в ремонт выключателей без перерыва питания соответствующих присоединений. Область использования этой схемы, как и предыдущей - РУ станций и подстанций напряжением 110 - 220 кВ.

  Рис. 1.9

Схема РУ (рис. 1.9) с двумя системами сборных шин и двумя выключателями на присоединение получили наибольшее распространение в США. В бывшем СССР по этой схеме выполнены несколько крупных станций. Достоинство - высокая надежность. Так как основную стоимость РУ составляют выключатели, то исключительно высокая стоимость является основным и существенным недостатком такой схемы. К тому же при коротком замыкании на шинах во время ремонта одной из системы шин произойдет полное отключение всех присоединений.

Сейчас распределительные устройства с двумя выключателями на каждое присоединение уступили место подобным устройствам, но с меньшим числом выключателей.

Рис. 1.10

Такой является схема РУ с 3/2 выключателями на присоединение (рис. 1.10), иногда называемая полуторной схемой.

Каждое присоединение подключается через два выключателя. В нормальном рабочем режиме все выключатели включены и обе системы шин находятся под напряжением. Достоинство схемы: при ревизии любого выключателя все присоединения остаются в работе. Вероятность отключения ветвей при ремонте выключателей и внешних замыканиях в этой схеме меньше. Недостаток: отключение поврежденного присоединения двумя выключателями увеличивает общее количество ремонтов выключателей; усложнение цепей релейной защиты и др. В настоящее время такие схемы используются в РУ напряжением 330 – 750 кВ на мощных электростанциях.

Подобной (здесь не приведенной) является схема РУ с 4/3 выключателями на присоединение. Она обладает такими же достоинствами, что и полуторная. Схема применяется в РУ напряжением 330 – 500 кВ мощных КЭС и АЭС.

На рисунке. 1.11. изображена главная электрическая схема понижающей подстанции с одной системой сборных шин. Электрическая энергия напряжением U1 = 110 кВ (или 220 кВ) поступает по линии W1 и через включенные разъединители QS1, QS2, выключатель Q1 подается на обмотку высокого напряжения понижающего силового трансформатора Т1. От его обмотки низкого напряжения с U = 6 кВ (или 10 кВ) электроэнергия подается к потребителям:

Рис. 1.11

– через включенный разъединитель QS3 и защитный предохранитель F2 к трансформатору собственных нужд (ТСН) Т2, который обеспечивает потребности подстанции в электроэнергии (для работы приводов механизмов, электрических схем релейных защит и автоматики, освещения, обогрева и т.д.);

– через включенные разъединители QS4, QS5 и выключатель Q2 к сборным шинам подстанции напряжением U2 = 6 или 10 кВ, от которой и происходит перераспределение энергии.

От сборных шин питаются потребители P1, P2, P3, M1, M2 через соответствующие включенные коммутационные аппараты. Например, потребитель Р1 первого присоединения получает энергию через QS6, Q3, QS12, кабельную линию W2, понижающий силовой трансформатор цеховой подстанции (с U2 = 6 кВ или 10 кВ до напряжения U3 = 0,38 кВ или 0,66 кВ) Т3 и автоматический выключатель QF1. Электроприемниками потребителей P1, P2, P3 могут быть освещение, низковольтные двигатели механизмов, установки электролиза, электрические печи, сварочные аппараты и другие электроустановки промышленного назначения. Высоковольтные двигатели М1 и М2 питаются без понижающего силового трансформатора, непосредственно от шин с U2 = 6 или 10 кВ соответственно через QS8, Q5, QS14, W4 и QS9, Q6, QS15, W5. На всех уровнях напряжений производится измерение расхода электроэнергии, обеспечивается защита от повреждений и автоматическое управление электроустановками. В качестве датчиков используются измерительные трансформаторы тока, обозначенные на схеме символами ТА1 – ТА8, и трансформаторы напряжения TV1, TV2.

Для защиты оборудования от перенапряжений устанавливаются разрядники FV1 – FV4.

Как вы уже, наверное, заметили, каждый из выключателей Q1 – Q7 с обеих сторон подключен к разъединителям. Так делается всегда для того, чтобы можно было производить ремонт выключателя с видимым разрывом цепи при включенном смежном оборудовании (например, ремонт Q3, когда на сборных шинах подстанции присутствует напряжение U2, или ремонт Q1, когда линия W1 находится под напряжением U1, ведь от нее могут питаться и другие подстанции).

Рассматриваемая подстанция является сложным “организмом”, который при “заболевании” должен защищаться. На подстанции такие “заболевания” возможны как внутри ее (короткие замыкания, перегрузка и др.), так и снаружи (понижение или повышение напряжения, частоты и др.).

Как любой организм борется с болезнями, так и всевозможные устройства релейной защиты (РЗ) и автоматики подстанции пытаются выявить и отключить поврежденный элемент, попробовать вновь включить, повысить напряжение на шинах потребителей и т.д.

Применение устройств РЗ и автоматики является обязательным средством повышения надежности электроснабжения. Релейной защитой называется комплекс устройств, которые производят отключение поврежденных узлов или участков систем электроснабжения, а также обеспечивают локализацию аварии. К наиболее распространенным средствам автоматизации относятся устройства автоматического повторного включения (АПВ) и автоматического ввода резерва (АРВ). Первое предназначено для восстановления питания потребителей по воздушным или кабельным линиям путем автоматического включения отключившихся выключателей. Подавляющая часть коротких замыканий (КЗ) в воздушных электрических сетях происходят из-за атмосферных перенапряжений, набросов, схлестываний проводов и т.п. Участок линии в этом случае отключается, оставаясь, по – существу, работоспособным. Для восстановления питания используется устройство, которое с выдержкой времени 0,5 – 3 с (определяется условиями защиты) производит АПВ. Если после отключения КЗ исчезло (оно называется неустойчивым), то после действия устройства АПВ (оно называется успешным и случается в 50-85% от общего числа срабатываний) линия остается в работе. Если же КЗ устойчивое, то работа устройства АПВ (в этом случае неуспешное) приводит вновь к действию РЗ, отключению линии и блокировке АПВ. После устранения повреждения и включения линии в работу – устройство АПВ через 20 с автоматически вводится в работу.

На устранение устойчивого КЗ обслуживающему персоналу требуется время и для обеспечения бесперебойного питания некоторых ответственных потребителей используется устройство АВР, которое осуществляет переключение таких приемников на резервное питание по исправной линии электропередачи.

Рассмотрим случай, когда произошло КЗ на кабельной линии W2. К месту повреждения потечет ток в десятки раз больше номинального, его обычно называют током КЗ, так как он протекает через ТА4, к которому подключены устройства РЗ. Защита сработает и подействует на механизм отключения выключателя Q3. Кабельная линия W2 обесточится. Естественно, потребитель этого присоединения также перестанет получать электроэнергию, но зато значительный ток КЗ не сможет больше воздействовать на здоровые элементы подстанции и энергосистемы, что позволяет сохранить их работоспособность.

Если на рассматриваемом элементе установлено устройство АПВ, то через время 0,5 – 3 с, оно включит выключатель Q3. При условии исчезновения причины КЗ через это время, что вполне вероятно, питание потребителей восстановится. В противном случае РЗ опять даст сигнал Q3 на отключение и, пока эксплуатационный персонал не устранит повреждение, нельзя включать Q3.

Схема другой подстанции (рис. 1.12) с потребителями P1 – P4, M1 имеет следующие отличия. Выключатели Q1 – Q6 конструктивно выполнены на выкатных тележках и при массе каждого около полутонны могут свободно транспортироваться одним человеком на расстояния в пределах распределительного устройства (РУ).

Поэтому для вывода в ремонт выключатель отключается и выкатывается из ячейки РУ. Так как видимый разрыв обеспечен (выключатель одновременно выполняет роль разъединителей, в связи с чем специальная их установка не требуется), можно производить необходимые работы.

Вторая особенность: отсутствует выключатель на стороне высокого напряжения U1 подстанции, но появились другие коммутационные аппараты. Это короткозамыкатель QN1 и отделитель QR1. А работает эта система при возникновении КЗ в силовом трансформаторе Т1 следующим образом. При таком повреждении – РЗ (на схеме не показана) питающей линии W1, установленная в “голове” линии, может не почувствовать такой ток КЗ, а РЗ трансформатора, подключенная к ТА2 и ТА4, должна обязательно сработать. Последняя подействует на QN1, который замкнется и сделает искусственное КЗ, сопровождающееся большим током, значительно превышающим ток при КЗ в трансформаторе. Релейная защита линии W1 такой ток КЗ почувствует и подаст сигнал на отключение своего выключателя (на схеме не показан). После его срабатывания в бестоковую паузу отключится QR1, а АПВ линии W1 вновь включит головной выключатель, и у других потребителей восстановится питание.

Схема подстанции (рис. 1.13) отличается от предыдущих тем, что потребители P1 – P4, M1, M2 питаются от силового трансформатора, выполненного с расщепленными обмотками низкого напряжения (т.е. имеются две обмотки низшего напряжения, обычно одинаковые по мощности). Это делается для того чтобы при больших мощностях силовых трансформаторов ограничить ток КЗ. В противном случае трудно будет найти выключатель Q1, который будет способен отключить ток КЗ без физического разрушения своей конструкции.

При проектировании систем электроснабжения необходимо учитывать категории потребителей электроэнергии. По степени надежности все потребители делятся на три категории.

Потребители первой категории – потребители, нарушение электроснабжение которых может повлечь опасность для жизни людей, повреждение оборудования, привести к значительному экономическому ущербу, массовому браку продукции, расстройству сложного технического оборудования. К таким потребителям относятся, например, химические производства, ряд металлургических производств, зрелищные мероприятия, на которых присутствует большое количество людей и т.д.

Электроснабжение потребителей первой категории в любых случаях должно быть надежно обеспечено и при его нарушении автоматически восстановлено. В связи с чем электроприемники первой категории должны иметь два или более независимых источника питания, каждый из которых мог бы полностью обеспечить их электроснабжение в нужных количествах.

Перерыв электроснабжения может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.

Потребители второй категории - потребители, нарушение электроснабжения которых может повлечь простой рабочих, механизмов, расстройств технологического процесса, нарушение нормальной жизни значительного числа городских и сельских жителей.

Потребители второй категории могут иметь резервный источник электроснабжения, подключение которого осуществляется через некоторое время после отказа основного источника. При нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала.

Рис. 1.12

Рис. 1.13

Потребители третьей категории – это неответственные потребители, которые не подходят под определения первой и второй категории. Например, вспомогательные цехи, небольшие поселки, небольшие односменные кустарные предприятия и т.д.

Возможность использования резервного источника определяется из сопоставления материальных затрат на создание системы резервирования и ущерба от перерыва электроснабжения. Установление резерва целесообразно, если ущерб от перерыва электроснабжения превышает затраты на построение системы электроснабжения с резервированием.

Приемники третьей категории резервным источником питания не обеспечиваются. Перерывы электроснабжения электроприемников третьей категории, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не должны превышать одних суток.

Cхемы электроснабжения (рис. 1.11 – 1.13) предназначены для приемников третьей категории.

На рисунке 1.14. изображена подстанция с двумя питающими вводами, силовыми трансформаторами и секциями сборных шин. Такая конструкция подстанций отличается от предыдущих повышенной надежностью и может использоваться для электроснабжения потребителей первой и второй категорий.

В нормальном режиме питание потребителей P1 – P3, М1 первой секции производится от шины W1, через Т1 и включенные Q1, Q3, а потребителей Р6 -Р8, М2 второй секции – от W2 через Т2 и включенные Q2, Q4. При этом секционный выключатель QB обычно отключен (также для ограничения токов КЗ). При возникновении КЗ, например, в Т1 релейная защита отключает Q1 и Q3, потребители первой секции теряют питание. На выключателе QB обычно устанавливается устройство АВР. Оно срабатывает при отключении Q1, Q3 и исчезновении напряжения U2 на сборных шинах первой секции. В результате АВР обеспечивает электрическую связь между первой (обесточенной) и второй (под напряжением) секциями благодаря включению QB. Питание потребителей восстанавливается от исправного трансформатора Т2. Потребители Р4 и Р5 имеют АВР по напряжению U3 = 0,38 кВ (0,66 кВ) и поэтому, независимо от положения выключателя QB, они могут питаться как от первой системы шин, так и от второй.

Рис. 1.14

Дата добавления: 2014-12-07