Что относится к системе внешнего заводского электроснабжения

19. Схемы и конструктивное исполнение внешних и внутренних электрических сетей промышленных предприятий.

Систему электроснабжения предприятия можно подразделить на систему внешнего и внутреннего электроснабжения. Система внешнего электроснабжения представляет собой часть СЭС от места присоединения к энергосистеме (районная подстанция) до приемных пунктов на предприятиях (ЦЭП). Система внутреннего электроснабжения представляет собой часть СЭС от ЦЭП до конечных электроприемников.

Обобщенно структуру СЭС промышленного предприятия можно представить в виде схемы:

Центром электрического питания (ЦЭП) может быть главная понизительная подстанция (ГПП), если электроэнергия от энергосистемы передается на напряжении 35, 110, 220 кВ, или центральный распределительный пункт (ЦРП), если электроэнергия передается на напряжении 10 кВ. Высоковольтная распределительная сеть (ВВРС) выполняет функцию передачи и распределения электроэнергии от ЦЭП к подстанциям 10/0,4 кВ и высоковольтным электроприемникам. Трансформаторные подстанции (ТП) 10/0,4 кВ преобразуют электроэнергию, полученную от ВВРС, на напряжение 0,4 кВ и распределяют её в низковольтную распределительную сеть. Низковольтная распределительная сеть (НВРС) выполняет функцию передачи и распределения электроэнергии среди наибольшего количества электроприемников у потребителя на напряжение 380/220 В.

К онструктивное исполнение системы внешнего электроснабжения определяется характеристиками источников питания, числом приемных пунктов, их размещением на территории предприятия, наличием собственной электростанции, мощных электроприемников с резкопеременными, нелинейными, несимметричными нагрузками.

1. Электроснабжение от собственной электростанции. Производится на генераторном напряжении. В этом случае ЦЭП является РУ электростанции.

2. Электроснабжение от энергосистемы. В этом случае схема сети определяется схемой ГПП предприятия. Обычно она выполняется по следующим принципам:1) Применение простейших схем с минимальным числом выключателей; 2) Применение одной системы сборных шин с разделением на секции; 3) Применение раздельной работы линий и трансформаторов; 4) Применение блочных схем.

Передача электроэнергии в системе внешнего электроснабжения может производиться воздушными, кабельными линиями или токопроводами.

3. Электроснабжение от энергосистемы и собственной электростанции. В случае, если напряжение ЭС совпадает с генераторным, используется ЦРП электростанции. Если же напряжение ЭС составляет 35-220 кВ, то РУ электростанции подключается к РУ НН ГПП предприятия. Такой способ питания характерен для предприятий большой мощности.

Системы внутреннего электроснабжения подразделяются на внутризаводские, межцеховые и внутрицеховые.

Д ля цеховых сетей источником питания являются трансформаторные подстанции (ТП) или распределительные пункты (РП). Цеховые сети подразделюются на питающие, которые отходят от источника питания, и распределительные, к которым присоединяются электроприемники. Распределительные пункты в зависимости от конструктивных особенностей и характера потребителя могут иметь различные названия: групповые или распределительные щиты, распределительные или силовые пункты, силовые или осветительные сборки, вводно-распределительные устройства (в многоэтажных домах), распределительные шинопроводы. Но в любом случае они содержат в определенном сочетании электрические аппараты (рубильники, предохранители, автоматы).

Электрические сети могут быть радиальными, магистральными, смешанными, кольцевыми, с двухсторонним питанием.

Р адиальные схемы характеризуются тем, что от источника питания отходят линии, питающие мощные электроприемники или групповые распределительные пункты, от которых в свою очередь отходят самостоятельные линии, питающие прочие электроприемники малой мощности. Радиальные схемы обеспечивают высокую надежность питания; в них легко могут быть применены элементы автоматики. Однако радиальные схемы требуют больших затрат на установку распределительных щитов, проводку кабеля и проводов.

Магистральные схемы позволяют удешевить исполнение питающей сети за счет отказа от РУ 0,4 кВ ТП и сокращения числа проводов и кабелей.

Существует три характерных вида магистралей:

1) Магистраль, выполненная кабелями или проводами;

При этом магистраль питает несколько РП, расположенных в каком-либо одном направлении от ТП, по цепочке. Здесь уменьшаются число и суммарная протяженность линий питающей сети, отходящих от ТП и прокладываемых по цеху.

2) Магистраль, выполненная магистральным шинопроводом;

Магистральные шинопроводы типа ШМА выполняются на большие токи (1250-3200 А). Распределение энергии происходит по схеме «блок трансформатор-магистраль». Цеховые РП подключаются к магистрали с помощью ответвлений, выполняемых либо кабелями, либо изолированными проводами. При этом снижаются затраты на РУ 0,4 кВ, а питающая сеть становится универсальной и независимой от расположения технологического оборудования в цехе. Наличие перемычек между магистралями отдельных подстанций обеспечивает надежность электроснабжения при минимальных затратах на устройство резервирования. Таким резервированием может быть обеспечено надежное электроснабжение приемников 2-й и 3-й категорий.

3) Магистраль, выполненная магистральным и распределительными шинопроводами.

Р аспределительные шинопроводы типа ШРА выполняются на небольшие токи (100-630 А). Они объединяют функции магистральной линии и распределительных пунктов одновременно, т.е. функции передачи и распределения электроэнергии. От ШРА к электроприемникам прокладывается распределительная сеть.

К недостаткам магистральных сетей следует отнести недостаточную надежность электроснабжения, так как повреждение магистрали после трансформатора ведет к отключению всех потребителей.

Смешанные схемы сочетают в себе элементы радиальных и магистральных схем одновременно. Такие схемы индивидуальны и зависят от конкретных условий.

Кольцевые схемы и схемы с двухсторонним питанием применяют при необходимости резервирования электроснабжения приемников I категории. Разновидность этих схем – кольцевые магистрали и многократные замкнутые схемы с несколькими узлами питания, распространенные в городских распределительных сетях. Преимущества замкнутых схем – меньшие потери напряжения и мощности в них и большая надежность питания потребителей по сравнению с незамкнутыми магистральными схемами. Однако при замкнутых сетях значительно повышаются токи к.з. и усложняется система их защиты.

Способы конструктивного выполнения распределительных сетей: 1) Неизолированные проводники (провода воздушных линий, открытые токопроводы); 2) Кабельные линии; 3) Электропроводка (изолированные провода, кабели малых сечений); 4) Шинопроводы (жесткий токопровод до 1 кВ заводского изготовления).

Внешнее электроснабжение промышленных и гражданских зданий

Стадии проектирования системы внешнего электроснабжения гражданских и промышленных зданий и ее функции

Внешнее электроснабжение – это совокупность электрических сетей, которые соединяют подстанции энергетической системы с приемными подстанциями объекта.

У системы внешнего электроснабжения имеются три основных функции:

1. Обеспечение бесперебойного электроснабжения объектов.
2. Обеспечение рационального распределения электрической энергии между отдельными объектами.
3. Обеспечение конечных потребителей электрической энергией посредством ее транспортировки по кабельным и воздушным линиям от распределительных подстанций.

Проектирование внешнего электроснабжения можно разделить на две основные стадии: стадия разработки проекта и стадия согласования. В состав первой стадии входят расчеты токов короткого замыкания, общих параметров наружного электроснабжения, общих потерь мощности и напряжения в сетях, параметров конструкции воздушных линий, отклонений напряжения (допустимых) и прочностные характеристики троса.

Реализация спроектированной внешней электросети может осуществляться при помощи подключения потребителей к источникам электроснабжения или посредством переустройства существующей сети.

Законченный проект внешней системы электроснабжения является основанием для проведения монтажных работ. Перед началом монтажных работ необходимо согласовать проект всего комплекса электрического оборудования, в том числе линий электропередач и трансформаторных подстанций, для чего необходимо пройти несколько инстанций. Сначала согласовывается проект линий электропередач с владельцами земли, через который они будут проходить. Затем проект согласовывается в Ростехнадзоре и утверждается в эксплуатирующей организации, с которой заключается договор на подключение к действующей сети и поставку электроэнергии. Последнее, что необходимо сделать перед началом монтажных работ, — получение разрешения у административной технической инспекции.

Состав системы внешнего электроснабжения промышленных и гражданских зданий

Основными элементами системы внешнего электроснабжения гражданских и промышленных зданий являются:

1. Питающие воздушные линии, напряжение которых составляет 10 или 6 киловатт.
2. Трансформаторные подстанции.
3. Потребительские электрические подстанции.

Воздушные линии электропередач представляют собой конструкции, которые состоят из опор, проводов, изоляторов и разрядников. Провода линий электропередач в зависимости от уровня напряжения в линии и используемого материала регламентируются по площади сечения. Задача опор линий электропередач заключается в поддержании проводов на определенном расстоянии друг от друга и от земли при помощи арматуры и изоляторов. Они делятся на анкерные (жесткое крепление проводов), промежуточные, концевые (устанавливаются на концах линии и воспринимающие полное натяжение проводов), ответвительные. Опоры могут быть сооружены из дерева или железобетона, а также быть комбинированными. Расстояние от низшей точки провода до земли в населенных пунктах, в случае напряжение более 1 киловатта, должно составлять минимум 6 метров, а вне населенных пунктов – 5 метров. Для изоляции крепления проводов применяются изоляторы, которые изготавливаются из стекла или электротехнического фарфора.

Трансформаторная подстанция – это электротехническая установка, назначение которой заключается в преобразовании и распределении электрической энергии между потребителями.

Трансформаторные подстанции делятся на понижающие и повышающие. Преобразование напряжения осуществляется с целью снижения потерь энергии в процессе ее передачи, потому что потери обратно пропорциональны квадрату напряжения. Сама трансформаторная подстанция системы внешнего электроснабжения состоит из силового трансформатора, а также распределительных устройств высокого и низкого напряжений. Устройства высокого напряжения комплектуется разъединителями плавкими предохранителями для защиты от тока короткого замыкания и разрядниками, которые необходимы для защиты от грозовых перенапряжений. В распределительных устройствах низкого напряжения имеются автоматические выключатели для подсоединения шин к трансформатору, реле утечки, рубильники, предохранители отходящих фидеров. В настоящее время все чаще используются комплектные трансформаторы, которые сочетают весь комплект аппаратуры низкого и высокого напряжения. У данных подстанций имеется четыре отходящих фидера с установленными автоматическими выключателями.

Промышленные системы электроснабжения

Система электроснабжения (СЭС) объединяет источники, системы преобразования, передачи, распределения электроэнергии. Приемники электроэнергии (потребители) не включаются в СЭС. Системы электроснабжения промышленных предприятий основываются на электроустановках, которые нужны для обеспечения потребителей электрической энергией. Потребителем может быть электроприемник или другой агрегат, который преобразовывает электрическую энергию в иной вид энергии. Также этих механизмов может иметься несколько. В таком случае их объединяют в одну технологическую группу и размещают на отдельном пространстве.

Электроснабжение промышленных предприятий строится на основе питающих, распределительных, трансформаторных, преобразовательных подстанций, а также на связывающих их кабельных, воздушных сетей, токопроводов (низкого и высокого напряжения). Проектирование электроснабжения промышленных предприятий должно происходить с учетом важнейших требований, определяющих:

• надежность;
• удобство;
• безопасность;
• обеспечение необходимого количества/качества энергии;
• бесперебойность снабжения электрической энергии в обычном режиме и послеаварийном;
• экономичность по затратам энергии, материалов и оборудования.

Соблюдать вышеперечисленные требования возможно при использовании взаимного резервирования путей предприятия и сплочения питания промышленных и коммунальных (а также сельских) потребителей. В момент сооружения на предприятии собственной электрической станции необходимо учесть близлежащие потребители энергии (внезаводские).

Приемники, обеспечивающие электроснабжение промышленных объектов

Так как электросети и подстанции являются элементами общей структуры предприятия, они должны координироваться с технологическими, строительными частями, а также с планом здания. К примеру, высокие требования к надежному и качественному электроснабжению предъявляются крупными предприятиями цветной и черной металлургии. Они отличаются высокими значениями суммарных установленных мощностей электрических приемников, которые могут достигать 1700-2000 МВт.

Электроприемники можно разделить на 3 категории:

1. Электроприемники, которые вследствие перерывов в электроснабжении могут проявить опасность для людей, нанести ущерб оборудованию, продукции и т. д. Такие приемники должны питаться от двух отдельных источников. Перерыв электроснабжения возможен только на период автоматического включения резерва. Примеры: котельные производственного пара, доменные цехи, приводы вагранок, ответственные насосные, разливочные краны и др.

2. Электроприемники, перерыв в работе которых связан с недоотпуском продукции, простоем рабочих, механизмов, транспорта. Допустимы перерывы питания на время, которое необходимо для ручного включения резерва.

3. Прочие электроприемники, которым позволен перерыв электроснабжения на время ремонта (не более одних суток). Например, вспомогательные цеха, неответственные склады, цеха несерийного производства и др.

Для того чтобы правильно решать вопросы надежности, нужно точно установить режимы, которые возникают при аварии и после нее. Аварийный режим – временный режим, возникающий из-за нарушения приемлемой работы системы электроснабжения или ее отдельных элементов. Послеаварийный режим – режим после ликвидации аварии, который длится до полного восстановления нормальной работы.

Очевидно, что система электроснабжения должна строиться так, чтобы при послеаварийном режиме она смогла обеспечить функционирование главных производств промышленного предприятия (после необходимых пересоединений). При послеаварийном режиме допускаются перебои в подаче электроэнергии приемниками третьей и отчасти второй категорий на небольшое время.

Электроснабжение промышленных зданий. Напряжение

Напряжение, подходящее для того или иного предприятия, зависит от:

• потребляемой мощности предприятием;
• промежутком от предприятия до источника;
• значения номинального напряжения, при котором может производиться питание.

Для крупных предприятий применяется напряжение в промежутке 6-220 кВ. В некоторых случаях напряжение может достигать 330-500 кВ.

Средние предприятия применяют напряжение 35 кВ. Для крупных предприятий такое напряжение является недостаточным. Напряжение 20 кВ также недостаточно для таких зданий, но у такого показателя есть преимущества. К примеру, для напряжения 20 кВт применяются более легкие, экономичные аппараты, чем для 35 кВт. Годовые расходы при использовании такого напряжения значительно уменьшаются. Но, как уже было сказано выше, напряжение 20 кВт не подойдет для большого промышленного предприятия.

На второй и следующих ступенях распределения электроэнергии на больших и средних заводах может применяться напряжение 10 (6) кВ. Что касается первой ступени, то на крупных предприятиях такое напряжение возможно при использовании токопроводов.

Напряжение 6 кВ может быть применено при напряжении генераторов собственной ТЭЦ, равняющемся 6кВ. Также такое напряжение допустимо при преимуществе электрических приемников на напряжение 6 кВ (электродвигатели).

Напряжение 3 кВ не применяется в качестве основного напряжения распределительной сети. Его использование может быть задействовано для действующих электрических установок до реконструкции.

Другие напряжения применяются:

• для электроустановок до 1000 В – напряжение 380-220 В;
• на реконструируемых промышленных предприятиях – напряжение 220-127 В (довольно редко);
• в помещении с высокой опасностью – 36 В;
• для питания переносных ламп – напряжение до 12 В;
• на химических, нефтехимических промышленных предприятиях – 660 В (довольно редко).

Схемы электроснабжения промышленных предприятий

Самая надежная, экономичная система электроснабжения – та, при которой источники наивысшего напряжения приближены к потребителям максимально, а прием электрической энергии распределяется по всем пунктам. При строительстве системы все ее элементы формируются под нагрузкой. При этом, «холодный» резерв не применяется. Таким образом, потери электрической энергии снижаются, а надежность – возрастает. Почему это происходит? Резервные элементы, которые продолжительное время находились в бездействии, могут при включении не заработать из-за неисправного состояния. Для того чтобы избежать последствий данной ситуации, в схеме предусматривается «скрытый» резерв, который в послеаварийном состоянии сможет взять на себя основную нагрузку нерабочего элемента.

Возобновление питания потребителей происходит автоматически на переменном оперативном токе. В этом случае производится автоматическое отключение неисправных потребителей на послеаварийный период. Кстати, зачастую с успехом используется раздельная работа элементов. В таком случае ток короткого замыкания понижается и коммутация упрощается.

Автоматика обеспечивает надежность электроснабжения в раздельной работе. Качество питания получается не хуже, чем при параллельной работе. Применяется секционирование всех элементов со схемами АВР (автоматическое включение резерва). Такой метод способствует увеличению надежности электроснабжения. К сожалению, не во всех случаях раздельная работа с АВР показывает необходимый результат. Добиться быстрого восстановления системы удается не всегда.

Схемы электрического снабжения формируются по ступеням, которые обозначают мощность предприятия и расположение электрических нагрузок. Чаще всего используются 2-3 ступени. Если их больше, то усложняются защита, эксплуатация, коммутация. Такие схемы применимы на периферийных участках, на отдельных трансформаторах.

Схемы с одной ступенью используются на малых и средних предприятиях, применяясь на:

• магистральных, радиальных линиях глубоких проводов 110-220 кВ – мощность более 50 МВ-А;
• магистральных, радиальных токопроводах 6-10 кВ – мощность более 15-80 МВ-А;
• магистральных, радиальных кабельных сетях 6-10 кВ – мощность 15-20 МВ-А.

Схемы с более глубокими вводами, магистральными токопроводами требуют соблюдения некоторых моментов. Например, если есть возможность без труда реализовать принцип дробления подстанций и глубокие вводы 110 кВ, то нет нужды использовать токопроводы. В том случае, если расположение немалого числа подстанций 35-220 кВ, а прохождение воздушных линий глубоких вводов затруднено, то используются токопроводы. Исходя из этих подсчетов, можно принять окончательное решение построения схемы.

Электроснабжение промышленных предприятий и установок в неблагоприятных климатических условиях

Большинство предприятий имеют загрязненные области, которые возникают из-за образования вредных веществ. Они отрицательно влияют на токоведущие элементы электрических установок. Источники загрязнения – химические, ферросплавные производства, а также производства стали, магния и др. Такие загрязнения имеют пять степеней (первая степень – самая мощная).

Для загрязненных областей устанавливаются специальные нормативы для определения типа изоляции, подстанций, линий электропередач. Также рассчитываются минимальные промежутки от источников загрязнения. Расстояние зависит от класса производства. К примеру, для пятой степени – от пятидесяти метров, для первой – до 1500 метров.

Проблема загрязнения требует особого внимания и принятия необходимых мер.

Внутризаводское распределение электроэнергии выполняется по магистральной, радиальной или смешанной схеме в зависимости от территориального размещения нагрузок, их величин, степени надежности питания.

Основное и существенное преимущество магистральных схем (МС) – уменьшение числа звеньев распределения и коммутации электроэнергии. При магистральных схемах электроэнергия подается от центра питания (ТЭЦ, ГПП) непосредственно к цеховым распределительным и трансформаторным подстанциям.

Магистральные схемы целесообразны при распределенных нагрузках, при расположении подстанций на территории предприятия так, чтобы было возможно более прямое прохождение магистралей от источника питания до потребителей энергии без обратных потоков энергии и длинных обходов. Они удобны при выполнении резервирования цеховых подстанций от другого источника в случае выхода из работы основного питающего пункта. Однако при магистральных схемах невозможно резервирование по вторичному напряжению соседних однотрансформаторных подстанций, так как они питаются по одной магистрали и одновременно выходят из работы. Для устранения этого недостатка близко расположенные однотрансформаторные подстанции питают от разных магистралей.

От одной магистрали обычно питаются 2 цеховых трансформатора мощностью 2500 и 1600 кВА; 2-3 — при мощности 1000 кВА; 5 — при мощности 630÷250 кВА.

На крупных и средних предприятиях широко применяют токопроводы 6-35 кВ. Токопроводы имеют ряд преимуществ по сравнению с кабельными прокладками. Они заменяют дорогостоящие кабели, сэкономить свинец и алюминий (оболочки кабели), а также изоляционные материалы. Токопроводы имеют значительную большую способность к перегрузке, чем кабельные линии, ввиду отсутствия бумажной изоляции, в случае необходимости может быть усилена вентиляция шинного туннеля. По мере роста нагрузок можно увеличить пропускную способность токопровода без перерыва питания путем поочередной замены сечения шинных пакетов или укладки дополнительных полос на отдельных «нитках» токопровода. Токопроводы значительно надежнее кабельных прокладок. Кабельные магистрали громоздки, трудно выполнимы, неэкономичны. Трассы токопроводов выбирают таким образом, чтобы они проходили через зоны размещения основных нагрузок предприятия.

Недостатки токопроводов: большая реактивность, что приводит к снижению уровня напряжения у потребителей и вызывает значительные колебания напряжения при ударных нагрузок. Дополнительные потери в металлоконструкциях (крепящих и строительных). Авария на крупном трубопроводе обесточивает большую группу потребителей, чем при кабельной линии. Поэтому применяются секционирование и АВР на всех ступенях, а токопроводы проектируются не менее чем из двух взаимно резервирующих ниток.

Применяются следующие конструкции токопроводов: гибкий токопровод (ГТ) – выполняется голыми проводами больших сечений, закрепленных равномерно по периметру кольца и подвешенных к опоре на подвесных изоляторах; жесткий токопровод (ЖТ) – из труб или других профилей в виде жесткой балки; токопроводы из шин различных профилей на подвесных изоляторах; комплектные токопроводы заводского изготовления из типовых секций.

Жесткие токопроводы следует применять при наличии агрессивной среды, так как на жесткие проводники легче нанести антикоррозийное покрытие. ЖТ требуют меньшей полосы, свободной от застройки и подземных коммуникаций (отчуждение территории под ЖТ около 10 м).

Серьезный недостаток ГТ — большие габаритные размеры (отчуждение территории под ГТ 18 м) и недостаточная стойкость к воздействию химически активной среды. ГТ рекомендуется использовать, если одновременно имеет место нестесненная планировка предприятия, позволяющая не учитывать стоимость отчуждаемой территории, и минимальное число (до 2-3 на 1 км) поворотов трассы.

Применение токопроводов выгодно в диапазоне следующих мощностей: при U =6 кВ — S > 15-20 МВА; U =10 кВ — S > 25-35 МВА; U =35 кВ — S > 35 МВА.

При меньших мощностях токопроводы не имеют явных преимуществ перед кабельными линиями, однако, в диапазоне 10-15 МВА в некоторых случаях рекомендуется рассматривать и сравнивать оба варианта.

Основными отраслями промышленности, в которых широко применяются токопроводы – цветная и черная металлургия и химия.

Таким образом, токопроводы применяются при высоких удельных плотностях электрических нагрузок, большом числе часов использования максимума, концентрированном расположении крупных мощностей и при размещении нагрузок на предприятии, благоприятном для осуществления магистрального питания, т.е. когда число направлений основных потоков электроэнергии невелико.

Магистральные токопроводы 10 и 6 кВ имеют преимущественное применение при токах более 1,5-2 кА.

Из-за высоких (больших) токов, кроме омических потерь в токопроводе, возникают значительные дополнительные потери вследствие вытеснения переменного тока к поверхности проводника (поверхностный эффект) и неравномерного распределения тока по сечению из-за влияния других близлежащих проводников («эффект близости»).

Если все распределительные подстанции предприятия получают питание от токопроводов, то применяется схема «трансформатор — токопровод» без сборных шин на вторичном напряжении ГПП (см. рисунок 22). Для ограничения токов КЗ на ответвлениях от токопроводов к РП могут устанавливаться реакторы. При наличии на предприятия большого числа двигателей напряжением 6 кВ обмотки трансформаторов ГПП могут быть выполнены на разные напряжения: 6 и 10 кВ. На напряжении 6 кВ получают питание распределительные подстанции (РП), предназначенные для питания электродвигателей, на напряжении 10 кВ – остальные потребители.

Рисунок 22 – Схема распределения электроэнергии токопроводами без сборных шин на вторичном напряжении ГПП

Распределительные пункты (РП) представляют собой распределительное устройство (РУ), предназначенное для приема и распределения электроэнергии на напряжении 6-20 кВ. На предприятиях, внешнее электроснабжение которых осуществляется на напряжении 6-10 кВ, сооружается главный распределительный пункт (ГРП), а ГПП в таких системах электроснабжения не требуется.

Промежуточные РП, получающие питание с шин ГПП, ГРП рекомендуется сооружать в цехах или производственных корпусах при наличии высоковольтных электроприемников и нескольких ТП, а также для удаленных от ГПП или ГРП потребителей (компрессорных, насосных станций и т.д.). Сооружение РП целесообразно при числе отходящих линий 6-10 кВ от него не менее 8-10. РП следует размещать на границе питаемых ими участков сети таким образом, чтобы не было обратных перетоков мощности.

Схема удовлетворяет требованиям электроснабжения потребителей 1-ой категории. Использование ячеек КРУ рекомендуется в наиболее сложных и ответственных установках с количеством ячеек 15-20 и более. В остальных случаях рекомендуется применение более дешевых и требующих меньших площадей ячеек типа КСО. Для потребителей 2-ой категории, не требующих АВР, рекомендуется секционировать шины РП двумя разъединителями и не устанавливать выключатели на вводах.

Согласно СН 174-75, выключатели на вводах и между секциями шин при питании потребителей 2-ой категории следует предусматривать только на крупных РП мощностью свыше 10 МВА и с числом ячеек 15-20 и более. На всех присоединениях с I _ном = до 100 А напряжением U=10 кВ и I_ном =до 200 А напряжением U=6 кВ рекомендуется устанавливать ячейки с выключателями нагрузки и предохранителями (ВНП). Предохранители устанавливают перед ВН для создания видимого разрыва при ремонте ВН. Часть ячеек того же РП, в которых нельзя применять ВНП, комплектуют масляными выключателями.

9 Лекция. Технико-экономические расчеты в системах электроснабжения промышленных предприятий

— общие положения технико-экономических расчетов.

— изучение методики технико-экономических расчетов.

После определения электрической нагрузки и установления категории надежности потребителя намечают возможные варианты электроснабжения с питанием кабельными или воздушными линиями различных напряжений. Окончательный выбор одного из вариантов определяют сравнением технико-экономических показателей указанных вариантов. Обычно рассматривают 2-3 варианта с выявлением капитальных затрат, ежегодных эксплуатационных расходов, расходов цветного металла, суммарных затрат.

Технико-экономические расчеты выполняются для выбора:

1) наиболее рациональной схемы электроснабжения цехов и предприятия в целом;

2) экономически обоснованного числа, мощности и режима работы трансформаторов главной понизительной подстанции;

3) рациональных напряжений в системе внешнего и внутреннего электроснабжения предприятия;

4) экономически целесообразных средств компенсации реактивной мощности и мест размещения компенсирующих устройств;

5) электрических аппаратов, изоляторов и токоведущих устройств;

6) сечений проводов, шин и жил кабелей в зависимости от ряда технических и экономических факторов;

7) целесообразной мощности собственных электростанций и генераторных установок в случае их необходимости;

8) трасс и способов прокладки электросетей с учетом коммуникаций энергохозяйства в целом.

Основной целью технико-экономических расчетов является определение оптимального варианта схемы, параметров сети и ее элементов. Критерием оптимальности варианта служит уровень приведенных годовых затрат (З).

Для систем промышленного электроснабжения характерна многовариантность решения задач, которая определяется взаимозаменяемостью возможных технических решений.

Основным документом, в котором приведены руководящие указания по экономическим расчетам в области промышленной энергетики, является «Методика технико-экономических расчетов в энергетике».

При технико-экономических расчетах систем промышленного электроснабжения должны соблюдаться следующие условия сопоставимости вариантов:

— технические, при которых могут сравниваться только взаимозаменяемые варианты при оптимальных режимах работы и оптимальных параметрах, характеризующих каждый из рассматриваемых вариантов;

— экономические, при которых расчет сравниваемых вариантов ведется применительно к одинаковому уровню цен и одинаковой достижимости принятых уровней развития техники, с учетом одних и тех же экономических показателей, характеризующих каждый из рассматриваемых вариантов.

Схема каждого варианта должна обеспечивать надежное электроснабжение, передачу и распределение всей необходимой мощности, соблюдение требований ПУЭ и качества электроэнергии.

Выбор наиболее целесообразного варианта проводится на основе всестороннего анализа его технических и экономических показателей. К техническим показателям относятся надежность, удобство эксплуатации, долговечность сооружения, объем текущих и капитальных ремонтов, степень автоматизации и т.п. Основными экономическими показателями являются капитальные (первоначальные) вложения и ежегодные (текущие) расходы.

Экономичность варианта должна оцениваться капитальными вложениями и текущими затратами. Поэтому при ТЭР в соответствии с существующей методикой рекомендуется в качестве основного метода оценки экономичности метод срока окупаемости, соизмеряющий капитальные вложения с будущими издержками производства (эксплуатационными расходами).

При экономических расчетах для сравнения двух вариантов используют метод срока окупаемости, который записывается в исходной форме

где К₁ и К₂ – капитальные вложения в 1-м и 2-м вариантах, тыс. тг;

С_{Э 1} и С_Э2 – ежегодные эксплуатационные расходы в 1-м и во 2-м вариантах, тыс. тг/год;

или в форме ежегодных суммарных приведенных затрат

где Е_н = 1/Т_н– нормативный коэффициент эффективности капитальный вложений, т.е. величина, обратная нормативному сроку окупаемости Тн.

Величина Т_ок определяет период, в течение которого возмещаются дополнительные капиталовложения по варианту с большими капиталовложениями за счет экономии, получаемой на ежегодных эксплуатационных расходах. Величина обратная сроку окупаемости, 1/Ток называется коэффициентом сравнительной экономической эффективности Кс.э. и показывает, какова относительная ежегодная экономия эксплуатационных расходов в расчете на каждый тенге дополнительных капиталовложений по более дорогому варианту. Эффективность использования дополнительных капиталовложений тем выше, чем больше Кс.э. Вычисленный Т_ок сравнивают с нормативным Т_н = 7-8 лет.

Величину экономически целесообразного срока окупаемости называют нормативным сроком окупаемости Т_н. Величину Ен =1/Т_н называют нормативным коэффициентом экономической эффективности. В 1966 г. этот коэффициент для расчетов в энергетике был принят равным 0,12.

При Т_ок = Т_н сравниваемые варианты считают равноэкономичными, при Т_ок < Т_н экономичным будет вариант с большими капитальными вложениями и меньшими годовыми эксплуатационными расходами, при Ток > Тн экономичнее будет вариант с меньшими капитальными вложениями и большими годовыми эксплуатационными расходами.

Единовременные капитальные вложения К включают в себя стоимость всех элементов электроснабжения с учетом стоимости монтажа и строительной части (определяются по справочным данным). В общем случае состоят из капитальных затрат на сооружение питающих линий Кл, установку высоковольтной аппаратуры Кап (выключателей, разъединителей, короткозамыкателей) и установку силовых трансформаторов Кт.

Ежегодные эксплуатационные затраты Сэ складываются из стоимости потерь электроэнергии за год С_п и годовых амортизационных отчислений С_а

где с – стоимость электроэнергии по тарифу, тг/кВтч;

ΔР – суммарные потери мощности в линиях и трансформаторах, кВт;

Т – число часов работы предприятия в год, ч.

Стоимость амортизационных отчислений

где Е_о, Е_т, Е_л – амортизационные отчисления на оборудование, трансформаторы и линии, % (принимаются по справочнику);

К_о , К_т, К_л – стоимость оборудования, трансформатора и линии.

Указанная методика при использовании исходной формы записи дает ответ на вопрос, что выгоднее в конкретных условиях: вариант 1 с большими капиталовложениями, но с меньшими ежегодными эксплуатационными расходами, или вариант 2 с меньшими капиталовложениями, но с большими ежегодными эксплуатационными расходами.

Исходная форма записи метода срока окупаемости дает искаженное представление об относительной экономической эффективности рассматриваемых вариантов при незначительной разнице в капиталовложениях и соответственно в ежегодных эксплуатационных расходах, поэтому применяют этот метод в форме приведенных (расчетных затрат). При рассмотрении трех и более вариантов, а также для вновь проектируемых систем электроснабжения при единовременных капитальных вложениях (строительство до 1 года) и постоянных ежегодных эксплуатационных расходах Сэ, связанных с эксплуатацией систем электроснабжения, рассчитывают приведенные годовые затраты по формуле

Кроме экономических сравнений вариантов необходимо проводить сравнение технических показателей и анализ надежности.

При технико-экономических расчетах можно использовать укрупненные показатели стоимости (УПС) элементов системы электроснабжения (1 км линии, одного трансформатора, одной камеры РУ и т.д.), а также УПС сооружения подстанций в целом.

При сравнении вариантов данные для ТЭР следует брать из одного или из равнозначных справочных материалов.

Если приведенные затраты сравниваемых вариантов равны или немного отличаются (до 10%), то решающее значение для выбора варианта имеют технические (качественные) показатели, в первую очередь:

— более высокая надежность элементов схемы электроснабжения;

— лучшие условия для монтажа и эксплуатации;

— независимость основных линий и узлов СЭС от изменения технологии и очередности строительства;

— более высокое номинальное напряжение сети;

— большая приспособленность к развитию без существенной реконст-рукции действующей СЭС;

— более высокое качество напряжения (по ГОСТу);

— меньшее количество оборудования и большая наглядность схемы.

Если сравниваемые варианты отличаются по надежности, а также не обеспечивают одинакового качества электроэнергии у потребителей, то дополнительно следует включать вероятный ущерб от перерывов электроснабжения потребителей У_п и математическое ожидание ущерба У_к от снижения качества электроэнергии

10 Лекция. Расчет токов короткого замыкания в сети напряжением выше 1000 В

— основные положения, определения и расчетные условия короткого замыкания.

— знакомство с расчетом токов короткого замыкания.

Коротким замыканием (КЗ) называют всякое случайное или не преднамеренное, не предусмотренное нормальным режимом работы, электрическое соединение различных точек электрической сети, при которых токи в ветвях электроустановки резко возрастают, превышая наибольший допустимый ток продолжительного режима.

В системе трехфазного переменного тока могут быть замыкания между тремя фазами, между двумя фазами и однофазные КЗ.

Причинами коротких замыканий могут быть: механические повреждения изоляции — проколы и разрушения кабелей при земляных работах; поломка фарфоровых изоляторов; падение опор воздушных линий; старение, то есть износ, изоляции, приводящее постепенно к ухудшению электрических свойств изоляции; увлажнение изоляции и другие причины.

Трехфазное КЗ характеризуют следующие условия: симметричность схемы и равенство нулю междуфазных и фазных напряжений в месте КЗ

В зависимости от мощности источника питания предприятия при расчетах токов КЗ выделяют два характерных случая: КЗ в цепях, питающихся от системы бесконечной мощности, и КЗ вблизи генератора ограниченной мощности. Системой бесконечной мощности условно считают источник, напряжение, на шинах которого остается практически неизменным при любых изменениях тока в подключенной к нему цепи. Отличительной особенностью такого источника является малое собственное сопротивление по сравнению с сопротивлением цепи КЗ.

При питании КЗ от энергосистемы (бесконечной мощности) в результате неизменности напряжения на шинах системы амплитуды периодической слагающей тока короткого за­ мыкания во времени не изменяются, и ее действующее значение в течение всего процесса КЗ также остается неизменным: I _к = I _по (1) = I _{п t} (2) = I _п∞ (3) .

Если на предприятии имеется собственный источник питания (обычно ТЭС) или питание осуществляется от источников, расположенных вблизи данного предприятия, то I _к ≠ I _по (1) ≠ I _{п t} (2) ≠ I _п∞ (3) . При питании КЗ от генератора действующие значения периодической сла­ гающей в процессе КЗ изменяются по значению. Для практических расчетов периодической слагающей в различные моменты КЗ обычно используют гра­фоаналитический метод с применением расчетных кривых (метод расчетных кривых).

Расчет токов КЗ в установках напряжением выше 1 кВ имеет ряд особенностей по сравнению с расчетом токов КЗ в установках напряжением до 1 кВ. Эти особенности заключаются в следующем:

— активные сопротивления элементов системы электроснабжения не учитывают, если выполняется условие r _∑ < ( x _∑ /3), где r _∑ и x _∑ – суммарные активные и реактивные сопротивления элементов системы электроснабжения до точки КЗ;

— при определении тока КЗ учитывают подпитку от двигателей высокого напряжения: подпитку от СД учитывают как в ударном, так и в отключенном токе КЗ;

— подпитку от АД – только в ударном токе КЗ.

Для расчета токов КЗ составляют расчетную схему электроснабжения и на ее основе схему замещения (см. рисунок 23). Расчетная схема представляет собой упрощенную однолинейную схему, на которой указывают все элементы СЭС и их параметры, влияющие на ток КЗ. Здесь же указывают точки, в которых необходимо определить ток КЗ. Схема замещения представляет собой электрическую схему, соответствующую расчетной схеме, в которой все магнитные связи заменены электрическими и все элементы СЭС представлены сопротивлениями.

Расчет токов КЗ выполняют в именованных или относительных единицах. Если расчет выполняют в именованных единицах, то для определения тока КЗ необходимо привести все электрические величины к напряжению ступени, на которой имеет место КЗ. В практических расчетах токов КЗ обычно вместо номинальных напряжений используют средние значения напряжений. При расчете в относительных единицах все величины сравнивают с базисными, в качестве которых принимают базисную мощность S _б и базисное напряжение U _б .

За базисную мощность принимают мощность одного трансформатора ГПП или условную единицу, например, 100 или 1000 МВА. Для основной ступени, для которой рассчитывается I _к , принимают U _б = U _ср , на которой имеет место КЗ. При этом

Если источник питания – мощное энергетическое объединение с заданным результирующим сопротивлением Х_с, I _к или , то можно считать, что такое объединение является энергосистемой, удаленной от шин потребителя на сопротивление X_с. Когда нет необходимых данных по энергосистеме, то расчеты производят по предельному току отключения I_отк. выключателей, установленных на шинах связи с энергосистемой. Ток I_отк. приравнивают току I_к. и затем определяют ; ; или .

Учет подпитки мест короткого замыкания от электродвигателей ( СК, СД и АД) произво дится, если двигатели непосредственно связаны с точкой короткого замыка ния электрически и находятся в зоне малой удаленности (не более 300 м) . Токи короткого замыкания от двигателей, отдаленных от точки короткого замыкания ступенью трансформации или через обмотки сдвоенного реактора, как правило, не учи тываются.

Влияние АД не учитывают при единичной мощности до 100 кВт, если они отдалены от места КЗ одной ступенью трансформации, а также при любой мощности, если они отделены от места КЗ двумя и более ступенями трансформации или если ток от них может поступать к месту КЗ только через те элементы, через которые проходит основной ток I к от сети, имеющие существенное сопротивление (линии, трансформаторы и т.д.).

Рисунок 23 – Расчетная схема и схема замещения

Учет синхронных генераторов необходим при подключении РП к ТЭЦ на генераторном напряжении 6-20 кВ. Тогда для расчета необходимы: S _ном , U _ном , сверхпереходное индуктивное сопротивление X_d // , сверхпереходная ЭДС E // , постоянная времени затухания апериодической составляющей тока трехфазного КЗ (Та). Все данные, кроме ЭДС, принимаются из паспорта машин или из справочников.

Если нет точных данных, то для различных типов машин можно принять средние значения Xd // и E // при нормальных условиях, о.е.: СК — Xd // =0,16, E // =1,2; СД — Xd // =0,2, E // = 1,1; АД — Xd // =0,2, E // =0,9; обобщенная нагрузка — Xd // =0,35, E // =0,85.

Опреде ление периодической слагающей в случае, если источником питания в расчетной схеме сети является энергосистема, ЭДС системы и напряжение на ее шинах равны , для любого момента време­ ни КЗ производится по расчетным выражениям для вычисления начального значения тока

где Х_∑(б) – результирующее индуктивное сопротивление цепи КЗ.

Мощность КЗ в заданной точке КЗ при базовом напряжении

Для определения суммарного базисного сопротивления до точки короткого замыкания определяются базисные сопротивления элементов СЭС.

а) если задана S _к.з. , то ;

б) если задана мощность трансформаторов системы S_ном.тр., то

б) при S_н.т.< 630 кВА, для которых учитывается активное сопротивление обмоток трансформатора

— потери короткого замыкания в трансформаторе, кВА

где х_р% – индукционное сопротивление реактора;

I_{б ,} I_н. – базисный и номинальный ток реактора;

U_{б ,} U_н. – базисное и номинальное напряжение реактора.

Для линий (ВЛ, КЛ, токопроводы)

где x_o, r_o – индуктивное и активное сопротивление линии на 1 км длины, Ом/км;

l – длина линии, км.

Учет активного сопротивления необходим, если r_б≥ 1/3 Х_б.

При расчетах токов трехфазного КЗ для выбора и проверки аппаратов и проводников по условию электродинамической стойкости принято считать, что максимальное мгновенное значение тока КЗ или ударный ток наступает через 0,01 ее момента возникновения короткого замыка ния.

Для схем с последовательно включенными элементами ударный ток опре­ деляют по выражению

где – периодическая составляющая тока КЗ в начальный момент;

Т_а – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ;

к _уд – ударный коэффициент для времени t = 0,01 с.

Постоянную времени Т_а определяют по уравнению

где х_∑ и r _∑ — соответственно суммарные индуктивное и активное сопротивле­ ния схемы от источника питания до места КЗ.

Во всех случаях, когда не учитывается активное сопротивление цепи КЗ, обычно принимают к_уд = 1,8, и 1,8·1,42·I_к. = 2,55 ·I_к.

11 Лекция. Выбор электрооборудования напряжением выше 1000 В

— выбор высоковольтного оборудования.

— изучить области применения и назначения высоковольтного оборудования.

Выбор высоковольтных выключателей (ячеек).

Все высоковольтные потребители подстанций (цеховые трансформаторы, высоковольтные двигатели, батареи конденсато ров), подсоединяют посредством высоковольтных ячеек. Рекомендуется использовать комплектные ячейки КРУ и КСО. Такое решение позволяет суще­ ственно повысить производительность монтажных работ, сократить стоимость подстанций, повысить надежность электроснабжения и безопасность обслуживания. Выбор конкретной ячейки комплектного распределительного уст ройства зависит от токов рабочего режима и короткого замыкания в соответ ствующем присоединении, предопределяющих выбор выключателя или другого коммутационного аппарата.

Условия выбора и проверки силовых выключателей

Выбор разъединителей, отделителей, короткозамыкателей.

Разъединители применяют для отключения и включения цепей без тока и для создания видимого разрыва цепи в воздухе. Разъединители выпускают с одним и двумя заземляющими ножами РНДЗ-1-220У/2000, РЛНД-2-220/1000.

Короткозамыкатели и отделители — это специальные разъединители, име­ющие автоматически действующие приводы. При выборе короткозамыкателей необходимо учитывать режим нейтрали сети. Для короткозамыкателей выбор по номинальному току не требуется.

Условия выбора и проверки разъединителей и отделителей

Условия выбора и проверки короткозамыкателей

Выбор выключателей нагрузки и предохранителей.

В целях снижения стоимости распределительного устройства 6-10 кВ под станции вместо силовых выключателей небольшой и средней мощности можно применять выключатели нагрузки, способные отключать рабочие токи линий, трансформаторов и других электроприемников. Для отключения токов короткого замыкания, превышающих допустимые значения для выключате­лей нагрузки, последние комплектуют кварцевыми предохранителями ПК ( комплект получил название ВКП).

Выбор выключателей нагрузки производится по тем же условиям, что и разъединителей. При выборе аппаратов ВКП в РУ 6-10 кВ необходимо учиты вать недостаточную чувствительность предохранителей к перегрузкам. Поэтому применение аппаратов ВКП должно сопровождаться установкой соответствую щих релейных защит от перегрузок в схеме блока «линия-трансформатор».

В ОРУ 10-110 кВ рекомендуется применение стреляющих предохраните лей. Мощность трансформаторов, защищаемых стреляющими предохранителями, ограничена значениями 4000-6300 кВА. В закрытых помещениях уста новка их не допускается.

Наибольшая отключающая мощность предохранителей ПК, ПКН (для на ружной установки), ПКЭ (для экскаваторов) составляет 200 МВА; ПКУ (уси ленный) на 6-10 кВ – 350 МВА, на 35 кВ – 500 МВА.

Условия выбора предохранителей

Выбор и проверка шин.

Сечение шин выбирают по длительно допустимому току. Сборные шины по экономической плотности не выбираются. Проверяют на электродинамическую и термическую стойкость к токам КЗ.

При расположении на ребро К_расп=1; ; .

Под действием изгибающего момента в материале конструкции создается изгибание σ. Для однополосных шин , Па , для двухполосных шин — ,

г де W – момент сопротивления сечения шины , см 3 ;

L – длина пролета между изоляторами, см ;

W определяется в зависимости от расположения шин:

Рисунок 24 – Эскизы расположения шин

Широкими сторонами друг к другу

Узкими сторонами друг к другу

Для круглых шин

Выбор и проверка изоляторов.

Опорные изоляторы выбирают и проверяют на разрушающее воздействие от ударного тока КЗ. Наихудшим видом нагрузки для изоляторов является тот, который создает наибольший изгибающий момент. Проходные и линейные изоляторы выбирают и проверяют на электродинамическое и термическое воздействие тока КЗ. При выборе и проверке изоляторов следует учитывать способ установки шины на головке изолятора (см. рисунок 24).

При установке шины плашмя (см. рисунок 24, а) допустимо усилие на изолятор

где 0,6 – коэффициент запаса.

При установке шины на головке изоляторе на ребро (см. рисунок 24,б) должно быть введено дополнительное снижение нагрузки

Условия выбора и проверки изоляторов

Выбор и проверка трансформаторов тока и напряжения.

Для контроля за режимом работы электроприемников, а также для производства денежного расчета с энергоснабжающей организацией на подстанциях используют контрольно-измерительные приборы, присоединяемые к цепям высокого напряжения через измерительные ТТ и ТН.

ТТ выбирают по номинальному напряжению, номинальному току и проверяют по электродинамической и термической стойкости к току короткого замыкания.

Особенностью выбора ТТ является выбор по классу точности и проверка на допустимую нагрузку вторичной цепи ТТ для присоединения счетчиков, по которым ведутся денежные расчеты (коммерческие должны иметь класс точности не менее 0,5 («Альфа», класс точности 0,2). Для технического учета допускается применение трансформаторов тока класса точности 1, для включения указывающих электроизмерительных приборов — не ниже 3, для релейной защиты – класса 10 (Р).

Чтобы погрешность ТТ не превысила допустимую для данного класса точности, вторичная нагрузка Z_2р не должна превышать номинальную Z_{2 ном}, задаваемую в каталогах.

Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому принимают Z_2р= r_2р.

Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов r_приб., соединительных проводов r_пров, и переходного сопротивления контактов r_к

Для определения сопротивления приборов, питающихся от ТТ, необходимо составить таблицу – перечень электроизмерительных приборов, устанавливаемых в данном присоединении.

Суммарное сопротивление приборов рассчитывают по суммарной мощности

где Ѕ₂ – суммарная мощность, потребляемая приборами, ВА;

I _{2 ном.} – номинальный ток вторичной обмотки трансформатора, А.

В РУ U = 6-10 кВ применяются ТТ с I _{2 ном} = 5 А, в РУ U =110÷220 кВ – I _{2 ном} =1А; 5А. Сопротивление контактов r_к= 0,05 Ом (при 2-3 приборах); r_к= 0,1 — при большем числе приборов.

Сопротивление проводов r_пров определяют по их сечению и длине

где l – длина линий, м;

ρ – удельная проводимость, ; для ρ _Cu = 57 (0,0175 мкОм м); для ρ_Al = 32 .

Для алюминиевых проводов F_min= 4 мм 2 ; для медных – F_min =2,5 мм 2 .

Расчетная длина провода l_р зависит от схемы соединения ТТ и расстояния l от ТТ до приборов: — при включении ТТ в неполную звезду; 2l – при включении всех приборов в одну фазу; l – при включении ТТ в полную звезду.

При этом l ориентировочно можно принять для U=6-10 кВ при установке приборов в шкафах КРУ – l=4÷6 м и на щите управления – l=30÷40 м; для РУ 35 кВ – l = 45-60 м; для РУ 110-220 кВ – l = 65÷80 м.

Если при принятом сечении провода Z_{2 ном} ТТ окажется больше Z_ном для заданного класса точности, то необходимо определить требуемое сечение проводов с учетом допустимого сопротивления вторичной цепи

Полученное сечение округляют до большего стандартного сечения контрольных кабелей: 2,5; 4; 6; 10 мм 2 .

Условия выбора трансформатора тока

Дополнительно могут быть заданы:

– краткость тока динамической стойкости ТТ; – краткость тока термической стойкости; I _{1 ном} – номинальный ток первичной обмотки ТТ.

Трансформаторы напряжения ТН, предназначенные для питания катушек напряжения измерительных приборов и реле, устанавливают на каждой секции сборных шин. Их выбирают по форме исполнения, конструкции и схеме соединения обмоток, номинальному напряжению; (U_с.ном – номинальное напряжение сети, к которой присоединяется ТН; U_1ном — номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора, кВ); классу точности; вторичной нагрузке , где Ѕ_2расч. — расчетная мощность, потребляемая вторичной цепью, ВА; Ѕ_2ном. — номинальная мощность вторичной цепи ТН, обеспечивающая его работу в заданном классе точности, ВА.

В выбранном классе точности, если нагрузка (вторичная) превышает номинальную мощность, часть приборов подключают к дополнительно установленному трансформатору напряжения. Вторичная нагрузка ТН — это мощность приборов и реле, подключенных к ТН. Для упрощения расчетов расчетную нагрузку можно не разделять по фазам, тогда

При определении вторичной нагрузки r_пров. не учитывается, т.к. оно мало. Однако ПУЭ требует оценить потерю напряжения, которая в проводах от трансформаторов к счетчикам не должна превышать 0,5%, а в проводах к щитовым измерительным приборам – 3%. Сечение провода, выбранное по механической прочности, отвечает, как правило, требованиям потерь напряжения.

Для однофазных ТН, соединенных в звезду, в качестве Ѕ_{2 ном} необходимо взять суммарную мощность всех трех фаз, а для соединенных по схеме неполного открытого треугольника – удвоенную мощность одного трансформатора.

Выбор типа ТН определяется его назначением. Если от ТН получают питание расчетные счетчики, то целесообразно использовать на U = 6,10,35 кВ два однофазных трансформатора типа НОМ или НОЛ, соединенных по схеме открытого неполного треугольника. Два однофазных ТН обладают большей мощностью, чем один трехфазный, а по стоимости на U =6-10 кВ они примерно равноценны. Если одновременно с измерением необходимо производить контроль изоляции в сетях U=6-10 кВ, то устанавливают трехфазные трехобмоточные пятистержневые ТН серии НТМК или группу трех однофазных трансформаторов серии 3НОМ или 3НОУТ, если мощность НТМК недостаточна.

При использовании трех однофазных трансформаторов, соединенных в звезду, нейтральная точка обмотки ВН должна быть заземлена для правильной работы приборов контроля состояния изоляции. Для U=110 кВ и выше применяют каскадные трансформаторы НКФ.

Условия выбора трансформатора напряжения

Проверку по электродинамической и термической стойкости аппаратов и ошиновки цепей трансформаторов напряжения при условии расположения их в отдельной камере производить не нужно.

12 Лекция. Компоновка открытых и закрытых распределительных устройств (подстанций)

— компоновка и конструкция распределительных устройств.

— знакомство с открытыми и закрытыми распределительными устройствами.

Каждая подстанция имеет распределительные устройства (РУ), содержащие коммутационные аппараты, устройства защиты и автоматики, измерительные приборы, сборные и соединительные шины, вспомогательные устройства.

По конструктивному выполнению РУ делят на открытые и закрытые. Они могут быть комплектными (сборка на предприятии-изготовителе) или сборными (сборка частично или полностью на месте применения).

Открытое распределительное устройство (ОРУ) – распределительное устройство, все или основное оборудование которого расположено на открытом воздухе; закрытое распределительное устройство (ЗРУ) – устройство, оборудование которого расположено в здании.

ОРУ сооружается на напряжение 35 кВ и выше. Применение ОРУ снижает стоимость и сокращает сроки установки, замены и демонтажа электрооборудования подстанции, но обслуживание ОРУ несколько сложнее, чем закрытых, и для них требуется более дорогое оборудование. Наиболее рациональной компоновкой ОРУ является расположение оборудования в одной плоскости (на нулевой отметке) и соединенных шин в один или несколько ярусов. Оборудование одного присоединения занимает полосу, которую называют ячейкой.

Существуют некоторые общие требования, определяющие компоновку ОРУ или ЗРУ (установку каждого изделия и конструкцию сооружения) и рег­ламентируемые ПУЭ. Электрооборудование, токоведущие части, изоляторы, крепления, ограждения, несущие конструкции, изоляционные и другие рас стояния необходимо выбирать и устанавливать таким образом, чтобы были соблюдены следующие условия:

— вызываемые усилия , нагрев, электрическая дуга или другие сопутствую­ щие работе явления (искрение, выброс газов и т. п.) не смогут привести к по­ вреждению оборудования и возникновению КЗ или замыкания на землю, а также причинить вред обслуживающему персоналу;

— при нарушении нормальных условий работы электроустановки обеспечи вается необходимая локализация повреждений, обусловленных действием КЗ;

— при снятом напряжении с какой-либо цепи, относящиеся к ней аппара­ ты токоведущие части и конструкции можно подвергать безопасному осмот­ ру, замене и ремонтам без нарушения нормальной работы соседних цепей;

— обеспечение возможности удобного транспортирования оборудования.

Во всех цепях РУ следует предусматривать установку разъединяющих уст­ ройств с видимым разрывом, обеспечивающих возможность отсоединения всех аппаратов (выключателей, отделителей, предохранителей, трансформато­ ров тока трансформаторов напряжения и т. п.) каждой цепи от сборных шин, а также от других источников напряжения.

Указанное требование не распространяется на шкафы КРУ и КРУН с вы катными тележками, высокочастотные заградители и конденсаторы связи, т рансформаторы напряжения, устанавливаемые на отходящих линиях, разряд­ ники, устанавливаемые на выводах трансформаторов и на отходящих линиях, а также на силовые трансформаторы с кабельными вводами.

Для территории ОРУ и подстанций, на которых в нормальных условиях эксплуатации могут иметь место утечки масла (аппаратная маслохозяйства, склады масла, машинные помещения, а также трансформаторы и выключате ли при ремонтных и других работах), должны предусматриваться устройства для его сбора и удаления в целях исключения возможности попадания в во доемы.

Подстанции 35-110 кВ следует преимущественно проектировать ком плектными, заводского изготовления, блочной конструкции. Распредели­ тельные устройства 35-750 кВ рекомендуется выполнять открытого типа. Распределительные устройства 6-10 кВ можно выполнять в виде комплект­ ных шкафов наружной установки (КРУН). Распределительные устройства 6-10 кВ закрытого типа следует применять: в районах, где по климатическим условиям не могут быть применены КРУН; в районах с загрязненной атмо­ сферой и районах со снежными и пыльными бурями; при числе шкафов более 25; при наличии технико-экономического обоснования (по требованиям заказчика).

Компоновку и конструкцию ОРУ разрабатывают для принятых номиналь­ного напряжения, схемы электрических соединений, количества присоединя­ емых линий, трансформаторов и автотрансформаторов, выбранных парамет­ ров и типов высоковольтной коммутационной и измерительной аппаратуры (выключатели, разъединители, трансформаторы тока и напряжения) и оши­новки. При этом должны быть учтены местные условия размещения площад­ки, отведенной для проектируемого ОРУ: рельеф, грунты, размеры площадки, направления линий (коридоры для ввода и вывода линий), примыкание же­ лезнодорожных путей и автомобильных дорог. Должны быть также учтены ме­ стные климатические условия. Собственно ОРУ может быть выполнено ши­ роким и коротким, либо узким и длинным. ОРУ может быть с гибкой, жесткой и смешанной (и гибкой, и жесткой) ошиновкой, что отразится на конструкциях для установки (подвески) этой ошиновки и на размерах этих конструкций (пролетах порталов, высоте колонн, их количестве и массе, ко­ личестве опорных и подвесных изоляторов).

На подстанциях 35-330 кВ с упрощенными схемами на стороне высшего напряжения с минимальным количеством аппаратуры, разметаемых в райо­ нах с загрязненной атмосферой, рекомендуется использовать открытую уста­ новку оборудования высокого напряжения и трансформаторы с усиленной внешней изоляцией.

На рисунке 25 приведены план и разрез ГПП 110/6-10 кВ с трансформаторами 25-40 МВА.

Закрытые распределительные устройства 35-220 кВ следует применять в районах: с загрязненной атмосферой (где применение открытых распредели­тельных устройств с усиленной изоляцией или аппаратурой следующего клас­са напряжения, с учетом ее обмыва, неэффективно, а удаление подстанции от источника загрязнения экономически нецелесообразно, как и требование об установке специального оборудования); со стесненной городской и промыш­ ленной застройкой; с сильными снегозаносами и снегопадом (а также в суро­ вых климатических условиях при соответствующем технико-экономическом обосновании). Здание ЗРУ должно быть без окон, и его допускается выпол­ нять как отдельно стоящее, так и сблокированное со зданиями общеподстан ционных пунктов управления, в том числе и по вертикали.

а – план; б – разрез; 1 – ЗРУ 6-10 кВ; 2 – трансформатор; 3 – ОРУ 110 кВ; 4 – ВЛ 110 кВ; 5 – ремонтная площадка; 6 – молниеотвод; 7 – защитный трос; 8 — разъединитель; 9 – отделитель; 10 – короткозамыкатель; 11 — разрядник; 12 – железнодорожный путь; 13 – выводы от расщепленных обмоток трансформатора.

Рисунок 25 – План и разрез ГПП 110/6-10 кВ

Герметизированные комплектные распределительные устройства с элегазо вой изоляцией (КРУЭ) напряжением 110 кВ и выше применяют при стесненных условиях в крупных городах и на промышленных предприятиях, а также в районах с за­ грязненной атмосферой.

В условиях интенсивного загрязнения в блочных схемах трансформатор — линия рекомендуется применять трансформаторы со специальными кабель­ными вводами на стороне 110-220 кВ и шинными выводами в закрытых ко­ робах на стороне 6-10 кВ.

Закрытую установку трансформаторов 35-220 кВ используют, если усиле­ ние изоляции не дает должного эффекта; в атмосфере содержатся вещества, вызывающие коррозию, а применение средств зашиты нерационально; при необходимости снижения уровня шума у границ жилой застройки.

ЗРУ комплектуют ячейками КРУ внутренней установки (КРУ, КСО), открытые (ОРУ) – ячейками КРУН наружной установки.

РУ напряжением 6-10 кВ получает электроэнергию непосредственно от трансформаторов или по линиям U =6-10 кВ с шин подстанции. Количество секций шин зависит от числа ячеек отходящих линий и от наличия резкопеременных нагрузок, которые необходимо подключать на отдельные секции РУ.

Каждую отходящую от СШ РУ линию подключают к шинам через ячейку. Ячейки бывают разного вида и назначения. Все оборудование ячейки комплектуется в шкафу. Применяют ячейки КСО – комплектные стационарные одностороннего обслуживания, КРУ – выключатель не закреплен стационарно, а установлен на тележке и выкатывается из своего шкафа (на ремонт, обслуживание, осмотр).

Каждое КРУ состоит из ячеек различных присоединений: питающих вводов, отходящих КЛ и ВЛ, секционных связей, шинных ТН, разрядников, ТСН.

В зависимости от требуемой электрической схемы подбираются нужные шкафы и комплектуется РУ.

В закрытых распределительных устройствах б-10 кВ следует применять шкафы КРУ заводского изготовления. Шкафы КРУ, конструкция которых предусматривает обслуживание с одной стороны, устанавливают вплотную к стене, без прохода с задней стороны. Ширина коридора обслуживания долж­ на обеспечивать передвижение тележек КРУ: для их хранения и ремонта в за­ крытых распределительных устройствах необходимо предусматривать специ­ альное место. Каждое из решений имеет свои достоинства и недостатки; задача проектировщика состоит в том, чтобы выбрать для местных условий наиболее целесообразное, обеспечивающее надежность, удобные условия для эксплуатации и экономичность по сравнению с другими вариантами.

Объемы шкафов КСО в 1,5-2 раза больше, чем КРУ. КРУ с масляными выключателями стоят дороже, чем КСО с ВНП. Поэтому в целях экономии средств рекомендуется применять ячейки с ВНП там, где они проходят по техническим характеристикам, а именно: на отходящих от шин РУ линиях, питающих: ТП мощностью до 1600 кВА, БК мощностью до 400 квар, ЭД мощностью до 1500 кВт – при условии, что за весь период времени между ремонтами производится не более 100 включений-отключений.

Конструкции шкафов КРУ и КСО разнообразны. Сетка только выкатных КРУ имеет свыше 50 разновидностей в зависимости от назначения, вида аппаратов, типа вводов, способа передачи энергии (кабель, шины, ВЛ). КСО также имеют несколько десятков модификаций. Внутри шкафы делятся на отсеки сплошными стальными перегородками.

Для большей безопасности ремонта шины расположены в одном отсеке, выключатель – в другом, разъединитель, ТТ и кабельный вывод – в другом, аппараты измерений и реле – в четвертом отсеке.

В настоящее время большинство ЗРУ 6-10 кВ при отсутствии реакторов на отходящих линиях собирается из ячеек КРУ.

Из КРУ внутренней установки чаще применяют шкафы серии КРУ2-10, КРУ2-10/2750, К- XII , К- XV , КР10/500. КРУН U = 6-10 кВ комплектуют из шкафов серии К-37, К-33, К- XIII , К- VI и др. Они рассчитаны на различные силы тока.

В последние годы все большее распротранение получают комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией на напряжении 110-500 кВ. Применение КРУЭ открывает новые перспективы индустриализации сроительства подстанции, позволяет уменьшить время монтажа по сравнению с традиционными РУ в 4-5 раз, улучшить условие эксплуатации и надежности работы, сокротить необходимую для подстанции площадь в 7 – 40 раз (в зависимости от напряжения).

Однако высокая стоймость ячеек КРУЭ делает их применение более оправданным в случаях, когда рещающим является размер пощадки (например, для подстанций глубоких вводов на территории промышленных предприятий или в крупных жилых массивах).

Закрытые подстанции 6-10 кВ, выполненные как РУ 10 кВ или как ЗРУ 10 кВ ГПП, по компоновке различаются мало. Распределительные устройства выполняют с однорядным или двухрядным расположением ячеек.

13 Лекция. Электроснабжение печей сопротивления

— электрические печи сопротивления как потребители электроэнергии.

— знакомство с принципами электроснабжения печей сопротивления, их особенностями, схемами их питания электроэнергией.

Электрические печи сопротивления как потребители электроэнергии.

Электрические печи сопротивления являются относительно спокойными потребителями с плавно меняющейся нагрузкой. Так как мощность их сравнительно невелика (для одной зоны не превосходит 100-150 кВт), то периодическое включение и отключение печей или их зон не может дать заметных колебаний напряжения сети, поэтому печи сопротивления логично подсоединять к шинам или к РУ цеха наравне с другими потребителями. Cos j электропечи сопротивления близок к 1 – при непосредственном подключении к сети и 0,95 – при наличии понизительного трансформатора. Печь сопротивления представляет собой симметричную нагрузку. Как правило, печи (и зоны) трехфазные (за исключением маломощных печей), и поэтому они не требуют симметрирующих устройств.

Электроснабжение и электрооборудование печей сопротивления общепромышленного применения.

Электрооборудование, применяемое в электропечах сопротивления, может быть разделено на силовое оборудование, аппаратуру управления, измерительную аппаратуру и пирометрическое оборудование.

К силовому оборудованию относятся понижающие трансформаторы и автотрансформаторы, двигатели, приводящие в действие механизмы, силовая коммутационная аппаратура.

Для питания электропечей сопротивления применяются понизительно-регулировочные трехфазные трансформаторы типа ТПТ и однофазные типа ТПО. Трансформаторы ТПТ имеют S _ном – от 40 до 250 кВА, ТПО имеют S _ном – от 25 до 250 кВА. Все трансформаторы имеют 16 ступеней напряжения, которые получаются путем пересоединения перемычек на выводах ВН и НН (переключением обмоток ВН и НН на трехфазных трансформаторах со U на и с последовательного на параллельное соединение обмоток ВН и НН на однофазных трансформаторах), а также путем переключения отводов обмоток ВН, осуществляемого как с помощью специального переключения ступеней напряжения, так и путем переключения перемычек.

Каждый типоразмер трансформатора выполняется в трех вариантах со своим набором ступеней напряжения, например, 6,05-29,8 В, или 18,5-89,4 В, или 54,45-268,2 В, что позволяет выбрать для каждого конкретного случая наиболее подходящий трансформатор. Индукционные регуляторы для плавного регулирования режима печей сопротивления не экономичные, и в настоящее время обычно не применяются.

Силовая коммутационная аппаратура, та же, что и в схемах других потребителей, питаемых напряжением 220-380 В: автоматические выключатели, плавкие предохранители, рубильники, контакторы.

Аппаратура управления и измерительные приборы, используемые в схемах электропечей сопротивления, также не отличаются от обычно применяемых. Это кнопки управления, универсальные переключатели, контроллеры, токовые реле, реле времени, промежуточные реле, электрочасы, конечные выключатели, щитовые измерительные приборы (амперметры и счетчики), трансформаторы тока и напряжения.

Пирометрическими приборами должна быть снабжена любая электропечь. Для небольших, неответственных печей это термопара (или радиационный пирометр) с указывающим прибором, в большинстве же промышленных печей обязательным является автоматическое регулирование температуры. Оно осуществляется при помощи приборов (как правило, автоматических потенциометров), указывающих, регулирующих и часто регистрирующих температурный режим печи.

Силовая коммутационная аппаратура размещается обычно в станциях управления. Они представляют собой каркас из уголков, на котором смонтированы автоматические выключатели АВ или плавкие предохранители и рубильники, линейные контакторы КЛ и промежуточное реле РП для управления КЛ. Станции управления выпускаются на I _ном – от 60 до 600 А для трехфазных и однофазных печей с числом зон не более трех.

На рисунке 26 показана принципиальная схема станции управления, предназначенной для включения, отключения и переключения с на U двухзонной трехфазной печи сопротивления:

Рисунок 26 – Принципиальная схема включения станции управления

Если зоны печи питаются через понизительные или регулировочные трансформаторы, располагаемые около или под печью, то к станции управления подсоединяются первичные обмотки трансформаторов, а вторичные – непосредственно присоединяются к выводам нагревателей на печи.

Если в цеху установлены в разных местах одно-, двух- и трехзонные печи, то управление ими сосредотачивается около них. Для этой цели используются щиты управления, выполняемые в виде стальных шкафов закрытого типа.

В крупных цехах, где устанавливается по несколько десятков печей, работающих на однородных процессах, все управление печами целесообразно сосредоточить в контрольно-распределительных пунктах (КРП) с дежурным персоналом. Питание КРП осуществляется на U =6 или 10 кВ.

14 Лекция. Электроснабжение дуговых печей

— дуговые печи как потребители электроэнергии.

— особенности работы, электрооборудование и схемы питания дуговых печей.

Дуговые печи являются потребителями электроэнергии, оказывающими значительное влияние на системы электроснабжения. Для работы дуговых печей характерны следующие особенности:

1) Сравнительно низкие значения напряжения горения дуг при больших мощностях печей обуславливают очень большие токи фаз. Это вызывает необходимость в согласующем трансформаторе и мощных токоподводах, рассчитанных на десятки тысяч ампер. Высокая индуктивность этих токоподводов обуславливает низкий коэффициент мощности печной установки, а их несимметрия — несимметрию загрузки фаз печи. Следовательно, необходимо укорачивать эти токоподводы, т.е. размещать печной трансформатор как можно ближе к печи.

2) Мощность и напряжение на печи меняются в разные периоды плавки, кроме того, зависят от марки выплавляемой стали, поэтому они должны регулироваться в широких пределах.

3) Неспокойный характер электрического режима, особенно в начальный период расплавления. В дальнейшем после слияния колодцев и образования общей ванны, электрический режим несколько успокаивается, однако толчки тока, короткие замыкания и обрывы дуг имеют место до окончания периода расплавления. В период окисления, и особенно в период рафинирования, электрический режим печи успокаивается, резкие толчки тока, соответствующие коротким замыканиям, и обрывы тока прекращаются.

4) Частые колебания тока и коммутации могут вызывать в отдельных элементах цепи электроснабжения дуговых печей значительные перенапряжения, достигающие 4-5-кратных номинальных значений.

5) Электрическая дуга является нелинейным проводником, формы кривой тока, и особенно напряжения дуговых печей искажены. Дуга является генератором высших гармоник, проникающих в питающую сеть.

Таким образом, применяемое в ДСП электрооборудование должно выдерживать токи эксплуатационных КЗ в печи (являющихся не аварийным, а нормальным эксплуатационным режимом) и возможные перенапряжения. Оно должно обеспечить возможность регулирования электрического режима печи (дискретное переключение ступеней напряжения печного трансформаторного агрегата, как правило, под нагрузкой, т.е. без отключения питания; плавное изменение тока печи путем изменения длины дуг опусканием или подъемом электродов).

Кроме того, должны быть предусмотрены меры по ограничению токов эксплуатационных КЗ разумными пределами. Это касается небольших печных установок, в которых собственная реактивность недостаточна. В мощных печах необходима компенсация реактивной мощности.

В дуговых печах должны быть предусмотрены необходимые коммутационные аппараты и измерительные устройства, защита от аварийных КЗ и перегрузок. Все дуговые печи должны быть снабжены быстродействующими системами автоматического регулирования для стабилизации их электрического режима.

Основное электрооборудование дуговых сталеплавильных печей:

а) трансформаторы для ДСП, обеспечивающие согласование параметров печи с параметрами системы электроснабжения и регулирование подаваемого на печь напряжения. По сравнению с обычными силовыми трансформаторами печные имеют ряд особенностей:

1) высокий коэффициент трансформации и большие токи на стороне низкого напряжения;

2) конструкции трансформатора выполнены более жесткой из-за эксплуатационных КЗ (особенно в части крепления обмоток и выводов), способной выдержать возникающие при КЗ динамические усилия. Из этих же соображений вторичную обмотку трансформатора включают в треугольник (Δ), так как при этом ток КЗ распределяется на две фазы, это снижает механические усилия в обмотках и их нагрев. Кроме того, это позволяет уменьшить индуктивность токоподвода;

3) для снижения толчков тока при КЗ и устойчивого горения дуги Х _L печного контура должно быть не менее 30-35%, поэтому для малых печей, у которых Х _L коротких сетей невелико, желательно, чтобы Х _L было большое. U _к.з. печных трансформаторов составляет 7-8%. Для печей ёмкостью до 12 тонн с трансформатором до 9 МВА приходится включать последовательно с печным трансформатором реактор. Х _Lmax реакторов-30%, они снабжены отпайками. Он располагается в одном баке с печным трансформатором;

б) коммутационная и измерительная аппаратура.

Схемы питания и подстанции ДСП.

ДСП малой емкости подключаются к сети U = 6 ¸ 10 кВ (см. рисунок 26), большой емкости – к сети 35кВ. Границей является печь емкостью 25 тонн, мощностью 12,5 МВА; трансформаторы для этой печи выполняются как на U = 6 ¸ 10 кВ, так и на 35 кВ. Самые большие печи на 100 и 200 т с трансформаторами 50 и 124 МВА – на U = 110 или 220 кВ.

Питание печей емкостью >25т осуществляется от специального трансформаторного агрегата, состоящего из печного нерегулируемого трансформатора и регулировочного АТ, обычно оба в одном баке.

Мощные ДСП работают с низким коэффициентом мощности ( cosφ = 0,7). Это приводит к повышенным электрическим потерям в сети и к необходимости завышать номинальную мощность трансформаторов, генераторов и др. силовой аппаратуры. Мощные ДСП являются источниками значительных колебаний тока, следовательно, и напряжения, весьма нежелательных для других потребителей сети, особенно для осветительной нагрузки.

Если мощность питающей системы намного больше мощности дуговой нагрузки, то эти колебания неощутимы. Если же мощность системы мала (соизмерима с мощностью дуговой нагрузки), то надо ставить реакторы, уменьшающие эти колебания. Наилучшим способом борьбы с колебаниями напряжения является компенсация реактивной мощности. Поддержание в моменты колебаний тока cos φ , близким к единице, обеспечивает практическую ликвидацию колебания напряжения.

Компенсация реактивной мощности малыми батареями осуществляется подключением БК у самой печи, что требует установки КУ на каждую печь. Установка БК на шинах ГПП выгодно по капитальным затратам, т.к. мощности в часы максимальных нагрузок печей не совпадают. Необходимо применять регулирование мощности БК.

Рисунок 27 – Схема питания одиночного ДСП емкостью 1,5-6,0 т

2,5 – трансформаторы тока;

3 – печной трансформатор, имеющий 12 ступеней напряжения со снятием нагрузки;

4 – реактор (в одном баке с трансформатором) – для ограничения токов к.з. и повышения устойчивости горения дуги;

6 – высоковольтный выключатель, для операционных и для защитных функций;

7 – разъединитель для видимого разрыва;

8 – трансформаторы напряжения;

10 – разъединитель для шунтирования реактора в период плавки. Измерительные приборы – для контроля режима печи. Для защиты установки от аварийных токов к.з. предусмотрена МТЗ (9) мгновенного действия, а от перегрузки – МТЗ (11) с зависимой уставкой времени срабатывания.

Применение продольной компенсации реактивной мощности в установках ДСП невозможно, т.к. при резонансе напряжений ток эксплуатационного КЗ, ограничиваемый лишь активным сопротивлением контура, возрастает в несколько раз; кроме того, при толчках тока возможно появление в цепи значительных перенапряжений.

На рисунке 28 представлена схема электроснабжения дуговой печи для литья чугунных отливок ДЧМ-5. ЦРП – центральный распределительный пункт. РБА – 1000 – реакторы для снижения мощности КЗ на шинах ЦРП, они также сглаживают толчки напряжения.

На рисунке 29 представлена схема электроснабжения крупной дуговой печи на 50 т. Печь одиночная, ГПП отсутствует, к цеху электроэнергия подводится по двум ВЛ – 35, подходящим к шинам печной подстанции. Резервирование ограничивается наличием двух воздушных линий, двух высоковольтных выключателей.

Печи питаются от шин 6 кВ ГПП. Две линии ВЛ -110 секционированы, трансформаторы трехобмоточные. От шин 35 кВ питаются другие цеха. На 6 кВ имеются две системы шин, есть возможность питания от любой системы шин. Переключение осуществляется разъединителем, т.к. печи можно отключать на короткое время. Все управление в РУ–6 кВ ГПП, а на ППС только трансформаторы, нет коммутационной аппаратуры. Реакторы в РУ-6 кВ применены для уменьшения мощности КЗ, а также для сглаживания колебаний напряжения.