Электроснабжение цехов промышленных предприятий

1. Основные требования к цеховым системам электроснабжения (СЭС)

При создании новых и реконструкции действующих цеховых систем электроснабжения (СЭС) промышленных предприятий (ПП) должны внедряться современные прогрессивные технические и технологические решения, подтвержденные экономическими расчетами:

• следует выполнять замену морально и физически устаревшего оборудования;
• совершенствовать схемы питающих и распределительных сетей, внедрять системы комплексной автоматизации сложных технологических процессов;
• обеспечивать достаточную степень компенсации реактивной мощности на всех ступенях СЭС, поддерживать расчетный баланс активной и реактивной энергии в энергосистеме;
• внедрять при проектировании СЭС современные пускорегулирующие устройства плавного и глубокого регулирования приводами;
• устанавливать системы повышения качества и контроля потребления электроэнергии в характерных узлах нагрузки.

Для достаточного обеспечения надежности СЭС и уровня резервирования ЭП в соответствии с категорией надежности электроснабжения необходимо знать их параметры не только в номинальных, но и в аварийных режимах, а также в послеаварийные периоды.

Аварийный режим – кратковременный переходный режим, вызванный нарушениями нормального (номинального) режима работы СЭС или ее отдельных звеньев и продолжающийся до отключения поврежденного звена или элемента. Продолжительность аварийного режима определяется в основном скоростью действия релейной защиты, автоматики и телеуправления.

Под послеаварийными режимами понимают режимы, возникающие после отключения поврежденных элементов СЭС, т.е. после ликвидации аварийного режима. Он длительнее аварийного режима и продолжается до восстановления нормального режима. Поэтому СЭС нужно строить так, чтобы она в послеаварийном режиме обеспечивала функционирование основных производств ПП, обеспечивала возможность необходимых переключений и пересоединений.

В послеаварийном режиме допустимо частичное ограничение подаваемой мощности и кратковременные перерывы питания ЭП 3-й категории, а перерывы для ЭП 2-й категории допускаются на время переключений и пересоединений. При этом разрешено отступление от нормальных уровней отклонений и колебаний напряжения и частоты в пределах установленных допусков. Допускается перегруженность некоторых элементов сети, но в нормативных пределах. Если в послеаварийном периоде особенности технологических процессов не позволяют полностью сохранить работоспособность основных производств, то нужно обеспечить сокращенную работу предприятия с ограничением мощности или поддержание производства в состоянии горячего резерва с тем, чтобы после восстановления нормального электроснабжения предприятие могло быстро возобновить свою работу по заданной производственной программе. Требования, предъявляемые к электроснабжению предприятий, зависят также от потребляемой ими мощности. С этой точки зрения предприятия условно подразделены на крупные, средние и малые.

2. Характеристики цеховых трансформаторных подстанций промышленных предприятий

2.1. Основные характеристики цеховых трансформаторных подстанций

Трансформаторные подстанции (ТП) бывают разных типов и предназначены для приема, преобразования и распределения электрической энергии в сетях трехфазного тока промышленной частоты. Мощность и уровень напряжения такого устройства определяется схемой и конфигурацией электрической сети, а также характером и нагрузками существующих потребителей электроэнергии.

Основными элементами любой подстанции являются трансформаторы. В зависимости от системы охлаждения различают:

• сухие трансформаторы (ТСЗ) с естественным воздушным охлаждением; защищенные (защита масла выполняется с помощью азотной «подушки», возможно исполнение без расширительного бачка);
• масляные трансформаторы — ТМ (масляное охлаждение); масляные защищенные (ТМЗ — масляное охлаждение, защита масла выполняется с помощью азотной подушки). Для трансформаторов небольшой мощности (до 160 кВ·А) возможно исполнение без расширительного бачка;
• трансформаторы с негорючим жидким диэлектриком – ТНЗ (естественное охлаждение диэлектриком, защищенные, защита диэлектрика с помощью азотной подушки, возможно исполнение без расширительного бачка).

В настоящее время на ПП устанавливают не отдельные трансформаторы, а комплектные трансформаторные подстанции (КТП). По количеству трансформаторов КТП подразделяют на одно-трансформаторные и двухтрансформаторные.

Одно-трансформаторные подстанции применяют для питания потребителей 3-й категории, а также части приемников 2-й категории, у которых возможен перерыв питания на время замены трансформатора. Для ЭП 1-й и 2-й категорий надежности электроснабжения, как правило, устанавливают двух-трансформаторные подстанции. Для ЭП 1-й категории на стороне низкого напряжения предусматривают устройство автоматического включения резерва (АВР), автоматически срабатывающее при аварийном отключении одного из трансформаторов. При питании потребителей 2-й категории в аварийном режиме допускается ручное подключение резерва в течение 1 часа, хотя чаще в настоящее время и для них устанавливают АВР.

Двух-трансформаторные подстанции применяют также для питания отдельно стоящих объектов общезаводского назначения – компрессорных и насосных станций. Принципиальная схема двух-трансформаторной подстанции приведена на рис. 1.

Рисунок 1 – Принципиальная схема двух-трансформаторной подстанции: QF1, QF2 – автоматические выключатели ввода низшего напряжения трансформаторов Т1 и Т2; QF3 – секционный автоматический выключатель; Q4 – разъединитель для визуального контроля разрыва цепи

ТП классифицируются по типу преобразования электроэнергии силовыми трансформаторами:

• понижающие подстанции служат для понижения высокого первичного напряжения сети до вторичного низкого для подключения ЭП;
• повышающие подстанции служат для повышения напряжения, вырабатываемого генераторами, и передачи его в электрическую сеть.

В последние годы разработана серия трех-трансформаторных подстанций.

Их применение с симметричным распределением нагрузки в послеаварийном режиме на оставшиеся в работе два трансформатора позволяет увеличить загрузку каждого из трех трансформаторов в нормальном режиме выше значений, определяемых коэффициентом загрузки трансформатора в зависимости от категории надежности электроснабжения. Применение трех-трансформаторных подстанций при условии полного резервирования нагрузки обеспечивает 25%-ную экономию мощности по сравнению с двух-трансформаторными подстанциями. Схема трехтрансформаторной подстанции приведена на рис. 2.

Рисунок 2 – Принципиальная схема трех-трансформаторной подстанции: QFI, QF2, QF3, QF4, QF5, QF6 – автоматические выключатели ввода низкого напряжения трансформаторов Т1, Т2 и Т3 соответственно; QF7; QF8, QF9 – секционные автоматические выключатели; Q1, Q2, Q3 – разъединители для визуального контроля разрыва цепи; АВР – система автоматического включения резерва

К преимуществам трех-трансформаторных подстанций относится значительное снижение токов на вводных и секционных выключателях в послеаварийных режимах. В то же время у трех-трансформаторных подстанций сборные шины РУ до 1 кВ трудно выполнить из-за необходимости соединений секций между собой, а схема АВР более сложная по сравнению с двух-трансформаторной подстанцией. Трех-трансформаторные подстанции целесообразно применять для питания потребителей 1-й и 2-й категорий, как при сосредоточенной, так и при распределенной нагрузке, питаемой по магистральным сетям.

Соотношения значений коэффициентов загрузки трансформаторов в номинальном (k_z) и в послеаварийных (k_zav) режимах следующие:

• для двух-трансформаторных подстанций k_z = 0,5 k_zav;
• для трех-трансформаторных подстанций k_z = 0,666 k_zav.

Коммутационные аппараты (разъединитель и выключатель нагрузки) перед цеховым трансформатором устанавливают в следующих случаях:

• подстанция питается от ВЛЭП;
• источник питания находится на территории другой эксплуатирующей организации;
• подстанция более чем на 3 км удалена от источника питания;
• на стороне низкого напряжения не установлен отключающий аппарат.

При магистральной схеме питания на вводе к цеховому трансформатору в большинстве случаев последовательно устанавливают выключатель нагрузки и предохранитель или разъединитель в комплекте с предохранителем, позволяющие осуществить селективное отключение цеховой ТП при повреждении или неноминальном режиме работы трансформатора. Включать предохранители рекомендуется перед выключателем нагрузки.

Цеховые ТП напряжением 6(10)/0,4(0,69) кВ выполняют без сборных шин первичного напряжения при всех видах СЭС. При радиальной схеме питания цеховой трансформатор обычно имеет глухое присоединение к линии 6–10 кВ, идущей от распределительной подстанции (РП).

Выбор типа трансформаторов для ТП осуществляется в зависимости от окружающей среды и места установки.

Для внутренней установки не рекомендуется применение масляных трансформаторов типа ТМ, а рекомендуется использовать сухие трансформаторы, трансформаторы с негорючим жидким диэлектриком или защищенные масляные трансформаторы ТМЗ. Их применение не ограничивается числом, расстояниями, этажностью.

Сухие трансформаторы мощностью 100÷630 кВ·А применяют главным образом на испытательных станциях, в лабораториях и других установках с ограничениями по условиям пожарной безопасности.

2.2. Выбор схем распределения и питания силовых потребителей в цехах промышленных предприятий

На выбор схемы распределения электроэнергии в цехах промышленных предприятий и ее конструктивное исполнение оказывают влияние следующие факторы:

• требования к бесперебойности питания (учет категории надежности электроснабжения ЭП);
• условия рабочей среды в цехе;
• размещение технологического оборудования по площади цеха;
• возможное место размещения трансформаторных подстанций.

СЭС должна быть надежна и безопасна, удобна в эксплуатации и экономична, т.е. иметь минимум расчетных затрат на ее сооружение; она не должна быть многоступенчатой и содержать недогруженное оборудование. Должен быть использован наиболее простой способ прокладки электрической сети. В СЭС применяют ЭО со степенью защиты, соответствующей характеру среды в цеху, соответствие которой определено ПУЭ.

Для питания цеховых ЭП в основном применяют систему трехфазного переменного тока напряжением 380 В с глухозаземленной нейтралью цехового трансформатора. Различают питающую и распределительную сети. Линии цеховой сети, отходящие от цеховой ТП или вводного устройства, образуют питающую сеть, а линии, подводящие энергию от шинопроводов или РП непосредственно к ЭП, – распределительную сеть. Схемы бывают радиальные, магистральные и смешанные, с односторонним и двусторонним питанием.

1) Магистральные силовые сети. При магистральной схеме цеховой сети питание от комплектной трансформаторной подстанции (КТП) к отдельным узлам нагрузки и ЭП осуществляется по общей линии. Чаше всего такие схемы применяют в цехах машиностроительных заводов, в цехах цветной металлургии, на предприятиях приборостроения, в цехах экспериментальных производств и др. Магистральные силовые питающие сети рекомендуется применять:

• в энергоемких производствах при распределении электроэнергии от КТП мощностью 1600 и 2500 кВ·А;
• при последовательно распределенной нагрузке по площади цеха;
• при частых заменах технологического оборудования.

Магистральные сети выполняют неизолированными шинами, комплектными шинопроводами типа ШМА или кабелями. Подключение магистрали к сборным шинам распределительного устройства КТП осуществляют через линейные автоматические выключатели (АВ) или наглухо, без коммутационного аппарата (рис. 3 и рис. 4).

Рисунок 3 – Принципиальная схема подключения магистралей к ТП через автоматические выключатели отходящих линий

Рисунок 4 – Принципиальная схема «блок трансформатор – магистраль»

Магистральные схемы, выполненные шинопроводами, надежны и применяются для питания потребителей любой категории надежности. Если требуется резервирование питания, то применяют двух-трансформаторные подстанции с установкой АВР на секционном выключателе (рис. 5). При использовании одно-трансформаторных подстанций, секционный выключатель устанавливают в цеху, и он должен быть сблокирован с выключателем подстанции.

Для энергоемких ЭП 1-й категории надежности применяют магистральную схему, представленную на рис. 6. Ответственные потребители получают питание от двух магистралей; менее ответственные потребители питаются от одной магистрали (распределительные подстанции РП1 и РП2). Магистральные сети, выполненные комплектными шинопроводами, дорогие, поэтому их применяют при трех и более ответвлениях и при токах не менее 250 А.

При сложных трассах (с большим числом поворотов, при разных высотных отметках и др.) целесообразно отдельные участки шинопровода заменять многоамперным кабелем. Его следует прокладывать на минимально допустимой высоте (не менее 2,5 м) от уровня пола или площадки обслуживания (согласно требованиям ПУЭ).

Рисунок 5 – Принципиальная схема подключения магистралей к двух-трансформаторной подстанции: М1 и М2 — магистрали

Рисунок 6 – Принципиальная схема питания потребителей 1-й категории от двух магистралей

При глухом присоединении магистрали к трансформатору используют схему «блок трансформатор – магистраль». Эта схема отличается простотой, надежностью и экономичностью, и может быть реализована на ТП любых типов, используется, как правило, с числом отходящих магистралей, не превышающих числа установленных трансформаторов. К трансформаторам мощностью 1000 и 2500 кВ·А допускается подключать по две магистрали. При выборе сечения магистрального шинопровода следует помнить, что его пропускная способность не должна превышать пропускную способность питающего трансформатора с учетом перегрузок в послеаварийном режиме. Рекомендуемое количество комплектных шинопроводов, подключаемых к ТП, приведено в табл. 1.

Таблица 1 – Данные о количестве комплектных шинопроводов, подключаемых к ТП

Номинальная мощность трансформатора, кВ·А	Предельное число магистралей	Число и номинальный ток магистралей (штук х А)
1000	1	1 х 1250
		1 х 1600
1600	2 1	1 х 1250+ 1 х 1600
		1 х 2500
2500	2 2 1 1	2 х 1600
		1 х 1600 + 1 х 2500
		1 х 2500
		1 х 3200

На вторичной стороне трансформаторов напряжением 0,4÷0,69 кВ применяют схемы с одной системой шин или схемы «блок трансформатор – магистраль», устанавливаются АВ или рубильники и разъединители. АВ рекомендуется применять в тех случаях, когда их параметры достаточны при нормальном режиме и при режиме КЗ.

Для трансформаторов мощностью 1600 и 2500 кВА (при больших токах КЗ) применяются специальные АВ. Также АВ устанавливаются в цепях вторичного напряжения трансформаторов между секциями шин и устройством АВР, рис. 7.

Для визуального контроля обесточивания части цепи устанавливают разъединители. Рубильники устанавливают на вводах от небольших трансформаторов к распределительному щиту низкого напряжения или при секционировании магистралей. Последовательно с ними устанавливают предохранители с плавкими вставками. Для отходящих линий от трансформаторов мощностью до 1000 кВ∙А и при токах менее 600 А, как правило, применяют АВ или блоки «рубильник – предохранитель». При расположении ТП и щита в одном или в соседних помещениях не требуется установка коммутационных аппаратов на магистралях, и шины щита рассматривают как продолжение сборных шин ТП.

Такие схемы рациональны при питании группы электродвигателей (ЭД) – насосов, компрессоров, вентиляторов.

Рисунок 7 – Схема «блок ТП — щит»

Ответвления от магистральных шинопроводов длиной до 6 м к вводным устройствам технологического оборудования, к щитам, к распределительным пунктам (РП) и к другим электроустройствам, имеющим на вводе аппараты защиты, как правило, выполняют без АВ на шинопроводах. Магистральные схемы, выполненные комплектными шинопроводами, например, типа ШМА-68Н-1600, допускающими кратковременные перегрузки, используют для питания машин контактной сварки и прокладывают в зонах, где их повреждение транспортом или перемещаемыми грузами маловероятно. В тех случаях, когда характер среды в цехе или размещение технологического оборудования по площади цеха, делают невозможным применение магистральных шинопроводов, используют кабельные магистрали (рис. 8).

Магистральные схемы обладают меньшей надежностью электроснабжения, при аварии отключают большее число потребителей.

2) При радиальной схеме электроснабжения питание каждого мощного потребителя или группы потребителей осуществляют от ТП или вводного устройства по отдельной питающей линии.

Радиальные схемы применяют для питания сосредоточенных нагрузок большой мощности, при неравномерном размещении ЭП в цехе или на его отдельных участках, а также во взрывоопасных, пожароопасных и пыльных помещениях, где невозможно применение магистральных схем. Их выполняют кабелями или проводами открыто, в трубах или в специальных каналах.

Рисунок 8 – Принципиальная схема расположения кабельных магистралей в цеху

Радиальные схемы распределительных сетей с силовыми пунктами, на которых установлены аппараты защиты ответвлений, применяют в местах, где использованию ШРА препятствуют наличие кранов, условия среды или территориальное распределение ЭП. При этом РП располагают, как можно ближе к ЭП. Радиальные схемы выполняют одноступенчатыми, когда питание осуществляется непосредственно от ТП (РП1 на рис. 9), и двухступенчатыми, когда питание осуществляется от промежуточной РП (РП2 на рис. 9).

К достоинствам радиальных схем относятся высокая надежность и удобство автоматизации, поэтому они рекомендуются для питания потребителей 1-й категории.

К недостаткам этих схем относятся значительный расход проводникового материала, ограниченная гибкость сети при перемещениях технологического оборудования, необходимость в дополнительных площадях для размещения силовых РП. Следует избегать питания малоамперных (до 20 А) ЭП отдельными линиями от силовых пунктов, в особенности от пунктов с АВ. В этом случае подключение приемников возможно по схеме «шлейфа» (к М4, М5, М6 на рис. 9) или под один защитный аппарат (М1, М2).

3) Смешанные схемы сочетают элементы магистральных и радиальных схем (рис. 10). В смешанных схемах электроснабжение осуществ-

ляется по радиальным линиям, а резервное – по одной сквозной магистрали, показанной на рис. 10 штриховой линией.

Рисунок 9 – Радиальная схема распределения электроэнергии

Рисунок 10 – Смешанная схема электроснабжения

В СЭС применяют разомкнутые смешанные схемы, отвечающие требованиям ограничения токов КЗ и независимого режима работы секций. Замкнутые сети применяют редко, так как в них значительно (до двух раз) повышаются токи КЗ, требуются выключатели на обоих концах линий, усложняется релейная защита. Однако замкнутые сети имеют ряд преимуществ:

• большая надежность питания ЭП, которые всегда подключены к двум источникам питания;
• меньшие потери энергии благодаря более равномерной загрузке сети;
• меньшее падение напряжения.

Эти достоинства особенно существенны при электроснабжении крупных установок. Например, при разомкнутой схеме пуск мощного ЭД может вызвать падение напряжения, делающее невозможным пуск и самозапуск рядом работающих ЭД (асинхронных двигателей) под нагрузкой, поскольку пусковой момент становится ниже момента сопротивления на валу двигателя.

Выбор схемы распределения электроэнергии зависит от климатических условий в цехе, от размещения и габаритов технологического оборудования, от особенностей подъемно-транспортных работ. При нормальном характере среды в цехе и расположении оборудования рядами для подачи электроэнергии используют комплектные шинопроводы типа ШРА, выпускаемые на токи 250, 400 и 630 А. Отдельные ЭП подключают к ШРА через ответвительные коробки кабелем или проводом, проложенным в трубах или металлорукавах. Ответвления от ШРА длиной до 6 м к вводным устройствам технологического оборудования, имеющим собственные защитные аппараты, выполняют без установки аппаратов защиты. При длине, большей 6 м, в ответвительных коробках ШРА устанавливают АВ или рубильник с предохранителем с плавкой вставкой.

На каждые 3 м секции ШРА предусматривают восемь ответвительных коробок (по четыре с каждой стороны). С целью рационального использования шинопроводов на каждые 6 м ШРА должно быть включено не менее двух потребителей.

Для штепсельного присоединения ответвительных коробок к секциям шинопроводов предусмотрены окна с автоматическими закрывающимися шторками, что обеспечивает безопасное присоединение коробок. При открывании шторок питание ЭП прекращается.

При наличии в цехе подвижного оборудования (например, сборочного конвейера) питание осуществляют от комплектных троллейных шинопроводов с медными шинами. Для троллеев мостовых кранов и другого подъемно-транспортного оборудования такие шинопроводы применяют в тех случаях, когда использование открытых троллеев недопустимо по условиям стесненности помещения или повышенной опасности поражения электрическим током. Цеховые ТП могут присоединяться к распределительным подстанциям по радиальной, магистральной или смешанной схеме, как и ЭП. Но любой вид присоединения экономичнее, чем для ЭП, за счет меньшего количества используемых ячеек и меньшей длины линий.

2.3. Назначение и виды трансформаторных подстанций

Цеховые ТП напряжением 6÷10/(0,4÷0,69) кВ выполняются, как правило, без сборных шин первичного напряжения, как при радиальном, так и при магистральном питании. При радиальной схеме питания цеховой трансформатор обычно имеет глухое присоединение к линии 6 — 10 кВ, идущей от распределительной подстанции (рис. 11, а). При магистральной схеме на вводе к цеховому трансформатору в большинстве случаев устанавливают выключатель нагрузки последовательно с предохранителем или разъединитель в комплекте с предохранителем, что позволяет осуществить селективное отключение цеховой ТП при повреждениях или при ненормальном режиме работы трансформатора (рис. 11, б). Это более дешевый вариант подключения трансформатора (по сравнению с отдельным выключателем на подстанции). Для трансформаторов 25÷100 кВ·А достаточно устанавливать только разъединитель (рис. 11, в).

По требованию заказчика или по условиям эксплуатации возможна отдельная установка трансформатора в цехе для непосредственного питания конкретного технологического агрегата:

• в отдельной камере (со щитом НН или без него);
• открыто, у стены цеха.

Широкая номенклатура предохранителей позволяет выбирать их в соответствии с номинальным током трансформатора и с требуемой отключающей способностью по токам КЗ.

При магистральном питании трансформаторов, используемых для вспомогательных или относительно удаленных производств, на вводе трансформатора с номинальной мощностью SN устанавливаются:

– при SN>630 кВ А — предохранитель и выключатель нагрузки (рис. 11, б);

– при SN<<400 кВ А — предохранитель и разъединитель (рис. 11, в). При магистральной схеме с напряжением 6 – 10 кВ установка отключающего АВ не обязательна, если:

• магистраль выполнена воздушной линией и обеспечена достаточная чувствительность защиты к повреждениям в трансформаторе;
• обеспечена необходимая степень резервирования электроснабжения ЭП (применение схемы двойной магистрали и резервирования на стороне низкого напряжения ТП);
• на двух-трансформаторной подстанции мощность одного трансформатора достаточна для питания ЭП 1-й и 2-й категории, установлена отключающая аппаратура со стороны НН трансформатора, а секции шин ТП оборудованы системой АВР.

а                                                                                     б                                                        в

Рисунок 11 – Схемы включения трансформаторов КТП в электрическую сеть: а – радиальная схема питания; б – магистральная схема с предохранителем и выключателем нагрузки; в – магистральная схема с разъединителем и предохранителем 

1 – кабельная воронка; 2 – рубильник (разъединитель); 3 – плавкий предохранитель; 4 – автоматический выключатель; 5 – распределительный шинопровод

Не рекомендуется подключение к одной магистрали более трех трансформаторов 1000 кВ·А (за исключением специальных схем, ставящих, например, целью повысить токи КЗ на стороне 0,4 кВ). Это правило не работает при использовании магистральных кольцевых схем и силовых трансформаторов небольшой мощности (до 400 кВ·А).

2.4. Комплектные трансформаторные подстанции

Комплектные трансформаторные подстанции (КТП) состоят из силовых трансформаторов (рис. 12, а), шкафов ввода высокого (ВН) и низкого (НН) напряжений, отходящих линий и, в случае двухили трехтрансформаторных подстанций – секционных шкафов. КТП надежнее отдельно стоящих трансформаторов, так как у них предусмотрена защита от нештатных ситуаций.

а                                                                                                     б

в                                                                                       г

Рисунок 12 – Комплектные трансформаторные подстанции: а – трансформаторная подстанция КТП-2-250 кВ·А проходная; б – трансформаторная подстанция КТПГС-630 тупиковая; в – шкаф КТП (открытый); г – отдельно стоящая тупиковая КТП

Ввод ВН на подстанцию выполняют через шкаф ввода ВН, содержащий АВ или через выключатель нагрузки с плавким предохранителем. Возможен «глухой ввод» через металлический короб, который крепят к трансформатору со стороны вводов ВН. Шкаф ввода ВН рассчитан на подключение 1 – 3 питающих кабелей, «глухой ввод» используют для подключения одного кабеля.

В состав распределительного устройства (РУ) НН одно-трансформаторной подстанции входит шкаф ввода НН и шкафы отходящих линий. РУ НН двух-трансформаторной подстанции состоит из двух шкафов НН, секционного шкафа и шкафов отходящих линий, которые разделены на отсеки выключателей, шинных и кабельных отсеков и соединены болтами. В отсеках выключателей устанавливают выкатные АВ, которые закрываются дверцами с замками, ручные приводы для включения, сигнальные лампы, приборы, кнопки и ключи управления. В верхней части, со стороны фасада, в шкафах НН и в секционных шкафах имеется ячейка, в которой установлена аппаратура автоматики, релейной защиты и сигнализации, трехфазный счетчик активной энергии. В шинном отсеке шкафов располагают сборные шины и выключатели.

В КТП с заземленной нейтралью измерение нагрузки ввода в каждой фазе РУ НН осуществляется амперметром с переключателями. На отходящих линиях измерение нагрузки осуществляется в одной фазе, в фазе А. По требованию заказчика на каждую отходящую линию может быть установлен отдельный однофазный счетчик любой модификации (счетчик реактивной энергии, совмещенный, электронный и т.д.), приборы контроля тока и напряжения.

Силовые трансформаторы КТП имеют следующие номинальные мощности: 100, 160, 250, 400, 630, 1000, 1600 и 2500 кВ·А и номинальные напряжения 6(10) кВ/0,4(0,69) кВ. Такие КТП в Украине выпускают на заводе «Укрэлектроаппарат» (г. Переяслав-Хмельницкий).

По способу компоновки выпускают однорядные (одно-трансформаторные и двух-трансформаторные) и двухрядные (двух-трансформаторные) КТП.

По схеме подключения КТП подразделяют (см. рис. 12):

1. на тупиковые, которые подключаются только к одной высоковольтной линии;
2. проходные станции, которые подключаются к двум линиям;
3. киосковые станции – самый распространенный вид подстанций, имеющие высокий показатель безопасности. Они могут изготавливаться с кабельными, воздушными или воздушно — кабельными высоковольтными вводами и выводами отходящих линий 0,4 кВ. На отходящих линиях 0,4 кВ КТП устанавливаются АВ стационарного или выкатного исполнения, или рубильники с предохранителями;
4. утепленные подстанции (КТПНУ) используются в сложных климатических условиях. Их корпус обшит специальными панелями, («сэндвичами»), в них предусмотрена система электрообогрева, управление которой может осуществляться вручную или в автоматическом режиме.

Для удобства эксплуатации КТП, по требованию заказчика, возможна установка системы внутреннего освещения отсеков подстанции и системы наружного освещения для обеспечения возможности проведения работ в ночное время.

Технические условия для КТП:

• высота над уровнем моря – не более 1000 м;
• температура окружающего воздуха для масляных трансформаторов изменяется от -45 °С до +40°С; для сухих – от –1 °С до +40 °С;
• окружающая среда — невзрывоопасная, пожаробезопасная, не содержащая токопроводящей пыли и химически активного газа;
• при наружной установке – скорость ветра не более 36 м/с;
• срок службы – не более 25 лет;
• недопустима работа при резких толчках, ударах, при сильной тряске, а также на подвижных установках и в шахтах;
• КТП мощностью 630 и 1000 кВ·А, предназначенные для наружной установки, имеют пыле-брызго-защищенное исполнение с необходимыми уплотнениями;
• для передвижных СЭС выпускают перевозимые комплектные трансформаторные подстанции (ПКТП) мощностью 630 и 1000 кВ·А.

КТП устанавливают на фундаменте, утрамбованной площадке или на бетонных блоках высотой 0,6 м (не входят в комплект поставки подстанции).

КТП с воздушным высоковольтным вводом подключается к ВЛЭП через разъединитель (входит в комплект поставки подстанции), устанавливаемый на ближайшей к подстанции опоре ВЛЭП. Степень защиты КТП обеспечивается оболочкой со степенью защиты IP34 (IP23 – для шкафа трансформатора).

Обязательным элементом КТП являются устройства для защиты подстанции от перегрузок в сети и от КЗ. Для того чтобы перепад напряжения не вывел КТП из строя, ее комплектуют разрядниками или ограничителями перенапряжений.

Внутренняя система вентиляции шкафов КТП – естественная.

По способу подключения к СЭС различают мачтовое (или столбовое) исполнение КТП и исполнение для внутренней установки:

1. одно-трансформаторные мачтовые подстанции (КТПМ) или однотрансформаторные подстанции столбового типа (КТПС) мощностью 25 – 250 кВ·А устанавливают на улице. Их используют для обслуживания небольших ПП или частных объектов и присоединяют к ВЛЭП при помощи разъединителей, разрядников и предохранителей, рис. 13;
2. тупиковые и проходные («киосковые») КТП мощностью 25 ÷1000 кВ·А предназначены для электроснабжения отдельных населенных пунктов и небольших промышленных объектов в районах с умеренным климатом (±40 ºС);
3. КТП для термообработки грунта или бетона (КТПТО или КТПОБ) используют для подачи напряжения в оборудование, которое используют для ускорения процесса отвердения. Они имеют систему автоматического регулирования температуры, что сокращает расход электроэнергии в рабочих режимах;
4. внутрицеховые КТП мощностью 630 – 2500 кВ·А комплектуются масляными (ТМЗ) или сухими трансформаторами.

Рисунок 13 – Мачтовая КТП мощностью 400 кВ·А

Структура условного обозначения КТП представлена на рис. 14.

Например, КТП(2ТМЗ-1000-10/0,4-УЗ):

• КТП двух-трансформаторная с трансформаторами типа ТМЗ;
• 1000 – номинальная мощность трансформатора, кВ·А;
• Т – трехфазный, М – масляный (или С – сухой);
• 10 – напряжение на стороне высокого напряжения (10 кВ);
• 0,4 – напряжение на стороне низкого напряжения, (0,4 кВ);
• У – климатическое исполнение (У – умеренный климат);
• 3 – категория размещения (в закрытом помещении без специальных условий).

Рисунок 14 – Структура условного обозначения КТП

КТП не имеют сборных шин первичного напряжения и отличаются только вариантами компоновки оборудования, расположением трансформаторов и РУ НН, рис. 15.

а                                                                                                          б

в                                                                                                             г

Рисунок 15 – Компоновка КТП по расположению трансформаторов и распределительных устройств НН: а – одно-трансформаторная КТП; б – двух-трансформаторная однорядная; в – двух-трансформаторная двухрядная; г – КТП с наружной установкой трансформаторов: 1 – шкаф высоковольтного ввода (ВН); 2 – силовой трансформатор; 3 – шкаф низковольтного ввода (НН); 4 – шкаф линейных выключателей; 5 – секционный шкаф; 6 – шинные короба; 7 – ограждение подстанции 

Шкафы ВН имеют высоковольтные вводы трех типов:

• ВВ1 – с глухим присоединением кабеля;
• ВВ2 – с присоединением кабеля через разъединитель;
• ВВ3 – с присоединением кабеля через разъединитель и предохранитель.

2.5. Выбор типа, числа, места размещения и мощности цеховых трансформаторов

2.5.1. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов

Определение числа и мощности цеховых трансформаторов выполняется одновременно с выбором компенсирующих устройств (КУ) по данным технико-экономических расчетов с учетом:

• категории надежности электроснабжения потребителей;
• способа компенсации реактивных нагрузок на напряжение до 1 кВ;
• перегрузочной способности трансформаторов в нормальном и аварийном режимах и графиков нагрузки;
• шага стандартных мощностей трансформаторов.

Нецелесообразно устанавливать большое число трансформаторов на каждой ТП без учета того, является ли она цеховой или главной подстанцией завода. Это приведет к дополнительным капиталовложениям, повысит годовые расходы, увеличит потери энергии, т.к. КПД маленьких трансформаторов ниже, чем крупных. Также в трансформаторах увеличивается расход материалов и число аппаратов, усложняется схема коммутации и, следовательно, усложняется эксплуатация таких подстанций.

При выборе числа и мощности трансформаторов рекомендуется пользоваться следующими правилами:

1. трансформаторы мощностью более 1000 кВ∙А следует применять для ЭП большой мощности (электропечей, металлургического оборудования), для однофазных ЭП, при наличии ЭП с частыми пиками нагрузки (например, электросварочные установки) и в цехах с высокой удельной плотностью нагрузки;
2. для цеховых подстанций следует выбирать однотипные трансформаторы одинаковой мощности;
3. для двух-трансформаторных подстанций, а также для одно-трансформаторных подстанций с магистральной схемой подключения мощность каждого трансформатора следует выбирать так, чтобы при выходе из строя одного трансформатора оставшийся в работе трансформатор мог обеспечить всю нагрузку потребителей 1-й и 2-й категорий (с учетом допустимых нормальных и аварийных нагрузок).

Для ЭП 2-й категории надежности номинальная мощность трансформаторов двух-трансформаторной подстанции выбирается равной 70 % от общей расчетной нагрузки цеха: при выходе из строя одного из трансформаторов второй на время ликвидации аварии оказывается загруженным не более чем на 140 %, что допустимо. Потребители 3-й категории могут временно отключаться.

Перегрузочная способность трансформаторов определяется выбором единичной мощности трансформатора из условия, кВ·А:

где S_Σ – суммарная расчетная мощность силовых и осветительных ЭП с учетом возможной выдачи реактивной мощности синхронными двигателями (СД) и возможного подключения КУ к шинам РП, питающим двигатели, кВ·А;

1,4 – усредненная перегрузочная способность силовых трансформаторов для регионов, расположенных в средних широтах. В некоторых регионах значение этого коэффициента может меняться от 1,6 до 1,8.

По результатам расчетов принимают ближайшую стандартную мощность силовых трансформаторов (ГОСТ 14209-85). Минимальное число цеховых трансформаторов N_min одинаковой мощности S_Nтр, предназначенных для питания технологически связанных нагрузок, определяется по формуле

(1)

где Pp – суммарное значение мощности силовой нагрузки в цехе предприятия, кВт;

P_p.осв – суммарное значение мощности осветительной нагрузки в цеху предприятия, кВт;

β – коэффициент загрузки трансформаторов в зависимости от категории надежности электроснабжения ЭП, питаемых от этого трансформатора(ов), и от числа трансформаторов в КТП. Коэффициент изменяется в пределах β = 0,5÷0,9;

S_Nтр – предварительно принятое значение мощности силовых трансформаторов, которые планируют к установке в цехе, кВ·А;

ΔN – добавка до ближайшего целого числа.

Экономически оптимальное число трансформаторов N_опт определяется удельными затратами на передачу реактивной мощности и отличается от Nmin на величину m:

(2)

где m – количество дополнительно установленных трансформаторов.

При выборе числа и мощности цеховых трансформаторов одновременно должен решаться вопрос об экономически целесообразной величине реактивной мощности, передаваемой через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ. Суммарную расчетную мощность цеховых конденсаторных батарей низкого напряжения (НБК) рассчитывают по минимуму приведенных затрат в два этапа:

1. выбирают экономически оптимальное число цеховых трансформаторов (N_опт);
2. определяют дополнительную мощность НБК для оптимального снижения потерь в трансформаторах и в сети предприятия напряжением 6–10 кВ.

Суммарная расчетная реактивная мощность (Qнк) НБК может быть рассчитана, квар:

(3)

где Qнк1 и Qнк2 – суммарные реактивные мощности НБК, определенные на двух указанных этапах расчета.

По выбранному числу трансформаторов определяют наибольшую реактивную мощность, которую целесообразно передавать через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ, квар:

(4)

Суммарная мощность конденсаторных батарей напряжением до 1 кВ для данной группы трансформаторов, квар:

(5)

где Q_нк1 – суммарная мощность конденсаторных батарей на напряжение до 1 кВ, которая обеспечивает оптимальное число трансформаторов.

Мощность НБК, приходящаяся на один трансформатор:

(6)

Пропускная способность при стандартной мощности НБК, квар:

(7)

где Q′_нк1спр – стандартное (справочное) значение емкости конденсаторной установки, квар;

Q_p – суммарное значение реактивной мощности силовых ЭП, установленных в цехе, квар;

Q_p.o – суммарное значение реактивной мощности осветительных ЭП, установленных в цехе, квар.

Определяем мощность НБК для снижения потерь мощности в трансформаторах. Дополнительная мощность НБК (Qнк2) для данной группы трансформаторов определяется, квар:

(8)

где γ – расчетный коэффициент, зависящий от расчетных параметров kp1 и kp2 и схемы питания цеховой ТП.

kp1 зависит от удельных приведенных затрат на НБК, на высоковольтную батарею конденсаторов и от потерь активной мощности. Для общепромышленных ЭП можно принять kp1=12.

Значение kp2 определяют по формуле

(9)

где Sl – сечение питающей линии, м2;

l – длина линии, питающей цеховые трансформаторы, м.

S_Nтр – номинальная мощность выбранных цеховых трансформаторов, кВ·А.

По графикам на рис. 9, б определяем значение γ.

На практике допустимый коэффициент загрузки цеховых трансформаторов для двух-трансформаторных цеховых ТП принимается:

• для потребителей 1-й категории kz = 0,5÷0,7;
• для потребителей 2-й категории kz =0,7÷0,8;
• для потребителей 3-й категории kz = 0,9.

Значение SNтр в выражениях (8) и (9) принимают в зависимости от удельной плотности расчетной нагрузки. Рекомендуемая максимальная мощность трансформаторов при плотностях нагрузки:

• до 0,2 кВ·А/м2 – до 1000 кВ·А;
• от 0,2 до 0,5 кВ·А/м2 – от 1000 до 1600 кВ·А;
• свыше 0,5 кВ·А/м2 – 1600 и 2500 кВ·А.

Если плотность нагрузки более 0,4 кВ·А/м2, то независимо от категории надежности электроснабжения целесообразно применять двухтрансформаторные подстанции. Для питания вспомогательных цехов и участков предприятий следует применять трансформаторы мощностью не более 630 кВ·А.

Применение одно-трансформаторных подстанций в цехах является наиболее простым и дешевым решением. На крупных предприятиях, имеющих складской резерв трансформаторов, их можно применять для питания ЭП 2-й и даже 1-й категорий, если мощность последних не превышает 15÷20 % от мощности установленного трансформатора и если возможно резервирование подстанций по вторичному напряжению перемычками с АВР.

Одно-трансформаторные подстанции целесообразно закольцовывать магистралями или кабельными перемычками на стороне НН (0,4 кВ). Это сохраняет электроснабжение при отключении любого трансформатора и возможность загрузки каждого трансформатора до расчетного значения. Для повышения надежности электроснабжения рекомендуют устанавливать двух-трансформаторные подстанции для обеспечения всех потребителей.

Для установки в промышленных цехах преимущественно рекомендуется применение масляных трансформаторов, с ограничениями по числу и мощности. Для установки внутри зданий применяются трансформаторы закрытого типа (ТМЗ, ТНЗ), у которых изоляторы закрыты кожухом, с азотной подушкой над маслом в расширительном бачке под небольшим избыточным давлением. Запрещено при проведении модернизации, ремонтов с заменой трансформаторов или при монтаже новых трансформаторов устанавливать в цеху (в закрытом помещении) трансформаторы типа ТМ (трехфазные масляные) без защиты.

Число и мощность трансформаторов цеховых подстанций являются взаимосвязанными величинами, поскольку при заданной расчетной нагрузке цеха число трансформаторов будет меняться в зависимости от выбранной единичной мощности трансформаторов. Увеличение единичной мощности снижает общее количество устанавливаемых трансформаторов, но увеличивает протяженность сетей, а также затраты на коммутационную аппаратуру и обслуживание.

Раньше широко использовалась схема Υ/Y-0, в настоящее время рекомендуется и чаще используется схема соединений обмоток трансформатора Δ/Y-11, у которой меньше сопротивление нулевой последовательности и лучше защита от однофазных КЗ.

2.5.2. Выбор трансформаторов для питания сварочного оборудования

Особенностью работы сварочного оборудования является то, что нагрузки имеют резко переменный характер, что приводит к возникновению колебаний напряжения в сети. Поэтому электроснабжение других ЭП следует организовывать отдельно от сварочных установок. Если мощность сварочных установок не более 15 % номинальной мощности цехового трансформатора, то возможно подключать их к тому же трансформатору (непосредственно к шинам КТП) вместе с другими ЭП, но по отдельным линиям. Если суммарная нагрузка сварочных установок более 15 % номинальной мощности цехового трансформатора, то их следует подключать к отдельным трансформаторам.

Выбор мощности трансформаторов, питающих различные типы сварочного оборудования, осуществляют по условию, кВ·А:

(10)

где Sef – полная эффективная мощность сварочных установок, кВ·А:

Р – суммарная активная мощностью нагрузки, кВт.

При питании многоточечных сварочных машин и автоматических сварочных линии, в которых нет схемы «ожидания», мощность трансформатора должна быть, кВ·А:

. (11)

При питании одноточечных машин, а также многоточечных сварочных машин и автоматических сварочных линий, имеющих схему

«ожидания», а также при питании стыковых и шовных сварочных машин, мощность трансформатора, кВ·А:

. (12)

Если при питании сварочных установок применяют трансформаторы с усиленным креплением обмоток (SтрN =2500 кВ·А, uk = 5,5 %), которые допускают кратности ударных нагрузок 1,55·PN при количестве 300 ударных пиков в сутки, мощность трансформатора выбирают по условию, кВ·А:

. (13)

2.5.3. Определение рациональных мест размещения цеховых трансформаторов

При выборе места размещении цеховых трансформаторов необходимо:

• максимально приближать цеховые трансформаторы к центрам электрических нагрузок (ЦЭН), что позволит приблизить высокое напряжение к центрам потребления и снизить протяженность сетей низкого напряжения, т.е. потери. ЦЭН – условная точка на территории ПП, в которой показатели разброса потребления электроэнергии в отдельных цехах предприятия имеют наименьшее значение;
• увеличивать число цеховых трансформаторов, но обязательно учитывать при этом данные технико-экономических расчетов (ТЭР);
• размещать цеховые трансформаторы так, чтобы они не мешали прокладке линий электроснабжения НН по кратчайшему пути для обеспечения экономии материалов и снижения потерь;
• при выборе места расположения цеховых ТП необходимо обеспечивать возможность проведения их монтажа, обслуживания и ремонтов. Расположение цеховых ТП влияет на построение рациональной и экономичной схемы распределительной сети цеха или блока станции. По расположению различают внутрицеховые, встроенные, пристроенные и отдельно стоящие цеховые подстанции, рис. 17.

Рисунок 17 – Расположение цеховых подстанций: 1 – внутрицеховая; 2 – встроенная; 3 – пристроенная; 4 – отдельно стоящая

Внутрицеховые ТП применяют в многопролетных цехах с большими площадями, со значительной плотностью нагрузки и в цехах с небольшими площадями, когда трудно выбрать место для сооружения ТП. Их располагают у колонн цеха, в «мертвой зоне» работы мостовых кранов, так, чтобы они занимали минимальные производственные площади.

Пристроенные ТП рекомендуется применять при неблагоприятном внутрицеховом климате, в цехах со сложными технологическими процессами, например, при возможности разлива жидкого металла по территории цеха. В этом случае применяют КТП наружной установки (КТПН). Эта установка предпочтительнее пристроенных и встроенных ТП, т.к. при этом снижается ее стоимость, улучшаются условия охлаждения трансформаторов.

Отдельно стоящие ТП применяются как вынужденное решение для электроснабжения ЭП пожаро- и взрывоопасных цехов, а также для мелких предприятий с разбросанными по территории цехами.

3. Методы расчета электрических нагрузок внутрицеховой СЭС

На практике применяют разные методы определения электрических нагрузок в цехах ПП. При выборе метода необходимо знать:

• тип, количество, режимы работы ЭП и осветительных сетей всех типов (рабочее, индивидуальное, аварийное);
• план размещения оборудования (ЭП) и осветительных сетей в цеху;
• особенности цеховых технологических процессов.

Для определения величины электрических нагрузок, выбора количества и мощности цеховых трансформаторов используются следующие методы:

• метод коэффициента спроса;
• метод упорядоченных диаграмм (метод графиков нагрузок);
• метод удельного расхода электроэнергии на единицу продукции;
• метод удельной плотности нагрузки (на единицу площади).

Для расчетов по представленным методам используют коэффициенты:

• коэффициенты использования активной мощности определяют, как отношение средней (номинальной) мощности к установленной (используемой), о.е.:

• коэффициент максимума – отношение максимальной суммарной активной нагрузки в цеху к средней нагрузке в наиболее загруженную смену, о.е.:

• коэффициент спроса (по активной мощности) – отношение максимальной активной нагрузки к установленной мощности ЭП согласно паспортным данным, о.е.:

или

1) Метод коэффициента спроса наиболее простой, широко распространен, с него обычно начинают расчет. Его применяют для расчета нагрузок отдельных групп ЭП, для которых есть данные о величине коэффициента спроса, и для ЭП, которые работают с постоянной загрузкой и с коэффициентом включения, равным (или близким) единице, как, например, ЭД насосов, вентиляторов и т. п.

Расчетная активная мощность Рр однородных по режиму работы ЭП определяется, кВт:

где Р_Σ – суммарная установленная мощность группы ЭП, кВт.

Установленная мощность складывается из номинальных мощностей ЭП, приведенных в случае повторно-кратковременных режимов работы (ПВ = 25 %; 40 %; 60 % или ПВ = 0,25; 0,4; 0,6 о.е.) к длительному режиму ПВ=100 %, (ПВ=1).

Для электродвигателей, кВт:

где значение ПВ подставляют в о.е.;

Рpasp – номинальная мощность ЭД, кВт.

Для трансформаторов рассчитывают значение полной мощности, кВ·А:

Если ПВ не задано, то его рассчитывают на один цикл, о.е.:

где t_вкл – время включения (работы) оборудования, час;

t_откл – время отключения оборудования, час.

Если необходимо рассчитать реактивную мощность, то поступают аналогично, квар:

Коэффициент спроса определяется по справочным таблицам (для примера в табл. 3 приведены значения kс для насосов котельного оборудования). Для отдельных ЭП большой мощности, а также для ЭП, редко или впервые встречающихся в проектной практике, kс определяют по фактическим коэффициентам загрузки совместно с технологами. Если имеется несколько (n) различных групп ЭП, то полная мощность определяется по выражению, кВ·А:

(14)

где k_c.max – коэффициент максимума нагрузки различных групп ЭП.

По представленному алгоритму рассчитывают среднюю полную мощность.

При работе ЭП с пиковой мощностью (максимальной кратковременной нагрузкой, длительность которой составляет 1 – 2 с), мощность определяют по данным самозапуска ЭД. Полученное значение используют для выбора плавких вставок предохранителей, для расчета тока максимальной токовой защиты, для оценки потерь напряжения в контактных сетях и проверки колебаний напряжения.

Таблица 3 – Значения коэффициент спроса Кс для насосов котельного оборудования

Группы насосов	Установленная мощность ЭП, PN, кВт	Коэффициент спроса Кс, о.е.	Расчетное число часов работы за год, час
Питательные	55,0	0,85	4300
Циркуляционные для мазута	26,4	0,93	8760
Подпиточные	4,5	0,38	8760
Насосы перекачки конденсата	16,5	0,81	8760
Насосы перекачки сырой воды	7,2	0,85	8760
Насосы перекачки зимней сетевой воды	55,0	0,80	5090
Насосы перекачки летней сетевой воды	14,6	0,80	3680
Насос-дозатор нитратов	0,6	0,17	8760
Насосы промывки	2,8	0,46	345
Насосы насыщенного раствора соли	2,2	0,55	365

Мощность осветительной нагрузки определяется, кВт:

где k_c.o – коэффициент спроса для осветительных установок. Он принимается равным:

• для производственных зданий, состоящих из одного или нескольких помещений, k_c.o = 0,95;
• то же, но при большом числе помещений, для офисных, лабораторных и аналогичных помещений kc.o = 0,9;
• для жилых помещений kc.o = 0,7÷0,8;
• для складов и подстанций kc.o = 0,6.

Для окончательного расчета в выражение (14) к суммарной расчетной мощности силовых ЭП добавляют суммарную расчетную мощность освещения, кВ·А:

Приведенное значение общего kc.o для всего промышленного объекта (цеха) используют в тех случаях, когда определение расчетной мощности ведется по укрупненным показателям. На практике данные расчета силовых и осветительных нагрузок сводят в таблицы.

2) Метод упорядоченных диаграмм является в настоящее время основным при разработке технических и рабочих проектов СЭС. По этому методу активную нагрузку силовых ЭП на всех ступенях питающих и распределительных сетей (включая трансформаторы и преобразователи) определяют по суммарной средней мощности всех ЭП (P_смi) и по коэффициенту максимальной расчетной нагрузки kmax из выражения, кВт:

Для этого для каждой группы ЭП определяют суммарную номинальную мощность, которая равна сумме их паспортных мощностей. Дальнейший расчет выполняется по следующему алгоритму:

а) определяют суммарную номинальную мощность отдельной группы ЭП (ΣP_Ni), кВт;

б) рассчитывают электрические нагрузки в цеху за наиболее загруженную смену для каждой группы ЭП с использованием группового коэффициента использования k_us.грi:

где P_Ni – номинальная активная мощность i — той группы ЭП, кВт;

Q_смi – номинальная реактивная мощность i — той группы ЭП, квар;

k_us.грi – коэффициент использования для i-той группы ЭП, о.е.;

в) определяют групповое значение коэффициента использования kus.гр для каждой группы ЭП с достаточным для практических расчетов приближением:

где n — число подгрупп ЭП (или отдельные крупные ЭП) с различными режимами работы, входящих в данную группу;

Р_смi — средняя активная мощность i -той подгруппы за наиболее загруженную смену;

P_Ni – суммарная номинальная активная мощность i–й подгруппы ЭП;

г) определяют эффективное число ЭП n_ef – такое число одинаковых по мощности и режиму работы ЭП, который формирует тот же расчетный максимум нагрузки Pmax, что и действительное число ЭП, работающих в различных режимах и имеющих различную установленную (номинальную) мощность, о.е.:

Если выполняется условие

то для расчета n_ef можно использовать упрощенную формулу:

где P_Nmax – мощность наибольшего ЭП группы, кВт;

P_Nmin – мощность наименьшего ЭП группы, кВт;

д) по известным значениям n_ef и k_us.гр находим коэффициент расчетной нагрузки k_p из справочной литературы:

е) после определения k_p определяют расчетные значения активной нагрузки и реактивной мощности, кВт:

при n_ef ≥ 10 реактивная мощность может быть рассчитана, квар:

при n_ef ≤ 10

Полная нагрузка от силовых ЭП цеха

.

ж) на ПП около 10 – 20 % потребляемой электроэнергии затрачивается на электрическое освещение. Расчет нагрузки от осветительных ЭП ведется с учетом норм промышленного освещения по классификатору работ (ДБН В.2.5-28-2006). Выбор правильного освещения способствует рациональному использованию электроэнергии, повышению производительности труда, улучшению качества и увеличению количества выпускаемой продукции, уменьшению количества аварий и случаев травматизма, снижению утомляемости рабочих. Осветительная нагрузка с учетом коэффициента спроса, кВт:

где P_N.o – полная установленная мощность осветительных установок, кВт, на территории цеха площадью S, м²;

ρ_o – удельная плотность осветительной нагрузки, которая выбирается с учетом разряда зрительных работ, Вт/м²;

P_p.o – нагрузка от осветительных установок, кВт.

Для цехов машиностроительных предприятий в среднем можно принять ρ_o= 14,3 Вт/м², коэффициент спроса по осветительной нагрузке kc.o = 0,9 ÷ 0,95.

Если для освещения приняты только лампы накаливания, то Q_N.o=0. Если в системе освещения используют ртутные или газообразные лампы, то можно принять cosφ = 0,6 и tgφ=1,39. Тогда, квар:

з) максимальная активная расчетная нагрузка, кВт:

Полная максимальная расчетная нагрузка с учетом реактивной мощности осветительной нагрузки, кВ·А:

и) по удельной плотности нагрузки выбирают число и мощность цеховых трансформаторов. Одновременно проводится выбор КУ, для чего необходимо выбрать степень компенсации, например, β=0,7.

Удельная плотность нагрузки, кВА/м²:

Для цехов машиностроительной и металлургической промышленности при значении удельной плотности нагрузки γнагр<0,2 ÷ 0,3 кВ·А/м² следует применять трансформаторы мощностью 400; 630; 1000; 1250, 1600 кВ·А.

Для выбора мощности устройств компенсации рассматривают 3 варианта: рассчитанное по (1) число трансформаторов N; (N + 1); (N + 2). Для всех трех вариантов рассчитывают затраты на установку и принимают вариант с наименьшими затратами;

к) стоимость потерь активной мощности, грн/кВт:

где α – основная годовая ставка (грн) за 1 кВт заявленного максимума нагрузки (грн/кВт);

β – дополнительная ставка, которая предусматривает дополнительную оплату за 1 кВт·час активной электроэнергии по счетчику, грн/(кВт·час). Например, при α=1,2 грн/(кВт·час) значение β = 0,01 грн/(кВт·час);

t_max = 4345 час – число часов использования максимума нагрузки на ПП в год; tyear = 4500 час – годовой фонд рабочего времени.

Выбирают минимально необходимое количество трансформаторов для установленного в цеху оборудования с учетом технологических процессов производства и категории надежности электроснабжения, штук:

Округляют N до большего целого числа. Расчеты сводят в таблицу и сравнивают варианты. Выбирают самый дешевый вариант. После этого составляют однолинейную СЭС цеха (корпуса, здания).

4. Принципы построения цеховых сетей

В зависимости от принятой СЭС и климатических условий в цеху, электрические сети выполняют шинопроводами, кабельными линиями и/или проводами.

1) Шинопровод – комплектное устройство, состоящее из системы проводящих элементов (жестких медных или алюминиевых шин), которые предназначены для передачи и распределения электрической энергии. Их размещают внутри лотка, трубы или внутри другой оболочки, они опираются на изолированные опоры (МЭК 439-2-87).

Шинопровод состоит из следующих частей:

• секции с местами для присоединения ответвительных устройств или без них;
• гибкие, компенсационные, переходные или присоединительные секции, секции транспозиции фаз;
• ответвительные устройства.

Цеховые электрические сети выполняют с открытыми, защищенными или с закрытыми шинопроводами.

Открытые шинопроводы, рис. 18, применяют, как правило, для магистралей, к которым ЭП непосредственно не подключаются. Они выполняются медными или алюминиевыми шинами, закрепленными на изоляторах, и прокладываются по фермам и колоннам цехов с неагрессивной средой на недоступной высоте. Питание электрических распределительных пунктов (РП) от открытых шинопроводов выполняют кабелями или проводами, проложенными в трубах. Такое исполнение сети характерно для литейных и прокатных цехов металлургических заводов, сварочных и кузнечно-прессовых участков механосборочных заводов.

Рисунок 18 – Открытый шинопровод

К открытым шинопроводам относятся открытые троллеи кранов и шинные магистрали, рис. 19. Они выполняются в виде шин, прокладываемых на изоляторах, прикрепленных к колоннам или фермам. При этом обязательно соблюдаются нормы минимальных расстоянии до оборудования и трубопроводов, а также нормы минимальных высот.

а                                                                                                           б

Рисунок 19 – Открытые шинопроводы с защитными металлическими коробами: а — троллейный шинопровод; б — шинопровод для мостового крана

В местах, где возможно случайное прикосновение к шинам, открытые шинопроводы закрывают защитными металлическими коробами или сетками. В цехах ПП преимущественно используют закрытые и защищенные шинопроводы. Защищенный шинопровод выполняется, как и открытый шинопровод, но он огражден сеткой или коробом из перфорированных листов для защиты от случайного прикосновения и попадания на шины посторонних предметов.

В закрытых шинопроводах шины полностью закрыты сплошным коробом. Такие шинопроводы называют комплектными, так как они поставляется в виде отдельных секций, включающих три — четыре шины, заключенные в оболочку и скрепленные самой оболочкой или изоляторами-клещами.

Для выполнения прямых участков шинопроводов используют прямые секции, для поворотов – угловые, для разветвлений – тройниковые и крестовые, для ответвлений – ответвительные, для присоединений – присоединительные, для компенсации изменения длины при температурных удлинениях – компенсационные и для подгонки длины – подгоночные. Секции соединяют сваркой, болтовыми или штепсельными креплениями. Магистральные шинопроводы выдерживают значительные токи, они рассчитаны на токи от 1600 до 4000 А и на большое количество присоединительных ответвлений для подключения потребителей: по 2 на каждые 6 м, рис. 20.

Магистральные шинопроводы марки ШМА (рис. 20, а) собирают из прямоугольных алюминиевых шин (рис. 20, б), изолированных друг от

друга, расположенных вертикально и зажатых между специальными изоляторами внутри перфорированного корпуса.

а                                                                                                  б

в

Рисунок 20 – Магистральный шинопровод и шины а – магистральный шинопровод марки ШМА; б – алюминиевая шина; в – медная шина

Шинопроводы марки ШМА предназначены для цеховых четырехпроводных сетей с глухозаземленной нейтралью. Номинальный ток – 250÷4000 А. На каждой секции длиной 3 м устанавливают восемь ответвительных коробок (по четыре с каждой стороны), в них установлены АВ или предохранители с рубильниками. Для главных магистралей выпускают комплектные алюминиевые шинопроводы типов ШМА73УЗ, ШМА73ПУЗ и ШМА68-НУЗ. Когда этому не препятствуют местные условия, магистральные шинопроводы крепят на кронштейнах или специальных стойках на высоте 3÷4 м над полом помещения. Это обеспечивает небольшую длину спусков к распределительным магистралям, силовым распределительным пунктам или мощным ЭП. Распределительные шинопроводы марок ШРА (алюминиевые) и ШРМ (медные, рис. 20, в) используются для передачи и распределения электроэнергии с возможностью непосредственного присоединения к ним ЭП в системах с глухозаземленной нейтралью при напряжении 380/220 В.

Вводная коробка ШРА может быть установлена на конце секции или в месте стыка двух секций. Отдельные ЭП подключают к ШРА через ответвительные коробки кабелем или проводом, проложенным в трубах, коробах или металлорукавах. Участок цеховой сети, выполненный комплектными шинопроводами, представлен на рис. 21. В соответствии с ГОСТ 15176-89, выпускаются алюминиевые шины прямоугольного сечения марок А6, А5, АД0, АД31, АД31Т, которые предназначены для изготовления токопроводов, шинных сборок, РУ и т.п. (см. рис. 20, б).

Рисунок 21 – Участок сети, выполненной комплектными шинопроводами: 1 – магистральный шинопровод, 2 – распределительный шинопровод, 3 – ответвительная секция магистрального шинопровода, 4 – вводная коробка, 5 – ответвительная коробка

Минимальная ширина шин 10 мм, максимальная – 430 мм, и они изготавливаются в полосах длиной от 3 до 9 м. Срок службы алюминиевых шин 25 лет. Распределительные шинопроводы ШРМ с медными шинами имеют хорошую электро- и теплопроводность, пластичность, обладают стойкостью к коррозии и к изменениям температуры, номинальные токи 100÷250 А. Медные шины (см. рис. 20, в) имеют ширину от 16 до 120 мм, толщину – от 4,0 до 30,0 мм.

2) Кабели в цеховых электрических сетях применяют для питания мощных сосредоточенных нагрузок. Внутри зданий кабели располагают открыто по стенам, колоннам, фермам и перекрытиям или в трубах, проложенных в полу и в перекрытиях, в каналах и в блоках. Если в производственных помещениях в одном направлении прокладывают большое число кабелей, то используют прокладку в полу, в специальных каналах из железобетона или кирпича, рис. 22, а.

Возможно создание каналов на боковых стенах или у потолка. В них кабели укладывают на типовые сборные конструкции, рис. 22, б. Преимущества такой прокладки заключаются в защите кабелей от механических повреждений, удобстве осмотра и ревизии в процессе эксплуатации, а недостатки – в значительных капитальных затратах. Блоки и туннели применяют для прокладки особо ответственных кабельных линий при большом числе кабелей, идущих в одном направлении, в помещениях с агрессивной средой и в зонах возможного разлива металла или горючих жидкостей. Кабельные туннели хорошо защищают от механических повреждений, их удобно осматривать и ремонтировать.

а                                                                              б

Рисунок 22 – Прокладка кабелей в производственных помещениях: а – прокладка кабелей в специальных каналах; б – укладка кабеля внутри канала на типовых сборных конструкциях

Недостаток прокладки в туннеле – значительные капитальные затраты и ухудшение условий охлаждения.

3) Цеховые сети, выполненные проводами, прокладывают открыто на опорах или в стальных и пластмассовых трубах. Открытая прокладка изолированных проводов допускается во всех помещениях, за исключением помещений с взрывоопасной средой. Электропроводки в трубах надежные, но трудоемкие и дорогие.

Поэтому рекомендуется применять комбинированную прокладку: в трубах – на одних участках трассы и открыто – на остальных.

Прокладку сетей изолированными проводами в стальных трубах применяют во взрывоопасных зонах. Стальные трубы допускается применять в цехах с любыми средами, в сырых помещениях, в помещениях с химически активной средой, при наружной установке. Вместо стальных для электропроводок можно использовать пластмассовые трубы из винипласта, полиэтилена и полипропилена.

Винипластовые трубы применяют для скрытых и открытых прокладок во всех средах, кроме взрывоопасных и пожароопасных, а также для прокладок в горячих цехах. Не допускается применять винипластовые трубы при открытой прокладке в больницах, в детских учреждениях, на чердаках, в жилых, общественно — административных и животноводческих помещениях, во взрыво- и пожароопасных помещениях, в зданиях ниже второй степени огнестойкости и повышенной этажности. Полиэтиленовые и полипропиленовые трубы рекомендуют для скрытой прокладки, в сухих, сырых, пыльных помещениях и в помещениях с химически агрессивной средой.

Все пластмассовые трубы при скрытой проводке в несгораемых стенах и перекрытиях прокладывают в бороздах, закрепляя их через 0,5 – 0,8 м алебастровым раствором («примораживают»). В стенах и перекрытиях из сгораемых материалов под трубы подкладывают полосы из листового асбеста толщиной не менее 3 мм.

5. Системы электроснабжения осветительных сетей

Электрическое освещение, как правило, производится самостоятельными линиями напряжением 380/220 В. Если в цехе имеются ЭП, работа которых ухудшает качество электроэнергии, то питание такой нагрузки и осветительных систем желательно осуществлять от разных трансформаторов.

Сети внутреннего освещения подразделяют на питающие и групповые. К питающим относят линии, прокладываемые от ТП или вводнораспределительного устройства до групповых щитков, и групповые линии – линии от групповых щитков до светильников (рис. 23). С целью рационального использования АВ трансформаторной подстанции групповые щитки питают от магистральных щитков (пунктов) (рис. 23, б; 7.24, а). Если в цехе используется схема «блок трансформатор – магистраль», то магистральные пункты питают от головных участков магистрали (рис. 24, б).

В схеме электрического освещения предусматривают раздельное питание рабочего и аварийного освещения. В цехах, где установлено несколько трансформаторов, эти виды освещения питают от разных трансформаторов, присоединенных к независимым источникам. Если установлен один трансформатор, то питание рабочего и аварийного освещения осуществляют отдельными линиями, начиная от магистрального щитка (рис. 24, а). В зависимости от мощности осветительной нагрузки, размеров и конфигурации осветительной сети, питающую линию подводят непосредственно к групповому щитку или к магистральному пункту.

Возможен также вариант, когда от магистрального пункта отходят как групповые линии к светильникам, так и линии к групповым щиткам или осветительным шинопроводам (рис. 24, б).

а                                                                                  б

Рисунок 23 – Принципиальная схема питания рабочего и аварийного (эвакуационного) освещения от однотрансформаторных КТП: 1 – КТП; 2 – питающая сеть; 3 – вводно-распределительное устройство; 4 – магистральный пункт (щиток); 5 – групповой щиток освещения; 6 – групповой щиток аварийного освещения; 7 – групповая сеть; 8 – автоматический выключатель; 9 – кабельная воронка; 10 – питание рабочего освещения других участков здания или силовых потребителей; 11 – линия питающей сети аварийного (эвакуационного) освещения

В больших производственных зданиях осветительную питающую сеть выполняют с использованием распределительных шинопроводов типа ШРА. В этом случае вместо групповых щитков к шинопроводу подключают группы светильников через отдельные аппараты защиты и управления. Групповая сеть предназначена для непосредственного подключения светильников внутреннего освещения и штепсельных розеток. На рис. 25 представлены схемы групповых линий (варианты подключения ламп) при трехфазной системе с нулевым проводом.

Верхний вариант (рис. 25, 1) оптимален с точки зрения потерь напряжения в линии, так как «центры тяжести» нагрузок всех фаз в этом случае совпадают, но этот вариант не является лучшим в отношении ослабления пульсаций освещенности и, кроме того, в случае отключения одной-двух фаз создается случайное распределение освещенности вдоль линий.

а                                                                              б

Рисунок 24 – Схема питания освещения от одно-трансформаторной подстанции (а), групповых щитков и групповых линий от магистрального щитка (б): М – магистраль; 1 – КТП; 2 – магистральный щиток; 3 – групповой щиток рабочего освещения; 4 – групповой щиток аварийного освещения; 5 – питающие линии аварийного освещения; 6 – питающие линии рабочего освещения; 7 – рубильник; 8 – автоматический выключатель; 9 – групповая линия; 10 – осветительная нагрузка; 11 – плавкий предохранитель

Нижний вариант (рис. 25, 5) распределения ламп между фазами применяют наиболее часто, т.к. он лишен недостатков верхнего варианта.

Групповые сети выполняют осветительными шинопроводами:

• двухпроводными (фаза – нуль) ШОС2-25, Ш0С80;
• четырехпроводными (три фазы – нуль) ШОС4-25, если нагрузка их не менее 50 % от номинального тока шинопровода.

Для групповых осветительных сетей производственных помещений используют разрядные лампы высокого давления (ДРЛ, ДРИ, ДРИЗ, ДНаТ).

Рисунок 25 – Схемы групповых линии при трехфазной системе с нулевым проводом: 1 – двухпроводная; 2 – двухпроводная для взрывоопасных помещений класса В-1; 3 – трехпроводная; 4 – четырехпроводная, защищаемая однополюсными автоматическими выключателями; 5 – четырехпроводная, защищаемая трехполюсным АВ

При групповой компенсации реактивной мощности трехфазными конденсаторами, присоединенными к групповым линиям, применяют распределительные пункты серии ПР41, рассчитанные на напряжение 380/220 В. К пунктам ПР41допускается присоединять провода осветительных сетей сечением от (2÷10)х120 мм2, допускающим включать осветительные приборы на расстоянии от 1,5 м до 25 м.

6. Внутрицеховая канализация электроэнергии

Особенности проектирования внутрицеховых сетей заключаются в том, что в условиях ограниченного цехового пространства при возрастающей энергоемкости технологического и транспортного оборудования, а также при расширении уровня автоматизации производства невозможно ограничиться каким-либо одним видом кабельной канализации.

Во всех случаях для окончательного выбора того или иного вида канализации кабелей определяющими факторами являются условия среды, требования к безопасности эксплуатации сетей и технико-экономические показатели. Значительную роль при выборе канализации кабелей играет возможность внедрения типовых конструкций и готовность к проведению монтажных работ строительной части задания. По этим соображениям следует отдавать предпочтение открытым прокладкам, учитывая возможность выполнения их монтажа без совмещения с периодом строительных работ, доступность осмотра и ремонта, а также замены при реконструкции цеха.

Экономичность кабельной внутрицеховой канализации во многом зависит от распределения кабелей; от организации кабельных этажей и полуэтажей, подвалов и технических этажей под производственными пролетами цехов; от выбранной конфигурации прокладки кабелей по строительным конструкциям и стенам; от использования лотков и коробов. При выборе необходимо обеспечивать эффективное использование кабельных сооружений, снижать расход металла и труб, внедрять неметаллические трубные и блочные элементы, учитывать размещение технологического оборудования, сантехнических и других коммуникаций.

Также для согласования электрической части с другими частями проекта цеха проектировщику передаются задания на открытые прокладки электрических сетей и на сооружения, располагаемые ниже нулевых отметок (туннели, каналы, блоки). На рис. 26 показано возможное размещение открытых прокладок в пролете цеха.

Пространство цеха условно разделено на пять зон:

• А – межферменное пространство;
• Б – подкрановые балки;
• В – стены, колонны, специальные вспомогательные стойки;
• Г – пол цеха и основания колонн и стен;
• Д – подвальные помещения, кабельные этажи, туннели и каналы ниже нулевой отметки цеха.

В каждой зоне размещаются определенные виды электрических сетей и ЭО. Например, в крайних звеньях зоны А размещают открытые силовые магистрали, в средних – осветительные магистрали или осветительные шинопроводы с комплектами светильников, а также специальные мостики обслуживания, на которых может быть проложено ограниченное число кабелей, не относящихся к осветительным проводкам.

Рисунок 26 – Зоны размещения внутрицеховых сетей: 1 – открытые магистрали; 2 – осветительный шинопровод; 3 – крановые троллеи; 4 – магистральный шинопровод; 5 – распределительный шинопровод; 6 – навесной шкаф; 7 – напольный шкаф; 8 –кабельный канал

В зоне Б размещаются крановые троллеи, свободные зоны подкрановых балок могут использоваться для размещения токопроводов, для крепления труб электропроводок или для прокладки кабелей в лотках. Зона Б может быть использована для магистральных и распределительных шинопроводов, а также для размещения труб электропроводок.

При большом количестве кабелей надземных зон оказывается недостаточно. В этом случае используется подливка пола, фундаменты технологического оборудования или специальные электротехнические сооружения: каналы, туннели и подвалы.

В некоторых случаях выполняется совместная прокладка электрических сетей и технологических, сантехнических и других коммуникаций в специальных сооружениях (рис. 26). Если в электротехнических сооружениях используется открытая прокладка кабелей и проводов по конструкциям и лоткам, то в производственных цехах возможна прокладка в трубах.

Рисунок 26 – Варианты расположения кабелей: а – вертикальное без экрана; б – то же с экраном (экр); в – горизонтальное без экрана; г – то же с экраном; д – экранированные кабели над теплопроводом

Это позволяет осуществлять прокладку по кратчайшему расстоянию, не огибая массивные фундаменты оборудования, а закладывая в них трубы при выполнении строительных работ.

Прокладка в трубах повышает надежность эксплуатации, защищает кабели от внешних механических и тепловых воздействий, облегчает их замену. Одним из способов экономии является прокладка в одной трубе токопроводов различного назначения напряжением до 1000 В, относящихся к одному или нескольким взаимно связанным приводам одного агрегата. Допускается совместная прокладка силовых проводов до 1000 В с проводами цепей управления и сигнализации.