Электрические нагрузки нетяговых потребителей. . . . . . . . 3

Электрические нагрузки нетяговых потребителей........ 3

1.1 Нетяговые потребители электроэнергии. Требование к надежности электроснабжения. 3

1.2 Показатели характеризующие приемники электрической энергии 4

1.3 Определение расчетных нагрузок 6

Схемы электроснабжения нетяговых потребителей. 8

2.1 Схемы электроснабжения крупных станций и узлов. 8

2.1.1 Магистральные схемы 9

2.1.2.Кольцевые схемы 10

2.1.3.Смешанные схемы 10

2.2 Электроснабжение линейных потребителей 10

2.3.Особенности схем питания линий автоблокировки 13

Параметры линий электрических сетей. 13

3.1. Схемы замещения линий 13

3.2. Активное сопротивление линии 14

3.3. Активная проводимость линии 14

3.4. Индуктивное сопротивление линии 15

3.5. Емкостная проводимость линии 18

3.6. Параметры линии с расщепленными фазами. 19

3.7. Сопротивление стальных проводов 20

Параметры трансформаторов. 21

4.1. Схемы замещения трансформаторов 21

4.2. Параметры двухобмоточных трансформаторов 22

4.3. Параметры трехобмоточных трансформаторов. 23

Потери мощности в электрических сетях. 26

5.1. Общие положения. 26

5.2. Потери мощности в линии. 27

5.3. Потери мощности трансформатора. 28

5.3.1. Потери мощности в трехобмоточных трансформаторах. 29

Потери энергии в электрических сетях. 29

6.1. Потери энергии в линии 29

6.1.1. Определение потерь энергии при среднеквадратичной нагрузке. 31

6.2. Потери энергии в силовых трансформаторах. 32

Способы снижения потерь в электрических сетях. 33

7.1. Общие положения 33

7.2. Технические мероприятия. 34

7.3. Оптимизация режимов  по  напряжению и  реактивной мощности. 34

7.4. Отключение трансформаторов в режимах малых нагрузок. 34

7.5. Замена проводов и перевод воздушной линии на более высокое напряжение. 36

Методика технико-экономических расчетов. 36

8.1. Общие понятия. 36

8.2. Методика расчетов и выбор экономически целесообразного варианта. 37

Экономическая площадь сечения проводов и токоведущих жил кабелей. Экономическая плотность тока. 38

9.1. Структура стоимостных показателей линии электрических сетей.. 38

9.2. Экономическая площадь сечения. Экономическая плотность тока... 40

Выбор проводников по допустимому нагреву. 41

10.1.Общие замечания 41

10.2... Основное уравнение нагрева и вытекающие из него  соотношения 43

10.2.1.Соотношения, вытекающие из уравнения нагревания............. 46

Короткие замыкания в электрических установках. 48

11.1.Основные определения и общая характеристика процесса 48

11.2.Трёхфазное короткое замыкание 51

11.2.1. Короткое замыкание в цепи, питающейся от шин неизменного напряжения 51

11.2.2.Короткое замыкание в цепи, питающейся от генератора ограниченной мощности 54

 

 

 

Нетяговые потребители электроэнергии. Требование к надежности электроснабжения.

Нетяговые потребители — потребители всех служб железной дороги, за исключением эл.тяги, непосредственно связанные с эксплуатацией и расположенные на станциях и перегонах. Крупные сортировочные и участковые станции содержат большое число стационарных потребителей и схемы электроснабжения таких станций такие же как у крупных технических предприятий. Для промежуточных станций, разъездов, перегонов характерны большая рассредоточенность и малые нагрузки. Питание таких потребителей осуществляется по схеме продольного эс, имеющей ряд особенностей для электрической тяги постоянного или переменного тока, или тепловозной тяги. Наиболее крупные производственные потребители на станциях относятся к объектам локомотивного и вагонного хозяйства. В пределах дороги на их долю приходится от 50 до 60% установленной мощности. На крупных станциях так же может быть велика доля объектов жилищного и коммунального хозяйства. От подстанций, питающих жд потребителя, могут получать питание так же районные и с/х потребители. Характерными приемниками предприятия ждт являются: эл.двигатели производственных механизмов, силовые общепромышленные установки, эл.сварочные установки, эл.печи и электротермические установки, преобразовательные установки, ручной электроинструмент, осветительные установки.

Электродвигатели производственных механизмов встречаются во всех службах, но наиболее широко представлены в локомотивном и вагоном хозяйстве.

Силовые общепромышленные установки: вентиляторы, насосы, подъемно- транспортное оборудование.

Электросварочные установки используются во всех хозяйствах, но наиболее широко в локомотивном, вагонном и на пунктах тех. осмотра подвижного состава.

Электропечи и электротермические установки используют для термической обработки деталей, сушки изоляции тяговых двигателей.

Преобразовательные установки применяют для испытания электрических машин, в качестве зарядно-разрядных устройств, ввода электровоза в депо.

Переносной электроинструмент используется для производства ремонтных работ в путевом хозяйстве, шпалоподбойки, шуруповерты.

Все электроприемники согласно инструкции ЦЭ-4846 «Инструкция по категорийности электроприемников нетяговых потребителей железнодорожного транспорта. Все электроприемники делят на три категории и особую группу.

К первой категории относятся электроприемники, перерыв в электроснабжении которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, срыв графика движения поездов, причинить значительный ущерб ждт и народному хозяйству в целом. Электроприемники первой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаиморезервируемых источников питания. Перерыв электроснабжения допускается на время автоматического переключения на второй источник.

Из состава первой категории выделяется особая группа электроприемников, надежная работа которых необходима для обеспечения бесперебойного движения поездов, предотвращения угрозы жизни людей, пожаров и исключения ущерба народному хозяйству. Для электроснабжения этой группы приемников предусматривается питание от третьего независимого источника. В качестве третьего источника могут быть использованы специальные агрегаты или аккумуляторные батареи.

Ко второй категории относятся электроприемники, перерыв в электроснабжении которых приводит к нарушению движения поездов или нарушению цикла крупных предприятий. Эти приемники рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых источников.

Третья категория — электроприемники не относящиеся к первой и второй категории. Перерыв в эс этих приемников допускается на время необходимое для ремонта или замены поврежденного оборудования, но не более чем на одни сутки.

1.

2.

2.1.

Магистральные схемы

Магистральные схемы широко применяются на станциях и узлах, на второй ступени распределения энергии.

Магистральные схемы выполняются в виде одиночных или двойных сквозных магистралей с односторонним питанием.

Одиночная магистраль с односторонним питанием без резервирования применяется для тех потребителей, у которых допустим перерыв в электроснабжении на время восстановления поврежденного участка. В связи с этим такие магистрали должны выполняется, как правило, воздушными и использоваться для питания потребителей третей категории. Более надежными схемами, которое применяются для питания потребителей любой категории, является схема с двумя параллельными (сквозными) магистралями. Эти схемы использую как для подключения подстанций с двумя секциями шин ВН (схема а), так и без сборных шин ВН. Последняя схема применяется для подключения двух трансформаторных КТП (схема б).

Кольцевые схемы

Эти схемы наиболее широко применяют в распределительных сетях станций и узлов. Нормально схема работает в режиме разомкнутого конца с АВР на секционном выключателе подстанций, питающих потребителей первой категории

Смешанные схемы

В том случае когда на станции или узле имеется несколько подстанций с ответственными потребителями первой категории, применяют смешанные схемы. От разных секций подстанций с АВР прокладывают радиальные линии до другой подстанции питающей потребителей первой категории.

2.2.

Схемы замещения линий

Расчет электрических сетей производят по схемам замещения. В схемах замещения потеря активной мощности и энергии отражаются активными сопротивлениями и проводимостями. Потери реактивной мощности — реактивными (индуктивными) сопротивлениями и проводимостями. Генерация реактивной мощности - емкостными проводимости.

Теоретически линия состоит из бесконечного множества распределенных по длине сопротивлений и проводимостей. Точный учет распределенных параметров производят при расчете линий сверхвысоких напряжений. Расчет линий до 220кВ включительно выполняют по схемам замещения с сосредоточенными параметрами. Для расчета линий распределительных сетей (до 35кВ) применяют упрощенную схему замещения содержащую два параметра X_L, X_C. Для расчета питающих сетей (больше 35кв) применяют П образную схему замещения.

G_Л – активная проводимость

В_Л – емкостная проводимость

 

 

Активная проводимость линии

Активная проводимость ВЛ обусловлена явлением короны, в кабельных линиях диэлектрическими потерями. Потери мощности на корону существенным образом зависят от рабочего напряжения линии и метеорологических условий. Поэтому активная проводимость линии

Для уменьшения потерь мощности на корону применяют провода большого диаметра или расщепляют фазы. Этими мерами удается резко уменьшить активную проводимость. Для линий до 220кВ включительно этот параметр не учитывают.

 

Понятие транспозиции.

В России принята следующая схема расположения проводов на опорах: 

Ø На одноцепных линиях

Ø На двухцепной линии

Отметим что в представленных схемах расположения, за исключением первых двух, провода расположены несимметрично либо по отношению друг к другу, либо по отношению к земле. Это приводит к неодинаковости параметров фаз линий. В результате даже при симметричной нагрузке будет несимметричная звезда напряжений. Для выравнивания параметров применяют транспозицию. Линию делят на число участков кратное трем. На границах участков устанавливают транспозиционные опоры, на которых провода фаз меняют местами.

Для линии с транспозицией

Так как сумма токов в узле равна нулю:

Для трех фазой линии с транспозицией выражение 3.7 запишется в виде:

 – полное сопротивление фазы трехфазной линии

                                                       (3.8)

                                                    (3.9)

                                         (3.10)

                     (3.11)

Мнимая часть выражения (3.11) представляет собой индуктивное сопротивление одного километра фазы трехфазной линии.

                           (3.12)

 - внешнее индуктивное сопротивление.

 - внутренние индуктивное сопротивление

Параметры трансформаторов

Общие положения.

Передача электрической энергии по проводам и преобразование ее с помощью трансформаторов сопровождается потерями мощности и энергии. В электрических системах потери мощности достигают 15-17%, а потери энергии 10—12%.

 

Структуру потерь электрической энергии можно проиллюстрировать двумя таблицами.

Таблица 5.1

Объект электрической сети	Потери электрической энергии, %
	Нагрузочная	На ХХ и корону	Всего
Линия	60	5	65
Подстанция	15	20	35
Всего	75	25	100

 

Потери в процентах по классам номинальных напряжений:

Таблица 5.2

Напряжение, кВ	Потери, %
750	1
500	9
330	7
220	16
110, 150	28
Потери на корону	2
Потери в остальных элементах электроснабжения (реакторы, генераторы, измерительные приборы, трансформаторы тока и напряжения)	3
Собственные нужды подстанций	2

 

Поскольку индуктивные сопротивления мощных линий и особенно трансформаторов значительно больше их активных сопротивлений, то большими будут потери индуктивной мощности. Но если на восполнение потерь активной мощности необходима установка в системе дополнительных генерирующих мощностей (котлов, турбин, генераторов), то на восполнение потерь реактивной мощности, дополнительной генерирующей мощности не требуется. Достаточно изменить режим возбуждения генератора. Однако, передача по линиям и через трансформаторы реактивной мощности нагрузки, и на восполнение потерь приводит к увеличению полного тока, а значит и к увеличению потерь активной мощности. Это обстоятельство необходимо учитывать при эксплуатации и проектировании.

1.

2.

3.

4.

5.

5.1.

Потери мощности в линии.

Рассмотрим линию с одной нагрузкой на конце.

;

 

Потери активной мощности в такой линии:

                                                                  (5.1)

 

           (5.2)

 

                                                             (5.3)

 

                                                              (5.4)

 

Правильно выполненные расчеты по формулам (5.3), (5.4) дают тождественный результат. На практике расчет выполняют по мощности нагрузки при номинальном напряжении сети и расчетная формула принимает вид.

                          (5.5)

 –потери активной мощности на передачу активной мощности

 – потери реактивной мощности на передачу реактивной мощности

Выражение (5.5) раскрывает структуру потерь. Если сеть состоит из нескольких элементов, то потери определяют по каждому элементу, а затем суммируют.

Применительно к потерям реактивной мощности рассуждая аналогично, получим:

                  (5.6)

Потери энергии в линии

Нагрузка линии трансформатора меняется в течение суток, месяца, года в диапазоне от минимального до максимального значений. Поэтому для определения потерь энергии необходимо располагать графиками нагрузки, либо аналитическими зависимостями, полученными при обработке графиков нагрузки. Рассмотрим годовой график токовой нагрузки по продолжительности или упорядоченную токовую диаграмму. Построим график

1 - упорядоченная токовая диаграмма I(t)

Построим прямоугольник с ординатой I_м­ и площадью равной площади под кривой 1. Получим Т_м - годовое число часов использования наибольшей нагрузки.

Из баланса площадей аналитическое выражение для Т_м запишется в виде:

                                                                 (6.1)

Применительно к графику активной нагрузки (6.1) запишется в виде:

                                                      (6.2)

Т_ма - годовое число часов использования наибольшей активной нагрузки.

Т_ма такое условное время, в течение которого энергия, переданная по линии или через трансформатор, при их нагрузке неизменной наибольшей активной мощностью равна энергии переданной по ним в течении года при их работе по действительному переменному графику нагрузки.

Годовое число часов использования наибольшей активной мощности - это важный показатель, который характеризует любой энергетический объект и приводится в справочниках по проектированию. Оказывается, что для предприятий с одинаковым технологическим процессом и одним числом смен, Т_ма варьируется в нешироких пределах. Применительно к графику реактивной мощности получим:

                                                     (6.3)

Т_мр­ – годовое число часов использования наибольшей реактивной нагрузки.

Возведем ординаты кривой 1в квадрат. Площадь под кривой 2 - годовые потери.

                                                 (6.4)

Формы кривых могут быть различными и выражения получаются весьма неточными. Поэтому невозможно интегрировать по формуле (6.4). Заменим площадь под кривой 2 равновеликой.

Т_м -  годовое число использования наибольших потерь - условное время, при котором потеря энергии в линии, при ее нагрузке неизменным наибольшим током, равна годовым потерям энергии при работе линии по действительному переменному графику нагрузки.

                                                                 (6.5)

 

                                                          (6.6)

Максимальная нагрузка линии и сопротивление всегда известны, время потерь при отсутствии графика нагрузки можно определить лишь приблизительно. Его находят либо по кривым, либо по эмпирической формуле:

                                    (6.7)

 

1.

2.

3.

4.

5.

6.

6.1.

Общие положения

По оценкам отечественных специалистов доля электроэнергии в себестоимости продукции достигает 30 и более%. Поэтому энергосбережение является существенным фактором в экономии. Различают технологические и коммерческие потери энергии. Технологические потери обусловлены физическими процессами при производстве, передаче и потреблении энергии. Коммерческие потери обусловлены системой учета. Все мероприятия по снижению потерь энергии делятся на две группы.

· Организационную - по совершенствованию эксплуатации обслуживания, оптимизации схем и режимов работы сетей.

· Технические - по реконструкции, модернизации и строительству сетей.

Организационными мероприятиями являются:

Ø Оптимизация режимов по напряжению и реактивной мощности.

Ø Оптимизация мест размыкания сетей 6-35кВ.

Ø Ограничение холостой работы асинхронных двигателей, сварочных трансформаторов и других электроприемников путем внедрения ограничителей ХХ.

Ø Замена или отключение на период малых нагрузок трансформаторов, загруженных менее чем на 30% от номинальной мощности.

Ø Замена загруженных менее чем на 60% асинхронных двигателей на двигатели меньшей мощности при условии технико-экономического обоснования и при наличии технической возможности.

Ø Замена асинхронных двигателей синхронными во всех случаях, когда она может быть обоснована технико-экономическим расчетом.

Ø Выравнивание нагрузок фаз 0,38 кВ.

Технические мероприятия.

Технические мероприятия включают в себя:

· Сокращение радиуса действия сетей до 0,4 кВ за счет дробления потребительских подстанций и их приближения к электроприемникам.

· Использование 10 кВ в качестве основного напряжения распределительных сетей.

· Применение СИПов для ВЛ напряжением 0,4 и 10кВ

· Использование максимального допустимого сечения проводов в линиях 0,4 и 10 кВ, с целью адаптации их пропускной способности в течение всего срока службы.

· Применение более экономичного электрооборудования, в частности трансформаторов с уменьшенными потерями холостого хода, встроенных в КТП конденсаторных батарей.

· Применение столбовых подстанций малой мощности для сокращения протяженности сетей 0,4кВ.

· Широкое использование автоматического регулирования напряжения для повышения качества энергии и снижения её потерь.

· Телемеханизация электрических сетей, применение коммутационных аппаратов нового поколения, средств дистанционного определения мест повреждения, повышение достоверности измерений в электрических сетях.

Общие понятия.

Методика технико-экономических расчетов должна дать возможность выбрать оптимальный вариант. Экономическая эффективность варианта определяется единовременными капитальными затратами и ежегодным эксплуатационными расходами (издержками производства). Капитальные затраты на сооружение электрической сети определяют по укрупненным показателям. Зная протяженность линии и среднюю стоимость одного километра, можно опередить полную стоимость линии. Средняя стоимость одного километра линии приводится в справочниках по проектированию и зависит от напряжения линии, типа опор, площади сечения проводов, климатических условий района. Стоимость трансформаторных подстанций определяется числом и мощностью основного оборудования: трансформаторов и выключателей. При этом укрупненные показатели учитывают также и стоимость приборов релейной защиты, стоимость монтажа и строительных работ. Эксплуатационные расходы включают себя ежегодные амортизационные отчисления, ежегодные расходы на текущий ремонт и обслуживание и стоимость годовых потерь энергии.

Амортизационные отчисления включают в себя: ежегодные расходы на капитальный(восстановительный) ремонт и ежегодные отчисления на реновацию.

Каждое сооружение имеет ограниченный срок службы. На реновацию предусматривают такие ежегодные отчисления, чтобы к концу срока службы капитальные затраты были полностью возмещены.

Различают капитальный и текущий ремонты. Капитальный ремонт производят с целью восстановления сооружения до его первоначального состояния, выполняют его раз в несколько лет, но средства на него предусматривают в виде ежегодных отчислений в процентах от стоимости сооружений. Текущий ремонт включает в себя периодические осмотры, проверку оборудования, подкраску, замену дефектных изоляторов и т.п. Выполняется он повседневно с целью поддержать сооружения в пригодном для эксплуатации состояния. Выражение для эксплуатационных расходов издержек производства можно записать в виде:

 ,                                             (8.1)

Где Р_ам - доля ежегодных отчислений на амортизацию,

Р_об - тоже на текущий ремонт и обслуживание,

К - капитальные затраты,

И_пот - суммарная стоимость годовых потерь электроэнергии.

8.2. Методика расчетов и выбор экономически целесообразного варианта.

Рассмотрим два варианта энергетического объекта. Обозначим капитальные затраты в первом варианте К1 и К2; И1 и И2.

1.

Это, так называемый, случай абсолютной экономической эффективности.

2.

Рассмотрим отношение:

Т_ок показывает за сколько лет по более дорогому варианту окупятся затраты.

Величина обратная времени окупаемости называется коэффициентом эффективности капиталовложения.

Для единообразия оценки экономической эффективности различных вариантов. Т_ок и Р_эф нормируют. Для энергетических объектов нормативный коэффициент капиталовложений Р_н =  0,12-0,15.

Исходя из этого первый вариант будет выгоднее второго, если будет соблюдаться равенство.

Годовые приведенные затраты.

                                                                     (8.2)

 

С учетом 8.1 получим:

                    (8.3)

 

При сравнении нескольких технически равноценных вариантов наиболее выгодным считается вариант с наименьшими приведенными затратами. Если окажется, что у сравниваемых вариантов затраты примерно равны, то предпочтение остается более перспективному варианту.

Мы рассмотрели методику технико-экономических расчетов при единовременных капитальных затратах. В случае долговременного сооружения объекта (разновременные затраты в несколько этапов) необходимо учесть темпы инфляции, учетную ставку банка, тариф на электроэнергию и его изменение.

10.

Общие замечания

Прохождение электрического тока по проводнику, обладающему активным сопротивлением R, вызывает нагрев проводника. Выделяемая при этом тепловая энергия приводит к повышению температуры проводника θ.

Как только последняя превысит температуру окружающей среды θ_ср, под действием разности температур , называемой перегревом, начинается отдача тепла проводником в окружающую среду в количестве, тем больше, чем больше нагрет проводник.

Нагревание проводника током продолжается до тех пор, пока количество тепла, выделяемого в проводнике за определённый промежуток времени, не станет равным количеству тепла, отданному в окружающую среду за то же время.

Такое состояние называется тепловым равновесием, при нём температура проводника больше не изменяется.

Эту температуру называют установившейся, а разность    - установившимся перегревом.

Очевидно, что каждому длительно протекающему току соответствует определённый установившейся перегрев и, следовательно, заданному перегреву - определенный длительный ток.

Для обеспечения, при протекании тока нагрузки, нормальной работы проводов и кабелей можно допускать вполне определённую максимальную температуру нагрева, зависящую от конструкции проводника и материала его изоляции, её называют предельно допустимой температурой θ_доп.

При заданной температуре окружающей среды, предельно допустимой температуре соответствует предельно допустимый перегрев:  по которому может быть найден и длительно допустимый ток, I_доп.

Для неизолированных проводов BЛ предельно допустимую температуру нагревания θ_доп согласно ПУЭ принимают +70° С, она принята по условиям работы контактных соединений.

Для изолированных проводов θ_доп определяется сохранность изолирующих материалов. Для самонесущих изолированных проводов с изоляцией из термопластичного (СИП-1, СИП-1А, СИП-4) и сшитого(СИП-2, СИП-2А, СИП-3 и СИП-5) светостабилизированного полиэтилена значения допустимой температуры нагрева токопроводящих жил приведены в табл. 10.1.

 

 

Таблица 10.1.

Основные эксплуатационные характеристики проводов СИП

Марка провода	Номинальное напряжение, кВ	Допустимая температура нагрева токопроводящих жил, °С
СИП-1,СИП-1 А,СИП-4	до 1кВ	70
СИП-2,СИП-2А, СИП-5	до 1кВ	90
СИП-3	до 20кВ	90

Предельно допустимая температура нагрева токоведущих жил кабелей зависит от типа изоляции и номинального напряжения кабеля. Её значения приведены в табл. 10.2.

Таблица 10.2

Предельно допустимая рабочая температура жил кабелей

Тип изоляции	Uн,к B	θдоп°С
	1	80
Бумажная изоляция	6	80
	10	70
Поливинилхлоридный	до 6	70

 

пластикат ПВХ
Сшитый полиэтилен и поливинилхлоридные композиции	До 110кВ	90

 

Для проводов контактной сети значение допустимой температуры нагрева приведены в табл. 10.3

 

Таблица 10.3

Допустимые температуры нагрева проводов контактной сети

Марка провода
Контактные провода медные МФ и МФО	95
Низколегированные НЛФ и НЛФО	110
Бронзовые Брф и БрФО	130
Несущие тросы	120

При заданной предельно допустимой температуре проводника допустимый перегрев зависит от температуры окружающей среды, в качестве последней принимают:

Ø для проводов и кабелей, прокладываемых на воздухе θ_ср = 25°С;

Ø для кабелей, прокладываемых в земле θ_ср = 15 °С;

Ø для и кабелей, прокладываемых в воде θ_ср = 5° С.

Следовательно для голых проводов ВЛ допустимый перегрев составит:  

а для проводов СИП-2А:

Электрические нагрузки нетяговых потребителей........ 3

1.1 Нетяговые потребители электроэнергии. Требование к надежности электроснабжения. 3

1.2 Показатели характеризующие приемники электрической энергии 4

1.3 Определение расчетных нагрузок 6