Текст
                    Уважаемые читатели!
Научно-производственным кооперативом «Контакт» разработан и подготовлен к
производству указатель коротких замыканий с самовозвратом для сетей 6—10 кВ.
Указатель состоит из двух датчиков, устанавливаемых непосредственно на шинах, и
низковольтного блока индикации.
Указатель выполнен на современных высоконадежных элементах с низким
коэффициентом загрузки, не содержит подвижных механических узлов, имеет регулируемый
в широких пределах порог срабатывания, снабжен отдельным выходом для
телесигнализации, в ждущем режиме не потребляет тока.
Цена одного комплекта— 100 руб.
Заявки на поставку направляйте по адресу: 310014, г. Харьков, ул. Рылеева, 60.
НПК «Контакт». Телефон 20-21-17.
РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ:
В. Е. Аракелов, Ю. В. Балабан-Ирменин, Г. Л. Багиев, О. Н. Багров, Г. Н. Бочкарев,
Б. П. Варнавский, Н. И. Волощенко, В. В. Галактионов, А. П. Егоричев, Э. А. Езекян,
А. Н. Златопольский, В. А. Лукин (главный редактор), Ю. С. Малхазов,
Е. Ф. Мельниченко, С. В. Муринец, И. И. Надыров, Л. А. Новелла (зам. главного
редактора), В. Р. Окороков, Г. Б. Онищенко, Н. И. Рябцев, В. И. Савин, А. Г. Смирнов,
В. М. Терехов, Ю. А. Тихомиров, Л. Е. Федоров, Е. М. Феськов, В. Ф. Чумаченко,
И. А. Шадрухин (зам. главного редактора), Д. Н. Шишлов.
♦ ♦ ♦
Адрес редакции: 103012, Москва, Б. Черкасский пер., 2/10.
Телефоны: 921-66-04, 921-13-65.


Коммунизм — это есть Советская власть плюс электрификация всей страны. Ленин ПРОМЫШЛЕННАЯ энергетика Ежемесячный производственно-технический журнал ОРГАН МИНИСТЕРСТВА ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР И ЦЕНТРАЛЬНОГО ПРАВЛЕНИЯ ВСЕСОЮЗНОГО НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОГО ОБЩЕСТВА ЭНЕРГЕТИКОВ И ЭЛЕКТРОТЕХНИКОВ ИМЕНИ АКАДЕМИКА Г. М. КРЖИЖАНОВСКОГО 7 Июль Издается с августа 1944 года 1989 Москва, Энергоатомиздат СОДЕРЖАНИЕ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОГО МЕХАНИЗМА ХОЗЯЙСТВОВАНИЯ Багиев Г. Л., Клименко В. Л., Самойлов Л. Л. Организационно-экономический механизм обеспечения экономии топлива и энергии 2 Помещен ко Н. П. Совершенствование организации труда в новых условиях хозяйствования на Качканарском ПТП треста «Востокэнергочермет» . 4 Мясников А. И. К вопросу о лимитировании расхода электроэнергии б ЭКОНОМИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ Сушков В. В., Фрайштетер В. П., Иванова Л. Б. Оценка экономической эффективности меромриятий не повышению надежности электрических сетей нефтяных месторождений Западной Сибири . 7 Пахмутов В. А. Организация работы цехов Оленегорского механического завода в часы максимума нагрузки энергосистемы «Колэнерго» 9 ЭКСПЛУАТАЦИЯ, МОНТАЖ И НАЛАДКА Манилов А. М. Блокировка от многократных включений двигателей 0,38 кВ на короткое замыкание при самозапуске 11 Шестеренко В. Е. Регистратор повреждения зажимов высоковольтных устройств 12 Юрлов А. Мм Орешкин А. Н., Жесткое Л. А. Реконструкция системы газоочистки сушильных барабанов 14 Логинов А. И. Универсальная воронка для компрессорных станций общего назначения 16 ПРОЕКТЫ И ИССЛЕДОВАНИЯ Жохов Б. Д. Анализ причин завышения расчетных нагрузок и возможностей их коррекции 17 Осипенко М. И. Метод априорного расчета электропотребления буровых установок 21 Матеенко Ю. П., Сердюк Б. Н., Слизский Э. П. Исследование надежности электроприводных газоперекачивающих компрессорных станций 24 Данилин Е. А. Оптимизация многотопливных плоскофакельных горелок паровых котлов ТЭЦ — ПВС заводов черной металлургии 27 Шерстюк А. Н., Рябцев А. Н. Пути повышения эффективности малорасходных центробежных компрессоров высокого давления 31 КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ Щуцкий В. И., Порохнявый Б. Н. Повышение эффективности использования компенсирующей способности синхронных двигателей Алешичев С. Е., Проскуряков Е. М., Смирнова Л. Н. Алгоритмы управления компенсирующими устройствами в рудничных распределительных сетях ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТЬ Косарев Б. И., Бы ikob A. H. Предупреждение электротравматизма при работе грузоподъемных машин вблизи линий электропередачи • Афанасьева Е. И., Боков Г. С, Водяницкий Ю. Г. Проблемы электробезонасности в быту *2 34 37 ТЕХНИКА ЗА РУБЕЖОМ Пиоро И. Л. Применение теплообменников с двухфазными тер- мосифонами *% Юдаева Е. М. Снижение потерь тепла в технологических ваннах *» Теплицы с водяной завесой *° ИЗ ПИСЕМ ЧИТАТЕЛЕЙ О некоторых особенностях измерителей тока короткого замыка- ния Щ41160 • • • 50 П© поводу статьи «К вопросу о сопротивлениях нулевой последовательности ВЛ 0,4 к!» « < S2 По поводу статьи «Выбор сопротивления для заземления нейтрали с«тей 6 и 10 кВ горных предприятий» .... 54 По поводу статьи «Нормирование надежности электрических сетей энергосистем и систем электроснабжения потребителей» .... 56 Опыт наладки и эксплуатации систем энергоснабжения предприятий 67 ВЕДОМСТВА ОТВЕЧАЮТ О повышении пожарной безопасности тепловых и атомных станций 58 ХРОНИКА Советско-американский симпозиум по энергосбережению КРИТИКА И БИБЛИОГРАФИЯ 59 33 Рецензии на книгу А. С. Овчареяко, Д. И. Розинского «Повышение эффективности электроснабжения промышленных предприятий» 6* СПРАВОЧНИК ЗАВОДСКОГО ЭНЕРГЕТИКА Новое электрооборудование 63 © Энергоатомиздат, «Промышленная энергетика», 1989 г.
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОГО МЕХАНИЗМА ХОЗЯЙСТВОВАНИЯ УДК [658.26:658.5] .004.18 Организационно-экономический механизм обеспечения экономии топлива и энергии БАГИЕВ Г. Л., доктор экон. наук Северо-Западный филиал Центрального экономического НИИ при Госплане РСФСР, Ленинград КЛИМЕНКО В. Л., доктор экон. наук Ленинградский технологический институт САМОЙЛОВ Л. Л., канд. экон. наук Новололоцкий отдел ЦНОТнефтехим При всем многообразии и важности факторов, определяющих экономное и рациональное использование топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) в промышленности, одним из главных направлений энергосберегающей политики является повышение уровней управления и органи- i i Трудовой коллектив предприятия В том числе: исполнители (трудабыв коллективы), обеспечивающие экономию ТЭР * * * ♦ I Функциональные системы XX Е X I ! X I X И II •5 ^ ^ i 111 §*§ результаты функционирования систем механизма | :а Рациональное потребление ТЭР на рабочих местах Выявление резервов экономии ТЭР Т. Разработка энерго- щих мероприятии сберегаю-Ш сберегаю- Внедрение энерго- щих мероприятий Фонд материального поощрения (ФМП) за экономию ТЭР Экономия ТЭР Прирост ФМП за увеличение выпуска чистой продукции Прирост ФМП за увеличение прибыли от экономии ТЭР Формирование фондов материального стимулирования предприятия зации этой работы.' К сожалению, изучению этого вопроса уделяется еще недостаточно внимания. В то же время, как показывают исследования Института энергетических исследований АН СССР и других организаций, учет организационно-управленческого и социального факторов в системе поиска и реализации резервов энергосбережения обеспечивает значительную экономию ТЭР [1—3]. Повсеместное внедрение полного хозяйственного расчета требует разработки механизма обеспечения экономии ТЭР в целом по промышленности и в ее отраслях. Несмотря на значительную проработку методологии управления энергосбережением, до настоящего времени не упорядочены принципы и методы организации работ по энергосбережению на предприятиях, отсутствуют положения по усилению материального и морального стимулирования работы по экономии ТЭР, требуется коренной пересмотр существующего подхода к нормированию ТЭР, системы образования и использования цен и тарифов на энергоресурсы. Совершенствование организации энергосбережения важно и для нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий, для которых характерно как производство, так и потребление ТЭР (жидкого и газового топлив, тепловой и электрической энергии). На предприятиях этой отрасли уровень энергоемкости продукции тесно связан с увеличением ее выпуска, рентабельностью производства и механизмом образования фойдов заработной платы и материального поощрения. Масштабы нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий, многообразие процессов получения однородной продукции, усложнение техники и технологии, различия в уровне подготовки кадров обусловливают необходимость совершенствования организации процесса обеспечения экономии ТЭР. Организационно-экономический механизм обеспечения экономии ТЭР может рассматриваться как система форм, методов и путей выявления резервов сбережения и рационального использования топлива и, энергии в процессе производственно-хозяйственной и социальной деятельности предприятия. Схема функционирования организационно- экономического механизма приведена на рисунке, из которого видно, что результаты деятельности тесно взаимо-
Наименование энергопотребляющего оборудования и его элементов Мероприятие Снижение энергопотребления, % Технологические печи Теплообменная аппаратура Воздушные холодильники конденсаторы Насосы, центробежные ком прессойы Массообменные аппараты Система пароснабжения Изоляция Общезаводские перекачивающие устройства Оптимизация температуры дымовых газов Оптимизация содержания СО и 02 Рациональная рекуперация дымовых газов Оптимизация температуры потоков, направляемых в водовоздушные холодильники Увеличение съема тепла с горячих газожидкостных потоков Сезонная оптимизация угла атаки лопастей вентиляторов и числа ходов в секциях Рекуперация тепла горячих воздушных потоков Оптимизация диаметра рабочих колес Выбор оптимальной мощности электродвигателя Оптимизация флегмовых и паровых яисел в колоннах ректификации Оптимизация кратности растворителя и рисайкла в процессах экстракции Своевременное устранение утечек пара Оптимизация расхода пара для* распыления жидкого топлива Исключение сброса пара низкого давления в атмосферу Увеличение степени конденсации пара в паровых двигателях Использование парового конденсата высоких параметров нагрева сырьевых потоков в качестве теплоносителя для Применение более совершенных изоляционных покрытий Профилактика разрушений изоляционных покрытий Максимальный перевод технологических объектов на схемы прямого питания Оптимизация схемы компаундирования продуктов Итого 0,17 0,62 0,21 0,82 0,72 1,1 0,01 0,61 0,41 1,29 1,14 0,1 0,01 0,22 0,32 0,62 0,05 0,03 0,93 1,02 10,4 связаны с источниками образования фондов материального поощрения и заработной платы. В условиях полного хозрасчета на нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятиях значительно усиливается зависимость между обеспечением экономии ТЭР и объемами производства товарной Ят и чистой Яч продукции, увеличением фонда заработной платы персонала предприятий Зм и использованием основных производственных фондов А. При этом Яч=Ят—Зм—А. (1) В данном случае сэкономленные ТЭР ЭТЭР представляют собой в итоге жидкое и газовое топлива (мазут, углеводородные газы), которые и определяют прирост товарной продукции: ДЯТ = 3ТЭР. Одновременно величина экономии ТЭР определяет снижение материальных затрат: ДЗ^ = 3ТЭР. Следовательно, прирост чистой продукции ДЯЧ = ДЯТ+ДЗМ (2) т. е. АПЧ = 23гЭр. Норматив отчислений в фонд заработной платы Ф3.п для большинства нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий составляет 0,3 % на каждый процент прироста чистой продукции. Следовательно, дополнительные отчисления в фонд заработной платы от прироста чистой продукции за счет экономии ТЭР ДФз.п = 0,ЗФ3 2Э- ТЭР Яч (3) Экономический эффект от функционирования организационно-экономического механизма обеспечения экономии ТЭР ЭТЭР можно определять по приросту эффекта от реализации организационно-экономических мероприятий за рассматриваемый лериод, который в этом случае определяется как разность между общей экономией до и после внедрения мероприятий 3?Тэр и 3?тэр и экономией ТЭР, достигнутой в результате внедрения технических мероприятий Эгт и 3jT, изобретений и рационализаторских предложений Э^ р и Эр*. В общем виде эффект от функционирования организационно-экономического механизма обеспечения экономии ТЭР определяется из выражения ЭТЭр - (5?тэр - 5! - Э?-Р) - (3° ТЭР- Щ - Э}-Р). (4) Использование выражений (3) и (4) в условиях хозрасчета дает возможность повысить степень объективности стимулирования исполнителей, обеспечивающих экономию ТЭР, за счет выявления и реализации внутренних резервов экономии. В 1982—1987 гг. Новополоцким отделом ЦНОТнефте- хим проводились работы в ПО «Новополоцкнефтеоргсин- тез», ПО «Киришнефтеоргсинтез», на Мозырском, Мажейк- ском и Херсонском нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) по разработке и внедрению системы организационного обеспечения экономии ТЭР. Были выявлены основные источники потерь энергии, возникающие по зависящим и не зависящим от персонала причинам. По не зависящим от персонала причинам происходят потери энергии, связанные с изменением качества перерабатываемой нефти (газового конденсата), изменением плановых заданий по ассортименту продукции, работой установок при пониженной производительности, резким колебанием природных условий и др. По зависящим от персонала причинам возникают потери, связанные с неудовлетворительной эксплуатацией оборудования (повышенная температура дымовых газов и избыточное содержание в них СО и 02, закоксован- ность теплообменной аппаратуры, излишне большой угол 3
атаки лопастей вентиляторов и работа их при закрытых жалюзях, работа центробежного насоса или компрессора при закрытой задвижке, наличие в системе пролетного пара и др.), а также с нарушениями технологического процесса, нерациональными внутризаводскими перекачками, выпуском бракованной продукции и последующим ее исправлением. Отдельно выделяются так называемые условно постоянные потери. К ним относятся выявленные потери энергии, обусловленные несовершенством действующего оборудования и технологий, устранение которых в данный период не представляется возможным (например, установка котла — утилизатора тепла дымовых газов технологической печи). Внедрение системы организационного обеспечения экономии ТЭР в ПО «Новополоцкнефтеоргсинтез», на Ма- жейкском и Мозырском НПЗ позволило обеспечить снижение расхода ТЭР по выявленным источникам потерь энергии в среднем на 1,8 %. Однако в ходе внедрения были реализованы далеко не все рекомендации по устранению субъективных потерь энергии. Анализ структуры потерь ТЭР показал, что главной задачей для всех предприятий является разработка комплекса организационных мероприятий по устранению потерь энергии, зависящих от персонала. Эти мероприятия не требуют капитальных затрат, и их эффективность является производной от уровня постановки самой работы по организации энергообеспечения, квалификации исполнителей всех уровней управления, степени их ответственности за обеспечение рационального использования ТЭР на своих рабочих местах. По каждому направлению на основе обработки статистических данных режимных листов и другой документации, характеризующих работу объектов и оборудования в оптимальных и экспериментальных условиях, определена (в перерасчете на условное топливо) экономия потребляемой энергии (см. таблицу). УДК [658.5.011:669.1].003.1 Качканарское ПТП треста «Востокэнергочермет» создано в 1975 г. для ремонта электрооборудования Качка- нарского горно-обогатительного комбината им. Я. М. Свердлова и других горнорудных предприятий Урала и Сибири. Численность персонала предприятия на 1 января 1989 г. составила 500 чел., а годовой объем ремонтных работ— на сумму более 2,7 млн. руб. Практически с момента образования на предприятии большое внимание уделяется совершенствованию организации и оплаты труда. За основу был взят опыт ПО «Калужский турбинный завод» по разработке и внедрению комплексной системы управления предприятием на основе бригадной организации с оплатой за конечные результаты ВЫВОДЫ 1. Организационно-экономический механизм обеспечения экономии ТЭР можно рассматривать как энергосберегающее нововведение, поскольку создается целенаправленный процесс упорядочения трудовой деятельности в системе использования ТЭР на вех стадиях производства продукции и обеспечивается достижение конечного (положительного) результата в виде экономии ТЭР. 2. Рациональная организация работы по обеспечению экономии ТЭР должна включать следующие этапы: разработка организационных основ проведения энергосберегающих мероприятий, выявление и реализация внутренних резервов экономии ТЭР, внедрение новой энергосберегающей техники и технологии, материальное поощрение по итогам конкретного вклада в обеспечение экономии ТЭР. 3. Комплексно-целевой подход к проведению всех энергосберегающих мероприятий на основе увязки технических, экономических, организационных и социальных резервов предприятия приведет к снижению фактических норм потребления ТЭР. 4. Опыт внедрения организационно-экономического механизма обеспечения экономии ТЭР на нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятиях можно рекомендовать для использования в других энергоемких отраслях промышленности с непрерывным циклом производственного процесса. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Тенденции развития и методы прогнозирования энергетики стран —членов СЭВ/ Под ред. А. А. Макарова, Д. Б. Вольфберга. — М.: Энергоатомиздат, 1987. 2. Проблемы энергосберегающих нововведений и эффективность промышленного производства/ Г. Л. Багиев, В. Р. Окороков, Г. В. Шнеерова, В. Л. Ризнер. — Л.: Изд-во ЛГУ, 1987. 3. Клименко В. Л., Костерин Ю. В. Энергоресурсы нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.— Л.: Химия, Ленингр. отд-ние, 1985. труда. Были решены многие организационные вопросы: созданы бригады и советы бригад, переданы им права приема и увольнения рабочих и распределения заработной платы. В результате в настоящее время на предприятии бригадными формами организации труда охвачено 372 чел., объединенных в 38 бригад, из которых 22 бригады переведены на хозрасчет с подрядными принципами оплаты труда. Планирование производственной деятельности хозрасчетных и подрядных бригад осуществляется на основе текущих планов, утвержденных по предприятию. Месячный план-наряд подрядной бригады включает в себя следующие показатели: Совершенствование организации труда в новых условиях хозяйствования на Качканарском ПТП треста «Востокэнергочермет» ПОМЕЩЕНКО И. П., инж. 4
объем ремонтных работ с указанием основной номенклатуры в месячном графике; общий фонд заработной платы, рассчитанный по нормативу от объема; технологический фонд зарплаты; численность рабочих (расчетная); себестоимость (элементы себестоимости). Оплата труда подрядной хозрасчетной бригады производится только по конечному результату, т. е. за полностью завершенный объем ремонтных работ, принятый ОТК и заказчиком. Премирование рабочих подрядной бригады производится по единым для всего коллектива показателям и условиям в зависимости от конечных результатов работы. Эти бригады несут коллективную ответственность за выпуск некачественной продукции и возмещают ущерб из бригадного заработка, а при его распределении учитывают конкретную вину отдельных работников. В 1988 г. из общего объема ремонтных работ в сумме 2686 тыс. руб. подрядными бригадами выполнены работы на 2573 тыс. руб. Средняя зарплата в подрядных коллективах возросла на 10—16 % относительно уровня 1987 г. в основном за счет выполнения работ меньшим числом. Производительность труда в этих коллективах растет быстрее (в среднем на 3%), чем в обычных бригадах. Фактическая прибыль по балансу составила 574 тыс. руб. при плане 460 тыс. руб. Значительно улучшился морально-психологический климат в подрядных бригадах, резко сократилось число нарушений трудовой дисциплины, в 1988 г. снизилась до 9,8 % текучесть кадров. Вместе с тем следует отметить, что на предприятии не решены еще многие вопросы. В настоящее время труд каждого четвертого рабочего практически не зависит от конечного результата, не нормирован, при этом он получает зарплату по предыдущему году. До сих пор не решен вопрос! об оценке вклада ИТР и служащих цехов и управления. В 1988 г. ИТР цехов в опытном порядке были переведены на распределение премии по коэффициенту трудового участия. Это позволило несколько повысить их заинтересованность в конечном результате труда коллектива. В настоящее время проводится работа по подготовке и переводу производственных подразделений предприятия на коллективный подряд. С 1 января 1989 г. на коллективный подряд переведены два цеха: внешнего ремонта и обмоточно-изолировочный общей численностью 196 чел. Сущность коллективного подряда на Качканарском ПТП состоит в том, что коллектив принимает на себя обязательства по выполнению объемов ремонтных работ, а администрация предприятия обязуется предоставить подрядному коллективу необходимые для этого ресурсы и оплатить выполненную работу по заранее принятым условиям и расценкам. Внутрипроизводственные экономические взаимоотношения между подразделениями предприятия регламентируются системой взаимных претензий, которые реализуются путем увеличения себестоимости (уменьшения прибыли) либо прямого уменьшения поощрительных фондов виновных цехов, участков и служб на сумму предъявленных им претензий. К сожалению, имеются факторы, тормозящие внедрение прогрессивных форм организации труда. Это прежде всего недостатки материально-технического снабжения. Как обязательное условие коллективы включают в договор ритмичное обеспечение материалами, инструментом и комплектующими изделиями, что очень трудно выполнить в существующих условиях, так как фондовое обеспечение наполовину нарушено, а оптовая торговля не действует из-за недостатка ресурсов. Большие трудности вызывает заключение договоров по прямым связям для небольших ремонтных предприятий, что обусловлено малыми объемами и нормами отгрузки. Проводимая на Качканарском ПТП работа по совершенствованию технологии ремонтных работ и организации труда позволила обеспечить надежную работу электротехнического оборудования Качканарского горно-обогатительного комбината. В результате внедрения совместно разрабатываемых ежегодно мероприятий по повышению качества ремонта и эксплуатации электрооборудования значительно снижена его аварийность. УДК [658.26:621.31].003.1 К вопросу о лимитировании расхода электроэнергии МЯСНИКОВ А. И., инж. Предприятие «Энергонадзор» РЭУ «Якутскэнерго» Северно-западный район Якутии получил социальное и промышленное развитие в 60-х годах в связи с открытием месторождения алмазов, что определило ускоренные темпы освоения региона. В 1967 г. был произведен пуск первого блока Вилюйской ГЭС в Якутии, а в 1976 г. она вышла на проектную мощность с гарантированной выра< боткой электроэнергии 2,1 млрд. кВт-ч в год. В начальный период ввод в действие энергомощностей осуществлялся опережающими темпами и значительно превышал потребности в электрической энергии. Однако в регионе ощущалась острейшая необходимость в тепловой энергии, и в структуре потребления главное место заняло электропотребление на выработку теплоты. На начальном этапе такое положение было вполне обоснованным. Но с 1975 г. темпы роста потребления значительно превысили выработку, и Вилюйская ГЭС была поставлена в условии необходимости производства электроэнергии больше гарантированного количества, в результате в 1986 г. водохранилище было сработано ниже уровня «мертвого объема» и, как следствие, произошли серьезные сбои в энергоснабжении района с ограничением потребления. Среди многих причин можно назвать три основные: нарушение тенденции опережающего ввода энергомощностей, что привело к сверхгарантированной выработке в условиях маловодного цикла; 5
необоснованно высокая доля на электротермию в структуре потребления электроэнергии; существующая система лимитирования электропотребления. Для обеспечения развития промышленного района и покрытия возросшей потребности в тепловой энергии за счет электротермии потребовались экстренные меры. В кратчайшие сроки были установлены ПАЭС (передвижные автоматизированные электрические станции), работающие на газе (практика показала их неэффективность ввиду невозможности параллельной работы генераторов ПАЭС с генераторами Вилюйской ГЭС из-за разных характеристик системы регулирования). Установлены энерговагоны, сооружена дизельная электростанция на жидком топливе, строится Мирнинская ГРЭС на газовом топливе местного месторождения. В г. Мирном консервируются электрокотельные, теплоснабжение организуется от новых котельных, работающих на газе. Таким образом, первые две причины временно устранены. Остановимся подробнее на системе лимитирования расхода электроэнергии в рассматриваемом энергоузле. Как известно, ограничение потребления электроэнергии вызвано е^ дефицитом, и без принудительного распределения невозможно иметь положительный баланс. С развитием энергетической отрасли, очевидно, должно уйти и лимитирование. В настоящее время в порядке эксперимента делаются некоторые попытки как-то изменить это положение. Все подлежащие лимитированию основные потребители района — предприятия ПО «Якуталмаз» Минцветмета СССР и Вилюйгэсстроя Минэнерго СССР — наделяются контрольными цифрами расхода электроэнергии. На начальном этапе потребность в электроэнергии подтверждается расчетами в соответствии с производственными программами, среднестатистическим расходом на электроотопление, резервом на ввод новых производственных и соц- культбытовых объектов и др. Казалось бы, учитывается все. Но на уровне министерств из этих цифр без каких- либо объяснений вычитаются некоторые величины, и в таком сокращенном виде лимит в конце концов утверждается. Так, объединением «Якуталмаз» на 1988 г. была обоснована заявка на 1 млрд. 370 млн. кВт-ч электроэнергии, согласованная с РЭУ «Якутскэнерп», но министерство утвердило лимит в 1 млрд. 250 млн. кВт«ч, Не принимаются в расчет отклонения температуры наружного воздуха от среднемноголетних значений, хотя, например, отклонение этой температуры лишь на ГС приводит к изменению в потреблении электроэнергии порядка 100 тыс. кВтч в сутки. Весьма существенные коррективы вносит также специфика горных и строительных работ, на которую часто ссылаются потребители. Плановые же нормы не пересчитываются применительно к конкретным условиям производства, что приводит к систематическому их перерасходу. Поэтому предсказать точную цифру лимита не удавалось никогда. Вот здесь и начинаются трудности, связанные с вводом всех поправок в утвержденные цифры, «ными словами корректировка лимита через министерства, Госплан СССР, Главгосэнергонадзор. Согласования, увязки, подтверждения — это спутники жесткого лимита. Для изолированных районов, где есть возможность определить все ресурсы и потребность в них и рассчитать свой баланс, такое положение представляется ненужной бюрократической волокитой. К тому же определение потребности на базе данных прошлого года вынуждает предприятия искусственно увеличивать базовые цифры при более низкой фактической потребности, что не стимулирует энергосбережения. И в этом случае лимитирование играет негативную роль. Следует отметить, что «добавка» к лимиту, например для Якутска за счет Магадана, носит условный характер, так как эти районы не связаны между собой. А корректировать лимит приходится практически ежеквартально. В новых условиях хозяйствования в изолированных энергосистемах очевидна необходимость перехода к прямым связям между энергосистемой и всеми потребителями на договорных условиях с указанием конкретной взаимной ответственности. Объективные предпосылки для этого заложены в строгом учете всех ресурсов региона и составлении собственного энергобаланса. Заключение прямых договоров позволит предприятиям уделять больше внимания ресурсосбережению, избавит от административной суеты, в конце квартала освободит массу квалифицированного персонала для более полезной работы. Фазочувствительное устройство защиты электродвигателей Продается комплект технической документации и технологической оснастки фазо- чувствительного устройства защиты электродвигателей от аварийных режимов. Разработчик— НПО «Прогресс». Разработка удостоена Государственной премии Латвийской ССР по науке и производству, имеет приоритетную защиту авторскими свидетельствами СССР. Устройство защищает электродвигатели при появлении неполнофазных режимов, коротких замыканий, асимметрии питающего напряжения электросети, а также при перегрузках с выдержкой времени, зависящей от перегрузки. Стоимость — по договоренности. Адрес: 226013, г. Рига, ул. Горького, 118. НПО «Прогресс». Телефон 37-16-90. Телетайп 1195 «Дизайн».
экономия ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ УДК 622.276: [658.26:621.31 ] :621.3.019.34.002.237.003.1 Оценка экономической эффективности мероприятий по повышению надежности электрических сетей нефтяных месторождений Западной Сибири СУШКОВ В. В., ФРАЙШТЕТЕР В. П., кандидаты техн. наук, ИВАНОВА Л. Б., инж. Гипротюменнефтегаз Определение экономической/Эффективности мероприя- дукции (нефти и попутного нефтяного газа), частичному тий по повышнию надежностиуотносится к числу важней- или полному исключению форсированных режимов работы ших задач, решаемых при разработке новых видов элек- технологического оборудования с повышенным удельным трооборудования, проектировании и реконструкции систем электропотреблением. Экономический эффект обеспечива- электроснабжения (СЭ). Учитывая, что проблема эконо- ется за счет сокращения условно-постоянных расходов на мической эффективности повышения качества и надежно- добычу нефти и попутного нефтяного газа, снижения затрат на добычу вследствие уменьшения платы за электроэнергию, снижения затрат на проведение аварийно-профилактических ремонтов, уменьшения численности обслуживающего персонала и др. В общем виде экономический эффект от повышения надежности определяется из выражения т Я= 2 (Ээ+Эя + S„ - А*, - AS,-Зп)(1-£„)-', *=t0 (О где Ээ — экономический эффект в электрических сетях вследствие уменьшения платы за электроэнергию; Эп — экономический эффект у потребителя за счет сокращения условно-постоянных расходов на добычу нефти; SOT — сти выпускаемой продукции (изделий) является составной частью общей проблемы эффективности общественного производства [1], для определения эффективности повышения надежности должны применяться принципы и методы, используемые при определений эффективности общественного производства. Экономическая оценка эффективности способов повышения надежности является наименее разработанной областью методологии определения экономической эффективности СЭ нефтепромысловых потребителей. Это обусловлено тем, что для полного учета всех^ затрат, связанных с созданием технических систем, в тех случаях, когда сравниваются их варианты с разной надежностью, добавляют дополнительные издержки (их математическое ожидание), которые определяются в виде ущерба от аварийных перерывов в электроснабжении. Однако применение экономический эффект в результате проведения организа- понятия ущерба имеет ряд недостатков: размер ущерба ционно-технических мероприятий [2]; AKt, AS* — дополни- носит вероятностный характер (т. е. обладает свойством тельные капитальные и эксплуатационные затраты, свя- статистической неопределенности), сложным является и определение того, что относится к ущербу. Таким образом, при оценке эффективности способов повышения надежности должны учитываться конкретные условия производства на нефтяных месторождениях, все затраты, связанные с повышением надежности, и различный уровень надежности сравниваемых вариантов. Рассматриваемая ниже методика является обобщением опыта технико-экономического обоснования применения новых видов электрооборудования и схемных решений в электрических сетях нефтегазодобывающих предприятий Западной Сибири. Особенность этой методики состоит в том, что учитывается эффект от повышения надежности как в электрических сетях, так и у потребителя за счет снижения частоты и длительности аварийных отключений. Повышение надежности электроснабжения установок добычи нефти достигается путем внедрения нового электрооборудования, оптимизации схемных решений, автоматизации и телемеханизации электрических сетей, рациональной организации проведения плановых ремонтов и др. Все эти мероприятия приводят к сокращению потерь про- занные с проведением мероприятий по повышению надежности; Зп— предпроизводственные затраты на разработку мероприятий, связанных с повышением надежности электроснабжения; Ен — нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений; t — число лет, определяющих затраты и результаты данного года от начала расчетного года; Т — рассматриваемый период времени; t0 — начало расчетного года. Экономический эффект у потребителя определяется по формуле [3] Эп=(С1п-С2")Л2--£нДК, (2) где Cin — фактическая себестоимость добычи 1 т нефти без стоимости электроэнергии; С2п=(С1пЛ1+ДЛДС-|- +Д5)/Л2— расчетная себестоимость добычи 1 т нефти после проведения мероприятий по повышению надежности; Ах и А2 — годовые объемы добычи нефти до и после проведения мероприятий по повышению надежности электроснабжения нефтяных промыслов; АЛ — прирост добычи нефти; АС — условно-переменная часть себестоимости 1 т нефти без учета электроэнергии; AS=A£o-f- 7
0 Of 1 1 -f ДГ+ДЯ — дополнительные эксплуатационные расходы; Д£о ■— дополнительные амортизационные отчисления на электрооборудование, необходимое для повышения надежности СЭ; ДЯ — дополнительные текущие расходы. Экономический эффект в электрических сетях вследствие уменьшения платы за электроэнергию где &W=Wi—W2 — изменение энергозатрат, связанное с повышением надежности; Wx и W2 — годовое потребление электроэнергии до и после повышения надежности; а{ — годовая плата за 1 кВт заявленной потребителем максимальной мощности, участвующей в максимуме нагрузки энергосистемы; а2 —плата за 1 кВт-ч отпущенной потребителю активной электроэнергии. Для оценки экономической эффективности мероприятий по повышнию надежности нефтепромысловых электрических сетей определяются потери продукции при добыче нефти, вызванные аварийными перерывами электроснабжения. Снижение потерь продукции в результате повышения надежности электроснабжения нефтяных промыслов определяется по формуле AQ = Qi—Q2, (4) где Qi и Q2 — потери продукции в базовом и предлагаемом вариантах. Годовые потери продукции, вызванные перерывами в электроснабжении, определяются из выражения [4] У —^т и*»г-» 2> (5) где Аг — объем продукции, заданный в виде годовой производительности, т/год; P2=/d/8760 — вероятное время простоя нефтепромысловых объектов; / — частота аварийных перерывов в электроснабжении, год-1; d — средняя продолжительность простоя нефтепромысловых объектов, ч; &т.м ^— коэффициент технического использования нефтепромыслового объекта (агрегата). Основными технологическими объектами нефтяных промыслов являются насосные станции различного назначения, поэтому метод расчета изменения затрат на электроэнергию, связанного с повышением надежности электроснабжения, основан на определении продолжительности работы дополнительных насосных агрегатов для ликвидации негативных последствий аварийного отключения (недозакачка воды в пласт, откачка жидкости из аварийных резервуаров и др.). Расчет осуществляется в следую- 8 щей последовательности. Определяется время простоя за год по каждому варианту /п=ГгР2, (6) где Тг — годовой фонд времени работы насосной станции, ч. Потери продукции (воды,, нефти) при перекачке Qn.3 = Qs*n, (7) где Q2 — суммарная производительность насосного блока в нормальном режиме. Производительность насосного блока в послеаварий- ном режиме (включение резервных насосов) Qna = QHl(tt + &H/lpe3)&np, (8) где QHi — производительность насоса в нормальном режиме; п и /грез —число рабочих и резервных насосов; fc„= = 0,5-^0,8 — коэффициент использования резервных насосов; &Пр = 0,7-^0,88 — коэффициент, учитывающий снижение производительности центробежного насоса при параллельном включении дополнительных агрегатов. Продолжительность работы насосного блока для ликвидации последствий аварийного отключения Qn.3 *п (9) Дополнительные энергозатраты по i-му варианту WAi = ^иЯрезЯном^па, (10) где Рном и &з = 0,8-г-0,85 — номинальная мощность и коэффициент загрузки электродвигателей насосов. Относительное изменение энергозатрат по i-му варианту ™ ОТН1* — (И) 8760ЯНОмМвЯ ' где &в = 0,88 — коэффициент включения насосов. Изменение энергозатрат, связанных с повышением надежности, легко определить с помощью номограммы удельного расхода электроэнергии, построенной для диапазона коэффициента загрузки электродвигателя с использованием, формул (6) —(11). В [5] приведены номограммы удельного расхода для нефтяных промыслов Западной Сибири. Пример. Одним из способов повышения надежности электроснабжения нефтепромысловых объектов является внедрение автоматизированной блочно-модульной подстанции в исполнении УХЛ1. Такая подстанция позволяет повысить надежность сети, уменьшить перерывы в электроснабжении на 86,5 %. Необходимо "определить экономический эффект от внедрения блочно-модульной подстанции при следующих исходных данных: дополнительные капитальные затраты — 87,5 тыс. руб., дополнительные эксплуатационные затраты—13,6 тыс. руб., годовая добыча нефти—2177 тыс. т, годовой прирост добычи нефти—5 тыс. т, себестоимость добычи 1 т нефти —17,76 руб., удельный расход электроэнергии — 55,2 кВт-ч/т, ai=39 руб/кВт; «2 = 0,011 руб/(кВт-ч). На КНС имеются шесть рабочих насосов и два резервных с двигателями СТД-4000-2. Производительность насосов —450 м3/ч, £и=0,8, £ПР=0,88, fc3i=0,8, fcs2=0,85. На рисунке приведена номограмма изменения удельного расхода электроэнергии для данного случая (прямые /—3 соответствуют 7* = 2, 3, 4 ч; / и Я —при £3=0,8 и £3= =0,85). Вероятное время простоя в базовом варианте Гг=4 ч. Предлагается более надежный вариант с вероятным временем простоя *п==0,6 ч.
По номограмме находим пересечение прямых 7\=4 ч и вертикальной прямой, проходящей через /„=0,6 ч. Точки пересечения определяют интервал снижения удельного расхода электроэнергии (0,45—0,5 %). Снижение удельного расхода электроэнергии составляет 0,82 кВт-ч/т. Изменение энергозатрат при повышении надежности составит 0,82 (2 177 000+5000) = 1789,2 тыс. кВт-ч. Экономический эффект вследствие уменьшения платы за электроэнергию 1789200 Ээ = 39 + 0,011 • 1 789 200 = 30,4 тыс. руб. 6500 Себестоимоть добычи 1 т нефти после внедрения блоч- но-модульной подстанции 35 кВ т 17.76-2177+6-6,135+13,6 17 w л/ С 2= Ш2 = 1?'737 РУб/Т' Экономический эффект у потребителя Эп = (17,76— 17,737) • 2182—0,15 • 87,5=37,1 тыс. руб. Суммарный годовой экономический эффект от внедрения автоматизированной блочно-модульной подстанции 35 кВ составляет 30,4 + 37,1=67,5 тыс. руб. ВЫВОДЫ 1. Разработанный метод позволяет определить экономический эффект от повышения надежности у потребителя и в электрических сетях вследствие уменьшения платы за электроэнергию. 2. При повышении надежности системы электроснаб- УДК 621.311.4: [658.23:658.5] Электроснабжение Оленегорского механического завода осуществляется от двух подстанций энергосистемы «Колэнерго». Электроприемники литейного производства питаются от подстанции 110/10 кВ с двумя трансформаторами ТРДН-40000/110-76У1 мощностью по 40 MB-А. В литейном цехе имеются четыре дуговых сталеплавильных электропечи ДСП6-Н2 с нелинейным характером нагрузки, которые питаются от шин 10 кВ подстанции 110/10 кВ через трансформаторы ЭТЦК-6300/10 (10 000-+ 281—118 В, 230/8220 А) и реактор мощностью 383 кВ-А. Эти печи, являясь основными потребителями реактивной мощности, генерируют в сеть высшие гармоники (в основном 3, 5, 7-ю), ограничивая таким образом возможность компенсации реактивной мощности. Паспортная мощность печи равна 4000 кВ-А. Расчетное значение активной мощности печи РР= =S cos ф= (4000+383) 0,85=3725 кВт, а реактивной QP= = РР tg ф - 3725 • 0,62=2309 квар. В часы максимума нагрузки энергосистемы суммарная номинальная мощность используемого электрооборудования (в том числе одной сталеплавильной печи ДСП6-Н2) жения экономический эффект у потребителя сопоставим с эффектом в электрических сетях. 3. Для проведения расчетов требуется оценка надежности и изменения энергозатрат по сравниваемым вариантам. 4. Для практических расчетов эффективности мероприятий по повышению надежности типовых технологических установок целесообразно определять изменение удельного расхода электроэнергии в зависимости от коэффициента простоя (вероятное время простоя) путем построения номограмм для электродвигателей различных типов. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Лузин В. И. Экономическая эффективность повышения качества и надежности нефтепромыслового оборудования.—М.: Недра, 1984. 2. Пути повышения эффективности электрических сетей и методы ее оценки: Обзорная информация. — М.: Ин- формэнерго, 1987. — (Сер. 8. Экономика энергетики и энергетического строительства; Вып. 6). 3. РД 39-0147035-202-86. Методические указания по определению экономической эффективности новой техники, изобретений и рационализаторских предложений в нефтедобывающей промышленности. — М.: Всесоюз. нефтегаз. научно-исслед. ин-т, 1986. 4. Сушков В. В., Иванова Л. Б., Росляков В. П. Оценка надежности схем электроснабжения нефтяных промыслов. — В кн.: Проблемы развития Западно-Сибирского топливно-энергетического комплекса. Тюмень: Зап.-Сиб. науч.- исслед. геолого-разведочный нефтяной ин-т, 1984. 5. СТП 0148463-004-87. Методические указания по оценке эффективности мероприятий по повышению надежности электрических сетей нефтяных промыслов. — Тюмень: Гипротюменнефтегаз, 1987. литейного производства равна 10 043 кВт. Заявленный максимум мощности на указанной выше подстанции составляет 8400 кВ<г, а заданное оптимальное значение реактивной мощности в часы максимума энергосистемы — 2600 квар. Для компенсации реактивной мощности, потребляемой электроприемниками 0,4 кВ, используются конденсаторные установки суммарной мощностью 1800 квар. Компенсация реактивной мощности, потребляемой дуговыми сталеплавильными электропечами, ^будет осуществляться с 1990 г. четырьмя установками УКЛ-10,5-2250-УЗ по 2250 квар каждая. Питание электроприемников первого производственного корпуса (цехи металлоконструкций, механосборочный и товаров народного потребления) и энергоблока осуществляется от подстанции 110/10 кВ с двумя трансформаторами ТДНГ мощностью 2X15 MB-А. Суммарная номинальная мощность электроприемников * в часы максимума нагрузки достигает 3350 кВ-А. Заявленный максимум мощности на указанной подстанции составляет 3100 кВт, а заданное оптимальное значение реактивной мощности— 680 квар. 9 Организация работы цехов Оленегорского механического завода в часы максимума нагрузки энергосистемы «Колэнерго» ПАХМУТОВ В. А., инж.
\уви СМУЁ ! фмог *— \ сму„ фМОЗ V CMt фЬЬО* Y см„ I ф*Ч05 1 1 СУЭ ф**72 МикроЭВМ C5-1Z \ \ ЦАГГТ фМ07 . f ЦАПВ фМ07 ▼ Щ66000К Структурная схема системы ИИСЭ2-48 Компенсация реактивной мощности, потребляемой электроприемниками 0,4 кВ, осуществляется конденсаторными установками суммарной мощностью 2680 квар. На шинах 10 кВ для компенсации используются синхронные двигатели "компрессоров установленной мощностью 1540 кВт. В апреле 1988 г. на заводе смонтирована и сдана в эксплуатацию информационно-измерительная система ИИСЭ2-48, предназначенная для автоматизированного коммерческого и технического учета электроэнергии, организации контроля за ее потреблением, ведения учета расходов активной и реактивной электроэнергии по отдельным цехам и участкам, а также сменам и месяцам. Комплекс системы ИИСЭ2-48 состоит из следующих технических средств (см. рисунок): многоканальные счетчики электрической энергии СМ (Ф4404, Ф4405); многоканальные счетчики электрической энергии с уплотнением передачи информации СМУ (Ф4402, Ф4403); линии связи ЛС\ цифроаналоговые измерительные преобразователи ЦАП с регистрирующим прибором Ф4407; устройство выдачи информации УВИ\ цифропечатающая машинка Щ66000К; электроизмерительная система СУЭ (Ф4412). Электроизмерительная система, являющаяся составной частью комплекса технических средств ИИСЭ2-48, предназначена для обработки данных измерения (с помощью встроенных микроЭВМ «Электроника С5-12») и выдачи результатов обработки на индикацию, цифропеча- тающую машинку Щ66000К и цифроаналоговые измерительные преобразователи с регистрирующим прибором. Регистрирующие приборы запоминают максимальные значения активной и реактивной мощности в часы максимума энергосистемы, потребляемой как заводом в целом, так и литейным и механосборочным цехами, а также цехами товаров народного потребления и металлоконструкций, и регистрируют активную мощность, потребляемую в часы максимума нагрузки. С регистрирующих приборов сигналы додаются в блок сигнализации и в качестве информации —- диспетчеру. При достижении предельного значения заявленной активной мощности по заводу и одновременно по литейному цеху в часы максимума энергосистемы диспетчер завода дает распоряжение об отключении в литейном цехе электронагревательной печи СДО-28 мощностью 1600 кВт, что составляет 17 % заявленной мощности этого цеха. При создании аналогичной ситуации в первом производственном корпусе диспетчер дает распоряжение об отключении обжиговой печи СШЗ-6,30/10 мощностью 135 кВт (первая ступень регулирования), составляющей 4,35 % заявленной мощности. При дальнейшем увеличении активной мощности отключают индукционную печь ИСТ-0,16 мощностью 100 кВт (вторая ступень регулирования), составляющей 3,22 % заявленной мощности. При достижении потребляемой активной мощностью оптимального значения по заводу (11000 кВт), литейному цеху (8000 кВт) и первому производственному корпусу (2900 кВт) диспетчер дает разрешение о включении полной нагрузки по регламенту работы в часы максимума нагрузки энергосистемы. Годовой экономический эффект от внедрения информационно-измерительной системы ИИСЭ2-48 составляет 20 тыс. руб. Награждения Указом Президиума Верховного Совета РСФСР за заслуги в области энергетики и многолетний добросовестный труд почетное звание заслуженного энергетика РСФСР присвоено работникам Южноуральского арматурно-изоляторного завода Минэнерго СССР: В. К. Грицаю — заместителю директора, Н. Н. Мощенковой — штамповщице, В. К. Шмелеву — заливщику металле (Ведомости Верховного Совета РСФСР, 1989, № 6, ст. 150). Президиум Верховного Совета Украинской ССР своим Указом за успехи, достигнутые в выполнении производственных заданий и социалистических обязательств, наградил Почетной Грамотой Президиума Верховного Совета Украинской ССР группу работников запорожского ПО «Абразивный комбинат» и среди них Я. Б. Голованев- ского — электрослесаря (Ведомости Верховного Совета Украинской ССР, 1989, № 11, ст. 93). Президиум Верховного Совета Украинской ССР своим Указом за высокие достижения в выполнении производственных заданий и социалистических обязательств и активное участие в общественной жизни наградил Грамотой Президиума Верховного Совета Украинской ССР пятерых рабочих львовского ПО «Конвейер» им. 60-летия Великой Октябрьской социалистической революции и среди них М. В. Булыка — электромонтера (Ведомости Верховного Совета Украинской ССР, 1989, № 11, ст. 95). 10
ЭКСПЛУАТАЦИЯ, МОНТАЖ И НАЛАДКА УДК 621.316.363:621.313.323 Блокировка от многократных включений двигателей 0,38 кВ на короткое замыкание при самозапуске МАНИЛОВ A. М., инж. Киевское отделение УГППКИ «Тяжпромэлектропроект» Для предотвращения отключения электродвигателей напряжением 0,38 кВ при кратковременном нарушении электроснабжения предусматривается их самозапуск после восстановления напряжения. Однако в соответствии с п. 3.3.3 ПУЭ при повреждении двигателя необходимо исключить его автоматическое повторное включение (АПВ), которое может привести к увеличению термического действия тока к. з., а следовательно, и объема разрушения двигателя, уменьшению надежности электроснабжения неповрежденных электроприемников, повышению вероятности возникновения пожара и взрыва, созданию условий для автоматического включения резервного источника питания (АВР) на к. з. в двигателе или питающем кабеле. В соответствии с [1] при к. з. в двигателе или питающем кабеле сначала должен отключиться предохранитель (автоматический выключатель) и только после этого должны разомкнуться контакты пускателя (контактора): *пр"^"*пуск/лз» где tnp — время срабатывания плавкой вставки предохранителя (расцепителя автоматического выключателя); /пуск- время размыкания контактов пускателя (контактора) при снижении напряжения до уровня, меньшего уровня удержания* якоря электромагнита пускателя (контактора); &3ап= 1,5 — коэффициент запаса. По данным заводов-изготовителей время размыкания контактов пускателя серии ПМЛ при снижении напряжения до уровня, меньшего уровня удержания якоря электромагнита пускателя (0,6—0,7 UH0U), находится в пределах 10—20 мс. В соответствии с приведенной формулой допустимое время срабатывания плавкой вставки предохранителя или расцепителя автоматического выключателя оказывается не более 7—13 мс. Однако время срабатывания электромагнитного расцепителя автоматического выключателя, например, серии А3700 составляет 40 мс, а теплового расцепителя — 10—100 с в зависимости от значения тока к. з. Следовательно, контакты пускателя (контактора) при подключении его цепей управления к главной цепи электродвигателя могут разомкнуться раньше срабатывания плавкой вставки предохранителя или расцепителя автоматического выключателя. После размыкания контактов пускателя (контактора) в главной цепи двигателя напряжение на катушке пускателя (квнтактора) вновь восстанавливается, что вызывает повторное включение двигателя устройством самозапуска на к. з. Возможность отключения контактами пускателя (контактора) токов к. з., значения которых превышают указанные в технических условиях и стандартах, подтверждается многолетним опытом применения предохранителей в сочетании с пускателями. Номинальные токи плавких вставок по условию отстройки от пусковых токов превышают примерно в 3 раза номинальные токи тепловых реле, т. е. в определенной зоне токов к. з., значения которых превышают предельную коммутационную способность пускателей, тепловые реле сработают раньше плавких вставок предохранителей и подадут команду на отключение этих токов пускателями. Кроме того, номинальные токи тепловых расцепителей автоматических выключателей в комплектных устройствах массового применения превышают уставку номинального тока тепловых реле пускателей (контакторов). Для исключения повторного включения двигателя на к. з. цепи управления пускателя (контактора) следует подключить к той секции, которая в нормальном режиме электрически не связана с секцией, к которой подключен электродвигатель. В п. 5.3.32 ПУЭ допускается возможность подключения цепей управления двигателем к другим источникам электроэнергии. На рисунке приведена применяемая на нефтеперерабатывающих заводах принципиальная схема устройства самозапуска электродвигателя, дополненная блокировкой от многократных включений на к. з., осуществляемой путем подключения цепей управления к независимому источнику питания. Схема включает в себя следующие элементы: KJ, /СП —реле РЭВ881 (220 В); KU KLl — реле РПУ-2 (220 В); VD1—VD8 — диоды Д245Б (400 В); R1. 1 секция 0,1в к В Л секция 0,J4kB ода> и
R2 —- резисторы ПЭВ-50 (470 Ом); QF1 — автоматический выключатель АК63; QF2—QF4 — автоматические выключатели А3700; KM, KM1 — пускатели ПМА; SB1 — кнопка КУ92ВЗТ4-В. При кратковременном исчезновении напряжения на секции, к которой подключен двигатель, или на секции, к которой в нормальном режиме работы двигателя подключены цепи управления, соответствующие реле (KJ или КТ1) удерживают замкнутыми свои контакты в течение 4,5— 8 с, что обеспечивает самозапуск в случае восстановления напряжения на указанное время. Для сохранения в работе цепей управления при исчезновении напряжения предусматривается их АВР, которое обеспечивает восстановление напряжения через 20— 30 мс. При таком времени восстановления напряжения не снижается частота вращения двигателей, не нарушается технологический режим. При восстановлении напряжения на секции, к которой подключены цепи управления, происходит автоматический возврат схемы в первоначальное положение. Совпадение длительного исчезновения напряжения на секции, к которой подключены цепи управления, с к. з. в двигателе или питающем кабеле, при котором возможно повторное включение двигателя на к. з. при самозапуске, маловероятно и его не следует учитывать [2]. В настоящее время для повышения вероятности успешного самозапуска двигателя его не .отключают при исчезновении напряжения на секции, к которой он подключен. Это возможно благодаря устройству задержки отпадания якоря пускателя (контактора) при помощи предварительно заряженного конденсатора [3]. ^Применение же схемы на рисунке исключает необходимость в этом устройстве. При кратковременном исчезновении напряжения длительность бестоковой паузы не превышает времени нарушения электроснабжения. Самозапуск электродвигателя начинается сразу после восстановления1 напряжения сети до уровня напряжения самозапуска. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Бенерман В. И., Ловцкий Н. Н. Проектирование силового электрооборудования промышленных предприятий.—Л.: Энергия, 1967. 2. СН 174-75. Инструкция по проектированию электроснабжения промышленных предприятий. — М.: Стройиздат, 1976. 3. Вайнер С. Г. Устройство задержки отпадания якоря магнитного пускателя. — Промышленная энергетика, 1969, № 5. УДК 621.315.684.004.5 Регистратор повреждения зажимов высоковольтных устройств ШЕСТЕРЕНКО В. Е., канд. техн. наук Киевский технологический институт пищевой промышленности Одной из важнейших задач, стоящих перед эксплуатационным электроэнергетическим персоналом, является повышение надежности электроснабжения путем исключения аварийных отключений. Неиспользованным резервом в решении этой задачи является прогнозирование и предотвращение аварий с использованием диагностических приспособлений. Например, контролируя температуру зажимов, которая повышается при их неявных повреждениях, можно сделать вывод о состоянии контактных поверхностей зажимов и значении переходного сопротивления. Для этого на зажимах монтируют флажковые и семафорные указатели или же измеряют температуру зажимов с помощью тепловизоров. Однако указатели имеют низкую надежность, а использование тепловизоров связано со значительными трудозатратами. Индикаторы Рис. 1 критического нагрева [1] более надежны, чем указатели, но для их монтажа необходимо снимать напряжение с оборудования. Представленный на рис. 1 простой и надежный регистратор повреждения зажимов Р (выполнен в виде скобы) [2] может устанавливаться в любой точке зажима под напряжением. На рис. 2 показан общий вид регистратора повреждений в исходном (а) и сработавшем (б) состояниях. Скоба / выполнена из пружинящего материала, а элемент 2 — из материала с эффектом термомеханической памяти формы (ЭТПФ). Элемент 2 крепится к скобе / с помощью заклепки 3 и фиксатора 4. В исходном состоянии регистратора последние прижимают элемент 2 к скобе, так как при температурах ниже температуры прямого мартенситного превращения элемент 2 находится в состоянии сверхпластичности и под воздействием внешней среды (например, ветра) может изменить свою форму, что вызывает ложное срабатывание регистратора. Внешняя по- Рис. 2 12
верхность скобы / и внутренняя поверхность элемента 2 имеют флюоресцирующее покрытие, заметное на большом расстоянии. Температура срабатывания регистратора зависит от соотношения компонентов сплава с ЭТПФ и может изменяться в пределах от 70 до 600 К. Определяется она критической температурой проводов и контактов. Устройство работает следующим образом. При повреждении зажима температура его начинает повышаться, и теплопроводная скоба / регистратора (см. рис. 2,6) нагревает элемент 2. При достижении температуры обратного мартенситного превращения материал с ЭТПФ резко изменяет свои характеристики и стремится приобрести форму, которую он имел при изготовлении (например, пластины). В процессе возврата к первоначальной форме в материале пластины (нитиноле) может появиться напряжение до 600 Н/мм2. Регистратор «раскрывается», открывает внешнюю поверхность скобы / и внутреннюю поверхность элемента 2 с флюоресцирующим покрытием, сигнализируя о скрытой неисправности зажима. Конструкция регистратора отличается высокой технологичностью и низкой стоимостью (1—2 руб.). Наилучшим материалом, обладающим свойством запоминать форму, является нитинол (сплав никеля с титаном). Изделие из сплава нагревают (для перехода в высокотемпературную модификацию) и в этом состоянии придают ему определенную форму. Затем сплав охлаждают до температуры ниже критической, при этом он переходит в низкотемпературную фазу (это превращение аналогично мартенситному). Если изделие из сплава в мар- тенситном состоянии подвергнуть повторной пластической деформации и потом нагреть, переводя опять в высокотемпературную модификацию, то в результате обратного мартенситного превращения оно принимает свою первоначальную форму, которая была задана ему при первой деформации в состоянии высокотемпературной модификации. Нитинол-55 (55 % 'Ni) [3, 4] обладает характеристиками, резко выделяющими его из ряда других сплавов: температура плавления — 1292 °С, магнитная проницаемость—менее 1,002, предел прочности — 870 Н/мм2, предел выносливости в течение ЫО7 циклов —490 Н/мм2. При нагреве в процессе обратного мартенситного превращения сплав сильно упрочняется, что проявляется в увеличении модуля упругости в 3—4 раза (до 8,4-104 Н/мм2) и предела текучести —в 6—7 раз (до 630 Н/мм2). Нитинол-55 после деформации в мартенситном состоянии всегда дает 100 %-ный возврат в исходное состояние, если деформация не превышала 6—8 %. В случае большей деформации возврат не превышает 80 %. Изменяя в сплаве содержание титана и никеля и добавляя легирующие присадки, можно влиять на температуру фазового превращения в пределах от 110 до 600 К {3, 4]. Эффект памяти формы обнаружен также в сплавах: Си — А1 — Щ12т-16 % А1, 0—10 % Ni); AI — Fe — Си (12—15,5% А1, 0,5—3,9% Fe, остальное — Си); Си — А1— Мп [3]. Эти материалы также характеризуются способностью в узком температурном интервале (±10 К) переходить из одного фазного состояния (пластичного) в другое (сверхупругое) и наоборот. Так как нитинол обладает хорошей ударной вязкостью, высоким пределом выносливости, легко куется, хорошо демпфирует вибрацию, не кородирует даже в морской воде, не окисляется при нагреве до температуры 880 К, не растрескивается под напряжением и немагнитен [4], из этого материала можно изготавливать элементы воздушных линий электропередачи и открытых распределительных устройств подстанций. При изготовлении термочувствительного элемента 2 (рис. 2,а) регистратора можно использовать ленту из ни- тинола после прокатки ее без дополнительной обработки. При этом отпадает необходимость в придании специальной формы по довольно трудоемкой технологии, поскольку используется форма, получаемая материалом с ЭТПФ при прокатке. Результаты испытаний регистратора, проведенных в СКТБ криогенной и высоковольтной техники Мосэнерго, подтвердили его высокую надежность и эффективность. Экономический эффект от внедрения рассмотренных регистраторов такой же, как и от внедрения индикаторов критического нагрева [1], но простота и низкая стоимость позволяют использовать их более широко, например в сетях до 1000 В. Следует отметить, что регистратор может использоваться многократно. Возврат устройства в исходное состояние выполняется эксплуатационным персоналом после проведения ремонтных работ. Высокая коррозионная стойкость материала с ЭТПФ и большой ресурс срабатываний обеспечивают надежную работу регистратора в течение 30 лет. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Шестеренко В. Е. Индикатор критического нагрева контактов. — Промышленная энергетика, 1984, № 7. 2. А. с. 1275594 (СССР). Аппаратный зажим/ В. Е. Шестеренко. — Опубл. в Б. И., 1986, Mb 45. 3. Хандрос Л. Г., Арбузова И. А. Мартенситное превращение, эффект памяти и сверхупругость. — В кн.: Металлы, электроны, решетка. Киев: Наукова думка, 1975. 4. Корнилов И. И., Белоусов О. К., Качур Е. В. Ни- келид титана и другие сплавы с эффектом «памяти». — М.: Наука, 1977. ♦ ■♦ ♦ Вниманию руководителей предприятий и организаций! Журнал принимает для опубликования объявления о продаже и покупке документации, оборудования, аппаратуры, приборов, а также об оказываемых и требующихся услугах и др. Соответствующие письма с гарантией оплаты, имеющие приложение с текстом объявления, должны быть подписаны руководителем и главным бухгалтером организации-заявителя. 13
20 УДК [66.047.57:66.07.4.5] .004.68 Реконструкция системы газоочистки сушильных барабанов ЮРЛОВ A. М., канд. техн. наук, ОРЕШКИН А. Н., ЖЕСТКОВ Л. А., инженеры ПТП «Уралэнергочермет», Свердловск На одном из металлургических заводов Урала за двумя барабанами сушки песка и глины применялась система мокрой очистки газов с пропускной способностью 20 000 м3/ч (рис. 1). Она состояла из блока труб Венту- ри (четыре трубы с диаметром горловин 90 мм), циклона- каплеуловителя (диаметром 1100 мм), нагнетателя Э-325-11-2 с электродвигателем мощностью 200 кВт и частотой вращения вала 6025 об/мин. Для утилизации шлама и обеспечения оборотного водоснабжения использовались два гидроциклона и четыре насоса 2к-9а. Эта система газоочистки была громоздкой, капиталоемкой, требдвала больших эксплуатационных затрат (большие расходы воды, электроэнергии). Приведенные затраты на очистку составляли 0,42 руб. на 1000 м3 газа. При реконструкции системы в качестве пылеулавливающего аппарата применен компактный экономичный газопромыватель конструкции ПТП «Уралэнергочермет» [1, 2], позволивший значительно упростить схему газоочи- ПвдаЫ /7 11 №A1L\ ■ 1Z 1р 9 Рис. 1. Система газоочистки до реконструкция: / — барабаны сушки песка и глины; 2 — блок труб Вентури; 3 — циклон-каплеуловитель; 4 — нагнетатель; 5 —дымовая труба; 6 — конденсатоотводчик; 7 — система охлаждения нагнетателей; 8 — гидроциклон; 9 — отстойник; 10 — осветлитель; И — водяной насос; 12 — брызгальный бассейн Рис. 2. Система газоочистки после реконструкции: / — барабаны сушки песка и глины; 2 — газопромыватель; 3 мосос; 4 — дымовая труба; 5 — отстойник; 6 — водяной 14 -ды- насос стки (рис.2). Принцип действия газопромывателя (рис.3) основан на интенсивной промывке газа от примесей во* дой в U-образном контактном канале / с последующим отделением газового потока от капель воды в каплеуло- вителе 2. Подвод воды в зону промывки осуществляется через переточный патрубок 3, а регулирование скорости газа в контактном канале — с помощью поворотного импеллера 4. За счет высокой скорости газа в нижней части U-образного канала происходит захват верхнего слоя воды, а также интенсивное перемешивание газожидкостного потока с осаждением частиц пыли на каплях диспергированной воды. К основным преимуществам газопромывателя следует отнести: бесфорсуночное орошение газа жидкостью в контактном канале, что позволяет использовать для очистки газа воду с высоким (до 20 %) содержанием взвесей; замкнутая циркуляция воды внутри аппарата, что обеспечивает ее многократное использование в процессе очистки газа и тем самым позволяет сократить расход воды в 7—10 раз по сравнению с трубами Вентури; возможность регулирования гидравлического сопротивления газопромывателя за счет изменения сечения контактного канала и уровня воды в аппарате, что позволяет подобрать оптимальный режим его работы и обеспечить эффективную очистку от конкретного вида примесей при минимальных энергозатратах. Уловленные в газопромывателе частицы оседают на дне сборного бункера каплеуловителя. Полученный шлам выпускается из аппарата и по лотку поступает в отстой- Лаз Рис. 3. Схема газопромывателя конструкции ПТП «Уралэнергочермет» : / — контакный канал; 2 — каплеуловитель; 3 — переточный патрубок; 4 — импеллер; 5 — жалюзийная решетка; 6 — сборный бункер; 7 — трубопроводы для подпитки аппарата водой
Режим I И Количество очищаемых газов, тыс. м3/ч 18.75-19.1 17—18,09 Температура газов, °С До очистки 170 160 176 196 180 190 после очистки 65 63 65 60 58 58 Разрежение, Па до аппарата 304 304 294 274 255 274 после аппарата 1372 1372 1392 1470 1509 1470 Скорость газов в контактном устройстве, м/с 26,8 26,9 27,3 35.0 37,2 35,6 Гидравлическое сопротивление, Па 1068 1068 1098 1196 1254 1196 Запыленность газов, г/м3 До очистки 8,806 8,493 11.169 7.365 10.213 5,450 после очистки ш 0,077 0.091 0,062 Степень очистки, % 99,11 99,14 99,10 98,95 99,11 98,86 ник. Осветленная вода насосом 2к-9а подается на подпитку газопромывателя. Основные показатели работы газопромывателя приведены в таблице. Внедренный аппарат при гидравлическом сопротивлении 1,068—1,254 кПа обеспечил очистку отходящих газов от пыли до санитарной нормы с эффективностью 98,9—99,1 %. Применение газопромывателя позволило упростить систему оборотного водоснабжения, а также заменить мощный нагнетатель Э-325 на обычный дымосос Д-12,5. В результате реконструкции высвобождены дополнительные производственные площади, уменьшена в 10 раз металлоемкость системы, сокращены в 6 раз эксплуатационные расходы. Годовая экономия электроэнергии составляет 2,6 млн. кВт-ч, воды — 60 тыс. м3. Приведенные затраты на очистку газов уменьшились до 0,074 руб. на 1000 м3 газа, т. е. в 5,7 раза. Годовой экономический эффект составил 52 389 руб. ВЫВОДЫ 1. Разработанный ПТП «Уралэнергочермет» компактный экономичный газопромыватель может быть рекомендован для широкого использования при реконструкции систем очистки газов. 2. Применение газопромывателя позволяет обеспечить эффективную очистку газов с минимальными капитальными и эксплуатационными затратами. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. А. с. 1274741 (СССР). Устройство для очистки газов/ А. М. Юрлов, Ю. Г. Ярошенко, Я. М. Щелоков, А. В. Демин. — Опубл. в Б. И., 1986, № 45. 2. Юрлов А. М., Ярошенко Ю. Г., Щелоков Я. М. Гидродинамика газопромывателей с внутренней циркуляцией жидкости. — Изв. вузов. Черная металлургия, 1988, № 7. Журнал «Энергетик» Производственно-массовый журнал «Энергетик» публикует статьи и материалы по широкому кругу вопросов организационного, эксплуатационного и ремонтного обслуживания энергетических предприятий, а также социального развития трудовых коллективов, рассчитанные на инженеров и техников, мастеров, бригадиров, рабочих, руководителей предприятий и их подразделений. Основными тематическими направлениями журнала являются: совершенствование хозяйственного механизма и управления в отрасли; вопросы рационального расходования и экономии топлива, электроэнергии, тепла и других ресурсов; техническое перевооружение и пути интенсификации энергетического производства; резервы повышения производительности труда и снижения себестоимости; опыт освоения, эксплуатации и улучшения технико-экономических показателей работы энергоблоков, электростанций и сетей; модернизация и повышение надежности энергетического оборудования; защита окружающей среды; улучшение ремонтного обслуживания энергопредприятий; внедрение автоматизированных систем управления и вычислительной техники в энергосистемах; совершенствование диспетчерского управления. Журнал освещает вопросы развития коллективных форм организации и оплаты труда, бригадного и арендного подряда в энергетике, материального стимулирования работников, научной организации труда, подготовки и повышения квалификации персонала, улучшения условий труда. Индекс —71108. Журнал распространяется по подписке без ограничений. Подписная цена на год — 4 руб. 80 коп. НШ&Н
УДК 621.51-71.004.68 Универсальная воронка для компрессорных станций общего назначения ЛОГИНОВ А. И., канд. техн. наук На компрессорной станции средней мощности на охлаждение компрессоров расходуется 60—100 т/ч воды. От холодильникоб От цилиндров В градирню или канализацию На заводские У*^ нужды Схема универсальной воронки для компрессорных станций общего назначения При этом 80 % идет на охлаждение сжатого воздуха в холодильниках и 20 % — на охлаждение цилиндров. В холодильнике температура воды повышается на 10 °С, при последовательном охлаждении холодильников — в среднем на 20°С, а после охлаждения цилиндров—-в среднем на 5 °С. Вся вода сливается в воронку, из которой направляется либо в градирню, либо в канализацию. При этом теряется большое количество тепла. Автором было предложено подавать подогретую воду в котельную для питания котлов. Котельная не могла использовать все количество воды и часть ее направлялась в градирню. Но температура смешанной в воронке воды на 3°С ниже, чем воды, поступающей из холодильников, что снижало эффективность использования тепла. Для исключения смешения воды автором разработана универсальная воронка. В нижней ее части установлена перегородка, разделяющая воронку на два отсека (см. рисунок). В отсек / поступает вода с более высокой температурой, которая идет на заводские нужды, а в отсек // — вода с более низкой температурой, которая направляется в градирню или канализацию. Если вся вода из отсека / не может быть использована, то излишки ее будут переливаться через переборку в отсек //. Предположим, что предприятие использует на заводские нужды только 50 % охлаждающей воды с температурой 30—40 °С. В этом случае оно сэкономит до 200 т угля в год. ♦ '♦ ♦ Награждения Президиум Верховного Совета РСФСР своим Указом за многолетнюю плодотворную работу в области нефтяной и газовой промышленности наградил заместителя начальника Сводного отдела топливно-энергетического комплекса ГКНТ СССР С. М. Гамзатова Почетной Грамотой Президиума Верховного Совета РСФСР (Ведомости Верховного Совета РСФСР, 1989, № 4, ст. 99). Указом Президиума Верховного Совета РСФСР за достигнутые трудовые успехи и многолетнюю работу на Магнитогорском металлургическом комбинате им. В. И. Ленина почетное звание заслуженного энергетика РСФСР присвоено Д. С. Воронину — заместителю главного энергетика комбината (Ведомости Верховного Совета РСФСР, 1989, №5, ст. ИЗ). Указом Президиума Верховного совета Грузинской ССР за долголетнюю плодотворную учебно-воспитательную и научную работу почетное звание заслуженного работника высшей школы Грузинской ССР присвоено Р. Г. Манкулову — доценту кафедры электрооборудования промышленных предприятий Грузинского политехнического института им. В. И. Ленина (Ведомости Верховного Совета Грузинской ССР, 1988, № 11, ст. 323). Президиум Верховного Совета Грузинской ССР своим Указом за вклад в техническое перевооружение мельзавода на Тбилисском комбинате хлебопродуктов наградил Почетной Грамотой Президиума Верховного Совета Грузинской ССР В. А. Волчека — электромонтера этого комбината и В. М. Лобачева — электромонтера грузинского строительно-монтажного управления «Главэлеваторстрой» Министерства хлебопродуктов СССР (Ведомости Верховного Совета Грузинской ССР, 1988, № 11, ст. 314). 16
ПРОЕКТЫ И ИССЛЕДОВАНИЯ УДК 621.311.153.001.24 Анализ причин завышения расчетных нагрузок и возможной их коррекции ЖОХОВ Б. Д., ВНИПИ «Тяжпромэлектропроект» Обследование показателей электропотребления действующих предприятий свидетельствует о том, что расчетная максимальная нагрузка цехов в 1,5—2,5 раза превышает фактическую. Фактическое значение максимальной нагрузки на уровне шин цеховых трансформаторных подстанций (ТП), цеха, предприятия в целом ниже значения средней нагрузки, рассчитанного при проектировании. При этом экспериментальное определение значений коэффициентов использования kH отдельных электроприемников свидетельствует о достаточно точном совпадении опытных значений К характерных категорий электроприемников со значениями, приведенными в справочных материалах (1]. При опытном определении kK в соответствии с рекомендациями на с. 92, 97, 180 [2] принимается одно из наибольших частных значений выборки для совокупности электроприемников, относящихся к рассматриваемой характерной категории, превышение которого возможно с вероятностью не более 0,05. В табл. 1 приведены усредненные по характерным категориям цехов фактические значения коэффициента спроса &с.ф, полученные при обследовании Гипроавтопромом 51 цеха 19 предприятий автомобильной промышленности. Здесь же даны значения коэффициента спроса kc.p, рассчитанные в соответствии с действующими Указаниями (3], которые основаны на использовании метода упорядоченных диаграмм (МУД) ,[2], а также значения, полученные изложенным ниже модифицированным статистическим методом (МСМ). С целью сопоставления фактических и расчетных значений &и групп электроприемников на уровне цеховых ТП ВНИПИ «Тяжпромэлектропроект» были проанализированы показатели электропотребления нескольких предприятий черной металлургии и горно-обогатительных. Получен- Табл иц а I Цех Главный корпус Механосборочный Кузнечный Прессовый Чугунолитейный Сталелитейный Цветного литья | к л. с.ф 0,24 0,18 0,27 0,24 0,32 0,4 0,39 1 , МУД ! 0,49 0,4 0,59 0,474 0.65 , 0,675 0.763 1 *ср МСМ на уровне 0,31 0,26 0,43 0,3 0,48 0,5 0,56 1 | на уровне цеха 1 *л 0,25 0,2 0,37 0,246 0,4 0,42 0,48 канд. техн. наук им. Ф. Б. Якубовского, Москва ные опытным путем значения £и.ф на уровне ТП и соответствующие им средневзвешенные расчетные значения &и.с£ приведены на рис. 1. В соответствии с теоремой о сумме математических ожиданий случайных величин и законом больших *чисел коэффициент использования групп электроприемников, подключенных к шинам каждой цеховой ТП, можно рассматривать как выборочное среднее значение &„.ср, а групп электроприемников цеха в целом или предприятия в целом — как математическое ожидание коэффициентов использования £и.ср. Экспериментальные исследования режимов электропотребления групп электроприемников (см. табл. 1, рис. 1) позволили установить, что значение расчетного коэффициента использования на уровне цеховых ТП и цеха в целом в 1,5—2,5 раза выше фактических значений коэффициентов использования и коэффициентов спроса в этих узлах электрической сети. В соответствии с законом больших чисел расчетная нагрузка электроприемников должна сходиться к ее генеральному среднему значению (математическому ожиданию £и.сР) при неограниченном увеличении числа суммируемых случайных величин (йэ). Наблюдаемое превышение расчетного значения средней нагрузки над фактической максимальной при достаточно большом пэ (цех в целом) свидетельствует о том, что при увеличении числа электроприемников расчетная нагрузка сходится к величине, значительно превышающей фактическое среднее значение, т. е. о смещенности существующей оценки средней нагрузки. Следо- *и.ср о? ¥ 0,5 ОЛ 0,2 0Л 0,6 к L^ 0.5 81 ч и > К-о,а \ ^5 &И1 5 ^ \ ' ^Vi > \*г • ий > 4 1 « 0,8кл к: • •• • • \ • » • / орк- \ -0,12 2—6758 0}1 0)1 0,3 0)4 0^5 0;6 0,1 0)8 0,9 *и Рис 1 17
вательно, для повышения точности определения максимальной по допустимому нагреву расчетной нагрузки основополагающими являются задачи повышения точности определения средней компоненты расчетной нагрузки, т. е. выяснения средней компоненты расчетной нагрузки kB группы электроприемников, и разработки рекомендаций по его коррекции. В соответствии с МУД [2] расчетное значение коэффициента использования определяется выражением (1) где £и.ср — математическое ожидание коэффициента использования характерной категории электроприемников; аЬя — среднеквадратическое отклонение kBy приведенное к одному электроприемнику; /к.и — коэффициент формы упорядоченной диаграммы коэффициентов использования [2]. В соответствии со статистическим методом (СМ) расчетное значение коэффициента использования равно справочному, полученному как верхняя граница возможных значений &и отдельных электроприемников, которая может быть превышена с вероятностью не более 0,05. Основные аналитические выражения СМ и МУД предусматривают использование принципиально различных информационно- справочных материалов. В отличие от СМ для МУД предполагалось создание справочных материалов, содержащих математическое ожидание коэффициента использования £и.ср характерных категорий электроприемников и соответствующие значения /к.и. Однако такая информационно- справочная база не была создана, а при подготовке [3] были получены расчетные таблицы и номограммы, в которых использовалось единое для всех характерных категорий значение /к.и=1,1 ([4], с. 40). В рекомендациях по определению справочных значений kn для МУД ([2], с. 92, 97) указано: «...во избежание занижения расчетных нагрузок при проектировании должны приниматься значения &и, определяемые так, чтобы вероятность их превышения была меньше 0,05». Полученные на основании этой рекомендации справочные значения кя для МУД [1] равны значениям kB для СМ ([2], с. 180). Следовательно, в настоящее время расчетная нагрузка определяется по таблицам и номограммам, полученным в соответствии с аналитическими выражениями МУД, но с использованием информационно-справочных данных (&и, совфс), соответствующих методике расчета, предусмотренной СМ. В соответствии с МУД декларируется коррекция расчетного значения средней нагрузки при увеличении п9 с приближением ее к математическому ожиданию при яэ-> ->«>. Однако в связи с использованием справочных значений &и [1], характеризующих верхнюю границу возможных значений, а не £и.сР, для малого п9 расчетная средняя нагрузка превышает эту границу на величину Рном&иУЗ^к.и—1)/Яэ, где Рнон — номинальная мощность группы электроприемников. При пэ->~оо расчетное значение средней нагрузки приближается не к математическому ожиданию, а к верхней границе значений средней нагрузки ^ном&и, возможных лишь для отдельных электроприемников с вероятнрстью не более 0,05. Указанное противоречие явилось основной причиной завышения расчетных нагрузок при использовании МУД. 18 В связи с отсутствием информационно-справочных данных о значениях £и.ср и /к.и характерных категорий электроприемников, а также значительной сложностью и трудоемкостью получения таких данных следует считать нецелесообразной разработку способа коррекции МУД. Апробация же СМ свидетельствует о том, что точность значений kmax, полученных через kc при использовании СМ, не ниже, чем при использовании МУД. Недостатком СМ является детерминированное представление средней компоненты расчетной нагрузки через справочное значение &и. При этом не учитывается приближение верхней границы возможных значений &и.р группы электроприемников к математическому ожиданию £и.ср с увеличением числа электроприемников /Ь в группе. Для осуществления корректировки значений расчетной средней нагрузки группы электроприемников в зависимости от Яэ, т. е. для перехода от детерминированной формы представления средней компоненты расчетной нагрузки к вероятностной, можно выразить kc с учетом основного аналитического выражения СМ ([2] с. 185) в следующем виде: 0,5 — 0,4£и _ кя — £и.ср где Т0 =10 мин — постоянная времени нагрева проводников малого и среднего сечений; Т — фактическая постоянная времени нагрева элементов системы электроснабжения; &и — средневзвешенное справочное значение коэффициентов использования характерных категорий электроприемников; £и.ср — математическое ожидание коэффициента использования группы электроприемников. Для применения выражения (2) необходимо определить значение £н.ср для группы электроприемников. Статистический метод основан на использовании уравнения регрессии [2], которое характеризует корреляционную связь между величинами &ос=£с—£и и ku. Значимость корреляционной зависимости между kQC и ku была определена в результате корреляционного анализа. По аналогии предположим наличие корреляционной связи между 6ио=&и—£и.ср и &и или непосредственно между £и.ср и kn. Корреляционный анализ совокупности парных значений к* и £иср (рис. 1) позволил установить, что наиболее тесная связь между этими параметрами имеет место при разбиении совокупности на два диапазона (&и<0,5, &и^0,5). Генеральный коэффициент парной коррекции для первого диапазона 0,79<р!<0,98, для второго —0,7<р2<0,85 при числе точек в каждом диапазоне NT>50, что свидетельствует о доста^ точной значимости исследуемой зависимости, С использованием метода наименьших квадратов получены уравнения линий регрессии для первого и второго диапазонов kH: £и.ср=0,58£и—0,05 при fc„<0,5; (3) £и.ср=0,7£„—0,12 при £„^0,5. (4) Значения £и.ср, полученные по уравнениям (3) и (4), являются усредненными частными (выборочными) значениями коэффициентов использования групп электроприемников, характеризующими математическое ожидание при известном средневзвешенном справочном значении kK. Анализ закона распределения частйых значений &и.ср относительно математического ожидания £и,Ср свидетельствует о доста-
точно точном совпадении с нормальным законом распределения, что подтверждает допустимость выбора линейной модели и использования закона нормального распределения для оценки разброса частных значений коэффициента использования группы электроприемников. При определении максимальной по допустимому нагреву нагрузки для одной ТП средняя ее компонента должна вычисляться не по математическому ожиданию, а по верхней границе доверительных интервалов &и.ср(г) нормального закона распределения частных значений £и.ср для первого и второго диапазонов, которые могут быть превышены с вероятностью не более 0,05: ^н.ср(г)=0,6^и при &и<0,5; (5) &и.ср(г)=0,8&и при £и^0,5. (6) Допустимость использования выражений (5), (6) для определения верхней границы частных значений &и.ср подтверждается. тем, что за границы доверительного интервала попадает менее 5% точек совокупности, представленной на рис. 1. С использованием выражений (2), (5), (6) находим аналитические выражения для расчетного значения коэффициента использования: Лц,р = 0№и + Л— при £и < 0,5; 0 2k ^и.Р = 0,8Ли + -р=^ при £и>0,5, (7) (8) а также выражения для определения коэффициента спроса групп электроприемников: •■-**■+vt+rmr "" "•<°* <9) K-bH. + fcJffifr "Р" '"* "°> При Лэ=1 расчетный коэффициент использования равен справочному значению, а при /i3->-°o он равен верхней границе доверительного интервала для среднего значения нагрузки. Значение расчетной активной мощности определяется по формуле Рр = вр&н*в< (11) где kp — коэффициент расчетной активной нагрузки, равный отношению коэффициента спроса4 группы электроприемников, определенного из выражений (9), (10), к средневзвешенному справочному значению £и, определенному как детерминированная величина, характеризующая верхнюю границу возможных значений коэффициентов использования электроприемников: Яр = кс/гси. (12) Для малых групп электроприемников коэффициент kv> >1 является аналогом коэффициента максимума, применявшегося в методе упорядоченных диаграмм и.Указаниях [3]. При достаточно брлыних па и Т коэффициент &Р<1 можно рассматривать как аналог корректирующего коэффициента, применявшегося в [5]. Возможность появления значений &Р<1 обусловлена тем, что значение kc группы электроприемников при достаточно больших пэ и Т становится меньше расчетного значения &и, не зависящего от «э. Выражения (2), (9), (10) справедливы для нормального закона распределения случайных значений расчетной электрической нагрузки, который подтверждается при яэ> ^5 ([2], с. 56, 115). При малых выборках (яэ<5) из нормальной генеральной совокупности оценка расчетной нагрузки может производиться с использованием t коэффициентов распределения Стьюдента при ограничении области значений kc (kc^.Qy8): Ар = 0)бАи + , ( 0J3_0.3-0.25fe, Ч 0,8АИ +1 (-Ы <0,5; 115 . 0,3 — 0,25йи при kB < (13) 1 Yr/r0(n9- fr) при ^0,5. (И) Использование формул (13), (14) позволяет получить значения kp по известным kUi n9) Ту начиная с /гэ=2, что обеспечивает единообразие определения расчетной нагрузки во всем диапазоне возможных значений л9, которое не достигается в [3]. По выражениям (9), (10), (12)-—(14) получены номограммы (рис. 2) и табл. 2, позволяющие определять значения kp по известным п9 и kR. Кривые, приведенные на рис. 2, используются для определения расчетной нагрузки сетей напряжением ниже 1000 В, в которых широко применяются проводники малого и среднего сечений (T^zTq). С помощью табл. 2 определяется расчетная нагрузка на шинах цеховых ТП. Максимальная по допустимому нагреву трансформато- *Р 7 6 А 1 \1 к к Г | 1 \ «0 / > ' 1 [5 2 А А J 1 .£5 'Q.7 jjg^^^m 1 Z J t 5 6 7 8 3 10 20 JO ¥0 n9 Рис. 2 19
Таблица 2 Та 6л иц а 3 пэ 25$5ЛЭ>10 50$?яэ>25 лэ>50 Значения k для цеховых трансформаторов (ИТо^Щ feH<0,5 0.8 0.75 0.7 *&ол 0,9 0,85 0,8 k ка 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0.8 Значения k0 на шинах ГПП при 4 0*77 0.84 0.88 0.82 0.82 0.83 0,84 9 0.7 0,79 0,84 0,74 0,75 0,77 0,79 16 0,66 0,76 0,82 0,7 0,72 0,75 0,76 разных значениях NT 25 0,64 0.75 0,8 0,68 0.7 0,73 0,75 00 0,55 0.68 0.76 0,6 0,62 0.66 0,68 ров расчетная нагрузка цеховых ТП, определенная с коррекцией средней компоненты при увеличении пэ, меньше детерминированного значения средней нагрузки, определенного по средневзвешенному справочному коэффициенту использования. Это позволяет отказаться от выбора цеховых трансформаторов по значению средней нагрузки и сохранить единообразие при выборе всех элементов электроснабжения по максимальной расчетной нагрузке. Для сетей напряжением выше 1000 В Т/Т0>3, £и>0,3, вследствие чего для всего диапазона практически возможных значений /гэ>3 групп электроприемников, подключенных к узлам нагрузки, а также для линий питания цеховых ТП коэффициент £Р^1. Поэтому для таких сетей расчетная активная нагрузка может определяться как произведение средневзвешенного справочного коэффициента использования на установленную мощность группы электроприемников, что позволяет значительно упростить расчеты. При увеличении числа цеховых ТП (NT)t подключенных к узлу нагрузки (секция РП, ГПП), граница доверительного интервала, характеризующая наибольшие возможные значения ku.Cp, смещается и при бесконечно большом NT совпадает с линией регрессии. При оценке нагрузки предприятия в целом указанный фактор необходимо учи* тывать путем умножения суммы расчетных нагрузок отдельных ТП на коэффициент одновременности kQ, Этот коэффициент учитывает, что при подключении к одному узлу нагрузки (секция РП, ГПП) Nr цеховых ТП верхняя граница доверительного интервала для частных значений £и.ср уменьшается, приближаясь к математическому ожиданию £и.ср, т. е. к линиям регрессии по уравнениям (3), (4), и при ЛГт-*оо совпадает с ними. При этом расчетная компонента (0,5—0,4£и) /у/гэГ/70, характеризующая величину (kmax—1)&и.р, СТреМИТСЯ К НуЛЮ. В табл. 3 приведены значения коэффициента одновременности, вычисленные по следующим уравнениям: 0,58би—0,05- *о = 0,02А?и+0,05 'УЖ 0,6/гя при Л<0,5; (15) 0,1£и + 0,12 10,7*и-0,12+ °Х- *0 = qu VNt при ^0,5. (16) 0,8% Из табл. 3 видно, что значение k9 предприятия в целом может составить 0,65—0,85. Ниже приведены значения k0y которые можно принимать в расчетах до накопления опыта использования этого коэффициента: К <о,з 0,75 0,3<*и<0,5 0,8 ^0,5 0,85 Аналитические выражения (2)—(16) можно рассматривать как аппарат МСМ, позволяющий уточнять расчетную максимальную нагрузку путем коррекции среднего значения, учитывающей вероятностный характер формирования среднего значения графика нагрузки на различных уровнях системы электроснабжения, и учета диапазона возможных значений постоянной времени нагрева ее элементов. В табл. 1 представлены результаты расчета kG модифицированным статистическим методом на уровне цеховых ТП и цеха в целом. Последние учитываются при определении графика нагрузки предприятия в целом. Эти значения kc являются, по существу, результатом долгосрочного прогнозирования показателей электропотребления цехов и предприятия в целом. Для большинства цехов ошибка прогноза не превысила 10 %, что удовлетворяет требованиям к точности инженерных расчетов. ВЫВОДЫ 1. Основной причиной завышения расчетной нагрузки при использовании МУД является неправильное определение средней компоненты расчетной нагрузки из-за использования справочных данных о значениях верхней границы возможных kvi характерных категорий электроприемников, а не математического ожидания £и.ср. 2. Повышение точности определения расчетной нагрузки может быть достигнуто путем использования МСМ, реализующего переход от детерминированного представления среднесменной нагрузки группы электроприемников к вероятностному с учетом диапазонов возможных значений фактических постоянных времени нагрева элементов системы электроснабжения, для которых вычисляется максимальная нагрузка. 3. На основе корреляционного и регрессионного анализа результатов обследования действующих промышленных предприятий получены аналитические выражения, позволя- щие определять значения расчетной нагрузки на всех уровнях системы электроснабжения с коррекцией среднего значения максимальной нагрузки. По этим выражениям составлены таблицы и номограммы, снижающие трудоемкость расчетов. 4. Применение МСМ позволяет снизить погрешность определения электрических нагрузок до приемлемых в инженерных расчетах значений, сохраняя при этом возможность, использования существующей справочно-информа- ционной базы значений kK и cosq>c. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Справочник по проектированию электроснабжения.— М.: Энергия, 1980. 2. Электрические нагрузки промышленных предприятий/ С. Д. Волобринский, Г. М. Каялов, П. Н. Клейн, Б. С. Мешель. — Л.: Энергия, Ленингр. отд-ние, 1971. 3. Указания по определению электрических нагрузок в промышленных установках. — Инструктивные Указания по проектированию электротехнических промышленных установок, 1968, № 6. 20
4. Основы построения промышленных электрических сетей/ Г. М. Каялов, А. Э. Каждая, И. Н. Ковалев, Э. Г. Куренный. ■—М.: Энергия, 1978. 5. О расчете электрических нагрузок для объектов черной металлургии. Технический циркуляр ВНИПИ «Тяж- промэлектропроект» № 354-84 от 17 апреля 1986 г. —Инструктивные Указания по проектированию электротехнических промышленных установок, 1987, № 2. ♦ » » ♦ УДК [621.311.031:622.24] .001.2 Метод априорного расчета электропотребления буровых установок ОСИПЕНКО М. И., инж. ЮжНИИгипрогаз, г. Донецк Основой построения эффективных систем электроснабжения газопромысловых предприятий и установок является достоверное прогнозирование электрических нагрузок буровых установок, что имеет важное значение при технико-экономических обоснованиях сети электроснабжения промысла. В состав промысла кроме буровых входят установки комплексной (предварительной) подготовки газа (УКПГ, УППГ) и дожимные компрессорные станции (ДКС), технологически насыщенные оборудованием, но с незначительным электропотреблением. Как правило, они питаются от подстанций, одновременно служащих центром питания нескольких буровых установок эксплуатационного бурения газовых скважин в районе УКПГ или ДКС. Электропотребление одной буровой установки соизмеримо с электропотреблением одной-двух УКПГ (УППГ). Случайный характер формирования электрических нагрузок индивидуальной буровой установки и тем более нескольких (группы) установок различного класса создает известные трудности при их прогнозировании [1—4]. Исследование случайных процессов электропотребления P(t) как любой случайной функции подразумевает определение вероятностных характеристик и показателей нагрузок, классификацию нагрузок исходя из их принадлежности к тому или иному закону распределения, определение стационарности и эргодичности, установление корреляционных уравнений и оценку спектральной плоскости. Для решения этих вопросов необходима информация при достаточном количестве реализаций P(t), полученных опытным путем. Такие исследования [3, 4] проводились для буровой установки «Уралмаш-4Э», в результате чего разработан вариант методики определения расчетных нагрузок одной установки и группы таких буровых. Искомое значение групповой расчетной нагрузки, кВт, по данной методике определяется из выражения [2] Pp=kpP0nt (О где Р0=700 (или 900) кВт —средняя индивидуальная нагрузка буровой установки; п — количество буровых установок; kP — коэффициент расчетной нагрузки. Следует отметить, что в теории электрических нагрузок kp не имеет физической интерпретации. В [2] kp поставлен в функциональную зависимость от средней длительности бурения tft буровой установки в i-м интервале глубины скважины и чцсла буровых установок п: h-fih* п)> (2) где * 2уя' (3) *=1 На уровне проекта данные о t6 отсутствуют вследствие опережающего развития энергоснабжения промысла по сравнению с периодом эксплуатационного бурения. Исходя из выражения (1) и табличных значений Агр=0,45-т-1, можно принять, что это коэффициент спроса, отнесенный к индивидуальной нагрузке буровой установки «Урал- маш-4Э» Ро=700 кВт или Ро=900 кВт [2]. В [1] изложена методика прогнозирования электрических нагрузок по методу коэффициента спроса. В данной статье предлагается метод априорного расчета нагрузок групп буровых установок по средневзвешенному коэффициенту спроса £с.св. Сравнение расчетных нагрузок, полученных по этой методике, показывает, что они превышают фактические на 10—15%. Расчетные нагрузки определяются по установленной мощности буровых установок и коэффициентам спроса, принимаемым априорно по техническим характеристикам приводов и технологическому режиму их работы. Такой метод определения нагрузки и электропотребления дает возможность установить верхний предел возможной расчетной нагрузки и расхода электроэнергии, в том числе и комбинированных установок (частично переоборудованных дизельных установок на электроприводные) . В таблице приведены технические характеристики и показатели нагрузок электроприводных буровых установок, применяемых в настоящее время на газовых и газоконден- сатных промыслах. Коэффициенты спроса kCmin, kcmax и беев для каждой установки тоже определены априорно. Подробные исследования горно-геологических условий бурения [5—7] показывают, что факторы, влияющие на коммерческую скорость бурения, а также на процесс электропотребления электроприводных установок, по времени воздействия на технологию бурения распределяются в следующем порядке: вспомогательные работы (спуско-подъемные операции)—52%, механическое бурение—24%, остальная часть времени приходится на организационные и аварийные простои, учитываемые коэффициентом оборачиваемости k [1, 7]. В режиме спуско-подъемных операций работает электропривод лебедки (иногда два привода), и в, этом случае kc minss=Pл/Ру.щ V*)
Параметры буровых установок 4Э-76 1900 0,66 0,34 0,44 640 630 —" 1 2 0.5 6,0 2X250 4,4 Установки Уралмашзавода 3000БУ 1760 0,71 0.28 0,41 500 630 — 1 2 6,0 6,0 2X250 3,3 ЗОООЗУК 1760 0,71 0,28 0,41 500 630 — 1 2 6,0 6,0 2X400 3,3 5000ЭУ 2245 0,56 0,28 0,37 630 630 355 1 2 1 6,0 6,0 2X400 5,5 4000Э-1 2230 0,71 0,28 0,41 630 800 — 1 2 6,0 6,0 2X400 4,4 Установки Волгоградского v завода буровой техники БУ75, БрЭ-70 1320 0,75 0,24 0,39 320 500 — 1 2 6,0 6,0 2X400 2,0 БУ2500-ЭУ 1760 0,71 0,28 0,41 500 630 — 1 2 6.0 6,0 2X400 2.5±10% БУ2500-ЭУК 1760 0,71 0,28 0,41 500 630 — 1 2 6,0 6,0 2X400 3,0 i Установка F-32(bECy Румынского j производства 6800 0,25 0,125 0,166 850 850 — 2 5 1 0,66 0,66 2X630 7,0 Суммарная установленная мощность главных приводов Р , кВт Коэффициент спроса: при механическом бурении с работой двух насосов а при прочих операциях kcm£n средневзвешенный kQ Мощность электропривода, кВт: лебедки (ротора) насоса ротора Число приводов: лебедки насосов ротора Напряжение электропривода, кВ: лебедки (ротора) насосов Мощность трансформаторов вспомогательных механизмов (один—в работе» второй—в резерве)» кВ-А Максимальная глубина бурения, км Примечание. Коэффициент спроса вспомогательных механизмов (относительно установленной мощности одного трансформатора) *с.Тр=0,18-0,21. где Ру.п — суммарная установленная мощность главных приводов, кВт; Ял — мощность привода лебедки, кВт. В процессе разбуривания работа электропривода ротора сопровождается работой бурового насоса. При турбинном способе бурения, при котором работают один или два насоса, потребляется наибольшая активная мощность (наиболее загруженная смена) и поэтому определяется по формуле kc i =Рн/Ру.п (5) где Рн — мощность приводов насосов, участвующих в режиме механического бурения, кВт. Время работы обеих лебедок ограничено, а совместная работа электропривода подъемной лебедки и ротора одной и той же установки невозможна. Комбинации и длительность указаных выше операций зависят от глубины забоя. Технология бурения скважин обусловливает необходимость учета корреляции нагрузок и электропотребления работающих буровых установок и глубин забоя скважин [п. Выше была приведена статистика относительного времени работы (на каждые 1000 м проходки) главных приводов при операциях спуска-подъема (две трети общего времени) и механического бурения (одна треть), по которому можно приблизительно оценить средневзвешенный коэффициент спроса ' — л кс miti i *Т л кс max i • (в) В данном случае следует учесть нагрузку вспомогательных механизмов, бытовую нагрузку и электроосвещение по установленной мощности одного трансформатора и коэффициенту спроса (£с.тр^0,18-г-0,21). Как правило, в работе находится один трансформатор собственных нужд, второй — в резерве. Согласно априорному методу расчетная нагрузка, кВт, 32 S *cf Pyi 4i 1=1 кр max* (7) где k — коэффициент оборачиваемости; kp max — коэффициент разновременности максимумов (или участия в максимуме) нагрузки по активной мощности. С учетом того, что [5] n=n<>/kf (8) расчетная нагрузка Рр= 2j *ct JVf М| ртах* (9) *=1 Как отмечалось в [1], общий парк электрифицированных установок п0 бурового предприятия по режиму электропотребления разделяется на установки п, непосредственно используемые для бурения скважин, и установки я3, находящиеся в Организационном простое или предназна- ные для ликвидации аварии: По=п-\-п3. (10) Коэффициент оборачиваемости k дает представление о том, во сколько раз общий парк установок должен превышать число установок, используемых непосредственно для бурения. При расчетах нагрузок коэффициент k для одного— трех буровых станков следует принимать равным единице. Прогнозируя объем бурения и плановые скорости и зная утвержденное значение коэффициента оборачиваемости для данной буровой, расчетное число буровых установок, участвующих в формировании группового графика нагрузки, определяют по формуле (8). В теории электрических нагрузок коэффициент kpmax характеризует смещение максимумов нагрузки отдельных
Р,кВт iUUU чпп JUU —J- , n 4-LL I , . I. i _l_ i Л -JL- P(t) 7^ —1_ Г" -1 -JL- -LJ _j_ 1 , 1 о г в 10 11 14 16 18 20 t}4 Рис. 1 Р,МВт I ¥\ ¥\ ¥■ 4,0 ¥ 1,0 Lf 1 , г J 1 Г —1 \ i г _J_ Г J \p(i ГЛ M J i 1 i ; f ■ j * ■ i . 1 i n л _ 1 1 L l i . —i LJ . J ■ 0 2*68 10 % П П РИС 2 16 18 20 Ъ* групп приемников (в рассматриваемом случае — буровых- установок). Введением в расчет коэффициента kpmax учитывается снижение суммарного максимума нагрузки узла (опорной подстанции буровых установок и УКПГ или УППГ) по сравнению с суммой максимумов отдельных групп буровых. Целесообразность использования kvmax в расчете нагрузок групп буровых обусловлена тем, что расчетная групповая нагрузка буровых определяется суммированием расчетных нагрузок каждой буровой установки, питающейся от данной подстанции. Значение kvmax принимается в пределах от 0,9 до 0,95 [1, 8]. Его точное значение для групп буровых не установлено, в практических же расчетах при л=2~5 kpmax принимался равным 0,95, при я=6-И0 — 0,9, при л>10-М5 — до 0,85 [8]. Определи* групповую расчетную нагрузку, можно ориентировочно найти годовой (или месячный) расход активной энергии, кВт-ч, по формуле Wr=PJm (И) где Ттах — годовое число часов использования максимума (по данным Инструкции по строительному проектированию предприятий, зданий и сооружений нефтяной и газовой промышленности СН 433-79 Гтал;=3000-ь5000 ч). Пример 1. На рис. 1 представлен график групповой активной нагрузки двух буровых электроприводных установок БУ75БрЭ, двух дизельных БУ75БрД и установки «Уралмаш-ЗД» газоконденсатного месторождения. Все буровые установки, в том числе дизельные, питаются от подстанции собственных нужд с трансформаторами мощностью STP=*250 кВ-А, от которых кроме вспомогательных механизмов питаются электрокотлы нагрева воды для технологических нужд. Из графика определены средняя мощ. ность Рср=950 кВт, коэффициент максимума 6ma*=l,36 (пересчитан для Тоср~$*> ч), максимальная мощность Ртах- 1,36-950=1290 КВТ. По формуле (9) определяем расчетную мощность "р — («c.cB*y.n#i-|-«c.TpSTprt2)«p тах= = (0,39-1320-2+0,3-250-4).0,95= 1260 кВт. Коэффициент &с.тр принят выше табличных значений вследствие использования электроэнергии на подогрев воды для нужд буровых установок. Пример 2. На рис. 2 представлен суточный график подстанции газоконденсатного месторождения, от которой питаются электроустановки УКПГ-3 (Л*=260 кВт), две электроприводные установки «Уралмаш-4Э», десять электрифицированных буровых установок F-320-ЕСУ румынского производства, шесть комбинированных установок «Уралмаш-ЗД» (насосы—с электродвигателем, лебедки — с дизельным двигателем). Из графика определены коэффициент оборачиваемости £=1,8, средняя мощность PCP=5600 кВт, Aw=l,39 (для 7\>сР=0,5 ч), Ята*=1,39-5600=7780 кВт. По формуле (7) определяем расчетную мощность буровых установок Рр = [ (^c.CBl-Py.nlrtoi-l-^c.citf^y .n2^02-f~ -|-&с.св3^у.пЗлОз)-|-£с.тр25тр|Ло»]£р max/k = = (0,44-1900-2-f-0,166.6800-10+0,66/3-1900-6)+0,19Х, X(250-8+630-10) -0,85/1,8=8050 кВт. По формуле (6) вычисляем коэффициент спроса для комбинированных установок ^с.св8^^,0+"з",0'66==^:==0'22- Операции спуска-подъема выполняются лебедкой с дизельным ПРИВОДОМ, ПОЭТОМУ kcminZ^O. Сопоставляя данные в примерах 1 и 2, полученные методоц априорного расчета нагрузок, с фактическими, видим, что они отличаются незначительно. ВЫВОДЫ 1. Поверочный расчет нагрузок групп буровых установок различного класса на стадии проекта и рабочей документации рекомендуется выполнять априорно с помощью средневзвешенного коэффициента спроса. 2. Метод расчета нагрузок учитывает весь комплекс производственных операций, формирующих групповой график электрических нагрузок буровых установок различного класса: бурение, спуск-подъем, организационные и аварийные простои, а также корреляцию циклов механического бурения и спуска-подъема одной буровой установки. 3. Указанный способ вычислений позволяет априорно определить расчетную нагрузку не только выпускаемых в настоящее время буровых установок, а и вновь созданных—-по их паспортным данным и технологическим условиям бурения скважин. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Осипенко М. И. Электроснабжение буровых эксплуатационного бурения газовых скважин. — Промышленная энергетика. 1982, № 9. 2. Меньшов Б. Г., Суд И. И. Электрификация предприятий нефтяной и газовой промышленности. Учебник для вузов. — М.: Недра, 1984. 3. Исследование электрических нагрузок буровых установок/ Б. Д. Щукин, В. П. Степанов, С. Ф. Миронов и др.— Изв. вузрв. Энергетика, 1975, JSfe 8. 4. Электрические нагрузки буровой установки «Урал- маш-4Э»/ Д. С. Петросов, В, М. Бабаян, R А. Раджабов; Р, Б. Баснев» — Промышленная энергетика, 1973, № 4. 23
5. Афанасьев О. А., Афанасьева Т. А., Карпов В. С. Прогнозирование коммерческой скорости бурения. — Газовая промышленность, 1981, № 3. 6. Бак С. И. Выбор варианта электроснабжения буро 7. Буяновский Н. И., Лесецкий В. А. Буровые машины и механизмы. — М.: Недра, 1968. 8. Справочник по электроснабжению промышленных о. оак к*, и. оыоор варианта электроснаожения иуро- „ _ л . _ А А * л лл , r u г^гч*™ вой сверхглубокой нефтяной скважины. - Промышленная предприятии. Т. 1/ Под ред. А. А. Федорова и Г. В. Серби- энергетика, 1976; № 7. новского. — М.: Энергия, 1973. УДК 621.313.323.34: [621.51:621.644] Исследование надежности электроприводных газоперекачивающих компрессорных станций МАТЕЕНКО Ю. П., инж., СЕРДЮК Б. Н., СЛИЗСКИЙ Э. П., кандидаты техн. наук Киевский политехнический институт Компрессорные станции (КС) с мощными синхронными двигателями (СД) для привода газоперекачивающих агрегатов (ГПА) магистральных газопроводов (МГ) являются ответственными узлами нагрузки (УН) энергосистемы. При исследовании их надежности последствия аварийных возмущений в энергосистеме оцениваются с помощью показателя безотказности (свойство КС непрерывно сохранять работоспособное состояние в течение заданного времени при заданных условиях эксплуатации). Этот показатель определяется для схем электрических соединений понижающих подстанций (ПС) напряжением 220, 110/10 кВ с питающими линиями в послеаварийных установившихся или ремонтных режимах либо в режимах профилактических отключений по отношению к нормальному режиму функционирования КС. Возмущения в технологической части перекачки газа МГ рассматриваются как следствие нарушений нормальных режимов работы энергосистемы. По надежности электроснабжения рассматриваемые УН относятся к потребителям первой категории, которые допускают перерыв питания на время автоматического ввода резерва и обеспечиваются энергией от двух независимых источников питания (ИП). Однако при переключениях питания КС с одного ИП на другой устройством АВР или при повторном включении основного питания устройством АПВ не исключается возможность кратковременных перерывов в электроснабжении. Во время этих переключений происходят торможение и остановка СД, Кроме того, протекание токов к. з. при авариях в энергосистемах вызывает посадки напряжения на шинах ПС КС. В результате возможно каскадное развитие аварии в единой технологии транспорта газа в следующей последовательности: 1. Снижение напряжения в УН ведет к нарушению статической устойчивости СД и переходу их в асинхронный режим. Это обусловливает дополнительный нагрев обмоток, ускоренное старение изоляции и последующую остановку электропривода действием релейной защиты минимального напряжения. При глубоких посадках напряжения на время не более 0,2 с СД отключаются своими защитами. Для СТД-12500 допускается несколько пусков в год из холодного состояния (после 24-часового охлаждения). 2. При снижении частоты вращения СД производительность ГПА может стать ниже критической, что приведет к неустойчивой работе агрегата. Причиной этого является повторяющийся срыв газа с рабочих и направляющих лопаток, что вызывает резкое и часто повторяющееся изме- 24 нение давления на входе и выходе ГПА. Такой режим (помпаж) характеризуется большими динамическими нагрузками, приводящими иногда к разрушению подшипниковых узлов ГПА. 3. В результате остановок КС уменьшается объем перекачиваемого газа. Например, при остановке одной КС с двигателями СТД-4000 производительность МГ снижается на 25,5%. Последующий пуск двигателей СТД-4000 после остановки осуществляется в течение 40—60 мин, а СТД-12500 —24 ч, что приводит к существенному недоот- пуску газа, а при его дефиците в системе газоснабжения— к отключению ряда неответственных потребителей. Таким образом, для повышения безотказности электроприводных газоперекачивающих КС при кратковременных нарушениях в системе электроснабжения необходимо обеспечить: автоматический пуск заторможенных приводных СД механизмов КС при повторном появлении, напряжения на шинах приемных ПС, т. е. самозапуск; поддержание напряжения на шинах выше предельно допустимого по условиям статической устойчивости СД, что достигается быстродействующей форсировкой их возбуждения. 8Л1 ВЛ2 НИИ ^12 J k 5 6 7 в, сд Рис. 1
Таблица 1 Элемент Одноцепная ВЛ 110 кВ длиной 1 км Одноцепная ВЛ 220 кВ длиной 1 км Трансформатор 110 кВ Трансформатор 220 кВ Ячейка отделителя, корот- козамыкателя ПО кВ Ячейка отделителя, корот- козамыкателя 220 кВ Ячейка выключателя 10 кВ внутренней установки Шины РУ 10 кВ на одно присоединение Ячейка разъединителя 10 кВ Одноцепная ВЛ 10 кВ длиной 1 км i * 3 азо * о g s« « п tr 8 0,08 0,04 0,03 0,05 0,05 0.05 0.015 j 0,001 0,002 0,25 <-> о n sr S"" о я as n я §1 £ 5 u5 8 10 30 45 5 5 6 5 j 4 6 * • a> «j sp S4o nse 2 &°( ! сз^^? со 2u £2* * 2 3 * > fl x v a x ^в " «U я Я СГ о, С я 0,15 0,15 0,5 1,0 0,35 0,25 0*25 0,2 0,25 0,25 1 * о 9* 2 *^ 4> К 0 Я днее жива « >» Q.4 8 8 12 14 6 6 7 5 5,8 На кафедре электрических станций Киевского политехнического института разработана методика повышения надежности электроприводных КС, предусматривающая аналитические расчеты вероятностной оценки надежности электроснабжения КС по условиям безотказности и режимов самозапуска СД с последующей отладкой схем релейной защиты и автоматики по найденным оптимальным уставкам, а также анализ экономических последствий в технологической части КС. Рассмотрим модель безотказности схем электрических соединений ПС 220, 110/10 кВ. Степень детализации модели такова, что позволяет оценить уровень надежности электроснабжения КС в нормальном, послеаварийных и ремонтных режимах. На рис. 1 представлена электрическая схема соединений ПС КС с указанием расчетных точек А— Г на секциях 10 кВ. Эквивалентирование отдельных блоков схемы осуществляется по правилам последовательных и параллельных преобразований в соответствии с известными из теории надежности выражениями [1, 2]. Особенностью оценки показателей надежности эквивалентной структуры является учет профилактических отключений. В табл. 1 приведены значения этих показателей для элементов системы электроснабжения. Были рассмотрены пять характерных режимов электроснабжения КС: нормальный — Р1; нормальный без учета действия устройства АВР — Р2; при отключенном выключателе ввода (1В или 2ВУ ЗВ или 4В)—совмещенные расчетные точки А (Б) я В (Г) — РЗ, Р4; при отключении одного из трансформаторов — совмещенная точка А (Б, В, Г) — Р5. Получены расчетные значения показателей безотказности энергосистем в пяти послеаварийных режимах Та блица 2 Режим Р1 Р2 РЗ Р4 Р5 КС1 (220/10 кВ, £=21 км) О), годг1 0,1203 1,0898 1,1347 1,1348 1,151 х, ч 0,802 10,48 10,09 1Q,085 9,96 год-1 0,2 3,97 3,99 3,98 3,995 *), ч 6,0 10,539 10,516 10,515 10,52 1 КС2(110/10 кВ, L=67 км) <0» ГОД*"1 0.427 3.89 3,94 3,96 3,965 1 *. ч 1.28 7,96 7,86 7,86 7.86 V, год-1 0,2 7.31 7,33 7,34 7,34 Ч» ч 6,0 8,16 8,44 8.45 8,45 электроснабжения УН. Каждый из послеаварийных установившихся режимов работы УН обеспечивает достаточный уровень живучести КС при условии действия устройств релейной защиты и автоматики за время не больше 2,5— 3 с. В табл. 2 дана сравнительная оценка, показателей надежности электроснабжения двух УН. Анализ результирующих показателей надежности УН показал, что нормальный режим (Р1) по показателям надежности почти на порядок лучше любого послеаварийно- го режима электроснабжения КС На результирующие показатели надежности значительное влияние оказывают протяженность линии внешнего электроснабжения и принятый уровень напряжения подстанций (ПО или 220 кВ). Переходный процесс в УН и действие устройств релейной защиты и автоматики исследованы с помощью представленной ниже модели режимов самозапуска. Модель противодействия каскадному развитию аварии при кратковременных перерывах электроснабжения предусматривает математическое моделирование питающей сети и собственно СД. Повышение безотказности системы электроснабжения достигается внедрением режимов самозапу* ска. Расчет такого режима выполняется на ЭВМ в два этапа: расчзт установившегося режима УН в доаварийном состоянии; расчет электромеханического переходного процесса в энергосистеме. Для расчета сети в переходном режиме используется безытерационный прямой метод с формированием обрат- 25
ной матрицы проводимости узлов по программе «Сеть». Исходной информацией для установившегося режима служат параметры энергосистемы, СД и возбудителя, потребляемые активная и реактивная мощности. При аналитических расчетах выбега и самозапуска СД нормального исполнения используется упрощенная система дифференциальных уравнений Парка —- Горева, а бесщеточных СД с синхронным возбудителем —совместная система уравнений [3]. Аналитическое исследование на ЭВМ режимов самозапуска проводится в следующей последовательности: предварительно анализируется на ЭВМ режим работы СД при перерывах питания, вызванных нарушениями в энергосистеме, с целью противодействия каскадному развитию аварии (если такая возможность существует); определяются характеристики энергосистемы, СД и приводного механизма; проводится серия экспериментов на ЭВМ для «легких» режимов, в которых самозапуск СД заведомо будет успешным; выполняется аналогичная серия для «тяжелых» режимов с нарушением живучести электроустановки, для которой натурные эксперименты нежелательны. Экспериментальное исследование режимов самозапуска при действии АПВ проводилось для КС ПО «Киевтранс- газ», «Волгоградтрансгаз», «Харьковтрансгаз», «Львов- трансгаз» при схеме электрических соединений подстанций с двумя трансформаторами. Осуществлялся самозапуск одного, двух, трех и четырех СД от одного трансформатора. При перерыве питания 3 с для десятимашинного цеха с СТД-4000 успешен самозапуск четырех СД (надежность электроснабжения сохраняется при успешном АПВ питающей линии, а надежность КС полностью обеспечивается самозапуском). Экспериментальное исследование режимов самозапуска при АВР проводилось для КС с десятью агрегатами. Оценивался АВР двух СД при трех предвключениях СД, а также АВР трех СД при трех предвключениях СД. Результаты исследования показали, что самозапуск успешен в обоих случаях. Напряжение на секциях U\ — Uiy и скольжение s{ —- s7 исследованы при АПВ и АВР с перерывом питания 2 с. На рис. 2 представлены экспериментальные данные о самозапуске СД при действии АПВ (а) и АВР (б). Уровень безотказности УН а СД определяется следующими основными параметрами: 1. Предельно допустимая протяженность линий энергосистемы .для данного класса напряжения по условиям самозапуска СД. Так, для электроснабжающей линии 110 кВ при длине свыше 100 км самозапуск обычно неуспешен, а для линии 220 кВ —успешен. 2. Установленная мощность силовых трансформаторов ПС КС 3. Глубина и продолжительность посадки напряжения. 4. Время восстановления напряжения после кратковременного перерыва питания (^2—4 с). 5. Остаточная частота вращения СД в момент восстановления питания (/г^0,7 Яном). Применение предложенных моделей и методов исследования повышения безотказности электроприводных КС позволяет в каждом конкретном случае определять возможность выполнения самозапуска, число одновременно запускаемых агрегатов, значения напряжений и токов при самозапуске, а также отлаживать схемы релейной защиты и автоматики. Внедрение их в ряде газотранспортных объединений обеспечило сокращение в несколько раз числа остановок КС из-за переходных процессов в энергосистеме. Экономический эффект при этом превысил 2 млн. руб. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Розанов М. Н. Надежность электроэнергетических систем. — 2-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1984. 2. Надежность систем электроснабжения/ В. В. Зорин, В. В. Тисленко, Ф. Клеппель, Г. Адлер.—Киев: Вища школа, 1984. 3. Слизский Э. П., Лесник В. А., Матеенко Ю. П. Математическая модель бесщеточного синхронного двигателя с синхронным возбудителем, — Техническая электродинамика, 1981, № 2. ♦ »♦ ♦■ Уважаемые читатели! Книжный магазин № 170 «Энергия» Москниги имеет в свободной продаже и высылает наложенным платежом книги Энергоатомиздата: 1. АВТОМАТИЗАЦИЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ АСУ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПАКЕТОВ ПРИКЛАДНЫХ ПРОГРАММ/ Ю. М. Черкасов, В. А. Гринштейн, Ю. Б. Ра- дашевич, В. И. Яловецкий. — М.: Энергоатомиздат, 1987. (Применение вычислительных машин в исследованиях и управлении производством). 1 р. 30 к. 2. АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ: Учеб. пособ. для вузов/ О. П. Алексеев, В. Е. Казанский, В. Л. Козис и др.; Под ред. В. Л. Козиса и Н. И. Овчаренко. —- М.: Энергоиздат, 1981. 1 р. 10 к. 3. Кузнецов О. П., Адельсон-Вельский Г. М. ДИСКРЕТНАЯ МАТЕМАТИКА ДЛЯ ИНЖЕНЕРА. — 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1988. 1 р. 80 к. 4. Кушнир Ф. В. ЭЛЕКТРОРАДИОИЗМЕРЕНИЯ: Учеб. пособ. для вузов. —Л.: Энергоатомиздат, Ленингр. отд-ние, 1983, 90 к. 5. Ларионов А. М., Майоров С. А., Новиков Г. ,И. ВЫЧИСЛИТЕЛЬНЫЕ КОМПЛЕКСЫ, СИСТЕМЫ И СЕТИ: Учебник для вузов. —Л.: Энергоатомиздат, Ленингр. отд-ние, 1987. 1 р. 6. Сабинин Ю. А. ЭЛЕКТРОМАШИННЫЕ УСТРОЙСТВА АВТОМАТИКИ: Учебник для вузов. — Л.: Энергоатомиздат, Ленингр. отд-ние, 1988. 1 р. 40 к. Адрес магазина: 121096. Москве, ул. Василисы Кожиной, 10. Отдел «Книга — почтой». Телефон для справок: 145-52-00 26
УДК [621.181.1:669.1] .-662.951.2.001.2 Оптимизация многотопливных плоскофакельных горелок паровых котлов ТЭЦ-ПВС заводов черной металлургии ДАНИЛИН Е. А., инж. ПТП «Укрэиергочермет», Харьков В последние годы на котлах ТЭЦ—ПВС заводов черной металлургии успешно применяются многотопливные плоскофакельные горелки, которые были предназначены ранее для сжигания энергетических топлив [1]. Особен» ностью работы котлов в черной металлургии является буферное потребление доменного и коксового газов. Сжигание доменного газа приводит к ограничению нагрузки и снижению к. п. д. котлов вследствие повышенного объема продуктов сгорания. На ряде заводов содержание сероводорода H2S в коксовом газе достигает 10—15 г/м3, что при обычных режимах сжигания приводит к увеличению содержания серного ангидрида S03 в продуктах сгорания и повышению температуры точки росы /Т.Р до 170—190 °С. Это делает неприемлемыми средства снижения низкотемпературной коррозии, основанные на повышении температуры стенки поверхности нагрева. Для всех многотопливных плоскофакельных горелок с подачей доменного газа через верхнее сопло характерен выраженный в большей или меньшей степени эффект саморегулирования положения факела в топке (при увеличении доли доменного газа факел опускается, при уменьшении поднимается), что стабилизирует температуру перегретого пара. Руководящий технический материал [1] не учитывает особых условий работы горелок котлов черцой металлургии. Исследования многотопливных горелок с определением зависимости эффекта саморегулирования от конструктивных и режимных характеристик горелок до настоящего времени не проводились. Это явилось одной из причин многоообразия разработанных типов плоскофакельных горелок для котлов черной металлургии (2—4]. Различия соотношений и максимальных расходов отдельных топлив с учетом топливного баланса конкретных ТЭЦ— ПВС приводят на практике к конструктивным отличиям горелок даже одного типа при равной тепловой мощности. Поэтому оптимизация и унификация многотопливных плоскофакельных горелок для котлов черной металлургии являются актуальными задачами. В 1975—1981 гг. ПТП «Укрэиергочермет» были разработаны и исследованы различные варианты низкотемпературного сжигания коксового газа. Исследования проводились на опытно-промышленном котле производительностью 50 т/ч Мариупольского коксохимического завода. Было установлено, что сжигание коксового газа с предварительным его смешиванием с доменным газом при тепловой доле коксового газа до 0,2—0,3 обеспечивает значительное снижение коррозионной агрессивности дымовых газов. Разработанный режим сжигания коксового газа был реализован на одном из котлов паровой котельной Енакиевского коксохимического завода и впоследствии использован при реконструкции котла ТГМ-151/Б [5]. Однако такой вариант смешения коксового и доменного газов не получил широкого распространения вследствие значительного различия их теплотехнических свойств. Режим работы горелок на смеси газообразных топлив характеризуется числом Воббе [6]: Wo: Qup Vpr/Рв где QHp — низшая теплота сгорания смеси топлив, ккал/м3; рг и рв —плотности газа и воздуха перед горелкой, кг/м3. Для коксодоменной смеси с тепловой долей коксового газа от 0 до 0,3 число Воббе изменяется на 34 %, а при полной смене топлив — примерно в 7 раз при допустимом значении 20 % (6]. Этот фактор, очевидно, был одной из причин ухудшения горения, наблюдавшегося на котле ТГМ-151/Б [5] при увеличении доли коксового газа, а также причиной неустойчивой работы горелок и хлопков в них, отмечавшихся при опробовании режима работы на коксодоменной смеси с изменением соотношений топлив на ТЭЦ комбината «Запорожсталь». На рис. 1 приведены зависимости /т.р и S03 от тепловой доли коксового газа qK при совместном сжигании его с доменным газом. При тепловой доле коксового газа 0,1—0,5, сжигаемого совместно с доменным газом в двух горелках СМПГ котла ТП-150 ТЭЦ комбината «Запорож- сталь», обеспечивается снижение tr.p на 40—50 °С (кривая /) по сравнению с режимом раздельного сжигания в индивидуальных горелках (кривая 2). Для сравнения на рис. 1 приведены также опытные данные, полученные на опытно-промышленном котле Мариупольского коксохимического завода при сжигании коксового газа, смешиваемого с доменным газом перед щелевыми подовыми горелками (область 3 значений tT.p и соответствующая ей область 4 значений S03 при содержании H2S в коксовом газе 10—15 г/м3). Значительное снижение /Т.Р при использовании горелок СМПГ можно объяснить дополнительным эффектом эжекции топочных газов, характерной для ре- 'т.р 160 VtO 110 100 siy/o 0,0015 h 90 00011 OfiOOeh 7fl| opoo^Y so QLS0 80 Bffffl 0 01 02 02 0Л DS ОБ Рис. 1 27
Рис. 2 зультирующей струи плоскофакельной горелки [7], выравниванием температуры газов в топке и снижением коэффициента избытка воздуха в горелках а до 1,03—1,05. Снижейие а в горелках СМПГ [4] было достигнуто за счет организации эффективного перемешивания потоков топлив и воздуха и повышения турбулизации результирующей струи горелки при увеличении угла между соплами. Применение горелок СМПГ в совокупности с традиционными мерами защиты от сернокислотной коррозии повышает надежность работы котлов при сжигании коксового газа. Оптимизация конструкции многотопливной плоскофакельной горелки проводилась также на основе расчетных исследований режима ее работы ц зависимости от конструктивных и режимных параметров. Основным допущением, принятым при исследовании взаимодействия свободных струй одинаковой ширины, является определение угла отклонения результирующей струи по соотношению количеств движения исходных струй. При этом количество движения результирующей струи равно геометрической сумме количеств движения исходных струй. Многочисленные опытные данные [8, 9] подтверждают правомерность такого допущения. Этот вывод, сделанный для реальных струй, тем более может быть принят при исследованиях и сравнительном анализе конструкций и режимов работы плоскофакельных горелок. В расчетах принято также, что плоскость среза каждого канала горелки перпендикулярна его оси. В противном случае расчеты усложняются. Результаты исследования вопроса о влиянии смещения концевых точек стенок каналов на направление результирующей струи приведены в {10]. При расчетах принято находить угол р отклонения 28 результирующей струи от направления оси струи с большим количеством движения [3, 8—-10]. Точная формула для расчета угла р, полученная для расчетной схемы горелки, приведенной на рис. 2,а, имеет вид: sin у где ф —угол между соплами горелок; /н и /8 —количества движения потоков воздуха и топлив соответственно из нижнего и верхнего сопл горелки. Для определения р при значении ф до 40° в [8] приведена формула '-Tj/RF?-*- <2> которая часто применяется и при больших значениях ф. Путем преобразований формула (2) приводится к виду (£+■)■+(£-)-• представляющему уравнение окружности с длиной радиуса У5 и координатами центра (—1; 2) в координатных осях ( — t -£- j y что указывает на ограниченную возможность применения формулы (2). На рис. 2,а представлены за- висимости -— от -—: кривая 1 получена по формуле (2), кривые 2—5 — по точной формуле (1) соответственно для углов 40°, 90, 110 и 130°. При значениях /н//в от 0 до 1 максимальная погрешность при использовании формулы {2) составляет 10 % для значений ф до 90° и достигает 35 % для значений Ф—90 ч-130°. При увеличении /н//в До 1,8 погрешность составляет соответственно 16 и 22 %. При /н//в>2 формула (2) несправедлива. В связи с этим ее применение, ограничено в [8] условием /н</в. При /н>/в сопла горелки должны условно поменяться местами для повышения точности расчетов. Из графиков на рис. %а следует, р что вид точной графической зависимости — от /н//в оп- <р/2 ределяется величиной ф. Анализ этой зависимости без учета значения ф [3] может привести к ошибочным выводам. Кроме того, оценка работы горелки по отклонению факела от направления движения потока одного из сопл недостаточно наглядна. Поиск более универсальной и наглядной зависимости привел к оценке работы горелки по углу 6 отклонения результирующей струи от биссектрисы угла ф между соплами горелки. Для расчетной схемы горелки, приведенной на рис. 2,6, получена формула tge /,-/. —~r—7~~Т~* "' * 2 или tge _/.//»-1 Таким образам, все графики на рис. 2, построенные по формуле (1), обобщаются одной кривой (см. рис. 2,6)
В, град Рис. 3 / tg 0 /н \ в координатах / , — | или одной кривой в коор- Ui '•) ftg9 /н — /в \ , -z—г—:— I. Положительное значение 0,- *-* и+'ч полученное по формулам (3), (4), соответствует положению оси результирующей струи выше биссектрисы угла <р, отрицательное значение 6 — положению оси струи ниже биссектрисы. Применим формулу (4) для анализа конструкций и режимов работы ллоскофакельных горелок при совместном сжигании топлив, максимально различающихся по характеристикам: доменного газа, подаваемого через верхнее сопло, и природного газа, подаваемого через нижнее сопло. Воздух подается через каналы верхнего и нижнего сопл. Расчеты выполнены с учетом следующих исходных данных: низшая теплота сгорания доменного и природного газов — соответственно 900 и 8840 ккал/м3, коэффициент избытка воздуха в горелке—1,03, температура воздуха — 300 °С, топлив —20 °С, максимальная тепловая мощность горелки при сжигании доменного газа составляет 0,8 от номинального значения с учетом ограничения нагрузки котла по тяге. Полученные с помощью формулы (4) графические зависимости приведены на рис. 3—5. Можно показать, что отношение /н//в не зависит от мощности горелки, и данные зависимости носят универсальный характер, Анализ полученных результатов показывает, что доля площади в>гр**\ I I I I I Г^ В,грал Рис. 5 поперечного сечения канала воздуха верхнего сопла / от общей площади сечения каналов воздуха горелки при равных скоростях воздуха через сопла существенно влияет на угол 0 при сжигании природного газа (кривые 4 и 8 на рис. 3,а при значениях ф соответственно 90 и 50°). Изменение f от 0 до 1 приводит к изменению 9 от 0,5 ф до — 0,5 ф. Влияние f на 0 значительно меньше при сжигании доменного газа (кривые 1 и 5 на рис. 3,а при значениях ф соответственно 90 и 50°). В этом случае изменение / от 0 до 1 вызывает изменение 0 от —0,2 ф до —0,5 ф. При совместном сжигании газов графики зависимости 0 от / занимают промежуточное положение (кривые 2у 3 для ф=90° и кривые 6, 7 при ф=50°). Кривые /и 5, 2 н 6, 3 и 7, 4 и 8 получены при тепловой доле доменного газа в смеси соответственно I, 0,75, 0,5, 0 и скоростях доменного газа шд=50 м/с, воздуха шв=50 м/с без учета скорости природного газа wn на выходе из его сопл, что соответствует режиму с подачей природного газа перпендикулярно потоку воздуха. При учете скорости природного газа (подача его из сопл вдоль потока воздуха нижнего сопла) точки графиков зависимости 0 от / смещаются вправо: вместо кривой 4 на рис. 3,а получена кривая 9 при скорости природного газа шп==200 м/с (<7д=*0, ф=90°). Переход с доменного газа 29
на природный характеризуется подъемом факела: изменение 0, например для ф=90°, количественно определяется расстоянием по вертикали от кривой / до кривой 4 на рис. 3,а и зависит от значения /. С уменьшением / растет диапазон изменения положения факела. Таким образом, для достижения максимального эффекта изменения 9 значение / должно быть по возможности минимально с учетом необходимости охлаждения верхнего сопла горелки, необходимой турбулизации результирующей струи и требуемого диапазона изменения соотношения расходов воздуха через сопла при корректировке положения факела. Этим условиям соответствует значение /^0,3, при котором за счет саморегулирования максимальное изменение 0 составляет 50° для <р=90° и 25° для Ф=50° при переходе с одного вида топлива на другой. При фиксированном значении / изменение тепловой доли воздуха qB, подаваемого через верхнее сопло, оказывает большее влияние на 0, чем параметр / вследствие изменения скорости и соответственно дополнительного изменения количества движения потоков воздуха. Зависимости 0 от ць при /=0,3, шд=50 м/с, адв=50 м/с, wB = = 200 м/с, ф=50° (кривые 1—4), ф=90° (кривые 5—8) для случая совместного сжигания доменного и природного газов приведены на рис. 3,6 (кривые / и 5, 2 и 6, 3 и 7, 4 и 8 получены соответственно при <7д=1, 0,75, 0,5, 0), Рабочий диапазон изменения qB находится в пределах от значения примерно 0,1, определяемого по условиям охлаждения верхнего сопла, до значения, определяемого ограничением скорости воздуха вследствие увеличения аэродинамического сопротивления. Диапазон изменения qB от 0,1 до 0,45 при <р=90° обеспечивает изменение 0 от 44 до —10° на природном газе и от —17 до —36° на доменном газе; при ф=50° диапазон изменения 0 уменьшается вдвое. Большое значение имеет выбор скоростей воздуха и доменного газа в каналах горелки с учетом ограничения их располагаемых давлений. На рис. 4,а приведены зависимости угла 0 от скорости воздуха в соплах горелки и тепловой доли доменного газа (кривые 1 и 2 при <7Д=0,25, кривые 3 и 4 при (/д = 0,5) при <р=90° {кривые 1 и 3) и Ф=50° (кривые 2 и 4), адд=40 м/с, адп=200 м/с, /=0,3, </в=0,3. Скорость воздуха дов в соплах горелки в диапазоне 30-—80 м/с незначительно влияет на 0. Таким образом, оптимальное значение адв определяется необходимой тур- булизацией результирующего потока и допустимым аэродинамическим сопротивлением и находится в пределах 40—60 м/с. Анализируя представленные на рис. 4,6 зависимости угла 0 от скорости доменного газа дод при ф=90° (кривые 1 и 2) и ф = 50° (кривые 3 и 4) и фиксированных значениях /=0,3, <7В=0,3, а>в=50 м/с (кривые 1 и 3 при <7Д=1, кривые 2 и 4 при <7Д=0,75), можно сделать следующий вывод: увеличение скорости доменного газа от 50 до 80 м/с сравнительно мало влияет на угол 0, особенно при малом значении ф(50°). Диапазон скоростей доменного газа 60—80 м/с, принятый в [3] при ф=50°, представляется необоснованным и нецелесообразным. Приемлемый эффект саморегулирования положения факела достигается в диапазоне скоростей доменного газа 40—60 м/с за счет увеличения угла ф между соплами горелок. На рис. 5* приведена зависимость 0 от ф при /=0,3, </B=Q,3, шд=50 м/с, а>в=50 м/с, шп=200 м/с, кривые 1—5 — получены соответственно при <7д=1, 0,75, 0,5,0,25,0. Увеличение ф с 50 до 60° по воздействию на 0 равно* сильно увеличению скорости доменного газа с 60 до 80 м/с. Увеличение ф с 50 до 90° расширяет диапазон изменения 0 вдвое, т. е. повышает эффект саморегулирования положения факела в топке. Использование максимального эффекта саморегулирования в сочетании с дополнительным регулированием положения факела изменением соотношения расходов воздуха на верхнее и нижнее сопла плоскофакельных горелок в отдельных случаях дает возможность упростить схему и повысить надежность работы пароперегревателя с исключением традиционных пароохладителей. Важнейшим условием эффективного внедрения многотопливных плоскофакельных горелок является их унификация, которая для котлов черной металлургии крайне затруднительна вследствие многоообразия конструкций котлов, различия теплотехнических свойств и соотношения совместно сжигаемых топлив, буферного сжигания доменного и коксового газов, широкого диапазона изменения нагрузок. Производственно-техническим предприятием «Укрэнергочермет» разработаны и используются следующие основные принципы унификации: расчет площади поперечного сечения топливных каналов с учетом обеспечения номинальной тепловой мощности на каждом топливе независимо от фактического максимального значения его тепловой доли дл,я конкретного котла; раздельная унификация конструкции верхнего и нижнего сопл горелки; величина угла между соплами не унифицируется и определяется расчетным путем с учетом конструкции конкретного котла и требуемого уровня эффекта саморегулирования факела; выбор скорости доменного газа на уровне 50 м/с для обеспечения работы горелки с приемлемым аэродинамическим сопротивлением топливного канала при работе на холодном и подогретом доменном газе. С учетом этих основных принципов унификации возможно создание типоразмерного ряда плоскофакельных горелок с приемлемым числом ступеней для многотопливных котлов заводов черной металлургии. ВЫВОДЫ 1. Разработанный вариант совместного сжигания коксового и доменного газов с предварительным их смешением на выходе из горелки повышает устойчивость работы горелок в режиме буферного сжигания этих топлив и значительно снижает коррозионную агрессивность дымовых газов. 2. Основными конструктивными параметрами, определяющими эффект саморегулирования положения факела плоскофакельной горелки по высоте топки при сжигании доменного газа совместно с другими топливами, являются угол между соплами горелки и соотношение площадей каналов воздуха верхнего и нижнего сопл. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. РТМ 108.030.120. Горелки прямоточные пылеуголь- ные, лылегазовые и компоновка их с топками (методы расчета и проектирования). 2. Применение многотопливных плоскофакельных горелок для обеспечения расчетных параметров котлов ТЭЦ 30
металлургических заводов/ ё. К. Чавчанидзе, А. В. Шатиль, В. В. Компанеец и др. — Промышленная энергетика, 1982, № 7. 3. Разработка и внедрение многотопливной горелки с саморегулируемым положением факела в топке и разделенными начальными участками горения/ С. А. Махмудов, В. В. Компанеец, О. В. Киселев и др. — Промышленная энергетика, 1987, № 1. 4. Опыт разработки и внедрения многотопливных пло- скофакельных горелок/ Е. А. Данилин, А. Н. Чурилов, А. А. Кучер и др. — Промышленная энергетика, 1988, № 5. 5. Чернецов И. И. Перевод котла ТГМ:151Б на сжигание доменного и коксодоменного газов. — Промышленная энергетика, 1982, № 7. 6. Преображенский Н. И. Контроль за рациональным использованием газа.— Л.: Недра, 1983. 7. Аэродинамические исследования модели плоскофакельной горелки/ Б. Д. Кацнельсон, А. А. Шатиль, Л. И. Тарасов, Б. Н. Барбышев. — Теплоэнергетика, 1974, № 1. 8. Миткалинный В. И. Струйное движение газов в печах. — М.: Металлургиздат, 1961. 9. Кириллов В. А., Худенко Б. Г. Расчет направления оси результирующего потока при смешении турбулентных струй. — Инженерно-физический журнал, 1965, т. IX, № 5. 10. Иванов Н. Н. Теоретическое исследование взаимодействия двух струй, вытекающих из каналов с прямолинейными стенками. —В кн.: Кибернетика и управление. М.: Наука, 1967. УДК 621.515.004.68.001.2 Пути повышения эффективности малорасходных центробежных компрессоров высокого давления ШЕРСТЮК A. H.f доктор техн. наук, РЯБЦЕВ А. Н.# инж. Московский институт химического машиностроения Современные энерготехнологические установки по производству и переработке химических продуктов предусматривают применение весьма энергоемких малорасходных центробежных компрессоров высокого давления. Малорасходные последние ступени таких компрессоров при обычном для практики конструктивном исполнении характеризуются малым отношением (менее 2 %) ширины колеса на выходе Ъ2 к наружному диаметру колеса d2 (рис. 1), что обусловливает низкие значения к. п. д. компрессора [1]. С целью повышения эффективности малорасходных ступеней в Московском институте химического машиностроения разработана конструкция рабочих колес с утолщением лопаток на стороне выхода газа, при этом уменьшено выходное сечение межлопаточных каналов, имеющих прямоугольную форму. Характеристики таких колес были исследованы на стенде в сочетании с различными диффузорами: безлопаточным, лопаточным и канальным. Последний диффузор имел разновидность: с параллельными стенками и с раскрытием стенок в меридианальном сечении. Известно, что подача и давление (напор), развиваемые центробежной ступенью компрессора, характеризуются безразмерными параметрами, в частности коэффициентами подачи и напора, значения которых не меняются при сжатии одного и того же газа в геометрически подобных ступенях и при газодинамически подобных режимах работы [2]. При этом коэффициент подачи ступени рассчитывали по формуле ф2=с2г/а2, где с2г — проекция скорости потока на радиус на выходе из рабочего колеса, м/с; и2 —* окружная скорость на выходе, м/с. В исследованиях скорость с2т определяли по живой площади проходного сечения колеса с утолщенными к выходу рабочими лопатками: G где G — массовый расход воздуха, кг/(м3-с); р2 — плот- zA2 ность воздуха, кг/м3; (л«2 = 1—~^~~ коэффициент запол- нения сечения на выходе из рабочего колеса; z — число лопаток; Д2 —-толщина лопатки в выходном сечении колеса в окружном направлении, м. Коэффициент напора ступени рассчитывали по формуле где И8 — изоэнтропическая работа сжатия, Дж/кг. Результаты исследований приведены на рис. 2. Безлопаточные диффузоры с параллельными стенками характеризуются большой пологостью характеристик (кривые 4) у что позволяет значительно расширить диапазон работы компрессора без заметного снижения к. п. д. Для разработанного рабочего колеса коэффициент заполнения сечения |л я 2=0,47, а отношение ширины безлопаточного диффузора Ьъ к ширине рабочего колеса Ь2 оказалось в пределах 0,73—0,81, в то Рис. 1. Проточная часть ступени центробежного компрессора с канальным диффузором, имеющим раскрытие в меридианальном сечении r^sss\4 ssssssss4twt 31
OJ й.В 01 ол 0,3 1 / / / ' 4 f —tip <f ^~&^ ^N ^^> ч% 2 -х- Ъ % 0,1 ол аз о,ч yz Рис. 2. Характеристики ступени центробежного компрессора с различными диффузорами время как у колес обычной конструкции это отношение составляет 0,8—0,85 [3]. Максимальный к. п. д. ступени rjs достигал 67 % (с учетом потерь в спиральном отводе), что нд 2—3 % выше, чем у применяемых малорасходных рабочих колес [1]. При этом коэффициент подачи ф2 был равен 0,36, а коэффициент напора t|)8 = =0,436. При исследовании канальных диффузоров с параллельными торцевыми стенками (кривые 3) максимальный к. п. д. ступени 67 % достигнут при коэффициенте подачи ф2 = 0,31. Этот же уровень экономичности ступени с безлопаточным диффузором получен при больших значениях коэффициента подачи (ф2 = 0,35). Максимальный к. п. д. ступени с лопаточным диффузором с параллельными стенками (кривые 2) достигал 69% при коэффициенте подачи ф2=0,28. По-видимому, утолщение лопаток в средней части способствует лучшему выравниванию потока, что приводит к повышению эффективности всего диффузора. Наилучшие результаты были получены при испытании ступени с канальным диффузором, имеющим раскрытие стенок в меридианальном сечении за счет увеличения высоты лопаток к выходу (кривые /). Максимальный к. п. д. ступени т]8 составлял 71 % при коэффициенте подачи ф2=0,33. Таким образом, изменение конструкции рабочего колеса за счет утолщения лопаток в направлении выхода газа при прямоугольном сечении межлопаточных каналов обеспечивает повышение к. п. д. ступени малорасходного центробежного компрессора на 2—3 % и экономию электроэнергии. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Галеркин Ю. Б. Исследование элементов проточной части в малорасходных ступенях центробежных компрессоров: Дис. на степень канд. техн. наук. Л., 1969. Ленингр политехи, ин-т им. М. И. Калинина. 2. Шерстюк А. Н. Насосы, вентиляторы и компрессоры. — М.: Высшая школа, 1972. 3. Ден Г. Н. Механика потока в центробежных компрессорах. — Л.: Машиностроение, Ленингр. отд-ние, 1973. ♦ '♦ ♦ Уважаемые читатели! Красноярский специализированный магазин «Дом технической книги» предлагает книги Энергоатомиздата из раздела «Электроэнергетика»: Автоматизация типовых технологических процессов и установок —1988 — 1 р. 30 к. — 50 экз. Александров Г. Н. Установки сверхвысокого напряжения и охрана окружающей среды. — 1989. — 1 р. 20 к. — 100 экз. Бессонов Л. А. Теоретические основы электротехники: Электромагнитное поле — 1986. —80 к. — 87 экз. Зайчик М. 'Ю. Сборник задач и упражнений по теоретической электротехнике.— 1988.—1 р. —82 экз. Коросташевский Л. В. Монтаж, эксплуатация и ремонт электрооборудования гражданских зданий и коммунальных предприятий. — 1937. —95 к.— 54 экз. Котеленец Н. Ф., Кузнецов Н. Л. Испытания и надежность электрических машин. — 1988. — 85 к. — 35 экз. F Лопухина Е. М. Асинхронные исполнительные микродвигатели для систем автоматики. — 1988. — 95 к. — 84 экз. Основы метрологии и электрические измерения.— 1987.— 1 р 30 к — 113 экз Сборник задач по ТОЭ. — 1988. — 1 р. 20 к. — 70 экз. Спектор С. А. Электрические измерения физических величин. Методы измерений — 1987. — 1 .р. 20 к. — 30 экз. Читечян В. И. Электрические машины. Сборник задач. — 1988. — 80 к.— 61 экз. Чунихин А. А. Электрические аппараты. — 1988. — 1 р. 80 к. — 120 экз Электрическая часть электростанций. — 1987. — 1 р. 80 к. — 50 экз Заказы направляйте по адресу: 660049 Красноярск, просп. Мира, 86, Дом технической книги, отдел «Книга — почтой».
КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ УДК 621.313.323.013.8-52 Повышение эффективности использования компенсирующей способности синхронных двигателей ЩУЦКИЙ В. И., доктор техн. наук Московский горный институт ПОРОХНЯВЫЙ Б. H.f инж. Специализированный трест «Сибцветметэиерго», г. Красноярск Управление режимами возбуждения синхронных двигателей (СД) способствует снижению неравномерности суточных графиков реактивных нагрузок, уменьшению потерь электроэнергии, улучшению ее качества у потребителей и существенному снижению платы за электроэнергию промышленными предприятиями [1J. Во многих случаях выполнение требований энергосистемы относительно потребления реактивной мощности связано с использованием полной компенсирующей способности СД в период максимальных нагрузок и недоиспользование ее в период минимальных нагрузок. Возможность осуществления такого режима возбуждения должна проверяться по условию нагрева обмоток соответственно ротора и статора каждого СД [2]: ■Y1^ P^OS^hom. (1) ■ COS* «рном М< *<*sin¥H0M (« где a=Q/QHOM и р==Р/РНом —относительная загрузка СД реактивной и активной мощностью; Р — активная мощность, потребляемая СД из сети, кВт; Q — реактивная мощность, генерируемая или потребляемая СД, квар; Люм и Qhom —- номинальная активная, кВт, и реактивная, квар, мощность СД; ха — реактивное сопротивление СД по продольной оси (в относительных единицах); г2 = COS2 фном + {Xd + Sin фном) 2. Выражения (1) и (2) получены из условия недопустимости превышения номинальных значений токов статора и ротора СД. При этом принято, что значение напряжения статора СД также равно номинальному UHOti. В ряде случаев проверка по условиям (1) и (2) не исключает вероятности нарушения теплового режима СД. Например, при случайных набросах нагрузки происходит увеличение активной составляющей тока статора, а при снижении питающего напряжения — существенное увеличение^ реактивной составляющей [3, 4]. В результате этих и некоторых других изменений наблюдается повышение температуры обмотки и железа статора СД. В этих условиях весьма актуальной становится задача автоматического управления температурными режимами СД. Для разработки логической цепи устройства управления введем следующие переменные: xi, х2 — температуры обмоток статора и ротора; хъ, хк — переменные величи- 3-6758 ,.} (3) ны, равные напряжению логической единицы при индуктивном и емкостном режимах СД; уи Уг — функции выхода логической цепи, позволяющей нормализовать тепловой режим СД увеличением и снижением его тока возбуждения. Приняв равенство переменных хх и х2 напряжению логического нуля при нормальном тепловом состоянии СД и напряжению логической единицы при его нарушении, можно показать [5], что функции выхода логической цепи описываются выражениями: Уг = ад,; У2 = #2 Н~ *Л Входные параметры х\ и х2 могут быть измерены с помощью датчиков температуры или (при их отсутствии) получены путем моделирования [6]. Для измерения параметров х3 и *4 может быть использован фазочастотный компаратор \7]. Один из возможных вариантов устройства управления тепловым состоянием СД приведен на рисунке. Информационно-измерительная часть устройства содержит датчики тока возбуждения lf тока статора 2 и напряжения 3, пороговый преобразователь 4, фазовый компаратор 5, интеграторы 6 и 7 и компараторы напряженна 8, 9. В связи с тем что между входом и выходом каждого интегратора включены резисторы 10 и //,* напряжение на выходе интеграторов изменяется по закону, близкому к закону изменения температуры. Подключение интеграторов непосредственно к выходам датчиков тока позволяет более точно, чем в [6], моделировать тепловое состоя- s ние СД. Датчики токов имеют аналоговый выход. Датчик напряжения, в качестве которого применяется преобразователь синус-меандр, используется, по существу, в качестве датчика опорных импульсов. Подаваемый с его выхода 1D Ш?1^г^ ЕЬ-1 Ш ГТ-§4 п Ефр п bz$Al5 V 33
сигнал сравнивается в фазочастотном компараторе 5 с сигналом, поступающим от датчика тока 2 через пороговый преобразователь 4. При работе двигателя в индуктивном режиме на первом выходе компаратора 5 устанавливается напряжение логической единицы, на втором—логического нуля. В емкостном режиме уровни напряжения на выходах компаратора меняются на инверсные. С помощью компараторов напряжения 8 и 9 текущие значения температуры сравниваются с заданными. При превышении допустимой температуры на выходе соответствующего компаратора устанавливается напряжение логической единицы. Логический блок 12 выполняет операции в соответствии с уравнениями (3). Таким образом, выходной сигнал Ух блока 12 равен напряжению логической единицы лишь в тех случаях, когда для нормализации теплового режима СД ток возбуждения увеличивается. Аналогично сигнал у2 равен напряжению логической единицы при уменьшении тока возбуждения. С логического блока 12 сигналы поступают в блок управления 13, где в случае равенства логической единице они преобразуются в импульсные последовательности fi и ft. Период следования импульсов может изменяться в широких пределах. Блок управления 13 обеспечивает также подачу импульсов на вход сложения или вычитания реверсивного счетчика 14 (в зависимости от того, следует увеличить или уменьшить ток возбуждения). Момент подачи первого импульса совпадает с моментом превышения температуры. Все последующие импульсы поступают через заданный интервал времени и изменяют предварительно записанный в счетчике код. В результате изменяется напряжение на выходе цифроаналогового преобразователя 15. Это напряжение, суммируясь с напряжением источника 16, поступает в систему импульсно-фазового управления полупроводникового возбудителя 17 и корректирует ток возбуждения СД. В момент, когда уровень напряжения сигнала у\ или у2 становится равным уровню логического нуля, коррекция тока возбуждения прекращается. Устройство имеет также второй выход (на рисунке не показан), подключенный к схеме сигнализации или отключения СД. Напряжение на этом выходе формируется в тех случаях, когда коррекцией тока возбуждения нормализовать тепловое состояние СД не удается. Управление тепловым состоянием является одним из резервов эффективного использования компенсирующей способности СД. Совместное управление режимами возбуждения и тепловым состоянием способствует поддержанию оптимального значения реактивной мощнрсти, потребляемой предприятием. Кроме того, такое управление уменьшает количество аварийных отключений СД, увеличивает длительность их межремонтных периодов, снижает ущерб в основном технологическом производстве. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Порохнявый Б. И. Программное управление возбуждением С Д. — Промышленная энергетика, 1984, № 6. 2. Трошин В. А. Об ограничении тока возбуждения синхронных двигателей. — Изв. вузов. Электромеханика, 1967; № з. 3. Петелин Д. П. Автоматическое регулирование возбуждения синхронных двигателей. — М.: Госэнергоиздат, 1961. 4. Архипенко В. В., Порохнявый Б. Н. Статические характеристики узла нагрузки с преобладанием синхронных двигателей с высоким отношением короткого замыкания. — В кн.: Оптимизация режимов электропотребления и повышение надежности электроснабжения промышленных предприятий. Красноярск: КПИ, 1980. 5. Гутников В. С. Интегральная электроника в измерительных устройствах. — Л.: Энергия, 1980. 6. А. с. 928507 (СССР). Устройство для защиты от перегрева синхронной электрической машины/ О. А. Орел,— Опубл. в Б. И., 1982, № 18. 7. А. с. 1223331 (СССР). Цифровой фазочастотный компаратор/ А. А. Лапатский, Б. Н. Порохнявый. — Опубл. в Б. И., 1986, № 13. ♦ ■♦■♦■ УДК 621.316.761.2-503.55:621.316.176 Алгоритмы управления компенсирующими устройствами в рудничных распределительных сетях АЛЕШИЧЕВ С. Е., инж., ПРОСКУРЯКОВ Е. М„ СМИРНОВА Л. Н., кандидаты техн. наук Ленинградский горный институт Качественное электроснабжение горных предприятий может быть обеспечено применением устройств поперечной компенсации (УПК). При определении мощности компенсирующих устройств (КУ) в рудничной распределительной сети принято исходить из условия обеспечения минимума потерь мощности в сетях: Основным недостатком большинства существующих методик выбора мощности КУ является неучет уровней напряжения в сети и влияния их на потери мощности. По полученным авторами данным, реактивная мощность в узле нагрузки при изменении напряжения на 10 % увеличивается более чем в 2 раза, что, естественно, влияет на значение потерь. Для определения мощности батарей конденсаторов 34 (БК) был выбран метод планирования эксперимента, который позволяет получить математическую модель исследуемого объекта и установить степень влияния каждого фактора на значение потерь. Это осуществляется путем перевода натуральных величин в так называемые факторные, причем каждый фактор принимает значения от —1 до -f-1. При расчете использовались: графики активной мощности в узлах нагрузки, значение которой считается независимым от уровня напряжения; зависимости реактивной мощности в узле нагрузки от уровня активной мощности и напряжения; параметры исследуемой сети. При составлении математической модели исходили из известных соотношений для расчета фактических значений
Рис. 1 факторов, полученных в результате эксперимента, в точках составленного плана. Получение значений функции отклика (потери мощности) экспериментальным путем возможно, но затруднительно и нецелесообразно, так как требует установки батарей конденсаторов, мощность которых неизвестна. Поэтому значения функции были получены расчетным путем на основе опытных данных параметров режимов работы нескомпенсированной сети. Далее определялись значения коэффициентов при различных факторах и их сочетаниях по формуле ч= S хцУй *=1 (1) где bj — коэффициент, определяющий вес /-го фактора или сочетания факторов; */, i — значение фактора; ^ — фактическое значение функции, полученное при эксперименте; а — число экспериментов. Независимыми переменными в данной задаче приняты факторы: ^гпп (напряжение на ГПП), ХУпк и Qa, Q3> причем Urnn изменяется в пределах от 0,95 до 1,05£/ном. (Unm — номинальное напряжение сети), -ДГУГ1К — от нуля до удвоенного значения реактивного сопротивления питающей линии, a Q2, Q3 — от нуля до удвоенного среднего значения реактивной мощности в узлах. Расчет производился для характерной части рудничной распределительной сети, показанной на рис. 1. Здесь приняты следующие обозначения: Лд, Ал — активное и реактивное сопротивления сети, ЛуП£—емкостное сопротивление УПК, Q2, Qs — мощности УПК в узлах определяющей нагрузки, R2> #з и Х2, Х3 — активные и реактивные сопротивления линии. При исследовании полученной модели на экстремум, исходя из условия обеспечения минимума потерь мощности и необходимого уровня напряжения, выбрана мощность батарей конденсаторов, удовлетворяющая этим условиям (Q=1125 квар). Рудничная распределительная сеть имеет резкопере* менную нагрузку, в связи с чем требуется регулирование мощности конденсаторных батарей. Исходя из графика на" грузки, выбираем необходимое число ступеней регулирования (пять ступеней). Требуемый результат проще всего достигается при установке на каждую ступень по одному выключателю. Но его же можно получить, используя три выключателя вместо пяти и соединив конденсаторы, как показано на рис. 2. 3* х± \В1 \BZ ВЗ № 1 ——— И' I j-L-. ~^L Рис. 2 Этот вариант более предпочтителен, так как удешевляется система в целом и упрощается ее эксплуатация. С целью обеспечения нормальной работы аппаратуры для переключения устройств компенсации должна быть выбрана автоматическая система, обеспечивающая выпол* нение следующих функций: получение и фиксация сигнала о необходимости включения Б К от аналого-цифровых преобразователей напряжения и реактивной мощности; выбор алгоритма управления ступенчатым изменением мощности БК; включение (отключение) Б К. Авторами принято программное решение задачи управления с использованием микроЭВМ «Электрони- ка-60». Алгоритм управления изменением мощности пока* зан на рис. 3. В блок 1 вводятся необходимые для работы ЭВМ по программе начальные данные и условия, в том числе Qi (мощность одной ступени БК), Q9K2 (реактивная мощность в часы минимума нагрузок), N1—N4 (величины, обусловливающие задержку времени),Б/—ВЗиЬх—Ьъ (величины, характеризующие состояние секционных выключателей в момент пуска ЭВМ и в конкретный момент). В блок 3 от аналого-цифровых преобразователей автоматически вводятся параметры U, P, Q системы. В блоке 4 сравниваются текущее и номинальное значения напряжения. Если окажется, что текущее значение меньше нижнего допустимого по ГОСТ уровня номинального напряжения, то • по окончании выдержки времени в блоке 7 вычисляется значение реактивной мощности ,Q, которое будет в системе при включении секции батарей конденсаторов. При этом значение U рассчитывается с учетом падения напряжения в участковой распределительной сети и проверяется, не выходит ли оно за нижний установленный ГОСТ предел. Если новое значение £/<0,95£/Ном, то процесс вычисления повторяется до тех пор, пока включение секций батареи не приведет к повышению напряжения до значения U>0,9bUHOUi после чего процесс вычисления переходит к блоку 40. Если при сравнении текущих значений напряжения с нижним допустимым ГОСТ пределом номинального напряжения окажется, что. U>0,95UH0M, то процесс вычисления переходит к блоку 13, в котором текущее значение напряжения сравнивается с верхним по ГОСТ пределом t/ном. Если U> 1,05С/ном, то в блоках 14—17 проверяются значения U для нового значения Q (после предполагаемого включения одной секции) и, если по-прежнему U> >1,05£/Ном, включения секции не происходит. В блоках 10, 19, 29 и 39 происходит вычисление значения логических переменных В1—ВЗ в соответствии с приведенными ниже выражениями (2)—-(4). Для получения и фиксации сигнала используются:
11 \ввод UrmA,VmbQ*2,N1,N2,N3,Nb,b,tl>bh,*n,Xn\ \2\ K=Q;ai=o;ar>o \ |g| вводило. u-v ******* 81= B2= B3= \fl\ b,«B1;bz=BZ;b3°B3 |* \l7 \i8 \19 \zo Q=Q*Qi | ' I ^™-^r I I a,-t | l B1= B2= B3" | I h,"B1-ibz"B2;br'B3 | Hem \28\ B1= BZ= B3= ~\ Рис. 3 сигналы аналого-цифровых преобразователей активной и реактивной мощности с ячеек ввода ЦПП-1; преобразователь напряжения переменного тока (например, типа Е 825 НП/1), установленный на шинах ЦПП, и подключенный к его выходу аналого-цифровой преобразователь напряжения (например, типа Ф 219-1/4). Для получения необходимой комбинации включения секции БК информация от аналого-цифрового преобразователя поступает на ЭВМ, которая выдает сигнал на включение (отключение) секций. Этот сигнал усиливается (в натуральном масштабе времени) и подается непосредственно на привод выключателей. Одно из основных мест в программе занимают самоконтроль и предупреждение. Это обусловлено тем, что при различных значениях входных данных могут возникнуть разные варианты решения вопроса о получении выходного сигнала, а также многократные взаимообратные коммутации. Поэтому перед подачей управляющего сигнала в программе предусмотрено нахождение параметров сети после изменения состояния БК. Кроме того, предусмотрено изменение мощности БК не последовательно (нарастающим или убывающим итогом), а сразу на необходимое значение. В случае возникновения различных уровней напряжения и реактивной мощности регулирование по уровню на- Нет пряжения автоматически становится доминирующим в свя* зи с тем, что отклонение не должно превышать 5% номинального значения. Вместе с тем система была бы неприемлемой для эксплуатации, если бы не предусматривалось введение задержки по времени из-за резкопеременного характера нагрузки. По результатам экспериментальных исследований, проведенных на четырех РУ ПО «Белорускалий» им. 50-летия СССР, были построены временные диаграммы изменения активной и реактивной мощностей и напряжений, при анализе которых установлено максимальное (50) и минимальное (5—6) число отклонений измеряемых величин в течение 1 ч. Исходя из этого, в рассматриваемом случае времся задержки было принято равным 3 мин. С учетом работы БК как объекта управления и особенностей программы составим алгебраические выражения для последовательности включения БК: £/= (Bv\-b2bzai) (a2-\-b2ai); (2) 36
ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТЬ Публикуя данную статью и отмечая ее важность в снижении электротравматиз ма, редакция просит читателей поделиться своими соображениями относительно допустимости, с точки зрения надежности работы электрических сетей, перевода вручную на непродолжительное время (например, в пределах одной смены) защиты линий 6, 10, 35 кВ от однофазных замыканий на землю сГ действия на сигнал на действие на отключение без выдержки времени. УДК 621.315.1-784.37.001.5 щ Предупреждение электротравматизма при работе грузоподъемных машин вблизи линий электропередачи КОСАРЕВ Б. И., доктор техн наук, БЫЧКОВ А. Н., канд. техн. наук Московский институт инженеров железнодорожного транспорта На долю неэлектротехнического персонала, выполняющего погрузочно-разгрузочные, строительные и другие неэлектротехнические работы вблизи воздушных линий электропередачи, электропроводок (ВЛ) и других электроустановок, приходится 29,2 % всех электротравм в народном хозяйстве, т. е. почти каждая третья электротравма, происходящая на производстве '[1]. Поэтому повышение Электр обезопасности неэлектротехнического персонала вообще и при работах вблизи ВЛ, в частности, является актуальной задачей. В соответствии с действующими нормативными документами [2—4] применение грузоподъемных машин вблизи линии, находящейся под напряжением, допускается в том случае, когда расстояние по воздуху от подъемной и выдвижной частей машины в любом ее положении (в том числе и при наибольшем допускаемом конструкцией подъеме или боковом вылете) до ближайшего провода, находящегося под напряжением, составляет не менее 1,5 м при напряжении линии 1 кВ, 2 м—-при напряжении 1— 20 кВ, 4 м —при напряжении 35—110 кВ [3]. Стрелочные самоходные краны должны быть снабжены прибором, включающим звуковой сигнал оповещения о приближении стрелы крана к находящимся под напряжением проводам электрической сети или линии электропередачи. Однако возможна эксплуатация и без такого прибора [3]. Согласно [4] при работах в пределах охранной зоны ВЛ, находящейся под напряжением, кран должен быть заземлен при помощи переносного заземлителя (для кранов на гусеничном ходу этого, не требуется). В соответствии с указанными документами установка и работа стрелового крана на расстоянии ближе 30 м от крайнего провода линии электропередачи или воздушной электрической сети выше 36 В может производиться только по Наряду-допуску, определяющему безопасные условия такой работы. Несмотря на регламентирование указанных организационно-технических защитных мероприятий касания проводов кранами все-таки происходят, что приводит к электротравматизму. Одной из причин, электропоражений в рассматриваемых случаях является высокое, с точки зрения электробезопасности, сопротивление переносного заземли* теля крача, а также действие защиты ВЛ 6, 10, 35 кВ при однофазных замыканиях, как правило, на сигнал. Высокое сопротивление переносного заземлителя крана или его гу- B2=bi52a2+b2 (&,-j-&3+ai); (3) B3=a2b2 (&1+*>з)-Н>3 (bi+Bz+ai), (4) где В1—ВЗ и Ь\—bz — величины, характеризующие новое (будущее) состояние и состояние в рассматриваемый момент выключателей В1—ВЗ; ах и а2 — сигналы на отключение и включение одной ступени Б К. На основе полученных выражений может быть построена автоматическая система логического управления с использованием микроЭВМ («гибкая логика»), которая имеет ряд преимуществ по сравнению с системой с «жесткой логикой»: использование стандартной аппаратуры (отсутствует необходимость сборки и монтажа автоматической системы); возможность перестройки системы при изменении технологического процессу (объекта); возможность использования тех же ЭВМ для управления технологическим процессом, электроснабжением, вентиляцией и т. д. При реализации управления БК ЭВМ работает в соответствии с алгоритмом (см. рис. 3) с замкнутыми циклами, в каждом из которых обязательно происходит автоматический ввод параметров сети электроснабжения-путем опроса установленных аналого-цифровых преобразователей. Алгоритм обеспечивает проверку длительности существования новых уровней параметров сети. Если этот процесс носит установившийся характер, т. е. длится больше выбранной задержки времени, то на выходе появляется сигнал, соответствующий нужной кОхМбинации включения секционных выключателей БК. Для переноса алгоритма на реальный объект достаточно транслировать программу на машинный язык управляющей ЭВМ. а?
где сениц ограничивает ток замыкания при касании гусеничным экскаватором или краном, например, контактного провода на горнодобывающем разрезе. Поэтому имеющаяся защита не срабатывает, и в этом случае помимо электропоражения человека при прикосновении к крану с земли может произойти и возгорание крана. Электробезопасность человека при прикосновении к корпусу крана, коснувшегося провода, будет обеспечена при выполнении следующего условия: .двп, ^/кр.доп—С^пр.доп-]- /доо (0,5/?O6-f#p) ]/апр; (1) UKp — напряжение на корпусе крана по отношению к зоне нулевого потенциала1; £/кР.доп — напряжение, допустимо*? по условиям электробезопасности; £/„р.доп, /доп — предельно допустимые для человека уровни напряжения прикосновения, В, и тока, протекающего через его тело, мА [5]; Лоб — сопротивление обуви, Ом; #Р=1,5р — сопротивление току, стекающему с ног человека, Ом; р —удельное сопротивление грунта, Омм; «пр — коэффициент напряжения прикосновения. Предельно допустимые уровни напряжений прикосновения £/Пр.Доп и токов /доп в аварийном режиме производственных электроустановок до 1 кВ с глухозаземленной или изолированной нейтралью и выше 1 кВ с изолированной нейтралью не должны превышать значений, указанных в табл. 1 [5]. Как показали расчеты, в качестве среднего значения аПр при работе персонала вблизи крана можно принять 0,7. Поскольку рабочая обувь в основном подбита металлическими гвоздями, то с учетом наихудших по электробезопасности условий принимаем сопротивление рабочей Обуви /?об = 0. Значения допустимого напряжения на корпусе крана .доп, рассчитанные по формуле (1) в зависимости от удельного сопротивления грунта р, Омм, при ЛОб=0 и аПр=0,7, приведены в табл. 2. Как видно, при действии защиты от однофазных замыканий в ВЛ 6—35 кВ на сигнал (г>1 с) допустимое по электробезопасности напряжение на корпусе крана составляет от 50 до 64 В. Рассчитаем значения напряжений на корпусе крана, заземленного на переносный заземлитель или гусеницы, при касаниях проводов различных электрических сетей и оценим электробезопасность людей при прикосновении их к крану. В табл. 3 приведены расчетные значения #пер и зна- Та бл иц а 2 S 3 О о. 10 20 50 100 300 500 1000 Значения ^Крдоп. В, при продолжительности воздействия тока t, с 0.01- 0,08 940 956 j 1000 1068 1346 1625 2320 1 0.1 724 735 768 820 ! 1035 1250 ! 1785 1 [ 0,2 360 367 384 410 518 625 890 0,4 180 184 192 205 260 310 446 0,5 140 147 153 164 207 250 357 ! 0,8 90 95 100 Юо 135 160 230 1 70 73 77 82 103 125 178 более j 1 50 51 52 63 55 57 64 Таблица 3 р, Ом-м Значения UK , В, при касании В Л 10 кВ и токе однофазного замыкания, А 1 3 1 5 1 10 1 20 1 30 о. Э и 0 5 Я£» 10 (речная вода) 20 (торф) 50 (чернозем) 60 (глина) 100 (суглинок) 300 (супесок) 500 (песок) 7 14 34 I 41 70 ! 207 1 350 14 28 68 80 140 400 700 21 42 100 120 200 600 950 35 70 170 200 350 1000 1680 J 70 140 330 400 690 1900 3000 140 270 700 800 1360 3260 4400 210 400 1000 1170 2000 4120 5200J 140 170 197 200 208 215 218 чения напряжений на корпусе крана, заземленного на переносный заземлитель, при касании краном провода ВЛ 10 кВ и ВЛ 380/220 В в летний период. Сопротивление переносного трубчатого или стержневого заземлителя растеканию тока определяется по формуле [6] » JLi *L "пер — л i *n j » (2) 1 В дальнейшем слова «по отношению к зоне нулевого потенциала» опущены. 2л/ d где / — глубина забивки заземлителя, м; d — диаметр заземлителя, м. Как видно из табл. 3, сопротивление переносного заземлителя диаметром 5 см, забитого на глубину 1 м, составляет от 7 до 350 Ом. Значения сопротивления переносного заземлителя выше, чем стационарного. Например, для электроустановок 3—35 кВ сопротивление стационарного заземлителя при удельном сопротивлении земли до 500 Ом-м должно быть не более 10 Ом [7]. Необходимо указать и на трудность устройства переносного заземлителя в твердых и скалистых грунтах, а также в зимних условиях, когда его сопротивление возрастает не менее чем в 2—7 раз в соответствии с изменением сезонных коэффициентов земли. При снежном покрове увеличивается и сопротивление растеканию тока с гусениц крана, экскаватора. Расчет проведем для четырех случаев. Таблица 1 Ток Переменней 50 Гц Нормируемая величина ^нр.дои' 'пай* мА Предельно допустимые уровни, не более, при продолжительности воздействия тока t, с 0.01—0,08 650 650 ОД 500 500 0,2 250 250 0,3 165 165 0,4 125 125 1 0,5 100 100 0,6 85 85 0,7 70 70 0.8 65 65 0,9 55 55 1 50 50 более 1.0 36 6
1. Касание проводов ВЛ 3—35 кВ. Напряжение на корпусе крана UKP при токе однофазного замыкания /^ ^2-f-3 А можно определить по формуле £/кр=/#пер. (3) Значение тока однофазного замыкания либо должно быть известно из экспериментальных данных, либо рассчитывается для каждого трансформатора и питающейся от него сети 3—35 кВ. Например, емкостный ток замыкания на землю кабелей 6 кВ сечением 70 мм2 равен 0,71 А/км, сечениями 95, 120, 150, 300 мм2—соответственно 0,82, 0,89, 1,1, 1,5 А/км. Ток однофазного замыкания на землю на 100 км ВЛ 6 кВ равен 2 А, ВЛ 10 кВ —3 А, ВЛ 35 кВ — 10 А [8]. Таким образом, напряжение на корпусе крана при касании им, например, провода В Л 10 кВ при токах замыкания на землю от 2 до 30 А с учетом сопротивления переносного заземления (аналогично учету влияния сопротивления тела человека [6]) составляет от 14 до 5200 В (см. табл. 3). 2. Касание контактной сети 10 кВ. Как показали экспериментальные исследования, проведенные авторами на Ирша-Бородинском угольном разрезе, напряжение на корпусе экскаватора на гусеничном ходу при касании ковшом контактного провода напряжением 10 кВ в теплое время года оказалось равным 900 В. Напряжение было отключено защитой контактной сети через 0,6 с [9]. 3. Касание проводов ВЛ до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью. Напряжение на корпусе крана aKp""#„ep+#o/?Иep, (4) где £/ф — фазное напряжение сети, В; /?о—сопротивление заземления нейтрали питающего трансформатора, Ом. Из табл. 3 видно, что напряжение на корпусе крана при установке переносного заземлителя в речной воде составит около 140 В, а в песке —почти 220 В. Причем в этом случае напряжение защитой не отключается. 4. Касание проводов В Л 110 кВ с эффективно заземленной нейтралью. Такое касание происходит наиболее редко. В этом случае напряжение на корпусе крана n>q помещении переносного заземлителя в любой грунт по расчетам составляет десятки киловольт. Из сравнения допустимых по электробезопасности напряжений прикосновения при *>1 с (см. табл. 2) с напряжениями на корпусе, рассчитанными в п. 1—4 (см. табл. 3) по формулам (3) и (4), видно, что электробезопасность при действии защиты ВЛ 10 кВ на сигнал обеспечивается при токе замыкания 3 А и при установке переносного заземлителя крана в среде с низким удельным сопротивлением (речная вода, торф). При токе замыкания больше 3 А напряжение на корпусе крана выше допустимых значений. Например, при токе замыкания 10 А и р= 100 Ом-м напряжение на корпусе крана равно 690 В (см. табл. 3), что превышает допустимое по электробезопасности напряжение 53 В (см. табл. 2) при том же значении р в 13 раз. Еще более опасные условия создаются при касании проводов ВЛ ПО кВ или шин ОРУ ПО кВ на подстанциях. В ряде случаев защита от однофазных замыканий ВЛ выше 1 кВ с изолированной нейтралью действует на отключение с выдержкой времени примерно 0,2 с. Тогда электробезопасность обеспечивается при токе однофазного замыкания 5 А и установке переносного заземлителя крана в грунте с удельным сопротивлением не более 100 Ом-м, а при токах 10—20 А —в грунте с р не более 20 Ом-м. В остальных случаях электробезопасность при касании крана не обеспечивается (см. табл. 2, 3). При касании краном сети 380/220 В напряжение на ого корпусе составляет от 140 до 218 В (см. табл. 3), что в 3—4 раза выше значений, допустимых по электробезопасности при />1 с (см. табл. 2). Таким образом, регламентированное действующими нормативными документами [2—4] заземление кранов на переносный заземлитель и действие защиты на сигнал в большинстве случаев не обеспечивают электробезопасности при касании краном сетей до 1 кВ и выше. В ряде случаев это приводит также и к групповым электропоражениям. В данной статье показано, что при использовании имеющихся стационарных искусственных заземлителей электроустановок, в том числе заземлителей ВЛ до 1 кВ и выше, естественных заземлителей, а также защиты от однофазных замыканий ВЛ при одновременном совершенствовании работы устройств АПВ можно практически полностью исключить электротравматизм в охранных зонах ВЛ. Для этого необходимо осуществление следующих защитных мероприятий. 1. Рекомендуемые защитные мероприятия при работе кранов в охранной зоне ВЛ 3—35 кВ. С целью обеспечения электробезопасности персонала при случайном кадании краном проводов указанных ВЛ предлагается заземлять краны не на переносный заземлитель, а на стационарные заземляющие устройства железобетонных и металлических опор этих ВЛ, естественные заземлители или на стационарный заземлитель подстанции. Кроме того, при подготовке кранов к работе в охранной зоне ВЛ, находящейся под напряжением, и, в частности, при подготовке Наряда-допуска [4], требуется защиту от однофазных замыканий перевести с действия на сигнал на действие на отключение без выдержки времени. При этом выдержку времени устройства АПВ необходимо увеличить с 0,5—0,7 до 5—9 с (либо вообще вывести устройство из работы), что обеспечит персоналу возможность выхода из опасной зоны. Указанные изменения в действии защиты от однофазных замыканий и устройств АПВ могут быть легко выполнены дежурным персоналом подстанций. Благодаря этим изменениям при эксплуатации кранов на железнодорожном ходу (т. е. постоянно заземленных на естественный заземлитель с достаточно низким сопротивлением растеканию тока) в течение довольно длительного периода не было ни одного случая электропоражения человека при касании им корпуса крана. Железобетонные и металлические опоры ВЛ 3—35 кВ в соответствии с требованиями [7] должны быть заземлены. Ниже приведены допустимые сопротивления заземляющих устройств опор ВЛ 3—20 кВ в населенной местности и всех ВЛ 35 кВ в зависимости от удельного эквивалентного сопротивления земли: Удельное эквивалентное сопротивление земли р, Ом-м <100 100—500 500—1000 1000—5000 >5000 Наибольшее сопротивление заземляющего устройства» Ом 10 15 20 30 6-10~»р 39
Сопротивление заземляющих устройств для ВЛ 3— 20 кВ в ненаселенной местности в грунтах с удельным сопротивлением р^ЮО Ом-м должно быть не более 30 Ом, а в грунтах с р>100 Ом-м — не более 0,3р Ом. Таким образом, все железобетонные и металлические опоры ВЛ 35 кВ, расположенные как в населенной, так и ненаселенной местности, и опоры ВЛ 3—20 кВ в населенной местности должны быть заземлены на заземляющее устройство сопротивлением от 10 до 30 Ом при р^ г^£000 Ом-м. При заземлении крана на заземлители двух соседних опор ВЛ 3—20 кВ получают общее сопротивление растеканию тока от 5 до 15 Ом. Даже при наибольшем токе замыкания на землю, равном 30 А, напряжение на корпусе крана составит 150—450 В, что допустимо по условиям электробезопасности при времени отключения замыкания 0,2—0,4 с (см. табл. 2). При среднем значении тока замыкания на землю 15 А условия электробезопасности будут обеспечиваться при времени отключения 0,5 и 1 с. Кран, экскаватор или буровой станок могут быть заземлены также на один из естественных заземлителей [7]. Кроме того, в качестве заземлителей кранов могут быть использованы два рельсовых или железобетонных пасынка. Конструктивно заземление крана, работающего в охранной зоне В Л 3—35 кВ, находящейся под напряжением, может быть выполнено либо с помощью медного провода сечением 25 мм2, либо с помощью установки на кране дежурного барабана с проводом указанного сечения. При работе крана вблизи ВЛ 3—35 кВ с изолированной нейтралью, где ток однофазного замыкания не превышает 30 А, предлагается вместо медного провода сечением 25 мм2 использовать стальной канат диаметром не менее 8 мм, что соответствует требованиям [7]. Можно применять канат типа ТК (ГОСТ 3071-74) диаметром 8,5 мм. Масса каната длиной 200 м составляет 49 кг. Могут быть использованы также канаты типа ЛК-РО (ГОСТ 7668-69) диаметром 8,1 мм и типа ТЛК-0 (ГОСТ 7679-69) диаметром 8 мм. Определим напряжение на корпусе крана при заземлении его на различные естественные заземлители. Для этого рассчитываем сопротивление этих заземлителей растеканию тока. Входное сопротивление рельсов, Ом, на однопутном перегоне гВх = 0,5^2ПГп.п» (5) где 22п — удельное продольное сопротивление рельсового пути, Ом/км; гп.п — удельное поперечное переходное сопротивление между рельсами и землей, Ом-км. Даже для зимних условий при г2П= 0,б£//6° Ом/км и гп>п = 20 Ом-км получаем zBX = \Je/38 Ом. Напряжение на корпусе крана при его заземлении на рельсы перегона и наибольшем токе замыкания (30 А) составит 51 В, что допустимо даже при использовании защиты ВЛ, действующей на сигнал (см. табл. 2). Аналогично может быть найдено входное сопротивление рельсов станции, которое будет существенно ниже, чем на перегоне. При этом напряжение на корпусе крана, работающего в* зимних условиях, не превысит 15 В. Сопротивление тупиковых рельсов равно 3,5 Ом, а наибольшее напряжение на корпусе заземленного на эти рельсы крана при касании В Л 3—35 кВ составляет 102 В, что допусти* мо при использовании защиты ВЛ, действующей при однофазном замыкании на отключение без выдержки времени (^=0,5 с и менее —см. табл. 2). Сопротивление неизолированного стального трубопровода растеканию тока определяется по формуле р 0,16р 'тр *ТР = ~Ч~1П^* (6) где /Тр и ^тр —длина и диаметр трубопровода, м; Л — глубина заложения трубопровода относительно поверхности земли, м. В соответствии с этой формулой сопротивление трубопровода длиной 500 м, диаметром 0,2 м и глубиной заложения 3 м при удельном сопротивлении земли 100 Ом-м равно 0,4 Ом, а при сопротивлении 500 Ом-м (песок) — 2 Ом. Напряжение на корпусе крана при заземлении на такой трубопровод и случайном касании ВЛ 3—35 кВ не превысит 60 В, что допустимо при отключении замыкания не более чем за 1 с (см. табл. 2). Сопротивление растеканию обсадной трубы скважины водоснабжения определяется по формуле #ск = - ln~T—. (7) *ск «ск где /Ск и rfCK—-длина и диаметр скважины, м. Сопротивление обсадной трубы скважины длиной 50 м и диаметром 0,2 м при р=100 Ом-м составляет 2,2 Ом, а трубы длиной 100 м — 1,2 Ом. Как видно, обсадные трубы скважин имеют низкое сопротивление растеканию, поэтому напряжение на корпусе крана при заземлении его на обсадную трубу не превысит 70 В при наибольшем токе замыкания (30 А), что обеспечит электробезопасность людей при условии отключения замыкания не более чем за 1 с (см. табл. 2). Металлические оболочки проложенных в земле, кабелей являются хорошим естественным заземлителем. Заземлить на них кран можно путем подключения заземляющего провода крана к искусственному заземлителю воронки кабеля в месте его выхода на концевую опору. При удельном сопротивлении земли 100 Ом-м сопротивление оболочку одного кабеля длиной не менее 1 км растеканию тока равно 2 Ом, двух кабелей — 1,5 Ом, трех — 1,2 Ом [8]. Таким образом, при наибольшем токе однофазного замыкания в В Л 6, 10 или 35 кВ, равном 30 А, напряжение на корпусе крана, заземленного, например, на оболочку одного кабеля длиной 1 км, составит 60 В, что допустимо при времени отключения замыкания, не превышающем 1 о (см. табл. 2). Кран, работающий в охранной зоне ВЛ 6, 10, 35 кВ и вблизи распределительной подстанции этих линий электропередачи, рекомендуется заземлять на искусственный стационарный заземлитель подстанции. Измерения показали, что сопротивление двух рельсовых пасынков одной деревянной опоры растеканию тока в летний период в среднем равно 40 Ом, одного железобетонного пасынка — 70 Ом, а четырех рельсовых пасынков А-образной деревянной опоры—20 Ом. Таким образом, соединив стальным тросом три рельсовых или железобетон, ных пасынка, можно получить заземлитель с сопротивлением растеканию тока в среднем не выше соответственно 13 и 23 Ом. При заземлении на такой заземлитель напря- 40
Таблица 4 Воздушная линия ПОкВ 220 кВ Значения гт__с р<100 Ом-м, /?оп=5 Ом 0,95 0.8 ) при числе опор по обе стороны от крана более 20 100<р<500Омм, /?опв510 Ом 1.35 ЫЗ р>500 Омм. /?ои=15 Ом 1.66 1,33 жениена корпусе крана при касании ВЛ 6, 10 или 35 кВ и токе 30 А составит 390 или 690 В, что допустимо по условиям электробезопасности при времени срабатывания защиты не более 0,1 с (см. табл. 2). 2. Рекомендуемые защитные мероприятия при работе экскаваторов и кранов вблизи контактной сети переменно» го тока напряжением 10 кВ горнодобывающих разрезов. Для обеспечения электробезопасности при касании ковшом или краном контактной подвески рекомендуется грузоподъемные машины заземлять наглухо на рельсы временных путей. Эксперименты показали, что при замыкании контактной подвески на рельсы станции напряжение между рельсами и землей, а значит, и между экскаватором и землей или краном и землей в теплое время оказалось равным 85 В при токе замыкания 3680 А, на временных путях — 455 В при токе замыкания 2670 А [9]. Длительность к. з. составляла 0,08—0,1 с. Из сравнения этих напряжений с напряжениями, допустимыми по условиям электробезоч пасности (см. табл. 2) видно, что при касании экскавато* ром контактной сети 10 кВ электробезопасность людей бу. дет обеспечена. 3. Рекомендуемые защитные мероприятия при работе кранов в охранной зоне ВЛ 110 кВ и выше. В соответствии с [7] на В Л 110—500 кВ должны быть заземлены опоры, имеющие грозозащитный трос или другие устройства грозозащиты, а также металлические и железобетонные опоры этих ВЛ без тросов и других устройств грозозащиты, если это необходимо по условиям обеспечения надежного функционирования релейной защиты и автоматики. Сопротивление заземляющих устройств для ВЛ ПО кВ и выше должно быть не более указанных выше для ВЛ 3—20 и 35 кВ, т. е. должно находиться в пределах от 10 до 30 Ом при удельном сопротивлении грунта до 5000 Ом-м. Результаты расчетов сопротивления системы трос — опоры В Л ПО и 220 кВ на подходах к подстанциям 2т-о растеканию тока представлены в табл. 4. Заземление крана, работающего вблизи В Л ПО кВ и выше, на заземлитель опоры, т. е. на систему трос—опоры, позволит обеспечить срабатывание защиты ВЛ и снятие напряжения за 0,1—0,5 с, а также снизить напряжение на корпус крана в 5—10 раз. При работе крана на открытом распределительном устройстве (РУ) подстанции его следует заземлять на заземлитель подстанции посредством голого медного провода. 4. Рекомендуемые защитные мероприятия при работе кранов вблизи ВЛ до 1 кВ. Зануление крана следует производить посредством присоединения его корпуса стандартным медным заземляющим проводом сечением не менее 16 мм2 к нулевому проводу в месте присоединения к нему повторных заземлителей. В соответствии с [7] повторные заземления нулевого провода должны быть выполнены на концах ВЛ или ответвлениях от них длиной более 200 м, а также на вводах от ВЛ к электроустановкам, подлежащим занулению. В этих случаях электробезопасность при касании крана обеспечивается так же, как и на любой электроустановке, при пробое на ней изоляции. Кроме того, кран, работающий вблизи В Л до 1 кВ, допускается заземлять на естественные заземлители, определяемые [7], сопротивление растеканию тока которых рассчитывалось выше. Таким образом, анализ показал, что при работе кранов на резиновом или гусеничном ходу вблизи В Л 3— 35 кВ заземление их на заземляющие устройства железобетонных и металлических опор ВЛ 3—35 кВ, на один из естественных заземлителей, определенных [7], три рельсовых или железобетонных пасынка опоры обеспечивает электробезопасность при случайном касании краном проводов ВЛ 3—35 кВ. При этом защита от однофазных замыканий ВЛ 3—35 кВ должна отключать замыкания без выдержки времени, устройство же АПВ должно подавать напряжение в линию не раньше чем через 5—9 с (или должно быть выведено из работы). При работе крана на резиновом или гусеничном ходу в охранной зоне ВЛ ПО, 220 кВ и выше корпус должен быть заземлен на заземлитель опоры или при металлических опорах — на корпус одной из них. Как указывалось выше, наибольшее количество электропоражений происходит при работе кранов вблизи ВЛ 6 и 10 кВ. Это обусловлено не только широким распространением ВЛ 6 и 10 кВ в нашей стране и высоким сопротивлением переносных заземлителей кранов, но также недостаточным допустимым расстоянием (2 м) от строительной машины до проекции на землю ближайшего провода В Л 6, 10 кВ (оно лишь на 0,5 м больше, чем для В Л напряжением до 1 кВ [4]). Поэтому для повышения электробезопасности также предлагается увеличить это расстояние до 4 м (как у ВЛ 35—110 кВ) [4]. Кроме того, для четкого определения рассматриваемого расстояния предлагается между краном и ВЛ ставить шест высотой 1,5—2 м с красным флажком. В связи с указанным в п. Б.3.9.7 ПТЭ и ПТБ электро- установок потребителей предлагается внести следующие дополнения [2]: " При работе грузоподъемных механизмов в охранной зоне воздушной линии электропередачи (ВЛ) напряжением 3—35 кВ требуется заземлять краны: на заземляющие устройства двух соседних железобетонных или металлических опор В Л 3—35 кВ; на заземляющее устройство распределительной подстанции; на один из естественных заземлителей, предусмотренных ПУЭ; на три рельсовых или железобетонных пасынка опоры ВЛ. При работе крана в охранной зоне ВЛ 2—35 кВ защита указанных линий от замыканий на землю, действующая на сигнал, должна быть переведена на отключение без выдержки времени. Устройство АПВ линии, вблизи которой производятся работы, должно срабатывать за время не менее 5—9 с (либо вообще не должно функционировать). Заземление кранов на указанные заземлители следует производить посредством стандартного заземляющего провода или стального троса диаметром не менее 8 мм, для чего на кране должна быть дежурная катушка с тросом длиной не менее 200 м. При отсутствии указанных заземлителей на расстоя- 41
нии до 200 м от крана допускается заземлять его на переносный заземлитель (состоит из двух и более заземлите- лей на глубине не менее 1 м, расположенных друг от друга на расстоянии не менее 3 м), устанавливаемый в наиболее влажном грунте. При этом защита от однофазных замыканий ВЛ 3—35 кВ и устройство АПВ действуют как указано выше. Кран, работающий в охранной зоне ВЛ ПО, 220 кВ и выше, должен быть заземлен на заземлитель опоры или корпус металлической опоры указанных линий электропередачи. Заземлять кран на переносное заземление запрещается. Кран, работающий на открытых распределительных устройствах, следует заземлять на стационарный заземлитель подстанции. Кран на резиновом или гусеничном ходу и экскаватор (в том числе питающийся от сети 6—10 кВ), работающие вблизи контактной сети 10 кВ на горнорудном разрезе, необходимо заземлять на рельсы временных путей с помощью голого медного провода сечением не менее 50 мм2. Кран, работающий вблизи В Л до 1 кВ, следует зану- лять на повторный заземлитель нулевого провода либо заземлять на один из естественных заземлителей с помощью медного заземляющего провода сечением не менее 16 мм2. Границу допустимого расстояния от крана до проекции крайнего провода В Л 3—35, ПО кВ и выше следует обозначать установкой шеста высотой 1,5—2 м с красным флажком. Раскачивать опускаемую конструкцию при ее установке краном запрещается". Вопросы защиты людей от поражения электрическим током в быту становятся все более актуальными как из-за увеличения числа бытовых электроприборов (БЭП) различного назначения, так и из-за расширения номенклатуры БЭП, применяемых в помещениях с повышенной, опасностью (в ванных комнатах, на открытом воздухе, в помещениях с токопроводящими полами и т. д.). Электробезопасность в быту обеспечивается путем использования БЭП с нормированными параметрами электробезопасности, а также применения различных способов защиты.' В первом случае нормируются параметры электрической изоляции БЭП (в приборах класса защиты 0 и II от поражения электрическим током нормируется диапазон изменения сопротивления изоляции в течение всего срока эксплуатации) или осуществляется питание электроприборов от практически безопасного напряжения — 42 В. Во втором случае электробезопасность обеспечивается автоматическим отключением неисправных БЭП от питающей сети. Наибольшее -практическое применение получил способ зануления металлического корпуса бытового электроприбора путем присоединения его через дополнительный про- 42 Кроме того, в СНиП Ш-4-80 [4] и в п. 2.25.1 ГОСТ 12.1.013-78 необходимо увеличить допустимое расстояние от подъемной или выдвижной части строительной машины до проекции на землю ближайшего провода В Л 1—20 кВ с 2 до 4 м. При заземлении крана, работающего в охранной зоне ВЛ 3—35 кВ, допускается использовать стальной канат диаметром не менее 8 мм. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Гордон Г. Ю., Вайнштейн Л. И. Электротравматизм и его предупреждение. — М.: Энергоатомиздат, 1986. 2. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. — М: Энергоатомиздат, 1986. 3. Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов. — М.: Металлургия, 1983. 4. СНиП Ш-4-80. Техника безопасности в.строительстве. 5. ГОСТ 12.1.038-82. ССБТ. Электробезопасность. Предельно допустимые уровни напряжений прикосновения и токов. 6. Долин П. А. Основы техники безопасности в электроустановках. — М.: Энергия, 1979. 7. Правила устройства электроустановок. — М.: Энергоатомиздат, 1985. 8. Рябкова Е. Я. Заземления в установках высокого напряжения. — М.: Энергия, 1978. 9. Бычков А. Н., Власов С. П., Косарев Б. И. Вопросы электробезопасности при обслуживании рельсовых сетей электрифицированного транспорта горнодобывающей промышленности. —■ Промышленная энергетика, 1972, № 9. водник (третий провод) к нулевому проводу трехфазной питающей сети. При возникновении пробоя на корпусе БЭП такое соединение приводит к однофазному к. з., защита от которого осуществляется автоматическим отключающим аппаратом, установленным на головном участке групповой линии внутриквартирной сети, питающей данный прибор. Электробезопасность человека, прикоснувшегося к корпусу БЭП в момент его пробоя на корпус, зависит в этом случае от быстродействия аппарата защиты. Выпускаемые БЭП с большими значениями сопротивления изоляции (даже двойной в приборах класса II защиты от поражения электрическим током) не гарантируют электробезопасности потребителя. Постепенное старение изоляции приводит к появлению тока утечки и, следовательно, возникновению опасного потенциала на корпусе БЭП, который, однако, остается незаметным для пользователя и во многих случаях не нарушает функциональных (потребительских) свойств прибора. Вместе 6 тем в случае одновременного прикосновения человека к корпусу неисправного прибора и частям инженерного оборудования квартиры возникает вероятность электропоражения с самыми различными последствиями. Повышенная опасность УДК 62-784.37:64.06-65 Проблемы электробезопасности в быту АФАНАСЬЕВА Е. И., БОКОВ Г. С, кандидаты техн. наук ВНИИ «Информэлектро», Москва ВОДЯНИЦКИЙ Ю. Г., канд. техн. наук Всесоюзный институт электрификации сельского хозяйства, Москва
при использовании таких приборов обусловлена также тем, что в быту отсутствует периодический контроль состояния их электрической изоляции, к тому же фактические сроки работы бытовых электроприборов и машин в 1,5—3 раза превышают нормативные сроки службы, установленные в стандартах и технических условиях. Высокий уровень электробезопасности при эксплуатации БЭП в домашнем хозяйстве может быть достигнут на основе принятия дополнительных мер защиты от электротравматизма, в частности применения в жилых домах системы электропроводок с зануляющим проводом. Этот вопрос рассматривается с 1962 г., однако из-за дефицита установочных проводов переход к такой системе до настоящего времени не осуществлен. С 1964 г. существует требование о необходимости прокладки групповой сети с зануляющим проводом для подключения стационарных электроплит, а с 1967 г. —групповой линии с зануляющим проводом и установки штепсельной розетки с заземляю* щим контактом на ток 10 А в кухне. В результате проведенных мероприятий вопрос, касающийся системы с зануляющим проводом решен лишь частично: в 6 млн. городских квартир имеется групповая линия для подключения электроплит и в 6—8 млн. квартир — для подключения бытового прибора мощностью до 2,2 кВт. Таким образом, в настоящее время и в достаточно длительной перспективе вряд ли возможен переход к системе зануления БЭП, поскольку это связано не только с дополнительным расходом провода, но и с большим объемом строительно-монтажных работ. В связи с указанным (вопреки практике обеспечения электробезопасности) Госстандарт СССР ориентирует изготовителей БЭП на выпуск с 1990 г. приборов класса I защиты от поражения электрическим током. Однако производство БЭП класса I при отсутствии в домах соответствующей системы электроснабжения может привести не к снижению, а к росту бытового электротравматизма, так как пользователю необходимо будет заменить установленную на приборе трехштырько- вую вилку обычной двухштырьковой, соответствующей электроустройствам в квартире. Эта замена в определенной степени равносильна самостоятельному ремонту, при котором по статистике бытового электротравматизма весьма высока вероятность электропоражений. На современном уровне техники проблему электробезопасности можно решить другим способом — применением аппаратов (устройств) защитного отключения по току утечки (УЗО). Датчиком тока утечки (рис. 1) является трехобмоточный дифференциальный трансформатор Т. Его первичные обмотки I и II включаются в рассечку фазного и нулевого проводов питания БЭП, а на общей вторичной обмотке /// наводится напряжение, пропорциональное разности токов в фазном и нулевом проводах. Отключающий аппарат /С, имеющий высокие чувствительность и быстродействие, подключается непосредственно (или через усилитель) к вторичной обмотке. При наличии тока небаланса, равного уставке срабатывания УЗО, отключающий аппарат своими контактами К разрывает фазный и нулевой провода. Напряжение на обмотке /// появляется в случае снижения электрического сопротивления изоляции БЭП и наличия тока утечки на заземленных элементах квартиры, а также при касании человека токоведущей части (провода) или корпуса неисправного прибора. Повышенные защитные свойства. УЗО обусловлены возможностью создания конструкций на весьма малые токи срабатывания (на уровне допустимых токов, протекающих через тело человека) с высоким быстродействием (0,03—0,05 с). Из характеристик воздействия тока на человека (рис. 2), принятых для расчетов заземлений, занулений и устройств защитного отключения, видно, что безопасность (с большой степенью вероятности) определяется временем отключения тока, протекающего через тело человека. Значение абсолютно безопасного тока, длительно протекающего через тело человека, составляет 5—10 мА. Заштрихованная область является «областью безопасности». Номи нальный ток утечки, соответствующий этой области, не представляет опасности для жизни человека. Современные УЗО позволяют: защитить человека от поражения электрическим током Нагрузка Рис. 1. Схема аппарата защитного отключения по тожу утечки: К — отключающий аппарат; Т — дифференциальный трансформатор; М — постоянный магнит 0,1 0,2 0/ 1 Z 5 10 20 50100 200 500 20001,m A Рис. 2. Характеристики воздействия электрического тока на человека: ае — граница зоны «легкого покалывания»; cf и df — граничные значения тока и времени его воздействия, при которых прекращается функционирование органов дыхания и сердечно-сосудистой системы; bf — нормированные значения тока и времени его воздействия 43
при прикосновении его к корпусу неисправного БЭП и непосредственно к токоведущей части прибора или проводу питающей сети; непрерывно контролировать состояние электрической изоляции защищаемых БЭП и электрическое сети и автоматически отключать напряжение в случае недопустимого снижения ее уровня. Значение тока срабатывания УЗО выбирается в зависимости от места его установки, уровня естественных токов утечки и вероятности ложных срабатываний при коммутационных и других перенапряжениях. По охвату защищаем мой зоны УЗО можно разделить на индивидуальные, групповые и квартирные. Индивидуальные УЗО, защищающие отдельный БЭП, встраиваются в его корпус или штепсельную вилку (последнее предпочтительнее, так как в этом случае УЗО защищает прибор и электрический шнур питания) . Эти УЗО обеспечивают эффективную защиту человека, поскольку рассчитаны исходя из параметров конкретного БЭП. Групповые УЗО (обычно выполняются вместе с переносным штепсельным устройством) защищают один или несколько БЭП, подключаемых вместе или поочередно. Такие УЗО рассчитываются исходя из параметров различных БЭП, входящих в группу; их ток срабатывания выбирается из условия отстройки от возможного суммарного естественного тока утечки нескольких БЭП. Реально групповые УЗО могут быть выполнены на ток срабатывания не ниже 10 мА. Квартирные УЗО, устанавливаемые на вводе электро- проводки в квартиру, должны учитывать естественные токи утечки всех включаемых бытовых приборов и вероятность одновременной их работы. Реальным для таких УЗО является значение тока срабатывания 25—40 мА, превышающее, однако, уровень безопасных токов. Поэтому квартирные УЗО обеспечивают меньшую степень электробезо- пасности, чем индивидуальные или групповые. Вместе с тем квартирные УЗО осуществляют автоматический контроль всей внутриквартирной проводки и бытовых электроприборов и отключают сеть при их неисправности. Выбор значения минимально возможного тока срабатывания УЗО ограничивается уровнем естественных токов утечки, причем чем он выше, тем больше должна быть уставка срабатывания УЗО с целью исключения их ложных срабатываний. Поэтому дальнейшее усовершенствование УЗО связано с разработкой адаптивных электронных схем. В этом случае автоматический выключатель устройства защитного отключения срабатывает только при резком изменении тока (прибор не реагирует на естественные токи утечки, даже если они превышают значение тока уставки УЗО). Разработка и внедрение УЗО с адаптивными схемами контроля уровня токов утечки позволят снизить значение тока срабатывания и, следовательно, повысить электробезопасность до уровня, обеспечиваемого индивидуальными УЗО. В настоящее время известно большое число исполнений УЗО, отличающихся схемами усилителя, отстройкой от внешних помех, типоисполнением низковольтного расцепи- теля (реле, автоматического выключателя или других ком- мутирукийсйх устройств). Более низкие (по сравнению с нормированным значением 10 мА) значения тока небаланса дифференциального трансформатора обусловлены повышенными требованиями к качеству материала сердечника и качеству изготовления, что в конечном счете влияет на его стоимость. Поэтому требования к трансформатору также зависят от назначения УЗО. Основным элементом, определяющим быстродействие УЗО, является коммутационный аппарат К (см. рис. 1), контакты которого разрывают фазный и нулевой провода питающей сети. Наиболее перспективными являются аппараты с независимым электромагнитным расцепителем, срабатывающим под действием пружины, сжатой при включении устройства. В нашей стране промышленностью выпускаются бытовые УЗО двух видов: групповые УЗО для подключения переносных БЭП (разработано ВИЭСХ при участии ПО «Бином») и УЗО (в виде штепсельной вилки) для комплектации бытовых электроприборов, машин и установок (разработано СКТБ преобразовательной техники НПО «Электроавтоматика», ВИЭСХ и гомельским заводом «Электроаппаратура»). В 1989 г. организации Минэлектротехпрома СССР должны выполнить комплекс работ по созданию тинораз- мерного ряда и унифицированных конструкций индивидуальных и групповых УЗО Создание квартирных УЗО сдерживается из-за необходимости проведения исследований естественных токов утечки в квартирах организациями Гос- комархитектуры и Минжилкомхоза РСФСР. Для разработки различных типов УЗО необходимо решение ряда проблем, связанных с созданием новых электронных усилителей на микросхемах и микросборках, разработкой новых двухполюсных отключающих аппаратов, проектированием адаптивных схем, обоснованием исходных требований к УЗО всех типов и др. При этом требуется развитие исследовательской и лабораторно-испытательной базы, создание новых производственных мощностей по выпуску УЗО, потребность в которых для социально-бытовой сферы оценивается в 100 млн. шт. Повсеместная установка УЗО позволит перейти к выпуску БЭП класса I защиты и существенно повысить электробезопасность в быту без осуществления сложных строительно-монтажных работ в квартирах. Госстандарт СССР должен комплексно рассмотреть все аспекты проблемы электробезопасности с учетом реальных условий развития бытовой электротехники и состояния электроснабжения жилого фонда и определить совместно с заинтересованными организациями и научно-технической общественностью основные пути повышения электробезопасности в быту. В Н
ТЕХНИКА ЗА РУБЕЖОМ УДК [62-714.711:66.045.1 ] .004.14(-87) Применение теплообменников с двухфазными термосифонами ПИОРО И. Л.г канд. техн. наук Институт технической теплофизики АН УССР, Киев С возрастанием энергопотребления большое значение приобретают во.просы экономии материальны* и.топливно- энергетических ресурсов. Основным направлением их решения является повышение теплового к. п. д. путем создания высокоэффективных теплотехнических агрегатов и новых технологических процессов с низкой материало- и энергоемкостью. В различных теплотехнических агрегатах необходимо передавать или трансформировать тепловые потоки. Во многих случаях это можно успешно осуществить с помощью термосифонов [1, 2]. Испарительные двухфазные термосифоны (в дальнейшем — просто термосифоны), или трубки Перкинса (впервые термосифоны были изобретены Перкинсом и применены в хлебопекарной промышленности в 1831 г.) представляют собой герметично закрытую полость, частично заполненную теплоносителем (рис. 1). Внутри полости термосифона происходят фазовые превращения, в результате которых образуются паровая и жидкая фазы. При работе термосифона в полости элемента протекают три процесса: кипение (испарение), конденсация и свободноконвективный тепломассоперенос между участками кипения и конденсации. В термосифоне можно выделить три зоны: зону нагрева (испаритель), транспортную зону и зону конденсации (конденсатор). Деление на эти зоны условно, так как перенос жидкости и пара происходит во всех зонах, кроме того, в некоторых случаях можно пренебречь длиной транспортной зоны по сравнению с длиной испарителя и конденсатора. При подводе теплоты к испарителю теплоноситель начинает кипеть, образующийся пар направляется в конденсатор, где конденсируется на стенках, отдавая теплоту фазового перехода охлаждающей среде. Конденсат под дей- 'М* о'о-ы.-W »хК*.Р. Рис. 1. Испарительные двухфазные термосифоны с противоточным движением фаз (а) и разделенными потоками пара и конденсата с внутренней вставкой (б) ствием гравитационных сил движется в испаритель. Процессы в термосифоне протекают непрерывно, что обеспечивает передачу теплоты от одной зоны к другой. Термосифоны обладают малым термическим сопротивлением, просты и автономны в работе (т. е. не требуют дополнительных затрат энергии на перекачку теплоносителя). Температура поверхности термосифонов близка к температуре насыщения теплоносителя при данном давлении, что при соответствующем подборе теплоносителя или давления позволяет поддерживать температуру поверхности выше температуры точки росы отходящих газов. С помощью термосифонов в конструкции теплообменника можно реализовать эффективные с точки зрения теплопередачи условия (поперечное обтекание шахматных или коридорных пучков труб). Малое термическое сопротивление или высокая теплопередающая способность термосифонов определяется протекающими в,его полости процессами — кипением теплоносителя в испарителе, перемещением пара за счет разности давлений в испарителе и конденсаторе в результате уменьшения объема при конденсации пара. Эти процессы позволяют передавать большие тепловые потоки при малом перепаде температур на значительные расстояния. Термосифоны имеют различные конструкции [1], однако их можно подразделить на два типа: с противоточным движением фаз (см. рис. 1,а) и разделенными потоками пара и конденсата (см. рис. 1,6). Последние имеют в несколько раз большие максимальные (предельные) тепловые потоки и используются в высокотеплонапряженных агрегатах. Одним из возможных и перспективных направлений использования термосифонов является создание на их базе теплообменников-утилизаторов. Оптимальными вариантами представляются: 1) использование ВЭР (теплоты отходящих газов, тепловых потерь через корпус агрегата в окружающую среду и др,) для повышения к. п. д. агрегата (например, нагрев воздуха, подаваемого на горение); 2) утилизация ВЭР для повышения коэффициента использования топливно-энергетических ресурсов на предприятии (выработка механической или электрической энергии, горячее водоснабжение и др.). В настоящее время, несмотря на сложности изготовления и эксплуатации и большие габариты теплообменников-утилизаторов с двухфазными термосифонами, для нагрева воздуха во многих странах создаются и эксплуатируются именно такие теплообменники. В Японии, не имеющей больших запасов собственных природных топливных ресурсов, уделяется большое внимание утилизации не только высоко- и среднетемпературных, 45
3 LQQ°° о -2-2. OOpO О о о Ш р о~о »»°Ц^ lTriV i) гв JUjUWjUjUj ^ V J 4 Рис. 2. Теплообменник-утилизатор с двухфазными термосифонами для доменной печи: 1 — канал с отходящими газами; 2 — испаритель; 3 — канал с воздухом; 4— конденсатор; 5— емкость для неконденсирующегося газа но и низкотемпературных ВЭР. Перспективными отраслями для внедрения теплообменников-утилизаторов являются энергетическая, металлургическая, химическая, цементная и некоторые другие отрасли промышленности. В металлургической промышленности эксплуатируется один из крупнейших в мире теплообменников-утилизаторов с двухфазными термосифонами [3] для нагрева воздуха, подаваемого на горение в доменную печь. Он выполнен в виде контура с естественной циркуляцией (рис. 2). Теплообменная установка снабжена емкостью для сбора неконденсирующегося газа, выделяющегося в процессе работы. Эксплуатация установки в течение 40 тыс. ч подтвердила высокую надежность и эффективность конструкции. Ниже приведены основные технические характеристики теплообменника-утилизатора: Канал с .. отходящи- Канал с воз- ми газами духом Расход среды, м8/ч 460- Ш 260 10^ Температура, °С: на входе 230 15 иа выходе 147 180 Количество пыли, мг/м* 5 •— Аэродинамическое сопротивление. Па . . 600 600 Тепловая мощность, кВт — 15,6-10* Расчетная температура насыщения в термосифонах. °С — 240 Расчетное давление. МПа .... — 3.3 Теплоноситель — Вода Материал труб — ТВ35 Наружный диаметр, мм 50,8 38*1 Количество труб 828 936 Общая высота теплообменника, м . . *— 18 Одним из преимуществ данной конструкции являете* возможность разнесения на значительное расстояние испарительной и конденсационной частей, что имеет важное значение для крупных заводов. Следует отметить, что именно такие системы с естественной циркуляцией и раз- 46 деленными потоками пара и конденсата начинают применяться и в других странах {4—6]. В Японии [3] на одной из электростанций за пыле- угольным котлом установлен двухсекционный (низко- и среднетемпературная секции) теплообменник-утилизатор с двухфазными термосифонами (рис. 3). Ниже приведена техническая характеристика этого теплообменника-утилизатора: Тепловая мощность, МВт 75 Температура отходящих газов, °С: на входе 370 на выходе 130 Температура воздуха, °С: на входе 50 на выходе . . ■ 340 Теплоносители: I секции Вода II секции Нафталин Температура насыщения, °С: воды 85—275 нафталина • 275—350 Диаметр термосифона, мм: внутренний . . . ....... 49*4 наружный 54 Длина, м: испарителя 9 конденсатора 7,5 Материал труб термосифонов Углеродистая сталь Угол наклона термосифонов относительно горизонтальной плоскости, град 5 Габаритные размеры теплообменника, м: высота 18.6 ширина 16,5 толщина . 8 Особенностями такого теплообменника являются применение противоточной конструкции термосифона (см. рис. \,а) и очистка испарителей с помощью дроби. Успешная эксплуатация теплообменника в течение года подтвердила его высокую эффективность и надежность. Следует отметить, что впервые в энергетике в таком большом масштабе применяются среднетемпературные термосифоны, Очистка дробью Рис. 3. Двухсекционные теплообменник-утилизатор с двухфазными термосифонами для пылеугольного котла
Пленка уу .'и конденсата* -J^iiffl Корпус ']'/• генератора \А*; . Водяная рубашка. Рис. 4. Комбинированный двухфазный термосифон поскольку число теплоносителей именно для этого диапазона температур весьма ограничено [1]. В 80-х годах теплообменники-утилизаторы на базе термосифонов получили широкое распространение в КНР [3]. Для теплообменников типа газ—-газ чаще всего применяют оребренные трубы из углеродистой стали, в которых в качестве теплоносителя используют воду. В 1987— 1988 гг. в КНР во многих отраслях промышленности эксплуатировалось уже более 100 таких теплообменников с максимальной тепловой мощностью около 30 МВт. В химической промышленности имеется значительное количество ВЭР с достаточно высоким температурным потенциалом, поэтому здесь также целесообразно использовать теплообменники-утилизаторы на базе термосифонов. В ЧССР [3] такие теплообменники применяются для на: грева воздуха (от —10—30 до 50—90 °С), идущего на горение, за счет теплоты отходящих газов (температура газов изменяется от 330—290 до 250—235 °С). Для получения пара энергетических и технологических параметров можно применять котлы-утилизаторы с ореб- ренными термосифонами [7]. Конденсаторы термосифонов помещаются в барабан, в котором происходит выработка пара. При 430—540 °С возможно получение пара с параметрами, пригодными для работы турбин. Для снижения металлоемкости и увеличения компактности испарители термосифонов изготавливаются с поперечно-спиральным оребрением. Очистка наружной поверхности опущенных в газоход испарителей осуществляется паром или сжатым воздухом. Термосифоны успешно используются в системах отопления зданий. Такие системы просты в изготовлении и сборке, обладают мобильностью и универсальностью в отношении источника теплоты, отличаются простотой регулирования и сравнительно невысокими капитальными и эксплуатационными затратами [8]. В Японии *[3] система из термосифонов применяется для таяния снега на крышах домов. Система состоит из Ожу] Рис. 5. Система дополнительного нагрева антифриза в системе охлаждения дизеля на термосифонах: / — циркуляционный насос; 2 — радиатор; 3 — дизель; 4 — регулирующий клапан; 5—выхлопная труба; 6 и 7 — конденсатор и испаритель термосифона термосифонов, имеющих общий испаритель в виде коллектора, проложенного вдоль края крыши, внутри которого проходит труба с горячей водой. В испаритель вварены конденсаторы, размещенные вдоль ската крыши. В качестве теплоносителя в термосифонах используется фреон-11. Горячая вода подается от находящегося в доме источника теплоты (котел, печь и т. п.). Плотность теплового потока^ необходимая для таяния снега, составляет примерно 170—300 Вт/м2. Определенную сложность в таких системах представляет выбор теплоносителя, так как он должен иметь \низкую температуру замерзания. В США [9] предложен способ защиты термосифонов с водой в качестве теплоносителя от повреждения вследствие замерзания, суть которого состоит в том, что- в воду добавляют жидкий спирт—1—2% объема. Такая смесь исключает повреждение корпуса при температуре до — 40 °С, причем эта смесь имеет те же теплопередающие характеристики, что и вода. В [10] приводятся данные об использовании термосифонов фирмами США для изготовления различного оборудования, предназначенного для регенерации теплоты применительно к обогреву помещений. Аппарат для регенерации теплоты имеет пучок оребренных труб, испарители которых размещены в канале, предназначенном для выброса теплоты, а конденсаторы — в канале, по которому движется нагреваемая среда (воздух). Подобные системы позволяют утилизировать до 70% выбрасываемой теплоты. Благодаря экономии энергии установка окупается в течение 2 лет. В последние годы возрос интерес к возобновляемым источникам энергии. В Японии [3] для преобразования солнечной (или геотермальной) энергии предложили применять термосифоны, внутри которых установлены тур- бинки с электрическими генераторами (рис. 4). Движущийся внутри термосифона пар вращает турбинку. Таким образом, термосифоны не только передают теплоту, но и вырабатывают электроэнергию. Несмотря на малый к. п. д. при выработке электроэнергии, такие системы могут успешно применяться для получения теплоты и электроэнергии при использовании возобновляемых источников энергии. 47
В двигателях внутреннего сгорания большая часть теплоты выбрасывается с отходящими газами. В ФРГ [3] предложили использовать теплоту отходящих (выхлопных) газов дизеля для дополнительного нагрева антифриза в системе охлаждения двигателя сразу после запуска или при малой нагрузке. В теплообменнике (рис. 5) применены два оребренных термосифона (материал — CuNilOFe, теплоноситель — вода, наружное покрытие выполнено химически нанесенным никелем с толщиной слоя 10 мкм). Суммарная тепловая мощность термосифонов — 4 кВт. Геометрические размеры термосифонов: труба диаметром 25X1J5 мм? высота ребер —10 мм, общая длина трубы —245 мм, длина зоны нагрева—115 мм, зоны конденсации — 95 мм, шаг между ребрами — 3,5 мм. Особенностью работы термосифонов является то, что при выходе системы охлаждения на рабочий режим, они должны отключаться. Таким свойством обладают термосифоны с регуляторами давления или заполненные минимальным количеством теплоносителя, необходимым для нормальной работы только в заданном интервале температур (давлений). В теплообменнике использован последний вариант, т. е. при выходе системы охлаждения на рабочий режим отключается электрический насос в линии охлаждения конденсатора термосифона. Вследствие ухудшения условий охлаждения (скорость циркуляции близка к нулю) давление внутри термосифона растет до тех пор, пока весь теплоноситель не перейдет в паровую фазу. Как известно, коэффициент теплоотдачи от стенки к пару значительно ниже, чем от стенки к кипящей жидкости, что приводит фактически к отключению термосифона. На промышленных предприятиях в различных технологических процессах применяются ванны, в которых для тех или иных целей нагревают воду, смеси или растворы. Температурный уровень жидкости в технологических и обмывочных ваннах, как правило, не превышает 100 °С. Площади поверхности горячей воды достигают 3—5 м2. Для обеспечения безопасности и нормализации условий работы находящегося в помещении обслуживающего персонала испаряющаяся с .поверхности ванн жидкость удаляется вентиляционными установками. Это создает направленное движение паровоздушных масс и способствует более интенсивному охлаждению нагретой жидкости в ваннах, что в итоге повышает затраты энергии на поддержание температурного уровня в оборудовании согласно технологическим условиям эксплуатации. Специалистами энергетической лаборатории в Ист Килбрид (Великобритания) проведены опыты по уменьшению потерь тепла с испаряющейся жидкостью с открытых нагретых поверхностей технологических ванн [1—4] при помощи плавающих пустотелых пластмассовых шаров, изготовляемых без швов. Для придания большей прочности и предотвращения вращения они снабжены круговым В термосифонах теплообменника было заключено по 2,5—3 г воды. Испытания проводились при температуре окружающего воздуха 0—10°С, температура выхлопных газов менялась от ПО до 780 °С, при этом температур* насыщения теплосносителя {шла в пределах 100—170 °С. В отключенном термосифоне давление паров не превышало 1,5 МПа. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Пиоро Л. С, Пиоро И. Л. Двухфазные термосифоны и их применение в промышленности. — Киев: Наукова думка, 1988. 2. Пиоро Л. С, Калашников А. Ю., Пиоро И. Л. Применение двухфазных термосифонов в промышленности. — Промышленная энергетика, 1987, № 6. 3. 6-th Int. Heat Pipe Conf., Grenoble. May, 1987.— Grenoble, 1987. 4. Пат. 4616697 (США). МКИ F28D 15/00. Теплообменник. — Изобретения стран мира, 1987, вып. 103, JNb 8. 5. Заявка 2173413 (Великобритания), МКИ F28D 15/02. Теплообменник. — Изобретения стран мира, 1987, вып. 103, № 7. 6. Заявка 0129257 (ЕПВ). МКИ F28D 15/00. Теплообменник.— Изобретения стран мира, 1985, вып. 100, № 8. 7.4-th Int. Heat Pipe Conf., London, Sept., 1981. — London, 1981. 8. Худенко А. А. Применение тепловых труб для систем отопления. — Водоснабжение и санитарная техника, 1975, No 6. 9. Пат. 4664181 (США). МКИ F28D 15/00. Устройство защиты тепловых труб от повреждения вследствие замерзания.— Изобретения стран мира, 1988, вып. 103, № 3. 10. Дан П. Д., Рей Д. А. Тепловые трубы: Пер. с англ. — М.: Энергия, 1979. фланцем. Шары размещают на поверхности нагретой жидкости, где они образуют замкнутый слой. Независимо от диаметра шары всегда покрывают 91% поверхности жидкости. В промежутках м^жду шарами (9% поверхности) образуется насыщенный пар (паровая «подушка>), который также способствует уменьшению интенсивности испарения жидкости с открытой поверхности ванны. На рис. 1 представлена схема покрытия поверхности ванны шарами. Площадь непокрытой (свободной) поверхности определяется как разность площадей равностороннего треугольника АОВ (со стороной 2г) и трех сегментов с радиусом г (заштрихованные поверхности). Исследования показывают, что применение плавающих шаров уменьшает потери тепла на 69,5%, а при двойном их слое —на 75,5% (рис. 2). Тепловой баланс ванны может быть представлен как сумма следующих составляющих: Qx и Q2 — количества тепла, необходимого для нагрева жидкости и ограждающих поверхностей ванны; Q3 — количество тепла для - подогрева добавочной жидкости; Q4 — потери тепла в результате испарения жидкости; Q6 — потери тепла через ограждающие поверхности ванны; Qe — количество тепла, рас- УДК 621.784.004.18(-87) Снижение потерь тепла в технологических ваннах ЮДАЕВА Е. М., инж. ВИНИТИ. Москва 48
Рис* 1. Схема покрытия поверхности ванны одним слоем плавающих шаров £ 1$ ^ 10 40 SO 60 10 60 SO 100 Температура поверхности жид/гости t°fi Рис. 2. График снижения тепловых потерь при использовании плавающих шаров: / — при открытой поверхности; 2 и 3 — при одном и двух слоях плавающих шаров ходуемого на нагрев обрабатываемых в ванне деталей. Количество тепла, расходуемого в период разогрева ванны из холодного состояния (от температуры окружающего воздуха U) до рабочего режима (до температуры fi), определяется из выражения Qp=Qo+Qi + (Q2+Q3+Q4)-0,3t, а в период эксплуатации — по формуле Q9=('Q2+.Q3+'Q4 + Q5)t, где т — продолжительность рассматриваемого периода, ч. При использовании плавающих шаров потери тепла сокращаются за счет уменьшения количества тепла, необходимого для подогрева добавочной жидкости. Кроме того, как показал опыт эксплуатации, при этом значительно уменьшается падение температуры жидкости в ванне при отключении ее в ночное время. Если жидкость с ^=363 К при *о=288^293 К без покрытия поверхности ванны шарами за ночной период охлаждается до 313 К, то при использовании плавающих шаров ее температура снижается только до 333—343 К. На рис. 3 показаны зависимости потерь воды AG и тепла AQ через поверхность от температуры U при наличии и отсутствии вентиляции воздуха. По данным [2] применение пластмассовых шаров для покрытия поверхности водяных баков на ТЭС способствует уменьшению площади соприкосновения поверхности воды (в том числе обессоленной) с Ог и С02 атмосферного воздуха, что приводит в итоге к уменьшению коррозии 10 г- I** 18 Т75г- см I 16 11 ю 8 в\ I О },Мкал/(м2-ч) I ! I I F^-""! I \> I / J 1 /£У rv/ i i to 50 &D /О во 90 Рис. 3. Зависимости потерь воды и тепла с поверхности ванны от температуры: / — без вентиляции; 2—4 — при скоростях воздуха 0,5, 1, 2 м/с баков и другого оборудования электростанций. Изготовленные из полипропилена или полиэтилена шары обладают стойкостью ко многим реагентам и полностью инертны в обессоленной воде. При температуре воды 368—373 К предпочтительны шары диаметром 38 мм с толщиной стенки 2,2 мм. Затраты на оборудование технологических и питательных баков плавающими шарами весьма незначительны. Наибольший экономический эффект достигается при температуре воды в баках 353 К (в промышленных условиях встречается наиболее часто): потери тепла сокращаются в 6,6 раза (при одном слое покрытия поверхности плавающими шарами) по сравнению с открытой поверхностью воды в баках. Для моечной установки с /i = 338 К и размерами ванны 3X1X1,5 м потребляемая мощность при применении плавающих шаров может быть снижена с 15,7 до 8,2 кВт. При эксплуатации установки 5000 ч в год экономия энергии достигает 37 500 кВт, количество испаренной воды уменьшается с 11,9 до 1,35 кг, что составляет в год 53 м3 воды. Предложенный способ снижения тепловых потерь обмывочных и технологических ванн прост, не требует больших затрат и окупается примерно за 2 нед эксплуатации обрудования. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Moglichkeiten der Energieeinsparung und Angaben zur Heizenergieberechnung von Flussigkeiten. — Deutsche Maschinenwelt, 1984, Bd 63, № 8. 2. Zaudtke H. Anwendungsmoglichkeiten von Allplas- Schwimmkungeln in Kraitwerksbetrib. — VGB — Konferenz Chem. Kraftwerk, 1983, VGB — Speisewassertag Vortr. 3. Rituper R. Bestimmung der notwendigen Warme — bedarfs von Badern fur die Oberflachenbehandlungr unter besonderer Berucksichtigung der Energieeinsparung.— Oberflache Surface, 1986, Bd 27, |№ 3. 4. Cook T. H., Shultz S, C, Piper M. J. Reducing Heating Costs of Aqueous Process Solutions. — Metal Finish, 1987, vol. 85. № 3. 4-6758
Теплицы с водяной завесой1 В ВНР наблюдается повышенный интерес к энергосберегающей теплице, запатентованной Университетом растениеводства и пищевой промышленности и Алагским экспериментальным хозяйством (область Пешт). Для изоляции теплицы используется тепло грунтовых вод. Вода насосом откачивается на поверхность и разбрызгивается между слоями шатра из двойной пленки. Постоянная водяная завеса защищает от внешнего холода находящиеся под пленкой растения. В результате снижения на 50 — 60 % расход энергии. Данная технологическая система дает хорошие результаты в хозяйствах, расположенных в окрестностях городов Хатван, Дёндьёш (Северная низменность) и Ленин- варош. В настоящее время с Алагским хозяйством ведут 1 Публикуется по материалам Хунгаро Пресс. — Экономическая информация, 1989, № 2. Измерители Щ41160, выпускаемые заводом «Мегомметр», предназначены для испытания цепи фаза —нуль с целью установления достаточности тока к. з. для надежного действия защиты. По сравнению с другими приборами аналогичного назначения они имеют ряд особенностей. Рассмотрим некоторые из них. 1. С помощью измерителя-Щ41160 непосредственно измеряется значение тока к. з., в то время как другие приборы аналогичного назначения позволяют определять сопротивление цепи фаза —нуль ?ц. На первый взгляд, такая методика может показаться рациональной, ибо ПУЭ нормируют значение именно тока к. з., а не 2Ц. Однако более детальное рассмотрение показывает, что в этом случае при оценке состояния зануляющих устройств вводится дополнительная погрешность. Действительно, значение тока к. з., полученное путем деления номинального значения фазного напряжения £/Ном (220 В) на измеренное значение 2Ц, может отличаться от действительного тока в- момент к. з. на ±10% (из-за возможного отклбненйя напряжения сети от номинального значения), измеренное же прибором Щ41160 —на ±20%» так как измерение может быть произведено при напряжении (220+22) В, а к. з. может произойти при напряжении (220—22) В или наоборот. 2. Как следге^ из инструкции завода-изготовителя, измерение тока к. з. измерителем Щ41160, когда порядок этого тока ранее неизвестен, надо начинать с измерения 50 переговоры производственные кооперативы, расположенные в окрестностях г. Сегед. Планируется строительство и эксплуатацию теплиц с водяной завесой осуществлять в форме совместного предпринимательства, что обещает быть особенно выгодным в областях с неиспользуемыми термальными источниками, на базе которых можно решить и вопрос отопления* теплиц. Алагское хозяйство оборудовало отдельный завод по производству конструкций для теплиц, а одна его строительная бригада устанавливает для заказчиков шатры. Заинтересованность в таких теплицах проявляют другие страны и, в первую очередь, арабские, где грунтовые воды могут служить не для отопления, а, наоборот, для охлаждения: водяная завеса смогла бы обеспечить для огородных культур равномерный прохладный климат в жаркой пустыне. тока /изм, ограниченного добавочным резистором гОГр= =0,3 Ом. Если полученное значение превысит 535 А, то дальнейшее измерение тока к. з. без ограничительного резистора производить категорически запрещается, а его ориентировочное значение /к рекомендуется определять косвенным путем по формуле 220 к~(220//„зм)-0,3' Следует отметить, что при испытании зануляющих устройств случаи превышения 535 А встречаются довольно часто, поскольку они происходят при /к>2000 А и 2Ц< <0,11 Ом, а такие значения zu характерны для многих объектов, питающихся от подстанций, на которых суммарная установленная мощность трансформаторов превышает 320 кВ-А. Поэтому очень важно было выяснить эффективность реализации рекомендаций по косвенному измерению тока к. з. Как оказалось, погрешности при таком измерении /к могут быть настолько велики, что вряд ли целесообразно его использование на практике. Так, если 2Ц=0,07 Ом, то при £/Ном = 220 В ток /к должен быть равен 3140 А, а в результате косвенного измерения значение /к может оказаться равным 6110 А, если напряжение сети £/=(220+22) В, или 1960 А, если (/=(220—22) В. С уменьшением значения 2Ц эта погрешность существенно возрастает. Например, если 2Ц=0,05 Ом, то значения /к, ♦ '♦ ♦ ИЗ ПИСЕМ ЧИТАТЕЛЕЙ УДК 621.317.714.064.1 О некоторых особенностях измерителей тока короткого замыкания Щ4П60
полученные косвенным путем, будут равны соответственно 12 220 А и 2470 А (вместо 4400 А). Таким образом, с помощью измерителей Щ41160 нельзя оценить ток к. з. для объектов с гц^0,11 Ом. В диапазоне 1000—2000 А предел относительной допускаемой основной погрешности у измерителей Щ41160 разработчиками вообще не нормируется. Этот диапазон необходим для проверки надежности отключения цепей, защищенных предохранителями с номинальными токами плавкой вставки 300—600 А, которые довольно часто встречаются в электроустановках. Поэтому просто отказаться* от нормирования погрешности в этом диапазоне недопустимо. Необходимо выяснить возможные погрешности или хотя бы указать причины, по которым они не могут быть нормированы. 4. В измерителях Щ41160 для исключения влияния на результат измерения тока к. з. свободной составляющей в цикле измерения предусматривается двухтактное замыкание цепи, причем такты разделены интервалом времени 5 с. В первом такте продолжительностью 5—8 мс определяется угол сдвига фаз ф между напряжением и током в установившемся режиме, а во втором такте, который начинается с отставанием на Ltp от момента перехода синусоиды напряжения через нулевое значение, измеряется амплитуда* тока к. з., при этом предполагается, что она не будет искажена свободной составляющей. Применение такой методики некорректно, так как она основывается на анализе переходного процесса в классической цепи, состоящей из последовательно соединенных сопротивления R и индуктивности L, и в ней не учитывается наличия в цепи фаза — нуль массивных стальных проводников, процессы в которых из-за влияния поверхностного эффекта несоизмеримо сложнее, чем в цепи RL. Так, если даже принять, что магнитная проницаемость остается постоянной, то массивный стальной цилиндрический проводник может быть замещен [1], например, цепью, состоящей из бесчисленного числа параллельно соединенных ветвей, каждая из которых содержит индуктивность L и сопротивление г. При этом индуктивность во всех ветвях одинакова, а сопротивления (ги г2, г3, ..., г«, ...,) постепенно возрастают от минимального значения гх в первой ветви, при котором фазовый угол cpi комплекса сопротивления этой ветви близок к 90°, до бесконечности. Как показано в i[2, 3], такой же цепью можно заместить стальную трубу, несущую электропроводку, если она выполняет функцию обратного провода (оболочки коаксиального кабеля). Если же труба выполняет функцию экрана, ее можно заместить цепью, содержащей дополнительную нулевую ветвь с одной индуктивностью, в 2 раза превышающей индуктивности в остальных ветвях. Из-за своеобразия схемы замещения массивных стальных проводников свободная составляющая тока при замыкании цепи фаза — нуль будет состоять из множества экспонент, отличающихся одна от другой как начальными значениями, так и постоянными времени. Поэтому нельзя признать логичной саму идею поиска для замыкания цепи такой начальной фазы питающего напряжения \j5i/, при которой в токе к. з. не появилась бы свободная составляющая. В# примере [4] сопротивление стального проводника в установившемся режиме zcr составляло около 70% суммарного сопротивления цепи фаза— нуль 4* 2Ц=0,333 Ом, при котором фазовый угол фц=37°35/. Расчет тока к.з. в.этой цепи показал, что если в момент к з. начальная фаза напряжения Ф^ = 25° (т.. е. ф^ < f )f то начальное значение свободной составляющей — положительное, а ее амплитуда затухает гораздо медленнее, чем в эквивалентной цепи из последовательно соединенных сопротивления R и индуктивности L. При максимальном значении установившейся составляющей тока (т. е. когда i'=Im) значение свободной составляющей равно приблизительно 20% /т. Если же в момент к. з. начальная фаза напряжения Ф^2 = 50° (т. е. Фу2 С> ?), то начальное значение свободной составляющей — отрицательное, но затем этот знак изменяется, и при максимальном значении установившейся составляющей (i' = /m) значение свободной составляющей достигает почти 10% 1т. Надо полагать, что при условии ■фу=Ф» соблюдения которого добивались разработчики прибора, свободная составляющая может обусловливать дополнительную положительную погрешность 12—14%. В результате может возникнуть ложное представление об удовлетворительном состоянии зануляющего устройства. 5. Причиной другой положительной погрешности измерителя Щ41160, еще более существенной, чем положительная погрешность от влияния свободной составляющей, является своеобразное влияние гистерезиса. В цикле измерения двухтактное замыкание цепи осуществляется одним и тем же однополупериодным тиристор- ным замыкателем. Поэтому массивные стальные проводники, имеющиеся, как правило, в цепи фаза — нуль, к началу второго (измерительного) такта замыкания имеют остаточную индукцию того же знака, что и индукция, обусловленная током замыкания во втором Такте. В результате изменение магнитного состояния стальных проводников во втором такте замыкания будет происходить не по основной (коммутационной) кривой перемагничивания, а по кривой частичного цикла. По этой причине среднее значение магнитной проницаемости значительно снизится. В той же мере снизятся значения индуктивностей ветвей U схемы замещения стального проводника. Следовательно, снизится н эквивалентное сопротивление, а значение тока, измеренного приборами, возрастет. Из данных .[5] следует, что положительные погрешности измерения тока к. з. измерителем Щ41160, обусловленные своеобразным влиянием гистерезиса, могут достигать 20—25%, что в еще большей степени может явиться причиной ложного представления об удовлетворительном состоянии зануляющего устройства. 6. При измерении токов к. з. измерителями Щ41160 интервал времени между двумя замерами должен быть не менее 15 мин. Таким образом, за рабочий день может быть произведено не более 32 замеров, т. е. в 5—10 раз меньше, чем при использовании других приборов подобного назначения. Поэтому применение измерителя Щ41160 малоэффективно для проведения массовых профилактических испытаний. Указанное выше позволяет утверждать, что требуется кардинальный пересмотр идей и принципов, лежащих в основе измерителя Щ41160. Следует также отметить, что выпуску измерителя Щ41160 предшествовал серийный выпуск заводом «Мегомметр» прибора М-417 для испытания зануления, по поводу которого в журнале «Промышленная энергетика» были даны существенные критические за- 51
мечания. Однако эти замечания не были учтены при разработке измерителя Щ41160. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Тер-Оганесян И. М. О характере погрешностей измерения сопротивления петли фаза — нуль, содержащей стальные проводники. — Промышленная энергетика, 1977, N° 10. 2. Тер-Оганесян И. М. Q влиянии стальных труб, несущих электропроводку, на характер погрешностей измерения сопротивления петли фаза — нуль. —- Промышленная энергетика, 1981, № 4. В статье Я. Л. Тудоровского, опубликованной в журнале «Промышленная энергетика» № 1 за 1988 г., допущены следующие ошибки. Формулы (3) и (4), на которых основаны все расчеты и выводы,, заимствованы из книги Н. Ф. Марголина «Токи в земле» (Госэнергоиздат, 1947). Однако в ней эти формулы получены для заземляющей системы опоры — тросы (рис. 1), в статье же рассматривается воздушная линия, имеющая нулевой провод с заземляющими устройствами. Граф схемы нулевой последовательности такой линии для случаев наличия в ее конце несимметричной нагрузки и замыкания на нулевой провод, или того и другого вместе показан на рис. 2,а. Распределение тока по ветвям схемы рис. 1 отличается от распределения тока по участкам нулевого провода и его заземляющим устройствам в схеме рис. 2,а. В первой схеме весь ток / протекает через опоры и их заземляющие устройства. Во второй же схеме через заземляющие устройства протекает лишь часть тока /, причем меньшая, поскольку сопротивления участков нулевого провода гораздо меньше сопротивлений заземляющих устройств. Поэтому формула (3) для определения эквивалентного активного сопротивления заземляющей системы опоры— тросы и формула (4) для вычисления токов на участках троса непригодны для определения эквивалентного активного сопротивления нулевого провода линии с его заземляющими устройствами и токов на его участках. В связи с этим результаты, полученные автором обсуждаемой статьи, являются совершенно неправильными. Помимо указанного необоснованным является независимое друг от друга определение эквивалентных активного и индуктивного сопротивлений нулевого провода с заземляющими устройствами, т. е. определение активного сопротивления без учета индуктивных сопротивлений и наоборот. Кроме того, индуктивные сопротивления проводов линии и сопротивления взаимной индукции между ними следует вычислять как индуктивные сопротивления уединенных проводов и сопротивления взаимной индукции между параллельными проводами !, а не как индуктивные J Нейман Л. Р., Демирчян К. С. Теоретические основы электротехники: Т. 2.—3-е изд., перераб. и доп.—Л.: Энергоиздат. Ленингр. отд-ние, 1981. 3. Тер-Оганесян И. М. Влияние стальных труб на погрешность измерения сопротивления петли фаза — нуль. — Электричество, 1982, № 9. 4. Тер-Оганесян И. М. Влияние массивных стальных проводников, находящихся в петле фаза — нуль, на переходный процесс при однофазном коротком замыкании. — Промышленная энергетика, 1979, № 9. 5. Тер-Оганесян И. М. О погрешности приборов для испытания зануления, снабженных однополупериодным тиристорным замыкателем. — Промышленная энергетика, 1982, № 6. ТЕР-ОГАНЕСЯН И. М., канд. техн. наук сопротивления линий провод — земля и сопротивления взаимной индукции между такими линиями, так как токи нулевой последовательности в четырехпроводной линии замыкаются в основном по нулевому проводу, а не по земле. Вопрос о схеме нулевой последовательности ВЛ 0,4 кВ может быть решен следующим образом. Рассмотрим линию, у которой во всех местах, где к нулевому проводу присоединены заземляющие устройства, имеются поперечные ветви, т. е. ветви, включенные между фазным и нулевым проводами. Это могут быть ветви с нагрузками или замыканиями на нулевой провод, при этом параллельных ветвей в каждом таком месте может быть сколько угодно. Граф системы нулевой последовательности такой линии показан на рис. 2,6, где фазные провода объединены в один провод. Сплошными линиями показаны ветви дерева, штриховыми — связи. Считается, что номера участков линии совпадают с номерами контуров 1,2,...,/. Запишем матричное контурное уравнение: ~к_1к = ^к* О) Разделим матрицы на блоки. В матрице контурных сопротивлений ZK выделим квадратный порядка / блок Zi, занимающий левый верхний угол. Столбец контурных "то- ков 1к разделим на два блока, один из которых (lN) содержит токи на участках нулевого провода, а другой (31ф) — утроенные токи на участках фазных проводов. Столбец контурных, э. д. с. Ек разделим также на два блока, один из которых содержит э. д. с. контуров 1, 2, ..., / и, следовательно, является нулевым,- а другой (Е)—остальные контурные э. д. с. Тогда уравнение (1) примет вид L ?ш J L ч* J L е J Умножив матрицы, получим равенство ?1> + 32„1ф = 0, (3) УДК 621.315.1.001.2.001.24 По поводу статьи «К вопросу о сопротивлениях нулевой последовательности ВЛ 0,4 кВ» 52
р=- \\ ■» 1 ^ 1 ^ 1 Рис. 3. Схема нулевой последовательности В Л 0,4 к В Рис. 1. Граф заземляющей системы опоры — тросы а) Рис. 2. Графы схем нулевой последовательности В Л 0,4 к В из которого найдем где _lN = 3h I<p, _1 _Н# (4) (5) Для рассматриваемой схемы (см. рис. 2,6) матрица h является квадратной порядка /. "~~ Значения элементов матрицы h позволяют судить о степени влияния заземляющих устройств нулевого провода на распределение токов в схеме нулевой последовательности. Если бы заземляющие устройства отсутствовали, то на каждом участке линии ток в нулевом проводе был бы равен утроенному фазному току. В таком случае, как видно из формулы данной статьи (4), матрица h для рассматриваемой схемы была бы единичной. Следовательно, чем больше эта матрица отличается от единичной, тем сильнее влияние заземляющих устройств. Нами была вычислена матрица h для линии, граф схемы которой показан на рис. 2,6. При этом была взята линия с такими параметрами, при которых влияние заземляющих устройств нулевого провода должно быть наибольшим: длина линии — 800 м (практически наибольшая возможная), фазные и нулевой провода — А16 (снаименьшим допустимым сечением и, следовательно, наибольшими активным и индуктивным сопротивлениями), число заземляющих устройств — 20 (наибольшее возможное для линии такой длины), сопротивление каждого -о SL !■ ^N,0 1 1 заземляющего устройства нулевого провода —10 Ом, сопротивление заземляющего устройства нейтрали трансформатора — 1 Ом (практически наименьшие возможные). Расчеты выполнялись с учетом активного и индуктивного сопротивлений нулевого провода, а также сопротивления взаимной индукции между нулевым и фазным проводами; при этом для последнего было принято среднее арифметическое значение из сопротивлений взаимной индукции для всех возможных вариантов расположения проводов. Значения элементов матрицы получились следующими: действительные части диагональных элементов —от 0,9630 до 0,9934, их мнимые части —от 0,0040 до —0,0012, действительные части остальных элементов —от —0,0338 до —0,0013, их мнимые части —от 0,0003 до -—0,0031. Как видно, матрица h близка к единичной. Это позволяет сделать вывод, что при расчете нормального режима линии и аварийных режимов, вызванных разрывами проводов или замыканиями между фазным и нулевым проводами, влиянием заземляющих устройств можно пренебречь. Схему нулевой последовательности с приближенным учетом заземляющих устройств, не содержащую в явном виде взаимных индуктивностей и ветвей заземляющих устройств, можно получить, если пренебречь всеми недиагональными элементами матрицы h. Тогда из формулы (4) для каждого участка линии получим 2> = зл/ф# (6) где h — соответствующий данному участку диагональный элемент матрицы h. Падения напряжения на фазном и нулевом проводах участка линии с учетом формулы (6) можно выразить следующим образом: Дг/Ф =/ф(Яф + /Хф) + /2/фХм - l[NXu = =^Ф [#ф + ЦХф + 2ХЫ) - ЗМ„] = /фгф,0; (7) W„ =lN (Rn + jXu) - /3/фХм =* = 3/ф [h(RN + jXN) - jXM) = 3^,0, (8) где Яф, Хф и Rnj Xn — активное и индуктивное сопротивления данного участка фазного провода и нулевого провода; Хм — сопротивление взаимной индукции пары проводов; 2:ф,0 = R<b + ЦХФ + 2ХМ) - SjhXui (9) Zz.0 = h(RN+IXN)-jXM. (Ю) Выражениям (7) и (8) соответствует схема нулевой последовательности участка линии, представленная на рис. 3. С целью упрощения вычисления сопротивлений 1ф$ и ZN)0 можно пренебречь мнимыми частями коэффициентов h. Можно также принять Л«1, что будет свидетель- 53
ствовать о составлении схемы без учета заземляющих устройств. Все полученные выражения справедливы и для схем* в которых поперечные ветви (нагрузки или замыкания на нулевой провод) имеются не во всех местах подключения заземляющих" устройств, только матрица h при этом не будет квадратной. При отсутствии в схеме промежуточных поперечных ветвей (см. рис. 2,а) матрица h будет В статье В. И. Микрюкова [1] затронуты вопросы, касающиеся режима нейтрали и выбора параметров заземляющих устройств трехфазных сетей высокого напряжения, в частности сетей 6—10 кВ горных предприятий. Существуют разные, порой противоположные точки зрения по основному вопросу заземления нейтрали этих сетей через сопротивление того или иного вида и оптимальном значении этого сопротивления. Еще в 1918 г. для выбора заземляющего сопротивления по условию ограничения перенапряжений, возникающих на неповрежденных фазах сети при замыкании на землю одной из фаз, В. Петерсоном была предложена формула /?з=(1 -4-2,5) 3<аС, где С— емкость сети относительно земли. Этому выражению соответствует следующее отношение активной и емкостной составляющих тока замыкания на землю: /С==/а//с= l-s-0,4. В [2, 3] была в основном теоретически обоснована целесообразность заземления нейтрали через активное сопротивление, при котором отношение токов /С=0,5-г-1 (при сравнительно небольшом емкостном токе /с, когда согласно ПУЭ не требуется применение дугогасящих реакторов). В [4] приведены важные соображения и опытные данные, подтверждающие эффективность заземления нейтрали через активное сопротивление при отношении К=0,6. В [1] предлагается ограничить это отношение до К— —0,25. В некоторых случаях допускается иметь К=0,35. Эти ограничения отношения К мотивируются тем, что при его увеличении уменьшается чувствительность всех видов защит от однофазных замыканий на землю, реагирующих на напряжение нулевой последовательности. При этом В. И. Микрюков пренебрегает опасностью возникновения в сети отрицательных явлений вследствие уменьшения заземляющего эффекта при переходе к пониженным значениям /С=0,25-*-0,35, хотя в этом случае становятся вероятными перенапряжения в сети, близкие к возможным при полностью изолированной нейтрали, и вытекающие из этого последствия. Кроме того, повышается вероятность возникновения феррорезонансных процессов при отключении однофазных замыканий на землю, а также при нормальной работе сети [2]. Есть основания считать, что принятые в [2] отношения К являются минимально необходимыми для надежного предотвращения всех этих явлений. Учет чувствительности защиты к значению сопротивления в месте повреждения [4] следует считать оправданным иметь вид столбца, и схема нулевой последовательности на рис. 3 получится точной. Если потребуется рассмотреть замыкание на нулевой провод на участке линии между заземляющими устройствами, то в этом месте в схеме можно подключить условное заземляющее устройство с несоизмеримо большим сопротивлением. АНДРЕЕВ В. А., канд. техн. наук, ШИШКИН В. Ф., ДУБОВ А. Л., инженеры и даже необходимым независимо от того, что защита в настоящее время не может гарантировать благополучного исхода в случае прикосновения человека к частям, находящимся под высоким рабочим напряжением сети. Можно ожидать, что в дальнейшем вероятность благополучного исхода такого прикосновения будет увеличена благодаря разработке и практическому осуществлению методов автоматического шунтирования фазы и применению автоматического устройства заземления фазы в сочетании с чувствительной селективной защитой от замыканий на-землю [5]. Такие устройства должны найти широкое применение, в особенности в установках, характеризующихся повышенной или особой опасностью обслуживания. Заметим, что наряду с указанным защита от замыканий на землю должна выполнять и другое важное назначение, заключающееся в быстром и надежном отключении однофазных повреждений с целью предотвращения их развития в более опасные двойные замыкания и междуфазные к. з. Как утверждается в [1], сопротивление, при котором срабатывает защита от однофазного замыкания на землю, резко зависит от емкости сети относительно земли, что якобы подтверждается приведенными в статье кривыми. При этом В. И. Микрюков не останавливается на конкретной методике, по которой он рассчитывал сопротивление R и, в частности, не указывает, какая чувствительность реле по току срабатывания учитывалась в этих расчетах. Между тем, как показано в (3], в действительности сопротивление R в основном зависит от тока срабатывания реле и незначительно от емкости сети. Развивая довольно сложную теорию зависимости этого сопротивления от угла между напряжением и током, В. И. Микрюков не учитывает простой возможности избавиться от этой зависимости путем соответствующего смещения угловой характеристики реле или применения реле, имеющего в некоторых пределах горизонтальную характеристику (например, реле РЗН-3 или новое реле РЗН-4). В {3] было показано, что с учетом этой особенности сопротивление, на которое реагирует реле при очень малом токе небаланса, определяется по формуле ♦ '♦ ♦ УДК [621.316.99.011.2:621.1 .176]:622.2 По поводу статьи «Выбор сопротивления для заземления нейтрали сетей 6 и 10 кВ горных предприятий» 54
к 0 0,5 1 V 0,1 0,3 0,9 0,1 0,3 0,9 ОЛ 0,3 0,9 Стах 1 15 30 1 15 30 1 15 30 1 15 30 15 30 15 30 1 15 30 1 15 30 1 15 30 'ср 34680 34 680 34 680 11560 11560 11560 3853 3853 3853 34 680 34 680 34 680 11560 11560 11560 3S53 3853 3853 34 680 34 680 34^580 11560 11560 11560 3853 3853 3853 'ср Стах ОЛ 0,006666 0,003333 0.3 0,02 0,01 0.9 0,06 0,03 0.1 0,006666 0,003333 0,3 0,02 0.01 1 0,9 0,06 0,03 0,1 0,006666 0,003333 0,3 0,02 0,01 0,9 0,06 0,03 1 \ Стах) 0,995 0,999 0.9999 0,9539 0,9979 0,9999 0.4358 0,9981 0,9995 0,995 0,9999 0,9999 !!§ 0,4358 0,9981 0,9995 0,995 0,9999 0,9999 И1| II о. о £ - - - 0,2 0,00133 0,00666 0,6 0,04 0,02 1,8 0,12 0,06 0,1 0,00366 0,00333 0,3 0,02 0,01 0,9 0,06 0,03 | J1 к 1 Iм о. | И £ 1 1 0,995 0,999 0,9999 SI! 0,4358 0,9981 0,9995 0,795 0,9985 0,9932 SI 0,8781 0,9395 111 ill 0.9381 0.9695 R* Ом 34 506 34 645 34676 11027 11535 11558 1679 3845 3851 27 570 34 627 34 444 4091 11094 11327 3383 3619 31038 34 444 34 558 7559 11325 11443 3614 3735 где иф — фазное напряжение сети, В; Z0a, Zop — активное и реактивное сопротивления нулевой последовательности сети, Ом; /СР — ток срабатывания защиты, А. При дальнейшем расчете для наглядности выражение (1) для некомпенсированной сети можно, очевидно, представить в следующем виде: Icp I V V Стах) К'Стах) (2) где K—hmax/Ic max — отношение максимальной активной составляющей тока замыкания на землю (протекает по заземляющему сопротивлению в нейтрали при сопротивлении в цепи повреждения R=0) к максимальной емкостной составляющей, определенной при этом же условии. , Следует отметить, что в формуле (1) сопротивления Z0a и Z0p считаются соединенными последовательно, а В формуле (2) ТОКИ hmax = KIc max И IC max ПрОТеКЭЮТ ПО двум параллельным ветвям схемы замещения нулевой последовательности. При этом имеется в виду, что принципиально безразлично, как учитывать активную и реактивную составляющие: в виде последовательного соединения эквивалентных сопротивлений или параллельного соединения эквивалентных проводи мостей. В формулах (1) и (2) не учитываются активные проводимости утечек фаз, а также токи небаланса ТТНП. Справедливость формул (1) и (2) не должна вызывать сомнений, так как они вытекают из уравнения Кирхгофа. В качестве примера в таблице по формуле (2) рассчитаны несколько значений R при разных значениях влияющих на него величин. Для полного выяснения характера получающихся зависимостей в таблице кроме результирующих значений R приведены также промежуточные значения входящих в формулу (2) слагаемых при диапазоне отношений/(=0, 0,5, 1 и токов/ср=0,1, 0,3, 0,9 А и 1с тах= = 1, 15, 30 А. Напряжение фазы сети £/ф = 6000/уЗ=3468 В. Внимательное рассмотрение таблицы показывает, что влияние емкости, характеризующееся слагаемым при небольшом токе срабатывания защиты (около 0,1—0,3.А) невелико. Это слагаемое равно нескольким девяткам, стоящим справа от нуля после запятой, а выражение в квадратных скобках формулы (2) в большинстве случаев незначительно отличается от единицы. Только при соизмеримых токе срабатывания защиты и емкостном токе металлического замыкания на землю (например, /Ср=0,9 А и 1стах=1 А) это выражение заметно уменьшается, а иногда даже становится отрицательным. При высокой чувствительности защиты по току срабатывания (около 0,3 А) и значительном отношении hp/Icmax как при /С=0, так и при /(=0,5 (и даже при предельном /(=1) результирующее значение R оказывается достаточным для срабатывания защиты, поскольку значение £/ф//Ср велико и R значительно превышает расчетное сопротивление (500^-3000 Ом) тела человека. Что касается коэффициента /С, то следует иметь в виду, что заземление нейтрали при /(=0,5 приводит к уменьшению R всего на 12 %. Только при предельном значении К—\ сопротивление R уменьшается на 41 % по сравнению с сопротивлением при полностью изолированной нейтрали (/(=0). Приведенные данные подтверждают необходимость стремиться, по возможности, к небольшому отношению токов /ср//с max- В [1, 4] правильно отмечается, что чувствительность защиты по току ограничивается уставкой срабатывания пускового органа защиты напряжения нулевой последовательности. Напряжение срабатывания защиты должно быть, по возможности, небольшим и должно отстраиваться только от напряжения смещения нейтрали сети, возможного в условиях нормальной работы. В связи с этим возникает необходимость снижения напряжения смещения нейтрали. В заключение следует отметить, что на режимы нейтрали сетей 6 кВ горных предприятий должны распространяться все замечания [2], касающиеся режимов нейтрали электрических сетей. Единственная особенность сетей горных предприятий, по-видимому, заключается в недопустимости применения в них компенсации емкостного тока замыкания на землю [6]. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Микрюков В. И. Выбор сопротивлений для заземления нейтрали сетей 6 и 10 кВ горных предприятий.—Промышленная энергетика, 1987, № 12. 2. Сирота И. М., Кисленко С. Нм Михайлов А. М. Режимы нейтрали электрических сетей.—Киев: Наукова дум- , ка, 1985. 3. Сирота И. М. О режиме нейтрали сетей 6—35 кВ.— Электрические станции, 1988, № 6. 4. Серов В. И., Щуцкий В. И., Ягудаев Б. М. Методы и средства борьбы с замыканиями на землю в высоковольтных системах горных предприятий.—М.: Наука, 1985. 55
5. Сирота И. М.у Кисленко С. Н„ Назаров В. В. Быстродействующее заземление поврежденной фазы в сетях с изолированной нейтралью. — Промышленная энергетика, 1977, Ня 3. 6. Об условиях электробезопасности при резонансном заземлении нейтрали в сетях 6—10 кВ горных предприятий/ Б. М. Ягудаев, И. М. Сирота, А. Е. Богаченко, В. В. Масляник. — Промышленная энергетика, 1986, № 10. СИРОТА И. М., доктор техн. наук ♦ »♦ ♦ УДК 621.311.1.019.3(083.75) По поводу статьи «Нормирование надежности электрических сетей энергосистем и систем электроснабжения потребителей» Принимая основные положения статьи С. Г. Королева и Ф. И. Синьчугова («Промышленная энергетика», 1987, № 6), считаем, однако, необходимым при внесении изменений в нормативные документы, касающиеся надежности электроснабжения, учесть следующее: 1. В настоящее время в ПУЭ разделением электроприемников на категории, по существу, нормируется один из показателей надежности — ремонтопригодность. В то Же время не менее важным показателем надежности технических систем, как известно, является безотказность. Определенные предпосылки для нормирования безотказности имеются в ПУЭ, где, в частности, регламентируется период повторяемости климатических воздействий на воздушные линии, что в вероятностном смысле предопределяет частоту массовых отказов линий электропередачи. Нормирование безотказности необходимо было бы jpacnpo- странить на различные категории и группы электроприемников, комплексов электроприемников и узлов нагрузки. Комплексным показателем, в определенной степени учитывающим и безотказность, и ремонтопригодность, является недоотпуск электроэнергии, за который согласно действующим «Правилам пользования электрической и тепловой энергией» энергоснабжающая организация выплачивает потребителю штраф в установленных по отношению к тарифу размерах. Общеизвестно, что этот штраф не компенсирует ущерба, в действительности имеющего место при нарушениях электроснабжения. На наш взгляд, тарифы на электроэнергию и соответствующие штрафы за ее недоотпуск должны устанавливаться с учетом категорий электроприемников. При этом недоотпуск электроэнергии как комплексный показатель надежности станет более весомым и оправданным. 2. Существующие взаимосвязь и единство показателей надежности электроснабжения и качества электроэнергии требуют, чтобы при разделении электроприемников (их комплексов и узлов нагрузки) на категории и группы учитывался тот факт, что нарушение норм качества электрической энергии в ряде случаев может вызвать ущерб, вполне соизмеримый с ущербом от перерывов электроснабжения. Следовательно, необходимо совместное нормирование показателей ремонтопригодности* безотказности электроснабжения и качества электрической энергии. Заметим, что ныне действующий ГОСТ 13109—87 в отличие от ГОСТ 13109—67 предусматривает нормирование показателей качества электроэнергии (ПКЭ) не только на зажимах электроприемников, но и в характерных точках сети, которые можно рассматривать как «комплексы электроприемников» и «узлы нагрузки» согласно терминам в статье С. Г. Королева и Ф. И. Синьчугова. Учитывая изложенное, считаем необходимым включить в состав гл. 1.2 ПУЭ требование обеспечения во всех режимах качества электроэнергии по ГОСТ 13109—87. 3. Согласно ГОСТ 13109—87 при аварийных нарушениях электроснабжения допускается кратковременный выход значений ПКЭ за установленные пределы, в том числе отклонение частоты до ±5 Гц, снижение напряжения до нулевого уровня с последующим их восстановлением до значений, установленных для послеаварийного режима. В частности, такое снижение напряжения происходит до момента срабатывания устройств АВР независимых источников питания электроприемников первой категории. Если в ПУЭ имеется, хотя и весьма расплывчатая, норма перерыва «на время действия релейной защиты и автоматики», то в ГОСТ 13109—87 время восстановления ПКЭ вообще не регламентируется. Между тем даже при кратковременных перерывах электроснабжения для ряда производств возможны серьезные нарушения технологического процесса и соответствующий ущерб. На наш взгляд, здесь требуется взаимная увязка ПУЭ и ГОСТ 13109—87. 4. Предлагаемые в статье изменения ПУЭ должны повлечь за собой изменения других нормативных документов, таких как государственные и отраслевые стандарты, «Правила пользования электрической и тепловой энергией», прейскуранты на электрическую энергию и др. ХОЛМСКИЙ Д. В., канд. техн. наук, РЫБАЛЬЧЕНКО Ю. Я., СОКОЛОВСКАЯ И. С, инженеры ♦ ♦ +■ Н5ЙЕ&Н
УДК [658.26:621.311.4] .004.68.003.1 Опыт наладки и эксплуатации систем энергоснабжения предприятий Пусконаладочные работы в системах энергоснабжения не представляют технической сложности, Но требуют оснащения всем необходимым оборудованием и больших затрат на подготовку рабочего места. Для проведения наладочных работ целесообразно внедрить унифицированную технологию, используя однотипность ячеек распределительных устройств (РУ) и элементов оборудования подстанций. При этом общие цепи электропитания (ШП, ШУ, ШС), блоки питания, оборудование ячеек проверяются в объеме и по нормам ПУЭ. Проверочные столы наладчика с аппаратурой и стенды, изготовленные для этой технологии и предназначенные для испытания оборудования, перемещаются вдоль ячеек. Одновременно проверяется электрооборудование противоположных ячеек другого ряда РУ. Результаты испытаний заносятся в единый протокол, форма которого должна отвечать требованиям технологического потока. Экономический эффект могут дать унификация ячеек и применение специальных разъемов для вывода контрольных точек. Стоимость дополнительных разъемов невелика, если учесть выигрыш в сроках наладки и ускорении сроков ввода подстанции в эксплуатацию. Разработчики (проектировщики) и заводы — изготовители электрооборудования РУ и подстанций должны учитывать требования технологичности пусконаладочных работ на данном оборудовании и предусматривать это в конструкции. Сокращение затрат при эксплуатационных проверках позволяет уменьшить время отключения потребителей. Персонал, эксплуатирующий электроустановки потребителей, заинтересован в уменьшении затрат по основной финансовой деятельности предприятия (расходы на наладку и эксплуатацию). Эта заинтересованность должна заставить потребителей электроэнергии обратиться к разработчикам (проектировщикам) и заводам — изготовителям с заказами на выпуск унифицированных ячеек РУ с применением специальных проверочных разъемов. Для выполнения этих заказов завод может использовать опыт пусконаладочных организаций, заключая с ними договора на проведение стендовых испытаний оборудования на заводской площадке. Завод-изготовитель в новых условиях хозяйствования также должен быть заинтересован в улучшении качества своей продукции и ее реализации. По мере повышения качества изготовляемого оборудования будет сокращаться объем пусконаладочных работ на месте монтажа,, что должно способствовать фирменной поставке оборудования и его сдаче под включение. КУНДИН В. В.,ЛЕНГАУЭР Б. А., инженеры ♦ ♦ ♦ Вниманию читателей! Книжный магазин № 170 «Энергия» Москниги имеет в продаже и высылает наложенным платежом книгу Федоров А. А., Старкова Л. Е. УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ ДЛЯ КУРСОВОГО И ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ ПО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЮ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИИ: Учеб. пособ. для вузов. —М.: Энергоатомиздат, 1987. 1 Р. Учебное пособие предназначено для студентов, обучающихся по специальности «Электроснабжение промышленных предприятий, городов и сельского хозяйства». В нем рассматриваются вопросы курсового и дипломного проектирования; излагаются требования к выполнению и оформлению проектов, приводится достаточное количество примеров и необходимый справочный материал, а для решения ряда трудоемких задач — программы, написанные применительно к ЭВМ серии ЕС. Адрес магазина: 121096, Москва, ул. Василисы Кожиной, 10. Отдел «Книга — почтой». Телефон; 145-52-00, Предлагаем вашему вниманию книги Энергоатомиздата: 1. Глебов Л. В., Филиппов Ю. И., Чулошников П. Л. Устройство и эксплуатация машин контактной сварки.— Л.: Энергоатомиздат, Ленингр. отд-ние, 1987.—1 р. 60 к. 2. Глинтерник С. Р. Тиристорные преобразователи со статическими компенсирующими устройствами.— Л.: Энергоатомиздат, Ленингр. отд-ние, 1988.—1 р. 30 к. 3. Дорошев К. И. Эксплуатация комплектных распределительных устройств 6— 220 кВ.—М.: Энергоатомиздат, 1987.—1 р. 20 к. 4. Месенжник Я. 3., Осягин А. А. Силовые кабельные линии для погружных электросистем. — М.: Энергоатомиздат, 1987.—1 р. 10 к. Заказы направляйте по адресу: 220123, Минск, Варвашени, 42. Книжный магазин № 24 «Энергия», отдел «Книга — почтой». 57
ВЕДОМСТВА ОТВЕЧАЮТ О повышении пожарной безопасности тепловых и атомных станций В № 10 за 1988 г. опубликована статья В. М. Мартьянова «О повышении пожарной безопасности тепловых и атомных электростанций». В ней поднимается вопрос о неудовлетворительном состоянии дел с производством огнестойкого масла типа ОМТИ для регулирования и смазки турбин, турбогенераторов и уплотнений валов генераторов. Температура воспламенения этого масла в 2 раза выше температуры воспламенения применяемых в настоящее время нефтяных масел, что практически исключает загорание маслосистем. При достаточном объеме производства масло типа ОМТИ может широко применяться в промышленности. Использование этого масла на электростанциях позволило бы исключить ежегодные крупные аварии вследствие пожаров маслосистем, приводящие к длительным нарушениям энергоснабжения промышленности и наносящие огромный ущерб народному хозяйству. Масло типа ОМТИ разработано Всесоюзным теплотехническим институтом им. Ф. Э. Дзержинского и с 1963 г. используется в опытно-промышленной эксплуатации на энергоблоках Кармановской ГРЭС (300 МВт), Кольской АЭС (220 МВт), Запорожской ГРЭС (800 МВт), а в настоящее время — в системе регулирования турбин 300—1200 МВт общей мощностью 40 млн. кВт и системах смазки турбин общей мощностью 5 млн. кВт. Но производится его всего 400 т в год. Это лишь около 10 % сегодняшней потребности. ^ Совет Министров СССР поручил Минхимпрому, Миннефтехимпрому и Минудобрений СССР решить проблему увеличения объема производства масла и довести его до 1700 т в 1990 г., 5000 т —в 1995 г. и 10 000 т в 2000 г. Редакция журнала предложила руководителям этих министерств дать информацию о ходе выполнения поручения Совета Министров СССР. Ниже публикуются их ответы. Ответ Минхимпрома СССР Разработка и производство огнестойких турбинных масел не относятся к проблемам, закрепленным за Минхим- промом СССР. Выпуск опытных партий (до 50 т/год) масла ОМТИ-2 в Волгоградском ПО «Химпром» в 1984—1987 гг. осуществлялся на оборудовании по производству триарилфос- фатных пластификаторов в периоды простоев из-за отсутствия основного сырья. С 1988 г. в связи с увеличением госзаказа на производство и поставку пластификаторов выпуск опытных партий масла был прекращен. В 1987—1988 гг. вопрос о производстве масел ОМТИ и ОМТИ-2 неоднократно рассматривался в Бюро Совета Министров СССР по химико-лесному и топливно-энергетическому комплексам, Госплане СССР, Минудобрений СССР, Минатомэнерго СССР. Принято решение об увеличении выпуска масла ОМТИ в ПО «Куйбышевфосфор> Минудобрений СССР до 600 т/год с 1989 г. за счет сокращения расходных коэффициентов по сырью и других оргтехмеро- приятий. Создание специализированного производства огнестойких масел типа ОМТИ в Волгоградском ПО «Химпром» не намечается из-за ограниченности производственных площадей и слояшой экологической обстановки. Заместитель министра С. В. ГОЛУБКОВ 58 Ответ Минудобрений СССР Минудобрений СССР организовало выпуск огнестойкого турбинного масла ОМТИ в ПО «Куйбышевфосфор» на технологической линии фосфатных пластификаторов. Ежегодный Объем его производства уже составляет 400 т, а в 1989 г. будет доведен до 600 т. Однако дальнейшее увеличение производства масла ОМТИ лимитируется наличием сырья 3,5-ксиленола, поставщиком которого является Донецкий фенольный завод Минчермета СССР. Несмотря на неоднократные обращения Минудобрений СССР в Минчермет СССР, Госплан СССР и Совет Министров СССР, вопрос обеспечения производства масла ОМТИ сырьем до сего времени не решен. Совет Министров СССР и Бюро Совета Министров СССР по химико-лесному комплексу поручили Минэнерго СССР совместно с Госснабом СССР осуществить закупку по импорту в 1988 г. синтетического ксиленола для изготовления опытной партии ОМТИ, однако поручения остались невыполненными. Минудобрений СССР принимает меры по наращиванию мощности производства ОМТИ. Разработан технико- экономический проект расширения производства масла в ПО «Куйбышевфосфор» до 1700 т/год, в том числе 500 т регенерированного турбинного масла за счет реконструкции цеха пластификаторов и вывода из него производства трихлорэтилфосфата. Дальнейшее расширение производства
ОМТИ в ПО «Куйбышевфосфор» не согласовано с местными органами в связи с тяжелой экологической обстановкой в г. Тольятти. Размещение производства огнестойкого турбинного масла на других предприятиях отрасли не планируется, поскольку продукт не соответствует профилю Минудобрений СССР. Учитывая, что потребность в огнестойком турбинном масле ежегодно возрастает и в 1996 г. составит порядка 10 тыс. т, для чего потребуется 15 тыс. т синтетического ксиленола, организация производства которого поручена Миннефтехимпрому СССР, Минудобрений СССР считает целесообразным создание указанных мощностей в едином производственном комплексе с размещением на одной площадке. В 1988 г. в Крыму состоялся III Советско-американский симпозиум по энергосбережению, организованный по инициативе Академии наук СССР и Национальной Академии наук США. В симпозиуме приняли участие ученые США (16 чел.) и СССР (25 чел.). От нашей страны были представители Института энергетических исследований АН СССР и ГКНТ СССР, Института высоких температур АН СССР, Энергетического института им. Г. М. Кржижановского, Института тепло- и массообмена АН БССР, Института металлургии им. А. А. Байкова АН СССР, ВАМИ Минцветмета СССР и др. От США были представители Центра энергетических и экологических исследований При- нстонского Университета, Совета по энергетическому планированию Северо-Западного региона, инженерно-энергетического отдела Национальной Академии наук США, Совета по охране природных ресурсов, химической корпорации «Монсанто», Массачусетского технологического института, Института технологии штата Джорджия и др. Руководителем американской делегации являлся председатель комитета по энергосбережению Национальной Академии наук США доктор Т. Е. Стел сон, советской — председатель Ленинградского научного центра АН СССР акад. И. А. Глебов. Работа симпозиума проходила в Алуште на экспериментальной базе Энергетического института им. Г. М. Кржижановского — гелиостанции. Участники симпозиума ознакомились с работой этого уникального объекта по использованию солнечной энергии и тепла морской воды. Крыши зданий (лабораторного корпуса и блока технических помещений) гелиостанции представляют собой защищенные двойным стеклом солнечные коллекторы, по которым циркулирует вода. Здесь отрабатывается технология практического применения солнечной энергии для отопления зданий или получения холода. Участникам* симпозиума была показана работа первой в СССР Крымской солнечной электростанции мощностью Ответ Миннефтехимпрома СССР Синтетические 3,5-ксиленолы на предприятиях Миннефтехимпрома СССР в настоящее время не производятся. Огнестойкие масла ОМТИ вырабатываются на предприятиях Минхим-прома СССР и Минудобрений СССР на основе 3,5-ксиленолов коксохимических. Миннефтехимпром СССР поручил Новокуйбышевскому филиалу ВНИИОС и НИИнефтехиму разработку процесса получения изофорона — сырья для 3,5-ксиленолов. По состоянию на 15 декабря 1988 г. процессы производства изофорона и 3,5-ксиленолов отработаны в опытном масштабе, регламенты на проектирование находятся на согласовании в проектной организации. На 1989 г. запланирована разработка ТЭО организации в XIII пятилетке этих производств на одном из предприятий Миннефтехимпрома СССР. Начальник Главного технического управления топлив, масел и смазок Н. М. ДЮРИК 5000 кВт. Она включает в себя поле зеркальных гелиостатов в количестве 1600 шт., размещенных вокруг солнечного парогенератора барабанного типа с естественной циркуляцией производительностью 28 т/ч пара давлением 4 МПа и температурой 250 °С. Парогенератор представляет собой шестнадцатигранник диаметром 7 м. Гелиостаты имеют системы привода и слежения за перемещением солнечного диска. Площадь зеркала одного гелиостата — 25 м2, общая площадь — 40 тыс. м2. Гелиостаты размещены вокруг башни в 20 кольцевых рядах. Солнечная электростанция может вырабатывать и выдавать в Крымскую энергосистему до 7 млн. кВт-ч электроэнергии в год, обеспечивая при этом экономию до 2000 т условного топлива. В качестве резерва и для работы в ночные часы на электростанции установлены три электронагревательных котла мощностью по 100 кВт. Участники симпозиума отметили растущую озабоченность в мире по поводу глобальных экологических последствий крупномасштабного сжигания органических топлив. Они подчеркнули что энергосбережение является одним из важных элементов комплексного подхода к устранению этих последствий. На симпозиуме были представлены доклады по четырем темам: общие проблемы энергосбережения; энергосбережение и экологические проблемы в сфере производства и распределения энергии; энергосбережение в промышленности; энергосбережение в зданиях и на предприятиях городского хозяйства. Было заслушано 22 советских и 17 американских докладов. Часть докладов базировалась на совместных разработках и исследованиях. Доклад Р. Соколоффа (США) был посвящен новой глобальной дрограмме энергетических исследований. Он рассмотрел вопросы развития ядерной энергетики в США, проблемы использования биомассы, нетрадиционных источ- Первьт заместитель министра А. О. КОЖЕВНИКОВ ХРОНИКА УДК 620.9:061.3(100) Советско-американский симпозиум по энергосбережению 59
ников энергии, экономии энергоресурсов. Рассказал о создании в США комитета по энергосбережению при Национальной Академии наук и работах в этой области. Они оказались настолько успешными (экономия энергоресурсов в,США, по словам докладчика, составляет около 160млрд. кВт-ч в год), что отпала необходимость в сооружении новых АЭС. В связи с этим в США уже более 10 лет не строятся атомные блоки. В докладе О. Г. Мартыненко (Институт тепло- и мас- сообмена АН БССР) говорилось о разработке и реализации программы экономии энергоресурсов в БССР. Были освещены основные направления и мероприятия по экономии топлива, тепла и электроэнергии в промышленности, отмечены трудности реализации программы, необходимость усиления работ в этом направлении по всей стране. Доктор Т. Стелсон (США) сделал доклад о роли возобновляемых источников в энергосбережении. Он отметил, что нетрадиционные (возобновляемые) источники энергии (энергия ветра, солнца, биомассы, фотоэлектричество, отходы производства и др.) обеспечивают в США получение большего количества энергии, чем, например, АЭС (на них производится до 17% всей потребляемой в стране электроэнергии). Докладчик подчеркнул целесообразность совместных разработок в данной области. Доклад Ю. Д. Кононова (Сибирский энергетический институт СО АН СССР) был посвящен системному анализу народнохозяйственных последствий разных стратегий энергосбережения и электрификации. Продолжением его явился доклад Д. Стернланта (США) об использовании экономических рычагов в планировании и управлении крупными энергетическими объединениями. В этих докладах был дан обзор методов оценки влияния стратегий энергосбережения и электрификации на развитие экономики СССР и США. Эти же вопросы были затронуты в докладе А. А. Макарова (Институт энергетических исследований АН СССР и ГКНТ СССР). Он отметил рост затрат на энергооборудование, необходимость интенсификации энергосбережения в народном хозяйстве, разработки и реализации региональных программ экономии энергоресурсов. Предложил создать международный коллектив по разработке энергосберегающего оборудования. Доклады В. М. Масленникова (Институт высоких температур АН СССР) и Р. Вильямса (США) были посвящены технико-экономическому анализу совместного производства энергии и теплоты на базе газовых турбин и перспективам применения в энергетике комбинированных парогазовых установок (ПГУ). Большее внимание докладчики уделили схемам ПГУ со сбросом газов в котел, которые при высоких начальных температурах газа перед газовыми турбинами становятся более экономичными по сравнению со схемами ПГУ с высоконапорным парогенератором. Были показаны области применения различных типов энергетических установок в зависимости от стоимости топлива и режимных факторов в энергосистемах разных стран. В докладе Ю. А. Выскубенко (Институт высоких температур АН СССР) были представлены данные о предварительном технико-экономическом анализе технологий газификации твердых топлив для ПГУ, а в докладе Э. П. Волкова (Энергетический институт им. Г. М. Кржижановского) — данные о комплексном использовании низкокачественных твердых топлив. В докладах была показана эффективность энерготехнологического комбинирования промышленных установок. Доклад И. А. Глебова (АН СССР) был посвящен результатам испытаний энергетического оборудования с низкотемпературной сверхпроводимостью и перспективам применения высокотемпературной сверхпроводимости в электрических установках. Было решено продолжить обмен информацией по разработкам устройств для энергетики, использующих сверхпроводники на уровне гелиевых температур, а также по сверхпроводимости на основе керамики («теплые» сверхпроводники). Стороны согласились также организовать сотрудничество по исследованию потерь на переменном токе в сверхпроводниках. Был заслушан- доклад о применении регулируемых машин переменного тока. Комбинация полупроводниковых преобразователей с электрическими машинами позволяет сделать их более экономичными. При обсуждении этого вопроса Р. Вэбб (США) и И. Е. Овчинников (АН СССР) договорились об издании совместнрвр^чебника по данной теме на русском и английском языках. Предусматривается проведение испытаний регулируемых, машин переменного тока с использованием испытательных стендов СССР и систем управления США. О применении контрольно-измерительного и диагностического оборудования, а также о методах исследований надежности энергосистем рассказал Я. Б. Данилевич (АН СССР). Согласованы области совместного сотрудничества по данным темам на 1989 г. Основным направлениям энергосбережения в черной металлургии посвятили доклад Н. П. Лякишев (Институт металлургии им. Байкова) и Н. И. Перлов (Институт металлургии им. Бардина). Они рассмотрели вопросы экономии энергоресурсов в производстве стали на минизаво- дах, связанные с процессами непрерывной разливки в сочетании с другими технологическими процессами, энергосбережения при контролируемой прокатке и термохимической обработке стали с использованием более низких температур нагрева при улучшении качества стали, а также современные тенденции в создании энергосберегающей технологии непрерывной разливки в тонкие слябы и полосы. В докладе В. П. Алехина (Институт металлургии им. Байкова) говорилось об исследованиях в области разработки технологии получения металлических материалов с дисперсной структурой в СССР. Доклад Я. М. Абугова (ВАМИ) был посвящен проблемам энергосбережения в алюминиевой промышленности СССР. Были рассмотрены состояние и перспективы рационального использования и экономии энергоресурсов в подотрасли. Отмечены трудности реализации программы «Энергия» и указаны области, в которых возможно советско-американское сотрудничество по энергосберегающей технологии. Энергосбережению в зданиях и на предприятиях городского хозяйства были посвящены доклады Ю. А. Мат- росова и И. Н. Бутовского (НИИ строительной физики) — «Методология и принципы теплотехнического нормирования зданий, в СССР», «Измерения расходных и теплотехнических характеристик односемейного жилого дома», Э. В. Йыгиоя (НИИ Госстроя Эстонской ССР) — «Теплоустойчивость односемейного дома с периодическим электроотоплением», Д. Гольдштейна (США)—«Американский опыт по разработке стандартов энергетической эффективности новых зданий» и др. В докладах были представлены результаты совместных исследований энергетических балансов и качества воздуха в односемейных жилых домах. Американская сторона представила информацию по качеству воздуха в помещениях и использованию микрокомпьютеров в натурных исследованиях для управления работой кондиционирующего оборудования. Стороны договорились о продолжении работ в этих направлениях, включая экспериментальные исследования, а также о строительстве экспериментальных домов в США и Эстонской ССР. Интерес у участников симпозиума вызвал доклад Дж. Тиллингхаста (США) о переработке городского мусора и других бытовых отходов для утилизации их энергии. Для повышения эффективности советско-американского сотрудничества по энергосбережению в перспективный период признано целесообразным установление электронной связи между научными организациями двух стран, включая Институт высоких температур АН СССР в Москве и Научный центр АН СССР в Ленинграде. Советская и американская делегации отметили атмосферу дружбы и взаимопонимания на симпозиуме, что позволяет надеяться на их успешное сотрудничество в будущем. АБУГОВ Я М, 60
КРИТИКА И БИБЛИОГРАФИЯ УДК 621.311.4.004.15(024) Овчаренко А, С, Розинский Д. И. Повышение эффективности электроснабжения промышленных предприятий КИЕВ: ТЭХНИКА, 1989.—287 с. Ж В рецензируемой книге обобщен опыт проектирования систем электроснабжения (СЭС) промышленных предприятий с использованием новейших разработок, выполненных Институтом электродинамики АН УССР, Мариупольским металлургическим и Донецким политехническим институтами, ВНИИэлектроэнергетики, ВНИПИ «Тяжпромэлек- тропроект», ГПИ «Электропроект» и др. В первой главе изложена методика технико-экономических расчетов в электроснабжении как при капитальном строительстве, так и при внедрении новой техники, причем представляет интерес подход авторов к этим расчетам при реконструкции, что приобретает особо важное значение в условиях хозрасчета и самофинансирования. Во второй главе цриведены рекомендации по выбору схем главных понижающих подстанций и электроснабжения предприятий, исходя из требуемого электрооборудования и заданного по условиям надежности и экономичности уровня токов к. з. Небольшие по объему расчетные и каталожные данные, приведенные в этой главе, позволяют произвести выбор указанных схем электроснабжения, • не прибегая к дополнительным справочным материалам. Третья глава посвящена выбору напряжения сетей внешнего и внутреннего электроснабжения предприятий. Авторами составлены графики и даны четкие рекомендации по выбору напряжений, показаны технико-экономические преимущества напряжений ПО и 10 кВ для сетей соответственно внешнего и внутреннего электроснабжения. Обоснован выбор других напряжений в зависимости от потребляемой мощности, характера нагрузок, их удаленности. В четвертой главе рассмотрено влияние качества электроэнергии (КЭ) по всем показателям (колебание и отклонение напряжения, несимметрия и несинусоидальность) на эффективность электроснабжения. Дана оценка ущерба от снижения качества энергии (КЭ), приведены методики расчета экономической эффективности мероприятий по нормализации показателей КЭ. Пятая глава посвящена автоматическому регулированию мощности конденсаторных установок. В ней рассмотрены такие вопросы, как выбор аппаратуры управления и регулирования, а также разработка нового типа регулятора. Рассматриваемый материал иллюстрируется на примере разработанной и внедренной автоматической системы комплексной компенсации реактивной мощности в СЭС машиностроительного завода. В шестой главе изложены основные особенности конструктивного выполнения электрических распределительных сетей 6—10 кВ промышленных предприятий. При этом совершенно правильно основное внимание обращено на токопроводы 6—10 кВ различных исполнений, поскольку их применение является наиболее прогрессивным решением вопроса передачи больших электрических мощностей по территории предприятий. Даны области применения этих токопроводов. В седьмой главе изложены требования к пуску электродвигателей 6—10 кВ, рассмотрены схемы пуска и области их применения. Выбор параметров пусковых устройств и схем пуска обосновывается технико-экономическими расчетами. Условия обеспечения самозапуска электродвигателей высокого напряжения в СЭС и влияние самозапуска на качество напряжения и функционирование релейной защиты рассмотрены в восьмой главе. Приведены технико- экономические обоснования выбора схем подстанций ПО— 220 кВ при обеспечении .самозапуска синхронных двигателей большой мощности. В девятой главе показаны преимущества автоматической компенсации емкостных токов замыкания на землю, применяемой для повышения надежности сетей 6—10 кВ, а также представлена методика расчета экономической эффективности компенсации. В десятой главе дана характеристика кабелей ПО— 220 кВ, используемых в системах электроснабжения предприятий при сооружении подстанций глубокого ввода, приведены их параметры и экономические показатели, показаны способы повышения пропускной способности кабелей. Рекомендации авторов по различным вопросам обеспечивают высокую экономическую эффективность. Так, внедрение установки повышения КЭ дает годовой экономический эффект около 100—120 тыс. руб. для СЭС предприятия средней мощности, компенсации реактивной мощности—50—100 тыс. руб., токопровода 6—10 кВ — 40— 50 тыс. руб/км, компенсации емкостных токов замыкания на землю —20—30 тыс. руб. на 100 км кабельных линий 6—10 кВ и т. д. К сожалению, в книге отсутствуют рекомендации по использованию в проектной практике систем автоматизированного проектирования, которые значительно облегчают рассмотрение различных вариантов при технико-экономическом обосновании схем электроснабжения, расчет 61
высших гармоник, электрические и гидравлические расчеты кабельных линий 110—220 кВ и т. д. По-видимому, из-за ограниченности объема книги авторы уделили недостаточно внимания конструктивным решениям по подстанциям 35—330/6—10 кВ, токопроводам и кабельным линиям 6—10 и ПО—220 кВ и др. В целом же книга окажется весьма полезной для проектировщиков и эксплуатационного персонала. МОКИН Б. И., доктор техн. наук, ВИНОСЛАВСКИЙ В. R, канд. техн. наук Ввиду сложности изложения в одном пособии всех вопросов, касающихся электроснабжения промышленных объектов, авторы рецензируемой книги останавливаются только на отдельных, в частности таких, как технико-экономические расчеты в электроснабжении, схемы главных понижающих подстанций и электроснабжения предприятий, выбор напряжений, влияние улучшения качества электроэнергии на эффективность электроснабжения, автоматическое регулирование мощности конденсаторных установок, электрические сети 6—10 кВ, выбор способов пуска электродвигателей и обеспечение их самозапуска, компенсация емкостных токов в сетях 6—10 кВ, кабельные линии 110—220 кВ. Рассмотренные в книге вопросы, несмотря на их важность, далеко не исчерпывают перечня проблем, на которых следовало бы остановиться в связи с необходимостью повышения эффективности электроснабжения. К их числу относятся, например, вопросы экономии электрической энергии в электроустановках и при ведении технологических процессов, применения математических методов для оптимизации проектных решений, автоматизации проектирования с выбором оптимального варианта и др. По рецензируемой книге имеются следующие замечания. Четвертую главу «Повышение эффективности электроснабжения на основе улучшения качества электроэнергии» авторы изложили, основываясь на отмененном в настоящее время ГОСТ 13109-671. Более того, они не учли вышедших в период действия этого ГОСТ Изменений № J—3, в которых были скорректированы отдельные принципиальные положения. Это привело к тому, что многие рекомендации 1 С 1 января .1989 г. введен ГОСТ 13109-87 «Электрическая энергия. Требования к качеству электрической энергии в электрических сетях общего назначения». в этой главе не отвечают современным требованиям к качеству электроэнергии. Например, на стр. 87 приводится формула (по ней рекомендуется определять допустимое значение колебаний напряжения 1^ #на зажимах осветительных ламп'И радиоприборов в зависимости от частоты их повторений), согласно которой минимальное значение Vt составляет 1 %. Однако эта формула была исключена из ГОСТ 13109-67 еще в 1979 г., так как исследования показали, что при определенных частотах значения V/=l % для ламп накаливания и ламп типа ДРЛ, а также для радиоприборов могут оказаться недопустимыми (например, при наличии на предприятии дуговых сталеплавильных печей) . Эта формула в измененной редакции ГОСТ была заменена графиком (кривой) зависимости допустимых значений размахов изменений напряжения от частоты или интервала между изменениями напряжения. В новом стандарте по данному вопросу дается уже иная трактовка. Помимо указанного авторы приводят в этой главе устаревшую номенклатуру показателей качества электрической энергии. На стр. 53 авторы ссылаются на устаревшее положение отмененной инструкции СН 174-75, согласно которому число трансформаторов или автотрансформаторов, устанавливаемых на подстанциях, должно быть, как правило, не более двух. Новые же разработки ВГПИ и НИИ «Энер- госетьпроект» показывают, что в ряде случаев целесообразно использовать трехтрансформаторные схемы на подстанциях 35, ПО, 220 кВ, что дает ряд преимуществ по сравнению с двухтрансформаторными. На стр. 83 указывается на отрицательное влияние высших гармоник тока и напряжения на электронные устройства автоматики и на необходимость ограничения значения коэффициента несинусоидальности или уменьшения отдельных гармоник. Вместе с тем нигде не упоминается юб отрицательном влиянии ^ на эти устройства колебаний напряжения, хотя известно, что именно они, в первую очередь, усложняют работу электронных устройств. В книге не учтены многие новые положения, включенные в готовящееся к выпуску седьмое издание ПУЭ. Не рассмотрены также многие новые важные решения, реализация которых позволит повысить эффективность электроснабжения. ГОЛЬДЕНБЛАТ Б. И., инж. ♦ ♦ ♦ Уважаемые читатели! Книжный магазин № 1 г. Обнинска — опорный пункт Энергоатомиздата — предлагает книги: 1. Автоматизация типовых технологических процессов и установок: Учебник для ву- зоз/ А. М. Корытин, Н. К. Петров, С. Н. Радимов, Н. К. Шапарев. — 2-е изд., перераб. и доп.—М.: Энергоатомиздат, 1988.—1 р. 30 к. 2. Поливанов К. М. Электродинамика вещественных сред: Сб. статей.—М.: Энергоатомиздат, 1988.—3 р, 90 к. Приобрести издания можно через отдел «Книга — почтой» магазина по адресу: 249020, Калужская обл., г. Обнинск, Мигунова, 4.
СПРАВОЧНИК ЗАВОДСКОГО ЭНЕРГЕТИКА Новое электрооборудование ШАГОВЫЙ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЬ ДШР39-0Г006-1,8УХЛ4 Двигатель предназначен для работы в качестве исполнительного элемента в вычислительных устройствах, системах автоматического управления и контроля с применением микропроцессорной техники. Ниже приведены его технические данные: Номинальное напряжение на входе блока управле- ния, В . 12±1.2 Номинальный вращающий момент, Нм . . . 0»006 Приемистость, шаг/с, не менее: номинальная "00 максимальная 700 Номинальный момент инерции нагрузки, кгм2 . . 1710~7 Максимальный статический момент, Н-м, не менее 0.07 Фиксирующий момент, Н-м, не менее . 0.001 Потребляемый ток в фазе двигателя при фиксированной стоянке под током, А, не более . . . 0,2+0,02 Номинальный шаг, град * . . . 1*8 Статическая погрешность отработки шага, %, не более ±5 Диаметр корпуса, мм 39 Климатическое исполнение и категория размещения УХЛ4 Изготовитель — Армавирский электротехнический за- еод им. 50-летия СССР. Адрес: 352931, г. Армавир Краснодарского края, ул. Володарского, 2. ДВУХФАЗНЫЙ ГИБРИДНЫЙ ШАГОВЫЙ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЬ ДШР46-0,0025-1,8УХЛ4 Двигатель предназначен для работы в качестве исполнительного элемента в вычислительных устройствах (преимущественно в аппаратуре магнитной записи), системах автоматического управления и контроля с применением микропроцессорной техники. Технические данные двигателей: Номинальное напряжение на входе блока управления, В 12+1,2 Номинальный вращающий момент, Н-м . . . . 0,0025 Приемистость, шаг/с, не менее: номинальная 700 максимальная 750 Номинальный момент инерции нагрузки, кг«м2 . . . 6»10~7 Максимальный статический момент, Н-м, не менее . . 0,02 Фиксирующий момент, Н-м, не менее 0,0005 Потребляемый ток в фазе двигателя при фиксированной стоянке под током, А, не более 0,2 Номинальный шаг, град 1,8 Статическая погрешность отработки шага, % . ±3 Диаметр корпуса, мм 46 Климатическое исполнение и категория размещения . . УХЛ4 Изготовитель — Армавирский электротехнический завод им. 50-летия СССР. ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯ ТИПА ЭД1500-Т400-1РКС Станция предназначена для использования в качестве основного источника питания комплексов электроконтактной сварки стальных толстостенных труб большого диаметра двухфазным переменным током напряжением 400 В, частотой 50 Гц (от основного блока для питания контактной сварочной машины) и трехфазным переменным током напряжением 400 В, частотой 50 Гц (от вспомогательного блока для питания вспомогательного оборудования комплекса собственных нужд электростанции). Ниже приведены ее технические данные: Мощность, кВт: номинальная длительная . . .... 1500 максимальная в течение 1ч 1650 отдаваемая потребителяю — номинальная длительная 1365 максимальная в течение 1ч 158q Род тока Перменный трехфазный Номинальное напряжение, В 400 Частота, Гц . 50 Номинальный ток. А: при трехфазной нагрузке 2700 при двухфазной нагрузке (в течение 1с). . 7500 Коэффициент мощности (при индуктивной нагрузке): трехфазной . 0,8 двухфазной . . . 0,5—0,95 Удельный расход топлива при номинальной мощности, г/(кВтч) 260 Частота вращения, с-1 (об/мин) 25(1500) Вместимость топливных баков, л 680X2 Масса полностью заправленной и укомплектованной электростанции, кг 60 800 Изготовитель — ПО «Электроагрегат». Адрес: 305038, г. Курск, Владимирский пос. КОЛЬЦЕВОЙ ВЕРТИКАЛЬНЫЙ ТОКОПРИЕМНИК ТКВ-10/1000УХЛ2 Токоприемник предназначен для передачи трехфазного переменного тока частотой 50 Гц напряжением 10 кВ к электрооборудованию экскаваторов типа ЭШ-100/125. Климатическое исполнение и категория размещения — УХЛ2. Технические данные: Номинальное напряжение, кВ Номинальный ток, А . Параметры сквозного тока к. з.: наибольший пик (ток электродинамической стойкости), кА начальное действующее значение периодической составляющей. кА среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости), кА . 20 время протекания тока, к. з., с 3 Максимальная частота вращения, об/мин ... 1,8 Габаритные размеры, мм 1490X1010X2265 Масса, кг 940 10 1000 20 Изготовитель — Нижнетуринский электроаппаратный* завод. Адрес: 624350, г. Нижняя Тура Свердловской обл., ул. Советская, 2. ЗАЗЕМЛИТЕЛИ ТИПОВ ЗР-330М-УХЛ1, ЗР-500М-УХЛ1, ЗР-750М-УХЛ1 Заземлители предназначены для обеспечения безопасности проведения ремонтных работ и профилактических осмотров в распределительных устройствах путем заземления неподвижных контактов подвесных разъединителей, устанавливаемых на шинных опорах и трансформаторах тока типа ТРН. Их технические данные: Тип заземлителя Номинальное напряжение, кВ Наибольшее рабочее напряжение, кВ .... Ток термической стойкости, к А Предельный сквозной ток (ток электродинамической стойкости), кА Время протекания тока термической стойкости* с Масса, кг ... . ЗР-330М-1УХЛ1, ЗР-330М-2УХЛ1 330 363 63 ЗР-500М-1УХЛ1, ЗР-750М-1УХЛ1 ЗР-500М-2УХЛ1 ЗР-750М-2УХЛ1 160 1 79, 102 500 525 160 1 96, 122 750 787 63 160 1 120, 142 Изготовитель — Великолукский завод высоковольтной аппаратуры. Адрес: 182105, г. Великие Луки Псковской обл., Октябрьский просп., 79. 63
INHALT DIE VERVOLLKOMMUNG VON OKOMISCHE WIRTSCHAFTSMECHANISMUS Bagiew G. L., KHmenko W,L., Samoylow L. L. Organi- sierungswirtschatsmechanismus der Sparsamkeit von Brennstoff und Energie 2 Pomeschenko N. P. Die Organisationsvervollkommung bei neuen Wirtschaftsbedingungen . ... 4 Mjasnikow A. I. Ober Elektroenergielimitierung , 5 OKONOMIE VON ENERGIERESSORCEN Suschkow W. W., Freisteter W. P., Iwanova L. B. Die Okonomiewirksamkeitsbeweriung von Sicherheitsstei- gerung der Erdolvorkommenstromnetze der Westsi- birien 7 Pachmutow W. A. Die Werkhallebetriebsorganisation des meschanisches Werkes in Olenegorsk in Stunden der Belastungsmaximum ......... 9 BETRIEB, MONTAGE UND EINRICHTEN Manilow A. M. Mehrfacheinschaltenblokieren von Moto- ren 0,38 kV an Kurzschluss bei Selbststarten . .11 Schesterenko W. E. Der Beschadigungsregistrator der Klemmen von Hochspannungseinrichtungen . . .12 Jurlow A. M., Oreschkin A. N., Gestkow L. A. Die Re- konstruktion des Gasreinigungssystems von Trocken- trommeln 14 Loginow A. I. Universaltrichter fur Kompressoranlagen der gemeinsamen Bestimmung . . , . . .16 PROJEKTE UND FORSCHUNGEN Gochow B. D. Ursachenanalyse der Abrechnungsbelastun- generhohung und Korrekturmoglichkeiten . , . 17 Osipenko M. I. Aprioriberechnungsmethode des Energie- verbrauchs von Bohranlagen ... ... 21 Mateenko Ju. P., Serdjuk B. N., Slisskij E. P. Sicher- heitsforschungen von elektroantrieblichen Gasuber- tragungskompressoranlagen 24 Danilin E. A. Optimisation der mehrbrennstofflichen flachflemmenden Dampfkesselsbrenner TEZ — PWS von Schwarzmetallurgiewerken 27 Scherstjuk A. N., Rjabzew A. N. Wirksamkeitserhohungs- wege der wenigverbrauchenden zentrifugalen Hoch- druckskompressoren 31 BLINDLEISTUNGSKOMPENSATION Schuzkij W. I., Porochnjawyj B. N. Erhohung der Nut- zungswirksamkeit der Kompensationsvermogen von Asynchronmotoren 33 Aleschitschew S. EM Proskurjakow E. M.t Smirnowa L. N. Steuerungsalgorithmuse der Kompensationseinrich- tungen in Grubenverteilungsnetzen 34 ELEKTROSICHERHEIT Kosarew B. I., Bytschkow A. N. Die Warnung der Elek- triebeschadigung Ъе* Arbeit der Hebemaschinen in der Nahe der Elektroenergie — Obertragungsleitun- gen 37 Afanasjewa E. I., Bokow G. S., Wodjanizkij Ju. G. Elek- trosicherheitprobleme in Lebensweise . . . .42 Вниманию подписчиков! Подписка на журнал «Промышленная энергетика» с любого номера принимается без ограничений в местных отделениях связи и районных отделениях Союзпечати. Индекс — 70734. Подписная цена на год—-7 руб. 20 коп. Научные редакторы: В. В. Ивакин, И. А. Тертерян Литературный сотрудник Г. П. Ленина Художественный редактор Т. А. Дворецкова Технический редактор В. В. Хапаева Корректор Л. С. Тимохова Сдано в набор 29.05.89 Подписано в печать 22.06.89 Т. 12108 Формат 84X108Vie Печать высокая Усл. печ. л. 6,72 Усл. кр.-отт. 7,35 Уч-изд. л. 9.24 Тираж 14708 зкз. Бумага типографская № 2 Заказ 6758 Цена 60 к. Энергоатомиздат, 113114, Москва, Шлюзовая наб., 10 Ордена Октябрьской Революции и ордена Трудового Красного Знамени МПО «Первая Образцовая типография» Союзполиграфпрома при Госкомиздате СССР. 113054, Москва, Валовая, 28
Правила подготовки рукописей Статьи, направляемые в журнал «Промышленная энергетика»,, должны иметь объем не более 8 страниц машинописного текста и 3 рисунков. При подготовке статьи должны выполняться следующие требования:. 1. В редакцию представляются два машинописных экземпляра рукописи, напечатанных через два интервала на одной стороне листа и тщательно считанных. 2. Сведения, приводимые в статье, должны содержать минимальное количество формул, которые необходимо четко вписывать в отдельные строки. При этом прописные (большие) буквы подчеркиваются двумя черточками снизу (S), строчные (малые)—двумя черточками сверху (s). Греческие буквы следует заключать в кружок красным карандашом, латинские—подчеркивать волнистой линией. При вписывании индексов необходимо на полях указывать, какие из них русские, какие латинские. Единицы физических величин, входящих в формулы, должны быть указаны в соответствии с Международной системой (СИ). 3. Рисунки выполняются в соответствии с действующими стандартами. На них должны быть обозначены только те номера позиций, на которые есть ссылки в рукописи. Рисунки не должны содержать мелких несущественных деталей, так как в процессе печати они могут оказаться неясными. Фотоснимки должны быть четкими и контрастными. На фотографиях не должно быть никаких надписей чернилами. Подрису- ночные подписи представляются на отдельной странице. На принципиальных электрических схемах необходимо указывать номинальные данные элементов. 4. В таблицах все наименования следует указывать полностью, не сокращая слов (за исключением единиц физических величин). . 5. Список литратуры приводится в конце статьи в порядке последовательности ссылок в тексте. Для журнальных статей указываются: фамилии и инициалы всех авторов, название статьи, наименование журнала, год издания, номер, том и номера страниц, для книг — фамилии и инициалы всех авторов, название книги, наименование издательства, город и год издания, количество страниц. Не допускается указывать одного или нескольких авторов с припиской «и др.». Иностранные источники приводятся в оригинальном написании. В список литературы не включаются неопубликованные материалы, а также материалы, напечатанные литографским или подобным ему способом. 6. В конце статьи должна быть подпись автора (авторов), четка указаны фамилия, имя и отчество (полностью), год рождения, домашний адрес, шестизначный почтовый индекс, место работы, должность, ученая степень (или звание), а также служебный и домашний телефоны. 7. К статье должны быть приложены автореферат, в котором кратко излагается ее основное содержание, сопроводительное письмо автора и необходимые документы предприятия (учреждения). Статьи следует направлять в редакцию журнала по адресу: 103012, Москва, Б. Черкасский пер., 2/10.