Author: Сюсюкин А.И.
Tags: тяга поездов на железных дорогах подвижной состав электроснабжение монтаж проектирование электростанции эксплуатация электрическое оборудование режимы электроснабжения
ISBN: 5-88465-082-5
Year: 1998
Text
МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
А.И. СЮСЮКИН
ОСНОВЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ПРЕДПРИЯТИЙ
В двух частях
Часть 1
Тюмень 1998
УДК 629.4.082.3
Сюсюкин А.И. Основы электроснабжения предприятий
В двух частях. 4.1. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1998. - 204 с.
Освещены вопросы электроснабжения предприятий при их проектировании,
монтаже и эксплуатации. Детально рассмотрены расчет электрических нагрузок,
выбор схем распределения и способов канализации электроэнергии, обеспечение
качества электроснабжения, режимы электроснабжения, компенсация реактивной
мощности, рационализация и регулирование электропотребления, организация и
управление электрическим хозяйством.
Рекомендовано в качестве учебного пособия при подготовке и переподготовке
инженеров электротехнических специальностей.
Табл. 16, ил. 61, библ. 103 назв.
Рецензенты: Ковалев Ю.З., заел, деятель науки и техн. Российской
Федерации, академик академии электротех. наук,
д.т.н., профессор;
Кудрин Б.И., д.т.н., профессор;
Гамазин С.И., д.т.н., профессор.
ISBN 5-88465-082-5 © Тюменский государственный
нефтегазовый университет, 1998
От автора
Настоящая работа написана на основе прочитанных автором лекций
по курсу "Электроснабжение промышленных предприятий" в Омском
политехническом институте (1978-1987 г.г.) и опыта организации работы
по научным исследованиям, проектированию, монтажу и эксплуатации
энергетических хозяйств предприятий химической и нефтехимической
промышленности, в которой он проработал десятки лет. В монографии
часть вопросов излагается более подробно, а часть фрагментарно, но
обязательно со ссылкой на литературу и нормативные документы, где
данный вопрос изложен детально, четко и объемно, так как, по мнению
автора, охватить в одной монографии все проблемы и вопросы по
проектированию, монтажу и эксплуатации таких сложных человеко-
машинных систем (техноценозов), каковыми являются электрические
хозяйства крупных промышленных предприятий, практически не
возможно.
Основное отличие настоящей монографии от существующих
учебников и книг по вопросам электроснабжения заключается в учете
изменений условий функционирования электрических хозяйств
современных предприятий и системном подходе при изложении
материала, который включает в себя следующие компоненты:
- изучение и учет внешних связей рассматриваемой системы;
- иерархическое представление ее внутренней структуры и
процессов управления;
- учет неопределенностей, обусловленных неполнотой исходной
информации, многокритериальностью и другими факторами;
- применение математических моделей и ЭВМ.
Изложение материала ведется с учетом знакомства читателя
(студентов и инженеров) с такими дисциплинами, как «Теоретические
основы электротехники», «Электрические аппараты», «Электрические
машины», «Электрические измерения», «Электрические станции, сети и
системы», «Переходные процессы в электроэнергетических системах
промышленных предприятий», и соответствующих разделов математики.
Автор выражает глубокую благодарность рецензентам:
заслуженному деятелю науки и техники РФ, академику Академии
электротехнических наук, доктору технических наук, профессору Ковалеву
Ю.З., доктору технических наук, профессору Кудрину Б.И., коллективу
кафедры «Внутризаводское электрооборудование» МЭИ и его
заведующему доктору технических наук, профессору Гамазину С.И. за
полезные замечания и рекомендации, которые были учтены при доработке
рукописи. Особую признательность автор выражает президенту ОАО
«Тобольский нефтехимический комбинат», академику АТН Юдину В.В. и
ректору Тобольского индустриального института при Тюменском
государственном нефтегазовом университете члену-корреспонденту АТН
Токареву В.В. за моральную и материальную поддержку при подготовке и
издании монографии.
Слова признательности автор приносит своим молодым
помощникам Рассохиной О.В., Кайдалову Е.А. и Третьякову А.Ю.,
оказавшим неоценимую помощь в подготовке и наборе рукописи.
Автором с благодарностью будут приняты все замечания и
пожелания читателей по книге, которые следует наппавлять по адресу:
626100, г. Тобольск Тюменской обл.. ОАО «Тобольский ЫХК», ОЭиС.
Часть I
Глава I. Общая характеристика систем электроснабжения про-
мышленных предприятий. Условия их эксплуатации
1.1. Общая характеристика систем электроснабжения
Прежде чем приступать к изучению такого объекта, как система
электроснабжения промышленного предприятия, необходимо рассмотреть
систему понятий и определений об основных составляющих ее элементах
и их объединениях и подсистемах, которые приведены в нормативных до-
кументах [1-6].
В настоящее время происходит пересмотр основополагающих нор-
мативных документов по проектированию, монтажу, эксплуатации, техни-
ческому обслуживанию И ремонту электроэнергетических систем и. а ча-
стности, систем электроснабжения потребителей.
Имеются шесть основных документов [1-6], устанавливающих тер-
минологию в электроэнергетических системах и системах электроснабже-
ния потребителей. Однако некоторые основные понятия и определения для
отдельных элементов, их систем и процессов, происходящих в них, в су-
ществующих нормативных документах имеют разночтения, неточности и
неопределенности, которые можно объяснить разновременностью созда-
ния указанных документов, и тем, что их создавали различные коллективы
и ведомства. А также тем, что после издания некоторых документов про-
шло достаточно много времени, в течение которого изменились сами сис-
темы электроэнергетики, наши представления о них и процессах, происхо-
дящих в них.
Отсутствие единой согласованной системы терминов приводит к
тому, что достаточно часто один термин имеет несколько значений и слу-
жит для выражения разных понятий или для одного и того же понятия
применяется несколько различных терминов. Некоторые термины не пол-
ностью соответствуют сущности выражаемых ими понятий. Эти недостат-
ки мешают взаимопониманию даже между специалистами, затрудняют
процесс подготовки специалистов и нередко приводят к ошибкам в прак-
тической деятельности.
Автор ставит своей задачей на конкретных примерах показать, что
назрела острая необходимость в обследовании существующих систем тер-
минов и понятий, анализе взаимосвязи между ними, уточнении их содер-
жания и места, построении целостной обоснованной системы терминов и
определений в области электроэнергетики силами представительного кол-
лектива высококвалифицированных специалистов на основе единой сис-
темной методологии.
5
Приемником электрической энергии (электроприемником, ЭП) на-
зывается аппарат, агрегат, механизм, предназначенный для преобразования
электрической энергии в другой вид энергии [4].
Примеры ЭП: источник света-лампа (ртутная, накаливания, люми-
несцентная и др.), электродвигатель, сварочные генератор или трансфор-
матор и т. п.
Если, согласно [4], потребителем электрической энергии называет-
ся электроприемник или группа электроприемников, объединенных техно-
логическим процессом и размещающихся на определенной территории, то
в [1] потребитель электроэнергии — это предприятие, организация, терри-
ториально обособленный цех, строительная площадка, квартира, у которых
приемники электрической энергии присоединены к электрической сети и
используют электрическую энергию.
Общее, объединяющее эти определения, заключается в том, что в
обоих случаях под потребителем понимается территориальная общность
электроприемников, выявляемая как таковая в процессе потребления элек-
трической энергии. Однако в [4] к потребителям относятся производствен-
ные, а в [1] и бытовые объекты. Следуя определению [4], потребителем
может быть и отдельный электроприемник, тогда как по [1] это всегда оп-
ределенная ipynna ЭП. Однако наиболее подходящим, на наш взгляд, яв-
ляе;..т определение, приведенное в Федеральном Законе "О государствен-
ном регулировании тарифов на электрическую энергию в РФ":
г,, /ьребитель - физическое или юридическое лицо, осуществляю-
щее пользование электрической энергией (мощностью).
Согласно [4] электроустановками (ЭУ) называются совокупности
машин, аппаратов, линий и вспомогательного оборудования (вместе с со-
оружениями и помещениями, в которых они установлены), предназначен-
ные для производства, преобразования, трансформации, передачи, распре-
деления электрической энергии и преобразования ее в другие виды энер-
гии. А в [1] электроустановка - это комплекс взаимосвязанного оборудо-
вания и сооружений, предназначенный для производства, преобразования,
передачи, накопления, распределения или потребления электрической
энергии.
В этих определениях много общего, но в то же время имеются сле-
дующие разночтения:
1) в определении [4] к электроустановкам относятся не только со-
оружения, но и помещения, в которых размещены совокупности машин,
аппаратов, линий и вспомогательное оборудование, тогда как в определе-
нии [1] этого нет;
2) в определении [1] к ЭУ относятся устройства накопления элек-
трической энергии, тогда как в определении [4] этого нет;
6
3) так как согласно [1] к преобразованиям электрической энергии
относятся: изменения рода тока, частоты или числа фаз, напряжения, то в
определении [4] слово "трансформация» излишне.
Таким образом, на наш взгляд, более правильным определением
понятия "электроустановка" является следующее: электроустановками
называются совокупности машин, аппаратов, линий и вспомогательного
оборудования (вместе с сооружениями и помещениями, в которых они
расположены), предназначенные для производства, преобразования, пере-
дачи, накопления, распределения электрической энергии или преобразова-
ния ее в другие виды энергии.
Если, согласно [4], распределительным устройством (РУ) называ-
ется ЭУ, служащая для приема и распределения электроэнергии и содер-
жащая коммутационные аппараты, сборные и соединительные шины,
вспомогательные устройства (компрессорные, аккумуляторные и др ), а
также устройства защиты, автоматики и измерительные приборы, то в [31
электрическое распределительное устройство (ЭРУ) - это ЭУ, io,-; за г ка-
ченная для приема и распределения электроэнергии на одном напряжении
и содержащая коммутационные аппараты, вспомогательные устройства и
соединяющие их элементы.
Определение, объединяющее оба вышеуказанные, можно предста-
вить в следующей редакции: электрическим распределительным устрой-
ством называется ЭУ, служащая для приема и распределения электро энер-
гии на одном напряжении и содержащая аппараты, вспомогательные уст-
ройства (компрессорные, аккумуляторные и др.) и соединяющие их эле-
менты, а также устройства зашиты, автоматики и измерительные приборы.
Согласно [4] подстанцией называется ЭУ, служащая для преобра-
зования и распределения электроэнергии и состоящая из трансформаторов
или других преобразователей энергии, РУ. устройств управления и вспо-
могательных сооружений, а в [1] электрическая подстанция-это ЭУ, пред-
назначенная для преобразования и распределения электрической энергии.
Если принять к сведению, что в состав подстанции входят транс-
форматоры или другие преобразователи и РУ, то с учетом формулировки
понятия ЭРУ точнее было бы следующее определение. Электрическая
подстанция - ЭУ, предназначенная для приема, преобразования и распре-
деления электрической энергии, состоящая из трансформаторов или дру-
гих преобразователей электрической энергии и ЭРУ.
Согласно [4] распределительным пунктом (РП) называется РУ,
предназначенное для приема и распределения электроэнергии на одном
напряжении без преобразования и трансформации, не входящее в состав
подстанции. А в [3] электрический распределительный пункт (ЭРП) -
электрическое РУ с аппаратурой для его управления, не входящее в состав
подстанции.
7
С учетом обеих определений, а также формулировки понятия ЭРП
можно предложить следующую редакцию: электрический распредели-
тельный пункт - это электрическое РУ, не входящее в состав подстанции.
Согласно [4] электрической сетью называется совокупность ЭУ
для передачи и распределения электрической энергии, состоящая из под-
станций, распределительных устройств, токопроводов, воздушных (ВЛ) и
кабельных линий электропередач, работающих на определенной территб-
рии. А в [3] электрическая сеть - это совокупность подстанций и ЭРУ и
соединяющих их электрических линий, размещенных на территории рай-
она, населенного пункта, потребителя электрической энергии.
С учетом обеих формулировок, а также понятий ЭУ, ЭРУ, ЭРП
вернее было бы следующее определение. Электрической сетью называет-
ся совокупность ЭУ для приема, преобразования, передачи, накопления и
распределения электрической энергии, состоящая из электрических под-
станций и распределительных пунктов, токопроводов, воздушных и ка-
бельных линий электропередач, накопителей электрической энергии, рабо-
тающих на определенной территории (район, населенный пункт, предпри-
ятие, организация и т. п.)
Под электроэнергетической системой понимается электрическая
часть энергетической системы и питающиеся от нее приемники электриче-
ский энергии, объединенные общностью процесса производства, передачи,
распределения и потребления электрической энергии [2].
Э ,ень важной качественной характеристикой электроэнергетиче-
ской системы является надежность, представляющая собой комплексное
свойство системы, охватывающее согласно [6] следующую совокупность
единичных свойств: безотказность, долговечность, ремонтопригодность,
сохраняемость, устойчивоспособность, режимную управляемость, живу-
честь и безопасность.
По мнению многих специалистов, безопасность следует рассматри-
вать, несмотря на ее тесную связь с надежностью, как самостоятельное
свойство СЭС. При этом следует иметь в виду, что как безопасность, так и
надежность СЭС может рассматриваться в трех аспектах:
- как свойство СЭС;
- как состояние СЭС;
- как система мероприятий и средств.
В соответствии с [4] независимыми ИП электроприемника или
группы электроприемников называется ИП, на котором сохраняется на-
пряжение в пределах, регламентированных Правилами для послеаварийно-
го режима, при исчезновении его на другом (или других) ИП этих электро-
приемников.
Такое определение оставляет совершенно открытыми следующие
вопросы:
8
1) какими же должны быть для электрических систем переменного
тока, кроме напряжения, такие параметры режима, как частота, ток (угол 8
для синхронных электрических машин) для послеаварийного режима;
2) совершенно не определены даже уровни напряжения (не говоря
о других основных параметрах режима) на шинах, оставшихся в работе не-
зависимых ИП в случае глубокого снижения напряжения в результате от-
каза элемента или элементов одного из них в течение аварийного режима.
Такое нечеткое определение независимых ИП да и последующие
"уточнения" их конструктивного исполнения привели к серьезным ошиб-
кам при проектировании крупных промышленных предприятий химиче-
ской и нефтехимической промышленности, особенно в случаях их питания
от электрической сети энергосистем на напряжении ПО кВ. В практике
были случаи, когда до 8-10 цепей ЛЭП 110 кВ, питающих ГПП и ПГВ
предприятия, отключались одновременно или на них одновременно сни-
жалось напряжение ниже установленных пределов, что приводило к пол-
ному расстройству сложных технологических процессов, к значительным
выбросам вредных и взрыво-пожароопасных продуктов в атмосферу,
сбросу вредных веществ либо на очистные сооружения и расстройству ра-
боты последних, либо непосредственно в водоемы. Это может иметь и
другие отрицательные последствия.
Для ликвидации таких ошибок приходилось после пуска производ-
ства идти на более значительные дополнительные затраты, чем это воз-
можно было сделать сразу при проектировании и новом строительстве.
Конечно, при существующей системе объединения значительного количе-
ства ИП и электрических сетей в Единую энергетическую систему невоз-
можно обеспечить полную независимость ИП в случае электроснабжения
потребителей от энергосистем. Но как показывает опыт, возможно при
проектировании выбрать точки подключения особо ответственных потре-
бителей таким образом, чтобы взаимное влияние так называемых незави-
симых ИП при повреждении одного из них было в допустимых пределах.
С учетом всего вышеизложенного, на наш взгляд, под независимыми ИП
электроприемника или потребителя следует понимать ИП, схема и конст-
руктивное исполнение которых и питающих их электрических сетей тако-
вы, что при отказе одного из них снижение качества электроэнергии на
другом (других) ИП не превышает установленных пределов в любой мо-
мент времени, включая время аварийного режима на первом ИП.
Ряд терминов, широко применяемых в Правилах, технической печа-
ти и практике вообще, не имеет каких-либо определений в терминологи-
ческих Стандартах и Правилах. Например, энергетическое хозяйство, элек-
трическое хозяйство, электротехнологические установки и др.
. Электроснабжением называется обеспечение потребителей элек-
трической энергией.
9
Системой электроснабжения называется совокупность ЭУ, пред-
назначенных для обеспечения потребителей электрической энергией [4].
Система электроснабжения - совокупность взаимосвязанных ЭУ,
осуществляющих электроснабжение района, города, предприятия [3].
Термин "Электроснабжение" не отражает полностью суть соответ-
ствующего раздела науки и сферы производственной деятельности.
Есть предложение ряда специалистов, например профессора Куд-
рина Б. И., ввести термин "Электрика" ("Электрическое хозяйство") в от-
личие от терминов "Электроэнергетика" (основного производителя и по-
ставщика электрической энергии) и "Электротехника" (основного произ-
водителя и поставщика электрооборудования и электротехнических изде-
лий). Имеется также предложение ряда специалистов (к которым принад-
лежи! и автор) кроме термина "Электрическое хозяйство" ввести термин
"Электроэнергетическая система промышленного предприятия".
В настоящее время в распоряжении АО - Энерго находится одна
часть электроэнергетической системы: основные источники питания элек-
трической энергии (ИП), системоообразующие и частично распредели-
тельные электрические сети и часть электроприемников (ЭП). В распоря-
жении промышленных предприятий (потребителей) находится другая
часть этой системы: основная часть распределительных электрических се-
тей, начиная от ГПП до отдельных ЭП, основная часть ЭП и небольшое
число ИП. К электрическому хозяйству кроме электроэнергетической сис-
темы предприятия относятся объекты управления им, а также объекты для
его технического обслуживания и ремонта.
Так как Стандартами и Правилами предлагаемые термины "Элек-
трика", "Электрическое хозяйство", "Электроэнергетическая система про-
мышленного предприятия" пока не определены, в дальнейшем будем
употреблять общепринятые термины "Электроснабжение" и "Система
электроснабжения" (СЭС).
СЭС обычно состоит из питающих и распределительных ЛЭП, по-
нижающих, распределительных, трансформаторных, преобразовательных
подстанций и ЭП. Один из возможных вариантов упрощенной структурной
схемы СЭС представлен на рис. 1.1.
Большое количество элементов, составляющих СЭС современного
предприятия, параметров и условий их функционирования образуют слож-
ную своеобразную человеко-машинную систему, которую некоторые спе-
циалисты [7] предлагают называть большими системами энергетики
(БСЭ), а некоторые - [25] - техноценозами. Несмотря на отсутствие еди-
ной общепринятой терминологии, большинство специалистов сходится во
мнении, что современные СЭС (электрические хозяйства) предприятий ха-
рактеризуются следующими основными признаками:
10
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯ
Рис. 1.1. Упрощенная структура схемы электроснабжения предприятия
И
1) включают в себя органы управления и являются человеко-
машинными системами из-за участия людей не только в производстве, но и
в управлении;
2) состоят из практически счетного (бесконечного) множества эле-
ментов, имеют сложную и, главное, иерархическую структуру, как в
управляемой, так и в управляющей своих частях;
3) системы представляют собой непрерывно развивающиеся, с ус-
тойчивой, но постоянно изменяющейся структурой и составом (числом и
типом) элементов и связей по закону информационного отбора;
4) развитие и функционирование систем происходит не только
вследствие управляющих воздействий (детерминированных), но и под
влиянием множества случайных (и неопределенных) факторов.
В табл. 1.1. приведен состав основных свойств больших систем
энергетики. Следует учитывать, что свойства БСЭ исследованы пока не-
достаточно, поэтому некоторые из них не имеют количественных измере-
ний. Кроме того, по мнению многих специалистов, такое свойство систе-
мы, как безопасность, необходимо выделить отдельно, а не принимать его
за единичное свойство надежности, как это принято в [6]. Как указывается
в [6, 8], некоторые свойства присущи реальным системам вне зависимости
от воли людей, например, свойства неполноты информации и многокрите-
риальности. Другие же свойства (например, надежность и адаптивность)
необходимы для эффективного выполнения системой своих функций, и че-
ловек должен наделять ими систему в процессе проектирования и созда-
ния. Несмотря на различия "по происхождению", обе эти разновидности
являются объективными: первые - объективно присущими, вторые - объ-
ективно необходимыми для БСЭ.
Основные требования, которым должны удовлетворять СЭС:
- быть надежной, то есть бесперебойно обеспечивать потребителя
электроэнергией в необходимом количестве при установленном ее качест-
ве;
- быть безопасной, при монтаже, в обслуживании и при проведе-
нии ремонтных работ;
- быть гибкой, маневренной, то есть удобной в эксплуатации и до-
пускать возможность постоянного развития предприятия с наименьшими
затратами на ее реконструкцию;
- быть экономичной, то есть затраты на ее создание, эксплуатацию
и развитие должны быть минимальными.
Любая система электроснабжения выполняет свои функции при оп-
ределенных условиях функционирования и может быть описана рядом ко-
личественных и качественных характеристик.
На рис. 1.2 представлена структура основных характеристик и ус-
ловий функционирования СЭС.
12
СОСТАВ ОСНОВНЫХ СВОЙСТВ БСЭ
Таблица 1.1
Свойство Определение
1 Целостность системы Свойство большой системы, обуславливающее ее единство и наличие общих целей /критериев/ разви- тия и функционирования, центрального органа управления
2 Автономность подсистем Свойство большой системы, состоящее в относи- тельной самостоятельности подсистем и наличии у них собственных органов управления и своих целей /критериев/ развития и функционирования
3 Иерархичность решений Свойство системы, обусловленной объективным наличием множества взаимосвязанных решений, ко- торые должны приниматься в определенной после- довательности и с нужной заблаговременностью при управлении ее развитием и функционированием, а также необходимостью решения комплекса задач обоснования этих решений
4 Неполнота ин- формации Свойство системы, характеризуемое невозможно- стью получения исходных данных, необходимых для однозначного определения прошлого, текущего и будущего состояния системы.
5 Экономичность Свойство системы осуществлять свои функции с минимумом затрат живого и овеществленного труда
6 Надежность Свойство системы выполнять заданные функции в заданном объеме при определенных условиях функ- ционировавания
7 Динамичность Свойство системы, состоящее во взаимном влия- нии ее состояний в разные моменты (интервалы) времени (настоящего состояния - на будущее и на- оборот)
8 Многокрите- риальность Свойство системы, обусловленное наличием не- скольких критериев (целей, показателей) для оценки эффективности развития и функционирования сис- тем, а также несовпадения целей (критериев, интере- сов) управления подсистемами на разных уровнях иерархии
9 Инерционность Свойство системы реагировать на внешние и внут- ренние /управляющие/ воздействия с запаздыванием
10 Адаптивность Свойство системы приспосабливать /подстраивать/ свою структуру и поведение к изменениям условий функционирования
13
Рис. 1.2. Структура основных характеристик
Количественные характеристики СЭС определяются в основном
количественными характеристиками потребителей (единичной мощно-
стью, числом, суммарной мощностью ЭП и территориальным размещени-
ем), а также структурой СЭС. Под структурой СЭС понимают состав ее
элементов, их взаимосвязи, схема соединения, а также мощность и пропу-
скная способность ее элементов в цепи производства, преобразования, пе-
редачи, распределения и потребления электрической энергии.
Основные качественные характеристики СЭС: надежность, гиб-
кость и маневренность, безопасность и экономичность определяются
структурой и внутренними свойствами СЭС, а также условиями ее экс-
плуатации.
Несмотря на многообразие условий эксплуатации СЭС, их можно
разбить условно на три группы:
- условия природной окружающей среды;
- технико-технологические, включая условия, обусловленные ис-
точниками питания и питающей электрической сетью;
- организационно-экономические условия.
При проектировании на основании исходных данных - количест-
венных характеристик и условий эксплуатации - необходимо обеспечить
заданные качественные характеристики СЭС. Качественные характеристи-
ки тесно связаны между собой, а также с количественными характеристи-
14
ками и в значительной степени зависят от условий функционирования. Так
надежность СЭС во многом определяет безопасность труда как в ЭУ, так и
в технологических установках. Уровень надежности, безопасность, манев-
ренность и гибкость определяют экономичность СЭС. Безопасность и эко-
номичность могут в значительной степени снижаться при отклонении ус-
ловий функционирования от расчетных, принятых при проектировании
(создании) объекта. Поэтому прогнозирование условий функционирования
СЭС является одной из актуальнейших проблем при ее создании и функ-
ционировании.
Так как СЭС является сложной человеко-машинной системой ки-
бернетического типа, то при ее исследовании, проектировании, монтаже и
эксплуатации приходится принимать решения в условиях неопределенно-
сти и учитывать случайный характер изменения ряда условий функциони-
рования СЭС и обеспечивать при этом системный подход, который со-
гласно [7] состоит из следующих компонентов:
1) изучение и учет внешних связей рассматриваемой системы;
2) иерархическое представление ее внутренней структуры и про-
цессов управления;
3) учет неопределенностей, обусловленных неполнотой исходной
информации, многокритериальностью и другими факторами;
4) применение математических моделей и ЭВМ.
Решение задач проектирования и эксплуатации СЭС все время ус-
ложняется, так как растут мощности ЭП, сложность технологических про-
цессов и оборудования, требования к качеству электрической энергии и
надежности электроснабжения. Применяемый при этом аппарат системно-
го анализа включает в себя в основном методы исследования операций, ко-
торые в достаточной мере формализованы, но, кроме того, он содержит и
неформальные процедуры, приемы и правила (эвристические, интуитив-
ные), устанавливаемые и выполняемые людьми. Примерами таких прие-
мов является создание и применение при проектировании и эксплуатации
специальных правил и норм, например [4, 9-12], участие человека в про-
цессе математического и имитационного моделирования и при примене-
нии ЭВМ, при решении оптимизационных задач в условиях неопределен-
ности и др.
1.2. Условия эксплуатации систем электроснабжения
При системном подходе к рассмотрению СЭС необходимо всегда
изучать ее внешние связи: с окружающей природной средой, питающей
электрической сетью и технологической системой. Из вышеперечисленных
хуже всего изучены связи СЭС с технологическими системами. Хотя име-
15
ется ряд проблем и недостаточно изученных вопросов по связям СЭС с
внешней природной средой и питающей энергосистемой.
1.2.1. Условия окружающей природной среды
Одним из основных условий функционирования ЭУ являются усло-
вия окружающей среды, обусловленных как погодно-климатическими и
геологическими факторами природной среды, так и характером и видом
технологического процесса.
Погодноклиматические условия определяются в основном геогра-
фическим местом расположением объекта и характеризуются температу-
рой и влажностью окружающего воздуха, освещенностью, осадками, ско-
ростью ветра, грозовыми и гололедными явлениями и др.
Горно-геологические условия определяются также географическим
местом расположения объекта и характеризуются составом, состоянием,
удельным тепловым и электрическим сопротивлениями, обводненностью и
другими характеристиками грунта, высотой над уровнем моря и др.
Достаточно полно вопросы применения электрооборудования и ма-
териалов в различных средах изложены в [4, 13]. Электроустановка счита-
ется климатически стойкой, если она способна выдержать без разрушения,
и без заметных нарушений нормальных эксплуатационных характеристик
климат той местности, для работы в которой она предназначена. "Клима-
тическая защита" охватывает широкий комплекс мер, в том числе и защиту
от коррозии, обеспечивающих установленный срок службы и надежную
работу в том или ином климатическом районе. Параметры климатических
факторов и климатическое районирование территории России рассмотрены
в[13, 14]. Основные характеристики макроклиматических районов на суше,
реках и озерах (исключая моря и океаны) приведены в таблице 1.2.
Тепловые потери при работе ЭУ отводятся в окружающую среду.
Поэтому эффективность охлаждения электрических машин, аппаратов,
проводов, кабелей зависит от температуры окружающей среды, то есть
воздуха, земли, воды данной местности, особенно в теплый период време-
ни. Кроме того, если электрооборудование содержит масло, то при очень
низкой температуре оно может застыть и потерять подвижность из-за уве-
личения вязкости. Низкие температуры могут вызвать такое явление как,
хладноломкость металла, что может представлять опасность для опор ЛЭП
и металлоконструкций ОРУ всех напряжений, если они изготовлены из уг-
леродистых марок сталей.
Поэтому максимальные и минимальные температуры являются од-
ними из основных для характеристики макроклиматических районов.
Длительно продолжающееся сочетание высокой температуры и
относительной влажности в тропических широтах оказывает очень вред-
ное воздействие на ЭУ, так как в этих условиях количество влаги, содер-
жащейся в воздухе, во много раз больше, чем в воздухе умеренных широт
16
Таблица
ХАРАКТЕРИСТИКИ МАКРОКЛИМАТОВ
Макроклимат Основная характеристика макроклиматических районов
Температура воздуха, средняя из абсолютных Сочетание и и ф 12 ч. или более в сутки непрерыв- но за число ме- сяцев
максимальных минимальных
Умеренный +40°С или ниже -45°С или выше нет
Холодный - ниже - 45 °C нет
Умеренный и холодный +40°С или ниже ниже - 45 °C нет
Влажный тропический Выше +40°С - от 2 до 12
То же, но су- хой Выше +40°С — нет
То же, но влажный и сухой Выше +40°С — от 2 до 12
Все, кроме холодного Выше +40°С - 45°С или выше от 2 до 12
Примечание, и - температура воздуха; <р - относительная влажность
воздуха.
при обычной для них температуре. При указанных выше сочетаниях влага
в тропическом воздухе состоит из микроскопических частиц, близких к
молекулярному размеру и находящихся в непрерывном движении. Двига-
ясь с большой скоростью, они могут проникать в пространства и материа-
лы, считающиеся в обычных условиях непроницаемыми для влаги воздуха,
чем резко понижают их изоляционные свойства. Абсорбционная способ-
ность материалов становится большей, чем она была бы даже при полном
погружении изделия в воду. Если при этом имеются резкие суточные ко-
лебания температуры, то это приводит к выпадению росы внутри оболочек
электрооборудования, что является нежелательным. Подобное явление ха-
рактерно для тропических и, в некоторой мере, субтропических климатов
муссонного характера. Для России основная часть территории (Европей-
ская часть, Средняя Азия, Южный и Средний Урал, Юг Западной и Вос-
точной Сибири, Приморский край, Сахалин, Камчатка) относится к уме-
17
ренному климату. 23% всей поверхности страны (Северо-Восток азиатской
континентальной части) относится к региону с очень холодным климатом,
а вместе с холодным климатом эта площадь достигает 41%. Население
обоих последних регионов составляет около 2% населения России. Эта ко-
лоссальная территория с богатейшими природными ресурсами будет с ка-
ждым годом все более интенсивно осваиваться. Поэтому правильное отне-
сение отдельных пунктов к тому или иному климату будет в значительной
степени определять экономичность строительно-монтажных решений при
освоении новых месторождений. Районы с тропическим и субтропическим
климатом на территории России невелики, но, учитывая значительные по-
ставки электрооборудования в страны с таким климатом, специалистам
электрикам необходимо хорошо знать требования к проектированию и
монтажу ЭУ в тропиках.
Гололед и изморозь являются важными факторами климата, подле-
жащими учету в электротехнической климатологии. Изморозь и гололед,
сопровождающиеся ветром значительной скорости, часто приводят к ме-
ханическим перенапряжениям и, как следствие, к обрыву проводов, а в от-
дельных случаях даже к разрушению опор воздушных ЛЭП. Поэтому при
их проектировании согласно [4] расчетные нагрузки принимают для наи-
более невыгодных сочетаний климатических условий (скорость ветра и
гололед), наблюдаемых не реже 1 раза в 5 лет для ЛЭП до 3 кВ, 1 раза в 10
лет для ВЛ 6-330 кВ, 1 раза в 15 лет для ВЛ 500 кВ, Карты районирования
России по толщине стенки гололеда и скоростным напорам ветра приведе-
ны в [5]. Районирование страны по интенсивности грозовых явлений и ме-
ры, которые необходимо принять по защите ЭУ от их воздействия, приве-
дены в [4].
Атмосфера может оказывать на ЭУ неблагоприятные воздействия
также и по своей агрессивности и электропроводности из-за наличия в ней
различных примесей: солей, промышленных газов и других частиц. Ос-
новным источником солей являются моря и океаны. Промышленный дым
и пыль содержат продукты горения, частицы металлов и промышленного
сырья: НС1, NH3, H2S, SO2, магнезит, гипс, кальций, и др.
Классификация атмосферы по агрессивности к металлам, метал-
лическим и неметаллическим (неорганическим) покрытиям приведена в
[13]. Повсюду, где не производится ежедневная очистка, пыль, проникая в
корпуса оборудования даже через небольшие неплотности, отлагается на-
растающими слоями. В результате в электрооборудовании засоряются вен-
тиляционные каналы, чувствительные приборы теряют точность из-за по-
вышения потерь трения, светильники открытого исполнения теряют до
60% светоотдачи. Пыль и другие загрязнения оказывают вредное воздейст-
вие на ЭУ не только своим механическим воздействием, но также и тем,
что, осаждаясь на их поверхности, задерживают влагу, способствуя корро-
зии и образуя питательную среду для плесени.
18
ЭУ подвергается разрушающему воздействию так называемых био
логических факторов. К ним относятся бактерии, грибки (плесень), насе-
комые (тараканы, муравьи, термиты), межие животные (крысы, мыши,
белки, змеи) и птицы.
1.2.2. Технико-технологические условия эксплуатации СЭС
Технико-технологические условия функционирования СЭС являют-
ся одними из основных и на сегодняшний день наименее изученных и
формализованных, особенно в части структурных и функциональных свя
зей между СЭС и технологической системой.
Технико-технологические условия зависят от вида и типа техноло-
гического процесса и определяют:
- характеристику окружающей среды в помещениях {температу-
ру, влажность, запыленность, агрессивность выделяемых веществ, по-
жаро- и взрывоопасность среды) и на наружных установках (загрязнение
атмосферы и грунта агрессивными и вредными веществами);
- характер электрической нагрузки (ударная, резко переменная,
спокойная, концентрированная, рассредоточенная и др.);
- требования к надежности электроснабжения и качеству электро-
энергии;
- техническое состояние электропотребляющего оборудования и
элементов СЭС;
- степень механизации, автоматизации и компьютеризации произ-
водственных процессов.
В первую очередь вид технологического процесса и климат района
определяют условия окружающей среды в помещениях и на наружных ус-
тановках объекта.
Производственное помещения согласно [4] делятся на электротех-
нические, сухие, влажные, сырые, особо сырые, жаркие, пыльные, с хими-
чески активной и органической средой. Кроме того, устанавливаются по-
жароопасные и взрывоопасные зоны в помещениях и на наружных уста-
новках.
Электропомещениями называются помещения или отгороженные,
например, сетками, части помещения, доступные только для квалифициро-
ванного обслуживающего персонала, в которых расположены ЭУ.
Сухими помещениями называются помещения, в которых относи-
тельная влажность воздуха не превышает 60%. Если в таких помещениях
не выделяется пыль, химически активные или органические вещества и
температура не превышает +35 °C, то они называются нормальными.
Влажными помещениями называются помещения, в которых пары
или конденсирующая влага выделяются лишь кратковременно в неболь-
19
ших количествах, а относительная влажность воздуха более 60%, но не
превышает 75%.
Сырыми помещениями называются помещения, в которых относи-
тельная влажность длительно превышает 75%.
Особо сырыми помещениями называются помещения, в которых
относительная влажность близка к 100%(потолок, стены, пол и предметы,
находящиеся в помещении, покрыты влагой).
Жаркими помещениями называются помещения, в которых под воз-
действием различных тепловых выделений температура превышает посто-
янно или периодически (более 1 сут.) +35°С. Например, помещения с су-
шилками, сушильными или обжигательными печами, котельные и т. п.
Пыльными помещениями называются помещения, в которых по ус-
ловиям производства выделяется технологическая пыль в таком количест-
ве, что она может оседать на проводах, проникать внутрь машин, аппара-
тов и т. п. Пыльные помещения разделяются на помещения с токопрово-
дящей пылью и на помещения с непроводящей пылью.
Помещениями с химически активной или органической средой на-
зываются помещения, в которых постоянно или в течение длительного
времени содержатся агрессивные пары, газы, жидкости, образуются отло-
жения и плесень, разрушающие изоляцию и токоведущие части электроус-
тановок.
Взрывоопасная зона - помещение или ограниченное пространство в
помещении или наружной установке, в котором имеются или могут обра-
зоваться взрывоопасные смеси,
Взрывоопасная смесь - смесь с воздухом горючих газов, паров лег-
ковоспламеняющихся жидкостей (ЛВЖ), горючих пыли или волокон с
нижним концентрационным пределом воспламенения не более 65 г/м3 при
переходе их во взвешенное состояние, которая при определенной концен-
трации способна взорваться при возникновении источника инициирования
взрыва. Классификация взрывоопасных смесей производится по ГОСТ
12.1.011-78. В зависимости от размера БЭМЗ взрывоопасные смеси газов и
паров с воздухом подразделяются на категории согласно табл. 1.3. В зави-
симости от температуры самовоспламенения взрывоопасные смеси газов и
паров с воздухом подразделяются на шесть групп согласно табл. 1.4.
Взрывоопасные зоны подразделяются на классы.
Зоны класса В-1 - зоны, расположенные в помещениях, в которых
выделяются горючие газы или пары ЛВЖ в таком количестве и с такими
свойствами, что они могут образовать с воздухом взрывоопасные смеси
при нормальных режимах работы, например, при загрузке и разгрузке тех-
нологических аппаратов, хранении или переливании ЛВЖ, находящихся в
открытых емкостях и т. п.
Зоны класса В-Ia - зоны, расположенные в помещениях, в которых
при нормальной эксплуатации взрывоопасные смеси горючих га-
20
зов(независимо от нижнего концентрационного предела воспламенения)
или паров ЛВЖ с воздухом не образуются, а возможны только в результате
аварий или неисправностей.
Таблица 1.3
Категории взрывоопасных смесей газов и паров с воздухом
Категория смеси Наименование смеси БЭМЗ, мм
I Рудничный метан Более 1,0
II Промышленные газы и пары -
II А Промышленные газы и пары Более 0,9
II Б Промышленные газы и пары Более 0,5 до 0,9
II С Промышленные газы и пары До 0,5
Примечание 1. Безопасный экспериментальный максимальный за-
зор (БЭМЗ) - максимальный зазор между фланцами оболочки, через кото-
рый не проходит передача взрыва из оболочки в окружающую среду при
любой концентрации смеси в воздухе.
2. Указанные в таблице БЭМЗ не могут служить для контроля ши-
рины зазора оболочки в эксплуатации.
Таблица 1.4
Группы взрывоопасных смесей газов и паров с воздухом по темпе-
ратуре самовоспламенения
Группа Температура само- воспламенения сме- си Группа Температура самовос- пламенения смеси
1 Выше 450 4 Выше 135 до 200
э Выше 300 до 450 5 Выше 100 до 135
3 Выше 200 до 300 6 Выше 85 до 100
Зоны класса В-16 - зоны, расположенные в помещениях, в которых
при нормальной эксплуатации взрывоопасные смеси горючих газов или
паров ЛВЖ с воздухом не образуются, а возможны только в результате
аварий или неисправностей и которые отличаются одной из следующих
особенностей:
1) горючие газы в этих зонах обладают высоким нижним концен-
трационным пределом воспламенения (15% и более) и резким запахом при
предельно допустимых концентрациях по ГОСТ 12.1.005 - 76 (например,
машинные залы аммиачных компрессорных и холодильных абсорбцион-
ных установок);
21
2) помещения производств, связанных с обращением газообразного
водорода, в которых по условиям технологического процесса исключается
образование взрывоопасной смеси в объеме, превышающем 5% свободно-
го объема помещения, имеют взрывоопасную зону только в верхней части
помещения; взрывоопасная зона условно принимается от отметки 0,75 об-
щей высоты помещения, считая от уровня пола, но не выше кранового пу-
ти, если таковой имеется (например, помещения электролиза воды, заряд-
ные станции тяговых и стационарных аккумуляторных батарей).
Пункт 2 не распространяется на электромашинные помещения с
турбогенераторами с водородным охлаждением при условии обеспечения
электромашинного помещения вытяжной вентиляцией с естественным по-
буждением (эти электромашинные помещения имеют нормальную среду).
К классу В-16 относятся также зоны лабораторных и других поме-
щений, в которых горючие газы и ЛВЖ имеются в небольших количест-
вах, недостаточных для создания взрывоопасной смеси в объеме, превы-
шающем 5% свободного объема помещения, и в которых работа с горючи-
ми газами и ЛВЖ производится без применения открытого пламени. Эти
зоны не относятся к взрывоопасным, если работа с горючими газами и
ЛВЖ производится в вытяжных шкафах или под вытяжными зонтами.
Зоны класса В-1г - пространства у наружных установок технологи-
ческих цехов, содержащих горючие газы или ЛВЖ (за исключением на-
ружных аммиачных компрессорных установок), выбор электрооборудова-
ния ьсторых производится согласно следующему: выбор электрообо-
рудования наружных аммиачных компрессорных установок выбирается
такой, как и для аммиачных компрессорных установок, расположенных в
помещениях. Электрооборудование должно быть защищено от атмосфер-
ных воздействий, надземных и подземных резервуаров с ЛВЖ или горю-
чими газами (газгольдеры), эстакад для слива и налива ЛВЖ, открытых
нефтеловушек, прудов-отстойников с плавающей нефтяной пленкой и т. п.
К зонам класса В-1г также относятся: пространства у проемов за
наружными ограждающими конструкциями помещений со взрывоопасны-
ми зонами классов В-I, B-Ia, В-П (исключение -проемы окон с заполне-
нием стеклоблоками); пространства у наружных ограждающих конструк-
ций, если на них расположены устройства для выброса воздуха из систем
вытяжной вентиляции помещений со взрывоопасными зонами любого
класса или если они находятся в пределах наружной взрывоопасной зоны;
пространства у предохранительных и дыхательных клапанов емкостей и
технологических аппаратов с горючими газами и ЛВЖ.
Зоны класса В-11 - зоны, расположенные в помещениях, в которых
выделяются переходящие во взвешенное состояние горючие пыли или во-
локна в таком количестве и с такими свойствами, что они способны обра-
зовать с воздухом взрывоопасные смеси при нормальных режимах работы
(например, при загрузке и разгрузке технологических аппаратов).
22
Зоны класса В-Па — зоны, расположенные в помещениях, в которых
опасные состояния, указанные для зон В-П, не имеют места при нормаль-
ной эксплуатации, а возможны только в результате аварий или неисправ-
ностей.
Пожароопасной зоной называется пространство внутри и вне по-
мещений, в пределах которого постоянно или периодически обращаются
горючие (сгораемые) вещества и в которых они могут находиться при
нормальном технологическом процессе или при его нарушении. Пожаро-
опасные зоны подразделяются на классы.
Зоны класса П-1 - зоны, расположенные в помещениях, в которых
обращаются горючие жидкости с температурой вспышки выше +61 °C.
Зоны класса П-Н - зоны, расположенные в помещениях, в которых
выделяются горючие пыль или волокна с нижним концентрационным пре-
делом воспламенения более 65 г/м к объему воздуха.
Зоны класса П-Па - зоны, расположенные в помещениях, в которых
обращаются твердые горючие вещества.
Зоны класса П-П1 - зоны, расположенные вне помещения, в кото-
рых обращаются горючие жидкости с температурой вспышки выше +61 °C
или твердые горючие вещества.
Условия окружающей среды в значительной степени определяют
условия опасности поражения персонала электрическим током. В соответ-
ствии с [4] все помещения в отношении опасности поражения людей элек-
трическим током подразделяются так:
1) помещения без повышенной опасности, в которых отсутствуют
условия, создающие повышенную или особую опасность;
2) помещения с повышенной опасностью, характеризующиеся на-
личием в них одного или следующих условий, создающих повышенную
опасность:
а) сырости или токопроводящей пыли;
б) токопроводящих полов (металлические, земляные, железобе-
тонные, кирпичные и т. п.);
в) высокой температуры;
г) возможности одновременного прикосновения человека к
имеющим соединение с землей металлоконструкциям зданий,
технологическим аппаратам, механизмам и т. п., с одной сторо-
ны, и металлическим корпусом электрооборудования, с другой.
3) особо опасные помещения, характеризующиеся наличием одного
из следующих условий, создающих особую опасность:
а) особой сыростью;
б) химически активной или органической средой;
в) одновременно двух или более условий повышенной опасности.
23
4) территории размещения наружных электроустановок. В отно-
шении опасности поражения людей электрическим током этим территории
приравниваются к особо опасным помещениям.
Технологическая система и СЭС связаны между собой единым не-
разрывным процессом производства, передачи, распределения и преобра-
зования электроэнергии. Поэтому, кроме воздействия на условия окру-
жающей среды технологическая система имеет с СЭС территориальные,
структурные и функциональные связи. Связующим звеном между ними
являются многочисленные, разнообразные ЭП. Для анализа этих связей
ЭП проводят следующие их группировки:
1) по функционально-территориальному признаку (агрегат, линия,
участок, установка, цех, предприятие);
2) по величине необходимого напряжения на зажимах ЭП;
3) по роду тока и фазности;
4) по необходимой степени надежности электроснабжения (катего-
риям);
5) по режиму работы (непрерывный, периодический, цикличный,
кратковременный, повторно-кратковременный, "спокойный", "ударный").
Функционально-^герриториальные факторы и требования к надеж-
ности электроснабжения определяют число узлов электрической сети од-
ного уровня напряжения и необходимое число независимых ИП.
Число требуемых для ЭП ступеней стандартных напряжений во
многоы определяет число уровней в структуре СЭС.
Мощность и число групп ЭП по ступеням напряжения и роду тока
определяют число и тип подстанций (трансформаторных и преобразова-
тельных) и РП.
Режим работы групп ЭП определяет способы расчета электриче-
ских нагрузок, выбор технических средств по регулированию режима
элекгропотребления, в том числе по поддержанию качества электрической
энергии в электрической сети.
Такие группировки ЭП обусловливают блочность и иерархичность
структуры СЭС, а также иерархическую процедуру принятия проектных и
эксплуатационных решений, т. е. позволяют расчленить сложную задачу
проектирования и эксплуатации СЭС на ряд последовательно решаемых
задач небольшой размерности — проектирование и эксплуатация отдельных
объектов системы, но с обязательным учетом требований, налагаемых сис-
темой.
Проектирование СЭС ведется, как правило, после принятия реше-
ния по варианту технологической схемы. Иногда к моменту принятия ре-
шения по выбору структуры и параметров СЭС окончательные места раз-
мещения и мощности отдельных ЭП еще не определены, но известны сум-
марные нацрузки и их характер, требуемая степень надежности и необхо-
димое напряжение на выводах ЭП. В таких случаях проектирование элек-
24
трической сети до 1000 В выделяется в отдельный проект, границы кото-
рого устанавливаются на шинах низкого напряжения цеховых ТП или ПП.
Если предприятие строится очередями в течение длительного срока,
го необходимо учитывать эту очередность при принятии решения пс со-
ставу узлов электрической нагрузки, распределению между ними ЭП и
связей между узлами, по выбору мест расположения ТП, РП, 1111Э, трасс
воздушных и кабельных ЛЭП, а также токопроводов.
В тех случаях, когда основные направления последовательности
развития производства четко не определены при выборе СЭС, особое вни-
мание необходимо обратить на проработку вопросов ее гибкости.
Процедура согласования структуры и параметров СЭС с питающей
электрической сетью энергосистемы достаточно хорошо разработана, по-
этому в настоящей работе рассматриваются лишь ее отдельные аспекты по
ходу изложения материала. К основным факторам, обусловливаемым пи-
тающей электрической сетью, относятся: мощность ИП, пропускная спо-
собность действующей электрической сети, показатели надежности и ка-
чества электроэнергии на ГБП электрических сетей, уровень ТКЗ, величи-
ны AM и РМ, которые могут быть переданы в электрическую сеть потре-
бителям в часы максимальных и минимальных нагрузок энергосистемы и
др.
1.2.3. Организационно-экономические условия эксплуатации СЭС
К организационно-экономическим условиям функционирования
относятся:
- тип хозяйственной организации объекта и его величина;
- стоимость электроэнергии и себестоимость выпускаемой продук-
ции или услуг;
- сменность работы отдельных объектов и предприятия в целом;
— численность и квалификация персонала, а также производитель-
ность, электровооруженность и энерговооруженность труда;
- система организации эксплуатации;
- тип и структура систем управления технологическим процессом,
СЭС и ЭСС, а также их взаимосвязь.
Величина объекта, электровооруженность труда, численность пер-
сонала, сменность работы предприятия определяют величину электриче-
ских нагрузок и их суточные графики, а стоимость и величина замыкаю-
щих затрат электроэнергии - экономичность тех или иных технических
решений как при проектировании, так и при эксплуатации СЭС.
Вышеперечисленные условия приходится учитывать на всех с тади-
ях жизненного цикла СЭС, включая ее проектирование, мочта'ж и эксплуа-
тацию.
25
Глава н. Построение структуры СЭС (проектирование)
21. Общие принципы и основные этапы проектирования
систем электроснабжения промышленных предприятий
Задачи проектирования и эксплуатации СЭС и отдельных ее объек-
тов, прогнозирование и планирование их развития представляют собой
взаимосвязанные, но различные виды деятельности, отличающиеся целями
и применяемыми методами их решения.
Основные задачи, решаемые при проектировании СЭС:
- определение электрических нагрузок характерных групп ЭП (по-
требителей) и узлов, а также всего предприятия в целом;
- определение структуры СЭС: числа и места расположения ППЭ,
подстанций, РП, числа и мощности трансформаторов и преобразователей,
средств компенсации реактивной мощности (КРМ) и регулирования на-
пряжения, симметрирования и подавления высших гармоник, схем элек-
трических соединений элементов системы;
- определение способов канализации и рационального напряжения
питания и распределения электроэнергии;
- выбор видов и типов оборудования, аппаратуры и конструкций
ЭУ с учетом условий их функционирования, требований надежности,
безопасности, гибкости и экономичности;
- выбор технических способов и средств обеспечения электро-
безопасности, защиты от статического электричества и грозозащиты;
- определение необходимых технических средств для обеспечения
ее эксплуатации;
- анализ и сопряжение систем управления СЭС, технологических
установок и питающих электроэнергетических систем.
Основные задачи, решаемые при эксплуатации СЭС:
- измерение, анализ и регулирование параметров режима работы
по AM, РМ, напряжению как отдельных элементов и узлов, так и всей
СЭС;
- поддержание расчетного уровня надежности, безопасности и
экономичности СЭС путем организации соответствующей системы ее об-
служивания и ремонта;
- анализ эффективности использования электроэнергии, прогнози-
рование, нормирование, планирование электропотребления;
- разработка и внедрение организационно-технических мероприя-
тий по повышению эффективности функционирования СЭС и определение
основных направлений ее дальнейшего развития.
26
Решение этих задач все время усложняется, так как растут мощно-
сти ЭП, сложность технологических процессов и оборудования, требова-
ния к качеству электрической энергии и надежности электроснабжение.
В настоящем разделе рассматриваются в основном только вопросы
проектирования СЭС.
Под общими принципами построения СЭС согласно fl6] следует
понимать комплекс правил и указаний, обеспечивающих единую систему
действий при проектировании независимо от конкретной специфики по-
становки задачи, который включает в себя:
- учет взаимосвязей между потребителями, СЭС и ЭЭС;
- иерархическое представление СЭС для описания и разработки ее
структуры в ходе процесса проектирования;
- систематическое выявление и учет влияния окружающей средь:
на СЭС и обратное влияние, а также требования к безопасности труда;
- выбор наиболее приемлемых типов элементов СЭС для нор-
мального, утяжеленного и аварийного режима работы СЭС;
- учет требований технологии монтажа ЭУ, удобства и экономич-
ности эксплуатации СЭС.
Следует различать и учитывать функционально-ориентированный и
конструктивно-ориентированный принципы построения СЭС. Если функ-
ционально-ориентированное построение СЭС охватывает вопросы проек-
тирования структуры и переходов к требуемым функциям конструктивных
узлов (питание, распределение, потребление электроэнергии), то конструк-
тивно-ориентированное построение СЭС предусматривает переходы от
конструктивных узлов ко всей СЭС с учетом территориальных условий,
соблюдения мер безопасности (безопасность труда, противопожарная и
противовзрывная защита), прочности материалов, условий окружающей
среды. Таким образом, функционально-ориентированный и конструктив-
но-ориентированный принципы предполагают построение СЭС из отдель-
ных простых функциональных и конструктивных блоков. При этом выбор
отдельных блоков и системы в целом всегда должен производиться с уче-
том возможных состояний СЭС и их временной последовательности (нор-
мальный, аварийный и утяжеленный режимы). Задачи выбора рациональ-
ной структуры СЭС, определения оптимальных режимов функционирова-
ния и организации взаимодействия ее с технологической и энергетической
системами, а также окружающей средой должны базироваться на методах
системного анализа. Однако в настоящее время строгих формализованных
методов решения многих указанных задач пока нет, а имеется ряд правил и
процедур, которые основаны на опыте проектирования и эксплуатации
СЭС,
Поиск рациональных вариантов СЭС возможен только на основе
разделения общей задачи на ряд относительно автономных подзадач и их
взаимно увязанного решения в иерархической последовательности. Такой
27
подход позволяет существенно ограничить объем каждой из подзадач, что
является единственной возможностью сделать общую задачу практически
обозримой и разрешимой.
Разделение задач проектирования СЭС на иерархические уровни
производится обычно по отраслевому, территориальному и стадийно-
временному признакам.
Внестадийные работы по проектированию электроснабжения объ-
ектов осуществляются в соответствии со сроками строительства новых и
реконструкции действующих предприятий.
При этом производится выбор основных параметров ИП и электри-
ческой сети, определяются сроки проектирования и строительства объек-
тов и оцениваются необходимые объемы капитальных вложений.
После утверждения обосновывающих документов ведется стадий-
ное проектирование.
В соответствии с [12] проектирование объекта разбивается на две
стадии: подготовка ТЭО (проекта) и разработка рабочего проекта.
При проектировании особо сложных и уникальных объектов заказ-
чиком совместно с соответствующими научно-исследовательскими и спе-
циализированными организациями должны разрабатываться специальные
технические условия, отражающие специфику их проектирования, строи-
тельства и эксплуатации. Для таких объектов и при особых природных ус-
ловиях строительства по решению заказчика (инвестора) или заключению
государственной экспертизы по рассмотренному проекту одновременно с
разработкой рабочей документации и осуществлением строительства мо-
гут выполняться дополнительные детальные проработки проектных реше-
ний по отдельным объектам, разделам и вопросам.
Основным проектным документом строительства предприятия яв-
ляется ТЭО (проект). Такое двойное обозначение единой по составу и со-
держанию стадии согласно [12] принято в целях преемственности дейст-
вующей законодательной и нормативной базы и совместимости с термино-
логией, принятой за рубежом.
На основании утвержденного в установленном порядке ТЭО (про-
екта) строительства подготавливается (при необходимости) тендерная до-
кументация и проводятся торги подряда, заключается договор (контракт)
подряда, открывается финансирование строительства и разрабатывается
рабочая документация.
Разработка проектной документации производится специализиро-
ванными организациями и лицами, имеющими оформленные лицензии на
этот вид деятельности, по договорам (контрактам). Неотъемлемой частью
такого договора (контракта) должно быть задание на проектирование.
Проект на строительство предприятий, зданий и сооружений произ-
водственного назначения состоит из следующих разделов:
1) общая пояснительная записка;
28
2) генеральный план и транспорт;
3) технологические решения;
4) управление производством, предприятием и организация усло-
вий охраны труда рабочих и служащих;
5) архитектурно-строительные решения;
6) инженерное оборудование, сети и системы;
7) организация строительства;
8) охрана окружающей среды;
9) инженерно-технические мероприятия гражданской обороны;
10) мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций;
11) сметная документация;
12) эффективность инвестиций
Проектирование энергетической системы промышленного предпри-
ятия, как правило, является составной частью проекта предприятия, хотя
Возможны случаи отдельного проектного анализа при сооружении, напри-
мер промышленной электростанции или котельной, при проведении тех-
нического перевооружения или реконструкции действующей системы
электроснабжения.
Когда электроэнергетическая система рассматривается в общем
проекте предприятия, то основная часть всех расчетных и конструкторских
материалов по ней входит в состав раздела «Инженерное оборудование,
сети и системы», хотя отдельные фрагменты по системе могут входить и в
другие разделы. Например, вопросы организации ремонтного хозяйства
входят в раздел «Технологические решения», объектные и локальные
сметные расчеты относятся к разделу «Сметная документация» и т. д.
Состав рабочей проектной документации определяется соответст-
вующими стандартами СПДС и уточняется заказчиком и проектировщи-
ком в договоре (контракте) на проектирование.
Основные этапы создания структуры и координация построения
СЭС могут быть сформулированы в следующем виде.
1, Выбор ИП. Определение условий получения электроэнергии от
энергосистемы и необходимости строительства собственной электростан-
ции. На этом этапе происходит согласование и координация требований
потребителей и ЭЭС, СЭС, ЭЭС.
2. Анализ потребителей электроэнергии, который заключается в
образовании групп электроприемников по следующим признакам - техно-
логическим, территориальным, напряжению и роду тока, надежности, ха-
рактеру нагрузки (спокойная, ударная, длительная, ПКР и др.). По каждой
группе определяется величина расчетной нагрузки.
3. Определение типа ППЭ, РП, ПП, ТП, числа секций (систем) шин
и питающих вводов и их размещение на генплане предприятия. Число ра-
бочих систем (секций шин) определяется в зависимости от числа групп по-
требителей на основании анализа по п. 1 с разделением по уровням напря-
29
жения. Анализ схем РП и ТП определяет число резервных систем (секций)
шин с учетом требований надежности и числа требуемых независимых
ИП. Наиболее распространенные в СЭС промышленных предприятий схе-
мы подстанций представлены в табл.2.1. На этом этапе производится со-
гласование и координация требований потребителей и СЭС.
4. Выбор и обоснование связей между ИП и ППЭ, между ППЭ и
РП, ТП, ПП. На данном этапе происходит согласование и координация
транспортных систем(технологических, энергетических, информационных,
автомобильных, железнодорожных), а также уточнение требований потре-
битель - СЭС, СЭС - ЭЭС.
5. Формирование окончательного варианта структуры СЭС. Воз-
можные виды структур СЭС в зависимости от вида питания и системы
распределения электроэнергии приведены в табл.2.2.
При проектировании схемы СЭС необходимо соблюдать следую-
щие основные принципы:
1) максимальное приближение ИП к ЭУ потребителей, или, иными
словами, максимальное приближение высокого напряжения к потребите-
лям;
2) отказ от «холодного резервирования» в схемах;
3) глубокое секционирование всех звеньев СЭС, начиная от ИП до
шин низкого напряжения цеховых ТП и РП;
4) правильный выбор режима работы элементов СЭС, обоснование
применения разомкнутых или замкнутых схем.
В большинстве случаев для СЭС предприятий в нормальном режи-
ме применяются разомкнутые схемы работы элементов. В последнее время
все чаще применяется схема параллельной работы элементов (трансформа-
торов, секций тин, линий), так называемые замкнутые схемы. Замкнутые
схемы могут применяться :
- для обеспечения необходимого качества напряжения в узле СЭС
при ударной и резкопеременной нагрузке ЭП;
- для обеспечения условий самозапуска электродвигателей ответ-
ственных механизмов;
- для обеспечения правильной работы РЗиА .
2.2. Анализ потребителей электрической энергии и опреде-
ление их электрических нагрузок
2.2.1. Классификация, основные показатели и общие характеристи-
ки ЭП
Система электроснабжения связана с технологической системой че-
рез ЭП. Все разнообразие ЭП, применяемых в промышленности, перечис-
30
Та&лиик'ХЛ
ОСНОВНЫЕ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИЙ
ОСНОВНЫЕ ВИДЫ СТРУКТУР СЭС
Таблица 2.2
Структура сети внутри ступени распределения ВИД ПИТАНИЯ |
Радиальное Кольцевое о Магистральное
Радиальная 'X1 Радиальное питание радиальной сети Кольцевое питание радиальной сети Магистральное питание радиальной сети i
Магистральная t ШТ Радиальное питание магистральной сети Кольцевое питание магистральной сети Магистральное । питание магистральной сети 1 | I
Замкнутая (кольцевая) 1 1 Радиальное питание кольцевой сети Кольцевое питание кольцевой сети Магистральное питание кольцевой i сети I । j
Петлевая Радиальное питание петлевой сети Кольцевое питание петлевой сети Магистральное питание петлевой сети 1 I <
32
лить невозможно, так как имеется множество технологических процессов
которые предъявляют специфические требования к характеристикам и
конструкции ЭП. Укрупненно основную массу ЭП можно разбить по на-
значению на следующие группы:
- силовые общепромышленные установки - электродвигатели тех-
нологических машин и установок, компрессоров, насосов, вентиляторов,
подъемно-транспортных устройств, станков и т. п.;
- электрические осветительные установки',
- преобразовательные установки - установки для преобразования
трехфазного переменного тока частотой 50 Гц в трех- или однофазный пе-
ременный ток пониженной, повышенной и высокой частоты или в посто-
янный ток;
- электротехнологические установки (ЭТУ) - установки, в кото-
рых электрическая энергия или энергия электрического, магнитного или
электромагнитного полей воздействует непосредственно на предметы тру-
да в целях получения новых веществ (расщепления, синтез), изменения аг-
регатного состояния, структуры или состава вещества, изменение разме-
ров, формы, отделки поверхности обрабатываемых изделий (электротер-
мические установки и электрические печи, электролизные, ультразвуко-
вые, электросварочные установки, а также установки для электрофизиче-
ской и электрохимической размерной обработки и электронно-ионной тех-
нологии).
Все ЭП имеют ряд характерных показателей. Одним из главных по-
казателей ЭП является их номинальная (установленная) мощность - это
максимальное, длительно допустимое значение мощности ЭП при расчет-
ных (проектных) условиях его работы. .Номинальная мощность ЭП указы-
вается заводом-изготовителем и является исходным значением для отсчета
отклонений от нее при функционировании ЭП.
Для двигателей номинальная мощность (Р„) измеряется в кВт и по-
казывает развиваемую мощность на его валу. Мощность, потребляемая
электродвигателем из электрической сети, называется присоединенной и
определяется из выражения
где т]и - номинальный КПД электродвигателя.
За номинальную мощность двигатель-генераторов, преобразовате-
лей частоты, выпрямителей принимается мощность (в кВт, кВ-A) на вто-
ричном напряжении. Для трансформаторов за номинальную принимается
полная мощность S (в кВ А). Установленная мощность печей сопротивле-
ния, электролизных ванн, осветительных установок с лампами накалива-
ния равна мощности, потребляемой из сети. Для осветительных установок
с газоразрядными лампами при определении Рпр необходимо учитывать
33
потери мощности в пускорегулирующей аппаратуре. Соответствующими
ГОСТами для всего электрооборудования установлены ряды номинальных
мощностей.
Электрические машины и аппараты по условиям их нагрева токами
могут иметь следующие режимы работы:
а) продолжительный режим, при котором температура машины
или аппарата при данной нагрузке успевает достигнуть установившегося
значения и не выходит за пределы, установленные нормативными доку-
ментами;
б) кратковременный режим (КР), при котором температура ма-
шины или аппарата после кратковременного рабочего режима не успевает
достигнуть установившегося значения и в период паузы снижается до тем-
пературы окружающей среды;
в) повторно-кратковременный режим (ПКР), при котором тем-
пература аппарата или машины повышается во время работы и снижается
во время пауз, но при охлаждении части ЭП не достигают температуры ок-
ружающей среды, однако общий нагрев не превосходит допустимого пре-
дела.
Для электродвигателей подъемно-транспортных механизмов, сва-
рочных агрегатов и ряда других ЭП ПКР характеризуется продолжи-
тельностью включения (ПВ) в % или долях единицы:
ПВ% = Ь..]оо, или ПВ = ^-,
к ‘ц
где tB - длительность включения; t„ - длительность цикла.
Для сварочного трансформатора номинальная мощность по пас-
портным данным определяется из выражения
Рн =S„ cos<p„ ^ПВ„ ,
где Sn - паспортная полная мощность; cos <р„ - номинальный коэффициент
мощности.
Для электродвигателей
. Рн = р„7пв;!
где Рп - паспортная мощность.
Одним из важных показателей является род тока ЭП. При решении
вопроса выбора рода тока (переменного или постоянного) для питания ЭП
следует иметь в виду следующее.
1. На электростанциях России вырабатывается только 3-х фазный
переменный ток, Постоянный ток промышленные предприятия получают
от различных преобразователей, мощность которых в единице в настоящее
время достигает нескольких десятков МВт. Редко постоянный ток получа-
ют от аккумуляторных батарей.
34
2. Системы электроснабжения постоянного тока значительно до-
роже аналогичных на переменном токе.
3. Решающим фактором при выборе рода тока являются требова-
ния технологии производства: электролиз; электропривод, требующий ре-
гулирования скорости в широких диапазонах, частых пусков, реверсов, ус-
корения, замедления, торможения, точных остановок на ползучей скорости
и т. п. Большие начальные моменты могут быть осуществлены только с
применением постоянного тока.
В результате развития систем электропривода постоянного тока с
индивидуальными преобразователями, а также усовершенствования при-
водов переменного тока в настоящее время вопрос выбора рода тока утра-
тил свою остроту. Основной род тока - переменный. Централизованное
снабжение постоянным током сохранилось пока в основном на предпри-
ятиях черной и цветной металлургии, на электрифицированном транспор-
те.
Напряжение ЭП. На промышленных предприятиях в настоящее
время непосредственно к зажимам ЭП проводятся в основном следующие
стандартные напряжения:
- при переменном однофазном токе - 12 В, 36 В, 220 В;
- при постоянном токе - 220 В, 440 В;
- при переменном трехфазном токе - 0,4 кВ, 0,66 кВ, 6 кВ; 10 кВ,
реже 20 и 35 кВ, печные трансформаторы изготавливаются и на 110 кВ.
Выбор напряжения питания ЭП и распределительной сети СЭС, как
правило, производится на основании ТЭР.
Частота напряжения ЭП. Основная промышленная частота в Рос-
сии - 50Гц (в США, Японии и ряде стран - 60Гц). Для специальных ЭП
применяются также
- пониженная частота - 0,2 - 40 Гц (электромагнитное переме-
шивание металла в печах, контактная сварка, асинхронный электропривод
с регулированием скорости вращения и др.);
- повышенная частота - более 50 Гц до 10 кГц (электропривод
деревообрабатывающих станков, электрифицированный инструмент, уста-
новки индукционного нагрева и др.);
- высокая частота - выше 10 кГц (установки индукционного по-
верхностного и диэлектрического нагрева и др.).
Надежность электроснабжения ЭП. Вопросы надежности рас-
смотрены в главе V монографии.
2.2.2. Электрические нагрузки и графики потребления электроэнер-
гии
Одним из первых этапов при решении сложного комплекса техни-
ко-экономических проблем при проектировании любой системы электро-
35
снабжения современного промышленного предприятия является правиль-
ное определение ожидаемых электрических нагрузок.
Понятие расчетной электрической нагрузки (мощности) является
многозначным. С одной стороны, оно используется для выбора в соответ-
ствии с законами ТОЭ сечения проводников, мощности силовых транс-
форматоров, преобразователей и другого электрооборудования по допус-
тимому нагреву, а с другой - используется в качестве некоторой условной
величины при получении ТУ на подключение в электрическую сеть или
для определения платы за потребляемую электрическую мощность и элек-
троэнергию, а также в целях регулирования режимов электропотребления.
В настоящей главе монографии расчетная нагрузка (мощность) рассматри-
вается в основном в смысле её применения для выбора отдельных элемен-
тов СЭС при проектировании.
Величина электрических нагрузок, прежде всего, определяет выбор
всех элементов и технико-экономические показатели СЭС: расход дефи-
цитного цветного металла и других материалов, величину потерь электро-
энергии, эксплуатационные расходы и капитальные затраты. Если при рас-
четах электрические нагрузки будут ошибочно занижены, то это приведет
при пуске и эксплуатации предприятия к недовыпуску продукции, увели-
чению потерь электроэнергии и дополнительным капитальным вложениям
для увеличения пропускной способности элементов СЭС. Если при расче-
тах электрические нагрузки будут ошибочно завышены, то это создаст не-
оправданное увеличение капитальных вложений, перерасход цветного ме-
талла и других материалов, и приведет к работе оборудования в неэконо-
мичных режимах.
Для лучшего использования электроустановок необходимо опреде-
лять электрические нагрузки с наибольшей точностью. Но эта степень точ-
ности имеет практический предел вследствие того, что точность исходной
информации, как правило, не очень высока, и, кроме того, элементы СЭС
могут быть выбраны с определенными интервалами между установленны-
ми стандартными величинами (сечениями проводников, мощностями элек-
тродвигателей, аппаратов, трансформаторов и другого электрооборудова-
ния). Так, сечения проводников (кабелей, проводов) более 100 мм2 имею!
ступени, в среднем отличающиеся друг от друга на 20 %, для трансформа-
торов нарастание стандартных шкал мощностей составляет 55-60 %. Оче-
видно, что степень точности расчета электрических нагрузок должна быть
не менее половины наименьшего из вышеуказанных интервалов. Стремле-
ние добиться большей точности в определении электрических нагрузок не
меняет результатов выбора стандартного сечения проводника или мощно-
сти электрооборудования и поэтому является неоправданным. Поэтому в
настоящее время степень точности определения электрических нагрузок
принята +10 %; Однако опыт строительства и эксплуатации СЭС показал,
что имеют место случаи необоснованного завышения расчетных электри-
36
ческих нагрузок и соответственно затрат. Поэтому точность расчетов не-
обходимо стремиться повышать, по крайней мере в тех случаях, когда это
позволяет сделать качество исходной информации.
Электрическая нагрузка характеризует потребление электроэнергии
отдельными ЭП, группой ЭП или предприятием в целом. Электрическая
нагрузка может быть измерена приборами, показания которых снимаются
через равные промежутки времени, или непрерывно самопишущими при-
борами. Электрические нагрузки могут быть представлены в виде актив-
ной Р, реактивной Q или полной S мощностей или тока I. Кривые измене-
ния Р, Q, S, I во времени называются графиками электрических нагрузок.
Если графики снимаются для отдельных ЭП, то их называют индивидуаль-
ными и обозначают p(t), q(t), s(t), i(t), если графики нагрузки снимают для
группы ЭП, их называют групповыми и обозначают P(t), Q(t), S(t), I(t).
При проектировании СЭС применяются в основном групповые гра-
фики.
На рис.2.1 представлены индивидуальные графики активной мощ-
ности различного вида: периодический (а), циклический (б), нецикличе-
ский (в), нерегулярный (г).
Рис. 2.1. Индивидуальные графики электрических нагрузок
37
Для графика на рис.2.1 a) tu = tp + tn, tu = const, где tp, t„, tu - длитель-
ность соответственно работы ЭП, паузы и цикла.
Для данного случая в промежутке времени t„ количество потреб-
ляемой ЭП электроэнергии постоянно: w = const. Для графика на рис.2.16)
tui*tn2*...tui, так как различны паузы tni^t,,^...t,„, хотя длительность работы
ЭП tp одинакова от цикла к циклу, и поэтому за промежуток времени, на-
пример смену, количество потребленной электроэнергии wtM = const. Для
графика на рис.2.1в) tpi^tp2* tp3*.. .tp,; tni*t„2*.. .t„i; но так как обычно на
смену или сутки выработка продукции планируется одинаковой, количест-
во электроэнергии, потребляемой ЭП за эти промежутки времени, также
будет практически постоянным, т. е. можно принять wc,,«const. Для графи-
ка на рис.2.1 г) tpi^tp2* tp3*...tpi; tni*tn2* t,13^.. .tlP; и, кроме того, wVM#const.
Такой график может иметь, например, электропривод буровой установки.
Групповые графики в зависимости от видов индивидуальных гра-
фиков и взаимосвязи между режимами работы отдельных ЭП делятся на 3
типа.
1. Периодические, когда tul=tll2= tll3=...t.j; wl=w2=...Wj. Такой гра-
фик обычно имеют потребители поточных автоматизированных произ-
водств с жесткой взаимосвязью технологических процессов.
2. Почти периодические, когда Т, =const, но можно принять, что за
смену или сутки WCM®const. Такой график обычно имеют потребители мас-
совых производств с заданным сменным или суточным планом выработки
продукции.
3. Нерегулярные, когда индивидуальные графики отдельных ЭП
группы нерегулярны. Необходимо отметить, что степень нерегулярности
групповых графиков нагрузки определяется удельным весом в суммарной
нагрузке ЭП с нерегулярным графиком.
На рис.2.2 представлен пример группового графика активной мощ-
ности.
Рис. 2.2. Суточный график активной нагрузки
38
2.2.3. Расчетные величины
Номинальная мощность группы ЭП. Для трехфазных ЭП с сим-
метричной нагрузкой можно принять, что
р„=Ерн,, Q„=iq„i,
w Тзи,, #и„
где SH - полная номинальная мощность группы ЭП; п - число ЭП в груп-
пе; p„i, qHi - мощность активная и реактивная для отдельных ЭП.
Необходимо иметь в виду, что рж и q,„ должны быть приведены к
ПВ=100%.
Средние нагрузки. Среднее значение изменяющейся величины явля-
ется ее основной статистической характеристикой. Средние нагрузки рас-
сматриваются за определенный характерный период времени и определя-
ется по формулам:
для отдельных ЭП - рс = —;
для группы ЭП - Рс = у,
где W - количество электроэнергии, потребляемой за рассматриваемый
период времени; t, Т - время соответственно для отдельного ЭП и группы
ЭП.
Для группы ЭП можно определить среднюю нагрузку как сумму
средних значений нагрузок отдельных ЭП:
Рс =£Pd> Qc 'с
1=1 1=1
Рс
V3-U„cos <рср,.,
Средние нагрузки могут определяться за определенные периоды
времени: цикл, час, смену, сутки, месяц, год.
В связи с тем, что потери мощности пропорциональны квадрату на-
грузки, в практике расчетов часто используют среднеквадратичную (эф-
фективную) нагрузку за определенный период времени, которая определя-
ется из следующих выражений:
- для непрерывных графиков Рск = £P2(t)dt, ICK = £i2(t)dt;
, _ ISP? - At; . IZI2 ’At.
- для ступенчатых графиков Р - —!-----г, 1ск = —!--.
V ZAt, у ZAt,
В практике проектирования и эксплуатации электроустановок чаще
пользуются ступенчатыми графиками как наиболее удобными.
39
Среднеквадратичные нагрузки можно определить по результатам
измерений потребленной электроэнергии за интервалы времени At; в тече-
ние периода Т. Обычно Т принимают равным суткам, a At; - равным 1 часу.
Г"'
Р« = —,У AW? ,
Т
где m - число интервалов; AWj - электроэнергия, потребленная за интервал
времени At,.
Расчетные нагрузки. При проектировании СЭС применяют два ви-
да расчетных нагрузок: по допустимому нагреву элементов СЭС и по до-
пустимым отклонениям напряжения на зажимах ЭП.
Под расчетной нагрузкой по допустимому нагреву понимается та-
кая длительная неизменяемая нагрузка элемента СЭС, которая эквивалент-
на ожидаемой изменяющейся нагрузке по наиболее тяжелому тепловому
воздействию: по температуре предельного нагрева проводника или по теп-
ловому износу его изоляции. В связи с тем, что в настоящее время харак-
теристики теплового износа различных видов изоляции изучены недоста-
точно, за расчетную нагрузку принимают нагрузку по допустимому мак-
симальному перегреву проводников, который в конечном итоге определя-
ется в основном свойствами изоляции последнего.
Средняя мощность потерь, а следовательно, и средний нагрев про-
водника опоеделяется величинами Рск или Рс. Средний перегрев меньше
максимального, кроме случая, когда нагрузка постоянна и не меняется во
времени. В общем случае можно записать
р > р > р > р
гм — гр — rCk — ГС"
Это неравенство дает достаточную, но обычно слишком грубую
оценку Рр. Более точную оценку можно дать, используя понятия макси-
мальной средней нагрузки (Р^) за скользящий вдоль графика интервал
времени осреднения (Тоср). Так как нагрев проводника обладает инерцией и
является результатом воздействия на него нагрузки за некоторый проме-
жуток времени, то средняя нагрузка за интервал времени Рст в принципе
более точно характеризует нагрев проводника, чем наибольшая мгновен-
ная нагрузка в том же интервале.
В практике расчетов принят некоторый «универсальный» интервал
осреднения Т^р, при котором средняя нагрузка Рст будет, при прочих рав-
ных условиях, достоверно характеризовать изменение нагрева проводника
за время Т. Длительность его не должна быть очень мала, так как не успеет
установиться режим нагрева, но и не должна быть слишком велика, иначе
внутри этой большой длительности при меньшей Рст возможен пик нагруз-
ки, который успеет вызвать больший перегрев проводника, чем в другом
таком же интервале с большей Рсг, но с более равномерным графиком. Это
хорошо видно из рис.2.3. P'CTi > P"cti за промежуток времени осреднения
40
Т|, однако за период осреднения Т2 Р"СТ2 > Р'сг2 и внутри интервала Т| на-
(рев проводника на участке 3-4 может превышать нагрев его на участке
1-2.
Рис.2.3. График нагрузок по активной мощности с макси-
мальными средними нагрузками различной продолжи-
тельности
Учитывая вышеизложенное, а также то, что Нарастание температу-
ры проводника при постоянной нагрузке происходит по экспоненциально-
му закону и за время ЗТ0 достигает 95% установившейся температуры, за
время осреднения принимают Т = ЗТ0, где То - постоянная времени нагрева
проводника.
Таким образом, в качестве расчетной нагрузки по допустимому на-
греву при переменном графике принимают максимальную среднюю на-
грузку Рст, скользящую вдоль графика за время осреднения Тоср = ЗТП. Для
проводников сечением до 25 мм2 То — 10 мин., и поэтому можно принять
Тоср = 30 мин. Так как основная масса цеховых распределительных элек-
трических линий выполнена проводниками сечением до 25 мм', то обычно
за расчетную нагрузку цеха принимается 30-минутная максимальная сред-
няя нагрузка за наиболее загруженную смену. Наиболее загруженной сме-
ной является смена, за которую выпускается наибольшее количество про-
дукции. Как правило, наиболее загруженная смена - дневная. При увели-
чении сечения проводников время То растет и составляет следующие зна-
чения при сечениях проводников:
от 35 мм2 до 70 мм2 - 20 мин.;
от 95 мм2 до 150 мм" - 30 мин;
от 185 мм2 и более - 40 мин.
Поэтому при определении расчетных нагрузок групп ЭП, для кото-
рых сечение проводников будет более 25 мм2 , необходимо брать Тоср при
соответствующем значении То.
41
При цикличных, резкопеременных нагрузках, например сварочных
установок, за расчетную нагрузку может быть принята Рск (Рэ), то есть
Рр = Рск(Р,).
При постоянном мало меняющемся графике нагрузки в качестве
расчетной нагрузки ио допустимому нагреву могут быть приняты средние
нагрузки за наиболее загруженную смену или сутки, то есть Рр = Рсм, или
РР= Ре-
ПоД расчетной пиковой нагрузкой 1ник (РпиК, SnHK) понимается такая
нагрузка, которая вызывает максимальное отклонение или колебание на-
пряжения. При протекании пиковой нагрузки на зажимах ЭП должно быть
напряжение, при котором они продолжают нормально работать (для элек-
тродвигателей обеспечиваются достаточные Мм и Мп), не наблюдаются
мигания света, обеспечивается необходимое качество сварки и т. д.
Таким образом, 1|гак (Р„„к, S,1Hli) должны быть такими, чтобы
АНццк — AU и1н
где AU - допустимые отклонения напряжения на зажимах ЭП.
2.2.4. Показатели, характеризующие режим работы приемников и
графики их нагрузок
Для характеристики режимов работы ЭП и графиков их нагрузки
применяется ряд коэффициентов. Для индивидуальных графиков коэффи-
циенты обозначаются прописными, а для групповых - заглавными буква-
ми, знак «а» означает, что данный коэффициент характеризует график ак-
тивной мощности, знак «q» - реактивной мощности, знак «i» - тока. Все
нижеприведенные коэффициенты в той или иной мере используются при
определении расчетных нагрузок.
Коэффициент использования определяется из выражений
к,.,=К К
Р„
II
k »ai ' Pili
I
Аналогично для Q и I можно записать K.„q
Qe
Q„’
Так как
Lp.
i
1 H
P, < P.„ то Кда Для группы ЭП, состоящей из подгрупп с разными ре-
жимами работы, средневзвешенный Кигр может быть определен с доста-
точной для практических расчетов точностью по формуле
I/
г* игр
42
где in - число подгрупп ЭГ1 с разными режимами работы, входящих в дан-
ную группу.
По известному графику нагрузки или измерениям фактического
расхода электроэнергии К„„ определяется по формуле
к _ Pl -‘i + Р„ -
I’,-(1,-1, (J W......... '
Коэффициент включения для ЭП равен
где t„ - время включения ЭП; - время работы ЭП на холостом ходу; t„ -
время паузы.
Для группы ЭП К„ может быть определен из выражения
К„ зависит от характера технологического процесса и его режима.
Коэффициент загрузки для ЭП равен
где Рсв - средняя нагрузка за время t„. Так как рс„ < р,„ то k,a < I. Так как
рс < рсв, то ки > киа.
р
Для группы ЭП К,., = —.
К,
Р P t К
Так как W = то Км = = -^-Ч- = —. Отсюда К.иа - К„а-К1а.
'и *и 'Г в ва
Коэффициент Ка так же, как и Кв, связан с технологическим про-
цессом и изменяется с изменением режима работы ЭП. Несмотря на то, что
коэффициент К„ = ((Кв, К3), на практике он выступает на передний план,
так как легко определяется по измерениям потребления электроэнергии.
Напротив, К1а практически отступает на второй план, так как при опытных
измерениях его значение определяется косвенным путем через Киа и Ква.
Коэффициент формы графика
i is р
к _ ‘ск v _ Чк _ МСК V _ 1 СК
Ф,”1С"8С’ фа’Рс'
Так как 1ск > 1с,то всегда КФ > 1. Коэффициент КФ характеризует не-
равномерность графика и свое наименьшее значение, равное единице, при-
нимает, когда нагрузка постоянна и не меняется в течение времени. Коэф-
фициент формы за период включения для отдельного ЭП
43
ь _ Река
Кфве —
Ре»
где Рек»_ среднеквадратичная мощность за время t„; рсв - средняя мощность
за время tB.
Коэффициент максимума К„ относится обычно только к группо-
вым графикам нагрузки и является одним из основных расчетных коэффи-
р
циентов: К„ = -- . Так как Рр > Рс, то К„ > 1. В [24] приведены зависимости
Киа = f(n>, К.,а) Для Тоср = 30 мин, где п, - эффективное число ЭП группы и
определяется по формуле
Ер.п i
Epi Ер-
где р,„ номинальные мощности отдельных ЭП группы; Р„ - номинальная
мощность группы Э11.
п, является числом одинаковых по мощности ЭП с одинаковым ре-
жимом работы, которые при Р„ группы будут иметь тот же график нагруз-
ки, что и п ЭП с различной мощностью, но с такой же Р„.
Р„
Коэффициент спроса Кс = —. Так как Рр < Р,„ то Кс< 1. Значения
Pi
К, приводятся в справочниках независимо от числа ЭП и являются посто-
янными для определенных технологических процессов и отраслей про-
мышленности. На самом же деле, Kt = f(K„, п,), так как
Р Р
к£=-- = кн к, = К К К .
L р р ' ИМ D > М
При n, ->т. Ku-> I, а Кс-> Ки. Поэтому Кс можно пользоваться
только при большом значении п, (п, > 50), В общем случае использование
Kt может привести к большим ошибкам при определении Рр.
В эксплуатационной практике часто используется коэффициент за-
полнения графика
К„. = ,
Р
* м
где Рм - максимальное значение мощности по графику нагрузки. Можно
принять Рм я= Рр, так как Рм для реальных графиков является максимальной
средней нагрузкой (обычно за 0,5; 1; 2, иногда 3 часа), и поэтому
К„ Л =
р„
44
Для узла системы электроснабжения, к которому подключены
группы ЭП с Ppi, можно записать
pn!
Крм
Ери.
।
где Крм - коэффициент разновременности максимумов нагрузки; п - число
групп ЭП, питающихся от рассматриваемого узла СЭС; Рр - расчетная на-
грузка в i-узле СЭС.
Как правило, Рр всегда меньше, чем сумма расчетных нагрузок
групп ЭП, подсоединенных к узлу, и поэтому Крм < 1. Для распределитель-
ных сетей одного уровня напряжения принимают обычно Крм = 0,85-0,95.
Основные методы определения расчетных электрических нагрузок,
применяемые в настоящее время в практике проектирования, могут быть
подразделены на две группы: детерминированные и вероятностные. К пер-
вой группе могут быть отнесены методы определения расчетных электри-
ческих нагрузок с использованием коэффициента спроса, удельных норм
расхода электроэнергии на выпуск единицы продукции, удельной плотно-
сти электрической нагрузки на единицу производственной площади. Ко
второй группе относятся методы, которые основаны на использовании за-
кономерностей теории вероятностей и математической статистики.
2.2.5. Определение расчетной нагрузки с использованием коэффи-
циента спроса и удельных показателей
Расчетная мощность может быть определена из выражения
Рр = КсаР„, Qp = KcqQ,„
где Ко,, Kcq - коэффициенты спроса активной и реактивной мощности дан-
ной характерной группы ЭП, принимаемые по [16, 20, 22, 23] и различным
справочникам. Как правило, метод определения расчетных нагрузок с по-
мощью Кс дает завышенные значения Рр и Qp по причинам, рассмотренным
в разделе 2.2.4.
Расчетная мощность группы ЭП по удельной плотности мощности
может быть определена по формуле Pp=p0-F, где р0 - удельная плотность
мощности берется из справочников; F - площадь помещения цеха, участка.
Для группы ЭП, имеющей мало изменяющиеся графики нагрузки,
расчетная нагрузка принимается средней за наиболее нагруженную смену:
Р = Р = м
Г р Г СМ у, ’
1 см
где Псм - выпуск продукции за смену; со - нормы расхода электроэнергии
на единицу выпускаемой (перерабатываемой) продукции или единицу ра-
боты; Тсм - продолжительность наиболее загруженной смены.
45
Рр может быть определено по электроемкости продукции:
р — I/ Пг ‘<ог ~ Пг соп
р Тг тм ’
где Пг - годовой выпуск продукции; (0„ - электроемкость продукции; Тг, Тм
- число часов работы в году и использования максимальной нагрузки; Км -
коэффициент максимума.
2.2.6. Определение расчетных нагрузок с использованием методов
математической статистики
В связи с тем, что электрические нагрузки зависят от очень многих
условий, в том числе неопределенных, для их расчета можно применять
методы математической статистики. Исследования показали, что во мно-
гих случаях электрические нагрузки как случайные величины имеют нор-
мальный закон распределения. Поэтому для определения расчетной мощ-
ности можно использовать следующее выражение:
Рм =Рс
где Рс, а - генеральные средняя и стандарт нагрузки; 0 - кратность а, ко-
торая определяется значением принятой доверительной вероятности. На-
пример, появление нагрузки большей, чем Рм, с вероятностью меньше
0,0015 (практически невозможное событие) будет при 0-3, и тогда
рм =рс +3-СТ. Эта формула может быть применена для определения Рпик. В
расчетах электрических нагрузок доверительная вероятность принимается
равной 0,95, и тогда
Рм=Рс+>/За.
Генеральная средняя нагрузка
1
где рс, - средние нагрузки отдельных ЭП. Генеральный стандарт нагрузки
для группы ЭП определяется с учетом зависимости или независимости ре-
жимов работы отдельных ЭП в группе: для ЭП с независимым режимом
работы
для ЭП с зависимым режимом работы
/= Гп------------
ct = VD - , £Di +21^0)0; ,
46
где Dj, D - дисперсии соответственно для нагрузки отдельного ЭП и гене-
ральная; pj - коэффициенты парной корреляции нагрузок i-ro и j-ro элек-
троприемников; CTi,CTj - стандарты нагрузок i-ro и j-ro ЭП; п - число элек-
троприемников.
Методы математической статистики применяются и при прогнози-
ровании мощности и электропотребления при эксплуатации с использова-
нием математических моделей, которые будут рассмотрены в главе 8.
Ниже приведены примеры по применению методов математической
статистики при определении электрических нагрузок групп ЭП, позаимст-
вованные из лекций проф. Зорина В. В. по курсу «Электроснабжение про-
мышленных предприятий и сельского хозяйства».
Пример 1. Определение нагрузок для ЭП одинаковой мощности с
независимыми режимами работы.
Дано: Рс = 1 кВт, а|=ст2=СТп=0,5 кВт, (3=2, п=5()0.
Схема включения ЭП представлена на рис. 2.4. Определить нагруз-
ку в узле Рр и коэффициент одновременности включения при различном
значении п.
Рис. 2.4. Схема включения ЭП
Основные соотношения, применяемые при решении задачи. Так как
режимы работы ЭП независимый, коэффициенты взаимной корреляции на-
грузок ЭП г,рО. Генеральная средняя нагрузка в узле
Pc = £pci -п рс.
।
Генеральные дисперсия и стандарт нагрузки в узле нагрузки опре-
деляются по формулам
D = £Dj , а = Vd - о; = а • Vn .
I
Расчетная нагрузка в узле нагрузки
Рр = Рс + Рст = прс + pa-Vn =п-р/1 + Р-у--^='|,
'. vn J
47
где у - — - коэффициент вариации.
Рс
Коэффициент одновременности включения нагрузки
Результаты расчетов сведены в табл. 2.3.
График изменения Кщ|н в зависимости от числа ЭП приведен на
рис.2.5.
Таблица 2.3
Расчет нагрузок
Величи- ны Число ЭП
1 5 10 50 100 500
2Ры 2 10 20 100 200 1000
2 7,2 13,6 57 110 531
Коди 1,0 0,72 0,68 0,57 0,55 0,53
Рис.2.5. График зависимости Кодн=((п)
Пример 2. Определение расчетной нагрузки при независимых ЭП
различной мощности.
Дано: число ЭП в группе, PHi, PCj каждого ЭП и Pai группы приведе-
ны в табл. 2.4. Схема включения ЭП приведена на рис.2.6. Определить
48
расчетную нагрузку в начале линии и коэффициенты графиков нагрузки
К„, Км, К..
Таблица 2.4
Исходные данные
Группы ЭП Число ЭП в группе PHi, КВт Pci, кВт Р„, кВт
1 5 15 2,5 12,5
2 4 16 2,85 13,5
3 9 13,5 2,5 11,5
4 1 13,9 2,9 11
5 7 12,5 1,5 10,8
Pi
Рис.2.6. Схема включения ЭП
Основные соотношения, применяемые при решении задачи. Так как
режимы ЭП независимы = 0, генеральная средняя нагрузка Рс = ^рс,.
Рс = 5-2,5 + 4-2,85 + . .. = 55,3 кВт;
Ра =5-12,5+ 4-13,5+ ... = 60 кВт;
Рр = 55,3 + 60= 115,3 кВт;
Ри = £р«.= 5-15 + 4-16 + . . . = 360 кВт;
КйЛ = ^ = о,154;К- = й = Н«=2,О9;
Ри 360 рс 55,3
К€ = КИ-КМ = 0,154-2,09 = 0,32.
Пример 3. Определение расчетной нагрузки для группы ЭП с зави-
симым режимом работы.
49
Дано: Рс,=360 кВт, Рс2=600 кВт, Рс3=200 кВт, Рс4=950 кВт,
ст i=40 кВт, ст2=55 кВт, ст3=42 кВт, ст<=120 кВт.
Матрица коэффициентов взаимной корреляции нагрузок
1 0,9 0,25 0,04
. . _ 0,9 1 0,22 0,08
0,25 0,22 1 0,15
0,04 0,08 0,15 1
Схема включения ЭП представлена на рис.2.7.
Рис. 2.7. Схема включения ЭП
Определить расчетную нагрузку в питающей линии и коэффициент
Км.
Основные соотношения, применяемые при решении задачи.
Так как режимы работы ЭП зависимы, Гц # 0; -1 < Гу < 1.
Генеральная средняя нагрузка группы ЭП Рс = ^р£1.
Генеральная дисперсия группы ЭП
D = £d. + 2^(Г0®С)) = £d. + 2^Ki,.
Генеральный стандарт нагрузки группы ЭП ст = Vd .
Р<= 360+ 600+ 200+ 950 = 2110 кВт;
К12=0,9-40-55=1970 кВт2; К,<=510 кВт2; К23=530 кВт2;
К34=73 8 кВт2; 1^2=528 кВт2; К,3=420 кВт2.
D= (402 + 552 + 422 + 1202 + 1970 + 420 + 510 + 530 + 738 + 528) =
29672 кВт;
Ppz = Рс + Рст = 2110 +2,5 V29672 = 2540 кВт;
Ррг = Pci + 0-01= 360 + 2,5-40 = 460 кВт;
РР2= 737 кВт; Рр3 = 305 кВт ; Рр4 = 1250 кВт;
^^ 2540
2752
1
50
221. Определение расчетной нагрузки с использованием коэффи-
циента максимума
В технической литературе этот метод называется также методом
упорядоченных диаграмм. Расчетная нагрузка по этому методу определя-
ется из выражения
Рр(ЗО) ” Кма(30)*Рс Кма(30)'Киа'Рн-
В [18] и в справочной литературе приведены графики зависимости
Кма(ЗО) — ((П-„КИ).
Кроме графиков, Кма может быть определен из выражений
Ю. = 1 + >-%-• или Км1 = ! + 1,у---/(1^1,2-К»)/
/4ъ V /к" /7(rb~l),J ’ /(К.-0,01)
При выборе проводников, сечение которых более 25 мм2, когда Тс >
10 мин., Тоср>30мин., необходим пересчет коэффициента максимума на
другую продолжительность.
При пэ> 10 по формуле Ku« = 1 + 1 >
где Тоср - время усреднения в часах.
При пэ < 10 наиболее точно можно определить Кмат из выражения
= 1 + ,
Киар
где Кнар - генеральный коэффициент использования, обычно принимаемый
равным Киар = 1,15...1,8 ; - коэффициент отклонения от максимума
продолжительностью Т^р и определяется по кривым Кот = ((а, пэ) для за-
данного Кнар.
При расчетах а принимают равным для сечения проводников: до
25 мм2 а 1; от 35 мм2 до 70 мм2 а = 2; от 70 мм2 до 150 мм2 а = 3; более
150 мм2 а = 4.
Вычисление Кот необходимо только для определения сечения про-
водников цеховых сетей при Киа < 0,8 и con, = 25...50.
Расчетная реактивная мощность в соответствии с [18] принимается
равной Qcp = 1,1 QCM при п < 10 и К„ч > 0,2; п, < 100 и KHq < 0,2. Во всех ос-
тальных случаях Qcp = QCM.
2.2.8. Определение расчетных нагрузок однофазных ЭП
Однофазные ЭП, равномерно распределенные по фазам, учитыва-
ются в расчетах как 3-х фазные той же суммарной мощности. Однофазная
нагрузка считается равномерно распределенной, если неравномерность по
51
фазам составляет не более 15% суммарного значения нагрузки данного уз-
ла.
При включении до 3-х однофазных ЭП условная эквивалентная но-
минальная мощность принимается равной Рн = 3-Рнф, где Рнф - нагрузка
наиболее загруженной фазы.
Когда имеется более 3-х однофазных ЭП, включенных на линейное
и фазное напряжение, то нагрузку, приходящуюся на фазу, определяют,
используя следующие уравнения:
Рич — Р,ип'Р(ав)а + Р нса*Р(са)а + РнаО*
?на —* Рнав‘Р(ав)в + Рнвс'Р(вс)в РнаО,
Рнс Рнас*Р(ас)с + Рнвс'Р(вс)с РнсО,
где Рна0, Рняо, Рнсо ~ однофазная нагрузка, включенная соответствен-
но между фазой А. В, С и нулем; Рнав, Рнвс, Рнас - однофазная нагрузка,
включенная на линейное напряжение соответственно между фазами АВ,
ВС, АС, Р(ав)ач Р(са)а) Р(ав)в, Р(вс)в? Р(ас)с’ Р(вс)с коэффициенты приведения, оп-
ределяемые по таблицам в зависимости от величины созср и фазы, к кото-
рой приводится нагрузка. Приведенные формулы справедливы, если ре-
жимы однофазных ЭП, то есть их Ки и coscp примерно одинаковы. Если это
условие не соблюдается, То используются выражения для средних мощно-
стей и вводятся для каждой группы ЭП, включенной на линейное напря-
жение. Например, для фазы А:
Рена — Ки'Рнап-р(ав^ + Кн'Рнас'Р(ас^а + К и’РнаО,
где К„ и К'и - соответствующие коэффициенты использования. Для группы
однофазных ЭП определяется Рсм = 3-Рсмф, где Рсмф - максимальная средняя
нагрузка для наиболее загруженной фазы.
Величина Qp определяется по аналогичным формулам, только необ-
ходимо учитывать знак РМ._
Расход электроэнергии может быть определен из выражений
W = РС Т = Киа-Р„Т, либо W = со-П,
где Т - время работы группы ЭП, цеха, предприятия (задается обычно тех-
нологами); П - плановый выпуск продукции (задается обычно экономи-
стами); со - удельный расход электроэнергии.
Для ОУ расход электроэнергии вычисляется по формуле
W- Р ,т
оу 1 pay 1 но ,
где Ко - годовое число использования освещения, которое зависит от
сменности производства, широты местности, а также назначения освеще-
ния и выбирается по справочникам.
52
2.2.9. Определение расчетных электрических нагрузок электропри-
емников, работающих в ПКР
Для ЭП ПКР при ПВ < 0, 05 и любом их количестве или при их чис-
ле п > 30 и любом ПВ в качестве расчетной может быть принята эффек-
тивная нагрузка
I,=7*?+о(о -
где 1С- среднее значение нагрузки; D(I) - дисперсия нагрузки.
В других случаях расчетную нагрузку ЭП ПКР следует определять
любым другим общепринятым методом, приведя предварительно их на-
грузку к ПВ = 1, т. е. Ри = Р,.-/пв. При этом если величины мощности во
время включения каждого ЭП заданы технологами, то при использовании
метода упорядоченных диаграмм величину средней мощности группы ЭП
ПКР более точно можно подсчитать по формуле
Рс = ПВ,ф или Sc = £s. ПВ,ф,
где Si - фактические нагрузки i-ro ЭП; ПВ - фактическое значение ПВ i-
го ЭП; п - число ЭП.
Для некоторых установок значения ПВ приведены в [23].
Экспериментальные исследования показали, что величина cos<p для
сварочных машин данного производства примерно одинакова. Например,
для сварочных машин сборочно-сварочных цехов автозаводов она колеб-
лется в пределах 0,5 - 0,7 [23]. Кроме того, в массовых расчетах нагрузка
отдельных сварочных машин обычно задается полной мощностью s, и по-
этому расчет электрических нагрузок ПКР ведется, как правило, по полной
мощности, т. е. SP=S,. При существенном различии cosq> отдельных ЭП
ПКР для их группы находится отдельно нагрузки Рр и Qp. При расчетах
обычно принимается, что сварочные машины работают независимо, хотя
на автоматизированных сварочных линиях может предусматриваться од-
новременное включение части сварочных машин, или для снижения пико-
вых нагрузок часть сварочных машин может работать поочередно, т. е. по
схеме «ожидания». Расчет электрических нагрузок ЭП ПКР обычно произ-
водится в два этапа. На первом этапе находят приближенное значение для
выбора числа и мощности трансформаторов цеховых ТП. На втором этапе
проектирования расчета нагрузки отдельных узлов, подключаемых к каж-
дой ТП, определяются более точным методом.
При расчете на первом этапе принимают следующие допущения:
- все СМ работают независимо;
- все одно- и двухфазные СМ распределены в трехфазной сети
равномерно таким образом, что [SaB] = [SBC] = [SJ-
53
Тогда для всех СМ производства трехфазную среднюю нагрузку S
и дисперсию нагрузки D [S] можно подсчитать по формулам:
S= s<3) + l,08-S<2)+ 1,16-S*",
D(S) = D[S3]+1,25 D[s2] + 2 d[s'],
где S( ’, d[s( ’] - средние значения и дисперсии нагрузки для трех-, двух- и
однофазных СМ; 1,08; 1,16; 1,25; 2 - соответствующие коэффициенты
приведения нагрузки одно- и двухфазных СМ к трехфазной нагрузке. Ве-
личины S( * и d[s( ’] находят из выражений:
s() = £s!' и d[s( ’]=£d|s! ’],
1 I
где S, d[s* '] - среднее значение и дисперсия нагрузки каждой i-й СМ.
s! ’ = s. пв,Ф и d[s!‘>]= S2 ПВ4 (1 - ПВф)=S2„ - S,2,
где Si, ПВ|ф - соответственно нагрузка и ПВ i-й СМ, которые задаются
технологами или берутся по справочным данным, например по [23].
Расчетная нагрузка производства в целом равна Sp = S, = ^S2 + D(S).
Определение расчетной нагрузки на втором этапе проектирования
прс^ (Веди- ся в следующем порядке. Расчету предшествует распределение
одно- и двухфазных СМ в трехфазной сети таким образом, чтобы для каж-
дого линейного напряжения соблюдалось примерно равенство £sp ПВ,ф.
За расчетную нагрузку принимают эффективную нагрузку наиболее за-
груженной фазы. При расчетах все двухфазные СМ относят либо к трех-
фазным, либо к однофазным. Если двухфазная нагрузка включена на две
разные пары фаз, то она принимается для дальнейших расчетах, равной эк-
вивалентной трехфазной
s’=V3-7s?+s]+s,-s3,
где S| и S2 — нагрузки соответственно первого и второго плеч двухфазной
нагрузки.
Если двухфазная нагрузка обеими плечами включена на одну пару
фаз, то ее нагрузка принимается как однофазная, равная S(l \ = Si или S(l\ =
S2. Так как наиболее загруженную фазу выявить сразу невозможно, даль-
нейший расчет производится для каждой фазы электрической сети. При
этом СМ, подключенные к одной фазе, могут включать в себя группы СМ,
работающие независимо, поочередно и одновременно. В каждую группу
могут входить одно-, двух- и трехфазные СМ. После приведения двухфаз-
ных нагрузок к одно- или трехфазным методам, приведенным выше, опре-
54
деляют S и D[S] для каждой группы по формулам (приводятся для фазы А,
для остальных фаз структура формул аналогична):
1) группа СМ, работающих поочередно:
S,=£s!”+7з- tfc)+t(sKAc),
2) группа СМ, работающих независимо (с допустимой погрешно-
стью можно принять):
I L I I
3) группа СМ, работающих одновременно (предварительно нагруз-
ки однофазных нагрузок приводятся к трехфазным и все нагрузки распола-
гаются в порядке возрастания ПВ):
Z(s:”у(ПВ, - ПВ,)+.. .(s'”XnB„ - пвр_,)],
S, = £s!” ПВ, ; D[s,]=s3,-S,;
4) все СМ данного производства:
S„p =S> +S1 + S,, D[snp]=D[S,]+D[S2]+D[S,], Slrlp = x/s„P + d[s„p];
5) суммарные расчетные нагрузки CM с нагрузками других ЭП
Рр1 = Р„ + Р™, QpI = Qp + QCM, SpI = ,
где Pcu, QCM - нагрузки CM; Pp, Qp- расчетные нагрузки других ЭП.
2.2.10. Определение пиковых нагрузок
В качестве наибольшего пикового тока одного ЭП принимаются:
для двигателей — пусковой ток; для печных и сварочных трансформаторов
- пиковый ток по паспортным данным.
Пиковая мощность (SnHK) машин контактной сварки может быть оп-
ределена по паспортным данным из выражения
5пик С2м‘12м
55
где U2m - максимальное вторичное напряжение; i2M - сварочный ток.
Пиковый ток 1пик группы ЭП напряжением до 1000 В с двигатель-
ной нагрузкой может быть определен по формуле
1пик — iflM Up К-иНнм]
где inM - наибольший из пусковых токов двигателей в группе; iHM - номи-
нальный (приведенный к ПВ=100% ) ток двигателя с наибольшим пуско-
вым током; КН| - коэффициент использования для того же двигателя; 1р -
расчетный ток нагрузки группы ЭП.
Если в группе ЭП имеются достаточно мощные электродвигатели,
число их мало, а мощности сильно различаются, то пиковая нагрузка опре-
деляется по формуле
, • К' 7(рСм - Рс У +(Qcm - Чем У
*пик Асм '‘м ГТ . . 5
V3 UM
где К'м - коэффициент максимума группы ЭП без самого мощного двига-
теля; Рсм, QCM - максимальные средние нагрузки (активная и реактивная)
группа ЭП; рсм, qCM - максимальные средние нагрузки самого мощного
электродвигателя.
Пиковый ток группы электродвигателей при их самозапуске, ЭП с
ударными нагрузками (крупных дуговых печей, главных приводов прокат-
ных станов, машин контактной сварки) определяются специальными рас-
четами, методами, приведенными в [23,26].
2.2.11. Рекомендации по выбору метода расчета электрических на-
грузок
Выбор метода определения расчетных нагрузок зависит от цели
расчета, количества и качества исходной информации, характера и режима
работы ЭП, а также от места расположения расчетной точки в системе
электроснабжения. В СЭС существует несколько характерных уров-
ней(точек) определения электрических нагрузок, которые удобно рассмот-
реть на схеме, изображенной на рис. 2.8.
1. Расчетная нагрузка для выбора сечения линии и аппаратов к от-
дельным ЭП (уровень 1) при длительном режиме его работы принимается
равной рр = р„, а для ПКР: ip=i„ при i < 80 A; ip = 1,05-in- А/ПВП при i > 80 А,
tu< 5 мин. и любых ПВ или при ПВ > 0,4 и любых tu; ip = 1,184п-Л/ПВп при
i > 80 A, tu > 5 мин. и ПВ < 0,4.
2. Для групп ЭП (уровень 2):
- трехфазные ЭП при их числе п < 3 Рр = £pni, Qp = £qni;
56
Электростанции или подстанции энергосистемы
б
3
4
3
2
УР
УР
1Р
Q66(Q44IkBI
“ПГ
Ю(ЬМЗ
|з I
3
“Г
0.6®Q44kB 2
Рис. 2.8. Упрощенная схема электроснабжения предприятия
57
- однофазные ЭП при их числе п < 3 и включении на фазное на-
пряжение Рр = V3pHU, Qp = V3qHU, где рим, q„M - мощность самого мощного
ЭП;
- однофазные ЭП при их числе п < 3 и включении на линейное на-
пряжение (если самая нагруженная фаза А) Рр = ^Ркав +Р»ас + Р»авРяас ;
- при п > 3, но пэ < 4 Рр = • рж , Qp = Рп1 tg <р,, где K3i, PHi)
( 1
tg <pi - соответственно коэффициент загрузки, номинальная мощность и ко-
эффициент реактивной мощности i-ro ЭП данной группы (при отсутствии
сведений о K3i и tg ср;, можно принимать для ЭП ПКР - К, = 0,75 и coscp =
0,7).
3. Для определения расчетных нагрузок по отдельным группам ЭП
на втором и третьем уровнях при наличии характеристик отдельных ЭП с
переменным графиком нагрузки при пэ > 4 можно использовать метод упо-
рядоченных диаграмм.
4. Для определения нагрузок 3, 4, 5 уровней при наличии сведений
предпочтительней пользоваться нормами расхода электроэнергии на еди-
ницу продукции с проверкой отклонений напряжения в сети по броскам Р
и Q при включении крупных потребителей.
5. Для ориентировочных расчетов, а также при отсутствии инфор-
мации о мощностях отдельных ЭП для 3-5 уровней следует применять ме-
тод определения нагрузок по установленной мощности потребителей и ко-
эффициенту спроса (например, для расчетов нагрузок на шинах РП, Г1111),
а также методы, использующие удельные показатели: удельные плотности
нагрузки - для производств с большой динамичностью технологического
процесса и относительно равномерно распределенной по производствен-
ной площади нагрузкой (механические и механосборочные цехи заводов
массового производства изделий машиностроения); удельные расходы
электроэнергии - для групп ЭП с неизменной, или мало изменяющейся во
времени нагрузкой (цехи электролиза, цехи и производства химической,
нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности и др.),
6. Для групп силовых ЭП длительного режима с постоянным гра-
фиком нагрузки на 2, 3 уровнях принимают Рр = Рсм, Qp = QCM.
7. Для групп силовых ЭП ПКР (уровни 2 и 3) принимают Рр=Р„
Qp ~ Qu Sp = S„
8. Для групп осветительных установок Рроу = КсРн0,
Qpoy КС РHo'tg ф.
9. Если имеются статистические данные по Кзг графиков электриче-
ских нагрузок за характерные (зимние и летние) сутки, то Рр определяется
из выражений
58
w
P„v =--'£— или P„,
РУ 24,K^
W
__C>J _
24 -K ’
11 в
где Wcyr - суточный лимит электрической энергии в рабочий день; Кзгу, К„ в
- коэффициенты заполнения графиков электрических нагрузок предпри-
ятия соответственно во время утреннего и вечернего максимумов нагрузки
энергосистемы.
При определении расчетных электрических нагрузок в узлах любым
способом следует также учитывать следующее:
а) суммарная РМ определяется как алгебраическая сумма с учетом
мощности источников реактивной мощности (СД, ССК, БСК и др.);
б) при суммировании Р и Q необходимо учитывать не только сило-
вую, но и суммарную мощность Рро и Qpn освещения, подключенную к
данному узлу;
в) при суммировании Р и Q необходимо учитывать потери ДР и AQ
в трансформаторах и линиях. До окончательного определения числа и
мощности трансформаторов в системе внутризаводского электроснабже-
ния при расчетах потери мощности в трансформаторах цеховых ТП и ПП
можно принимать ориентировочно равными
ДРТ »(0,02 - 0,025)ST, ДО, ~ (0,1 - 0,125) S„
где ST - суммарная расчетная мощность ЭП напряжением до 1000 В;
г) при определении Рр и Qp на 3 - 6 уровнях необходимо учитывать
коэффициент разновременности максимумов нагрузки, который обычно
находится в пределах 0,9...0,95, и согласно [20] результирующий КЛрм -
К3рМ-К4рм К5рм не должен быть меньше 0,55;
д) точность применяемого метода должна соответствовать точности
исходной информации и целям расчета;
е) в целях ускорения и повышения точности расчетов электриче-
ских нагрузок следует по разработанным алгоритмам и программам при-
менять ЭВМ.
Опыт проектирования и эксплуатации СЭС в последние десятиле-
тия показал, что расчетные нагрузки систематически завышаются. Так, в
[20] отмечается, что для предприятий черной металлургии ошибки расче-
тов достигали 50 - 200%, в результате чего загрузка силовых трансформа-
торов составляла 25 - 40 %, распределительных сетей - 20 - 30%, а коэф
фициент спроса был равен 0,2 - 0,25. Для повышения точности определе-
ния Sp в [20] предлагается использовать комплексный метод расчета на ос-
нове неалгоритмизуемого профессионально-логического подхода, отра-
жающего все многообразие электрических и неэлектрических факторов.
Комплексный метод основывается на отраслевой статистике факторов, ко-
торые определяют электрическую нагрузку объектов(цехов, предприятий)
и их изменение во времени: число часов использования максимальной на-
59
грузки, число установленных электродвигателей и средняя мощность од-
ного двигателя, электроемкость продукции и удельный расход электро-
энергии на производство единицы продукции, коэффициенты использова-
ния, спроса, максимума, заполнения графика электрической нагрузки,
удельная мощность (плотность нагрузки), временные ряды электропотреб-
ления и др. Максимальная (расчетная)нагрузка определяется одновремен-
но несколькими способами:
- по электроемкости продукции на шестом уровне;
- по общегодовому электропотреблению и коэффициенту макси-
мума на четвертом, пятом и шестом уровнях;
- по удельным расходам электроэнергии и коэффициенту макси-
мума на пятом, четвертом, частично третьем уровнях;
- по среднегодовому коэффициенту спроса на всех уровнях, кроме
первого;
- путем прогнозирования электропотребления на основе матема-
тических моделей.
Расчет выполняется последовательно сверху от шестого до третьего
уровня (до определения количества трансформаторов КТП). Результаты
согласовываются с расчетами снизу для второго и третьего уровней, вы-
полненных методом упорядоченных диаграмм или другими способами.
Если расчетные электрические нагрузки, определенные всеми перечислен-
ными способами для одних и тех же уровней, различаются не более чем на
10%, то результат считается удовлетворительным. Формализация профес-
сионально-логического анализа осуществляется на основе кластер-анализа,
теории распознавания образов и других специальных методов. Пока ком-
плексный метод не принят к использованию многими проектными органи-
зациями, так как его широкое внедрение не обеспечено организационно
(отсутствуют методические материалы и директивные указания, не созда-
но информационных банков данных по электропотреблению предприятий
различных отраслей и др.).
2.2.12. Определение центров электрических нагрузок
Выбор места установки и типа подстанции в основном определяет-
ся:
- величиной и характером нагрузки (категорией ЭП, неравномер-
ностью графика нагрузки, наличием ЭП с ударной и резко переменной на-
грузкой);
- размещением нагрузки в производственном помещении или на
генплане предприятия;
- эксплуатационными, производственными и архитектурно-
строительными требованиями (конфигурацией помещения, расположением
60
технологического оборудования, условиями окружающей среды, требова-
ниями пожарной безопасности и т.п.).
Нагрузки по характеру размещения на генплане предприятия могут
быть сосредоточенными (насосные, компрессорные), распределенными
(предприятия металлообрабатывающей промышленности, текстильные
предприятия и т. п.), разбросанными (потребители небольшой мощности,
удаленные от ИП на значительные расстояния).
Разукрупненные подстанции (обычно ППЭ) необходимо размещать
как можно ближе к центру электрических нагрузок (ЦЭН), что позволяет
значительно снизить расход цветного металла и потери электрической
энергии в общезаводских и цеховых сетях. Как показали исследования,
экономически выгодно некоторое смещение месторасположения подстан-
ций от ЦЭН в сторону ИП. Так как при выборе места расположения и типа
подстанции приходится учитывать и согласовывать между собой разные
требования к ней, которые иногда противоречат друг другу, нет необходи-
мости производить определение ЦЭН с большой точностью, как это про-
изводится, например, в [ 24 J.
При относительно равномерном распределении нагрузок ЦЭН оп-
ределяется по правилам нахождения центра тяжести плоского тела. Поэто-
му на участке с относительно равномерным распределением нагрузок за
ЦЭН с достаточной степенью точности можно принимать геометрический
центр участками цеха. Если концентрация нагрузок цеха резко отличается,
то он делится на участки с одинаковым характером распределения нагруз-
ки с близкими значениями удельной плотности (кВ-А/м2), а затем опреде-
ляется средневзвешенный ЦЭН цеха. На площади участков или цехов на-
носятся окружности, площадь которых в определенном масштабе равна
расчетной нагрузке участка или цеха. Радиус круга может быть определен
по формуле
где Р^ - расчетная мощность i-ro участка или цеха; ш - масштаб, кВт/мм2,
кВт/см2.
Координаты ЦЭН цеха, предприятия определяются по формуле
Sv*! SpPi-y.
-Ч-----, y„ = 1 „.-
где п - число участков или цехов; хи у; - координаты i-ro участка или цеха;
Хо, Yo - координаты ЦЭН цеха или предприятия.
Для цехов с различной сменностью и значительно отличающимися
числами часов использования максимума нагрузки Тм более правильно
61
строить картограмму не нагрузок, а расходов энергии W = РМТМ. В этом
случае координаты ЦЭН определяются по формуле
ХР.,-, ТМ, Хрм. у. т«.
Хо =-Н-------> X, .
2Л-тм; LVL
Иногда для многоэтажных производственных зданий вводится 3-я
координата Z, но, как показывает опыт проектирования, в большинстве
случаев ее можно не учитывать, если соблюдается условие
1 > 1,5-h,
где 1 - расстояние от ЦЭН цеха до ЦЭН предприятия; h - высота здания.
При известном расположении ЦЭН, учитывая все остальные требо-
вания (условия окружающей среды, расположение технологического обо-
рудования и т.п.), электрики совместно со строителями и технологами на-
мечают места расположения подстанций и их типы.
2.3. Выбор системы питания электроэнергией промышлен-
ных предприятий
2.3.1. Выбор схемы питания предприятия электроэнергией
Систему электроснабжения предприятия можно условно разбить на
3 части: систему питания, систему распределения и систему потребления.
На рис. 2.9 представлена упрощенная структура СЭС.
Рис. 2.9. Структура СЭС
При выборе ИП необходимо учитывать следующие факторы:
- взаимное месторасположение потребителей и централизованных
ИП энергосистемы;
62
- комплексный баланс тепловой и электрической энергии , кото-
рый определяет тип ИП;
- признаки качества снабжения: надежность, напряжение, частота
и допустимые пределы их отклонения;
- наличие установок, которые могут быть использованы в качестве
ИП после реконструкции или расширения;
- необходимые капиталовложения и затраты по этапам строитель-
ства и расширения;
- величину мощности и напряжение питания потребителя.
В качестве ИП могут быть:
- электрическая станция или подстанция энергосистемы;
- электрическая станция предприятия, как правило, имеющая
электрическую связь с энергосистемой.
Обычно собственная электростанция на предприятии строится в
следующих случаях:
- при большом потреблении тепла;
- при размещении предприятия в удаленных районах, имеющих
слабые электрические связи с энергосистемой;
- при наличии специальных требований к надежности электро-
снабжения;
- при наличии на объекте значительного количества «отбросного»
топлива.
Необходимость строительства собственной электростанции обосно-
вывается ТЭР.
Количество независимых ИП должно соответствовать требованиям
ПУЭ и определяется в основном наличием и мощностью ЭП первой кате-
гории. Для крупных предприятий, если даже на них число электроприем-
ников первой категории невелико, ИП может быть два и более.
В качестве ППЭ могут быть:
- узловая распределительная подстанция (УРП), на которой вся
электроэнергия распределяется при подводимом напряжении 110 - 500 кВ
без трансформации, хотя в отдельных случаях на УРП может применяться
частичная трансформация для питания ближайших объектов или района
предприятия на напряжении 6-35 кВ;
- главная понизительная подстанция (ГПП), на которой вся элек-
троэнергия распределяется после трансформации на напряжении 6-35 кВ,
хотя в отдельных случаях возможно частичное распределение электро-
энергии на высшем напряжении 35 - 220 кВ, отдельные ЭП от ГПП, как
правило, не запитываются;
- подстанция глубокого ввода (ПГВ), которая, как правило, имеет
локальное значение и служит для питания отдельных ЭП, объекта или рай-
она предприятия, вся электроэнергия на ПГВ распределяется после транс-
63
формации, а РУ 6 - 10 кВ, как правило, пристраивается или встраивается в
производственный корпус;
- распределительный пункт РП, который, как правило, служит для
распределения электроэнергии на одном напряжении (обычно 6-10 кВ) и
предназначен для питания отдельных ЭП, цеховых ТП и ПП, отдельного
или нескольких близко расположенных объектов предприятия.
Питание может быть подведено:
- к одному ППЭ;
- к двум и более ППЭ;
- 1ШЭ может и не быть.
Схемы с одним ППЭ следует применять при отсутствии специаль-
ных требований к надежности электроснабжения и при компактном распо-
ложении ЭП на территории предприятия.
Схемы с двумя и более ППЭ следует применять:
- при наличии специальных требований к надежности электро-
снабжения;
- при наличии на предприятии двух и более относительно мощных
обособленных групп потребителей;
- при поэтапном развитии предприятия, когда для питания новых
узлов нагрузок в будущем целесообразно сооружение отдельного ППЭ;
- во всех случаях, когда применение нескольких ППЭ целесооб-
разно по экономическим соображениям.
На мелких предприятиях питание обычно подводится непосредст-
венно к цеховым ТП без сооружения ППЭ.
Питание ППЭ при наличии ЭП перврй категории осуществляется
минимум по двум кабельным или воздушным ЛЭП, при этом применение
двух одноцепных воздушных ЛЭП вместо одной двухцепной должно быть
обосновано ТЭР. При выходе из строя одной линии оставшиеся должны
обеспечить питание всех ЭП первой категории, а также тех ЭП второй и
третьей категории, работа которых необходима для функционирования ос-
новных производств предприятия.
При всем многообразии схем питания электроэнергией промыш-
ленных предприятий они могут быть представлены в основном тремя
группами схем.
Если собственная ТЭЦ находится в центре электрических нагрузок
предприятия (или вблизи него), для распределения электроэнергии исполь-
зуется ГРУ 6 - 20 кВ ТЭЦ. Если собственная ТЭЦ находится не в центре
электрических нагрузок или предприятия запитываются на генераторном
напряжении от электростанции или подстанции энергосистемы, то питаю-
щие ЛЭП заводятся на РП 6 - 20 кВ. В связи с внедрением направления по
разукрупнению, подстанций ЦРП в настоящее время, как правило, не про-
ектируются.
64
Глубокий ввод высокого напряжения - это СЭС с максимально
возможным приближением высшего напряжения 35 - 220 кВ к ЭУ потре-
бителей с минимальным количеством ступеней трансформаций и комму-
таций. Применение глубокого ввода высокого напряжения приводит к уве-
личению надежности электроснабжения, уменьшению потерь ДР, AW, к
снижению расхода цветного металла и аппаратуры и в целом к снижению
капитальных затрат. При системе глубокого ввода не нужны промежуточ-
ные РП, так как их роль выполняют РУ 6 - 10 кВ 111 В, поэтому из схемы
СЭС выпадает одна ступень коммутации (один сетевой элемент), умень-
шается зона аварии в отличие от варианта с крупной Г1111, уменьшаются
ТКЗ, а следовательно облегчается аппаратура, иногда отпадает потреб-
ность в реакторах, а если они требуются, то обычно ставятся групповые.
НТВ выполняются только по упрощенным или простейшим схемам без
выключателей и сборных шин со стороны высшего напряжения.
Рис.2.10. Питание ПГВ по магистральной схеме
Глубокие вводы осуществляются по двум схемам - магистральным
и радиальным (рис.2.10 и 2.11).
На рис. 2.10 схема питания ПГВ осуществлена по магистральным
линиям и имеет на высшем напряжении упрощенную схему с отделителя-
ми и короткозамыкателями, а на рис. 2.11. ПГВ запитаны по радиальным
ЛЭП и имеют на высшем напряжении простейшую схему с разъедините-
лями. При внутренних повреждениях в Трансформаторах ПГВ импульс от
65
РЗ передается на головной выключатель УРП по контрольному кабелю или
проводам ЛЭП. Магистральные глубокие вводы целесообразны и возмож-
ны при нормальной или малозагрязненной окружающей среде, когда по
условиям генплана можно провести воздушные ЛЭП и разместить под-
станции 35 - 330 кВ на территории предприятия около соответствующей
группы ЭП. Радиальные глубокие вводы применяют преимущественно при
загрязненной окружающей среде на территории предприятия, хотя иногда
они могут оказаться целесообразными и при нормальной среде. В настоя-
щее время с выпуском комплектных подстанций со шкафами КРУЭ на-
пряжением 220 кВ и при применении кабельных линий напряжением до
220 кВ стесненность территории и плотность застройки в меньшей степени
будет ограничивать применение глубоких вводов по любым схемам. Ино-
гда делают комбинированные глубокие вводы: за территорией предпри-
ятия ЛЭП выполняют воздушной, а на трассе по площадке предприятия -
кабельной. В связи с широким внедрением схем глубокого ввода и прин-
ципа разукрупнения подстанций НО- 330 кВ существенно изменились
взгляды на вопросы их расширения и реконструкции. В большинстве слу-
чаев проблема развития электроснабжения предприятия в настоящее время
решается путем сооружения новых подстанций в центрах вновь возни-
кающих нагрузок, а не путем наращения существующих подстанций. Раз-
укрупнение подстанций упрощает строительство и наращение мощности
предприятий по очередям.
Рис.2.11. Питание 111 В по радиальным ЛЭП
66
3. Питание предприятия от ГИИ.
Питание ГПП может быть осуществлено, как и ПГВ, по радиаль-
ным или магистральным ЛЭП от УРП предприятия или энергосистемы. Со
стороны высшего напряжения на ГШ могут быть следующие схемы:
а) глухое присоединение с установкой разъединителя (рис.2.11) или
ремонтной перемычки. Импульс от РЗ передается по контрольному кабелю
или проводам ЛЭП на головной выключатель. Обычно такие схемы при-
меняются при небольшом удалении ГПП от УРП, а также при выполнении
питающей линии кабелем 35 - 220 кВ;
б) упрощенная схема с отделителями и короткозамыкателями
(рис.2.10) нашла широкое применение для питания ГПП промышленных
предприятий на напряжении 35-110 кВ, если отсутствуют особые требо-
вания к надежности электроснабжения.
При включении трансформаторов ГПП по упрощенной схеме с ко-
роткозамыкателями и отделителями применение мостиковой схемы требу-
ет обоснования (обычно применяется при частых эксплуатационных пере-
ключателях питающих ЛЭП);
в) схемы с применением стреляющих предохранителей типа ПСН
или УПСН напряжением до НО кВ на промышленных предприятиях не
нашли широкого применения;
г) схема с выключателями на высшем напряжении применяются в
следующих случаях:
- если величина тока холостого хода трансформатора ГПП больше
номинального тока разъединителя или отделителя;
- если очень усложняется РЗ при применении упрощенных схем;
- если необходимо иметь очень малое время перерыва электро-
снабжения для обеспечения самозапуска электродвигателей ответственных
механизмов;
- при включении трансформаторов ГПП в рассечку транзитной
линии (рис.2.12).
- если по перспективе развития предприятия в будущем потребу-
ется устанавливать выключатели.
При применении выключателей на высшем напряжении 35 - 220 кВ
ГПП в основном применяются мостиковые схемы (рис.2.13).
Схему 2.13 б применяют при кольцевом (транзитном) питании и для
подстанций с неравномерным суточным графиком нагрузки (когда требу-
ется частое отключение трансформатора). При данной схеме в случае ко-
роткого замыкания на линии временно отключается один трансформатор,
который может быть введен в работу вручную обслуживающим персона-
лом после определенных переключений в схеме.
Схема 2.13 а лишена последнего недостатка, но вывод из работы
трансформатора более сложен, чем для схемы 2.13 б, и применяется на
подстанциях, питающихся по длинным линиям и когда не требуются час-
67
'тые отключения трансформатора. Более сложные схемы для подстанций
промышленных предприятий при высшем напряжении 220 - 500 кВ при-
меняются на основании ТЭР.
35-220 кВ
6-10 кВ
Рис. 2.12. Схема включения трансформаторов в рассечку транзитной линии
Рис. 2.13. Включение трансформаторов ГПП п мостиковой схеме на на-
пряжении 35 - 220 кВ
68
2.3.2. Выбор, сечения проводников (голых, изолированных и шин) в
электрических сетях
Предварительно сечение проводников выбирают по условию пре-
дельно допустимого их нагрева током в нормальном и послеаварийном
режимах, а также режимов в период ремонтов и возможных неравномерно-
стей распределения токов между линиями, секциями шин, фазами и т. п.
После чего производится проверка выбранного сечения проводника по ус-
ловиям: допустимых потерь и отклонений напряжения на зажимах ЭП,
экономической плотности тока, механической прочности, короны и радио-
помех, термической и электродинамической стойкости при ТКЗ, защиты от
перегрузки. На рис 2.14 представлен алгоритм выбора и проверки сечения
проводников.
Предварительный выбор сечения провод-
ника по условиям нагрева
_____________________________________
Проверка выбранного сечения проводника
по условиям
потерь и отклоне- ний на- пряжения экономи- ческой плотности тока механиче- ской прочности короны и радиопо- мех стойкости к дейст- вию ТКЗ защиты от перегруз- ки
Рис. 2.14. Алгоритм выбора и проверка сечения проводников
При принятии окончательного решения сечение проводника выби-
рают равным наибольшему, округленному до ближайшего стандартного
значения, из требуемых каждым из перечисленных условий.
При выборе сечения проводников необходимо учитывать величину
и характер нагрузки, напряжение, условия окружающей среды, конструк-
цию и способ прокладки проводников, их марку, величину ТКЗ, ток устав-
ки и время срабатывания защиты.
По условиям допустимого нагрева и механической прочности про-
веряются все проводники. При выборе сечения проводников по допусти-
мому нагреву необходимо учитывать, что допустимые токовые нагрузки,
приводимые в таблицах ПУЭ для различных марок и способов прокладки,
рассчитаны на определенные нормированные условия работы:
- температура окружающей среды принята равной: при прокладке
кабелей в земле и в воде +15°С, при прокладке в воздухе +25°С;
- проводники работают при расчетном напряжении;
69
- при прокладке в траншее уложен один кабель и удельное тепло-
вое сопротивление грунта равно 120 см-К/Вт;
- максимальная температура проводников и жил кабелей при про-
текании токов нагрузки в нормальном и послеаварийном режимах принята
равной:
а) для неизолированных проводников +70°С;
б) для изолированных проводников, шнуров и жил кабелей с рези-
новой и пластмассовой изоляцией +65°С;
в) для жил кабелей с бумажной пропитанной изоляцией напряжени-
ем: до 3 кВ - + 80°С; до 6 кВ - + 65°С; до 10 кВ - + 60°С; 20 и 35 кВ -
+ 50°С.
Если условия работы проводников отличаются от установленных,
то приводимые в таблицах ПУЭ значения допустимых токов нагрузок не-
обходимо принимать с соответствующими поправками.
При выборе сечения проводников по допустимому нагреву в по-
слеаварийном режиме необходимо учитывать допустимую перегрузку
ЛЭП и токопроводов, установленную ПУЭ. Допустимая токовая нагрузка
на проводник в случае отклонения нормируемых условий определяется из
выражения
1Д=1Т-КГК2-КГК4-К5,
где К: - коэффициент, учитывающий фактическую температуру окру-
жающей среды (воздуха, воды, земли); К2 - коэффициент, учитывающий
количество параллельно проложенных кабелей в. одной траншее; К3 - ко-
эффициент, учитывающий фактическое тепловое сопротивление грунта; К4
- коэффициент допустимой перегрузки ЛЭП в послеаварийном режиме; К3
- коэффициент, учитывающий фактическое рабочее напряжение; 1т - до-
пустимое значение тока нагрузки по таблицам ПУЭ для выбранной марки
проводника.
Выбор сечения проводов, жил кабелей и шин по условиям допусти-
мого нагрева производят с учетом выполнения условия
1р - 1д,
где 1д - допустимое значение длительной токовой нагрузки проводника; 1р
- расчетное значение тока в проводнике в нормальном и послеаварийном
режимах.
Расчет и проверка сетей по потерям и отклонениям напряжения
должны обеспечить:
- необходимый уровень напряжения на зажимах ЭП при длитель-
ном режиме работы;
- необходимую величину пусковых и рабочих моментов электро-
двигателей и удержание катушек пусковой аппаратуры работающих ЭП
70
при снижении напряжения в электрической сети от протекания пускового
тока (1ПИК).
Величина AU в процентах от UH определяется по формулам, извест-
ным из курса электрических сетей:
для однофазного переменного тока
2-1-1 i \
AU% - 2— 100 - ^г0 - cos ф + х0 sin <р),
Пи
для сетей трехфазного переменного тока
I • I
ди% =----Е— 100 • (г0 • cos <р + х0 sin ф),
Пм
где 1р - расчетный ток элемента сети; 1 - длина участка сети; го, хо - удель-
ное соответственно активное и индуктивное сопротивления на 1 км линии;
<р - угол сдвига по фазе между векторами тока и напряжения участка сети.
Значения г0 и х0 определяются по справочникам. При расчетах це-
ховых электрических сетей до 1000 В удельные индуктивные солрс тнг пе-
ния можно принимать равными:
- для проводов, проложенных в трубах и кабелей хо = 0,075 Ом/км;
- для проводов, проложенных открыто х0 = 0,25 Ом/км;
- для воздушных ЛЭП х<| = 0,40 Ом/км.
Индуктивное сопротивление при расчетах AU в электрической сети,
выполненной кабелем или проводом, учитывается при сечении последних
более 70 мм2. Если сечение провода или жилы кабеля от 25 до 70 мм2, то
индуктивное сопротивление учитывается в зависимости от целей расчета и
величины отношения r/х (если г/х>1 /3, учитывают, если г/х<1/3, не учиты-
вают). При проверке сечений проводников по допустимым потерям и от-
клонениям напряжения необходимо руководствоваться величинами допус-
каемых отклонений напряжения на зажимах ЭП, с учетом применения уст-
ройств регулирования напряжения, регламентируемых [9], которые приве-
дены в табл.2,5.
Обоснование допустимых потерь AU в электрических сетях средне-
го и низкого напряжения приведено в главе VII монографии.
По экономической плотности не проверяются:
- проводники в электрических сетях напряжением до 1000 В при
числе часов использования максимальной нагрузки до 4000 - 5000 ч;
- ответвления к отдельным ЭП напряжением до 1000 В, а также
осветительные сети;
- сборные шины ЭУ и ошиновка в пределах ЗРУ и ОРУ подстан-
ции всех напряжений;
- проводники, идущие к резисторам, пусковым сопротивлениям и
т.п.;
- сети временных сооружений, а также устройства со сроком
службы до 3 - 5 лет.
71
Таблица 2.5
Допустимое напряжение на зажимах ЭП
Наименование ЭП и период сниже- ния напряжения Допустимое AU в % Примечание
[. Электродвигатели: — длительная работа — для отдельных наиболее удаленных электродвигателей при длительной работе - в послеаварийном режиме - кратковременная работа (например, при пуске соседнего крупного ЭД) - на зажимах пускаемых ЭД - при частых пусках - при редких пусках (включая крано- вые) 11. Индивидуальные печи: — питаемые от преобразователей час- тоты 111. Печи сопротивления и дуговые: -длительная работа - кратковременная работа IV. Сварочные аппараты: -длительная работа при нормальных пиках сварочного тока -кратковременно при совпадении пиков 2-3 и более аппаратов V. Осветительные установки -с лампами накаливания, длительная работа -то же кратковременно —с газоразрядными лампами, дли- тельная работа —то же кратковременно от-5% до+10% -10% -12% до -30% -10% -15% как для ЭД -5% не нормируется до -10% по специально- му расчету от -2,5% до +5% по ГОСТ от -5% до+5% по ГОСТ За исключением ЭД с ударной нагрузкой для которых AU определяют расчетом. Большие AU возможны только после проверки расчетом воз- можности запуска меха- низма.
Для ЛЭП напряжением 6 - 20 кВ приведенные в [4] значения j3K до-
пускается применять лишь тогда, когда они не вызывают отклонений на-
пряжения у ЭП сверх допустимых пределов с учетом применяемых
средств регулирования напряжения и КРМ.
72
Проверка проводников по условиям короны и радиопомех произво-
дится только для электроустановок напряжением 35 кВ и выше.
По режиму КЗ должны проверяться:
а) в электроустановках до 1000 В только ошиновка распределитель-
ных щитов, силовых шкафов и пунктов, а также токопроводы;
б) в электроустановках выше 1000 В:
- токопроводы, кабели и-другие проводники;
- воздушные ЛЭП при ударном токе КЗ 50 кА и более для преду-
преждения схлестывания проводов при динамическом действии ТКЗ.
По режиму КЗ при напряжении выше 1000 В не проверяются:
- проводники, защищенные предохранителями с плавкими встав-
ками на номинальный ток до 60 А - по электрической стойкости;
- проводники, защищенные предохранителями с плавкими встав-
ками при любом их номинальном токе - по термической стойкости;
- проводники в цепях к индивидуальным ЭП, в том числе к цехо-
вым трансформаторам общей мощностью до 2,5 MB A и с высшим напря-
жением до 20 кВ, если соблюдены одновременно следующие условия:
а) в электрической или технологической части предусмотрена необ-
ходимая степень резервирования, выполненного так, что отключение ЭП
не вызывает расстройства технологического процесса;
б) повреждение проводника при КЗ не может вызвать взрыва или
пожара;
в) возможна замена проводника без значительных затруднений.
По условиям защиты от перегрузки согласно [4] проверяются неко-
торые проводники только в электрических сетях напряжением до 1000 В.
ПРИМЕР. Исходные данные. План кабельных трасс представлен на
рис. 2.15 От РУ 6 кВ ГПП до помещения РП, пристроенного к насосной,
проложено 5 кабелей напряжением 6 кВ, расчетная нагрузка на каждый из
которых составляет 200 А. Удельное тепловое сопротивление грунта в
районе прокладки кабелей составляет 80 см-К/Вт. В послеаварийном ре-
жиме возможна перегрузка кабелей до 240 А длительностью не более 6 ча-
сов. Предварительно загрузка кабеля в нормальном режиме не превышает
80% от расчетной. От помещения РП 6 кВ до асинхронных электродвига-
телей АД с короткозамкнутым ротором проложено 8 кабельных линий, из
которых одновременно под нагрузкой могут быть не более пяти. Номи-
нальный ток каждого 200 А. Электродвигатели установлены во взрыво-
опасной зоне класса В-Ia. Удельное тепловое сопротивление песка в канале
без постоянного увлажнения составляет 300 см-К/Вт.
Выбрать марку и сечение жил кабельных линий по допустимому
нагреву током в нормальном и послеаварийном режимах.
Для кабельной трассы от РУ 6 кВ ГПП до РП выбирается кабель
марки ААШв напряжением 6 кВ. Сечение жил кабельной линии определя-
73
РП
РУ-6 кВ
\ ГП П
Вент-
камера
Насосная, кл. В-1а
<@@@@
трубы
W-
20 м
20 м
W"
40 м
10 м
W-
40 м
Условные обозначения:
- кабель проложен в траншее (земле);
S
4~=1 - кабель проложен в защитных трубах (в
земле);
- кабель проложен в кабельном канале;
17751 - кабель проложен в кабельном канале,
засыпанном песком.
Рис. 2.15. План кабельных трасс
ется по участку с наихудшими условиями охлаждения, если его длина пре-
вышает более 10 м. Для данной кабельной трассы имеется три участка: в
траншее (в земле); в кабельном канале (в воздухе); в защитных трубах (в
воздухе) в траншее.
Участок трассы в траншее (в земле). По расчетной нагрузке в нор-
мальном режиме выбираем предварительно сечение жил кабеля 95 мм2 с
допустимой нагрузкой 225 А при нормированных условиях прокладки.
Допустимая нагрузка в нормальном режиме на кабельную линию с учетом
проектных условий прокладки кабеля будет равна Г|Д = 1Т-К2-К3, где К2 -
коэффициент, учитывающий число кабелей в одной траншее; К3 - коэффи-
циент, учитывающий тепловое сопротивление грунта.
Согласно табл. 1.3.26 и 1.3.23 [4] принимаются К2 = 0,8 и К3 = 1,05:
1Т = 225-0,8 1,05 = 189 А <200 А.
Так как Г|Д <1р, сечение кабеля увеличивается до 120 мм2 с допус-
тимой нагрузкой на жилу 260 А. Г]д = 260 0,8 1,05 = 218 А >200 А. Вы-
бранное сечение жил кабеля проверяется по нагреву током в послеаварий-
ном режиме:
тЯВ _ тН тх
1 )д “ 1 1д’*М,
где К4 - коэффициент, учитывающий возможную перегрузку кабеля в по-
слеаварийном режиме. Для кабеля с бумажной изоляцией напряжением 6
кВ с предварительной загрузкой не более 0,8 при прокладке в земле со-
гласно табл. 1.3.2. [4] К4 = 1,2:
Г"|д = 218-1,2 » 261 А > 240 А.
Участок трассы в кабельном канале (в воздухе). По расчетной на-
грузке в нормальном режиме предварительно выбирается сечение жил ка-
беля при прокладке в воздухе 150 мм2 с допустимой нагрузкой в норми-
руемых условиях прокладки 225 А > 200 А. Выбранное сечение жил кабеля
проверяется по нагреву током в послеаварийном режиме.
1аи2д = 1н2т-К4 = 225-1,25 = 280 А > 240 А.
Участок трассы в трубах в траншее (в земле). Для нормального ре-
жима
1н3д = 1т-К, К2- К3,
где К, - коэффициент, учитывающий, что расчетная температура воздуха в
трубах в земле будет не +25°С, а +15°С. Для кабеля напряжением 6 кВ с
бумажной изоляцией при нормированной температуре жил кабеля +65°С
согласно табл. 1.3.3 [4] К| =1,12:
Г3д = 225'1,12 0,8'0,5 « 212 А > 200 А.
75
Производится проверка сечения жил кабеля по условиям нагрева
током в послеаварийном режиме:
1“3д = Г3 К4 = 212-1,25 ® 265 А > 240 А.
Наихудшие условия охлаждения кабеля на участке в трубах в земле.
Так как длина этого участка более 10 м, то для всех линий данной трассы
необходимо выбрать кабель марки ААШв - 6 сечением жил 3x150 мм2.
Для кабельной трассы от РП до АД, частично проходящей во взры-
воопасной зоне класса В-la, выбираем согласно требованиям [4] кабель с
бумажной изоляцией с медными жилами марки СБ-6 (на участке проклад-
ки в каналах джутовая оплетка кабеля должна быть снята). Участок с наи-
худшими условиями охлаждения - кабельный канал, засыпанный песком.
Для нормального режима
1% = 1Т К2- К3- IQ,
где К* - коэффициент, учитывающий требования [4] по увеличению сече-
ния кабелей к асинхронным двигателям с короткозамкнутым ротором на
25% (Кб =0,8).
Предварительно выбирается для прокладки в воздухе селение жил
120 мм2 с допустимой нагрузкой в нормированных условиях 250 А.
Для песка с удельным тепловым сопротивлением 300 см K/Вт по
табл. 1.3.23 [4]К3 = 0,75:
1% = 250-0,8-0,75-0,8 = 120 А < 200 А.
Так как при максимальном сечении жил кабеля 240 мм2 с допусти-
мой нагрузкой в нормированных условиях прокладки 375 А
Г4д = 375-0,8-0,75-0,8 = 180 А < 200 А,
то к каждому АД необходимо проложить по два кабеля с сечением жил 95
мм2, допускающих нагрузку в нормированных условиях 430 А:
1н4д = 430-0,8-0,75-0,8 = 206 А > 200 А.
По условию перегрузки кабель к АД не проверяется. Таким обра-
зом, кабельные линии от АД выполняются кабелем марки СБ-6 сечением 2
(3x95 мм2).
Если песок в кабельном канале систематически увлажняется, то ко-
эффициент К3 может быть принят равным 1,05 и тогда сечение жил кабеля
к АД будет равно 185 мм2 с допустимой нагрузкой в нормированных усло-
виях прокладки 325 А:
1н4д = 325-0,8-1,05-0,8 « 218 А > 200 А.
Таким образом, при одинаковых токовых нагрузках (200 А) и числе
одновременно загруженных кабельных линий (пять) в зависимости от дру-
гих условий прокладки необходимое сечение жил кабелей может меняться
76
от 120 мм2 (алюминиевые) при прокладке в траншее (в земле) до 2(3x95)
мм2 (медные) при прокладке в кабельном канале, засыпанном песком без
систематического увлажнения.
2.3.3. Выбор напряжения питания предприятий электроэнергией
Рациональное построение системы электроснабжения во многом за-
висит от правильного выбора напряжения системы и распределения. Под
рациональным напряжением (Upau) понимается такое значение стандартно-
го напряжения, при котором сооружение и эксплуатация СЭС имеют ми-
нимальное значение приведенных затрат.
Необходимые капитальные затраты и эксплуатационные издержки
на систему питания электроэнергии в основном определяются величиной
нагрузки потребителя Sp, расстоянием потребителя от ИП 1 и напряжением
U сети. Если для сравниваемых вариантов СЭС Sp и 1 принять неизменен-
ными, то капитальные затраты и эксплуатационные издержки в основном
будут определяться величиной напряжения, то есть K=f(U) и M=f(U), ха-
рактер изменения которых представлен на рис. 2.16.
Рис.2.16. Зависимости приведенных затрат, капитальных вложений и экс-
плуатационных издержек от величины напряжения
Функция 3=К+И имеет минимум (точка «В» на рис.2.16). В прин-
ципе для любых объектов можно составить целевую функцию 3=f(U) и
определить ее минимум. Методы решения такой задачи предложены в [24].
В реальном проектировании СЭС эти методы обычно не применяются, так
как
- в области минимума (от точки А до точки В, рис.2.16) функция
3=f(U) изменяется незначительно;
- стандартные значения напряжения изменяются ступенями, и оп-
ределенное значение напряжения по минимуму функции 3=f(U) приходит-
ся корректировать до ближайшего стандартного значения напряжения.
77
В проектной практике обычно используют следующую методику
определения значения рационального напряжения. Сначала по номограмме
или по империческим формулам для расчетных значений Sp и 1 определя-
ется приближенное значение Upau.
Для приближенного определения Upail наиболее часто применяют
следующее выражение:
=3 • Л+0'5-' ’ ч»=4-34 716л+1 -
где Sp, Рр - значение расчетной нагрузки; 1 расстояние от потребителей
до ИП.
Затем намечают два ближайших значения стандартных напряжений
(одно меньше Upau, а другое больше Upaa). Для намеченных вариантов оп-
ределяют значения приведенных годовых затрат. Вариант с меньшими за-
тратами принимают за оптимальный (рациональный). При равенстве при-
веденных затрат или даже при небольшой разнице (5 - 10%) в затратах по
вариантам следует принимать как более рациональный и перспективный
вариант с более высоким значением напряжения.
Определение Upau системы питания ТЭР производится в следующих
случаях:
- имеется возможность получения электроэнергии от ИП при двух
и более значениях напряжения;
- при необходимости строительства новых или реконструкции
действующих электростанций или подстанций энергосистемы или соору-
жения собственной электростанции;
- при расширении (наращивании мощности) предприятия, имею-
щего собственную электростанцию, связанную с электрической сетью
энергосистемы.
Во всех остальных случаях для системы питания ТЭР, как правило,
не производится, а руководствуются техническими условиями энергосис-
темы на подключение потребителей к ее электрическим сетям.
Для системы питания средних и крупных предприятий применяется
в основном напряжение 35 - 220 кВ, а особо крупных электроемких пред-
приятий - напряжение 330 - 500 кВ. Освоение выпуска трансформаторов
небольшой мощности - до 2500 кВ-А напряжением 110 кВ, а также ком-
плектных подстанций с делителями напряжения для напряжения 110 кВ
мощностью до 500 кВ-A, для напряжения 220 кВ мощность до 3000 кВ А
позволяет запитывать средние и даже мелкие предприятия от проходящих
рядом ЛЭП 110 - 220 кВ, если вблизи нет ИП напряжением 6 - 35 кВ.
При проектировании конкретных СЭС возможно использовать ре-
зультаты расчетов и рекомендации [27].
78
2.4. Выбор системы распределения электроэнергии на про-
мышленном предприятии при напряжении выше 1000 В
2.4.1. Выбор схемы распределения электроэнергии на промышлен-
ном предприятии при напряжении выше 1000 В
При выборе схемы распределения электроэнергии на промышлен-
ном предприятии необходимо учитывать принципы и положения, изло-
женные в разделе 2.1. С целью увязки электрическЬй и технологической
систем обычно применяют так называемые блочные схемы. При этом пи-
тание параллельных технологических потоков осуществляют от разных РП
и ТП или от разных секций шин РП и ТП для того, чтобы при аварии в
СЭС не останавливать все технологические потоки. Питание цепей вто-
ричной коммутации должно быть выполнено таким образом, чтобы оно не
нарушалось при любых переключениях в силовых цепях параллельных
технологических потоков.
На 1111Э со стороны низшего напряжения 6-35 кВ, как правило,
применяется одинарная секционированная система шин с установкой АВР
между ними. На рис. 2.1 7 приведены основные типы схем ППЭ на стороне
низшего напряжения 6 - 35 кВ.
При мощности трансформаторов до 25 MB A обычно применяется
схема рис. 2.17 а, при мощности трансформаторов 25 и 40 МВ-А - схемы
рис. 2.17 б или в, при мощности трансформаторов 63 MB-А и выше - схема
рис. 2.17 г. Необходимость реактирования вводов 6 - 10 кВ с целью сниже-
ния величины ТКЗ и их уровень определяются с учетом требований номи-
нальных параметров оборудования подстанций и РП, расчета режимов на-
пряжения в узле и условий, обеспечивающих самозапуск электродвигате-
лей ответственных механизмов, на основании ТЭР.
Внутризаводское распределение электроэнергии осуществляется по
радиальным, магистральным или смешанным схемам.
Радиальные схемы целесообразны, когда нагрузка размещается в
разных направлениях от ППЭ, для питания мощных РП при выполнении
канализации электроэнергии кабельными линиями. Применение радиаль-
ных схем с числом ступеней более трех следует избегать. Трехступенчатые
радиальные схемы с промежуточными РП 6 - 10 кВ находят применение,
как правило, только на крупных предприятиях. Сооружение РП 6 - 10 кВ
целесообразно, если число отходящих от них линий не менее 8-10. Одно-
ступенчатые радиальные схемы применяются на мелких предприятиях.
При радиальных схемах применяется секционирование во всей схеме,
вплоть до силовых пунктов напряжением до 1000 В. В настоящее время
широко применяются радиальные линии под один аппарат (выключатель
или реактор). На рис. 2.18 представлены разновидности таких схем.
79
a)
01П D02 Q3Q □ 04
6-35
кВ
ABP
Q5
Q6
Рис.2.17. Схемы ППЭ на напряжении 6 - 35 кВ
80
Рис.2.18. Схемы включения радиальных линий иод
один аппарат 6-10 кВ
Магистральные схемы могут быть:
- одиночная магистраль (с одно- и двухсторонним питанием);
- одиночная магистраль с общим резервированием;
- с несколькими (двумя и более) параллельными (сквозными) ма-
гистралями.
На промышленных предприятиях наибольшее распространение по-
лучили схемы; одиночная магистраль с односторонним питанием и двой-
ная сквозная магистраль (рис.2.19 и 2.20). Одиночные магистрали нашли
широкое применение для подключения трансформаторов цеховых ТП. от
которых записаны ЭП третьей категории, а также в схемах резервирования.
Кольцевые схемы, одиночная магистраль с двухсторонним питани-
ем, а также магистраль с общим резервированием на промышленных пред-
приятиях применяются весьма редко.
Основные преимущества магистральных схем перед радиальными;
- меньший расход аппаратуры и цветного металла для подключе-
ния и сооружения ЛЭП;
- меньшие потери ДР, Д W;
- меньшие затраты на сооружение и эксплуатацию.
81
Рис.З-'9. Схема одиночной магистрали для резервирования питания
Рис.2.20. Схема двойной сквозной магистрали для
подключения цеховых ТП
82
Основной недостаток магистральных схем против радиальных -
меньшая надежность питания ЭП. Однако схема двойной сквозной магист-
рали трансформаторов цеховых ТП при устройстве АВР на шинах 0,4 -
0,66 кВ мало отличается по надежности от радиальной схемы, которая
значительно дороже первой. Преимущества магистральных схем перед ра-
диальными наиболее очевидны при одноступенчатых схемах или на по-
следней ступени многоступенчатых схем распределения. На первой ступе-
ни распределения многоступенчатых схем магистральные схемы не имеют
принципиальных преимуществ перед радиальными, если ЛЭП выполняют-
ся кабельными. На крупных предприятиях, как правило, применяются и
радиальные и магистральные схемы.
Особый отпечаток накладывает на СЭС наличие ЭП особой группы
первой категории, которые в соответствии с требованиями ПУЭ должны
быть запитаны от трех независимых источников питания. Число и мощ-
ность таких ЭП должны быть максимально ограничены. Указанные ЭП не-
обходимо обеспечить электроэнергией, как правило, только на время без-
аварийной остановки производства в случаях отключения основных ИП. В
качестве третьего независимого ИП могут быть использованы: собственная
электростанция или энергосистемы (обычно на генераторном напряжении),
а также специальные агрегаты безаварийного питания (АБП). В качестве
АБП могут применяться: двигатель-генераторы с маховиком, аккумуля-
торные батареи с мотор-генератором, дизельные электростанции и др. Все
вышеперечисленные АБП, кроме дизельных электростанций, применяются
в случаях, когда мощность ЭП особой группы первой категории невелика и
они сконцентрированы на небольшой территории. Дизельные электростан-
ции могут применяться для обеспечения питания ЭП практически любой
мощности и на любом напряжении. АБП обычно переводятся в режим не-
нагруженного резервирования после отключения одного из основных ИП.
Время включения АБП составляет от нескольких миллисекунд до несколь-
ких минут (дизельные электростанции). На крупных предприятиях число
независимых ИП обычно три и более. Для резервирования питания в этом
случае могут применяться, например, схемы, представленные на рис. 2.19.
Так как ЭП особой группы обычно рассредоточены по предприятию, то
при выборе схемы резервирования ЭП особой группы первой категории и
проведения ТЭР необходимо учитывать стоимость не только АБП, но и се-
тевых элементов.
2.4.2. Выбор способа канализации электроэнергии при напряжении
выше 1000 В
Выбор способа канализации электроэнергии производится на осно-
вании ТЭР и зависит: от величины электрических нагрузок и их размеще-
ния на территории предприятия, плотности застройки и конфигурации
электрических коммуникаций, от параметров и места расположения ИП, от
83
наличия на территории предприятия зон с загрязненными воздухом и поч-
вой. Выбор трассы канализации производится с учетом назначения и от-
ветственности линии, вида канализации электроэнергии и способа про-
кладки, конструкции и марки проводов, шин и кабелей, а также с учетом
перспективы развития электрических сетей. Большой рост нагрузок совре-
менных предприятий вызвал качественные изменения не только в построе-
нии схем электроснабжения, но и способах канализации электроэнергии.
На первой ступени распределения электроэнергии на крупных
предприятиях при передаваемой мойдности 60 MB A и более применяются
воздушные, а также кабельные ЛЭП 110 -220 кВ, если применению воз-
душных ЛЭП препятствуют условия стесненности генплана или загряз-
ненная среда, а также в случае экономической невыгодности применяют
кабельные ЛЭП. Для системы питания напряжением 6 - 220 кВ наиболее
часто применяются воздушные или кабельные ЛЭП. По территории пред-
приятия чаще канализация электроэнергии осуществляется по кабельным
ЛЭП или токопроводам.
Основным принципиальным достоинством кабельной канализации
электроэнергии является го, что она не требует значительных площадей
(по сравнению с воздушной ЛЭП) на территории предприятия и может
быть выполнена в любых природных и атмосферных условиях: на воздухе,
в земле, в воде, в загрязненной среде и в условиях сильных ветров, гололе-
да и вечной мерзлоты. В то же время практика эксплуатации выявила ряд
существенных недостатков кабельной канализации: значительная аварий-
ность (особенно при больших потоках) в связи с несовершенством изоля-
ции, арматуры И горючести покрытий, а также подверженности почвенной
коррозии и коррозии от блуждающих токов. Для передачи в одном направ-
лении значительных мощностей на напряжении до 10 кВ целесообразно
применять одножильные кабели с алюминиевыми жилами больших сече-
ний (до 2000 мм2) и большими допустимыми токами нагрузок (до 2000 А).
Кабели могут быть проложены в траншеях, открыто по стенам зда-
ний и конструкциям сооружений или в специальных кабельных сооруже-
ниях: каналах, туннелях, блоках, эстакадах, галереях и др.
Прокладка кабеля в траншеях является наиболее простой и самой
экономичной. В одной траншее можно прокладывать при напряжении до
10 кВ не более 6 одновременно загруженных кабелей, а при напряжении
20 - 35 кВ - не более двух-трех. Такой способ прокладки не применяется
для больших потоков кабелей и значительной насыщенности территории
неэлектрическими коммуникациями, а также на участках, где возможен
разлив горячих металлов, агрессивных жидкостей, разрушающих оболочки
кабеля. Для питания ЭП первой категории взаиморезервируемые кабель-
ные линии должны прокладываться в разных траншеях.
Для прокладки значительного количества кабелей (от 7 до 20-30) в
одном направлении применяются кабельные каналы, которые нельзя при-
84
менять только на участках, где возможен разлив горячих металлов и агрес-
сивных жидкостей, разрушающих оболочки кабелей. Для больших потоков
кабелей (20-30 и более) применяют кабельные тоннели. Однако в настоя-
щее время кабельные тоннели применяют весьма редко из-за большой ве-
роятности возникновения в них пожаров и связанными с ними длительны-
ми простоями производства, а также дороговизны этого способа прокладки
кабелей.
Сейчас основной тенденцией при выборе способа прокладки кабеля
является применение открытых прокладок: по конструкциям и стенам зда-
ний и сооружений, по технологическим эстакадам, по специальным ка-
бельным эстакадам и галереям. При числе кабелей до 20 их необходимо
прокладывать по конструкциям зданий и сооружений, а также по техноло-
гическим эстакадам (в последнем случае, если это допускают условия
взрывобезопасности). При числе кабелей от 20 до 50 рекомендуется со-
оружать специальные кабельные эстакады, а при числе кабелей, следую-
щих в одном направлении, более 50 - специальные кабельные галереи, са-
бельные эстакады и галереи широко используются в условиях вечной
мерзлоты.
Самым неэкономичным способом прокладки является прокладка в
блоках, применение которого может быть обосновано только в следующих
случаях:
- насыщенность территории подземными и надземными неэлек-
трическими коммуникациями:
- на участках с возможным разливом 1Орячих металлов и агрес-
сивных жидкостей, действующих разрушающе на оболочки кабелей;
- на участках, где необходимо в случае прокладки в траншее вы-
полнение специальной защиты от почвенной коррозии или блуждающих
токов.
При высоких удельных плотностях нагрузки с большим числом ча-
сов использования максимальной нагрузки (Тм), концентрированном рас-
положении крупных мощностей и при расположении нагрузок, благопри-
ятном для применения магистральных схем распределения электроэнер-
гии, часто оказывается целесообразным применение токопроводов. В соот-
ветствии с [9] в электрических сетях 6-35 кВ для передачи в одном на-
правлении мощности; при напряжении 6 кВ более 15-20 МВ-А, при на-
пряжении 10 кВ более 25 - 30 МВ-А, при напряжении 35 кВ более 35 МВ-А
без ТЭР применяется способ канализаций электроэнергии по гибким или
жестким токопроводам с симметричным расположением фаз. Основные
конструкции и характеристики типовых токопроводов, применяемых в
электрических сетях предприятий, приведены в (28].
Основные преимущества токопроводов перед кабельной канализа-
цией электроэнергии:
85
- экономия цветного металла, в том числе дефицитной кабельной
продукции;
- более высокая надежность;
- удобство эксплуатации;
- высокая степень индустриализации монтажных работ;
- большая допустимая перегрузочная способность при послеаза-
рийных режимах.
Основные недостатки токопроводов:
- высокая стоимость строительных работ;
- значительная реактивность, которая приводит к снижению уров-
ня напряжения у ЭП на концевых участках и ограничивает допустимую
протяженность токопроводов.
2.4.3. Выбор рационального напряжения распределения электро-
энергии
Выбор L’pau системы распределения электроэнергии на предприятии
в большинстве случаев производится на основании ТЭР. При проведении
ГЭР необходимо учитывать факторы и результаты исследований [29].
При выборе СЭС следует учитывать следующие рекомендации.
Напряжение 20 кВ в электрических сетях промышленных предпри-
ят;... пока применяется довольно редко, так как в настоящее время выпуск
««ns на напряжение 20 кВ освоен в основном для электростанций,
который достаточно дорог. Выбор напряжения 20 кВ для распределения
электроэнергии в электрических сетях предприятия всегда требует обосно-
вания.
Напряжение 35 кВ, как правило, применяется для питания средних
предприятий, а также может применяться на крупных предприятиях для
частичного распределения электроэнергии в следующих случаях:
- при наличии крупных потребителей напряжением 35 кВ (элек-
трические печные и преобразовательные агрегаты и т. п.);
- при наличии удаленных ЭП значительной мощности и других
условиях требующих применения более высокого напряжения, чем 6-10
кВ;
- при схеме глубокого ввода для питания группы подстанций на-
пряжением 35 кВ/0,4 - 0,66 кВ на предприятиях малой и средней мощно-
сти.
Для распределительных сетей на промышленных предприятиях
наиболее широко применяются напряжения 6 и 10 кВ. При обосновании
системы распределения на напряжении 6 или 10 кВ следует учитывать
следующие факторы:
86
- если генераторное напряжение собственной ТЭЦ или напряже-
ние существующей электрической сети равно 6 кВ или 10 кВ, то за Upail
принимается, как правило, то же напряжение;
- если мощность ЭП 6 кВ составляет более 40 - 50% от суммарной
расчетной мощности предприятия, то без ТЭР за Upa„ принимается напря-
жение 6 кВ;
- если мощность ЭП 6 кВ составляет менее 10-15% от суммарной
расчетной мощности предприятия, то без ТЭР за Upail принимается напря-
жение 10 кВ, а ЭП 6 кВ записывают от понижающих трансформаторов на-
пряжением 10 кВ/6 кВ.
При этом если число ЭП напряжением 6 кВ на объекте менее 4-5,
применяют блочные схемы: понижающий трансформатор 10 кВ/6 кВ - ЭП.
если число ЭП напряжением 6 кВ на объекте более 5, как правило, соору-
жают РУ 6 кВ, запитываемых от понижающих трансформаторов 10/6 соот-
ветствующей мощности.
Если на предприятии для электрических сетей напряжением до
1000 В напряжение принято равным 660 В, то обычно в таком случае более
предпочтительнее напряжение 10 кВ, так как электродвигатели средней
мощности (до 600 кВт) могут быть запитаны на напряжении 660 В.
Если мощность ЭП 6 кВ на предприятии составляет около полови-
ны, то для распределения электроэнергии иногда применяют одновремен-
но напряжение 6 кВ и 10 кВ и предусматривают для этой цели установку
на 1111Э понижающих трансформаторов либо с расщепленными обмотками
на напряжение 6 кВ и 10 кВ, либо (реже) трехобмоточные.
2.5. Выбор системы распределения электроэнергии при на-
пряжении до 1000 В
2.5.1. Цеховые трансформаторные и преобразовательные подстан-
ции и схемы их включения
Цеховые трансформаторные и преобразовательные подстанции мо-
гут быть пристроенными, встроенными или отдельно стоящими.
Пристроенной подстанцией называется подстанция, непосредствен-
но примыкающая к основному зданию.
Встроенной подстанцией называется подстанция, вписанная в об-
щий контур здания.
Внутрицеховой подстанцией называется подстанция, расположен-
ная внутри производственного здания (открыто или в отдельном закрытом
помещении).
87
Подстанции или их части, устанавливаемые в закрытом помещении
относятся, к внутренним электроустановкам, устанавливаемым на откры-
том воздухе - к наружным электроустановкам.
В цеховых ТП применяются трехфазные силовые трансформаторы с
высшим напряжением 6 - 10 кВ (реже 20, 35 кВ), с естественным охлажде-
нием, заполненные маслом, совтолом или сухой изоляцией.
Трансформаторы могут быть открытого типа (с открытыми изоля-
торами и расширительным баком), предназначенные для установки в спе-
циальной камере или на наружной установке; закрытого типа для КТП (то-
коведущие части закрыты кожухом, без расширительного бака, с азотной
подушкой под небольшим избы-точным давлением в корпусе трансформа-
тора).
Основные типы применяемых трансформаторов: ТМ, ТАМ, ТМЗ,
ТАМЗ, TH, ТС. При маркировке трансформаторов цеховых ТП применя-
ются следующие обозначения:
М - маслонаполненный с естественным воздушным охлаждением;
Н - заполненные совтолом или другой изолирующей негорючей
жидкостью;
3 - трансформатор закрытого типа;
С - трансформатор сухой с естественным воздушным охлаждением.
Для питания однофазной нагрузки применяют трехфазные транс-
форматоры. При этом необходимо учитывать, что ток в наиболее нагру-
женной фазе не должен быть более номинального, а нейтраль нагружаться:
не более 25% при схеме соединения обмоток -12 ;
не более 40% при схеме соединения обмоток -12 ;
не более 75% при схеме соединения обмоток -11.
В большинстве случаев для цеховых ТП применяются трансформа-
торы масляные.
Совтоловые и сухие трансформаторы в 2-2,5 раза дороже масля-
ных и применяются только в тех местах, где нельзя установить масляные:
- ниже первого этажа более чем на 1 м или выше второго этажа;
- в помещениях категории «В» по пожарной опасности (масляные
разрешается устанавливать только в помещениях категории «Г» и «Д»).
Совтоловые трансформаторы не разрешается применять в админи-
стративных зданиях, где возможно скопление людей, из-за токсичности
совтола в случае утечки последнего. По последним данным токсичность
совтола и особая его опасность для людей не подтверждается, но разлив
отработанного совтола загрязняет окружающую среду. Пока не найдено
удовлетворительных способов нейтрализации или утилизации совтола.
Сухие трансформаторы также не применяются для установки в ад-
министративных зданиях из-за чрезмерного шума.
88
Современные комплектные трансформаторные подстанции (K il 1)
внутреннего и наружного (КТПН) исполнения состоят из следующих ос-
новных узлов:
- шкафов ввода высшего напряжения (внутренней установки ВВ-
1, ВВ-2, ВВ-3 и наружной установки ВВН-1 и ВВН-2);
- трансформаторов;
- распределительного устройства низшего напряжения.
Шкафы ВВ-1 - глухое присоединение, показаны на рис. 2.21а, схе-
ма включения с шкафами ВВ-2 (соответственно ВВН-1) приведены на рис.
2.216, схема шкафов ВВ-3 (соответственно ВВН-2) приведены на рис.
2.21В.
Рис. 2.21. Схемы включения трансформаторов КТП в
электрическую сеть
При радиальной схеме распределения электроэнергии на напряже-
нии 6 - 10 кВ рекомендуется глухое присоединение трансформатора (блок
линия-трансформатор) за исключением случаев:
- питание ТП осуществляется от пункта, находящегося в ведении
другой организации;
- установка отключающего аппарата необходима по условиям за-
щиты (например, газовой или однофазных коротких замыканий).
89
При магистральной схеме распределения электроэнергии на напря-
жении 6 -10 кВ установка отключающего аппарата обязательна, за исклю-
чением случаев:
- если магистраль выполнена воздушной линией и обеспечена
достаточная чувствительность защиты на головном участке к повреждени-
ям в трансформаторе;
- если обеспечена необходимая степень резервирования ЭП (при-
менение схемы двойной магистрали и резервирования на стороне низкого
напряжения ТП, если на 2-х трансформаторной подстанции мощность од-
ного трансформатора достаточна для питания ЭП 1 и 2 категории и уста-
новлена отключающая аппаратура со стороны низшего напряжения транс-
форматора, секции шин ТП оборудованы устройством АВР).
На стороне 6-10 кВ в случае необходимости установки отклю-
чающих аппаратов для трансформаторов, как правило, устанавливаются
шкафы с выключателями нагрузки и предохранителями, для трансформа-
торов небольшой мощности (до 250 кВ А) иногда устанавливаются только
разъединители. Схемы включения трансформаторов в электрическую сеть
представлены на рис. 2.21.
К одной магистрали обычно подключают 3-4 трансформатора при
их единичной мощности до 1000 кВ-А, 2-3 трансформатора единичной
мощностью 1000 или 1600 кВ А. Трансформаторы мощностью 2500 кВ А,
как правило, записывают по радиальным линиям.
Обычно на двухтрансформаторных цеховых подстанциях транс-
форматоры работают раздельно и применяется одиночная секционирован-
ная система шин. АВР на стороне низшего напряжения цеховых ТП, как
правило, используется при наличии ЭП первой категории и значительной
длине питающих линий от ИП до ТП.
В ряде случаев трансформаторы на цеховых ТП включаются на па-
раллельную работу для обеспечения пуска и самозапуска крупных элек-
тродвигателей, для снижения колебания напряжения при питании ЭП с
резкопеременной или ударной нагрузкой, например, в сварочных цехах и
т.п.
В настоящее время вновь сооружаемые цеховые подстанции чаще
всего выполняются комплектными (КТП) с закрытыми трансформаторами,
компоновка которых показана на рис. 2.22.
В связи с ростом удельных нагрузок все большее применение нахо-
дят КТП с трансформаторами 1600 и 2500 кВ-А вместо трансформаторов
1000 кВ-А. Это сокращает число трансформаторов в СЭС, упрощает схему
электроснабжения (особенно при применении напряжения 660 В) и дает
значительный экономический эффект.
В зависимости от условий производства КТП располагаются либо в
отдельном специальном помещении, либо открыто в цехе с легким ограж-
дением (например, сетчатым), если позволяет окружающая среда.
90
Рис.2.22. Компоновка КТП с одним и двумя трансформаторами.
а) однотрансформаторная ТП встроенного типа;
б) двухтрансформаторная ТП пристроенного типа;
в) двухтрансформаторная ТП отдельно стоящая.
На каждой цеховой подстанции может быть установлено трансфор-
маторов с масляным охлаждением суммарной мощностью не более 6500
кВ-А, на втором этаже - не более 1000 кВ-А, на наружных - не более 3200
кВ-A. При большей мощности на цеховых ТП устанавливаются трансфор-
маторы с совтоловым охлаждением, что по опыту ВАЗа дает значительный
экономический эффект из-за упрощения и удешевления строительной час-
ти и повышает надежность ТП при эксплуатации.
На действующих предприятиях имеется много цеховых подстанций
старого типа с открытыми трансформаторами, которые установлены в спе-
циальных камерах или на открытом воздухе.
Внутрицеховые ТП могут сооружаться только в помещениях с про-
изводствами категории «Г» и «Д», а в производствах категории «В» - по
специальному разрешению пожарного надзора.
91
Нельзя устанавливать КТП под помещением с мокрым технологи-
ческим процессом (отделения мойки, душевые и т. п.), если не приняты
специальные меры против попадания влаги на электрооборудование, на-
пример, гидроизоляция потолка КТП и т. п.
Нельзя устанавливать под и над помещениями ограниченных раз-
меров (не более помещения подстанции), в которых могут длительно (бо-
лее 1 ч) находиться значительное число (более 50 чел.) людей.
Для цеховых ТП, как правило, принимают КТП, обеспечивающие
возможность производства индустриального монтажа независимо от го-
товности строительно-монтажных работ в целом по цеху. В последнее
время стали выпускать объемные КТП.
Обычно в качестве цеховых ТП применяют пристроенные и внут-
рицеховые. Отдельно стоящие ТП нерациональны и применяются как вы-
нужденное решение для электроснабжения некоторых цехов с взрыво-
опасной или агрессивной средой и на мелких предприятиях с небольшими,
разбросанными на территориях объектами.
Для пристроенных и встроенных ТП по возможности необходимо,
если позволяют производственные условия, окружающая среда, условия
пожарной безопасности и архитектуры, размещать трансформаторы сна-
ружи.
Внутрицеховые ТП устанавливаются около колонн, в «мертвой» зо-
не перемещения кранов, в специальных пролетах (для современных круп-
ных совмещенных цехов) с учетом возможной реконструкции и замены
технологического оборудования.
В основном число и мощность трансформаторов на ТП зависит от
величины и графика суммарной нагрузки с учетом КРМ, плотности на-
грузки и категории надежности ЭП.
Цеховые ТП, если позволяет нагрузка и категория ЭП, рекоменду-
ется выполнять, как правило, однотрансформаторными. По крайней мере,
на ТП не должно быть более 2-х трансформаторов.
На ТП должно быть не менее 2-х трансформаторов, если основную
нагрузку (80 - 85%) составляют ЭП 1 и 2 категории. На ТП устанавливают-
ся не менее 2-х трансформаторов для ЭП любой категории надежности, но
при следующих условиях:
- если суточный или годовой график нагрузок очень неравноме-
рен, односменная или сезонная работа цеха, предприятия, когда выгодно в
ненагруженные часы (сезон) отключать один трансформатор;
- когда лимитируются габариты ТП и оборудования (довольно
редкий случай);
- если возможен дальнейший рост нагрузок, а заменить на более
мощный трансформатор в будущем невыгодно или невозможно.
Цеховые ТП с числом трансформаторов 3 и более в виде исключе-
ния могут быть приняты:
92
- если имеются мощные ЭП, сосредоточенные в одном месте
(прокатные станы, компрессорные и т. п.) и мощности 2 трансформаторов
недостаточно для обеспечения питания всей нагрузки;
- если нельзя рассредоточить ТП по условиям окружающей среды
или размещения технологического оборудования (некоторые цеха нефте-
химических производств, текстильные фабрики и т. п.);
- при раздельном питании силовой и световой нагрузки, если их
ЦЭН близки;
- если ЭП резко различаются по характеру и режиму работы и не
могут быть запитаны от общих трансформаторов (например, когда наряду
с общей силовой и осветительной нагрузкой имеются электросварочные
установки значительной мощности).
Мощность трансформатора необходимо выбирать с таким расчетом,
чтобы его загрузка соответствовала наиболее экономичному режиму, ко-
торый в значительной степени зависит от стоимости потерь электроэнер-
гии.
Рекомендуются следующие степени загрузки трансформаторов на
цеховых ТП:
- при преобладании ЭП 1 и 2 категории для 2-х и более трансфор-
маторных ТП К = 0,65 - 0,75;
- при преобладании ЭП 2 и 3 категории для однотрансформатор-
ных ТП К = 0,9-1,0, а для 2-х трансформаторных КТП К = 0,9 - 0,95.
- В соответствии с [9] при напряжении 380 В и плотностях нагруз-
ки:
- до 0,2 кВА/м2 - целесообразно применять трансформаторы
мощностью до 1000 кВ-А;
- 0,2 - 0,3 кВА/м2 - целесообразно применять трансформаторы
мощностью 1600 кВ А;
- более 0,3 кВ-А/м2 проводят ТЭР и определяют, какой мощности
целесообразно применять трансформатор - 1600 или 2500 кВ-А.
Мощность трансформаторов цеховых ТП выбирается по значению
максимальных нагрузок суточного графика с учетом компенсации РМ, ре-
зервирования в послеаварийном режиме потребителей 1 и 2 категорий по
шинам 0,4 - 0,66 кВ ТП или перемычки на напряжении 0,4 - 0,66 кВ между
соседними подстанциями с пропускной способностью 15 - 20% Sp, а также
перегрузочной способности трансформаторов в послеаварийном режиме.
Трансформаторы цеховых ТП с ударной, резкопеременной нагруз-
кой выбираются по максимальной расчетной нагрузке на основании специ-
альных расчетов.
Порядок выбора цеховых трансформаторов следующий:
- определяются Sp или Рр любым способом, изложенным выше с
учетом компенсации РМ на стороне низкого напряжения;
93
- намечаются стандартные мощности трансформаторов для дан-
ной ТП (в основном в диапазоне 400 - 1600 кВ-А) и их число в зависимости
от общей мощности нагрузки, категории ЭП и удельной плотности нагруз-
ки;
- для двух трансформаторных и резервированных однотрансфор-
маторных ТП проверяется коэффициент загрузки трансформаторов и ЛЭП
в нормальном и послеаварийном режимах.
В соответствии с [33] в послеаварийном режиме для трансформато-
ров с системами охлаждения М и Д в зависимости от эквивалентной тем-
пературы охлаждающего воздуха и различной продолжительности пере-
грузки в течение суток допускаются перегрузки в 1,1-2,0 раза. Приближен-
но допустимые перегрузки определяются по таблице 2 справочного при-
ложения 3 [33], а более точно методами, изложенными в [33] по суточным
графикам нагрузки за характерные сутки (зимние и летние).
При проверке загрузки трансформаторов в послеаварийном режиме
следует иметь в виду, что на период ликвидации аварии разрешается от-
ключать часть потребителей 3 категории.
Пример 1. Дано: Рр=2000 кВт, Qr=1800 квар, Qlcy=1100 квар,
F=17500 м2, мощность ЭП 1 категории составляет 30%, 2 категории - 40%,
3 категории - 30%, эквивалентная температура охлаждающего воздуха
+10°С, длительность максимальной нагрузки - 6ч.
Определить: число и мощность силовых трансформаторов цеховой
КТП.
Решение: определяется РМ и полная расчетная мощность с учетом
КРМ:
Q'po = Qp-Qxy =700 квар,
SP=#p+(Qp)2 = 2100 кВ-A.
Удельная плотность нагрузки равна S'CM/F=0,12 кВ А/м . Так как на-
грузка ЭП 1 и 2 категории составляет 70% от общей, то на КТП должно
быть установлено не менее двух трансформаторов. Так как удельная плот-
ность нагрузки менее 0,2 кВ-АУм2, то единичная мощность не должна быть
более 1000 кВ-А. Намечаем 2 варианта. Первый вариант - устанавливается
КТП с тремя трансформаторами мощностью по 1000 кВ-А. Второй вариант
- применяется 2 КТП с двумя трансформаторами мощностью по 630 кВ А.
Коэффициент загрузки трансформаторов:
Коэффициент загрузки трансформаторов в послеаварийном режиме:
94
К" = 11“ = ] 05; К”
” 2000 2
2100
1890
Для эквивалентной температуры охлажденного воздуха +10°С и
длительности максимума нагрузки 6 часов по табл.2 Приложения 3 [33]
допустимая перегрузка равна 1,5, что больше, чем в обоих вариантах. Оба
варианта по загрузке в нормальном и послеаварийном режиме проходят.
Окончательно вариант принимается на основании проведения ТЭР.
Пример 2. Те же исходные данные, что и в примере 1, но удельная
плотность нагрузки равна 0,25 кВА/м2. На КТП должно быть установлено
не менее двух трансформаторов единичной мощности более 1000 кВ-А. В
данном случае намечается вариант установки КТП с двумя трансформато-
рами мощностью 1600 кВ-А. Определяется К в нормальном и послеава-
рийном режиме и сравнивается с допустимым:
К = Z1P2 = о,65 ; К“ = = 1.31 < 1,5.
3200 1600
Пример 3. Те же исходные данные, что и в примере 1, но удельная
плотность нагрузки равна 0,35 кВ-А/м2 и соотношение мощностей ЭП раз-
личных категорий: 1 категория - 5%, 2 категория - 10%, 3 категория -
85%.
Намечаем два варианта:
Первый вариант - на КТП устанавливаются два трансформатора
мощностью по 1600 кВ-А.
Второй вариант - на КТП устанавливается один трансформатор
мощностью 2500 кВ-A и предусматривается кабельная перемычка низкого
напряжения с.соседней КТП пропускной способностью 15% от Sp - 315
кВА.
Оба варианта равноценны и удовлетворяют условиям загрузки
трансформатора и надежности. Окончательный выбор варианта осуществ-
ляется на основании ТЭР.
Так как выбор числа, мощности и типов трансформаторов цеховых
ТП и БСК напряжением до 1000 В производится одновременно, методика
решения такой задачи приводится в главе в главе I ч. 2 монографии.
Из рассмотренных примеров видно, что при одинаковой расчетной
мощности число и мощность трансформаторов в основном определяется
соотношением мощностей ЭП различной категории и удельной плотно-
стью нагрузки.
Преобразовательные подстанции предназначены для преобразова-
ния переменного тока промышленной частоты в постоянный или 3-фазный
(однофазный) повышенной или пониженной частоты.
Для преобразования переменного тока в постоянный применяются
следующие преобразователи, постепенно сменявшие друг друга по мере
развития Электротехники: машинные, ртутные и полупроводниковые. В
95
настоящее время электромашинным преобразователям отводится область
обеспечения питания специальных электроприемников, для которых тре-
буется высокое качество выпрямленного напряжения, остальные ЭП, как
правило, получают питание от полупроводниковых выпрямительных уста-
новок, Хотя тенденция может измениться при дальнейшем усовершенство-
вании и увеличении мощности униполярных машин, которые применяются
в качестве ИП для электромагнитных насосов на атомных установках. В
настоящее время выпускаются униполярные генераторы в России на токи
до 160 - 200 кА при напряжении 25 - 45 В, в США - до 550 кА при напря-
жении до 45 В.
Вместо щеток, которые ограничивали скорость вращения и диаметр
дисков, сейчас применяют ртуть или жидкие металлы на основе Na К. Так
как в статоре создается мощное магнитное поле, обмотки возбуждения вы-
полняются с использованием явления сверхпроводимости (обмотки охла-
ждаются жидким азотом). Подсчеты показали, что применение униполяр-
ных генераторов с криогенной системой сверхпроводящих обмоток возбу-
ждения на напряжении 850 В при токе 165 кА и КПД 99%, вращаемых па-
ровыми конденсационными турбинами мощностью 300 МВт (по 2 генера-
тора на турбину), для питания установок по электролизу алюминия более
эффективно, чем применение существующих выпрямительных агрегатов
на полупроводниках, получающих питание от электрических сетей энерго-
системы.
Наиболее распространенными выпрямительными установками яв-
ляются выпрямительные агрегаты на полупроводниках (в основном крем-
ниевых). Такое широкое внедрение в производство полупроводниковые
агрегаты получили благодаря ряду своих достоинств:
- высокий КПД 98 - 99%;
- возможность питания преобразовательных установок практиче-
ски любым, имеющимся на предприятии напряжением в диапазоне 6-35
кВ;
- малые габариты и масса;
- высокая надежность, долговечность и постоянная готовность к
работе;
- устойчивая внешняя характеристика преобразователя;
- отсутствие вредных воздействий на окружающую среду (по
сравнению с ртутными выпрямителями).
В то же время указанные установки имеют и ряд недостатков:
- зависимость напряжения выпрямленного тока от напряжения пе-
ременного тока питающей сети;
- чувствительность вентилей к перегрузкам по току и напряже-
нию;
96
- генерация высших гармоник напряжения и тока в питающую
сеть.
Несмотря на указанные недостатки, полупроводниковые выпрями-
тели в настоящее время вытеснили практически все другие виды источни-
ков постоянного тока для питания ЭП, кроме специальных установок. В
комплект преобразовательной установки входят также питающий транс-
форматор и аппаратура для регулирования напряжения. При необходимо-
сти регулирования напряжения в широком диапазоне (от 0 до 100%) при-
меняются добавочные автотрансформаторы типа АТМН или АТДН, уста-
навливаемые со стороны высшего напряжения питающего трансформато-
ра.
На рис. 2.23 представлена принципиальная схема выпрямительного
агрегата ВАК-25000/450 мощностью 25 МВт на напряжении 450 В, под-
ключаемого к шинам РП напряжением 35 кВ. Если агрегаты подключают-
ся к сети 6-10 кВ, то для питания остальных ЭП 6 - 10 кВ строят вспомо-
гательное РУ 6 - 10 кВ в целях удешевления аппаратуры отходящих линий.
Преобразовательные подстанции обычно совмещаются с цеховыми
ТП и РП и строятся по возможности ближе к своим потребителям в целях
сокращения протяженности низковольтных сетей постоянного тока, осо-
бенно это касается концентрированных нагрузок (например, электролиз-
ные ванны). При рассредоточенных нагрузках ПП располагают ближе к
ЦЭН.
Число и мощность трансформаторов преобразовательных агрегатов
так же, как и силовых трансформаторов, зависит от общей нагрузки, кате-
гории ЭП по требуемой степени надежности и выбираются с учетом воз-
можных перегрузок (например, анодный эффект при электролизе алюми-
ния). Если позволяют условия и требования производства по надежности
электроснабжения число преобразователей выбирают минимальным с ус-
тановкой более мощных, так как они более экономичны.
Напряжение питания преобразовательных установок принимается в
зависимости от применяемого напряжения для остальных ЭП.
Для РУ применяются, как правило, одинарная секционированная
система шин. РУ с двумя системами шин применяется, если число преоб-
разователей больше 4 или если требуется производить пуск в работу после
ремонта технологических агрегатов при пониженном напряжении (напри-
мер, электролизные установки для рафинирования меди).
Преобразователи частоты, как правило, применяются в блоке с по-
требителями и поэтому при выборе схемы электроснабжения учитываются
как обычные ЭП. Если же выполняется преобразовательная подстанция, то
при выборе места ее расположения, числа и мощности преобразователей
соблюдаются принципы, изложенные выше для цеховых ТП.
97
<? 9
Рис. 2.23. Принципиальная схема выпрямительного агрегата
ВАК-25000/450
98
2.5.2. Схемы цеховых электрических сетей
Схема электроснабжения ЭП напряжением до 1000 В зависит от
мощности и количества ЭП, требуемой степени надежности, распределе-
ния их по территории цеха и других факторов и должна удовлетворять
следующим условиям:
1) обеспечить необходимую надежность электроснабжения и безо-
пасность обслуживания;
2) быть гибкой и удобной в эксплуатации;
3) иметь оптимальные технико-экономические показатели;
4) допускать возможность индустриального скоростного монтажа.
Схемы цеховых сетей могут быть радиальными, магистральными и
смешанными.
Радиальные схемы применяются для питания:
а) мелких групп ЭП, находящихся в различных местах и удаленных
от щита низкого напряжения цеховых подстанций (рис. 2.24);
б) мощных сосредоточенных групп ЭП (электродвигателей насосов,
компрессоров, электрических печей и т.п., рис. 2.25);
в) ЭП ответственных потребителей;
г) при наличии в цехе неблагоприятной среды (агрессивной, пожа-
ро-взрывоопасных зон и др.).
Радиальные сети, как правило, выполняются кабелем или проводом.
При применении радиальных схем не рекомендуются многоступенчатые
схемы (число ступеней не должно быть более 2-х).
Рис.2.24. Радиальная схема питания распределенных на-
грузок: 1 - распределительный щит подстанции; 2 - шины
распределительного силового пункта
99
Рис.2.25. Радиальная схема питания сосредоточенных нагрузок
Во всех остальных случаях, как правило, применяют магистральные
схемы.
Магистральные схемы (рис. 2.26, 2.27, 2.28) обеспечивают надеж-
ность несколько ниже, чем радиальные, при одинаковом конструктивном
исполнении сети, так как при повреждении магистрали отключаются все
ЭП, подключенные к ней. Тем не менее у современных магистральных
шинопроводов надежность достаточно велика. Применение магистральных
схем имеет ряд преимуществ перед радиальными:
а) ниже стоимость;
б) применение гибких и жестких шинопроводов обеспечивает ско-
ростной индустриальный монтаж и удобство при эксплуатации;
в) в магистральный сетях, как правило, сопротивление линии мень-
ше, и поэтому меньше потери мощности и напряжения.
Однако последнее приводит к увеличению и удорожанию аппарату-
ры.
В настоящее время особенно широко внедряются схемы «Блок
трансформатор - магистраль» и «блок трансформатор - ЩСУ».
2.5.3. Выбор рационального напряжения для питания эпеетропри-
емников
Питание основной массы ЭП напряжением до 1000 В осуществля-
ется с использованием стандартных напряжений 220 В, 380 В, 660 В. На-
пряжение 220 В для питания силовой нагрузки экономически не выгодно,
оно применяется, как правило, для питания освещения и мелких однофаз-
ных ЭП. Для освещения предпочтительнее применение напряжения 220 В,
кроме специальных установок. Самое широкое распространение получила
система 380/220 В для совместного питания силовых и осветительных ус-
тановок. Напряжение 500 В в настоящее время исключено из ГОСТ, но
введено напряжение 660 В.
100
1
Рис. 2.26. Магистральная схема питания: 1 - трансформа-
тор; 2 - шины щита низкого напряжения ТП; 3 - магист-
раль; 4 - ЭП
Рис. 2.27. Схема блока «трансформатор-магистраль»
(БТМ): I - трансформатор; 2 - магистральный токопро-
вод; 3 - линии к силовым шкафам
Рис. 2.28. Схема БТМ со вторичными магистралями; 1-
трансформатор; 2-магистральный токопровод; 3-расп-
ределительный токопровод; 4 - отдельные ЭП
101
Определение варианта питания силовых ЭП на напряжении 660 В
или 380 В производится на основании ТЭР с учетом достоинств и недос-
татков применения этих напряжений.
Достоинства применения напряжения 660 В перед напряжением
380 В:
- увеличение пропускной способности сети в 1,5 раза и уменьше-
ние в сетях потерь AU, АР, AW;
- электродвигатели средней мощности 300 - 700 кВт могут быть
выбраны на напряжение 660 В вместо напряжения 6 кВ, при этом электро-
двигатели 660 В более экономичны, чем электродвигатели 6 кВ той же
мощности;
- электродвигатели 660 В можно использовать и в сети напряже-
нием 380 В, переключив схему соединения обмоток с Y на А ;
- снижается стоимость устройств КРМ на 70% против КРМ 380 В
той же мощности;
- при применении системы глухого заземления нейтрали улучша-
ются условия отключения однофазных ТКЗ;
- в случае применения электродвигателей средней мощности на
660 В, а более крупных на напряжении 10 кВ, как правило, отпадает необ-
ходимость в напряжении 6 кВ и имеются дополнительные преимущества
от применения в распределительной электрической сети напряжения 10 кВ
вместо напряжения 6 кВ.
Недостатки применения напряжения 660 В вместо напряжения
380 В:
- осветительные установки, цепи управления и автоматики сило-
вых ЭП необходимо запитывать от специальных трансформаторов 10 -
6/0,23 кВ; 0,66/0,23 кВ; 0,66/0,11 кВ;
- стоимость кабельных линий к электродвигателям средней мощ-
ности 300 - 700 кВт из-за значительных сечений дороже аналогичных ли-
ний при напряжении 6-10 кВ, стоимость пусковой аппаратуры указанных
электродвигателей при напряжении 660 В и 6 кВ может быть принята оди-
наковой;
- пока недостаточна номенклатура серийно изготовляемого элек-
трооборудования на напряжении 660 В, особенно специального: краново-
го, взрывобезопасного и т.п.;
- несколько увеличивается стоимость электродвигателей неболь-
шой мощности 660 В против электродвигателей такой же мощностью 380
В, но эти увеличения незначительны, и при проведении ТЭР этой разно-
стью, как правило, пренебрегают;
- увеличивается число цеховых КТП по сравнению с вариантом
380 В, если электродвигатели средней мощности выбраны напряжением
102
660 В, однако это увеличение, как правило, компенсируется разностью в
стоимости электродвигателей 6 кВ и 0,66 кВ;
- увеличивается возможность поражения персонала электриче-
ским током.
При проведении ТЭР учитываются, как правило, только основные
факторы, влияющие на изменение затрат:
- стоимость потерь ДР и Д W в сетях до 1 000 Вив электродвигате-
лях средней мощности;
- разность в стоимости КУ;
- разность в стоимости электродвигателей средней мощности 0,66
кВ и 6 кВ;
- разность в стоимости электрической сети (кроме кабельных ЛЭП
к электродвигателям средней мощности);
- разность в стоимости вариантов распределительной сети 10 кВ и
6 кВ. если в результате выбора электродвигателей средней мощности на-
пряжением 660 В отпала необходимость в применении напряжения 6 кВ.
Факторы, повышающие затраты при применении напряжения 660В:
- разность в стоимости цеховых КТП и потерь ДР, AW в транс-
форматорах;
- разность в стоимости осветительных установок, систем управле-
ния и автоматики;
- разность в стоимости кабельных ЛЭП электродвигателей сред-
ней мощности 0,66 кВ и 6 кВ.
При выборе напряжения питания 660 В необходимо помнить, что
последнее не предназначено для полной замены напряжения 380 В, а имеет
свою определенную технико-экономическую область применения. Пере-
ход с напряжения 380/220 В на напряжение 660/380 В в ряде случаев мо-
жет быть целесообразен лишь для отдельных узлов, части электрической
сети до 1000 В. В таких случаях, как показывает опыт Германии, особенно
эффективным может оказаться применение 3-х обмоточных трансформа-
торов на цеховых ТП 6 - 10/0,66/0,38 кВ.
Практика проектирования показывает возможность и эффектив-
ность применения 660 В на предприятиях угольной, горнорудной, химиче-
ской и нефтехимической промышленности, на обогатительных фабриках и
целлюлозно-бумажных комбинатах, лесопромышленных комплексах и т.п.
Питание основной массы осветительных установок, если обеспечи-
вается необходимое качество напряжения, осуществляется на напряжении
220 В совместно с силовой нагрузкой 380 В от одних и тех же трансформа-
торов цеховых КТП. Если качество напряжения на зажимах источников
света при питании совместно с силовыми ЭП не обеспечивается в преде-
лах, установленных ГОСТом, то возможны следующие варианты:
- увеличение мощности трансформаторов цеховой КТП;
103
- установка специальных трансформаторов для питания только
осветительных установок 6 - 10/0,23 кВ; 0,66/0,23 кВ; 0,38/0,23 кВ;
- установка специальных ограничителей напряжением (ТОН) или
регуляторов напряжения.
В таких случаях вариант питания осветительных установок выбира-
ется по результатам ТЭР.
104
Глава III. Осветительные установки промышленных предприятий
3.1. Основные требования к осветительным установкам
промышленных предприятий
Искусственное освещение должно создавать в помещениях опреде-
ленные осветительные условия, необходимые для успешного решения
возникающих у людей зрительных задач. Эти условия характеризуются
минимальной освещенностью и требованиями к качеству освещения, обу-
словленными действующими Правилами и Нормами. В течение всего пре
мени работы осветительной установки освещенность не должна снижаться
ниже определенного уровня, часто и резко изменяться, для некоторых
производств должен быть обеспечен необходимый спектр светового пою
ка.
В тех помещениях, в которых при отключении рабочего освещения
требуются осветительные условия для продолжения технологического
процесса, по условиям безопасности или для эвакуации людей в безопас-
ное место, а также для ликвидации аварии должно предусматриваться ава-
рийное освещение.
Все элементы осветительных установок должны быть достаточно
долговечными и надежными, а также не должны являться причиной воз-
никновения пожара или взрыва.
Конструкция осветительных установок должна быть в наибольшей
степени приспособленной для производства монтажных работ индустри-
альными методами. Осветительные установки должны быть в безопасно-
сти при их эксплуатации и ремонте.
На некоторых предприятиях для компенсации ультрафиолетовой
недостаточности у людей, работающих в условиях с полным или частич-
ным отсутствием естественного освещения (географические условия или
характер производства), необходимо устройство установок искусственно-
го ультрафиолетового облучения.
Осветительные установки должны обладать наибольшей экономи-
ческой эффективностью.
Чтобы все вышеперечисленные требования к осветительным уста-
новкам выполнялись, при их проектировании необходимо соблюдать Пра-
вила и Нормы, из которых основными являются [4,10,34-36].
3.2. Системы и виды освещения
По способам размещения светильников в производственном поме-
щении различают две системы: общего и комбинированного освещения.
105
Система общего освещения предназначена для освещения как всего
помещения в целом, так и расположенных в помещении рабочих мест и
поверхностей. Для системы общего освещения различают два способа
размещения светильников - равномерное и локализованное.
Общее равномерное освещение имеет наиболее широкое распро-
странение и применяется в производствах с равномерно распределенным
по площади оборудованием - прокатные цехи металлургических предпри-
ятий, сборочные цехи машиностроительных заводов, большинство цехов
текстильной промышленности и заводов искусственного волокна, дерево-
обрабатывающие цехи, вспомогательные помещения и т.д.
Общее локализованное освещение применяется в помещениях, в
которых необходимо создавать не одинаковую освещенность для отдель-
ных участков, что может быть достигнуто за счет изменения количества,
высоты подвеса, типа светильников, мощности ламп или различным соче-
танием этих способов. Эта система освещения обычно применяется в та-
ких помещениях, как сборочные конвейеры, швейное производство и т.п.,
а также в помещениях, где имеется затеняющее оборудование.
Система комбинированного освещения применяется, как правило, в
помещениях, где выполняются тонкие и точные зрительные работы, при
необходимости иметь на рабочих местах строго определенное или пере-
менное направление светового потока для улучшения видимости рельеф-
ных объектов различения.
При комбинированном освещении предусматривается общее осве-
щение, как правило, равномерное и местное освещение светильниками,
установленными на рабочих местах в непосредственной близости от рабо-
чей зоны (цехи механической обработки металлов: металлообрабатываю-
щие станки, слесарные верстаки, столы для производственных операций с
мелкими деталями и т.п.). Если местное освещение применить технически
невозможно или нецелесообразно, устраивают только общее освещение.
Применение одного местного освещения без общего в помещении запре-
щается (утомление, ухудшение зрения работающих). Нормируется соот-
ношение общего и местного освещение в составе комбинированного.
При нормировании освещенности светильники, расположенные
вблизи больших по площади рабочих поверхностей (освещение щитов,
конвейеров сплошными рядами люминесцентных светильников), следует
относить к общему локализованному, а не к комбинированному. Освеще-
ние не должно считаться комбинированным, если местное освещение име-
ется только на отдельных изолированно расположенных местах (водомер-
ные стекла в котельных, освещение пультов управление, на одиночных
столах и т.п.). Это имеет принципиальное значение, так как нормами уста-
навливается различная минимальная освещенность для общего и комби-
нированного освещения для одного и того же разряда зрительных работ.
106
Таблица 3.1
Рекомендации по областям применения систем освещения
Разряд зри- тельной работы Система освещения Возможный эффект при ис- пользовании системы обще- го освещения. %
комбинированного общего W 3
I, II а, б рекомендуется не рекомендуется
II в, г рекомендуется при S=3 м2/чел. рекомендуется при S==3 м2/чел. до 60 до 20
III Рекомендуется при S=5 м2/чел. Рекомендуется при S=5 м2/чел. до 25 до 15
IV а, б Рекомендуется при S= 10 м2/чел. Рекомендуется при S=I0 м2/чел. 15 - 20
IV в,г не рекомендуется Рекомендуется -
Примечание: 1. Для разрядов II в, г, III и IV рекомендуется
система комбинированного освещения независимо от затенения рабочей
зоны или специфических требованиях к освещению 2. W - экономия
электроэнергии, 3 - экономия приведенных затрат, S - площадь, приходя-
щаяся на одного работающего.
Во многих производственных помещениях для проведения осмотра
и ремонта производственного оборудования, а в некоторых случаях для
выполнения основных производственных операций выполняется перенос-
ное освещение, которое можно в какой-то степени считать как местное.
В настоящее время все более широкое распространение получает
так называемое совмещенное освещение, под которым понимается такой
способ освещения, при котором недостаточный по нормам естественный
свет дополняется искусственным освещением.
В зависимости от функционального назначения различают сле-
дующие виды освещения: рабочее и аваоийное, охранное и дежурное (два
последних относятся к видам условно).
Рабочее освещение создает нормируемую освещенность при нор-
мальном режиме эксплуатации.
Аварийное освещение обеспечивает минимально необходимую ос-
вещенность при отключении рабочего освещения.
Аварийное освещение для продолжения работы должно обеспечи-
вать освещенность не ниже 5% от общего освещения, но не менее 2 лк и не
более 20 лк для ЛН и 30 лк для ГРЛ (для освещенности более 30 лк требу-
ется специальное обоснование). Для эвакуационного аварийного освеще-
ния освещенность должна быть равной 0,5 лк. Возможны два режима ра-
боты аварийного освещения: включается и выключается совместно с ра-
бочим или включение аварийного освещения осуществляется автоматиче-
ски после отключения рабочего. В одноэтажных зданиях с площадью не
107
более 250 м при отсутствии в них взрывоопасных зон в случае техниче-
ской трудности устройства стационарного освещения допускается его за-
мена на переносные аккумуляторные светильники.
В некоторых помещениях или местах ряда предприятий, работаю-
щих в одну или две смены, для несения пожарной и военизированной ох-
раны предусматривается так называемое дежурное освещение - освещение
в нерабочее время. Освещенность, создаваемая дежурным освещением, не
нормируется и может осуществляться светильниками одного из вышепе-
речисленных видов освещения.
Охранное освещение при отсутствии специальных технических
средств охраны должно предусматриваться вдоль границы территорий,
охраняемых в рабочее время. Освещенность должна быть не менее 0,5 лк.
При использовании специальных технических средств норма освещенно-
сти устанавливается специальными требованиями.
3.3. Нормы искусственного освещения
Правилами [34] нормируются количественные и качественные ха-
рактеристики осветительных установок.
Количественным критерием освещения принята минимальная ос-
вещенность рабочих поверхностей, которая зависит от
- типа источника света (ИС);
- степени точности зрительной работы, обусловленной общей ха-
рактеристикой работы и размером объекта различения;
- контраста объекта различения с фоном и характеристики фона
(подразряды - “а”, “б”, “в”, “г”);
- применяемой системы освещения.
Кроме того, СНиП устанавливает ряд показателей, характеризую-
щих качество освещения: показатели ослепленности и постоянства осве-
щенности во времени.
Для оценки ослепляющего действия ОУ применяется показатель
ослепленности
P = (S- 1)100, S = —,
Vh
где S - коэффициент ослепленности; и, - видимость объекта наблюдения
при экранировании блестких источников света; Uj - видимость при нали-
чии последних.
Практически для обеспечения этого показателя нормируется допус-
тимая минимальная высота подвеса светильников.
108
Освещенность может меняться постепенно в течение срока службы
ОУ из-за снижения отражения стен, загрязнения светильников и старения
ЙС. Для обеспечения минимально допустимой оснащенности ОУ в любой
период эксплуатации эти явления при проектировании учитываются вве-
дением в расчетные формулы коэффициента запаса, который принимается
равным от 1,3 до 2,0.
Периодическое изменение освещенности из-за раскачивания све-
тильников устраняется за счет надежного крепления светильников.
Возможны быстрые изменения освещенности (пульсация), что осо-
бенно характерно для газоразрядных ламп из-за синусоидального характе-
ра изменения и колебания напряжения в электрической сети. Коэффици-
ент пульсации определяется из выражения
где Емакс, Емин, Еср - соответственно максимальная, минимальная и средняя
освещенность.
Пульсация доводится до нормы путем улучшения качества напря-
жения, а также за счет изменения схемы включения ИС.
Чтобы правильно произвести при проектировании нормирование
освещенности и качественных показателей для производственного поме-
щения по общим Нормам, необходимо хорошо знать характер и особенно-
сти зрительных работ и учитывать большое число факторов и условий.
Для облегчения решения указанной задачи служат отраслевые нормы, раз-
рабатываемые отраслевыми НИИ. В ряде справочников приведены нормы
освещенности для отдельных характерных помещений, общих для многих
отраслей промышленности, например, ремонтные цехи, насосные, ком-
прессорные, проектные и административные здания, склады и т.д.
3.4. Выбор источников света
Для источников света наиболее важное значение имеют следующие
показатели:
- световая отдача, то есть излучаемый световой поток на единицу
потребляемой мощности (лм/Вт), характеризующая энергетическую эко-
номичность источника света;
- продолжительность горения ламп, являющихся одной из важ-
нейших эксплуатационных характеристик, определяющих стоимость про-
филактики и ремонта ОУ;
109
- единичная мощность ламп, оказывающая влияние на число ус-
танавливаемых светильников, а для многоламповых светильников также и
на их размеры;
- цветность излучения (то есть спектральный состав света),
имеющая решающее значение при выборе источника света в помещениях,
где требуется правильная цветопередача при искусственном освещении.
Кроме указанных показателей имеют значения следующей характе-
ристики:
- способность ламп быстро загораться после погасания из-за пре-
кращения питания (важно при использовании ламп для аварийного осве-
щения);
- значение спада светового потока ламп в течение эксплуатации
(влияет на коэффициент запаса, учитываемый при расчете освещения);
- влияние на световые и электрические характеристики ламп
уровня и колебаний напряжения;
- влияние температуры воздуха в местах установки ламп на их ра-
боту;
- стоимость ламп и некоторые другие.
Источники света, применяемые для искусственного освещения,
разделяются на две группы - газоразрядные и лампы накаливания.
Основные характеристики наиболее часто применяемых ИС с ГРЛ:
1) люминесцентные лампы - ртутные лампы низкого давления ти-
пов ЛБ, ЛХБ, ЛДЦ, ЛБР имеют мощность от 40 до 150 Вт, световую отда-
чу от 50 до 80 лм/Вт, продолжительность горения 10... 15 тыс. ч., наиболь-
шую световую отдачу при температуре окружающего воздуха +20...25°C,
работают неустойчиво при температуре ниже +5°С;
2) ртутные лампы высокого давления типа ДРЛ имеют мощность
от 250 до 2000 Вт, световую отдачу от 45 до 60 лм/Вт, продолжительность
горения 5...10 тыс. ч.;
3) металлогалоидные лампы типа ДРИ имеют мощность ламп до
2000 Вт, световую отдачу до 100 лм/Вт, продолжительность горения до 5
тыс. ч.;
4) натриевые лампы типа ДНаТ имеют мощность до 2000 Вт, све-
товую отдачу до 120 мл/Вт, продолжительность горения более 10 тыс. ч.
Из ЛЛ наиболее экономичными являются лампы типа ЛБ. Лампы типа
ДРИ и ДНаТ имеют лучшую цветопередачу, чем лампы типа ДРЛ. ГРЛ ти-
па ДРЛ, ДРИ, ДНаТ имеют cos, равный 0.5 и при кратковременных отклю-
чениях или глубоких снижениях напряжения в электрической сети по-
вторно зажигаются только когда остынут (через 10 - 15 мин.);
5) ЛН имеют световую отдачу от 7 до 22 лм/Вт, продолжитель-
ность горения 1-2 тыс. ч.;
110
6) в последнее время в ОУ стали применяться металлогалогенные
лампы накаливания типа КГ, которые имеют более высокие характеристи-
ки, чем обычные ЛН, а так же комплектные светильные установки (КОУ),
выполненные в виде мощных ИС и световодов.
При выборе источников света для общего освещения производст-
венных помещений необходимо руководствоваться двумя общими прин-
ципами:
1) отдавать предпочтение ГРЛ как энергетически более экономич-
ным и обладающим большей продолжительностью горения, чем ЛН;
2) для уменьшения первоначальных затрат и эксплуатационных
расходов на осветительные установки следует по возможности применять
лампы большей мощности, но без ухудшения при этом качества освеще-
ния (затенение, резкое снижение освещенности на значительной площади
при выходе из строя одной лампы).
Исходя из опыта проектирования и эксплуатации ОУ, могут быть
даны следующие рекомендации. Люминесцентные лампы применяются: в
помещениях с повышенными требованиями к цветопередаче; в админист-
ративно-конторских помещениях, конструкторских бюро, лабораториях,
при небольшой высоте установки светильников (до 8 м); в установках, где
выполняется одно общее освещение помещений и производятся работы
наивысшей, очень высокой и высокой точности (1-3 разряды).
Для производственных помещений значительной высоты (8-12 м и
более) при отсутствии требований к цветопередаче целесообразно приме-
нять лампы МГЛ и ДРЛ.
Лампы накаливания в соответствии с [34, 36] применяются:
- для освещения помещений с тяжелыми условиями среды и при
наличии взрывоопасных зон, если отсутствуют светильники с ГРЛ;
- в помещениях, где выполняются зрительные работы VI и VIII
разрядов при временном пребывании людей, а также при постоянном пре-
бывании людей - в случае технико-экономической целесообразности;
- для общего и местного освещения в помещениях с повышенной
опасностью поражения электрическим током, когда не допускается при-
менение напряжения 127 В и выше;
- для местного освещения при необходимости концентрации све-
тового потока или его направленности, а также при конструктивной не-
возможности установки светильников с ЛЛ;
- в помещениях (независимо от точности выполняемых работ),
где недопустимы радиопомехи;
- для аварийного освещения, когда рабочее выполнено ГРЛ.
Аварийное освещение может выполняться светильниками с ЛЛ, ес-
ли в помещении температура не бывает ниже +5°С и напряжение не сни-
жается ниже 90% от номинального.
111
Выбор типа ИС производится на основании ТЭР. Практические ре-
комендации по выбору ИС, обеспечивающие минимум приведенных годо-
вых затрат и минимум расхода электроэнергии, приведены в приложении
6 [36].
При смешанном искусственном освещении помещения источника-
ми света различных групп для исключения образования на рабочих по-
верхностях разноцветных теней рекомендуется создавать освещенность
рабочего места одним каким-либо типом источника света не менее 60-80%
всей освещенности.
3.5. Выбор светильников по светотехническим характери-
стикам и конструктивному исполнению
Основное назначение светильников заключается в перераспределе-
нии светового потока источников света в требуемых для осветительных
установок направлениях, ограничении слепящего действия ламп и защите
ламп, оптических элементов и электрических аппаратов от воздействия
окружающей среды.
Светораспределение светильников характеризуется классами и ти-
пами кривых сил света, обусловленными ГОСТ 13828-74.
Распределение на классы производится в зависимости от отноше-
ния светового потока, излучаемого светильником в нижнюю полусферу, к
общему потоку светильника и приведено в табл. 3.2.
Таблица 3.2
Классы светильников
Обозначение класса све- тильников Наименование класса светильни- ков Доля светового потока, направ- ленного в нижнюю полусферу, от всего потока светильника
п Светильники прямого света Фа — >80 Ф св
н Светильники преимущественно прямого света ф0 60< — <80 Ф.св
р Светильники рассеянного света 40< —<60 Фев
в Светильники преимущественно отраженного света Фо 20< —<40 Ф.«в
о Светильники отраженного света Фо <20 Ф св
Распределение светильников по типам кривых сил света произво-
дится в зависимости от формы этих кривых в любых меридиональных (т.е.
Н2
вертикальных) плоскостях, а также от направления сильссвета и приведе-
но в табл. 3.3.
Таблица 3.3
Типы кривых светильников
Обозначения типа кривых сил света Наименование типа кривой силы света Зона направлений макси- мальной силы света, град.
к Концентрирован ная 0- 15
г Глубокая 0-30; 180- 150
Д Косинусная 0-35; 180- 145
Л Полуширокая 33 - 55; 145- 125
ш Широкая 55-85; 125-95
м Равномерная 0-90; 180 - 90
с Синусная 70-90; 110-90
Для производственных помещений при необходимости создания
освещенности в горизонтальной плоскости наиболее целесообразны све-
тильники прямого света (класса П), а в помещениях со светлыми потолка-
ми и стенами - светильники преимущественно прямого света (класса Н).
Чем выше помещение и больше величина нормируемой освещенности, тем
более концентрированными кривыми сил света должны обладать светиль-
ники. Для очень высоких помещений наиболее выгодны светильники с
концентрированной кривой типа К и по мере уменьшения высоты - с кри-
выми Г и Д.
В помещениях, где рабочие поверхности находятся в произвольно
расположенных вертикальных плоскостях, применяются светильники рас-
сеянного света (класса Р) с полу-широкой (Л) или равномерной (М) кри-
выми сил света.
Для освещения административно-конторских помещений и лабора-
торий обычно использ’, ю гея светильники преимущественно прямого и
рассеянного света классов “Н” или “Р” с кривыми сила света “Д” или “Л”.
Светильники преимущественно отраженного и отраженного света в
производственных помещениях, как правило, не применяются. Они ис-
пользуются в основном в установках архитектурного освещения общест-
венных зданий. Для внутреннего освещения практически не применяются
светильники с широким типом кривой силы света (Щ), которые целесооб-
разны для наружного освещения.
Светильники, как и всё остальное электрооборудование, имеют
различную степень защиты от попадания посторонних частиц (пыли) и
воды (влаги), оказывающих большое влияние на надежность светильников
и их безопасность. Для взрывоопасных зон при выборе типа светильников
необходимо учитывать класс взрывоопасной зоны, а также категорию и
группу взрывоопасной смеси. При выборе типа светильников по конструк-
тивному исполнению необходимо учитывать также и другие факторы ок-
113
ружающей среды: химическую активность, токопроводность пыли, темпе-
ратуру воздуха в зоне установки светильников и др.
3 5. Светотехнический расчет осветительных установок
Светотехнический расчет освещения производственных помеще-
ний является комплексной задачей, в процессе решения которой опреде-
ляются высота установки, размещение, число светильников, а также мощ-
ность ламп, необходимых для создания требуемых осветительных устано-
вок. Выбор числа, мощности и расположения светильников следует произ-
водить на основании типовых решений для освещаемых помещений и
лишь при отсутствии таковых - на основе светотехнического расчета.
Высота установки светильников общего освещения обусловливает-
ся многими факторами: высотой самих помещений и наличием в их верх-
ней зоне каких-либо частей производственного оборудования, транспорт-
ных средств и инженерных коммуникаций (подвесных транспортеров и
конвейеров, мостовых кранов, кран-блок, монорельсовых путей для тель-
феров, вентиляционных коробов, трубопроводов различного назначения и
т.п.), характером, размещением и высотой производственного оборудова-
ния, а также расположением рабочих зон и других мест, требующих осве-
щения.
В цехах, где требуется общее локализованное освещение, напри-
мер, при работе на конвейерах, светильники целесообразно приближать к
рабочей зоне и устанавливать на относительно небольшой высоте (2,5-4м).
В помещениях с невысоким оборудованием, например, металлообрабаты-
вающими станками, ткацкими машинами, рабочими столами и т.п. опти-
мальной является высота 3,5-5м. В невысоких помещениях (до Зм) све-
тильники рекомендуется устанавливать возможно ближе к потолку. При
выборе высоты установки следует всегда помнить, что необходим удоб-
ный и безопасный подход к ним обслуживающего персонала при профи-
лактике и ремонте.
Для цехов, где диапазон возможной высоты установки светильни-
ков большой (от 3 до 8м и более), рекомендуется, в первую очередь, рас-
сматривать варианты установки светильников на высоте до 5 м, при кото-
рой их обслуживание возможно с приставных лестниц и стремянок. Ос-
новные размеры при размещении светильников с различными источника-
ми света представлены на рис. 3.1
114
Рис. 3.1. Размещение светильников: 1 - расстояние от све-
тильников до стены здания; L - расстояние между рядами
светильников; L( - расстояние между светильниками ря-
да; Н - высота здания; hn - высота подвеса светильника; h
- расстояние от ИС до освещаемой рабочей поверхности
В помещениях, где предусматривается общее равномерное освеще-
ние лампами накаливания или лампами ДР Л, светильники рекомендуется
размещать по вершинам прямоугольных полей с отношением 5 или
по вершинам прямоугольных полей с острыми углами, близкими к 60° ,
как это показано на рис. 6.1 а) и б). Таких же способов целесообразно при-
держиваться по возможности и при локализованном освещении. Наиболее
рационально размещать светильники по вершинам квадрата
Светильники с люминесцентными лампами (рис. 3.1 в, г) обычно
располагают рядами без разрывов или с разрывами, но при условии, что
расстояние между концами соседних светильников будет не более h/2. Ря-
ды светильников целесообразно располагать параллельно стенам с окнами
или рядам колонн. Светильники с четырьмя и более люминесцентными
лампами располагаются так же, как и светильники с лампами накаливания
иДРЛ.
Расстояние между рядами (или светильниками) при общем равно-
мерном освещении должно устанавливаться в зависимости от типа кривых
силы света светильников и высоты h и определяться, исходя из оптималь-
ных значений X=L/h , приведенных в табл. 3.4.
115
Оптимальные значения коэффициента
Таблица 3.4
Тип кривой К Г д . М Л
значение ко- эффициента 1 0,4...0,7 0,8...1,1 1,4... 1,6 1,8...2,6 1,6... 1.8
Расстояние 1 от крайних рядов светильников до стен производст-
венного помещения должно быть не более 1 /3L ,а для не рабочих и вспо-
могательных помещений - не более 1/2L . Таким образом, после выбора h
и типа светильника все остальные геометрические размеры при размеще-
нии светильников определяются из приведенных выше соотношений. При
известных размерах помещения легко определяется число ламп.
Определение числа светильников и мощности ламп может произ-
водиться по одному из трех методов: коэффициенту использования (т|)
светового потока (включая основанный на нем метод удельной мощности),
точечному или комбинированному.
При расчетах освещения по любому методу отклонения светового
потока выбираемой стандартной лампы при нормативной освещенности
допускается в пределах от +20% до -10% от значения, полученного по рас-
чету.
Отношение светового потока, попадающего на расчетную поверх-
ность, ко всему потоку, излучаемому светильниками, установленными в
помещении, называется коэффициентом использования. Отсюда возникло
и название метода расчета по коэффициенту использования. Этот метод
можно применять для расчета только общего равномерного освещения го-
ризонтальных поверхностей с достаточно светлымщпотолками, стенами и
полом при отсутствии существенных затенений.
Коэффициент использования зависит от КПД и формы кривых сил
света светильников, размера и формы помещения, коэффициента отраже-
ния стен, потолка и определяется по таблицам справочников после выбора
типа светильника и определения индекса помещения.
Индекс помещения определяется из выражения
S
’Sh(ArB)’
где А, 3, S — соответственно длина, ширина и площадь помещения.
Если предварительно выбран тип светильников, определено их
расположение и число, то по расчетному потоку ИС определяют ближай-
шее стандартное значение мощности лампы.
Расчетный поток ИС определяется по формуле
* EKSZ
116
где N - число ИС; К - коэффициент запаса; Z - коэффициент минималь-
ной освещенности (отношение средней освещенности и минимальной).
В расчетах коэффициент Z принимается равным: 1,15 - для све-
тильников, располагаемых по вершинам прямоугольных полей; 1,1 ~ для
светильников с JL1, располагаемых рядами. Обычно таким способом ве-
дется расчет, если в качестве ИС используются ЛН или ГРЛВД.
Если выбран тип светильников и задана мощность ламп, то число
светильников может быть определено из выражения
к, Е-К SZ
N =--------•
Ф-т>
Так обычно ведется расчет, если в качестве ИС используются ЛН.
После определения чиста светильников и мощности ламп, удовле-
творяющих нормированной освещенности, производят проверку варианта
осветительной установки по качественным показателям освещения: не бу-
дет ли установка оказывать недопустимое слепящее действие н людей,
работающих или находящихся в помещении, и какова глубина пульсации
освещенности при использовании в качестве источников света газоразряд-
ных ламп.
Частным случаем метода коэффициента использования является
расчет по методу удельной мощности (и). В справочниках для различных
нормируемых освещенностей, площади помещения и высоты h приведены
значения <о. Предварительно намечают число светильников, по таблицам
справочника определяют д>, а затем определяют мощность лампы по фор-
муле
р_ и-S
N
Полученное значение мощности лампы округляют до ближайшего
стандартного.
ПРИМЕР. Дано- А = 24 м; В = 12 м; Е = 50 лк; К = 1,3
Определить: тип светильников, их число и мощность ламп.
Выбираем светильники типа “Астра”, которые имеют кривую рас-
пределения силы света типа “Л”. Определяем для данного гипа светильни-
ков Х= L/h - 1,4. Отсюда L=3,2 !,4 - 4,5 м. Принимаем L = 5 м, при кото-
ром условия L)/L < 1,5 и 1 < 1/3L соблюдается. Таким образом, светильни-
ки располагаются в три ряда, число светильников равно 15 шт.
Определяется индекс помещения:
288
• =--;-----\ = 2,5.
3,2(2,4+12)
По справочнику для светильника “Астра” определяем т]=0,59. При-
нимая Z=l,15, определяем расчетный поток одной лампы:
117
. 50-1,3 288-1,15
Ф = ——--------— = 2432 лм.
1,5-0,59
Ближайшая стандартная лампа мощностью 200 Вт имеет Ф=2800
лм, т.е. превышает расчетное на 15 %, что является допустимым. Если бы
при тех же условиях необходимо было обеспечить освещенность 75 лк, то
потребляемый поток был бы равен 3648 лм, а светильник “Астра” рассчи-
тан для ламп с максимальной мощностью 200 Вт, которые имеют поток
2800 лм. Поэтому в таком случае необходимо было бы определить число
светильников с лампами 200 Вт.
75-288-1,15-1,3
N = « 20 шт.
2800-0,59
Принимаем N =* 21 шт., то есть располагаем светильники в три ряда
по 7 штук в ряду при Li= 3,5 м.
Использование метода удельной мощности для данного примера
дает тот же результат. Для данных h, S, и Е по таблицам справочника на-
ходим о = 9,5 Вт/м. Мощность ламп равна
Р = 288—’5 = 182 = 200 Вт.
15
При использовании точечного метода расчет ведется по силе света,
направленной от каждого светильника на бесконечно малую площадку
(точку), расположенную в рабочей плоскости (отсюда и название метода).
Этот метод учитывает только прямой поток, излучаемый светильником в
направлении рабочей плоскости. Освещенность же, создаваемая световым
потоком, отраженным от потолка, стен и пола помещения, учитывается в
случае необходимости приближенно введением соответствующего попра-
вочного коэффициента.
Точечный метод применяется для расчета общего (локализованного
и равномерного освещения помещений с темными потолками, стенами и
полом, при расположении рабочих поверхностей в любой плоскости), а
также для расчета комбинированного, аварийного и местного освещения.
Наиболее часто этим методом рассчитывается освещение высоких произ-
водственных помещений, в которых устанавливаются светильники с кри-
выми сил света типов К и Г.
Основным инструментарием точечного метода являются графики
или таблицы, позволяющие непосредственно или после несложных вы-
числений определить освещенность любой точки поверхности, создавае-
мой светильниками с известными параметрами: светораспределением, све-
товым потоком ламп и геометрическими характеристиками, учитывающи-
ми расположение светильника.
118
Самое широкое распространение получили три вида графиков:
кривые относительной освещенности, пространственные изолюксы услов-
ной горизонтальной освещенности, условные изолюксы.
Освещенность в точке А (рис. 3.2.) может быть определена по фор-
муле
L eos а
где I - сила света условной лампы со световым потоком
1000 лм. Величина I,,cos'u=£ называется относительной
освещенностью, которая численно равна освещенности в
точке, находящейся от ИС на высоте Ь~1м.
Относительная освещенность £=1'(а). На графиках
относительной освещенности приводятся значения г для
d
tg“ = ~ •
h
Для реальной лампы с потоком Ф освещенность,
создаваемая ею в точке А, будет равна
Ф £
Тооо h7’
где Ф - поток в лм для лампы определенного типа и мощности.
Чтобы не иметь дело при вычислениях с h2, построены графики
пространственных изолюкс условной горизонтальной освещенности, по
1 е
которым для заданных а и п определяется условная освещенность е = , и
h
тогда
_ Ф1
Ел =---.
1000
Световой поток в любой точке для группы светильников определя-
ется из выражений
л 1000 Е К h2 А 1000 ЕК
P'Z6' H-L1'
где К - коэффициент запаса; ц - коэффициент, учитывающий световой по-
ток от “удаленных” источников света и отражений от стен и потолка, при-
нимаемый равным 1,1-1,2; Sg; - суммарная условная относительная осве-
щенность от ’’ближайших” светильников; Z1; - суммарная условная осве-
щенность от ближайших светильников.
В расчетах обычно учитывают “ближайшие” первые и вторые ис-
точники света, находящиеся на расстояниях в пределах, указанных на изо-
люксах. Световой поток и освещенность определяют для точек с наихуд-
119
шими условиями. Для различного способа размещения светильников такие
точки показаны на рис. 3.3.
Рис. 3.3. Расположение точек с наихудшими условиями
освещенности “А” и “Б”: а) расположение ИС по верши-
нам прямоугольников; б) расположение ИС по вершинам
ромба; в) расположение ИС в один ряд
ПРИМЕР. Произвести расчет освещения с указанными на рис. 3.4
расположением светильников.
К установке выбраны светильники 4пД с лампами ДРЛ. Высота ус-
ianvoKM принята равной h = 6 м, нормируемая освещенность равна 150 лк.
К запаса принимается равным К = 1,5 и р = 1,15. Определяем
по кривым условную относительную горизонтальную освещенность для
точек "А” и “Б”.
Условная относительная освещенность для точки “А”:
Расстояние от ИС до т. А. м Число светильников 1, Всего Eli
5,3 4 2,3 9,2
11 2 0,2 0.4
12.5 2 0,125 0,25
ИТОГО El, = 9,85
Относительная горизонтальная освещенность для точки “Б";
Расстояние от ИС до т. Б, м Число светильников li Всего Eli
4 2 3,8 7,6
2 0.7 1,4
12 1 0,15 0,15
ИТОГО Eh = 9,15
120
Рис.3.4. Расположение светильников
Для дальнейшего расчета принимаются данные по точке "Б". Рас-
четный поток
Фр —
1000 150 1,5
1.15-9.15
= 21400 лм.
Выбираем лампы мощностью 400 Вт с потоком 19000 лм, что на
10% ниже расчетного, но находится в допустимых пределах.
Необходимые параметры ОУ, обеспечивающие требуемые по Нор-
мам количественные и качественные характеристики, во многих случаях
определяются не сразу, а путем последовательного приближения к ним.
Последовательность расчета варианта ОУ представлена на рис. 3.5.
В практике проектирования приходится рассматривать несколько
вариантов устройства ОУ, отличающихся друг от друга по отдельным ха-
рактеристикам, или их совокупности: различные системы освещения, раз-
личные типы ИС и светильников, различная высота установки светильни-
ков. Поэтому для повышения точности и быстроты расчетов ОУ необхо-
димо применять ЭВМ.
Из всех рассмотренных вариантов выбирается вариант с минималь-
ными затратами.
3.7. Электрический расчет осветительных установок
Расчетная электрическая мощность ОУ определяется из выражения
Рро = К«-К» -£Рж,
1
где РН1— номинальная мощность ламп ОУ; Кп - коэффициент, учитываю-
щий потери в пусковой аппаратуре ОУ; N — число ламп в ОУ; Ксо - коэф-
фициент спроса.
121
Рис. 3.5. Последовательность расчета варианта ОУ
122
Коэффициент спроса для расчетов групповой сети освещения, и
всех звеньев аварийного освещения принимается равным 1. Для питающих
линий рекомендуется следующие значения Кс0:
- небольшие производственные здания 1,0
- производственные здания, состоящие из отдельных
крупных пролетов 0,95
- производственные здания, состоящие из многих от-
дельных помещений 0,85
- административно-бытовые, инженерно-лабораторные
корпуса 0,8
- складские здания, состоящие из многих отдельных
помещений 0,6
Коэффициент потерь мощности Кп в пускорегулирующей аппара-
туре ПРА ОУ с газоразрядными лампами ГРЛ принимается равным: для
газоразрядных ламп высокого давления К„ = 1,1; для люминесцентных
ламп ЛЛ со стартерными схемами Кп = 1,2; для ЛЛ с безстартерными схе-
мами Кп=1,3.
При определении расчетного тока в электрической сети с ГРЛ не-
обходимо всегда учитывать coscp, который принимается равным: для
ГРЛВД - coscp = 0,5; для ЛЛ - coscp. = 0,9.
В случае применения ГРЛВД для повышения coscp с 0,5 до 0,9 не-
обходимая мощность конденсаторов принимается из расчета 1,2 квар на 1
кВт суммарной мощности ОУ. Для КРМ в ОУ используются специальные
комплектные конденсаторные установки типа УК 0,38 мощностью 18, 25,
36, 50 квар. ККУ включаются, как правило, в групповую трехфазную сеть.
Устройство компенсации является неоправданным, если мощность при-
соединенных к трансформатору ОУ с лампами ДРЛ и ДРИ не превышает
10% его номинальной мощности.
Электрический расчет и выбор сечения проводников для ОУ про-
изводится по тем же правилам, что и для силовых установок, только для
осветительной сети обычно основным является расчет по ДО, а затем вы-
бранный проводник проверяют по длительному нагреву током нагрузки.
Для определения сечений осветительных сетей, если освещение
выполнено лампами накаливания, часто применяют формулу
С • AU доп
где М - момент нагрузки; С - коэффициент, учитывающий величину на-
пряжения, систему питания (2-х, 3-х, 4-х проводная) и материал провода.
При расчете сетей по потере напряжения допускается пренебрегать
реактивным сопротивлением линий и пользоваться таблицами моментов
нагрузки кВт м в следующих случаях:
123
- при coscp — 1 (ЛН);
- при coscp = 0,9 (газоразрядные лампы с компенсацией реактив-
ной мощности);
- при проводке, выполненной кабелем, проводами в трубах или
многожильными проводами сечением до 70 (120) мм2 включительно, а при
проводке на изолирующих опорах - до 16 (25) мм2 включительно;
- при coscp = 0,5 - 0,6 (газоразрядные лампы без компенсации), ес-
ли проводка выполнена кабелем, проводом в трубах или многожильными
проводами сечением до 16 (25) мм2 включительно (в скобках приведены
сечения алюминиевых проводов).
В остальных случаях реактивное сопротивление линий должно
учитываться и расчет сле.цует проводить по токовым моментам или по мо-
ментам нагрузки с введением соответствующих коэффициентов.
3.8. Источники питания, схемы электрических осветитель-
ных сетей, управление осветительными установками
ОУ, как правило, запитываются от тех же трансформаторов цехо-
вых ТП, что и силовые ЭП данного цеха.
Наиболее жесткие требования к надежности электроснабжения
предъявляются к ОУ аварийного освещения зданий и установок без есте-
ственного освещения. В этом случае аварийное освещение должно запи-
тываться от независимых ИП или автоматически переключаться на них
при прекращении питания рабочего освещения. Более того, для зданий без
естественного освещения независимо от наличия или отсутствия аварий-
ного освещения для продолжения работы необходимо устройство эвакуа-
ционного освещения, которое должно быть запитано от независимого ИП
и автоматически переключаться на независимый ИП (аккумуляторную ба-
тарею, дизель-генераторную установку) при отключении ИП, питающего
его в нормальном режиме.
В остальных помещениях для питания эвакуационного освещения
не требуемся независимого ИП, оно должно питаться по самостоятельным
сетям, начиная со щита ТП, а для зданий, имеющих один ввод, начиная от
этого ввода, то есть рабочее и эвакуационно-аварийное освещение может
питаться от одного трансформатора.
Для предприятий с круглосуточным режимом работы при питании
рабочего освещения от нескольких ИП и выполнении его ЛН или ЛЛ раз-
решается не выделять отдельно рабочее и аварийное освещение. Ряды све-
тильников, запитываемых от различных ИП, чередуются, и условно часть
светильников относится к рабочему, а часть к аварийному освещению. Для
124
аналогичных условий, но если предприятие не работает круглосуточно,
необходимо выделить небольшую группу светильников для аварийного
эвакуационного освещения, которое будет одновременно выполнять
функции дежурного освещения'
Наиболее распространено напряжение питания рабочего освещения
220 В, реже (в ряде действующих ОУ) 127 В. В последнее время стало
применяться напряжение 380 В (лампы ДРЛ мощностью более 2 кВт).
Для светильников с лампами накаливания, ДРЛ при напряжении
127 В и 220 В, устанавливаемых в помещениях с повышенной опасностью
и особо опасных при высоте установки менее 2,5 с, конструкция их долж-
на исключать возможность доступа к лампе без применения какого-либо
приспособления или специального инструмента.
Для питания светильников местного стационарного освещения и
ручных переносных светильников в помещениях с повышенной опасно-
стью и особо опасных применяется напряжение 12 В.
Осветительные сети делятся на две части: питающие и групповые.
В начале питающей линии необходимо устанавливать аппарат зашиты и
аппарат отключения, в начале групповой линии установка аппарата заши-
ты обязательна, а аппарата отключения - нет, если такие аппараты уста-
навливаются по длине линии.
Как правило, для питающей сети ОУ применяется магистральная
схема, выполненная кабелем или специальным шинопроводом. Рекомен-
дуется питание от одной линии не более 4-5 групповых щитов, при этом
если к линии подключено более 3-х щитков, на каждом из них необходимо
предусматривать отключающий аппарат.
Схемы групповой сети - радиальные. При 3-фазной системе с нуле-
вым проводом осветительные сети могут быть 2-х, 3-х, 4-проводными.
Количество и мощность светильников, питаемых от одной группо-
вой линии, ограничивается следующими условиями:
- автоматы и предохранители, устанавливаемые на осветительных
щитках, должны быть с номинальным током не более 25 А, а групповые
линии, питающие газоразрядные лампы мощностью 125 Вт и выше, и лам-
пы накаливания мощностью 500 Вт и выше на номинальные ток не более
63 А.
Трехфазные групповые сети применяются в помещениях со значи-
тельной площадью, с большой суммарной мощностью светильников, а од-
нофазные группы применяются для небольших помещений, где устанав-
ливаются светильники небольшой мощности.
В производственных зданиях применяются следующие способы
управления общим освещением: местное, централизованное (для круп-
ных), дистанционное (очень крупных) и автоматическое (очень редко).
125
Для защиты электроосветительных установок производственных
зданий применяются, как правило, автоматы.
Кратности токов защитных аппаратов к расчетным нагрузкам и до-
пустимым нагрузкам на проводники в зависимости от марки проводников,
способов их прокладки для различных видов защит (от ТКЗ и перегрузки)
приведены в [4].
126
Глава IV, Экономичность систем электроснабжения
Экономичность СЭС - это свойство системы выполнять заданные
функции с минимальными затратами на ее проектирование, монтаж, функ-
ционирование и развитие. Экономичность СЭС определяется обычно на
основании технико-экономических расчетов при решении как частных, так
и более общих технических задач при проектировании, строительстве и.
эксплуатации предприятия.
Решение задач создания нового предприятия с вовлечением в про-
изводство новейшей техники и технологии или проведения техническою
перевооружения и реконструкции предприятия осуществляется в инвести-
ционном процессе. Инвестирование - это процесс простого или расширен-
ного воспроизводства средств производства или, другими словами, это
долгосрочное вложение капитала с целью получения прибыли.
Инвестирование предполагает составление и оценку плана развития
событий по мере достижения желаемого результата, который называется
инвестиционным проектом.
В связи с тем, что временной фактор играет важную роль в оценке
инвестиционного процесса весь цикл проекта может быть представлен в
виде графика (рис. 4.1.).
Доход
Срок жизни проекта
<----------:--------------------------:-------—
Эксплуатационная стадия
о
Предикве-
стиционная
стадия
Инвестинион-
пая стадия
Время
Инвестиции
Рис. 4.1.Стадии инвестиционного проекта
В соответствии с представленным графиком можно выделить три
основные стадии (этапа) инвестиционного проекта: прединвестиционную,
127
инвестиционную и эксплуатационную. Хотя в [41] приведено более де-
тальное разделение на этапы:
1) формирование инвестиционного замысла (идей);
2) исследование инвестиционных возможностей;
3) подготовка технико-экономического обоснования (ТЭО);
4) подготовка контрактной документации;
5) подготовка проектной документации;
6) строительно-монтажные и пуско-наладочные работы;
7) эксплуатация объекта, мониторинг экономических показателей.
Из сравнения вышеуказанных классификаций очевидно, что в пре-
динвестиционную стадию включаются первые четыре этапа классифика-
ции [41].
В соответствии с мировой практикой все составляющие прединве-
стиционной стадии принято ранжировать по трем уровням: исследование
возможности, подготовительные (проектные) и технико-экономические
исследования. Стоимость прединвестиционных исследований в общей
сумме капитальных затрат составляет от 0,8% для крупных проектов до 5%
при небольших объемах инвестиций.
В соответствии с [12] проектирование объекта разбивается на две
стадии: подготовка ТЭО (проекта) и разработка рабочего проекта.
При проектировании особо сложных и уникальных объектов заказ-
чиком совместно с соответствующими научно-исследовательскими и спе-
циализированными организациями должны разрабатываться специальные
технические условия, отражающие специфику их проектирования, строи-
тельства и эксплуатации. Для таких объектов и при особых природных ус-
ловиях строительства по решению Заказчика (инвестора) или заключению
государственной экспертизы по рассмотренному проекту одновременно с
разработкой рабочей документации и осуществлением строительства мо-
гут выполняться дополнительные детальные проработки проектных реше-
ний по отдельным объектам, разделам и вопросам.
Основным проектным документом строительства предприятия яв-
ляется ТЭО (проект). Такое двойное обозначение единой по составу и со-
держанию стадии согласно [12] принято в целях преемственности дейст-
вующей законодательной и нормативной базы и совместимости с термино-
логией, принятой за рубежом.
На основании утвержденного в установленном порядке ТЭО (про-
екта) строительства подготавливается (при необходимости) тендерная до-
кументация и проводятся торги подряда, заключается договор (контракт)
подряда, открывается финансирование строительства и разрабатывается
рабочая документация.
На инвестиционной стадии развития проекта выполняются работы,
требующие относительно больших затрат, связанных с рабочим проекти-
рованием, закупками и поставками оборудования, изделий, строительных
128
материалов, выполнением строительно-монтажных и пуско-наладочных
работ.
С момента ввода в действие основного оборудования начинается
эксплуатационная стадия, характеризующаяся началом производства про-
дукции и услуг, соответствующими текущими издержками и поступления-
ми. Как правило, эксплуатационная стадия «пересекается» с инвестицион-
ной: непосредственно производственная деятельность осуществляется в
условиях продолжающихся инвестиций.
Эффективность инвестиционного проекта характеризуется систе-
мой показателей, отражающих соотношение затрат и результатов приме-
нительно к интересам его участников. Различаются следующие показатели
эффективности проекта:
- показатели коммерческой (финансовой) эффективности, учиты-
вающие финансовые последствия реализации проекта для его непосредст-
венных участников;
- показатели бюджетной эффективности, отражающие финансо-
вые последствия осуществления проекта для федерального, регионального
или местного бюджета;
- показатели экономической эффективности, учитывающие затраты
и результаты, связанные с реализацией проекта, выходящие за пределы
прямых финансовых интересов участников инвестиционного проекта и до-
пускающие стоимостное измерение.
В процессе разработки проекта производится оценка его социаль-
ных и экологических последствий, а также затрат, связанных с социальны-
ми мероприятиями и охраной окружающей среды.
Для промышленного предприятия и инвесторов коммерческая эф-
фективность проекта имеет первостепенное значение. Однако следует
иметь ввиду, что поддержка на региональном и государственном уровнях
обусловлена, в первую очередь, бюджетной и экономической эффективно-
стью.
Оценка предстоящих затрат и результатов при определении эффек-
тивности инвестиционного проекта осуществляется в пределах расчетного
периода, продолжительность которого (горизонпррасчета Т) принимается
с учетом
- продолжительности создания, эксплуатации и (при необходимо-
сти) ликвидации объекта;
- средневзвешенного нормативного срока службы основного тех-
нологического оборудования;
- достижения заданных характеристик прибыли (массы и/или нор-
мы прибыли и др.);
- требований инвестора.
На практике горизонт расчета принимается равным 10-15 лет.
129
Горизонт расчета измеряется количеством шагов расчета. Шагом
расчета при определении эффективности в пределах расчетного периода
могут быть: месяц, квартал или год. При существующих темпах инфляции
и уровне неопределенности условий в соответствии с [41] шаг расчета ре-
комендуется выбирать:
- в течение первого года - один месяц;
- начиная со второго года в пределах срока окупаемости - не менее
трех месяцев;
- за пределами срока окупаемости - шесть месяцев - год.
Затраты, которые несут участники, подразделяются на первона-
чальные (капитальные инвестиции), текущие и ликвидационные, которые
осуществляются соответственно на стадиях: строительной, эксплуатаци-
онной и ликвидационной.
Для стоимостной оценки результатов и затрат могут использоваться
базисные, мировые, прогнозные и расчетные цены. Под базисными пони-
маются цены, сложившиеся в народном хозяйстве на определенные мо-
менты времени t« (например, 1984 или 1991 года). Базисная цена на любую
продукцию или ресурсы считается неизменной в течение всего расчетного
периода и применяется, как правило, для измерения экономической эффек-
тивности проекта на стадии технико-экономических исследований инве-
стиционных возможностей.
На стадии ТЭО инвестиционного проекта обязательными являются
расчет экономической эффективности в прогаозных и мировых ценах.
Составляющие затрат и результатов инвестиционного проекта рас-
пределены на значительном отрезке времени (горизонт расчета) и поэтому
неравноценны, т.к. затраты в более поздние сроки предпочтительнее ана-
логичных затрат в более ранний период. Это объясняется экономическими
потерями, обусловленными неиспользованием вложенных средств в аль-
тернативных вариантах применения, а также потерями бт инфляции.
Поэтому при оценке эффективности инвестиционных проектов со-
измерение показателей разновременных затрат и результатов осуществля-
ется приведением их к начальному (to = 0) или наперед заданному (tn = п)
фиксированному моменту времени (точке приведения). Данная операция
называется дисконтированием (от слова discounting - уценка). В ее основе
лежит норма дисконта Е, равная приемлемой для инвестора норме дохода
на капитал. Величина нормы дисконта складывается из трех составляю-
щих: темпа инфляции J, минимальной реальной нормы прибыли МР и ко-
эффициента, учитывающего степень риска R:
E = J + MP + R.
Технически приведение к базисному времени (to = 0) затрат, резуль-
татов и эффектов, имеющих место на t-ом шаге расчета реализации проек-
130
та, производится путем их умножения на коэффициент дисконтирования
at, определяемый для постоянной нормы дисконта Е как
1
а. =7---м ’
(1 + Е/
где t - номер шага расчета (t = 0,1,2 ... Т), а Т - горизонт расчета.
Если норма дисконта изменяется во времени и на t-шаге равна Е„ то
коэффициент дисконтирования равен
при t = 0 а0 - 1 и а, = ——!- при t > 0.
FIO + EJ
k-1
Сравнение различных инвестиционных проектов (или вариантов
проекта) и выбор лучшего из них рекомендуется производить с использо-
ванием различных показателей, к которым относятся:
- чистый дисконтированный доход (ЧДД) или другое название -
интегральный эффект, New Present Value (NPV);
- индекс доходности (ИД) или другое название - индекс прибыль-
ности, Profitability Index (PI);
- внутренняя норма доходности (ВИД) или другое название -
внутренняя норма прибыли, рентабельности, возврата инвестиций, Intern
Rate of Return (IRR);
- срок окупаемости;
- другие показатели, отражающие интересы участников или спе-
цифику проекта.
Ни один из перечисленных критериев сам по себе не является дос-
таточным для принятия проекта. Решение об инвестировании средств в
проект должно приниматься с учетом значений всех перечисленных крите-
риев и интересов всех участников инвестиционного проекта. Важную роль
в этом решении должна играть также структура и распределение во време-
ни капитала, привлекаемого для осуществления проекта, а также другие
факторы, некоторые из которых поддаются только содержательному (а не
формальному) учету.
ЧДД определяется как сумма текущих эффектов за весь расчетный
период, приведенная к начальному шагу. Величина ЧДД для постоянной
нормы дисконта вычисляется по формуле
э"-чдд-»-3')(ГП7’
где R, - результаты, достигнутые на t-ом шаге расчета; 3i - затраты, осуще-
ствляемые на том же шаге; Т - горизонт расчета, равный номеру шага рас-
чета на котором производится ликвидация объекта.
131
В формуле в конце Т-го (последнего) шага должна учитываться ус-
ловная реализация активов. Если же предусматривается действительная
ликвидация производства, она должна быть включена в проект. Чистая ли-
квидационная (остаточная) стоимость объекта получается в результате вы-
читания расходов по ликвидации из стоимости материальных ценностей,
получаемых при ликвидации.
3t = (Rt - 3() - эффект, достигаемый на t-ом шаге.
Если ЧДД инвестиционного проекта положителен, проект является
эффективным (при данной норме дисконта), и может рассматриваться во-
прос о его принятии. Чем больше ЧДД, тем эффективнее проект.
На практике часто пользуются модифицированной формулой для
определения ЧДД. Для этого из состава 3, исключают капитальные вложе-
ния:
К, - капиталовложения на t-ом шаге;
К - сумма дисконтированных капиталовложений, т.е.
к = Ук.,-^-Цг-
S (1 + е)
Если через 3/ обозначить затраты на t-ом шаге при условии, что в
них не входят капиталовложения, то тогда формула для ЧДД записывается
в виде
и выражает разницу между суммой приведенных эффектов и приведенной
к тому же моменту времени величиной капитальных вложений (К).
Индекс доходности (ИД) представляет собой отношение суммы
приведенных эффектов к величине капиталовложений
ИД тесно связан с ЧДД. Он строится из тех же элементов и его зна-
чение связано со значением ЧДД: если ЧДД положителен, то ИД>1 и на-
оборот. Поэтому если ЧДД>1 - проект эффективен, если ИД<1 - неэффек-
тивен.
Внутренняя норма доходности (ВИД) представляет собой ту норму
дисконта (Е„„), при которой величина приведенных эффектов равна приве-
денным капитальным вложениям. Евн определяется из соотношения
у к,
^0 + Е,и)' й(1 + Ем)Г
Если расчет ЧДД и ИД инвестиционного проекта дает ответ на во-
прос, является ли он эффективным при некоторой заданной норме дискон-
132
та (Е), то по полученному в результате расчета ВНД определяется, соот-
ветствует ли проект требуемой инвестором норме дохода на вкладываемый
капитал. Если Еьн равна или больше требуемой инвестором нормы дохода
на капитал, инвестиции в данный проект оправданы и может рассматри-
ваться вопрос о его принятии. Если расчеты проектов (вариантов проекта)
по ЧДД и ВНД приводят к противоположным результатам, то предпочте-
ние следует отдавать ЧДД.
Следующим показателем эффективности инвестиции является срок
окупаемости, который определяется как минимальный временной интер-
вал (от начала существования проекта), за пределами которого интеграль-
ный эффект становится и в дальнейшем остается неотрицательным. Иными
словами, это период (измеряемый в месяцах, кварталах погодах), начиная с
которого первоначальные вложения и другие затраты, связанные с инве-
стиционным проектом, покрываются суммарными результатами его осу-
ществления. Срок окупаемости рекомендуется определять с использовани-
ем дисконтирования.
Коммерческая эффективность (финансовое обоснование) проекта
определяется соотношением финансовых затрат и результатов, обеспечи-
вающих требуемую норму доходности. При этом в качестве эффекта на t-
ом шаге (Э,) выступает поток реальных денег, другое название - Gash Flow
(CF).
При осуществлении проекта выделяются три вида деятельности:
инвестиционная (1), операционная (2) и финансовая (3).
В рамках каждого вида деятельности происходит приток П(1) и от-
ток O(t) денежных средств. Если обозначить разность между ними через
Ф(1). то
Ф|(1) = n,(t) - O,(t),
где (i = 1,2, 3); Фi(t) является аналогом (- К); Ф2(1) является аналогом R, -3‘,
и далее обозначается через Ф+(0; Ф3(1) результат финансовой деятельно-
сти предприятия.
Потоком реальных денег Ф(1) называется разность между притоком
и оттоком денежных средств от инвестиционной и операционной деятель-
ности на каждом периоде осуществления проекта (на каждом шаге расче-
та):
Ф(Г) = [П,(0 - Gi(t)] + [П2(О - o2(t)] = Ф|(0 + Ф2(0,
где Ф(1) является аналогом R, - 3,.
Сальдо реальных денег e(t) называется разность между притоком и
оттоком денежных средств от всех трех видов деятельности (так же на ка-
ждом шаге расчета):
e(t) = £ [ni(t)-Oi(t)] = Ф)(0 + Ф+(0 + ФД).
133
Методика определения Ф|0), Ф+О, Ф3(1) приведена в [41,42].
Необходимым критерием принятия инвестиционного проекта явля-
ется положительность сальдо накопленных реальных денег в любом вре-
менном интервале, где данный участник осуществляет затраты или полу-
чает доходы. Его отрицательная величина свидетельствует о необходимо-
сти привлечения участником дополнительных собственных или заемных
средств и отражения этих средств в расчетах эффективности.
Выбор проекта (варианта проекта) и принятие решения об инвести-
ровании должны производиться на основании всех приведенных выше по-
казателей коммерческой эффективности. Помимо этого должна учиты-
ваться структура потока и сальдо реальных денег.
Порядок приведения бюджетной и экономической эффективности
приведен в [41].
Для успешной реализации инвестиционного проекта предприятием
и инвесторами создается специальная система управления им. Инвестици-
онный процесс необходимо рассматривать как вероятностную систему, в
которой управляющее воздействие может дать различные результаты, ка-
ждый из которых наступает с некоторой вероятностью. Кроме того, в ходе
реализации проекта возможны неблагоприятные ситуации и последствия,
изменяющие планируемые исходные промежуточные и результативные
показатели, имеет место объективная недостаточность исходной информа-
ции об условиях реализации проекта, связанная с понятием риска.
При оценивании проектов наиболее существенными представляют-
ся следующие виды неопределенностей и рисков:
- риск, связанный с нестабильностью экономического законода-
тельства и текущей экономической ситуации, условий инвестирования и
использования прибыли;
- внешнеэкономический риск (возможность введения ограничений
на торговлю и поставки, закрытия границ и т.п.);
- неопределенность политической ситуации, риск неблагоприят-
ных социально-политических изменений в стране и регионе;
- неполнота и неточность информации о динамике технико-
экономических показателей, параметрах новой техники и технологии;
- колебания рыночной конъюнктуры, цен, валютных курсов и т.п.;
- неопределенность природно-климатических условий, возмож-
ность стихийных бедствий;
- производственно-технологический риск (аварии и отказы обору-
дования, производственный брак, ошибки персонала и т.п.);
- неопределенность целей, интересов и поведения участников ин-
вестиционного процесса;
134
- неполнота и неточность информации о финансовом положении и
деловой репутации участников (возможность неплатежей, банкротств,
срывов договорных обязательств).
Организационно-экономический механизм реализации проекта, со-
пряженный с риском, должен включать в себя специальные элементы, по-
зволяющие снизить риск и уменьшить связанные с ним неблагоприятные
последствия.
В этих целях используются:
- разработанные заранее правила поведения участников в опреде-
ленных «штатных» ситуациях (например, сценарии, предусматривающие
соответствующие действия участников при тех или иных изменениях ус-
ловий реализации проекта);
- управляющий (координирующий) центр, осуществляющий син-
хронизацию действий участников при значительных изменениях условий
реализации проекта.
С учетом этого система управления реализацией проекта должна
предусматривать сбор и обработку информации о меняющихся условиях
его реализации и соответствующую корректировку проекта, графика со-
вместных действий участников, условий договора между ними.
Для учета факторов неопределенности и риска при оценке эффек-
тивности проекта и хода инвестиционного процесса могут использоваться
следующие три метода (в порядке повышения точности):
- проверка устойчивости;
- корректировка параметров проекта и экономических нормативов;
- формализованное описание неопределенности.
Проект становится устойчивым и эффективным, если во всех рас-
сматриваемых ситуациях интересы участников соблюдаются, а возможные
неблагоприятные последствия устраняются за счет созданных запасов и
ресурсов или возмещаются страховыми выплатами. Степень устойчиво-
сти проекта по отношению к возможным изменениям условий реализации
может быть охарактеризована показателем - точкой безубыточности, ха-
рактеризующейся объемом продаж, при котором выручка от реализации
продукции В совпадает с издержками производства 30 (рис.4.2).
При определении этого показателя принимается, что издержки про-
изводства могут быть разделены на условно-постоянные (не изменяющие-
ся при изменении объема производства) издержки Зс и условно-
переменные, изменяющиеся прямо пропорционально объему производства
3V.
Точка безубыточности определяется по формуле
Т - _
6 Ц-3,. ’
где Ц - цена продукции.
135
Рис.4.2. Определение точки безубыточности
Для подтверждения работоспособности проектируемого производ-
ства (на данном шаге расчета) необходимо, чтобы значение точки безубы-
точности было меньше значений номинальных объемов производства и
продаж (на этом шаге). Чем дальше от них значение точки безубыточности
(в процентном отношении), тем устойчивее проект.
Следует иметь в виду, что «хорошее» значение точки безубыточно-
сти не гарантирует эффективности проекта, т.к. при определении точки
безубыточности в величины Зс и 3V обычно не включаются выплаты на
компенсацию инвестиционных затрат, процентов по кредитам и т.д.
Возможная неопределенность условий реализации проекта может
учитываться также путем корректировки параметров проекта и приме-
няемых в расчетах экономических нормативов, замены их проектных зна-
чений на ожидаемые. В этих целях:
- сроки строительства и выполнения других работ увеличиваются
на среднюю величину возможных издержек;
- учитывается среднее увеличение стоимости строительства, обу-
словленное ошибками проектной организации, пересмотром проектных
решений в ходе строительства и непредвиденными расходами;
- учитывается запаздывание платежей, неритмичность поставок
сырья и материалов, внеплановые отказы оборудования, допускаемые пер-
соналом нарушения технологии, уплачиваемые и получаемые штрафы и
санкции за нарушение договорных обязательств;
- в случае, если проектом не предусмотрено страхование участника
от определенного вида инвестированного риска, в состав его затрат вклю-
чаются ожидаемые потери от этого риска;
- увеличивается норма дисконта и требуемая ВНД.
Наиболее точным (но и наиболее сложным с технической точки
зрения) является метод формализованного описания неопределенности,
136
который, как правило, производится по специальным программам на ЭВМ.
Краткие характеристики применяемых в России программных пакетов
приведены в [41].
Там же изложена методика неформальных процедур отбора и оцен-
ки инвестиционных проектов.
Электрическое хозяйство является составной частью предприятия и
поэтому при проектировании и эксплуатации необходимо проводить оцен-
ку его экономической эффективности. Основные технические решения,
которые при этом приходится экономически обосновывать, следующие:
- выбор рационального напряжения питающих и распределитель-
ных электрических сетей;
- выбор наиболее рациональных схем электрических соединений
отдельных электроустановок, схем электроснабжения районов или пред-
приятия в целом;
- выбор числа и мощности трансформаторов и преобразователей, а
также мест расположения подстанций;
- определение типа, мощности и мест размещения средств КРМ и
регулирования напряжения;
- выбор рациональных способов канализации электроэнергии, се-
чения и способов прокладки ЛЭП;
- целесообразность сооружения собственной электростанции и ее
мощность;
- определение рациональных уровней надежности электроснабже-
ния и качества электроэнергии;
- обоснование ОТМ по рационализации электропотребления;
- принятие рациональной системы обслуживания и ремонта ЭУ
предприятия;
- обоснование других технических решений.
В периодической печати появилось много публикаций по вопросам
модификации типовой методики [40, 41] применительно к расчетам эко-
номической эффективности в энергетике. Например, в [100] предложены
критерии быстрой оценки эффективности проектов при проведении вари-
антных расчетов, анализе чувствительности к внешним и внутренним фак-
торам, выборе одного проекта из нескольких, а в [42] предложена модифи-
цированная методика определения срока окупаемости и ЧДД на основе
чистой бухгалтерской прибыли, позволяющая разделить процентные став-
ки по ссуде и по депозиту и соответственно анализировать их влияние на
эффективность проекта. В [99] приведена упрощенная методика технико-
экономического анализа обоснованности мероприятий по энергосбереже-
нию в рыночных условиях, а в [89] методика разделения прибыли от реа-
лизации проектов по энергосбережению между инвесторами и, в первую
очередь, между поставщиками и потребителями энергии при совместном
137
инвестировании энергосберегающих мероприятий с учетом их зачастую
противоположных экономических интересов.
Необходимо отметить, что в полном объеме проведенная методика
оценки инвестиционного процесса используется для электроэнергетиче-
ской системы предприятия достаточно редко. Примерами такого проектно-
го анализа могут быть, например, сооружение собственной электростанции
или проведение крупных работ по техническому перевооружению и рекон-
струкции действующей электроэнергетической системы. Обычно данные
по электроэнергетической системе входят в состав общего ТЭО или ТЭР
предприятия в целом, так как основные доходы поступают от реализации
продукции (услуг, работ) основного производства.
Как правило, и при проектировании, и в процессе эксплуатации
приходится использовать приведенную методику в усеченном варианте.
Обычно экономические расчеты при проектировании электроэнергетиче-
ской системы предприятия ограничиваются сравнением технических ре-
шений, приведенных выше.
При сравнении вариантов необходимо, чтобы они были технически
равноценны и экономически сопоставимы. Главными условиями сопоста-
вимости и технический равноценности являются:
- одинаковая мощность ЭУ;
- соответствие ЭУ требованиям ГОСТов, Правил и Норм;
- обеспечение необходимых уровней качества электроэнергии и
надежности электроснабжения;
- равенство условий безопасности труда и воздействия на окру-
жающую среду.
Из сравниваемых вариантов оптимальным считается вариант, обес-
печивающий минимум затрат, либо минимальный срок их окупаемости.
При этом следует иметь в виду, что при равенстве показателей или
незначительной разнице в затратах (5-10%) следует отдавать предпочтение
варианту с лучшими качественными показателями, более прогрессивному
и перспективному с точки зрения развития предприятия (например, с более
гибкой и удобной в эксплуатации схемой, с более высоким напряжением, с
меньшим расходом проводникового материала и т.п.).
В практике проектирования возможны случаи сравнения неравно-
ценных вариантов по какому-либо из отдельных показателей - надежности
электроснабжения, качеству электроэнергии, воздействию на окружаю-
щую среду. В таких случаях к затратам по вариантам прибавляется вели-
чина убытков (ущербов) от перерывов электроснабжения, от отклонений
показателей качества электроэнергии, от воздействия на окружающую
среду. .Методы оценки таких убытков (ущербов) приведены в соответст-
вующих разделах монографии.
138
Главах/. Надежность электроснабжения промышленных пред-
приятий
5.1. Основные понятия и определения
В соответствии с [6] под надежностью СЭС понимают ее свойство
выполнять заданные функции в заданном объеме при определенных усло-
виях функционирования. Применительно к СЭС в число ее основных
функций входит бесперебойное снабжение потребителей электроэнергией
в необходимом количестве установленного качества. Под объемом выпол-
нения функций понимают количественные показатели, характеризующие
выполнение этих функций. Например, в объеме функции обеспечения ка-
чества электроэнергии входят поддержание всех ПКЭ на зажимах ЭП в
пределах, установленных нормами. Надежность является сложным ком-
плексным свойством и в зависимости от назначения объекта и условий
функционирования (использования) может включать ряд единичных
свойств (в отдельности или в сочетании), основными из которых являются:
сохраняемость, долговечность, безотказность, ремонтопригодность, ре-
жимная управляемость, устойчивоспособность и живучесть. Часть единич-
ных свойств надежности относится только к отдельным элементам (сохра-
няемость, долговечность), некоторые свойства характеризуют как отдель-
ные элементы, так и их системы (безотказность, ремонтопригодность, ре-
жимная управляемость), некоторые могут быть отнесены только к систе-
мам (устойчивость, живучесть).
Сохраняемость - свойство объекта сохранять значения показателей
безотказности, долговечности и ремонтопригодности в течение и после
хранения и (или) транспортирования.
Долговечность - свойство объекта сохранять работоспособное со-
стояние до наступления предельного состояния при установленной систе-
ме технического обслуживания и ремонта.
Безотказность - свойство объекта непрерывно сохранять работо-
способное (рабочее) состояние в течение некоторого времени или некото-
рой наработки.
Ремонтопригодность - свойство объекта, заключающееся в при-
способленности к предупреждению и обнаружению причин возникновения
отказов, повреждений, к поддержанию и восстановлению работоспособно-
го (рабочего) состояния путем проведения технического обслуживания и
ремонтов.
Режимная управляемость - свойство СЭС поддерживать нормаль-
ный режим работы посредством управления.
139
Устойчивоспособность — свойство СЭС непрерывно сохранять ус-
тойчивость в течение некоторого времени.
Живучесть - свойство СЭС противостоять возмущениям, не допус-
кая их каскадного развития с массовым нарушением питания потребите-
лей.
Для характеристики надежности объектов энергетики [6] определе-
ны: состояния, события и показатели надежности.
Основные состояния, характеризующие надежность СЭС:
- Работоспособное состояние - состояние объекта, при котором
он способен выполнять все или часть заданных функций в полном или час-
тичном объеме.
- Неработоспособное состояние - состояние объекта, при котором
он не способен выполнять все заданные функции.
- Рабочее состояние - состояние объекта, при котором он выпол-
няет все или часть заданных функций в полном или частичном объеме.
- Нерабочее состояние - состояние объекта, при котором он не
выполняет все заданные функции.
- Предельное состояние - состояние объекта, при котором его
дальнейшая эксплуатация должна быть прекращена из-за неустранимого
нарушения требований безопасности, или неустранимого снижения уровня
работоспособности, или недопустимого снижения эффективности жсп.туа-
тации.
Работоспособность характеризует потенциальные возможности
функционирования объекта, а рабочее состояние - уровень функциониро-
вания или, другими словами, реализацию этого потенциала.
При анализе СЭС различают:
- состояние схемы, которое охватывает совокупность элементов и
электрических связей между ними, существующих в течение определенно-
го интервала времени;
- состояние потока электроэнергии, которое характеризует сово-
купность значений параметров при определенном состоянии схемы в оп-
ределенный момент времени.
- рабочее состояние СЭС характеризуется определенными режи-
мами её функционирования(применения).
Режим работы СЭС - некоторое её состояние, определяемое зна-
чениями переменных физических величин, называемых параметрами ре-
жима, характеризующих процесс производства, передачи и потребления
электроэнергии. Основные параметры режима СЭС: частота, напряжение,
ток, мощность, углы <р и 0.
Основные режимы работы СЭС: нормальный, утяжеленный, ава-
рийный.
140
Нормальный режим - рабочее состояние СЭС, при котором обеспе-
чивается значение заданных параметров режима работы в установленных
пределах.
Утяжеленный режим - рабочее состояние СЭС, при котором хотя
бы для одного параметра режима работы не обеспечивается значение в ус-
тановленных пределах.
Аварийный режим - рабочее состояние СЭС, в котором она нахо-
дится в результате отказа её элементов от момента возникновения отказа
до его локализации. Аварийный режим является кратковременным пере-
ходным режимом, после локализации которого объект переходит либо в
нормальный, либо в утяжеленный режимы, либо в нерабочее состояние.
Схема возможных состояний СЭС представлена на рис. 5.1.
События характеризуют переходы элементов или всей СЭС из од-
ного состояния в другое. Следует отличать переходы из одного уровня ра-
ботоспособного состояния в другой и переходы из одного уровня рабочего
состояния в другой. Такие переходы могут происходить как в результате
аварийных отказов, так и в результате управления объектом, например,
вывод элемента в предупредительный ремонт или в резерв и обратные со-
бытия.
Следует различать отказы работоспособности и отказы функциони-
рования объекта.
На рис. 5.2 приведены основные события, характеризующие надеж-
ность СЭС.
Событие, заключающееся в повышении уровня работоспособности
или рабочего состояния, называется восстановлением.
В соответствии с классификацией объектов по [43] большинство
элементов СЭС относится к ремонтируемым изделиям, хотя имеются и пе-
ремонтируемые, например, неразборные предохранители типа НПН и др.
Для ремонтируемых объектов основными показателями надежности яв-
ляются: параметр потока отказов или частота отказов, время восстановле-
ния, частота профилактических ремонтов и их средняя длительность.
Параметр потока отказов - предел отношения вероятности отказа
объекта на интервале времени или наработки непосредственно после дан-
ного момента времени к продолжительности этого интервала при его неог-
раниченном уменьшении:
«.m-lim p[(t + At)-t] . . M{r(t + At)} - M'r(t)}
c>( t) = Hm M ------- или co(t) = -----------------,
At At
где p[(t+At)-t] - вероятность отказа на интервале времени At.
Параметр потока отказов для одного и того же элемента обычно
меняется в течение срока службы. Характерный график изменения пара-
метра потока отказов в течение срока службы («жизни»), который иногда
называют кривой «вымирания», приведен на рис. 5.3.
141
Рис. '5.1. Состояния и режимы, характеризующие работоспособность и объем функционирования СЭС:
HP - нормальный режим; УР — утяжеленный режим
Рис. 5.2. События, характеризующие надежность СЭС
Рис. 5.3. График изменения параметра потока отказов эле-
мента в течение срока службы
На графике 5.3 можно выделить три периода: I - период приработ-
ки; 2 - период нормальной эксплуатации; 3 - период старения. Для перио-
да нормальной эксплуатации параметр потока отказов элемента практиче-
ски не меняется с течением времени и может считаться постоянным, и по-
этому для характеристики надежности элементов СЭС применяется пока-
затель - частота отказов:
для электрооборудования — ш = ,
для сетевых элементов - ш = ,
LT
где п - число отказов элементов за период наблюдения; N - число одно-
типных элементов системы; Т - период наблюдения, год или час; L - про-
тяженность ЛЭП, км.
143
Так как число отказов элемента является случайной величиной, для
надёжной оценки параметра потока отказов число элементов, протяжен-
ность электрических сетей и период наблюдения должны быть достаточно
велики.
Время восстановления — период времени от момента снижения
уровня работоспособности или относительного уровня функционирования
до момента восстановления требуемого уровня работоспособности или от-
носительного уровня функционирования и для элементов СЭС обычно оп-
ределяется из выражения
где п - число отказов элемента; t; - время восстановления элемента при i-м
отказе элемента.
При исследовании в расчете надёжности СЭС используется ряд до-
полнительных показателей надёжности элементов:
среднее время безотказной работы элемента
Т„ = '-, год или Т„ = ч;
и ш
средняя длительность межремонтного цикла
_ 1 т 8760
Т„=-, годили Т„=———,ч;
Л Л
где X - частота вывода элемента в ремонт, 1/год или 1/ч.
Коэффициент готовности - это вероятность того, что элемент бу-
дет работоспособен в произвольно выбранный момент времени в проме-
жутках между плановыми ремонтами:
Т
К =-----Ь----.
Ти+тп+т.
Коэффициент вынужденного простоя - это вероятность того, что
элемент будет неработоспособен в произвольно выбранный момент време-
ни в промежутках между плановыми ремонтами:
к т._________
т„+т„+тв
Коэффициент планового простоя - это вероятность того, что эле-
мент будет находиться в произвольно выбранный период времени в плано-
вом ремонте:
Т
К =-----—----
Ти+т„+т,
Очевидно, что Кг + Кв + К„ = 1.
144
Вероятность появления того или иного числа отказов в заданный
период времени для большинства элементов СЭС распределена по закону
Пуассона:
" п! ’
где Рп - вероятность возникновения п отказов в течение времени t; ® - па-
раметр потока отказов элемента.
Для СЭС обычно оценивается вероятность безотказной работы (п
= 0) в течение одного года (t = I), которая определяется из выражения
Ро = е'“’.Тогда вероятность появления хотя бы одного отказа элемента в
течение года будет определяться из выражения
Рп>о=1 -е-“
На современном этапе развития электроэнергетики расчет надежно-
сти СЭС и оценка её рационального уровня является одной из наиболее
важных и недостаточно разработанных проблем.
В настоящее время в соответствии с [4] по необходимой степени
надежности электроснабжения все ЭП разделены на три категории, с вы-
делением особой группы 1 категории.
К особой группе 1 категории относятся ЭП, обеспечивающие безо-
пасную остановку производства, перерыв электроснабжения которых уг-
рожает жизни или здоровью людей, взрывом или пожаром, порчей дорого-
стоящего основного оборудования. ЭП 1-ой категории должны обеспечи-
ваться электроэнергией от 2-х независимых источников питания (ИП), и
перерыв их электроснабжения от одного из ИП может быть допущен лишь
на время автоматического переключения питания. ЭП особой группы 1 ка-
тегории должны быть запитаны от трех независимых ИП.
Независимым ИП называется ИП, на котором сохраняется напря-
жение в пределах, регламентированных ПУЭ для послеаварийного режима,
при исчезновении его на других источниках. К числу независимых ИП мо-
гут быть отнесены две секции или системы шин одной или двух электро-
станций и подстанций при одновременном соблюдении следующих усло-
вий:
а ) каждая из секций или систем шин, в свою, очередь имеет питание
от независимого ИП;
б ) секции (системы) шин не связаны между собой или имеют связь,
автоматически отключаемую при нарушении нормальной работы одной из
секций (систем) шин.
Недостатком такой классификации ЭП и ИП является неполная
четкость, качественное (описательное) установление требований к необхо-
димым уровням надежности, отсутствие количественных нормативов и по-
145
казателей надежности, В первой главе настоящей работы дано более точ-
ное определение независимого ИП.
В последнее время достигнуты значительные успехи в разработке
методов количественной оценки надежности СЭС практически любой
сложности. Так, для предприятий нефтеперерабатывающей и нефтехими-
ческой промышленности получены эксплуатационные показатели надеж-
ности отдельных элементов СЭС, разработаны методы, алгоритмы и про-
граммы для ЭВМ по оптимизации уровня надежности, разработаны соот-
ветствующие нормативные документы, например [11].
В зависимости от последствий внезапных перерывов электроснаб-
жения все ЭП можно разбить на две большие группы.
Первая группа - потребители, перерыв электроснабжения которых
может привести к катастрофическим последствиям (пожарам, взрывам,
созданию ситуаций, опасных для здоровья и жизни людей), а также потре-
бители, перерывы электроснабжения которых принципиально допустимы,
но их отрицательные последствия не могут быть оценены в стоимостном
выражении (бытовые потребители, общественный транспорт и другие).
Вторая группа - потребители, у которых перерыв электроснабжения
вызывает материальные убытки (ущербы), которые могут быть оценены
количественно.
Различные последствия перерывов электроснабжения обусловли-
вают использование различных методов оценки и оптимизации уровня на-
дежности СЭС.
Для потребителей первой группы Правилами и Нормами должны
быть установлены количественные нормативы (показатели) надежности,
например, вероятность безотказной работы, допустимое число перерывов
электроснабжения в год, максимально допустимая длительность одного
перерыва и т.п. В этом случае при проектировании намечается несколько
вариантов СЭС, обеспечивающих нормативные показатели надежности, и
из них выбирается вариант с минимальными затратами [47].
Для потребителей второй группы за оптимальный может быть при-
нят вариант СЭС с минимальными суммарными затратами, включая ущерб
от перерывов электроснабжения:
3j = 3j + У, = min,
где 3; - затраты на осуществление варианта без учета ущерба; У| ~ матема-
тическое ожидание ущерба от перерывов электроснабжения для рассмат-
риваемого варианта СЭС; i - число рассматриваемых вариантов.
Надежность СЭС зависит от надежности отдельных элементов, их
количества и схемы соединения, а необходимый уровень надежности оп-
ределяется последствиями от перерывов электроснабжения у потребителей
электроэнергии. Поэтому исходными данными для расчета и оптимизации
уровня надежности СЭС являются показатели надежности отдельных эле-
146
ментов, схема их соединения, а также функции зависимостей ущерба по-
требителей от длительности перерывов и ограничений электроснабжения.
5.2. Определение показателей надежности схем электро-
снабжения
Дня проведения расчета надежности СЭС на основании принципи-
альной схемы СЭС (рис. 5.4) составляется блок-схема, на которой обозна-
чаются все ее элементы с их показателями надежности. Намечается узел,
для которого необходимо определить показатели надежности. Используя
специальные методы и приемы, блок-схему упрощают - свертывают до
простейшей. Вычисленные показатели надежности для такой схемы и бу-
дут показателями надежности данного узла СЭС.
Рис. 5.4. Принципиальная схема электроснабжения узла на-
грузки: ИП1, ИП2, ИЛЗ - источники питания; Л-1, Л-2, Л-3,
Л-4, Л-5 - линии электропередачи; ЭП - узел потребления
электроэнергии
□ипз
Последовательность свертывания блок-схемы представлена на рис.
5.5. Показатели надежности блока I (рис. 5.5, б) эквивалентны показателям
элементов 1 и 2, а блока II - ипоказателям надежности элементов 4 и 5 ис-
ходной блок-схемы; показатели надежности блока III эквивалентны пока-
зателям надежности блоков I и 3, блока IV - блоков II и III, причем показа-
тели блока IV являются показателями надежности рассматриваемого узла
нафузки.
Рис. 5.5. Последовательность преобразования блок-схемы
147
При свертывании блок-схемы, пользуются правилами преобразова-
ния. Для п последовательно включенных элементов показатели надежно-
сти эквивалентного блока приближенно (без учета возможности их одно-
временных простоев) определяются по формулам:
= У со,, Т, = — У со, • ,
Y 1 о y "
". 1 т-,
Ч =2Л.т„4-1Л-Т"‘’
где (Oj, ТВ1 - средний параметр потока отказов и время восстановления i-ro
блока последовательно включенных элементов; Xi, Tnj - соответственно
частота вывода в ремонт и длительность ремонта i-ro блока из п последо-
вательно включенных элементов.
При определении показателей надежности эквивалентного блока
для параллельно соединенных элементов учитывается возможность нало-
жения отказов и ремонтов. Так, для двух параллельно соединенных эле-
ментов параметр отказов цепи, вызванных наложением отказа одного, ко-
гда второй находится в ремонте, определяется из выражений
С^в2п1 ®2*KnrKw, С0а|п2 CB|'Kn2*Kw,
где ша2п1 - параметр потока отказов цепи при наложении событий: первый
элемент находится в ремонте, отказывает второй элемент; соВ| „а - параметр
потока отказов цепи при наложении событий: второй элемент находится в
ремонте, отказывает первый элемент; coi, (О2 - средние параметры потока
соответственно первого и второго элементов; К„|, Кп2 - коэффициенты
простоя в ремонте соответственно первого и второго элементов; Kw - ко-
эффициент меньше единицы, учитывающий факт, что элементы электри-
ческой сети выводятся в ремонт только при благоприятных условиях и не
выводятся при неблагоприятных условиях, например, в грозу, при голо-
ледных явлениях, в сильный ветер и т.п.
Если Тй > Тп), то Ta2nt = 0,5- ТП|.
где Т„2 - время восстановления второго элемента; Тп1 - время простоя в
ремонте первого элемента; ТВ2П| время восстановления цепи из двух па-
раллельных элементов при наложении событий: первый элемент находится
в ремонте, второй отказывает.
Т2
Если < Тп1, то Тв2п1 = ТВ1 - .
ЕСЛИ Та2 ТпЬ ТО Тц2п1 Гв2,
Наложение отказов двух параллельно соединенных элементов учи-
тывается выражением
= Й2-Кв| + 0)1-Кв2,
148
где совв - параметр потока отказов при одновременном отказе обоих эле-
ментов; КВ|, Кв2 - коэффициенты вынужденного простоя соответственно
для первого и второго элементов.
Время вынужденного простоя цепи при одновременном отказе двух
параллельно соединенных элементов
-р _ Tu • Т,2
“ t,1+V
где Та(, Тв2 — время вынужденного простоя соответственно первого и вто-
рого элементов.
Наложение периода профилактических ремонтов обоих параллель-
но соединенных элементов считается невозможным событием. С учетом
вышеизложенного для цепи при параллельном соединении двух элементов:
К»в = И|-Кв2 + С02Кв| + ffll-Kn2-Kw + (Dj-Kni-Kw,
Т.=— (<oMT„+<o„Tln),
где шв - параметр потока отказа эквивалентного блока при параллельном
соединении двух элементов; Тв - время восстановления эквивалентного
блока при параллельном соединении двух элементов.
Выведены формулы для электрических цепей, содержащих более
двух элементов, соединенных параллельно, которые в настоящей работе не
приводятся из-за их громоздкости и редкого применения в практических
расчетах, но при необходимости они могут быть взяты, например, из [44].
ПРИМЕР. Определить показатели надежности узла нагрузки для
схемы, представленной на рис. 5.4, показатели надежности отдельных эле-
ментов которой приведены в табл. 5.1.
Таблица 5.1
Показатели надежности элементов схемы
Линия Средний па- раметр пото- ка отказов, 1/год Среднее время восстановле- ния, ч Частота выво- да в ремонт, 1/год Время простоя элементов в ремонте, ч
Л-1 0,7 16 6 8
Л-2 0,84 16 6 8
Л-3 0,5 14 5 8
Л-4 0,6 14 5 8
Л-5 0,4 14 5 8
149
В расчете принимается Kw = 0,5. По исходным данным определяет-
ся сначала коэффициент вынужденных простоев элементов 1 и 2 и коэф-
фициентов простоя этих элементов в ремонте:
Затем определяются показатели надежности эквивалентного блока I
(рис. 5.5, б):
(0| = <О]-КВ2 + К>2'КЯ| + CO|-Kn2-Kw + tt>2-Kr,rKv = 6,4-10! 1/год,
т„| = — - •[ Тяя(<0|-Кв2 + 0>2-KB|) + Kw-(T„hl2-COl-K„2 + Talnl-lOl-Kni)] -- 5,3 ч.
«I
По исходным данным определяются показатели надежности блока
II:
<Л| = =1,0 1/год; ТяЦ = (Тнд-сод + Т^-со?) = 14 ч;
(0,|
Аи = Х4 + = 10 1/год; Т,|И = — -(Т|14-л4 + = 8 ч.
'-и
Показатели надежности блока 111 (рис. 5.5.в) рассчитываются анало-
гично блоку II, а блока IV - аналогично блоку 1. Данные расчетов сведены
в табл. 5.2.
Таблица 5.2
Результаты расчета надежности
Блок и, 1/год Т„ ч X, 1/год тп, Ч
I 0,006 5,3 0 0
II 1,04 14 10 8
III 0,506 14 5 8
IV 0,006 4,6 0 0
Результаты расчетов показывают, что надежность электроснабже-
ния узла блок IV очень высока. Но надежность электроснабжения резко
снижается при ограниченной пропускной способности ЛЭП или ограни-
ченных мощностях ИП (показатели блоков П и III).
Для сложных схем СЭС расчеты показателей надежности узлов яв-
ляется очень объемной задачей и поэтому должны производиться с приме-
нением ЭВМ, использованием алгоритмов и программ, приведенных, на-
пример, в [11,44, 45,47,48].
150
5.3. Определение убытков (ущербов) при перерывах и ограни-
чениях электроснабжения
Для определения оптимального уровня надежности электроснабже-
ния потребителей второй группы необходимо знать величину годового
ущерба при перерывах электроснабжения, которая определяется особенно-
стями технологического процесса, зависит от частоты и длительности пе-
рерывов электроснабжения, а также от вероятности совпадения этих пере-
рывов с той или иной фазой технологического процесса, если производст-
во цикличное или периодическое.
При перерыве электроснабжения длительностью более некоторого
критического времени to происходит расстройство технологического про-
цесса и возникает ущерб. В общем случае время простоя технологической
установки, цеха при перерыве электроснабжения может быть определено
из выражения
tn — t, + t|iyCK,
где t, - длительность перерыва электроснабжения, причем L, > Д>; trcx - вре-
мя, необходимое для доведения параметров технологического процесса
после восстановления электроснабжения до регламентируемых величин;
tnycK - время пуска технологической установки, равное времени достижения
номинальной производительности после восстановления регламентируе-
мых параметров режима.
На рис. 5.6 представлен график изменения производительности ус-
тановки при перерыве электроснабжения и последующем восстановлении
электроснабжения и технологического режима.
Обычно в расчетах используют так называемое приведенное время
простоя (tn), которое равно:
tn t, "t" Гц., "t" tnyCK t , - t nycx ,
где t, - приведенное время перерыва электроснабжения; t'nycK - приведен-
ное время пуска установки;
t = f =
’ Q. ’ Q,, ’
где П, - количество продукции, выпущенной за время перерыва электро-
снабжения; П||уск - количество продукции, выпускаемой за время пуска ус-
тановки после перерыва электроснабжения; QH - номинальная (доаварий-
ная) производительность установки. Для многих установок t'3 = 0.
151
Рис. 5.6. Изменение производительности технологической
установки при перерыве и последующем восстановлении
электроснабжения
В общем случае ущерб предприятия при перерыве электроснабже-
ния определяется по формуле
У = Уп + Уна + Унп,
где - составляющая полного ущерба, которая возникает на отключен-
ной установке из-за потерь и брака продукции, перерасхода энергоресур-
сов, сырья и материалов, поломок оборудования при внезапной остановке,
простое и послеаварийном пуске, а также увеличения условно-постоянной
составляющей себестоимости продукции (цеховые и общезаводские рас-
ходы, амортизационные отчисления и т.д.), если недовыпуск продукции
после восстановления электроснабжения не может быть восполнен; УН1 -
составляющая полного ущерба, вызываемая недозагрузкой предшествую-
щих или последующих установок технологический цепи и определяемая
теми же статьями убытков, что и У„; Унп - составляющая полного ущерба,
определяемая недополучением предприятием прибыли.
yHn = KQHt’„-(U-C),
где QH - номинальная производительность установки, цеха, предприятия;
t'n - приведенное время простоя установки из-за перерывов электроснаб-
жения; Ц, С - соответственно цена и себестоимость единицы товарной
продукции; К - доля в выпуске товарной продукции остановленной уста-
новки (для концевых товарных цехов К=1).
Если недовыпуск продукции восполняется, например, путем форси-
рования режима, включением резервных агрегатов, использованием сверх-
урочных часов работы, то все возникающие при этом дополнительные рас-
152
ходы относят к составляющей прямого ущерба, но зато в этом случае не
учитывается перерасход условно-постоянной составляющей себестоимо-
сти продукции, и составляющая ущерба Унп принимается равной'нулю. Со-
ставляющая ущерба Унз имеет место только в случае сохранения в предше-
ствующих и последующих установках и цехах электроснабжения и отсут-
ствия складов накопителей промежуточной или готовой продукции, то
есть в случаях, когда смежные установки, цехи останавливаются на «горя-
чий простой» при аварийной остановке какого-либо цеха в последователь-
ной технологический цепи из-за перерыва его электроснабжения.
С достаточной для расчетов надежности точностью путем кальку-
лирования отдельных убытков удается получить зависимости разового
ущерба установки, цеха от длительности перерыва электроснабжения - У =
f(t,). Зная показатели надежности (сов, Тв) и зависимости У = f(t3) для лю-
бого узла СЭС можно определить величину ожидаемого годового ущерба:
yy=vi(y.»+y.n.+y...«)>
где <лу - параметр потока отказов в узле СЭС; К - число установок (цехов),
питающихся от данного узла СЭС.
Определение ущерба предприятия - очень объемная и многовари-
антная задача, которая должна решаться с использованием ЭВМ. Для
предприятий нефтеперерабатывающий и нефтехимической промышленно-
сти могут быть использованы алгоритмы и программы для ЭВМ, приве-
денные в [11].
Для ориентировочных расчетов при решении вопроса перспектив-
ного развития электроэнергетических систем или выбора системы питания
предприятия часто применяются удельные показатели ущербов, отнесен-
ные к 1 кВт отключенной мощности или 1 кВт-ч недоотпущенной электро-
энергии. Для более объективных оценок расчетов необходимо пользовать-
ся интервальными оценками удельных показателей ущерба.
5.4. Способы повышения надежности систем электро-
снабжения
К основным способам повышения надежности СЭС относятся:
- повышение надежности ИП;
- повышение надежности отдельных элементов СЭС;
- уменьшение числа последовательно включенных элементов в
СЭС (применение глубоких вводов высокого напряжения, применение уп-
рошенных схем включения, уменьшение числа трансформаций и коммута-
ций и т.п.);
153
- резервирование элементов СЭС (секционирование, увеличение
числа ИП , применение агрегатов бесперебойного питания и др.) и техно-
логической системы;
- внедрение или усовершенствование релейной защиты, противо-
аварийной автоматики (АЧР, АВР, АПВ), современных систем управления,
самозапуска ответственных механизмов и др.;
- изменение технологических процессов с целью снижения требо-
ваний к надежности электроснабжения, включая внедрение технологиче-
ских защит, блокировок и противоаварийной автоматики;
- совершенствование системы технического обслуживания и ре-
монта электроустановок, а также повышение культуры их эксплуатации;
- подготовка, переподготовка и противоаварийная тренировка об-
служивающего персонала с целью повышения его квалификации.
Как при проектировании СЭС, так и в процессе ее эксплуатации
уровень надежности, способы повышения надежности выбираются на ос-
новании проведения технико-экономических расчетов.
Таким образом, повышение надежности СЭС является комплексной
задачей, которая может быть успешно решена на основе технического и
экономического анализа ИП, СЭС, технологического производства и усло-
вий их функционирования. Методические указания по экономическому
обоснованию оптимального уровня электроснабжения промышленных
предприятий приведены в [49] и для отраслевых СЭС в [11].
154
Глава VI. Безопасность систем электроснабжения
6.1. Общие положения
Безопасность СЭС - это свойство СЭС сохранять с некоторой ве-
роятностью безопасное состояние при выполнении заданных функций в
условиях, установленных нормативно-технической документацией.
Безопасность - это отсутствие опасности, предупреждение опасно-
сти.
Следует иметь в виду, что безопасность СЭС может рассматривать-
ся в трех аспектах:
- как состояние, при котором отсутствуют факторы, опасные и
вредные для людей и окружающей среды;
- как свойство не допускать с некоторой вероятностью ситуации,
опасные и вредные для людей и окружающей среды;
- как система мероприятий и средств, обеспечивающих защиту
людей и окружающей среды от опасных и вредных производственных
факторов.
Состояние безопасности (или опасности) характеризует СЭС в ка-
кой-то определенный момент времени.
Свойство безопасности СЭС является одной из ее качественных ха-
рактеристик, интегрирующей соотношение между состоянием безопасно-
сти и опасности за определенный период времени (год, месяц, межре-
монтный срок службы и др.). Свойство безопасности ЭУ обеспечивается
путем применения оборудования и устройств соответствующей конструк-
ции, а также системы специальных мероприятий и средств.
На практике безопасность относительна. Реальные уровни безопас-
ности, которые можно достичь в СЭС конкретного предприятия, исполь-
зуя все имеющиеся методы, способы и средства, имеют вероятный харак-
тер и зависят от очень многих факторов.
Безопасность СЭС определяет безопасность труда персонала, ве-
дущего монтаж, обслуживание, ремонт и управление ЭУ.
Безопасность труда - состояние условий труда, при которых ис-
ключено воздействие на работающих опасных и вредных производствен-
ных факторов.
Опасный производственный фактор — производственный фактор,
воздействие которого в определенных условиях приводит к травме или
другому внезапному резкому ухудшению состояния здоровья работающих
или необратимым отрицательным воздействиям на окружающую среду.
155
Вредный производственный фактор - производственный фактор,
воздействие которого в определенных условиях приводит к заболеванию
или снижению работоспособности работающих или отрицательным воз-
действиям на окружающую среду. В зависимости от уровня и продолжи-
тельности воздействия вредный производственный фактор может стать
опасным.
Безопасность СЭС определяется безопасностью производственного
оборудования и производственных процессов.
Безопасность производственного оборудования - свойство обору-
дования сохранять безопасное состояние при выполнении заданных функ-
ций в условиях, установленных нормативно-технической документацией.
Безопасность производственного процесса - свойство производст-
венного процесса сохранять безопасное состояние при протекании в усло-
виях, установленных нормативно-технической документацией.
Процессы производства, преобразования, передачи, распределения
и потребления электроэнергии относятся к одним из самых опасных про-
изводственных процессов, так как электрический ток не может быть обна-
ружен заблаговременно с помощью органов чувств, а когда он обнаружен,
то, как правило, бывает уже поздно принять меры предосторожности.
Безопасность труда в СЭС обеспечивается за счет применения тех-
ники безопасности и производственной санитарии.
Техника безопасности - система организационных мероприятий и
технических средств, предотвращающих воздействие на работающих
опасных производственных факторов.
Производственная санитария - система организационных меро-
приятий и технических средств, предотвращающих или уменьшающих
воздействие на работающих вредных производственных факторов.
Более широким понятием является понятие охраны труда.
Охрана труда - система законодательных актов, социально-
экономических, организационных, технических, гигиенических и лечебно-
профилактических мероприятий и средств, обеспечивающих безопасность,
сохранение здоровья и работоспособности человека в процессе труда. В
настоящей работе рассматриваются лишь вопросы электробезопасности и
её обеспечение в ЭУ и на производственных объектах, взаимосвязь безо-
пасности СЭС с другими её свойствами, а также влияние безопасности
СЭС на сложные системы: окружающую среду, технологические системы
и питающие электрические сети.
156
6.2. Электробезопасность
Электробезопасность - система организационных и технических
мероприятий и средств, обеспечивающих защиту людей от вредного и
опасного воздействия электрического тока, электрической дуги, электро-
магнитного поля и статического электричества. Так же, как и безопас-
ность, электробезопасность в зависимости от решаемых задач следует рас-
сматривать и как состояние, и как свойство тех или иных технических сис-
тем, в которых применяется электрическая энергия.
Опасные и вредные производственные факторы, воздействующие
на персонал, обслуживающий или находящийся в зоне действия ЭУ, в ос-
новном относятся к физическим и психофизиологическим, частично к хи-
мическим группам. Из физически опасных и вредных производственных
факторов непосредственно к области электробезопасности относятся: по-
вышенная температура поверхностей оборудования и токопроводов; по-
вышенная ионизация воздуха; повышенное значение напряжения в элек-
трической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека;
повышенный уровень статического электричества; повышенный уровень
электромагнитных излучений; повышенная напряженность электрическо-
го поля; повышенная напряженность магнитного поля; расположение ра-
бочего места на значительной высоте от поверхности земли.
К психофизическим опасным и вредным производственным факто-
рам относятся физические и нервно-психические перегрузки (умственное
напряжение, перенапряжение анализаторов, эмоциональные перегрузки).
К химическим опасным и вредным производственным факторам
относятся выделение токсичных и раздражающих веществ При нагреве
токоведущих и изоляционных частей, а также горении электрической ду-
ги, особенно в результате короткого замыкания в ЭУ или при электриче-
ской сварке.
Степень опасного и вредного воздействия на человека электриче-
ского тока, электрической дуги и электромагнитных полей зависит от
- рода тока и величины напряжения и тока;
— частоты электрического тока;
- пути протекания тока через тело человека;
- продолжительности воздействия электрического тока или элек-
трического, магнитного или электромагнитного полей на органы человека;
- условий внешней природной и производственной среды.
Проходя через живые ткани, электрический ток оказывает терми-
ческое, электролитическое и биологическое воздействие. Обычно выде-
ляют два вида поражений электрическим током: местные электрические
травмы и электрический удар.
157
Местными электрическими травмами являются поражение тканей и
органов электрическим током: ожоги, электрические знаки, электроме-
таллизация кожи, механические повреждения и электроофтальмия.
Электрический ожог возможен при прохождения через тело чело-
века значительных токов, в результате выделения тепла в сопротивлении
тела человека и нагрева пораженных тканей до температуры более 60°С.
Возможны также ожоги и без прохождения тока через тело человека элек-
трической дуги или при прикосновении к сильно нагретым частям элек-
трооборудования, от разлетающихся раскаленных частиц металла и т. п.
Электрические знаки ( метки тока) возникают при хорошем кон-
такте с токоведущими частями. Они представляют собой припухлость с
затвердевшей в виде мозоли кожей серого или желтовато-белого цвета,
круглой или овальной формы. Края электрического знака резко очерчены
белой или серой каймой. Природа электрических знаков не выяснена.
Предполагается, что они вызываются химическими и механическими дей-
ствиями тока.
Электрометаллизация кожи - проникновение под поверхность
кожи частиц металла вследствие разбрызгивания и испарения его под воз-
действием тока, например, при горении дуги.
Электроофтальмия - поражение глаз вследствие воздействия
ультрафиолетового излучения электрической дуги или ожогов.
Механические повреждения (ушибы, переломы и пр. ) при падении
с высоты вследствие резких непроизвольных движений или потери созна-
ния, вызванных действием тока.
Электрический удар наблюдается при воздействии малых токов
при небольших напряжениях. Ток действует на нервную систему и на
мышцы, вызывая паралич пораженных органов. Паралич дыхательных
мышц, а также мышц сердца может привести к смертельному исходу.
Прохождение тока может вызвать фибрилляцию сердца - беспорядочное
сокращение и расслабление мышечных волокон сердца. Опытным путем
установлено, что большие ток и напряжение более опасны. Наиболее опа-
сен переменный ток. Чем короче время воздействия тока, тем меньше
опасность. В табл. 6.1. приведены значения постоянного и переменного
тока, которое вызывают определенные воздействия на человека.
Обычно выделяют следующие пороговые значения тока:
- порог ощущения тока - наименьший ощутимый ток (0,5 - 1,5
мА);
- порог неотпускающего тока - наименьший ток, при котором
человек уже не может самостоятельно освободиться от захваченных элек-
тродов действием тех мышц, через которые проходит ток (6-10 мА);
- смертельный ток (100 мА и более).
158
Необходимо отметить, что указанные пороговые значения зависят
от индивидуальных особенностей людей, а опасность поражения током за-
висит не только от длительности, величины тока и напряжения, но и ряда
других факторов: пути тока в теле человека, состояния внешней среды и
других. Наиболее опасно прохождение тока через дыхательные мышцы и
сердце.
Таблица 6.1
Воздействие постоянного и переменного тока на человека
Значение то- ка, проходя- щего через человека, мА Характер воздействия
Переменный ток, 50-60 Гц Постоянный ток
0,5- 1,5 Начало ощущения, легкое дро- жание пальцев руки Не ощущается
2,0-3,0 Сильное дрожание пальцев рук. Ощущение доходит до запястья Не ощущается
5,0 - 7,0 Легкие судороги в руках. Боле- вые ощущения в руках Зуд. Ощущение на- грева
8,0- 10 Руки трудно, но еще можно ото- рвать от электродов. Сильные боли в пальцах, кистях рук и предплечьях Усиление ощуще- ния нагрева
20-25 Паралич рук, оторвать их от электродов невозможно. Очень сильные боли. Дыхание затруд- нено Еще большее уси- ление нагрева. Не- значительное со- кращение мышц рук
50-80 Остановка дыхания. Начало фибрилляции сердца Сильное ощущение нагрева. Сокраще- ние мышц рук. Су- дороги, затруднение дыхания
90-100 Остановка дыхания. При дли- тельности 3 с и более остановка сердца Остановка дыхания
Величина тока и его путь протекания через тело человека зависят
от схемы его прикосновения к частям ЭУ, находящимся под напряжением,
состояния изоляции токоведущих частей ЭУ, режима работы нейтрали
ИП, величины сопротивления тела человека и от ряда других обстоя-
тельств. Схемы включения человека в электрическую цепь могут быть
двухполюсными и однополюсными.
159
Наиболее опасным считается двухполюсное прикосновение, когда
ток через тело человека определяется линейным напряжением и его со-
противлением и проходит по одному из самых опасных путей - "рука-
рука" (рис. 6.1а, 6.2а). Случаи двухполюсного прикосновения относитель-
но редки.
Рис. 6.1 Прикосновение к сети с заземленной нейтралью:
а) двухполюсное; б) однополюсное
Г)
Рис. 6.2. Прикосновение в сети с изолированной нейтралью:
а) двухполюсное; б) однополюсное при несовершенной изоля-
ции; в) однополюсное при пробое фазы на корпус; г)
однополюсное при одновременном замыкании на землю одной
из двух фаз
Наиболее частыми случаями являются однополюсные прикоснове-
ния (рис. 6.1, б; 6.2, б, г), когда в тяжести поражения важную роль играет
режим работы нейтрали.
При прикосновении к одной из фаз сети с изолированной нейтра-
лью (рис. 6.2, б) последовательно с сопротивлением человека оказываются
160
включенными сопротивление изоляции и ёмкости относительно земли
двух других фаз, и ток через тело человека ограничивается его сопротив-
лением, а также эквивалентным сопротивлением изоляции и переходным
сопротивлением "ноги - земля".
В случае однополюсного прикосновения к одной из фаз сети с изо-
лированной нейтралью при наличии одновременного замыкания на землю
другой фазы, когда сопротивление этой фазы становится небольшим (рис.
6.2, г), человек оказывается под линейным напряжением, как при двухпо-
люсном прикосновении. При прикосновении человека к нетоковедущим
металлическим частям электроустановки в сети с изолированной нейтра-
лью, оказавшейся под напряжением вследствие нарушения изоляции,
часть тока замыкания на землю проходит через тело человека (рис. 6.2, в).
В указанных электрических сетях ток замыкания на землю зависит от со-
стояния изоляции (сопротивления токам утечки) и ёмкостного сопротив-
ления, или другими словами, от протяженности электрической сети и её
технического состояния. Поэтому в ЭУ напряжением до 1000 В с изолиро-
ванной нейтралью безопасность персонала обеспечивается при сравни-
тельно небольшой протяженности сети и высоком уровне сопротивления
изоляции, что обеспечивается путем непрерывного контроля изоляции,
своевременного и быстрого отыскания и устранения мест её повреждения.
Если электрические сети разветвленные или имеют напряжение выше
1000 В, емкость сети значительна и система с изолированной нейтралью
теряет своё преимущество, так как снижается сопротивление участка цепи
"фаза-земля", и в таких случаях предпочтение должно отдаваться, особен-
но в электроустановках напряжением до 1000 В, сети с заземленной ней-
тралью.
При однополюсном прикосновении человека в электрической сети
с заземленной нейтралью он оказывается под фазным напряжением, и ток
проходит через тело человека, землю и заземленную нейтраль (рис. 6.1, б).
При прикосновении человека к одной из фаз электрической сети -с
заземленной нейтралью в то время, когда другая фаза будет иметь замыка-
ние на землю, к телу человека будет приложено напряжение больше фаз-
ного, но меньше линейного. При прикосновении человека к нетоковеду-
щим частям ЭУ, имеющей нарушение изоляции (пробой на корпус), он
оказывается включенным в цепь: фаза - корпус - тело человека - земля -
заземленная нейтраль параллельно цепи фаза - корпус - земля - заземлен-
ная нейтраль.
Во всех рассмотренных случаях прикосновения большую роль иг-
рает любое добавочное сопротивление, включенное последовательно с со-
противлением тела человека (сопротивление пола, обуви, защитных
средств).
161
Условия окружающей среды в значительной степени определяют
условия опасности поражения персонала электрическим током. В соответ-
ствии с [4] все помещения в отношении опасности поражения людей элек-
трическим током подразделяют’ на
1) помещения без повышенной опасности, в которых отсутствуют
условия, создающие повышенную или особую опасность;
2) помещения с повышенной опасностью, характеризующиеся на-
личием в них одного из следующих условий, создающих повышенную
опасность:
а) сырости или токопроводящей пыли;
б) токопроводящих полов (металлические, земляные, железобетон-
ные, кирпичные и т. п. );
в) высокой температуры;
г) возможности одновременного прикосновения человека к имею-
щим соединение с землей металлоконструкциям зданий, техноло-
гическим аппаратам, механизмам и т. п., с одной стороны, и метал-
лическим корпусом электрооборудования - с другой;
3) особо опасные помещения, характеризующиеся наличием одно-
го из следующих условий, создающих особую опасность:
а) особой сырости;
б) химически активной или органической среды;
в) одновременно двух или более условий повышенной опасности;
4) территории размещения наружных электроустановок; в отноше-
нии опасности поражения людей электрическим током эти территории
приравниваются к особо опасным помещениям.
Продолжительность воздействия тока на организм человека - один
из основных факторов. Чем короче время воздействия тока, тем меньше
опасность.
Чтобы наметить рациональные защитные меры и определить необ-
ходимые параметры защитных устройств (сопротивление заземления, ус-
тановку защитного отключения и т. п.), ГОСТом 12.1.038-82 установлены
предельно допустимые уровни токов и напряжений в нормальном и ава-
рийном режимах работы ЭУ при различных продолжительностях их воз-
действия на персонал. Установлено, что переменный ток более опасен,
чем постоянный, что в частности видно из табл. 6.1. Опасность тока сни-
жается с увеличением частоты, однако ток частоты, например, 400 Гц не
менее опасен, чем ток частотой 50 Гц (рис. 6.3.).
Во всех случаях соединения частей ЭУ, находящихся под напряже-
нием, с землей иЛи с металлическими нетоковедущими частями, не изоли-
рованными от земли, от них в землю проходит ток через электрод, кото-
рый осуществляет контакт с землей. Специальный металлический элек-
162
трод, находящийся в соприкосновении с землей, принято называть зазем-
лителем.
Рис.6.3. Зависимость порога неотпус-
кающего тока от его частоты: кривая а
- для 1,5% испытуемых; кривая б -
для 100% испытуемых
Упрощенная картина растекания тока в землю и распределение по-
тенциала земли вокруг заземлителя показана на рис. 6.4. В цепи замыкания
на землю наибольшим потенциалом обладает заземлитель. Точки, лежа-
щие на поверхности земли, имеют тем меньший потенциал, чем они даль-
ше удалены от заземлителя.
Рис.6.4. Напряжение прикосно-
вения в зоне растекания тока за-
мыкания на корпус
Зоной растекания назы-
вается область земли, в пределах которой возникает заметный градиент
потенциала при стекании тока с заземлителя. Зоной нулевого потенциала
называется зона земли за пределами зоны растекания. Для человека, кото-
рый стоит на земле и касается оказавшегося под напряжением заземленно-
го корпуса, разность потенциалов между корпусом, соединенным метал-
лическим проводником достаточной проводимости с заземлителем, и точ-
кой грунта, на которой расположены его ноги, называется напряжением
163
прикосновения и может быть определена как разность потенциалов зазем-
лителя и данной точки грунта. Например, для точки 1 (рис. 6.4)
и31=и,-их1.
По мере удаления от заземлителя напряжение прикосновения уве-
личивается и у последнего, второго (рис. 6.4), оно равно напряжению от-
носительно земли, так как потенциал его ног Ох2=0. Человек, находящийся
на поверхности земли в зоне растекания тока, попадает под шаговое на-
пряжение, физический смысл которого виден из рис. 6.5.
Рис.6.5 Распределение потенциалов
в зоне растекания и напряжение
шага
Электрический ток через тело человека под воздействием шагового
напряжения зависит от длины шага. Напряжение прикосновения и шага,
кроме вышеуказанных факторов, зависит от крутизны кривой.потенциа-
лов.
6.3. Способы и средства обеспечения электробезопасности
6.3.1. Общие положения
Электробезопасность обеспечивается:
- соответствующей конструкцией ЭУ;
- техническими способами и средствами;
- организационными и техническими мероприятиями.
Согласно [4] безопасность труда персонала в ЭУ обеспечивается
путем:
- соблюдения соответствующих расстояний до токоведущих час-
тей или путем закрытия, ограждения токоведущих частей;
- применения блокировки аппаратов и ограждающих устройств
для предотвращения ошибочных операций и доступа к токоведущим час-
тям;
- применения надлежащей изоляции, а в отдельных случаях - по-
вышенной;
164
- применения двойной изоляции;
- компенсации емкостных токов замыкания на землю;
- надежного и быстродействующего автоматического отключения
частей электрооборудования, случайно оказавшихся под напряжением и
поврежденных участков сети, в том числе защитного отключения;
- заземления или зануления корпусов электрооборудования и эле-
ментов электроустановок, которые могут оказаться под напряжением
вследствие повреждения изоляции;
- выравнивания потенциалов;
- применения разделительных трансформаторов;
- применения напряжений 42 В и ниже переменного тока часто-
той 50 Гц и 110 В и ниже постоянного тока;
- применения предупреждающей сигнализации, надписей и пла-
катов;
- применения устройств, снижающих напряженность электриче-
ских полей;
- использования защитных средств и приспособлений, в том числе
для защиты от воздействия электрического поля в ЭУ, в которых напря-
женность превышает допустимые нормы.
Очевидно, что все вышеперечисленные мероприятия являются кон-
структивными и техническими способами и средствами обеспечения безо-
пасности. Ни одна из перечисленных выше мер не является универсаль-
ной. Поэтому при определении необходимого уровня безопасности в каж-
дом конкретном случае выбирается комплекс мер защиты, которые в дан-
ных условиях являются наиболее эффективными и надежными.
6.3.2. Обеспечение недоступности токоведущих частей. Огражде-
ния. Блокировки
Прикосновение человека к частям ЭУ, находящимся под напряже-
нием, а в ЭУ выше 1000 В даже приближение к ним всегда опасно.
Для исключения возможности прикосновения к неизолированным
токоведущим частям или приближения к ним на опасные расстояния их
располагают в местах, недоступных для человека. Если по каким либо
причинам этого выполнить нельзя, то токоведущие части имеют соответ-
ствующие защитные ограждения, которые имеют самые различные конст-
рукции в зависимости от напряжения и конкретных условий. В электропо-
мещениях и производственных помещениях применяются как сплошные,
так и сетчатые или дырочные ограждения, а в жилых и общественных они
должны быть сплошными. Конструкция, размеры, их расположение долж-
ны удовлетворять требованиям Правил.
165
Во многих ЭУ недоступность токоведущих частей обеспечивается
применением различного вида блокировок (электрических и механиче-
ских). Применение блокировки позволяет автоматически снимать напря-
жение со всех элементов ЭУ, приближение к которым опасно для человека
(рис. 6.6.).
Рис.6.6 Схема электриче-
ской блокировки дверей
ЭУ
Электрические блокировки применяются на электрических стендах,
установках для испытания изоляции повышенным напряжением, в элек-
трических аппаратах с повышенными требованиями безопасности (под-
земные, судовые и т. п. ), в ЭУ, доступных для не электротехнического
персонал" Механические блокировки применяются в электрических аппа-
ратах (рубильниках, пускателях, автоматических выключателях-и т. п.).
В аппаратуре автоматики, ЭВМ и сложных систем управления
применяются блочные схемы. В общем корпусе устройства устанавлива-
ются отдельные блоки, соединяемые между собой штепсельными разъё-
мами. Когда блок выдвигается или удаляется со своего места, штепсель-
ный разъём размыкается и блок автоматически отключается от ИП. Блоки-
ровки применяются также для предупреждения ошибочных действий пер-
сонала при переключениях на подстанциях и РП.
6.3.3. Состояние изоляции ЭУ и ее контроль
Одним из определяющих факторов обеспечения электробезопасно-
сти является надлежащее состояние изоляции ЭУ и контроль за её состоя-
нием.
Сопротивление изоляции в электрических сетях с изолированной
нейтралью определяет величину тока замыкания на землю, а значит, как
указывалось выше, проходящего через тело человека. В электрических се-
тях с заземленной нейтралью при повреждении изоляции и коротком за-
мыкании возникает опасность поражения людей электрическим током, так
как нетоковедущие части, с которыми человек нормально имеет контакт,
оказываются под напряжением.
166
Для предотвращения повреждений изоляции при работе ЭУ, при
которых возникает опасность поражения персонала электрическим током,
необходимо производить контроль сопротивления изоляции и её электри-
ческой прочности. Поэтому вновь смонтированные ЭУ подвергают при-
емно-сдаточным испытаниям, объем и нормы которых установлены Пра-
вилами [4], а в действующих ЭУ производят периодический контроль и
периодические испытания изоляции, объем и нормы которых установлены
Правилами [5]. Сопротивление изоляции измеряется мегаомметрами. Ис-
пытание электрической прочности изоляции ЭУ производится повышен-
ным напряжением постоянного или переменного тока от специальных вы-
соковольтных испытательных установок, в том числе передвижных ЭТЛ.
В электрических сетях с изолированной нейтралью при эксплуата-
ции ЭУ, находящихся в особо опасных условиях работы (предприятия
горнорудной, химической и других отраслей промышленности), в пере-
движных ЭУ осуществляется непрерывный контроль изоляции.
6.3.4. Компенсация емкостных токов замыкания на землю в элек-
трических сетях с изолированной нейтралью
В электрических сетях с изолированной нейтралью ток замыкания
на землю зависит не только от сопротивления изоляции, но и от её ёмко-
сти, а последняя зависит от протяженности электрической сети и её гео-
метрических параметров. В процессе эксплуатации емкость электрической
сети меняется лишь с изменением объема включенных под напряжение
элементов сети. Снижение емкостной составляющей тока замыкания на
землю в сети достигается путем включения параллельно с её емкостью ин-
дуктивности. Компенсация емкостной составляющей тока замыкания на
землю осуществляется в электрических сетях напряжением выше 1000 В,
если токи замыкания на землю превышают величины, установленные Пра-
вилами [4]. Компенсирующая катушка включается между нейтралью и
землей, как показано на рис. 6.7, а.
Рис.6.7. Компенсация ем-
костной составляющей тока
замыкания на землю: а)
принципиальная схема; б)
векторная диаграмма тока
замыкания на землю в сети
без компенсации; в) вектор-
ная диаграмма тока замыка-
ния на землю при полной
компенсации
167
На векторной диаграмме (рис. 6.7, б) показан ток замыкания на.
землю и его составляющие без компенсации, а на рис. 6.7, в - токи в ком-
пенсированной сети. К активной и емкостной составляющим тока замыка-
ния на землю добавляются активный и индуктивный токи компенсирую-
щей катушки (1ка, 10. При настройке катушки индуктивности в резонанс
емкостная и индуктивная составляющие, находящиеся в противофазе, вза-
имно уничтожают друг друга и ток замыкания на землю становится рав-
ным сумме токов:
I3K Ir"^Ika*
Ток замыкания на землю после компенсации емкостной состав-
ляющей становится меньше, чем без компенсации (I,K < 13). Снижение то-
ка замыкания на землю приводит не только к уменьшению напряжения
прикосновения и шага, но и способствует гашению дуги между токоведу-
щими и заземленными частями в случае их соединения и ликвидации по-
вреждения - замыкания на землю. Поэтому компенсирующие катушки
иногда называют дугогасящими.
6.3.5. Применение двойной изоляции
Двойной изоляцией ЭП называется совокупность рабочей и защит-
ной (дополнительной) изоляции, при которой доступные прикосновению
части ЭП нс приобретают опасного напряжения при повреждении только
рабочей или только защитной (дополнительной) изоляции. Принцип соз-
дания двойной изоляции показан на рис. 6.8.
Двойная изоляция наиболее эффективна, когда изделия выполня-
ются из изолирующего материала. Однако такие конструкции ограничены
вследствие недостатков материалов (пластмасс): недостаточная механиче-
ская прочность, старение материалов, ненадежность соединения с метал-
лом, малая термостойкость. Наличие двойной изоляции не отменяет соот-
ветствующего ухода и профилактических испытаний как самого инстру-
мента, так и связанных с ним питающих шнуров и кабелей. В неблагопри-
ятных условиях производства работ (в закрытых емкостях, в сырых поме-
щениях и т. п. ) наличие двойной изоляции у инструмента не исключает
применение дополнительно защитных средств.
Рис.6.8 Схема защиты с помощью двойной
изоляции: 1 - основная изоляция; 2 - токо-
ведущие части; 3 - дополнительная за-
щитная изоляция
168
В России с двойной изоляцией выпускают ручные электрические
лампы, ручной электроинструмент и некоторые бытовые электрические
приборы.
6.3.6. Заземление и защитные меры электробезопасности
ЭУ в отношении мер электробезопасности разделяют на:
- ЭУ выше 1 кВ в сетях с эффективно заземленной нейтралью (с
большими токами замыкания на землю - более 500 А);
- ЭУ выше 1 кВ с изолированной нейтралью (с малыми токами
замыкания на землю);
- ЭУ до 1 кВ с глухо заземленной нейтралью;
- ЭУ до 1 кВ с изолированной нейтралью.
Электрической сетью с эффектно заземленной нейтралью называ-
ется трехфазная электрическая сеть выше 1 кВ, в которой коэффициент
замыкания на землю не превышает 1,4. Коэффициент замыкания на землю
определяется как отношение разности потенциалов между неповрежден-
ной фазой и землей в точке замыкания на землю другой (или двух других
фаз) к разности потенциалов между фазой и землей в этой точке до замы-
кания.
Глухо заземленной нейтралью называется нейтраль ИП, присоеди-
ненная к заземляющему устройству непосредственно или через малое со-
противление (например, трансформатор тока).
Заземляющим устройством называется совокупность заземлителя и
заземляющих проводников.
Искусственным заземлением называется заземлитель, специально
выполненный для целей заземления.
Естественным заземлителем называются находящиеся в соприкос-
новении с землей электропроводящие части коммуникаций, зданий и со-
оружений производственного или иного назначения, используемые для
целей заземления.
Заземляющим проводником называется проводник, соединяющий
заземляемые части ЭУ с заземлителем.
Сопротивлением заземляющего устройства называется отношение
напряжения на заземляющем устройстве к току, стекающему с заземлителя
в землю.
Для защиты людей от поражения электрическим током при повре-
ждении изоляции должна быть применена, по крайней мере, одна из сле-
дующих защитных мер: заземление, зануление, защитное отключение,
разделительный трансформатор, малое напряжение, двойная изоляция,
выравнивание потенциалов.
169
Напряжение прикосновения определяется значением тока, npoxoJ
дящего через заземлитель и сопротивлением растеканию заземления. Чем
меньше эти величины, тем меньше значение напряжения прикосновения.
Так как в электрической сети ток замыкания на землю имеет вполне опре-
деленное значение и определяется параметрами сети, то напряжение при-
косновения можно снизить только уменьшением сопротивления зазем-
ляющего устройства.
Согласно требованиям Правил [4] в ЭУ выше 1 кВ с изолированной
и с эффективно заземленной нейтралью в качестве защитной меры приме-
няется заземление. В ЭУ выше 1 кВ с изолированной нейтралью преду-
сматриваются средства быстрого отыскания замыкания на землю и отклю-
чение вручную поврежденного участка сети. В случаях необходимости
обеспечения повышенных условий безопасности (например, для линий,
питающих передвижные подстанции и механизмы, торфяные разработки и
т. п. ) применяется защита от замыкания на землю, действующая на от-
ключение.
В электроустановках переменного тока до 1 кВ с изолированной
нейтралью или изолированным выводом источника однофазного тока, а
также ЭУ постоянного тока с изолированной средней точкой применяется
заземление в сочетании с контролем изоляции сети или защитное отклю-
чение.
В ЭУ до 1 кВ с глухо заземленной нейтралью или глухо заземлен-
ным выводом источника однофазного тока, а также с глухо заземленной
средней точкой в трехпроводных сетях постоянного тока в качестве за-
щитной меры применяется зануление. В обоснованных случаях в таких се-
тях рекомендуется выполнять защитное отключение (для переносного
электроинструмента, в помещениях, насыщенных металлическими конст-
рукциями, имеющими связь с землей).
Требования, которым должны удовлетворять заземляющие устрой-
ства, заземляющие и зануляющие проводники ЭУ, изложены в Правилах
[4].
Этими правилами установлены предельно допустимые сопротивле-
ния растеканию заземлителей, чтобы напряжение прикосновения не при-
нимало опасных для человека значений. В ЭУ напряжением выше 1 кВ се-
ти с эффективно заземленной нейтралью сопротивление заземляющего
устройства в любое время года не должно быть более 0,5 Ом.
В ЭУ напряжением выше 1 кВ с изолированной нейтралью сопро-
тивление заземляющего устройства должно иметь не более R, = 250/13, но не
более 10 Ом.
Если это заземляющее устройство используется одновременно для
ЭУ напряжением до 1 кВ, то оно должно быть не более R3 = 123/13 , но не
более сопротивления, установленного для ЭУ напряжением до 1 кВ.
170
В ЭУ напряжением до 1 кВ в сети с глухо заземленной нейтралью
сопротивление заземляющего устройства не должно быть более 2, 4 и 8
Ом соответственно при линейных напряжениях 660, 380 и 220В источника
трехфазного тока или 380, 220 и 127В источника однофазного тока.
Основное назначение зануления - обеспечить срабатывание макси-
мальной токовой защиты при замыкании одной фазы на корпус или землю.
Для этого Правилами [4] установлена минимально допустимая
кратность отношения тока однофазного короткого замыкания к номиналь-
ному току плавной вставки или току срабатывания аппаратов защиты:
I ,
К = —
I доп
1отх
Ток однофазного короткого замыкания в электрической сети с глу-
хо заземленной нейтралью приближенно может быть определен из выра-
жения
I , = U* а иФ
Z"*° +R*n +R°n + +(Хпфо +Xro)2
где Иф,, Хто - активное и индуктивное сопротивление токам нулевой по-
следовательности фазы обмотки трансформатора; R,|>n - активное сопро-
тивление фазного провода; R<,n - активное сопротивление нулевого прово-
да; R£nK - суммарное сопротивление переходных контактов в цепи петли
"фаза-ноль"; ХПфО - индуктивное сопротивление между фазным и нулевым
проводниками.
При проектировании и монтаже ЭУ в сетях с глухо заземленной
нейтралью самое большое внимание следует обращать на три основных
составляющих суммарного сопротивления : Хт0, ХПфО, R£nK. В соответствии
с требованиями Правил [4] на КТП должны применяться трансформаторы
со схемой соединения обмоток при мощности до 400 кВ А - "Звезда-
зигзаг", при мощности более 400 кВ-A - "Треугольник - звезда с нулем"
вместо схемы соединения обмоток "Звезда - звезда с нулем", так как у
первых индуктивное сопротивление Хто в несколько раз меньше, чем у по-
следнего.
Сопротивление ХПфО в значительной степени зависит от расстояния
между фазными проводами и защитным нулевым проводником, а также от
других геометрических размеров и конструкции электропроводки. Нуле-
вой защитный проводник должен быть проложен в той же металлической
трубе, что и фазный при трубных электропроводках, в том же металличе-
ском коробе, что и фазные, при кабельных проводниках должна приме-
няться четвертая жила кабеля и т. п. Если, например, фазные провода про-
ложены в металлической трубе, а защитный нулевой проводник проложен
отдельно вне трубы, то индуктивное сопротивление между фазными про-
171
водами и нулевым проводником из-за экранирования трубы будет чрез-
мерно большим (ХПф0 -> оо), и поэтому при замыкании фазы на трубу ток
однофазного замыкания по нулевому проводнику практически не потечет
и будет значительно меньшим.
При монтаже и эксплуатации ЭУ в электрических сетях с глухо за-
земленной нейтралью ИП особенно тщательно необходимо выполнять и
следить за состоянием контактных соединений Ri„K, производить регуляр-
ные осмотры и приборную проверку как REnK, так и полного сопротивле-
ния хпфо петли "фаза - ноль" всех ЭП для обеспечения необходимой крат-
ности тока однофазного замыкания в целях надежного его отключения за-
щитными аппаратами.
В целях уменьшения шагового напряжения внутри контура зазем-
ления, особенно в ЭУ напряжением выше Г кВ с эффективно заземленной
нейтралью, прокладывают полосы в виде сетки на глубине 0,5 - 0,7 м, ко-
торые выравнивают потенциал внутри контура (рис. 6.9).
Чтобы уменьшить шаговые напряжения за пределами контура,
вдоль проходов и проездов в грунт закладывают определенные шины, как
показано на рис. 6.10.
Рис. 6.9 Заземлитель с выравнива- Рис.6.10. Выравнивание потен-
нием потенциалов внутри контура циалов за пределами контура
(сетка): а) план; б) форма потен-
циальной кривой
6.3.7. Расчет заземляющего устройства
Расчет защитного заземления имеет целью определить его основ-
ные параметры - число, размеры и размещение заземлителей и заземляю-
щих проводников, при которых напряжение прикосновения и шага в пе-
риод замыкания фазы на землю (корпус) в ЭУ не превышает допустимых
значений. Для расчета заземляющих устройств применяются несколько
методов. Наиболее точный метод наведенного потенциала очень громоз-
док и проводится, как правило, на ЭВМ. Пример статистического метода
расчета заземляющего устройства, учитывающего двухслойное строение
грунта (неравномерность проводимости земли), приведен в [51]. Ниже
приведен порядок расчета упрощенным методом коэффициентов исполь-
172
зования, который дает приемлемые результаты для несложных заземляю-
щих устройств, которые имеют, например, цеховые КТП.
Порядок расчета следующий :
1. Устанавливается в соответствии с требованиями Правил [4] до-
пустимые сопротивления заземляющих устройств в зависимости от на-
пряжения, режима работы нейтрали электрической сети и других данных
ЭУ. Если одно заземляющее устройство применяется для нескольких ЭУ
различных классов, то за расчетное сопротивление принимается наимень-
шее из требуемых Правилами [4].
В ЭУ напряжением выше 1 кВ с изолированной нейтралью без
компенсации емкостных токов ток замыкания на землю определяется по
формуле
’3 = 350^я+1“^’
где U - линейное напряжение сети, кВ; 1кл, 1ВЛ - длина веек электрически
связанных (в том числе и при ремонтных режимах) кабельных и воздуш-
ных линий электропередачи, км.
Наиболее точно расчетный ток I, может быть определен методом
симметричных составляющих.
В электрических сетях напряжением выше 1 кВ с изолированной
нейтралью с компенсацией емкостных токов в качестве тока I, принима-
ются:
- для заземляющих устройств ЭУ, к которым присоединены ком-
пенсирующие аппараты, ток, равный 125% номинального тока этих аппа-
ратов;
- для заземляющих устройств ЭУ, к которым не присоединены
компенсирующие аппараты, остаточный ток замыкания на землю, воз-
можный в данной сети при отключении наиболее мощного компенсирую-
щего аппарата, но не менее 30 А.
2. Определяется необходимое сопротивление искусственного за-
землителя Ru с учетом использования естественных заземлителей, соеди-
ненных параллельно:
_ Re-Из
Rh =-----,
Re - йз
где — расчетное сопротивление заземляющего устройства по п. 1; Re -
сопротивление естественных заземлителей.
Для заземления ЭУ в первую очередь должны быть использованы
естественные заземлители, в качестве которых могут быть:
— проложенные в земле водопроводные и другие металлические
трубопроводы, за исключением трубопроводов горючих жидкостей, горю-
чих и взрывчатых газов и смесей;
173
- обсадные трубы скважин;
- металлические и железобетонные конструкции зданий и соору-
жений, находящиеся в соприкосновении с землей;
- металлические шунты гидротехнических сооружений, водоводы,
затворы и т. п.;
- свинцовые оболочки кабелей, проложенных в земле, при числе
линий не менее двух;
- заземлители опор ВЛ, соединенные с заземляющим устройством
ЭУ при помощи грозозащитного троса ВЛ, если трос не изолирован от
опор ВЛ;
- нулевые проводы ВЛ до 1 кВ с повторными заземлителями при
количестве ВЛ не менее двух;
- рельсовые пути магистральных не электрифицированных желез-
ных дорог и подъездные пути при наличии преднамеренного устройства
перемычек между рельсами.
Заземлители должны быть связаны с магистралями заземлений не
менее чем двумя проводниками, присоединенными к заземлителю в раз-
ных местах (за исключением опор ВЛ, повторного заземления нулевого
провода и металлических оболочек кабеля). Для искусственных заземли-
телей применяются стальные трубы или уголки.
3. Определяется расчетное удельное сопротивление грунта с при-
менением коэффициентов, учитывающих климатические условия. Для
справок могут быть использованы данные из таблиц 10.1 и 10.2 [50].
4. Определяется сопротивление расстояния одного вертикального
электрода Rb в зависимости от формы, размеров электродов и конструк-
ции заземляющего устройства по формулам из таблицы 10.3-{50] и при-
мерное число вертикальных заземлителей па:
где т]а - коэффициент использования вертикальных заземлителей в зави-
симости от конструктивных размеров заземляющего устройства из табл.
10.4 [50].
5. Определяется сопротивление растеканию горизонтальных элек-
тродов по формулам из таблицы 10.3 [50], коэффициент использования го-
ризонтальных электродов г|г при этом определяется из табл. 10.5 [50].
6. Определяется сопротивление всего группового заземляющего
устройства Rrp по формуле
_ Rb Rr
Кгр —-------------.
Кв • Т]г + Пв • Rr • Т|э
174
Если Rq, < R, и разница невелика, выбор числа и конструкции_за-
землителей на этом заканчивается.
Если Rq, > R,, увеличивают число вертикальных заземлителей и
расчет повторяют снова. При этом сначала уточняют необходимое сопро-
тивление вертикальных электродов RB3
п _ Rr ,RK
I\.e, — ’ ч
Rr-R„
а затем уточняют число вертикальных электродов
R„
~ п •
Окончательно принимается число вертикальных заземлителей из
условия их размещения, проверяется выполнение требования [4] и коэф-
фициенты напряжения прикосновения и шага по данным табл. 10.6 [50].
Заземляющие устройства ЭУ в электрических сетях с эффективно
заземленной нейтралью (с большими токами замыкания на землю - более
500 А) проверяют на термическую стойкость.
Для заземлителей должно соблюдаться условие
S >0.000127^1
где S - поверхность соприкосновения заземлителя с грунтом, м2 ; р -
удельное сопротивление грунта в наиболее сухой период года, Ом м; t -
длительность замыкания на землю, за которое обычно принимают время
срабатывания соответствующей защиты, с.
Для заземляющих проводников должно соблюдаться условие
Fa J—
1 a-0
где a - постоянный множитель (для стали - 21, алюминия - 74, меди -
172); 6 - допускаемая температура кратковременного нагрева проводни-
ков, град. Например, для стали 9 = 400аС.
6.3.8. Защитное отключение
Защитным отключением в ЭУ до 1 кВ называется автоматическое
отключение всех фаз (полюсов) участка сети, обеспечивающее безопасное
для человека сочетание тока и времени его прохождения при замыкании
на корпус иди снижения уровня изоляции ниже определенного значения.
Защитное отключение рекомендуется применять в качестве основ-
ной или дополнительной меры защиты, если электробезопасность не мо-
жет быть обеспечена путем устройства заземления или зануления, либо
если устройство заземления или зануления вызывает трудности по услови-
175
ям выполнения или по экономическими соображениям. Защитное отклю-
чение должно осуществляться устройствами (аппаратами), удовлетворяю-
щими в отношении надежности действия специальным техническим усло-
виям.
Устройство защитного отключения (УЗО) состоит из двух основ-
ных частей - прибора и аппарата защитного отключения (рис. 6.11).
Устройства защитного Отключения находят применение в ЭУ гор-
норудной промышленности, для ручного электроинструмента, в пере-
движных ЭУ, в электрических сетях жилых зданий, где, как правило, от-
сутствуют заземление или зануление.
Рис. 6.11 Схемы защитного отключения при напряжении корпуса
относительно земли: а) с автоматическим отключателем; б) с магнитным
пускателем; АВ - автоматический выключатель; ОК - отключающая ка-
тушка; РЗ - реле-датчик; МП - магнитный пускатель; К - кнопка контро-
ля; П~ кнопка пуска; С - кнопка "стоп"; Ra - вспомогательный заземли-
тель; К.., - защитное заземление (зануление)
В России выпускаются различные типы УЗО. Например, соответст-
вующие требованиям стандартов УЗО типа УЗО-20, "Астро" УЗО К(Ф).
Правила применения УЗО приведены во "Временных указаниях по приме-
нению УЗО в ЭУ жилых зданий", утвержденных Главгосэнергонадзором в
1997 году.
6.3.9. Применение малых напряжений. Разделение сетей
Малым напряжением называется номинальное напряжение не бо-
лее 42 В между фазами и по отношению к земле, применяемое в ЭУ для
обеспечения электробезопасности. Малые напряжения применяются для
питания ЭП сравнительно небольшой мощности: переносной электроин-
струмент, ручные переносные лампы и другие. В производственных по-
176
мещениях применяются напряжения 12, 36 и 42 В. Источниками малого
напряжения могут быть батареи гальванических элементов, аккумуляторы,
выпрямительные установки, преобразователи частоты и трансформаторы.
Наиболее часто как ИП малого напряжения применяются транс-
форматоры. Если понижающие трансформаторы не являются разделитель-
ными, то в зависимости от режима ^ейтрали сети, питающей первичную
обмотку, следует заземлять или занулять корпус трансформатора, а также
один из выводов (одну из фаз) или нейтраль (среднюю точку) вторичной
обмотки, как это показано на рис. 6.12.
380/220 В
а)
б)
Рис.6.12. Включение понижающих трансформаторов местного ос-
вещения: а) однофазного в сети с заземленной нейтралью; б) однофазного
в сети с изолированной нейтралью
Применение малых напряжений не для всех условий гарантируют
достаточную степень безопасности. И поэтому в таких случаях требуется
применять дополнительно другие меры защиты: двойная изоляция, при-
менение защитных средств и другие. Например, в особо опасных помеще-
ниях, где ручной электроинструмент применяется на напряжении 36 В, а
ручные лампы на 12 В, ток через тело человека может быть больше 10 мА.
В таких помещениях сопротивление тела человека может быть около 1
кОм и ток через тело человека при двухфазном прикосновении может
быть при напряжении 36 В - 36 мА, при напряжении 12 В - 12 мА.
Разделительным трансформатором называется трансформатор,
предназначенный для отделения сети, питающей ЭП, от первичной элек-
трической сети, а также от сети заземления или зануления. Так, при помо-
щи разделительных трансформаторов сильно разветвленная сеть с боль-
шой емкостью и малым сопротивлением изоляции разделяется на ряд не-
больших сетей такого же напряжения, которые будут обладать незначи-
тельной емкостью и высоким сопротивлением изоляции, опасность пора-
жения в такой сети резко снизится. Разделяющие трансформаторы могут
177
использоваться, например, для питания ЭП, которые из-за сравнительно
большой мощности не могут быть запитаны на малом напряжении.
При применении разделительных трансформаторов следует руко-
водствоваться следующим:
- разделительные трансформаторы должны удовлетворять специ-
альным техническим условиям в отношении повышенной надежности
конструкции и повышенных испытательных напряжений;
- от разделительного трансформатора разрешается питание только
одного ЭП с номинальным током плавкой вставки или расцепителя авто-
матического выключателя на первичной стороне не более 15А;
- заземление вторичной обмотки разделительного трансформато-
ра не допускается; корпус трансформатора в зависимости от режима ней-
трали сети, питающей первичную обмотку, должен быть заземлен или за-
нулен; заземление корпуса ЭП, присоединенного к такому трансформато-
ру, не требуется.
Понижающие трансформаторы со вторичным напряжением 42 В и
ниже могут быть использованы в качестве разделительных, если они удов-
летворяют выше приведенным требованиям.
6.3.10. Предупредительная сигнализация. Надписи и плакаты
В ЭУ широко используется звуковая и световая предупредительная
и аварийная сигнализация. При применении указанных средств необходи-
мо помнить, что стационарные устройства, сигнализирующие об отклю-
ченном состоянии аппаратов или об отсутствии напряжения на данном
участке сети, является вспомогательными средствами, требуется дополни-
тельная проверка другими средствами факта отсутствия напряжения. В то
же время указания сигнализационных средств о наличии напряжения на
ЭУ является безусловным признаком опасности приближения к ней. Для
предотвращения приближения персонала, а также кранов или автомашин с
механизмами и негабаритными грузами применяются различные устрой-
ства, автоматически сигнализирующие об опасности приближения к токо-
ведущим частям, находящимся под напряжением.
В вопросах предупреждения электротравматизма особая роль отво-
дится маркировке, надписям, указывающим название и назначение тех или
иных частей ЭУ, включенное или отключенное положение аппаратов и
оборудования, отличительная окраска неизолированных токоведущих час-
тей, расцветка жил кабелей и проводов, их маркировка, расцветка зазем-
ляющих проводников и т. д.
Основное назначение предупредительных плакатов, применяемых в
ЭУ:
178
- предупреждение опасности приближения к частям, находящим-
ся под напряжением;
- запрещение оперирования коммутационными аппаратами, кото-
рыми может быть подано напряжение на место, отведенное для работы ;
- указание персоналу места, подготовленного для работы;
- указывающих о принятых мерах безопасности.
В соответствии с назначением плакаты делятся на следующие
группы: предупреждающие, запрещающие, предписывающие и указатель-
ный. Знаки и плакаты могут быть стационарные и переносные. Перенос-
ные плакаты применяются строго по назначению и в определенном поряд-
ке при проведении технических мероприятий, обеспечивающих безопас-
ность работ в ЭУ.
В ЭУ разрешается применять только те плакаты, которые установ-
лены Правилами[54].
6.3.11. Защита от электрических полей
Электрическое поле в ОРУ и вблизи ВЛ напряжением 400, 500, 750
и 1150 кВ может оказать следующие вредные воздействия:
- непосредственное (биологическое) воздействие, проявляющееся
при длительном и систематическом пребывании в электрическом поле, на-
пряженность которого превышает допустимые значения;
- воздействие электрических разрядов(импульсного тока), возни-
кающих при прикосновении человека к заземленным частям оборудования
и конструкциям, а также к изолированным от земли корпусам машин и
механизмов(машины и механизмы на пневматическом ходу);
- воздействие тока, проходящего через человека, находящегося в
контакте с изолированным от земли объектами - крупногабаритными
предметами, машинами и механизмами (тока стекания).
Степень воздействия электрического поля на человека зависит от
его напряженности, длительности пребывания в нем человека и ряда дру-
гих факторов (электрической емкости объектов, сопротивления заземле-
ния объекта и другие).
Допустимые уровни напряженности электрических полей и допус-
тимое время пребывания в нем персонала установлены ГОСТ 12.1.002-84
"ССБТ. Электрические поля промышленной частоты. Допустимые уровни
напряженности и требования к проведению контроля на рабочих местах."
Основными мерами по снижению уровня напряженности электри-
ческих полей в ЭУ являются соответствующие конструктивные и компо-
новочные решения, применение стационарных, съемных и переносных эк-
ранирующих устройств. Требования к устройству ЭУ в части снижения
воздействия электрических полей на людей приведены в "Руководящих
179
указаниях по защите персонала, обслуживающего распределительные уст-
ройства и воздушные линии электропередачи переменного тока напряже-
нием 400, 500 и 750 кВ, от воздействия электрического поля", "Санитар-
ных нормах и Правилах защиты населения от воздействия электрического
поля, создаваемого воздушными линиями электропередачи переменного
тока промышленной частоты".
6.3.12. Использование защитных средств и приспособлений
Так как конструктивные и технические меры не могут в полной ме-
ре обеспечить электробезопасности, Правилами предписывается при об-
служивании, ремонте и испытаниях ЭУ использовать защитные средства и
приспособления как одну из наиболее доступных и эффективных мер за-
щиты персонала. Электрозащитными средствами называются переноси-
мые и перевозимые изделия, служащие для защиты людей, работающих в
ЭУ, от поражения электрическим током, от воздействия электрической ду-
ги и электромагнитного поля.
Средства защиты по характеру их применения подразделяются со-
гласно ГОСТ 12.4.011-75 на две категории: средства коллективной защи-
ты, средства индивидуальной защиты.
К электрозащитами средствам относятся:
- изолирующие штанги всех видов (оперативные, измерительные,
для наложения заземления);
- изолирующие и электроизмерительные клещи;
- указатели напряжения всех видов и классов напряжений;
- бесконтактные сигнализаторы наличия напряжения;
- изолированный инструмент;
- диэлектрические перчатки, боты и галоши, ковры, изолирующие
подставки;
~ защитные ограждения (щиты, ширмы, изолирующие накладки,
колпаки);
- переносное заземление;
- устройства и приспособления для обеспечения безопасности
труда при проведении испытаний и измерений в ЭУ (указатели напряже-
ния для проверки совпадения фаз, устройства для прокола кабелей, уст-
ройства определения разности напряжений в транзите, указатели повреж-
дения кабелей и т. п.);
- плакаты и знаки безопасности;
- прочие средства защиты, изолирующие устройства и приспособ-
ления для ремонтных работ под напряжением в ЭУ напряжением 110 кВ и
выше, а также в электросетях до 1000 В (полимерные и гибкие изоляторы,
180
изолирующие лестницы, канаты, вставки телескопических вышек и подъ-
емников, штанги для переноса и выравнивания потенциала, гибкие изоли-
рующие покрытия и накладки и т. п.).
Кроме перечисленных электрозащйтных средств при работах в ЭУ
при необходимости применяются такие средства индивидуальной защиты,
как очки, каски, противогазы, рукавицы, предохранительные монтерские
пояса и страховочные канаты.
Электрозащитные средства подразделяются на основные и допол-
нительные.
К основным электрозащитным средствам относятся средства защи-
ты, изоляция которых длительно выдерживает рабочее напряжение ЭУ и
которые позволяют прикасаться к токоведущим частям, находящимся под
напряжением.
К дополнительным электрозащитным средствам относятся средства
защиты, которые сами по себе не могут при данном напряжении обеспе-
чить защиту от поражения током, а применяются совместно с основными
электрозащитными средствами.
К основным электрозащитным средствам в электроустановках вы-
ше 1000 В относятся:
- изолирующие штанги всех видов;
- изолирующие и электроизмерительные клещи;
- указатели напряжения
- устройства и приспособления для безопасности труда при про-
ведении испытаний и измерений в ЭУ;
- прочие средства защиты, изолирующие устройства и приспособ-
ления для ремонтных работ под напряжением 110 кВ и выше.
К дополнительным электрозащитным средствам, применяемым в
ЭУ напряжением выше 1000 В, относятся:
- диэлектрические перчатки;
- диэлектрические боты;
- диэлектрические ковры;
- изолирующие подставки и накладки;
- изолирующие колпаки;
- щтанги для переноса и выравнивания потенциала.
К основным электрозащитным средствам, применяемым в ЭУ на-
пряжением до 1000 В, относятся:
- изолирующие штанги;
- изолирующие и измерительные клещи;
- указатели напряжения;
- диэлектрические перчатки;
- слесарно-монтажный инструмент с изолирующими рукоятками;
181
К дополнительным электрозащитным средствам, применяемым в
ЭУ напряжением до 1000 В, относятся:
- диэлектрические галоши;
- диэлектрические ковры;
- изолирующие подставки и накладки;
- изолирующие колпаки.
Выбор необходимых средств защиты при оперативных переключе-
ниях и работах в ЭУ регламентируется Правилами [54], а основные требо-
вания к электрозащитным средствам, правила пользования ими, перио-
дичность и нормы испытаний регламентируются "Правилами применения
и испытания средств защиты, используемых в ЭУ, и технические требова-
ния к ним".
6.4. Организационные и технические мероприятия по обеспе-
чению электробезопасности
Кроме применения технических способов и средств для обеспече-
ния безопасности труда в ЭУ необходима определенная система организа-
ции проектирования, монтажа, обслуживания и ремонта, соответствующая
квалификация и дисциплина труда персонала.
Основные вопросы организации безопасности труда в ЭУ рассмот-
рены в Правилах [54].
К работе в ЭУ должны допускаться лица, прошедшие инструктаж и
обучение безопасным методам труда, проверку знаний правил безопасно-
сти и инструкций в соответствии с занимаемой должностью применитель-
но к выполняемой работе с присвоением соответствующей квалификаци-
онной группы по технике безопасности и не имеющие медицинских про-
тивопоказаний, установленных Министерством здравоохранения.
Для обеспечения безопасности работ в действующих ЭУ должны
выполняться следующие организационные мероприятия:
- оформление производства работ нарядом-допуском, распоряже-
нием или перечнем работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;
- допуск к работе;
- организация надзора за проведением работ;
- оформление окончания работы, перерывов в работе, переводов
на другие рабочие места.
Перечни работ, которые должны выполняться по наряду, распоря-
жению или в порядке текущей эксплуатации, приведены в [54] и должны
уточняться в нормативно-технической документации конкретных пред-
приятий, организаций и объединений.
182
Для обеспечения безопасности работ в ЭУ должны выполняться
следующие технические мероприятия: (при проведении работ со снятием
напряжения в действующих ЭУ или вблизи них):
- отключение установки(части установки) от ИП электроэнергией,
механическое запирание приводов отключенных коммутационных аппара-
тов, снятие предохранителей, отсоединение концов питающих линий или
выполнение других мероприятий, обеспечивающих невозможность само-
произвольной или ошибочной подачи напряжения к месту работы;
- вывешивание запрещающих плакатов на приводах ручных и на
ключах дистанционного управления коммутационной аппаратурой;
- проверка отсутствия напряжения на месте работы и наложение
заземлений (включение заземляющих ножей или наложение переносных
заземлений), установка указательных плакатов;
- ограждение рабочего места и оставшихся под напряжением то-
коведущих частей, установка запрещающих и предписывающих плакатов
безопасности.
Работа на токоведущих частях, находящихся под напряжением, и
вблизи них производится по наряду не менее чем двумя лицами, с приме-
нением электрозащйтных средств, под непрерывным надзором, с обеспе-
чением безопасного расположения работающих и используемых механиз-
мов и приспособлений. При изучении Правил техники безопасности при
эксплуатации ЭУ потребителей полезным будет пользование [52]. В пра-
вилах [5] четко оговорены все вопросы организации правильной и безо-
пасной эксплуатации ЭУ потребителей:
- задачи персонала, ответственность и надзор за выполнением
Правил;
- требования к персоналу;
- оперативное управление электрохозяйством;
- ремонт ЭУ;
- техническая документация;
- оперативное обслуживание и производство работ;
- организационные и технические мероприятия, обеспечивающие
безопасность работ в ЭУ;
- производство работ по предотвращению аварий в ЭУ и ликвида-
ции их последствий;
- правила техники безопасности при производстве отдельных ра-
бот.
В приложениях к Правилам [54] приведено описание приемов и ме-
тодов оказания первой медицинской помощи пострадавшим от электриче-
ского тока и при других несчастных случаях, а также "Правила примене-
183
ния и испытания средств защиты, используемых в электроустановках, тех-
нические требования к ним".
6.5. Повышение электробезопасности на основе стандарти-
зации
Основными нормативными документами, регламентирующими
Правила проектирования, монтажа и эксплуатации ЭУ, являются Правила
[4, 5, 10, 34, 49, 54, 102, 103]. Кроме того, в той или иной мере Правила
техники безопасности при конструировании, проектировании, монтаже,
обслуживании, ремонте отдельных электротехнических изделий и ЭУ
приводятся в многочисленных общероссийских и отраслевых Нормах,
Правилах, Технических условиях, инструкциях, положениях и других
нормативных документах, которых насчитывается в настоящее время
свыше тысячи [52]. Чтобы упорядочить все эти документы, было признано
целесообразным создать систему стандартов безопасности труда (ССБТ).
Основные положения ССБТ установлены стандартом 12.0.001-74
"ССБТ. Основные положения" (СТ СЭВ 829-77).
Предусмотрены шесть основных классификационных подсистем
ССБТ:
0 - Организационно-методические стандарты основ построения сис-
темы;
1 - государственные стандарты требований и норм по видам опасных
и вредных производственных факторов;
2 - стандарты требований безопасности к производственному обору-
дованию;
3 - стандарты требований безопасности к производственным процес-
сам;
4 - стандарты требований к средствам защиты работающих;
5 - стандарты требований безопасности к зданиям и сооружениям.
Иерархия стандартов ССБТ трехступенчатая: на первой ступени
расположены стандарты подсистемы 0, на второй ступени - стандарты
подсистемы 1, а на третьей - стандарты подсистем 2, 3, 4, 5. С учетом это-
го структурную схему стандартов ССБТ по электробезопасности можно
представить, как это показано на рис. 6.13.
Из стандартов ССБТ подсистемы 0 наибольшее значение для спе-
циалистов-электриков имеют следующие:
ГОСТ 12.0.001-82 Система стандартов безопасности труда. Ос-
новные положения
ГОСТ 12.0.002-80 Система стандартов безопасности труда.
184
Рис. 6.13 Структурная схема ССТБ по электробезопасности
Термины и определения
ГОСТ 12.Q.003-74 Система стандартов безопасности труда.
Опасные и вредные производственные фак-
торы. Классификация
ГОСТ 12.0.004-79 Система стандартов безопасности труда. Ор-
ганизация обучения работающих безопасно-
сти труда. Общие положения
Электробезопасность предусматривает защиту людей от опасного и
вредного воздействия четырех факторов: электрического тока, электриче-
ской дуги, электромагнитного поля и статического электричества. К этой
области относятся следующие стандарты ССБТ подсистемы 1:
ГОСТ 12.1.002-75
ГОСТ 12.1.004-76
ГОСТ 12.1.006-76
ГОСТ 12.1.008-76
Система стандартов безопасности труда.
Электрические поля токов промышленной
частоты напряжением 400 кВ и выше. Об-
щие требования безопасности
Система стандартов безопасности труда.
Пожарная безопасность. Общие требования
Система стандартов безопасности труда.
Электромагнитные поля радиочастот. Об-
щие требования безопасности
Система стандартов безопасности труда.
185
Биологическая безопасность. Общие требо- вания
ГОСТ 12.1.009-76 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Термины и определе- ние
ГОСТ 12.1.010-76 Система стандартов безопасности труда. Взрывоопасность. Общие требования
ГОСТ 12.1.011-78 Система стандартов безопасности труда. Смеси взрывоопасные. Классификация и ме- тоды испытаний
ГОСТ 12.1.018 Система стандартов безопасности труда. Статическое электричество. Искробезопас- ность. Общие требования
ГОСТ 12.1.019-79 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Общие требования.
ГОСТ 12.1.030-81 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление
ГОСТ 12.1.033-81 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Термины и опреде- ления
ГОСТ 12.1.038-82 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Предельно допусти- мые уровни напряжения прикосновения и токов
ГОСТ 12.1.041-83 Система стандартов безопасности труда. Пожаро-взрывоопасность горючей пыли. Общие требования
В вышеуказанный перечень включен ряд стандартов по пожаро-
взрывобезопасности, так как эти стандарты необходимо учитывать при
выборе исполнения электрооборудования, способов канализации электро-
энергии и средств защиты от статического электричества.
Если не учесть требования пожаро-взрывобезопасности, то ЭУ за-
частую становятся основными причинами возникновения пожаров и взры-
вов на производстве и в быту.
Одной из основных задач по обеспечению электробезопасности яв-
ляется стандартизация требований к электротехническим изделиям и обо-
рудованию.
Ниже приводится перечень основных стандартов ССБТ подсисте-
мы 2, касающихся электротехнических изделий и электрооборудования.
186
ГОСТ 12.2.003-74 Система стандартов безопасности труда. Обо- рудование производственное. Общие требова- ния безопасности.
ГОСТ 12.2.007-0-75 Система стандартов безопасности труда. Изде- лия электротехнические. Общие требования безопасности.
ГОСТ 12.2.007.1-75 Система стандартов безопасности труда. Ма- шины электрические вращающиеся. Требова- ния безопасности.
ГОСТ 12.2.007.2-75 Система стандартов безопасности труда. Трансформаторы силовые и реакторы электри- ческие. Требования безопасности.
ГОСТ 12.2.007.3-75 Система стандартов безопасности труда. Электротехнические устройства на напряжение выше 1000 В. Требования безопасности.
ГОСТ 12.2.007.4-75 Система стандартов безопасности труда. Шка- фы комплектных распределительных уст- ройств и комплектных трансформаторных под- станций. Требования безопасности.
ГОСТ 12.2.007.5-75 Система стандартов безопасности труда. Кон- денсаторы силовые. Установки конденсатор-
ГОСТ 12.2.007.6-75 ные. Требования безопасности. Система стандартов безопасности труда. Ап- параты электрические коммутационные на на- пряжение до 1000 В. Требования безопасности.
ГОСТ 12.2.007.7-75 Система стандартов безопасности труда. Уст- ройства управления комплектные на напряже- ние до 1000 В. Требования безопасности.
ГОСТ 12.2.007.8-75 Система стандартов безопасности труда. Уст- ройства электросварочные и для плазменной обработки. Требования безопасности.
ГОСТ 12.2.007.9-75 Система стандартов безопасности труда. Элек- тропечи. Требования безопасности.
ГОСТ 12.2.007.10-75 Система стандартов безопасности труда. Уста- новки, генераторы и нагреватели индукцион- ные для электротермии. Установки и генерато- ры ультразвуковые . Требования безопасности.
ГОСТ 12.2.007.11-75 Система стандартов безопасности труда. Пре- образователи электроэнергии статические си- ловые. Требования безопасности.
187
ГОСТ 12.2.007.12-75
ГОСТ 12.2.007.13-75
ГОСТ 12.2.007. i 4-75
ГОСТ 12.2.013-75
ГОСТ 12.2.020-76
ГОСТ 12.2.021-76
Система стандартов безопасности труда. Ис-
точники тока химические. Требования безо-
пасности.
Система стандартов безопасности труда. Изде-
лия светотехнические. Требования безопасно-
сти.
Система стандартов безопасности труда. Кабе-
ли и кабельная арматура. Требования безопас-
ности.
Система стандартов безопасности труда. Ма-
шины ручные электрические. Общие требова-
ния безопасности.
Система стандартов безопасности труда. Элек-
трооборудование взрывозащищенные. Терми-
ны и определения. Классификация. Маркиров-
ка.
Система стандартов безопасности труда. Элек-
трооборудование взрывозащищенное. Порядок
согласования технической документации, про-
ведение испытаний, выдачи заключений и сви-
детельств.
Особое внимание следует обратить на основные положения ГОСТ
12.2.007-75, в котором все выпускаемые электроизделия по способу защи-
ты человека от действия электрического тока подразделяются на пять
классов: 0, 01,1, П, Ш.
К классу 0 относятся изделия, имеющие, по крайней мере, рабочую
изоляцию и не имеющие элементов для заземления, если эти изделия не
отнесены к классам П или Ш.
К классу 01 относятся изделия, имеющие рабочую изоляцию и эле-
мент для заземления, а также провод без заземляющей жилы для присое-
динения к ИП.
К классу I относятся изделия, имеющие рабочую изоляцию, эле-
мент для заземления. В случае, если изделие класса I имеет провод для
присоединения к ИП, этот провод должен иметь заземляющую жилу и
вилку с заземляющим контактом.
К классу И относятся изделия, имеющие двойную изоляцию (или
усиленную), и не должны иметь элементов для заземления.
К классу Ш относятся изделия, не имеющие ни внутренних, ни
внешних электрических цепей с напряжением выше 42 В.
Во всех стандартах и ТУ на выпускаемые электротехнические из-
делия должен быть обязательно указан соответствующий класс защиты.
188
К вышеуказанному стандарту тесно примыкает ГОСТ Р 50571.2-94
"Электроустановки зданий. 4.3. Основные характеристики", который прак-
тически соответствует требованиям Публикации МЭК 364-3-93 в части
требований к системам заземления электроустановок. В соответствии с
ГОСТ Р 50571.2-94 все системы заземления электрических сетей подраз-
деляются на пять типов: TN-S, TN-C, TN-C-S, ТТ и и IT. В условных обо-
значениях систем заземления буквы обозначают:
первая буква - характер заземления ИП; Т - непосредственное при-
соединение одной точки токоведущих частей ИП к земле; I - все токове-
дущие части ИП изолированы от земли или одна точка заземлена через со-
противление;
вторая буква - характер заземления открытых проводящих частей
элементов электрической сети и ЭП; Т - непосредственная связь открытых
проводящих частей с землей независимо от характера связи ИП с землей;
N - непосредственная связь открытых токопроводящих частей с точкой
заземления ИП (в системах переменного тока обычно заземляется ней-
траль);
последующие буквы (если таковые имеются) - характер устройства
нулевого рабочего и нулевого защитного проводников; S — функции нуле-
вого защитного и нулевого рабочего проводников обеспечиваются раз-
дельными проводниками; С - функции нулевого защитного и нулевого ра-
бочего проводников объединены в одном проводнике (PEN-проводнике).
На рис.6.14-6.18 приведены все типы заземления электрических се-
тей и ЭП. На рисунках приняты следующие условные обозначения:
- нулевой рабочий проводник (N);
- нулевой защитный проводник (РЕ);
- совмещенный нулевой и защитный проводник (PEN);
К основным стандартам ССБТ подсистемы 3, применяемым в ЭУ,
относятся следующие.
Рис.6.14. Система TN-S (нулевой рабочий и нулевой защитный
проводники работают раздельно):
1 - заземление источника питания; 2 - открытые проводящие части
189
Рис.6.15. Система TN-C-S (в части
сети нулевой рабочий и нулевой за-
щитный проводники объединены):
i заземление источника питания; 2 -
открытые проводящие части
Рис.6.16. Система TN-C (нулевой
рабочий и нулевой защитный про-
водники объединены по всей сети):
1 - заземление источника питания; 2 -
открытые проводящие части
Рис.6.17. Система ТТ.
1 - заземление источника питания; 2 - открытые проводящие части; 3 - заземление
корпусов оборудования
Рис.6.18. Система IT:
1 - заземление источника питания; 2 - открытые проводящие части; 3 - заземление
корпусов оборудования; 4 - заземление корпусов оборудования
190
ГОСТ 12.3.002-75 ССБТ. Процессы производственные. Общие тре- бования безопасности
ГОСТ 12.3.019-80 ССБТ. Испытания и измерения электрические. Общие требования безопасности
ГОСТ 22261-82 (СТ СЭВ 3206-81) Средства измерений электриче- ских и магнитных величин. Общие технические требования
ГОСТ 12.3.003-75 ССБТ. Работы электросварочные. Общие требова- ния безопасности
К стандартам на защитные средства, применяемые при работах а
ЭУ, входящим в подсистему 4 ССБТ, относятся следующие:
ГОСТ 12.4.026-76 ГОСТ 12.4.027-76 ССБТ. Цвета сигнальные и знаки безопасности. ССБТ. Знак электрического напряжения. Форма и размеры. Технические требования.
ГОСТ 12.4.091-80 ССБТ. Каски пластмассовые шахтерские. Общие технические требования.
ГОСТ 9071-79 Клещи электроизмерительные. Общие техниче- ские условия.
ГОСТ 5718-77 Пояса предохранительные. Общие технические условия.
ГОСТ 14185-77 Пояс предохранительный монтерский для воз- душных линий электропередачи.
ГОСТ 14331-77 Когти монтерские для деревянных и деревянных с железобетонными пасынками опор. Техниче- ские условия.
ГОСТ 20493-75 Указатели напряжения. Общие технические тре- бования.
ГОСТ 20494-75 Штанги изолирующие оперативные и для нало- жения заземлений. Общие технические требова- ния.
ГОСТ 11516-79 Инструмент слесарно-монтажный для работы в электроустановках напряжением до 1000 В. Ру- коятки изолирующие. Общие технические усло- вия.
ГОСТ 16556-81 Заземлители для передвижных электроустано- вок.
191
Своевременное внедрение ССБТ в народное хозяйство является
важнейшей, завершающей стадией работ по государственной стандартиза-
ции и производится в соответствии с требованием ГОСТ 1.20-69 ГСС.
"Порядок внедрения государственных стандартов. Основные положения"
и [54].
Даже краткий обзор показывает, что ССБТ является очень важным
элементом упорядочения работы по повышению уровня безопасности
производственных систем.
Однако следует отметить, что эта система достаточно громоздка и
на стадии эксплуатации очень сложно добиться знания всех стандартов
ССБТ обслуживающим персоналом. Поэтому требуется совершенствова-
ние этой системы, особенно в сторону упрощения ее структуры и числа
стандартов. Опыт эксплуатации ЭУ показывает, что чем большее число
инструкций вносится в перечень обязательных, тем хуже они усваиваются
персоналом, а значит безопасность труда начинает уменьшаться.
6.6. Взаимосвязь безопасности ЭУ с другими свойствами
систем электроснабжения предприятий
Безопасность ЭУ самым тесным образом прежде всего связана с их
надежностью. В [6] безопасность даже отнесена к единичным свойствам
надежности. Однако большинство специалистов считает, что безопасность
и надежность являются хотя и тесно связанными, но самостоятельными
свойствами СЭС. Действительно, совершенно надежная ЛЭП или РУ вы-
сокого напряжения (более 400 кВ) может представлять опасность для пер-
сонала из-за высоких значений напряженности электрического поля. Или
частые отказы электрических аппаратов или электрических машин по ме-
ханическим причинам (отказы приводов, повреждение подшипниковых
узлов) могут совершенно не сказываться на электробезопасность этих ЭУ.
В то же время отказы элементов СЭС из-за повреждения изоляции всегда
представляют опасность для персонала, кроме того, чем выше безопас-
ность изделия, тем реже его приходится ремонтировать, и если ремонт со-
пряжен с опасностью для персонала, то тем реже ему придется рисковать.
Или, например, одной из причин так называемого предельного состояния
ЭУ может быть неустранимое нарушение требований безопасности.
Существует определенная связь между безопасностью и ремонто-
пригодностью, так как среднее время восстановления изделия зависит как
от его конструкции, так и от удобства и безопасности проведения ремонт-
но-восстановительных работ. Очень высока связь безопасности персонала
с надежностью средств защиты.
192
Так как определенный уровень безопасности может быть достигнут
несколькими вариантами совокупности конструктивных решений, техни-
ческих мер и средств защиты, то очевидно, что желательно достигнуть
этого уровня с наименьшими затратами как на стадии проектирования и
монтажа, так и эксплуатации СЭС. То есть прослеживается определенная
связь между ее безопасностью и экономичностью, возможно, не такая чет-
кая как между надежностью и экономичностью.
Кроме того, необходимо отметить взаимосвязь безопасности СЭС с
другими взаимосвязанными системами: окружающей средой, питающей
электрической сетью и ИП, а также технологическими системами, полу-
чающими электроэнергию от данной СЭС.
Например, высокие уровни напряженности электрического поля
ЛЭП и РУ могут оказывать вредное влияние на окружающую среду (жи-
вотный и растительный мир). Замыкание фазы на землю в ЭУ электриче-
ской сета с изолированной нейтралью вызывает перенапряжение во всей
электрически связанной сети и может привести к выходу из строя элек-
трооборудования (трансформаторов напряжения, генераторов и другие) в
Энергосистеме,
Вынос электрического потенциала в пожаро- и взрывоопасные по-
мещения в результате пробоя или других повреждениях в ЭУ может при-
вести к пожару или взрыву технологических установок. Таким образом,
безопасность ЭУ тесно взаимосвязана как с другими свойствами этой ЭУ,
так и с взаимосвязанными системами - окружающей средой, питающей
электрической сетью и технологическими установками, которые получают
электроэнергию от данной СЭС.
193
ЛИТЕРАТУРА
1. ГОСТ 19431-84. Энергетика и электрификация. Термины и
определения. - М.: Стандартиздат, 1984. - 12 с.
2. ГОСТ 21027-75. Системы энергетические. Термины и определения. -
М.: Стандартиздат, 1975. - 6 с.
3. ГОСТ 24291-90. Электрическая часть электростанции и электрические
сети. Термины и определения. - М.: Стандартиздат, 1980. - 9 с.
4. Правила устройства электроустановок. - 6-е изд., перераб. и доп. - М.:
Энергоатомиздат, 1986. - 648 с.
5. Правила эксплуатации электроустановок потребителей. - 5-е изд.,
перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 288 с.
6. Надежность систем энергетики. Терминология: Сб. рекомендуемых
терминов.- Вып. 95. - М.: Наука, 1980. - 44 с.
7. Мелентьев Л.А. Системные исследования в энергетике. Элементы
теории, направления развития. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Наука.
1983.-456 с.
8. Теоретические основы системных исследований в энергетике. / А.З.
Гамм, А.А. Макаров, В.Г. Санеев и др. - Новосибирск: Наука, 1986. -
336 с.
9. Инструкция по проектированию электроснабжения промышленных
предприятий. СН 174-75. - М. : Стройиздат, 1976. - 57 с.
1.0. Инструкция по проектированию силового и осветительного
электрооборудования промышленных предприятий. СН 357-77. - М.:
Стройиздат, 1977. - 95 с.
11. Рекомендации по проектированию и эксплуатации систем
электроснабжения новых, расширяемых и реконструируемых
нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий / Под ред.
В.И. Старостина. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Миннефтехимпром
СССР, 1983.- 140 с.
12. СНиП 11-01-95 Инструкция о порядке разработки, согласования,
утверждения и составе проектной документации на строительство
предприятий, зданий и сооружений. - М.: Минстрой РФ, 1995. - 43 с.
13. Карвовский Г.А. Электрооборудование и окружающая среда: выбор и
защита. - М.: Энергоатомиздат, 1984. - 232 с.
14. ГОСТ 16350-80. Климат СССР. Районирование и статистические
параметры климатических факторов для технических целей. - М.:
Стандартиздат, 1980. - 140 с.
15. ГОСТ 9. 602-89. Единая система защиты от коррозии и старения.
Подземные сооружения. Общие требования к защите от коррозии. -
194
М.: Изд-во стандартов, 1991. - 49 с.
16. Проектирование системы электроснабжения: Учеб, пособие для вузов /
В.Н. Винославский, А.В. Праховник, Ф. Клеппель, У. Бути.. - Киев
Вища школа, 1981. - 360 с.
17. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий:
Проектирование и расчет /А.С. Овчаренко, М.Л. Рабинович, В.И
Мозырский,, Д.И. Розинский. - Киев: Техника, 1985. 279 с.
18. Указания по определению электрических нагрузок в промышленных
установках/7 Инструктивные указания по проектирован?!*,
электрических промышленных установок. - 1968.- № 6 - С. 3-17.
19. Волобринский С.Д., Каялов Г.М. и др. Электрические нагруз.ш
промышленных предприятий. - М.: Энергия, 1971. - 263 с.
20. Кудрин Б.И. Основы комплексного метода расчета электрически.,
нагрузок 7/ Промышленная энергетика. - 1986. - № 11. - С. 23 2'7.
21. Ермилов А.А. Основы электроснабжения промышленных
предприятий. - М.: Энергоатомиздат, 1983. - 208 с.
22. Крупович В.И., Ермилов А.А., Иванов В.С. и др. Проектирование
промышленных электросетей. - М.: Энергия, 1979. 328 с.
23. Борисов Б.П., Вагин Т.Я. Электроснабжение электротехнологических
установок. - Киев: Наук, думка, 1985. - 248 с.
24. Федоров А.А., Каменева В.В. Основы электроснабжения
промышленных предприятий. - М.: Энергоатомиздат, 1984. - 472 с.
25. Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий. - М..
Энергоатомиздат, 1995.
26. Голодное Ю.М. Самозапуск электродвигателей. - 2-е изд. перераб. и
доп. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 136 с.
27. Выбор напряжения внешнего электроснабжения промышленных
предприятий // Инструктивные указания по проектированию
электротехнических промышленных установок. - 1983.- № 3. - С. 3-17.
28. Семчинов А.М. Токопроводы промышленных предприятий. - М..
Энергоиздат, 1982. - 208 с.
29. Овчаренко А.С., Головнова А.И., Чернышев Ю.Н. Выбор напряжения
распределительной сети промышленных предприятий;/
Промышленная энергетика. - 1974. - № 5. - С. 31 -33.
30. Анастасиев П.И., Фролов Ю.А. Системы распределения
электроэнергии на промышленных предприятиях. - М.
Энергоатомиздат, 1985. - 144 с.
31. Дорошев К.И. Комплектные распределительные устройства 6-35 кВ.
М.: Энергоиздат, 1982. - 376 с.
32. Внутрицеховое электроснабжение с применением комплектных
195
трансформаторных подстанций // Инструктивные указания по
проектированию электротехнических промышленных установок. -
1981,-№ 1.-С. 24-30.
33. ГОСТ 14209-85.Трансформаторы силовые масляные общего
назначения. Допустимые нагрузки. - М.: Стандартиздат. 1985. - 30 с.
34. СНиП П-4-79. Естественное и искусственное освещение. Нормы
проектирования / Светотехника. - 1979. - № 10. - С. 3-49.
35. ГОСТ 17677-82. Светильники, Общие технические условия. - М.’
Стандартиздат, 1982. - 81 с.
36. Инструкция по рациональному использованию электроэнергии и
снижению затрат в промышленных осветительных установках
(внутреннее освещение) // Светотехника. - 1981. - № 5. - С. 1-13.
37. Клюев С.А. Освещение производственных помещений . - М.: Энергия,
1979,- 152 с.
38. Кнорринг Г.М. Осветительные установки. - Л.: Энергоиздат, 1981. -
288 с.
39. Кунге Я.А., Фаермарк М.А. Экономия электрической энергии в
осветительных установках, - М.: Энергоатомиздат, 1984. - 160 с.
40. Порядок разработки, согласования, утверждения и состав обоснований
инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений, СП
11-101-95. - М.: .Госстрой РФ, 1995. - 33 с.
41. Методические рекомендации по оценке эффективности
инвестиционных проектов и их отбору для финансирования.
Официальное издание. - М., 1995. - 80 с.
42. Лекомцева Ю.Г. Методические особенности анализа рентабельности
инвестиций в Энергетику И Промышленная энергетика. - 1996. - № 12.
- С.2 - 6.
43. ГОСТ 27.002-89. Надежность в технике. Термины и определения. - М.:
Стандартиздат, 1989. - 30 с.
44. Розанов М.Н. Надежность электроэнергетических систем. - М.:
Энергоатомиздат, '984. - 176 с.
45 Михайлов В.В. Надежность электроснабжения промышленных
предприятий. - М.: Энергоатомиздат. 1983. - 152 с.
5 6. Теоретико-методические проблемы надежности систем энергетики /
Под редакцией Ю.Н. Руденко. - Новосибирск: Наука, 1985. - 224 с.
47. Китушин В.Г. Надежность энергетических систем: Учеб, пособие для
электроэнергетических специальностей вузов. - М.: Высш, шк., 1984. -
256 с.
48. Надежность систем электроснабжения /Зорин В.В., Тисленко В.В.,
Клеппель Ф., Адир Г. - Киев: Вища шк. Головное изд-во, 1984. - 192 с.
196
49. Инструктивные материалы Главэнергонадзора. - 3-е изд., перераб. и
доп. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 352 с.
50. Охрана труда в электроустановках: Учебник для вузов / Под ред. Б.А.
Князевского - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1983. -
336 с.
51. Техника безопасности в электроэнергетических установках:
Справочное пособие / Под ред. П.А. Долина. - М.: Энергоатомиздат,
1987. - 4G0 с.
52. Вайнштейн Л.И. Меры безопасности при эксплуатации
электролозяйства потребителей. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.:
Энергоатомиздат, 1984. - 240 с,
53. Гордон Г.Ю., Вайнштейн Л.И. Элек гроз равматизм и его
предупреждение. - М.: Энергоиздат, 1986. 256 с.
54. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок
потребителем. - 4-е изд., перераб. и доп. -М.: Госэнергонадзор, 1994. -
140 с.
55. Сюсюкин А.И. Режимы реактивной мощности и качество
электрической энергии в системах электроснабжения промышленных
предприятий: Учеб, пособие. - Омск: издательство ОмПИ, 1987. - 64 с.
56. Железко Ю.С. Компенсация реактивной мощности в сложных
электрических системах. - М.: Энергия, 1981. - 200 с.
57. Железко Ю.С. Компенсация реактивной мощности и повышение
качества электроэнергии. - М. : Энергоатомиздат, 1985. - 224 с.
58. Веников В.А., Жуков Л.А., Картащов И.И., Рыжов Ю.П. Статические
источники реактивной мощности. - М./Энергия, 1975. - 136 с.
59. Ильяшов В.П. Конденсаторные установки промышленных
предприятий. - М.: Энергоатомиздат, 1983. - 152 с.
60. Правила по применению скидок и надбавок к тарифам на
электрическую энергию за потребление и генерацию реактив ной
энергии: Инструктивные материалы Главэнергонадзора России. - М.:
Главэнергонадзор России, 1996. - С. 239-257.
61. Железко Ю.С. Новые правила расчета экономических значений
потребления реактивной мощности потребителями // Промышленная
энергетика. - 1996, № 6. - С. 4-8.
62. Указания по проектированию компенсации реактивной мощности в
электрических сетях промышленных предприятий // Инструктивные
указания по проектированию электрических промышленных
установок. - 1984. - № 1.-С. 12-36.
63. Железко Ю.С. Снижение потерь и повышение качества
электроэнергии в электрических сетях энергосистем - задача
197
энергосистем и потребителей // Электрические станции. - 1986. - № 12.
-С. 35-37.
64. Жохов Б.Д. Оптимизационные расчеты компенсирующих устройств II
Промышленная энергетика. - 1986. - ? 11. - С. 54-56.
65. Брянцев А..И., Можерин В.Н., Соловьев Г.П., Плеханов В.А.
Автоматический регулятор для управления мощностью
конденсаторных установок // Промышленная энергетика. - 1986 - №
11.-С. 52-54.
66. ГОСТ 13109-87. Нормы качества электроэнергии у ее приемников,
присоединенных к электрическим сетям общего назначения. - М.:
Стандартиздат, 1987. - 7 с.
67. Вершинин П.П. Рациональный режим напряжения синхронных
двигателей И Промышленная энергетика - 1987. - № 3. - С. 23-25.
68. Железко 1О.С. О перспективной системе контроля и учета качества
электроэнергии в электрических сетях // Промышленная энергетика. -
1986. -№ 7. -С. 10-13.
69. Жежеленко И.В., Рабинович М.Л., Божко В.М. Качество
электроэнергии на промышленных предприятиях. - Киев: Техника ,
1981 - 1981,- 160с.
70. Шидловский А.К., Кузнецов В.Г. Повышение качества энергии в
электрических сетях. - Киев: Наукова думка, 1985. - 268 с.
71. Правила присоединения потребителя к сети общего назначения по
условиям влияния на качество электроэнергии: Инструктивные
материалы Главэнергонадзора России. - М., 1996. - С. 82-91.
72. Методические указания по контролю и анализу качества
электрической энергии в электрических сетях общего назначения. РД -
34.15.501-88.
73. Карпов Р.Р., Солдаткина Л.Л. Регулирование напряжения в
электрических сетях промышленных предприятий. - М.: Энергия, 1970.
- 224 с.
74. Железко Ю.С., Копытов Ю.В., Стан В.В. Применение скидок и
надбавок к тарифу за качество электроэнергии И Промышленная
энергетика. - 1984. - № 12. - 24-28 с.
75. Сюсюкин А.И. Режимы активной мощности и рационализация
электропотребления на промышленных предприятиях: Учеб, пособие.
Омск: Издательство ОмПИ, 1988. - 74 с.
76. Энергетический баланс. Терминология. - М.: Наука, 1973. - 28 с.
77. Методические вопросы создания норм и нормативов / Под. ред. В.В.
Соколова. - М.: Экономика, 1983. - 192 с.
78. Сальников А.Х., Шевченко Л.А. Нормирование потребления и
198
экономия топливно-энергетических ресурсов. - М.: Энергоатомиздат.
1986.-240 с.
79. Степанов В.С. Анализ энергетического совершенствования
технологических процессов. - Новосибирск: Наука, 1984. - 273 с.
8(1 . Сюсюкин А.И. Оптимизация разгрузки предприятий при дефиците
активной мощности i Надежность и экономичность электроснабжения
нефтехимических заводов: Сб . - Омск: ОмПИ, 1980. - С. 70-75.
81. Гордеев В.М. Регулирование максимума нагрузки промышленных
электрических сетей. - М.: Энергоатомиздат. 1986. - 182 с.
82. Праховник А.В., Розен Б.П., Дегтярев В.В. Энергосберегающие
режимы электроснабжения горнодобывающих предприятий. - М.:
Недра, 1985. - 232 с.
83. Инструкция по расчету технико-экономической эффективности и
планированию мероприятий по снижению расхода электроэнергии на
ее транспорт в электрических сетях энергосистем. - М.: СПО
Союзтехэнерго, 1980. - 93 с.
84. Копейкин Б.В.. Смирнов Е.А.. Багиев Т.Л. Эффективность
энергосбережения. Опыт ПО "Невский завод" им. В.И. Ленина. - Л.:
Энергоатомиздат. 1985. - 112 с.
85. Определение экономической эффективности проектов в
электроэнергетике и управление энергопотреблением (анализ
американского опыта) !! Экономика топливно-энергетическою
комплекса России: Темат. сб. - М.: ВНИИОЭНГ. 1994. - 60 с.
86. Кендэл М. Временные ряды - М.: Финансы и статистика. 1977 - 199 е
87. Четыркин Е.М. Статистические модели прогнозирования. - М.:
Статистика, 1975.- 184 с.
88. Френкель А. А. Математические методы анализа динамики и
прогнозирования производительности трэда. - М.: Экономика, 1972 -
190 с.
89. Клюев Ю.Б. О консолидации интересов промышленных предприятий и
поставщиков энергоресурсов в процессе энергосбережения
Промышленная энергетика. - 1996. - № 11. - С. 2-3.
90. Методические указания по составу и содержанию внесенных в
стандарты и технические условия нормативов расхода топлива и
энергии на единицу продукции (работы), РД50-374-82. - М.: Изд-во
Стандартов, 1983. - 8 с.
91. Основные положения по нормированию расхода топлива, тепловой'й
электрической энергии в народном хозяйстве. - М.: Атомиздат, 1980М-
16 с.
92. Сидоров И.И., Кузьмин В.Г. Вопросы теории нормирования и учёта
199
энергопотребления в промышленности. Нормирование и учет в
системе энергоснабжения: Сб. науч. тр. - Л.: ЛИЭИ, 1985. - С. 15-26.
93. Эффективное использование электроэнергии /Под ред. К. Смита: Пер.
с англ, под ред. Д.Б. Вольфберга. - М.: Энергоиздат, 1987. - 400 с.
94. Праховник А.В., Находов В.Ф. Нормирование электропотребления на
основе теорий самоорганизации и распознавание образов: Сб.
совершенствований управления нормированием ТЭР. - Л.: ЛИЭИ,
1984.-С. 38-44.
95. Гольстрем В.А., Кузнецов Ю.Л. Справочник по экономии топливно-
энергетических ресурсов. - Киев: Техника, 1985. - 383 с.
96. Волянский В.М. Рациональное использование электроэнергии в
механизмах и аппаратах химических производств. - М.: Химия, 1985. -
80 с.
97. Инструкция по расчету и анализу расхода электрической энергии на ее
транспорт в электрических сетях энергосистем. - М.: СПО
"Союзтехэнерго", 1986. - 52 с.
98. Инструкция по снижению расхода электрической энергии на ее
транспорт в электрических сетях энергетических систем и
энергетических объединений / Воротнинкий В.Э., Железко Ю.С. -
Союзтехэнерго. 1986. - 52 с.
99. Заргарскнй В.С., Жуков М.А.. Красовский Б.И. Упрощенная методика
технико-экономического расчета обоснованности мероприятий по
эсбережению в рыночных условиях И Промышленная энергетика.
- 1995,-№2.-С. 2-3.
100. Лекомцева Ю.Г., Клюев Ю.Б., Белоусов В.С. Критерий быстрой
оценки эффективности инвестиционных проектов в энергетике с
учетом инфляции И Промышленная энергетика, 1996. - № 6. - С.2-4.
101. Афанасьев Н.А., Юсипов М.А. Система технического обслуживания и
ремонта оборудования энергохозяйств промышленных предприятий
(система ТОР. ЭО). - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 528 с.
102. Сборник правил и инструкций, применяемых при эксплуатации
электроустановок потребителей, ч. 1, II - М.: Главэнергонадзор РФ,
1995.-326 и 162 с.
103. Инструктивные материалы Главэнергонадзора России - М.:
Главэнергонадзор РФ, 1996. - 359 с.
200
Оглавление
От автора....................................................3
Глава I. Общая характеристика систем электроснабжения
промышленных предприятий. Условия их эксплуатации
1.1. Общая характеристика систем электроснабжения...........5
1.2. Условия эксплуатации, систем электроснабжения..........15
1.2.1. Условия окружающей природной среды...................16
1.2.2. Технико-технологические условия эксплуатации СЭС.....19
1.2.3. Организационно-экономические условия эксплуатации СЭС... 25
Глава II. Построение структуры СЭС (проектирование)
2.1 . Общие принципы и основные этапы проектирования
систем электроснабжения промышленных предприятий............26
2.2 Анализ потребителей электрической энергии и определение
их электрических нагрузок.................................. 30
2.2.1. Классификация, основные показатели и общие
характеристики ЭП . .................................... 30
2.2.2. Электрические нагрузки и графики потребления
электроэнергии............................................ 35
2.2.3. Расчетные величины ..................................39
2.2.4. Показатели, характеризующие режим работы приемников
и графики их нагрузок.......................................42
2.2.5. Определение расчетной нагрузки с использованием
коэффициента спроса и удельных показателей..................45
2.2.6. Определение расчетных нагрузок с использованием методов
математической статистики.................................. 46
2.2.7. Определение расчетной нагрузки с использованием
коэффициента максимума......................................51
2.2.8. Определение расчетных нагрузок однофазных ЭП.........53
2.2.9. Определение расчетных электрических нагрузок
электроприемников, работающих в ПКР.........................53
2.2.10 .Определение пиковых нагрузок........................55
2.2.11. Рекомендации по выбору метода расчета электрических
нагрузок....................................................56
201
2.2.12. Определение центров электрических нагрузок...........60
2.3. Выбор системы питания промышленных предприятий
электроэнергией
2.3.1. Выбор схемы питания предприятий электроэнергией.......62
2.3.2. Выбор, сечения проводников (голых, изолированных и шин)
в электрических сетях . . . ...............................69
2.3.3. Выбор напряжения пйтания предприятий электроэнергией ... .77
2.4. Выбор системы распределения электроэнергии на
промышленном предприятии при напряжении выше 1000 В
2.4.1. Выбор схемы распределения электроэнергии на
промышленном Предприятии при напряжении выше 1000 В...........79
2.4.2. Выбор способа канализации электроэнергии при напряжении
выше 1000 В...................................................83
2.4.3. Выбор рационального напряжения распределения
электроэнергии................................................86
2.5. Выбор системы распределения электроэнергии
при напряжении до 1000 В
2.5.1. Цеховые трансформаторные и преобразовательные
подстанции и схемы их включения..............................87
2.5.2. Схемы цеховых электрических сетей.....................99
2.5.3. Выбор рационального напряжения для питания
электроприемников............................................ 100
Глава III. Осветительные установки промышленных предприятий
3.1. Основные требований к осветительным установкам
промышленных предприятий....................................105
3.2. Системы и виды освещения....... .......................105
3.3. Нормы искусственного освещения.......................108
3.4. Выбор источника света ...........................109
3.5. Выбор светильников по светотехническим характеристикам
и конструктивно!йу исполнению . ............................112
3.6. Светотехнический расчет осветительных установок......114
3.7. Электрический расчет осветительных установок.........121
3.8. Источники питания, схемы электрических осветительных
202
сетей, управление осветительными установками................124
Глава IV. Экономичность систем электроснабжения..............127
Глава V. Надежность электроснабжения промышленных предприятий
5.1. Основные понятия и определен ня........................139
5.2. Определение показателей надежности схем
электроснабжения ...........'. . . . . ................. .147
5.3. Определение убытков (ущербов) при перерывах и
ограничениях электроснабжения. . . .........................151
5.4. Способы повышения надежности систем электроснабжения . .153
Глава VI. Безопасность систем электроснабжения
6.1. Общие положения........................................155
6.2. Электробезопасность...................................157
6.3. Способы и средства обеспечения электробезопасности
6.3.1. Общие положения......................................164
6.3.2. Обеспечение недоступности токоведущих частей.
Ограждения. Блокировки......................................165
6.3.3. Состояние изоляции ЭУ и ее контроль..................166
6.3.4. Компенсация емкостных токов замыкания на землю
в электрических сетях с изолированной нейтралью.............167
6.3.5. Применение двойной изоляции......................... 168
6.3.6. Заземление и защитные меры электробезопасности.......169
6.3.7. Расчет заземляющего устройства.......................172
6.3.8. Защитное отключение..................................175
6.3.9. Применение малых напряжений. Разделение сетей....... 176
6.3.10. Предупредительная сигнализация. Надписи и плакаты...178
6.3.11. Защита от электрических полей.......................179
6.3.12. Использование защитных средств и приспособлений.....180
6.4. Организационные и технические мероприятия по
обеспечению электробезопасности.............................182
6.5. Повышение электробезопасности на основе стандартизации . .184
6.6. Взаимосвязь безопасности ЭУ с другими свойствами
систем электроснабжения предприятий.........................192
203
Научно-производственное издание
Сюсюкин Анатолий Иванович
ОСНОВЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРЕДПРИЯТИЙ
В двух частях
Часть 1
Редакторы: В. К. Бородина,
В. С. Чеботарева
ЛР № 020520 от 23.04.92
Подписано в печать 1.08.98.
Бумага писчая.
Тираж 1000 экз.
Формат 60x90 1/16
Усл. печ. л. 12,75
Заказ 152.
Тюменский государственный нефтегазовый университет, 625000, Тюмень,
ул. Володарского, 38.
Отпечатано в типографии ОАО “Тобольский нефтехимический комбинат”.
626100, Тобольск, ОАО “ТНХК”.