/
Автор: Липкин Б.Ю. Князевский Б.А.
Теги: электроснабжение автоматизация электростанции тепловые электростанции промышленные предприятия
Год: 1969
Текст
Б. А. К Н Я S Е & К И Й,
Б.Ю. АИЛ ЙИН
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ
ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ
Б. А. КНЯЗЕВСКИЙ,
Б. Ю. ЛИПКИН
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ
ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИИ
Допущено
инистерством высшего и среднего специального
разования СССР в качестве учебника для сту-
нтов вузов, обучающихся по специальности
'лектропривод и автоматизация промышленных
установок»
ИЗДАТЕЛЬСТВО «ВЫСШАЯ ШКОЛА»
Предисловие
Книга «Электроснабжение промышленных предприятий» (элек-
трические станции, электрические сети и электроснабжение) написа-
на в соответствии с программой курса по специальности «Электро-
привод и автоматизация промышленных установок» Московского
энергетического института.
До настоящего времени такой книги не было, поэтому чтение
и изучение курса «Электрические станции, электрические сети и
электроснабжение» было затруднено, поскольку учебную литера-
туру по этой дисциплине приходилось рекомендовать из пяти-семи
учебных пособий.
В данном учебнике в соответствии с программой изложены
основные представления об электрических системах и электриче-
ских станциях (теплоэлектроцентралях) как источниках снаб-
жения промышленных предприятий электрической и тепловой
энергией;
рассмотрены особенности электрических сетей внешнего и внут-
реннего электроснабжения промышленных предприятий;
приведен электрический и механический расчет кабельных и
воздушных линий электропередачи;
освещены вопросы релейной защиты, управления, контроля и
автоматизации электроустановок промышленных предприятий;
изложены вопросы применения теории вероятности и матема-
тической статистики к решению некоторых задач при проектирова-
нии систем электроснабжения промышленных предприятий;
рассматриваются особенности выполнения заземляющих уст-
ройств и защиты электроустановок от коммутационных и атмосфер-
ных перенапряжений на промышленных предприятиях.
При изложении материала авторы по возможности стремились
использовать все новое, что появилось на практике проектирования
и эксплуатации электроустановок промышленных предприятий,
а также в технической литературе за последние годы. Кроме того,
был учтен 10-летний опыт чтения курса «Электрические станции,
электрические сети и электроснабжение» для специальности «Элек-
трооборудование’'промышленных предприятий п установок» в Мо-
сковском энергетическом институте
Учитывая, что в настоящее время курс электроснабжения изу-
чается также и студентами других специальностей, этот учебник
может быть использован и ими. Кроме того, эта книга может
быть полезна инженерно-техническому персоналу, работающе-
му в области проектирования, монтажа и эксплуатации систем
электроснабжения промышленных предприятий.
Большую научную и методическую помощь в подготовке книги
к изданию оказал заведующий кафедрой «Электрических систем,
электрических сетей и электроснабжения» МЭИ лауреат Ленинской
премии, профессор, доктор технических наук В. А. Веников, кото-
рому авторы выражают свою благодарность и признательность.
Авторы также благодарны и признательны за исключительно
ценные замечания, сделанные при рецензировании книги, кафедре
«Электрические станции» Ленинградского политехнического инсти-
тута, заведующему кафедрой профессору С. В. Усову, доценту
Е. Н. Кизеветтеру, а также рецензенту — главному инженеру го-
сударственного проектного института «Тяжпромэлектропроект»
В. И. Крупповичу.
Главы IV —VII, IX — XI, XIV — XVI написаны Б. А. Кня-
зевским; гл. I - III, VIII, XII, ХШ, XVII — XIX —Б. ГО. Лин-
киным.
Гл. VI написана с участием инженера Лившица В. С., кото-
рому авторы выражают свою благодарность.
Книга «Электроснабжение промышленных предприятий» как
всякое первое издание, естественно, не лишена ряда недостатков,
поэтому у авторы ‘ просят все замечания и пожелания направлять
в издательство «Высшая школа» по адресу: Москва, 1\-51, Неглин-
ная ул., 29Ц4.
Авторы
ГЛАВА i
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СИСТЕМАХ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЯХ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИИ
§ 1.1. Основные сведения об электрификации
страны и ее энергетических системах
Электрические станции предназначаются для преобразования
энергии, заключенной в природных энергоносителях (уголь, ма-
зут, газ, вода и др.), в электрическую и тепловую энергию при
помощи специальных машин — турбин и гидрогенераторов.
Электрическая энергия передается и распределяется при по-
мощи электрических сетей, линий электропередачи различных
напряжений. Величина напряжения линий выбирается в зависи-
мости от мощности, передаваемой по ним, и их протяженности;
при этом потери и стоимость сооружения линий должны быть
возможно меньшими.
В настоящее время производство, передача и распределение
электроэнергии в СССР осуществляются только на трехфазном пе-
ременном токе частотой 50 гц. Это объясняется относительной про-
стотой преобразования переменного тока и применением несложных
надежных трехфазных асинхронных двигателей. При помощи раз-
личных выпрямителей (двигатель-генераторов, ртутных и полупро-
водниковых выпрямителей) преобразуют трехфазный переменный
ток в постоянный.
Для сокращения количества исполнений электрооборудования
Государственный стандарт 721—62 устанавливает следующие но-
минальные значения напряжений генераторов, трансформаторов,
сетей и приемников электроэнергии напряжением до 1000 в
(табл. 1.1) и напряжением свыше 1000 в (табл. 1.2) переменного
тока.
Как видно из таблиц, номинальные напряжения генераторов,
вторичных обмоток трансформаторов и приемников электроэнер-
гии несколько отличаются друг от друга. Объясняется это тем, что
для обеспечения нормальной работы приемников электроэнергии
отклонения напряжения на них не должны превышать ±5% от
номинального (см. гл. X).
5
Таблица 1.1
Номинальные напряжения се- тей и приемников электриче- ской энергии, в Номинальные напряже- ния генераторов трех- фазного тока, в (меж- i дуфазное напряжение) i Номинальные напряжения трансформа- торов, в
трехфазного тока ОрНО’ фазного тока трехфазного тока (междуфазное напряжение) 1 однофазного тока
между- фазное напряже- ние фазное напряже- ние первич- ные обмотки вторич- ные обмотки первич- ные обмотки вторич- ные обмотки
127 127 127 133
220 220 220 230 220 230 220 230
380 380 380 400 380 400 380 -—
660 t— — 690 660 690 660 —
Таблица 1.2
Номинальные на- пряжения сеуей и приемников электрической энергии, кв Номинальные напряжения генераторов, кв Номинальные напряжения трансформаторов, кв Наибольшие рабочие напряже- ния, кв
первичные обмотки вторичные обмотки
3 6 3,15 6,3 3 и 3,15 6 и 6,3 3,15 и 3,3 6,3 и 6,6 3,5 6,9
10 10,5 10 и 10,5 10,5 и 11,0 11,5
20 21 20 и 21 21 и 22 23
35 — 35 38,5 40,5
110 — НО 121 126
150 — 150 165 172
220 — 220 242 252
330 — 330 347 363
500 — • 500 525 525
750 — 750 787 787
Преобразование величины, напряжения переменного тока осу-
ществляется при помощи повышающих трансформаторов на элек-
тростанциях и понижающих — на подстанциях у потребителей.
Генераторы на отдельных электростанциях и электростанции
между собой работают параллельно. Это повышает надежность
электроснабжения потребителей, уменьшает количество резервного
оборудования, снижает стоимость электроэнергии, способствует
более равномерной загрузке оборудования станций и т. д.
Установки по выработке, распределению п потреблению элек-
троэнергии, связанные между собой электрическими и тепловыми
сетями, называют энергетической системой, а часть энергосистемы
(генераторы, распределительные устройства, |1овы1паю|цпе п пони-
жающие подстанции, липни электропередачи п приемники электро-
энергии) называют mmKmpmiecmm системой.
6
В качестве примера на рис. 1.1 приведена схема электрической
системы. Если напряжение генераторов электростанции (ТЭЦ)
составляет 64-20 кв, то экономически целесообразно снабжать элек-
троэнергией на указанном напряжении потребителей, расположен-
ных вблизи такой электростанции. Для электроснабжения потреби-
телей, удаленных на значительные расстояния, и для связи электро-
станций с энергетической системой применяют напряжения выше
Рис. 1.1. Схема электрической системы
генераторного. Для этого на электростанциях, гидроэлектростан-
циях ГЭС-/ и 2 и тепловых конденсаторных электростанциях
ГРЭС-5 и 4 устанавливают повышающие трансформаторы напряже-
нием 1104-500 кв. Трансформаторные (/, 2, 3 и 4) и распределитель-
ные (РП-/, 2, 3, 4) подстанции предназначены для связи отдельных
частей системы и питания потребителей, а трансформаторные под-
станции ТП — только для питания потребителей.
Еще в начале 30-х годов выяснилась целесообразность соедине-
ния отдельных энергетических систем между собой, поскольку это
облегчало бы задачу резервирования мощностей и повышало бы
общий технический уровень эксплуатации. Уже во второй пятилет-
ке начался процесс создания крупных объединенных систем.
В 1933 г. были соединены Горьковская и Ивановская энергетические
системы, затем сети Московской и Горьковской систем, а в 1935 г.
было начато создание объединенной системы Донбасса и Приднеп-
7
ровья с помощью линии электропередачи Днепрогэс — Донбасс
напряжением 220 ив.
С учетом преимуществ объединения электрических станций раз-
рабатывался и план ГОЭЛРО. Сооружение районных электростан-
ций по этому плану сразу же создавало основу будущих энерге-
тических систем. Уже к 1935 г. в Советском Союзе существовало не-
сколько крупных энергетических объединений. Так, например,
Московская энергосистема выработала за 1935 г. свыше
4 млрд, квт-ч электроэнергии, заняв первое место в Европе и опере-
див по выработке крупнейшую Рейнско-Вестфальскую энергосисте-
му; Ленинградская и Уральская энергосистемы уже в 1934 г. объ-
единяли станции, мощность которых составляла по 600 тыс. кет.
Крупные энергетические системы возникли в 30-е годы в районах
Баку, Горького, Донбасса и Приднепровья. Кроме того, менее мощ-
ные системы были созданы и в других районах страны: на западе
РСФСР, в Поволжье, Грузии, Армении, Сибири.
Следует отметить, что энергосистемы начали создаваться в ста-
рых промышленных районах, обеспечивая прежде всего электрифи-
кацию производства на уже имевшихся предприятиях, которые под-
вергались при этом существенной реконструкции. Наряду с этим
в некоторых случаях создание энергетических систем шло одновре-
менно со строительством больших комплексов промышленных
предприятий на базе энергии новых электростанций.
В настоящее время уже создана основа Единой энергетической
системы европейской части СССР (ЕЭС) путем объединения крупных
энергосистем Центра, Поволжья, Урала и Юга. Начало этому объ-
единению было положено сооружением линии электропередачи Волж-
ская ГЭС имени В. И. Ленина — Москва и последующим соедине-
нием этой ГЭС с энергосистемой Урала линией электропередачи
напряжением 500 тыс. кв.
В 1960 г. Москва стала получать энергию от Волжских ГЭС
(имени В. И. Ленина и XXII съезда КПСС) по линии напряжением
500 кв. После введения в 1963 г. в эксплуатацию электропередачи
постоянного тока ГЭС им. XXII съезда — Донбасс напряжением
800 кв произошло объединение энергосистем Юга, Поволжья и
Центра.
Таким образом, осуществлено объединение ГЭС Волжско-Кам-
ского и Днепровского каскадов, мощных ТЭЦ на донецких, ураль-
ских и подмосковных углях, торфяных электростанций в районах
Горького и Иваново, ТЭЦ крупных городов европейской части СССР
и промышленных предприятий.
Будет создана объединенная энергосистема Северо-Запада и
Запада (Ленинградская энергосистема, уже объединенная с Эстон-
ской и Литовской, и энергосистемы Карелии, Мурманской области,
Латвии и Белоруссии). Соединение указанной объединенной энерго-
системы, а также объединенной Закавказской энергосистемы (си-
стемы трех закавказских республик) с системами Центра, Юга.
8
Поволжья и Урала явится завершением создания Единой энергети-
ческой системы европейской части СССР.
За Уралом создается объединенная энергосистема Центральной
Сибири. В 1963 г. с введением в эксплуатацию линии электропереда-
чи Братск-Красноярск напряжением 500 кв произошло объединение
шести энергосистем: Красноярской, Томской, Новосибирской, Ом-
ской, Кузбасской и Иркутской. Территория этой объединенной си-
стемы составляет одну восьмую часть площади страны и имеет про-
тяженность с востока на запад более 3 тыс. км. К основной части
ЕЭС Сибири будут подключаться станции Ангаро-Енисейского кас-
када и тепловые станции Кузбасса и Канско-Ачинского угольного
бассейна.
Следует учитывать, что подавляющая часть гидроресурсов
страны расположена на востоке страны. Удельный вес гидроресур-
сов составляет: европейская частьСССР — 14,5%; Средняя Азия —
15,0%; Сибирь — 54,0%; Дальний Восток— 16,5%.
Поэтому намечается соединить линиями передачи энергосистемы
Туркменской, Таджикской, Узбекской, Киргизской ССР и южной
части Казахстана в объединенную энергосистему Средней Азии,
которая затем будет связана с энергосистемой Северного Казахстана
и Центральной Сибири. Будет осуществлено также соединение стан-
ций районов Владивостока, Хабаровска и Читы, включая каскад
Амурских гидроэлектростанций, в объединенную систему Дальнего
Востока и Забайкалья, которая затем подключится к системе
Иркутскэнерго. Таким образом, будет создана Единая энергети-
ческая система Сибири.
Вопросы объединения Европейской и Сибирской ЭС находятся
в настоящее время в стадии разработки. В этом объединении сущест-
венное значение будет иметь передача на Урал электроэнергии,
вырабатываемой на дешевых экибастузских углях (район Павло-
дара), а также дешевой электроэнергии от сибирских электростан-
ций (из района Красноярск — Итат). Эти линии намечается соору-
дить на постоянном токе сверхвысокого (1000—1500 кв) напряжения
или на переменном токе напряжением 750 кв и выше.
Итак, после объединения энергосистем европейской части СССР
и Сибири будет создана Единая энергетическая система СССР, кото-
рая охватит' все крупнейшие промышленные районы страны.
Осуществляется соединение советских энергосистем с энер-
госистемами соседних стран социалистического лагеря (Польша,
Венгрия, Румыния, Чехословакия).
Следует подчеркнуть, что энергетика Советского Союза развива-
лась на базе новых технических достижений в области проекти-
рования и строительства электростанций и линий электропередачи,
а также прогресса отечественного машиностроения, ставшего надеж-
ной основой развития электроэнергетического хозяйства страны.
Непрерывно росли мощности генераторов электростанций.
Наращивание новых мощностей шло в значительной степени за счет
9
Мроительства крупных Тепловых электростанций и расширения
ряда действующих тепловых электростанций в различных районах
страны.
Если по плану ГОЭЛРО большинство тепловых электростанций
должно было иметь установленную мощность 40—60 Мет, а един-
ственная Штеровская ГРЭС — 100 Мет, то уже в 1935 г. в СССР
работали шесть электростанций мощностью свыше 150 Мет, а
крупнейшая в то время Горьковская ГРЭС имела мощность
204 Мет.
В послевоенные годы в эксплуатацию вступили тепловые элек-
тростанции мощностью 600—800 Мет. В 1965 г. 12 электростанций
достигли мощности 1000 Мет и выше. В 1965 г. мощность Придне-
провской тепловой электростанции составила 2100 Мет, а Луган-
ской и Старобешевской —• 1500 Мет. Приднепровская ГРЭС за-
нимает сейчас первое место в мире, в 1966 г. ее мощность достигла
2400 Мет. •
В настоящее время в СССР строится ряд тепловых электростанций
общей мощностью 2,4 млн. кет. Среди них: Змиевская — на Украи-
не, Конаковская — под Москвой, Ириклинская — на Урале,
Ермаковская — в Казахстане, Бурштынская — в Молдавии и др.
Одновременно с ростом мощностей тепловых электростанций про-
исходил и рост единичной мощности турбоагрегатов: она достигла
в 1963 г. 300 Мет.
За 1961—1964 гг. на тепловых электростанциях введено в дей-
ствие значительное количество крупных блоков: 35 — по 200 Мет
и 5 — по 300 Мет. Начат монтаж блоков мощностью 500 и 800 Мет.
В 1954 г. впервые в мире в нашей стране была пущена электри-
ческая станция, использующая атомную энергию мощностью
в 5 Мет. В 1963 г. начали работу Белоярская и Нововоронежская
атомные станции. Их мощность составляет соответственно 100 и
200 Мет. Вторые очереди этих станций будут иметь мощности
соответственно 200 и 365 Мет.
Изменилась и структура электробаланса страны, значительно
возросла централизация производства электроэнергии. С каждым
годом растет удельный вес электроэнергии, вырабатываемой на
районных электростанциях, который достиг в 1965 г. 92,8%.
Большие успехи достигнуты в области автоматизации и теле-
механизации энергетического хозяйства. В настоящее время прак-
тически все районные гидроэлектростанции имеют автоматическое
управление и почти половина их переведена на телеуправление:
84% мощности энергосистем управляется с диспетчерских пунктов,
которые оснащены средствами телемеханики. Свыше 650 мощных
высоковольтных подстанций и более 60 диспетчерских пунктов
энергетических систем телемеханизированы. Высоковольтные линии
электропередачи оборудованы автоматами повторного включения.
Объединение электростанций в мощные энергетические системы,
высокое качество их эксплуатации, рациональное распределение
ю
нагрузки между действующими электростанциями и использование
преимуществ планового хозяйства позволили достигнуть высоких
показателей в использовании установленной мощности электро-
станций СССР.
§ 1.2. Типы электрических станций и системы
управления ими
В зависимости от рода первичного двигателя и способа преобра-
зования различных видов энергии электрические станции делят-
ся на тепловые (в том числе и атомные) и гидравлические.
Тепловые электростанции в свою очередь делятся на станции
с паровыми турбинами, с двигателями внутреннего сгорания и с га-
зовыми турбинами.
В настоящее время тепловые станции с паровыми турбинами
являются основными и наиболее распространенными. Станции с дви-
гателями внутреннего сгорания обычно имеют небольшую мощность
и пока применяются в населенных пунктах и на промышленных
предприятиях, не получающих электроэнергии от энергосистем.
С созданием мощных газовых турбин электростанции с такими
турбинами займут надлежащее место в энергетике. Строительство
атомных электростанций будет продолжаться по мере удешевления
производства электрической энергии на них. В первую очередь они
будут сооружаться в районах с недостаточными энергоресурсами.
Тепловые электростанции с паровыми турбинами в свою оче-
редь подразделяются на:
1) районные электростанции (ГРЭС), снабжающие потребителей
только электроэнергией и располагающиеся в районе энергетичес-
ких запасов (угля, торфа, газа и т. д. ). Турбины ГРЭС работают на
конденсационном режиме, при котором весь пар проходит последо-
вательно через все ступени турбины, после чего конденсируется
в конденсаторе;
2) теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), снабжающие потребителей элек-
трической и тепловой энергией и располагающиеся в районе их
потребления. Турбины на ТЭЦ работают с промежуточным отбором
пара или с противодавлением;
Гидростанции (ГЭС) располагаются вблизи гидроресурсов;
на них в качестве первичного двигателя применяются гидравличес-
кие турбины.
Особенностью работы электростанций является то, что они
должны вырабатывать столько энергии, сколько ее требуется в дан-
ный момент для покрытия нагрузки потребителей, собственных нужд
станций и потерь в сетях. Поэтому оборудование станций должно
быть всегда готово ко всякому периодическому изменению на-
грузки потребителей в течение дня или года. Следует также учиты-
вать, что от электрических систем питаются ряд потребителей,
11
нарушение электроснабжения которых недопустимо, так как это
может привести к авариям и человеческим жертвам, вызвать про-
стои и недовыпуск промышленной продукции предприятиями, рас-
строить работу коммунальных предприятий, транспорта и т. д.
Поэтому к работе энергосистем и отдельных электростанций
предъявляются следующие основные требования:
1) выполнение государственного плана выработки и распре-
деления электроэнергии с покрытием максимумов нагрузки;
2) бесперебойная и надежная работа всего оборудования стан-
ций, сетей и в целом систем;
3) обеспечение необходимого качества отпускаемой потребителям
электроэнергии (напряжение, частота).
Для обеспечения указанных требований энергосистемы обору-
дуются специальными диспетчерскими пунктами, которые осна-
щаются средствами контроля, управления, связью, хорошей обозре-
ваемостыо и четкой мнемонической схемой расположения электро-
станций, линий электропередачи и понизительных подстанций.
Отличительной особенностью диспетчерской службы является
полная ответственность диспетчера за работу электростанций, элек-
тросетей и электроснабжение потребителей. Распоряжение диспет-
чера является законом и должно быть безоговорочно выполнено
всеми звеньями энергосистемы.
Современные энергетические системы относятся к категории
сложных динамических систем, обладающих достаточно сложными
автоматическими управляющими элементами, что характеризует
энергосистемы ближайшего будущего и в первую очередь Единую
энергетическую систему СССР.
Для управления такими сложными энергосистемами в настоящее
время целесообразно применение положений и методов киберне-
тики — новой науки об управлении сложными динамическими си-
стемами. Кибернетика энергетических систем рассматривает прин-
ципы управления работой автоматизированной энергетической
системы, сочетая принципы создания оптимального по экономиче-
ским условиям режима с принципами и условиями, обеспечиваю-
щими надежность работы системы.
В процессе нормальной эксплуатации электрическая система
непрерывно подвергается возмущениям, в результате чего возникают
случайные колебания. Это обстоятельство имеет решающее значение
для установления величин передаваемых мощностей, при которых
обеспечивается устойчивость системы.
Основной целью управления энергетической системой является
оптимизация се построения, работы и эксплуатации. Для этого необ-
ходимо знать:
1) свойства и характеристики системы;
2) данные о состоянии технологического процесса на электро-
станциях: о расходе воды и топлива, параметрах пара, скорости
вращения турбин и т. д.;
12
3) сведения об электрических параметрах режима: о напряже-
ниях, токах, активных и реактивных мощностях, частоте и т. д.;
4) о положении схемы системы, о том, какие элементы системы
(линии, трансформаторы, генераторы, нагрузки, котлы, паропро-
воды) в данный момент отключены, а какие находятся в работе.
Вся эта обширная информация о работе энергосистемы должна
перерабатываться и использоваться для оптимизации нормального
режима работы.
§ 1.3. Производство тепловой и электрической
энергии на тепловых электростанциях
Поступившее на электростанцию твердое топливо до подачи
в топку котла обычно подвергают предварительной подготовке:
уголь вначале дробят, а затем размалывают и подсушивают. Уголь-
ные шаровые мельницы имеют диаметр около 4 .w, длину 6 м; на
них устанавливают электродвигатели мощностью в несколько сот
киловатт. Для полного сгорания угольной пыли нужно обеспечить
подвод воздуха в топку котла, что выполняется специальными
вентиляторами и мощными электроприводами.
Современные котлоагрегаты делятся на барабанные и прямоточ-
ные.
В барабанных котлах питательная вода предварительно подогре-
вается уходящими дымовыми газами в водяном экономайзере-
подогревателе, а затем идет в барабан котла. Из барабана котла
пар поступает в пароперегреватель, где из насыщенного он превра-
щается в перегретый и в таком состоянии направляется в турбину.
Прямоточный котел представляет собой обогревательный змее-
вик, в один конец которого подается вода, а из другого непрерывно
поступает в турбину перегретый пар. Пар и вода прогоняются по
трубам насосом. Котлы этого типа получили название котлов
с принудительной циркуляцией. Они используются в установках
с высокими начальными параметрами пара. В настоящее время для
работы в блоке с турбогенераторами мощностью 500 и 800 Мет про-
ектируются и подготавливаются к производству мощные котло-
агрегаты производительностью 1600 и 2500 Т/ ч.
Пар от котлоагрегатов по системе паропроводов поступает в ра-
бочий орган турбины, носящий название ступени, в котором его теп-
ловая энергия превращается в механическую. Если энергия пара
используется только в одной ступени, то это приводит к очень боль-
шим скоростям вращения турбин, достигающим нескольких десят-
ков тысяч оборотов в минуту. Снижение скорости вращения тур-
бины, соединяемой с синхронным генератором, максимальная ско-
рость которого 3000 об!мин, достигается применением многоступен-
чатых турбин. Давление пара в них уменьшается постепенно по мере
прохождения паром отдельных ступеней турбины. Это ограничивает
13
скорость истечения пара из сопел, а тем самым — скорость вращения
турбины.
Конечное давление отработавшего пара в мощных турбинах
составляет 0,04—0,03 ат, что достигается созданием и постоянным
поддержанием в конденсаторе турбины соответствующего разреже-
ния (вакуума) путем пропуска через трубки конденсатора холодной
циркуляционной воды, которую подает мощный циркуляционный
насос из какого-либо водоема — реки, пруда, озера. Образую-
щийся в конденсаторе конденсат откачивается конденсатным
насосом.
В настоящее время мощные тепловые электростанции оснащаются
конденсационными турбинами типа К мощностью 100—300 Мет,
с начальными давлениями пара 130—240 ат и температурой 565—
580° С.
Развитие современных конденсационных электростанций харак-
теризуется укрупнением их единичной мощности. Если в предвоен-
ные годы максимальная мощность станции составляла 350—400 Мет,
то в настоящее время сооружаются типовые станции мощностью
2400 Мет. Мощные конденсационные станции сооружаются по так
называемой блочной схеме, т. е. один котел обеспечивает паром один
турбоагрегат.
Рассмотрим пример теплового баланса конденсационной электро-
станции. Если принять количество тепла, содержащееся в топ-
ливе, сжигаемом в топках котлов конденсационных электростан-
ций, за 100%, то потери тепла в котельной вместе с уходящими
газами, несгоревшими топливными остатками и золой составляют
примерно 10%. Потери тепла в паропроводах, соединяющих котлы
с турбинами, составляют приблизительно 1 %. Таким образом, около
89% тепла сожженного топлива подводится за счет рабочего пара
к турбине. Из этого количества 6% теряется в самом турбогенера-
торе, 51% отводится с охлаждающей конденсатор водой, 2% расхо-
дуется на собственные нужды и лишь 30% поступает в электричес-
кую сеть, т. е. общий к. п. д. конденсационной электростанции со-
ставляет около 30%. Основной причиной низкого использования
тепла топлива являются большие потери, возникающие при охлаж-
дении конденсатора водой. Они составляют примерно половину
всего тепла сожженного топлива. Снизить потери можно в случае
ограничения степени расширения пара в турбине до 1,0—2,0 ат
вместо 0,035 ат, как это имеет место в конденсационных турбинах.
При этом в электроэнергию будет превращено 24% тепла топлива;
все остальное тепло, содержащееся в паре, пропущенном через тур-
бину, может быть также полезно использовано, так как темпера-
тура пара будет равна 100—120° С.
На этом принципе работают тепловые электростанции—тепло-
фикационные или ТЭЦ, которые в отличие от конденсационных,
помимо электрической энергии, отпускают потребителям тепловую
энергию в виде пара и горячей воды.
14
Работа ТЭЦ будет экономичной в том случае, если обеспечено
постоянное использование выработанного тепла, например, при
питании паром какого-либо непрерывно действующего технологи-
ческого оборудования. Если потребление тепла имеет значительное
колебание, например при отоплении жилищ, то работа по такой
схеме является неэкономичной из-за малого использования уста-
новленного оборудования ТЭЦ. Поэтому на ТЭЦ в большинстве слу-
чаев устанавливаются турбины с так называемым отбором пара.
В таких турбинах весь поступающий в них пар пропускается через
ступени высокого давления, где он срабатывается от начального
давления до 1,0—2,0 ат. Затем одна часть пара направляется потре-
бителям тепла, а другая — в ступени низкого давления и в конден-
сатор. Такая схема дает возможность изменить соотношение между
количеством тепла, отпускаемого потребителям, и количеством
направляемой на выработку электроэнергии.
В теплоэлектроцентрали количество тепла, используемого на
получение рабочего пара, также составляет около 89% от тепла
сожженного топлива. Но количество полезной энергии, отпускаемой
с ТЭЦ, равно 59%, так как в электрическую энергию превращает-
ся примерно 27% тепла сожжённого топлива и около 32% тепла
сожженного топлива отводится в виде отработавшего пара в тепло-
фикационную систему и используется для теплоснабжения потре-
бителей; только 23% тепла топлива отводится с охлаждающей водой
(вследствие выработки части электроэнергии на ТЭЦ) по конден-
сационной схеме.
Из сравнения тепловых балансов ТЭЦ и конденсационной элек-
тростанции видно, что на ТЭЦ тепло топлива используется значи-
тельно лучше.
Принципиальная схема системы теплофикации показана на
рис. 1.2. Вырабатываемый в котле 1 тепловой электростанции пар
поступает в турбину 2, где он расширяется и приводит во вращение
вал турбины и присоединенный к нему электрический генератор 3.
В генераторе вырабатывается электроэнергия, которая со станции
поступает в электрическую сеть. Часть пара расширяется в тур-
бине до низкого давления, при котором температура его близка
к температуре окружающей среды. Этот пар отводится из турбины
в конденсатор 4, где он конденсируется, т. е. превращается в воду
(конденсат). Конденсат при помощи специального насоса 5 откачи-
вается в деаэратор 6 — аппарат, предназначенный для освобожде-
ния конденсата от растворенного в нем воздуха. Другая часть отра-
ботавшего пара отбирается из промежуточной ступени турбины при
более высоком давлении и направляется в теплофикационный кол-
лектор 7 для использования в системе теплоснабжения.
Применяются две системы теплоснабжения — паровая и водя-
ная. В первой теплоносителем является пар, во второй — вода.
При паровой системе теплоснабжения пар из коллектора направ-
ляется в паровую линию 8, а из нее в теплопотребляющие аппара-
15
ты 9. В процессе отдачи тепла в тепловых аппаратах пар конден-
сируется, и конденсат отводится в сборные баки 11, откуда при
помощи насосов 12 перекачивается по конденсатной линии 10
в деаэратор, а оттуда — в котел.
При водяной системе теплоснабжения пар из коллектора посту-
кает в пароводяные подогреватели 13, где отдает тепло воде, цирку-
лирующей в тепловой сети. В процессе отдачи тепла пар конден-
сируется, а вода, проходящая через пароводяные подогреватели,
нагревается. Конденсат из пароводяных подогревателей откачи-
Рис. 1.2. Принципиальная схема системы тепло-
фикации
вается при помощи конденсатных насосов в деаэратор, и нагретая
вода поступает по линии тепловой сети 14 в отопительные и венти-
ляционные установки 15, установки горячего водоснабжения 16
и т. п.
Вода, охлажденная в местных теплопотребляющих системах
потребителей, возвращается по обратной линии тепловой сети
на станцию и вновь поступает на подогрев в пароводяные подогре-
ватели. Циркуляция воды в тепловой сети создается сетевыми насо-
сами 17.
Для быстрого развития теплофикации и удовлетворения расту-
щей потребности предприятий в паре энергомашиностроители
создают все более мощные турбины с отбором пара.
Для теплоэлектроцентралей средней мощности выпускается
турбина типа ВТ-25-5 на параметры пара: 90 ат, 535° С, с регулируе-
мым отбором пара 0,7—2,5 ат для отопительных целей. Для ТЭЦ
крупных городов и промышленных центров выпускаются теплофи-
кационные турбины типа ВТ-50, ВТ-100 и ВТ-150 мощностью соот-
ветственно 50, 100 и 150 Мет на параметры пара: 130 ат, 565° С,
с отопительным отбором пара. Турбины с двумя регулируемыми
16
отборами пара мощностью по 25 и 50 Мет. выпускаются для нужд
производства и отопления.
ТЭЦ сооружаются в центре промышленной нагрузки, их элек-
трическая энергия в значительной части распределяется на генера-
торном напряжении до 10 кв. Количество электроэнергии, выраба-
тываемой на ТЭЦ, зависит от количества отпускаемого ею тепла
потребителям.
Учитывая, что режимы работы потребителей тепловой и электри-
ческой энергии различны, электроснабжение потребителей от ТЭЦ
экономически целесообразно только в том случае, если избытки
вырабатываемой ТЭЦ электроэнергии могут отдаваться в энерго-
систему, а недостатки — покрываться за счет работы других
электростанций. Поэтому экономичная эксплуатация ТЭЦ возможна
только при условии ее параллельной работы с другими электростан-
-инами.
Централизованное теплоснабжение потребителей дает возмож-
ность ли лидировать многочисленные мелкие, неэкономичные ото-
^рительнье и
промышленные котельные установки.
§
<.
1.4. Распределение нагрузки между
электростанциями и потребителями
электроэнергии
Ра^.о’г: электростанций в системе дает возможность за счет боль-
ч i шого ичества параллельно работающих генераторов повысить
надежйос гь электроснабжения потребителей, полностью загрузить
наиболее экономичные агрегаты электростанций, снизить стоимость
выработки электроэнергии. Кроме того, в энергосистеме снижается
установленная мощность резервного оборудования, обеспечивается
более высокое качество электроэнергии, отпускаемой потребителям;
увеличивается единичная мощность агрегатов, которые могут быть
установлены в системе, и т. д.
Для улучшения технико-экономических показателей и повыше-
ния надежности работы системы наиболее целесообразно загружать
станции в такой последовательности:
1) теплоэлектроцентрали; работая по необходимому предприя-
тию тепловому графику, ТЭЦ должна нести определенную электри-
ческую нагрузку, при этом к. п. д. ТЭЦ, как указано, значительно
выше, чем у других тепловых электростанций;
2) гидростанции; работают, когда запасы воды достаточны для
длительной работы станции с полной нагрузкой;
3) тепловые конденсационные электростанции; с распределением
нагрузки между ними в зависимости от единичной мощности агре-
гатов, их t параметров, сорта топлива, сжигаемого на стан-
IX И И И Т.
„ | Терне' ! ’ : • -- • . •
2 Зак. Я38ЯЙ \ ' X Я
11Е X Б И Б .К Ц Z Т БК Д
17.
4) гидростанции с регулируемым водостоком; когда имеющиеся
запасы воды используются только для снятия пиковых нагрузок
и аварийного резерва системы.
При распределении нагрузок между станциями энергосистемы
учитываются также пропускная способность линий электропередачи,
наличие и размещение резервов в системе и технико-экономические
показатели отдельных станций и отдельных агрегатов.
Количество электрической энергии, вырабатываемой генерато-
рами станций и энергосистемы, в каждый момент должно равняться
ее потреблению, поэтому соответственно должны быть равны и их
активные мощности:
Рг-Рп + Рс.н + АРа, (1.1)
где Рг — суммарная активная нагрузка генераторов системы;
Ра — суммарная активная нагрузка потребителей системы;
Рс.п—’Суммарная активная мощность, потребляемая на соб-
ственные нужды всей системы в целом;
А/Х — суммарные потери активной мощности во всех звеньях
электрической системы.
Поскольку нагрузка системы все время изменяется, это равен-
ство нагрузок может постоянно нарушаться. Если изменения на-
грузки находятся в допустимых для данной энергосистемы преде-
лах, то благодаря имеющемуся автоматическому впуску энергоно-
сителя в турбины (пар, вода и др.) это равенство нагрузок немедленно
восстанавливается и система придет в состояние динамического рав-
новесия. Если же нагрузка потребителей превысит допустимую
нагрузку для турбин системы, то произойдет длительное наруше-
ние равенства нагрузок (1.1). В этом случае обороты турбин, а сле-
довательно, и частота системы начнут снижаться; это может нару-
шить нормальную работу механизмов собственных нужд электро-
станций, привести к недопустимой перегрузке генераторов станций
и нарушить устойчивость их параллельной работы (см. гл. X). По-
этому особое значение для надежного электроснабжения потреби-
телей имеет наличие достаточных резервов мощности в энергети-
ческой системе. Для этого необходимо, чтобы суммарная установлен-
ная мощность работающих машин превышала нагрузку системы, и
тогда даже при отключении наибольшего по мощности агрегата
нагрузка системы нормально распределится между другими агре-
гатами или станциями.
Опыт эксплуатации электростанций и систем показывает, что
резерв мощности должен быть не меньше 10% от их установлен-
ной мощности. При этом часть оборудования должна находиться во
вращающемся (горячем) резерве и работать с неполной нагрузкой,
а другая — в холодном, т. е. должна быть подготовленным эксплуа-
тационным резервом. Энергетические системы должны также рас-
полагать резервом, необходимым для покрытия нагрузок потребите-
лей в связи с расширением производства.
18
Учитывая, что некоторая часть наиболее ответственных потреби-
телей электрической системы не допускает никаких отключений и
отклонений от нормального режима работы, в энергосистемах вво-
дятся дополнительные устройства в виде автоматической частотной
разгрузки. Эти устройства при снижении частоты в системе до опре-
деленных пределов автоматически отключают часть менее ответст-
венных потребителей, благодаря чему восстанавливается баланс
активных мощностей и, следовательно, поддерживается необходи-
мая частота в системе (см. гл. XIX).
В электрических системах обычно регулирование частоты осу-
ществляет одна, а в крупных системах — несколько мощных элек-
тростанций, график нагрузки которых в этом случае будет вынужден-
ным. Станции, на которые возлагается регулирование частоты, назы-
ваются ведущими, а станции, на которых работают по заданному
графику нагрузки, базисными.
В электрических системах потребление активной мощности
сопровождается обязательно потреблением и реактивной мощности,
необходимой для работы электрических машин и трансформаторов.
Ток нагрузки, протекая по линиям, создает вокруг проводов маг-
нитные и электрические поля, на что также необходима реактив-
ная мощность. Поэтому передача по сетям реактивной мощности
вызывает в них дополнительные потери активной мощности и напря-
жения.
Реактивная мощность в электрических системах создается гене-
раторами при их перевозбуждении и высоковольтными линиями
большой протяженности.
При нормальной работе системы вырабатываемые и потребляе-
мые в ней реактивные мощности должны быть равны, т. е.
<2г + <2л = Сп + Рс.н +А(2л +AQT, (1.2)
где Qr — суммарная реактивная мощность, вырабатываемая гене-
раторами системы;
<2л — суммарная реактивная емкостная мощность, генерируемая
линиями (с учетом компенсирующих устройств);
Qn — суммарная реактивная мощность потребителей электро-
энергии (с учетом компенсирующих устройств);
Qc.h — суммарная реактивная мощность потребителей собствен-
ных нужд всей системы в целом;
AQ;I — потери реактивной мощности линий системы;
AQT — потери реактивной мощности в трансформаторах си-
стемы.
Реактивная мощность в основном создается генераторами, по-
этому при полной загрузке генераторов по току в системе может
возникнуть дефицит реактивной мощности.
Если же реактивная нагрузка потребителей значительно пре-
высит возможную реактивную мощность генераторов (например,
при отключении части из них), то произойдет такое понижение
2*
19
напряжения, при котором ток потребителей значительно увели-
чится, что приведет к дальнейшему снижению напряжения и т. д.
Такое снижение напряжения в системе называется лавиной напря-
жения. Поэтому в современных системах для предохранения от
аварийной лавины напряжения все генераторы снабжаются автома-
тическими регуляторами напряжения и быстродействующей форси-
ровкой возбуждения (см. гл. II).
Следовательно, в системе всегда должен быть определенный
резерв реактивной мощности. Для этого в местах ее наибольшего
потребления устанавливают синхронные компенсаторы, синхронные
двигатели и батареи статических конденсаторов, которые разгружа-
ют линии от протекания по ним некоторой части реактивной мощно-
сти, а, следовательно, уменьшают потери мощности и напряжения
в сети (см. гл. IX, X).
ГЛАВА II.
ОСНОВНОЕ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИЙ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
§ 2.1. Синхронные генераторы и компенсаторы
Синхронные генераторы. На электростанциях применяются
синхронные генераторы трехфазного переменного тока разных мощ-
ностей в пределах до 800 Мет. Разрабатываются генераторы еще
большей мощности. Генераторы со скоростями 1000, 1500 и
3000 об/мин считаются быстроходными; они предназначены для
непосредственного соединения с паровыми турбинами и называются
турбогенераторами. С увеличением числа оборотов размеры и вес
паровой турбины и генератора уменьшаются. Поэтому широкое рас-
пространение получили двухполюсные быстроходные турбогенера-
торы. на 3000 об/мин при частоте 50 гц.
Генераторы со скоростями ниже 1000 об/мин считаются тихо-
ходными, они предназначены для непосредственного соединения
с гидротурбинами, а также с другими первичными двигателями.
Величинами, характеризующими синхронные генераторы, являются
номинальные паспортные значения напряжения, мощности, тока
статора, тока ротора, коэффициента мощности.
Номинальные напряжения генераторов приняты на 5% выше
номинальных напряжений соответствующих электросетей для ком-
пенсации потерь напряжения в сетях при нагрузке (см. гл I,
табл. 1.1).
Коэффициент мощности определяется характером нагрузки
потребителей. С увеличением коэффициента мощности выше номи-
нального (при сохранении номинальных значений тока и напряже-
ния) увеличивается активная мощность генератора, что приводит
к перегрузке турбины. С уменьшением коэффициента мощности не
используется полностью мощность турбины. Для полного использо-
вания кажущейся мощности генератора необходимо поддерживать
номинальное напряжение на его зажимах, учитывая при этом, что
значительное повышение тока возбуждения с целью поддержания
напряжения неизменным недопустимо из-за возможного перегрева
ротора. В аварийных условиях допускается определенная продол-
21
ЖитеЛьность перегрузки генератора как по току статора, так и по
току ротора в пределах, указанных заводом-изготовителем
(табл. 2.1)
Таблица 2.1
Кратность тока по отношению к номи- нальному 1,1 1,15 1,2 1,25 1,3 1,4 1,5 2,0
Продолжительность перегрузки, мин . . 60 15,0 6 5 4 3 2 1
С целью избежания перегрева обмоток генератора применяют
изоляцию класса В — изделия из слюды, стекловолокно, микани-
товые ленты и изделия на шеллаке или копалловом лаке.
Нормально допускаемые превышения температуры нагрева час-
стей турбогенераторов лежат в следующих пределах:
обмотки статора и активная сталь — 100-4-105°;
обмотка ротора— 120-4-130°
Применяют также изоляцию из материалов более высоких клас-
сов F и Н, содержащую неорганические и кремнийорганические
связующие. Так, для изоляции классов F и Н установлены следую-
щие допускаемые превышения температуры нагрева:
обмотка статора — изоляция F •— 120°; изоляция Н — 140°;
однослойная обмотка возбуждения — изоляция F — 135°;
изоляция Н — 160°.
Чтобы нагрев изоляции обмоток и активной стали находился
в пределах, допускаемых по нормам, генераторы снабжаются воздуш-
ным или водородным охлаждением. При этом за номинальную темпе-
ратуру охлаждающего газа на входе принимается для турбогенера-
торов 40° С и для гидрогенераторов 35° С. Температура выходящего
охлаждающего газа не нормируется.
В места предполагаемого наибольшего нагрева статора и в ряде
мест системы охлаждения закладывают термометры сопротивления.
Температура меди обмотки ротора измеряется сравнением активного
сопротивления обмотки, полученного измерением тока и напряжения
обмотки возбуждения, с ее активным сопротивлением при заданной
температуре. Этим способом определяется средняя температура всей
обмотки возбуждения.
Системы охлаждения генераторов различны.
Простейшей из них является проточное (замкнутое) воздушное
охлаждение, при котором холодный воздух, забираемый извне,
проходит через генератор, поглощает выделяющееся в нем тепло
и затем выбрасывается в машинный зал или наружу. В случае воз-
никновения пожара в генераторе все задвижки системы охлаждения
закрываются с целью прекращения подачи в него свежего воздуха.
При проточном воздушном охлаждении воздух циркулирует по
замкнутому контуру (рис. 2.1). Выходящий из генератора 1 нагре-
22
Тый воздух nocfyrtaet й камеру 2 горячего воздуха и, пройдя через
водяные воздухоохладители 3, попадает в камеру 4 холодного воз-
Рис. 2.1. Схема замкнутого воздуш-
ного охлаждения генератора
духа, откуда вновь поступает в генератор.
Воздухоохладитель представляет собой теплообменник, внутри
которого протекает охлаждающая вода, а между трубами проходит
воздух. Такая система охлаждения обеспечивает достаточную чи-
стоту охлаждающего воздуха. Утечка воздуха компенсируется извне
через фильтры.
При воздушном охлаждении
генераторов устанавливается
устройство для тушения пожа-
ра водой.
Водородное охлаждение эф-
фективнее воздушного и приме-
няется для генераторов мощно-
стью 25 Мет и выше. Высокая
теплопроводность и теплоем-
кость водорода по сравнению с
воздухом позволяют увеличить
мощность генератора на 20%
(при тех же габаритах) или
уменьшить расход активных ма-
териалов (при одинаковой мощ-
ности машины). Отсутствие
окисления изоляции в среде во-
дорода, а также более высокая
чистота и меньшая влажность
с воздушной увеличивают срок
Применение водородного охлаждения связано с некоторыми за-
труднениями, поскольку водород с воздухом в определенной пропор-
ции образуют взрывоопасную смесь. Чтобы предотвратить попадание
воздуха в машину, внутри ее корпуса автоматически поддерживает-
ся избыточное давление; сам же корпус выполняется газонепроница-
емым со специальными масляными уплотнениями в местах выхода
водороднои среды по сравнению
службы изоляции.
концов вала.
Применяется также охлаждение обмотки статора дистиллятом,
циркулирующим по замкнутой системе. Вода при этом подводится
к стержням обмотки и отводится от них в соответствующий коллек-
тор при помощи изолирующих шлангов.
Синхронные компенсаторы. Синхронным компенсатором называ-
ется синхронный двигатель, работающий в режиме холостого хода
при изменяющемся токе возбуждения. Передача реактивной мощ-
ности от генераторов связана с дополнительными потерями в транс-
форматорах и линиях передач. Поэтому для получения реактивной
мощности становится экономически выгодным применение синхрон-
ных компенсаторов, располагаемых на узловых подстанциях системы
или непосредственно у потребителей.
23
В перевозбужденных синхронных двигателях ток опережает
напряжение сети Uc, т. е. является по отношению к этому напря-
жению емкостным, а в недовозбужденных — отстающим, индук-
тивным.
Работа синхронных компенсаторов автоматизируется, в связи
с чем создается возможность плавного автоматического регулиро-
вания величины вырабатываемой реактивной мощности и напряже-
ния (см. гл. IX). Следует отметить, что номинальной мощностью
синхронного компенсатора считается его реактивная мощность при
опережающем токе, которую он может длительно нести в рабочем
режиме.
Поскольку синхронные компенсаторы не предназначены для
выполнения механической работы и не несут активной нагрузки на
валу, они имеют механически облегченную конструкцию. Компен-
саторы выполняются как тихоходные машины (600—1000 об!мин)
с горизонтальным валом и явнополюсным ротором.
Синхронные компенсаторы с водородным охлаждением имеют
некоторые конструктивные особенности, отличающие их от подоб-
ных турбогенераторов.
Пуск синхронных компенсаторов проводят одним из двух спо-
собов: пуск с помощью разгонного двигателя или асинхронный пуск.
В первом случае специальный двигатель разгоняет невозбужден-
ный компенсатор до скорости, близкой к синхронной, после чего
по способу самосинхронизации (ручной или автоматической) он
включается в сеть.
Во втором случае обычно применяются различные пусковые
устройства, например реакторы или автотрансформаторы. Их пара-
метры выбирают с таким расчетом, чтобы в момент пуска напряже-
ние на шинах подстанции не падало ниже 80—85% номинального,
а напряжение на зажимах компенсатора составляло 30—65%.
Для того чтобы перевести генератор, включенный в сеть, в режим
синхронного компенсатора, достаточно закрыть доступ пара (или
воды) в турбину. В таком режиме перевозбужденный турбогенератор
начинает потреблять небольшую активную мощность из сети для
покрытия потерь вращения (механических и электрических) и от-
давать реактивную мощность в сеть.
Следовательно, турбогенераторы и генераторы могут быть ис-
пользованы в качестве синхронных компенсаторов при вращающейся
и отсоединенной турбине.
Возбуждение и синхронизация генераторов и компенсаторов.
Возбуждение генераторов обеспечивает создание магнитного поля для
получения э. д. с. Для этого необходимо питать обмотки ротора
синхронной машины постоянным током, который обычно вырабаты-
вается шунтовыми генераторами — возбудителями, устанавливае-
мыми на одном валу с ротором машины. Мощность возбудителя со-
ставляет 0,3—1% мощности синхронного генератора, напряжение
возбуждения 115—400 в. Чем больше мощность синхронного гене-
24
Рис. 2.2. Схема возбуждения син-
хронного генератора
ратора, тем выше напряжение возбужения, при этом относитель-
ная мощность возбудителя меньше.
На рис. 2.2 приведена схема возбуждения синхронного генера-
тора. Регулирование напряжения на зажимах генератора 1 при его
работе осуществляется изменением тока в обмотке возбуждения 8
машины. Для этого в цепь обмотки возбуждения 3 возбудителя 2
включен реостат 4, изменением сопротивления которого достигается
регулирование напряжения воз-
будителя.
Для контроля напряжения
цепи возбуждения генератора
служит вольтметр 5; для конт-
роля тока — амперметр 7, под-
ключенный к шунту 6.
С ростом мощностей синхрон-
ных машин (при мощностях ге-
нераторов, больших 150 Мет)
мощность машинных возбудите-
лей становится настолько боль-
шой, что затрудняет их установ-
ку на общий вал синхронной ма-
шины. Поэтому постоянный ток
для возбуждения мощных генераторов в настоящее время полу-
чают различными устройствами вентильного возбуждения, где
возбуждение осуществляется выпрямленным током от различных
преобразователей и выпрямителей.
Данные эксплуатации показывают, что вентильное возбуждение
обеспечивает необходимую мощность и обладает большим быстродей-
ствием, чем обычное машинное возбуждение. К недостаткам вен-
тильного возбуждения следует отнести сложность установки, необ-
ходимость весьма тщательной наладки всех ее элементов для устой-
чивой и надежной работы.
Существуют различные системы питания выпрямителей вен-
тильного возбуждения, но наибольшее распространение получили
системы, оказавшиеся наиболее эффективными по конструкции и в
эксплуатации. В качестве источника в этих системах применяют
вспомогательный генератор трехфазного тока, сидящий на одном
валу с главным. Ток от такого генератора выпрямляется и подает-
ся на ротор 5 основного генератора 1.
Принципиальная схема подобной системы возбуждения показана
на рис. 2. 3. Первая группа выпрямителей 3 питается от части вит-
ков статора вспомогательного генератора 2. Вторая группа выпрями-
телей 4 служит для форсировки возбуждения, питается от полного
напряжения вспомогательного генератора.
Регулирование напряжения указанного вспомогательного гене-
ратора производится автоматически обмоткой возбуждения возбуди-
теля 6.
2В. Зак. 2389
25
В системе возбуждения имеет большое зйачение устройство для
гашения поля.
Автомат гашения поля АГП предназначен для
снижения э. д. с. генератора до минимальной величины с целью
Рис. 2.3. Схема ионного возбуждения синхрон-
ных генераторов
уменьшения размера повреждения от токов короткого замыкания как
в самом генераторе, так и на выводах до выключателя после отклю-
чения генератора от сети.
В настоящее время применяются два способа гашения магнит-
ного поля: схема АГП с гасительным сопротивлением и новая схема
АГП с дугогасительной решеткой. Простой разрыв в цепи возбуж-
дения для гашения поля недопустим, так как он будет сопровож-
даться большими перенапряжениями на кольцах ротора, опасными
для изоляции его обмотки.
На рис. 2.4 показана принципиальная схема А>ГП с гаситель-
ным сопротивлением. При гашении поля обмотка ротора ОВГ замы-
кается на гасительное сопротивление 7?Г1 блок-контактом АГП,
затем цепь возбудителя отключается главным контактом АГП.
26
Величина гасительного сопротивления выбирается 4—5-кратпой
от сопротивления обмотки ротора. Ток убывает по экспоненциаль-
ной кривой. При указанных значениях гасительных сопротивлений
в цепи ротора длительность гашения поля составляет 6—8 сек.
Это обеспечивает допустимые значения перенапряжения на кольцах
ротора не свыше 4—5-кратного значения номинального напряжения
обмотки возбуждения.
Одновременно с гашением поля ротора производится гашение
поля возбудителя, для чего в схему последовательно с обмоткой
Рис. 2.5. Ав томат гашения поля с дугогаситель-
ной решеткой
возбуждения возбудителя блок-контактом АГП вводится сопротив-
ление РГ2, величина которого устанавливается 8—10-кратной от
сопротивления обмотки возбуждения ОВВ возбудителя В.
Гашение поля по этой схеме происходит относительно медленно;
такая затяжка ликвидации аварии на мощных агрегатах может
вызвать большие повреждения в генераторе. В связи с этим в нас-
тоящее время на новых мощных машинах применяют более’ совер-
шенную схему, обеспечивающую быстрое гашение поля ротора.
Автомат гашения поля (рис. 2.5) представляет собой устройство
для гашения электрической дуги, которая образуется при отклю-
чении в цепи возбуждения. АГП имеет главные контакты 1 и дуго-
гасительные 2, которые снабжены дугогасительной решеткой 3.
Дугогасительная решетка состоит из медных пластин 4 с зазорами
между ними в 1,5 мм и шунтирующего сопротивления 5.
Работа автомата АГП происходит в такой последовательности.
Сначала размыкаются главные контакты, на которых дуга не
возникает, так как они шунтируются замкнутыми дугогаситель-
ными контактами 2, затем контакты 2 размыкаются и на них возпи-
2В*
27
кает электрическая Дуга. Дуга втягивается в дугогасительную
решетку, попадает в зазоры между пластинами, разбивается на ряд
последовательно включенных коротких дуг и при этом гаснет.
Изменением числа пластин и сопротивлений решетки можно ре-
гулировать время гашения поля ротора.
В систему возбуждения синхронных генераторов входят также
устройства для форсировки возбуждения и регулирования напря-
жения.
Рис. 2.6. Устройство форсировки возбуждения
Наиболее простым средством для увеличения напряжения син-
хронных генераторов в аварийном режиме является устройство
автоматической форсировки возбуждения
АФВ.
На рис. 2.6 показана автоматическая форсировка возбуждения,
представляющая собой релейную схему, состоящую из реле мини-
мального напряжения (£/<Э, указательного реле (У) и контактора
(К), замыкающего накоротко шунтовой реостат гш в цепи возбуди-
теля В при снижении напряжения более чем на 15% от номиналь-
ного значения. Напряжение срабатывания реле выбирается таким,
чтобы можно было исключить его действие при возможных отклоне-
ниях напряжения в нормальных эксплуатационных условиях.
Во избежание неправильной работы схемы в случае перегорания
предохранителя в цепи оперативного тока устанавливаются два
реле минимального напряжения с последовательным соединением
контактов и с питанием их от трансформаторов, включенных на
разные фазы. Схемой также предусматривается автоматический
вывод устройства из работы при отключении генератора. Для этого
служит блок-контакт В, который при нормальной работе замкнут;
размыкается он при оперативном и аварийном отключении генера-
тора.
28
Кроме форсировки возбуждения, для регулирования напряжения
при малых изменениях устанавливаются автоматические регуля-
торы напряжения.
Автоматические регуляторы напряжения
ЛРН синхронных машин предназначены для поддержания напряже-
ния на заданном уровне независимо от изменения режима их работы.
Этим обеспечивается надлежащее качество электрической энергии
п надежность электроснабжения. При коротком замыкании (к. з.)
автоматические регуляторы напряжения поддерживают более вы-
сокий уровень напряжения на шинах станции, чем это имело бы
место при отсутствии АРН, чем
обеспечивается надежная работа
приемников электроэнергии в ава-
рийном режиме.
Применяются различные кон-
струкции регуляторов напряже-
ния, наиболее распространенными
из которых в настоящее время яв-
ляются устройства компаундирова-
ния, обычно поставляемые заво-
дами вместе с генераторами для
электромашинных возбудителей по-
стоянного тока.
Автоматическое регулирование
Рис. 2.7. Устройство компаунди-
рования
напряжения путем компаундиро-
вания возбуждения основано на изменении возбуждения возбуди-
теля в зависимости от тока нагрузки в статоре синхронного генера-
тора. Схема компаундирования возбуждения приведена на рис. 2.7.
Компаундирующее устройство состоит из трансформаторов тока,
установленных в цепи статора синхронного генератора, и группы
селеновых выпрямителей, соединенных по трехфазной мостовой
схеме. Выпрямленный ток подводится к обмотке возбуждения воз-
будителя и является тем дополнительным током iK к току возбуж-
дения ie, который обеспечивает увеличение возбуждения синхрон-
ного генератора при росте его нагрузки.
Синхронизацией называется создание условий, необходимых для
включения синхронных машин на параллельную работу. Сущест-
вует два вида синхронизации: точная и грубая синхронизация,
или самосинхронизация.
Точная синхронизация выполняется, когда разность напряжений
допускается порядка 5—10%, разность частот — 0,1—1% и угол
расхождения между векторами напряжений не превышает 10°.
Выполнение этих условий сопряжено с рядом трудностей при
синхронизации.
Поэтому в последнее время получила широкое распространение
грубая синхронизация, или самосинхронизация. При этом генератор
включают в невозбужденном или маловозбужденном состоянии
29
(10—20% от номинального возбуждения). В момент включения
генератора остаточное напряжение на зажимах его статора не долж-
но быть более 0,2 1/г.НОм, а разность частот генератора и сети не
должна быть более 1,5 гц.
Преимуществами самосинхронизации являются простота опера-
ций, позволяющая безошибочно включать генератор и легко авто-
матизировать процесс включения; быстрота включения и возмож-
ность включения в аварийных условиях работы при больших коле-
баниях напряжения и частоты в системе.
§ 2.2. Силовые трансформаторы
и преобразовательные агрегаты
Силовые трансформаторы, как и синхронные генераторы, яв-
ляются основным электрическим оборудованием энергетических
систем, обеспечивающим передачу и распределение электроэнергии
от электрических станций к потребителям. С помощью трансформа-
торов осуществляется повышение напряжения до величин (ПО—
750 /се), необходимых для линий электропередач энергосистем,
а также многократное ступенчатое понижение напряжений до ве-
личин, применяемых непосредственно в приемниках электроэнер-
гии (220, 380, 660 в).
На повышающих и понижающих подстанциях применяют трех-
фазные или группы однофазных трансформаторов с двумя или тре-
мя раздельными обмотками. В зависимости от числа обмоток транс-
форматоры разделяются на двухобмоточные и трехобмоточные. Об-
мотки высшего, среднего и низшего напряжений принято сокращен-
но обозначать соответственно ВН, СН, НН.
В СССР применяются трансформаторы с обмотками следующих
напряжений: 3, 6, 10, 20, 35, 110, 150, 220, 330, 500 и 750 кв. Каждый
трансформатор характеризуется номинальными данными [мощно-
стью (кеа), токами первичной и вторичной обмоток (а), потерями
на нагрев меди и стали {кет), а также напряжением короткого замы-
кания (в)] и группой соединений.
Напряжением короткого замыкания UK трансформатора на-
зывают то напряжение, которое необходимо подвести к одной из
обмоток при замкнутой накоротко другой, чтобы в последней про-
текал номинальный ток. Это напряжение в процентах от номи-
нального, отнесенное к мощности наиболее мощной обмотки, дает-
ся в каталогах и составляет в зависимости от мощности трансфор-
матора 5,5—17%.
Группой соединений называют угловое (кратное 30°) смещение
векторов между одноименными вторичными и первичными линей-
ными напряжениями обмоток трансформатора. На электрических
станциях и подстанциях наибольшее распространение получили
следующие схемы и группы соединений двухобмоточпых трансформа-
30
торов: звезда — звезда с выведенной нейтралью Л/Ло — 12, звезда —
треугольник Д/Д — 11,звезда с выведенной нейтралью —треу-
гольник До/Д — 11.
В трехобмоточных трехфазных трансформаторах наиболее ча-
сто применяются соединения звезда — звезда с выведенными ней-
тралями — треугольник’.^/ДоМ — 12—11.
Регулирование коэффициента трансформации можно осущест-
влять при включенном (под нагрузкой) или при отклоненном транс-
форматоре.
Трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой
применяются на электрических станциях и районных подстанциях
и рассмотрены в гл. IX.
Регулирование напряжения трансформаторов при отключенной
нагрузке производится на подстанциях промышленных пред-
приятий.
Номинальные токи обмоток трансформатора указываются в ката-
логах. Под номинальной нагрузкой следует понимать нагрузку,
равную номинальному току (номинальной мощности), которую
трансформатор может нести непрерывно в течение всего срока
службы при номинальных температурных условиях. Эти условия
соответствуют максимальной температуре + 35° С и среднегодовой
+ 5° С при установке трансформатора на открытом воздухе.
В процессе работы трансформатора изоляция его изнашивается.
На старение и срок службы изоляции трансформатора основное
влияние оказывает температура нагрева его обмоток, зависящая
от нагрузки и условий охлаждения. Для трансформаторов, уста-
навливаемых в местностях с максимальной температурой воздуха
+ 35° С, превышение температуры (перегрев) обмоток над темпе-
ратурой воздуха не должно превосходить + 70° С. Таким образом,
наибольшая допустимая температура нагрева обмоток составляет
35 + 70 = 105° С.
Если бы трансформатор все время работал при температуре на-
грева обмоток 105° С, то срок его службы был бы весьма малый (ме-
нее 2 лет). В действительных условиях работы трансформаторов
температура окружающего воздуха изменяется как в течение суток,
так и по сезонам. Если при этом температура нагрева обмоток из-
меняется в пределах от + 105° С до некоторого меньшего значения,
то износ изоляции обмоток уменьшается и срок службы трансформа-
тора соответственно увеличивается. При номинальных температур-
ных условиях охлаждения и номинальной нагрузке срок службы
трансформатора длится примерно 25 лет. Температура нагрева тран-
сформатора обычно контролируется по температуре верхних слоев
масла. Эта температура, по Правилам технической эксплуатации,
не должна превышать + 95° С.
Для всех трансформаторов в зависимости от условий эксплуата-
ции, определяемых резервом трансформаторной мощности, графиком
нагрузки и температурой окружающей среды, могут быть допущены
31
нормальные и аварийные перегрузки. Нормальные, или систе-
матические, перегрузки допускаются в зависимости от суточного
графика нагрузки и недогрузки трансформаторов в летнее время.
В действительных условиях эксплуатации трансформаторов нагруз-
ка не бывает постоянной, она изменяется в течение суток, что
характеризуется коэффициентом заполнения графика нагрузки k3.
Последний представляет собой отношение площади, ограничен-
ной графиком, к максимально возможной площади суточного графи-
ка, т. е. к площади прямоуголь-
ника, сторонами которого являют-
ся абсцисса Т = 24 ч и ордина-
та I niax^
V24 it I
, 2j0 11 /cp
b„ — ~---- —----
(2.1)
т. e. он представляет собой отно-
шение среднесуточного тока к мак-
симальному (см. гл. VII).
Если коэффициент заполнения
&з<1,то из диаграммы нагрузоч-
ной способности (рис. 2.8) для за-
данного значения k3 определяют
допустимую кратность максималь-
ной нагрузки по отношению к но-
минальной ka = ~‘ в зависимости
I ном
от продолжительности перегрузки
в часах.
Таким образом определяются
максимумы тока /гаах = knIsmi или
мощности Smax = бцЗном, допустимой для рассматриваемого транс-
форматора в течение п часов в сутки.
Летом трансформаторы, как правило, несут нагрузки значи-
тельно меньшие, чем зимой, и ниже номинальной, поэтому износ
изоляции меньше нормального. Это обстоятельство позволяет зи-
мой (декабрь — февраль) без ущерба для срока службы трансфор-
матора дополнительно увеличить нагрузку сверх рассчитанной
(рис. 2.8) на столько процентов, на сколько нагрузка летом (июнь —
август) была меньше номинальной.
Допустимая перегрузка трансформатора с учетом вышеуказан-
ных условий эксплуатации не должна превышать 30%.
При отсутствии па подстанции собственного трансформаторного
резерв»! обычно пользуются складским или передвижным резервом,
на установку которого требуется значи тельное время. Поэтому'пра-
вилами устройства электроустановок (11УЭ) допускается при коэф-
фициенте заполнения графика нагрузки менее 0,75 перегрузка транс-
форматоров до 140% продолжительностью не более 6 часов в сутки
32
в течение пяти суток. При необходимости рекомендуется применять
форсированное охлаждение трансформатора (обдув) путем установ-
ки вентиляторов.
В трансформаторе, включенном под нагрузку, непрерывно вы-
деляется значительное количество тепла в его обмотках и в стали
магнитопровода. Для обеспечения температуры нагрева транс-
форматора в пределах, указанных выше, необходимо в течение все-
го срока его эксплуатации непрерывно отводить выделяющееся теп-
ло от трансформатора в окружающее пространство, т. е. эффективно
охлаждать трансформатор.
Трансформаторное масло, заполняющее бак, выполняет функ-
ции изоляции и охлаждающей среды. При работе трансформатора
масло в нем непрерывно циркулирует. В процессе естественной цир-
куляции масло поглощает тепло, выделяющееся в обмотках и маг-
нитопроводе, нагревается и поднимается вверх. Затем нагретое мас-
ло движется вниз вдоль охлаждающих поверхностей — по стен-
кам бака, трубам или радиаторам. При этом масло охлаждается и
отдает тепло по пути своего движения через ребристый кожух,
трубы и радиаторы в окружающее пространство.
В зависимости от мощности в трансформаторах применяют раз-
личные виды охлаждения:
а) естественное масляное (Л1);
б) масляное с воздушным дутьем (Д');
в) с принудительной циркуляцией масла через водяной охла-
дитель (Ц);
г) с принудительной циркуляцией масла через пристроенные
на баке охладители, обдуваемые вентиляторами (ДЦ).
д) с естественным воздушным охлаждением в трансформаторах
с сухой изоляцией (С).
Преобразовательные агрегаты. На подстанциях, предназначен-
ных для преобразования переменного тока в постоянный, устанав-
ливаются преобразовательные агрегаты, состоящие из трансформа-
тора и выпрямителя с необходимыми для эксплуатации дополнитель-
ными устройствами. На таких преобразовательных подстанциях
применяют различные виды выпрямителей (вентилей), соединенных
по определенной схеме с трансформатором. Наибольшее рас-
пространение на преобразовательных подстанциях промышленных
предприятий получили ртутные и кремниевые выпрямители
(см. гл. XIV).
Ртутные выпрямители подразделяют по числу анодов в одном
корпусе — на анодные и многоанодные; по способу создания ваку-
ума — с постоянной насосной откачкой газов (разборные вентили)
и без насосной откачки газов (неразборные запаянные вентили); по
способу охлаждения — с водяным и воздушным охлаждением; по
способу образования катодного пятна — на экситроны с постоянно
горящей дугой возбуждения и игнитроны, в которых катодное
пятно образуется в момент работы вентиля.
33
Рис. 2.9. Схема включения
ртутного выпрямителя
Схемы выпрямления различают в зависимости от числа фаз
вторичной обмотки трансформатора, питающего приемник постоян-
ного тока, а также от того, на какое напряжение (фазное или между-
фазное) включен приемник. В зависимости от числа фаз вторичной
обмотки, в которые включены вентили, различают схемы выпрямле-
ния одно-, двух-, трех-, шести-, двенадцатифазные. По способу
включения схемы выпрямления подразделяют на нулевые, когда
каждый вентиль включают на фазное напряжение между фазой и
нулем через приемник энергии, и на мо-
стовые, когда вентили включают на меж-
дуфазное напряжение.
Одной из важнейших характеристик
схем является число пульсаций выпрям-
ленного напряжения за период. По это-
му признаку различают схемы одно-,
двух-, трех-, шестипульсовые и т. д.
При нулевых схемах число пульсаций
в большинстве случаев равно числу
фаз, при мостовых — вдвое больше. Пе-
риодичность пульсаций определяется
количеством коммутаций за период: чем
больше коммутаций (переключений вен-
тилей), тем меньше пульсация выпрям-
ленного напряжения и тока. Это дости-
гается применением трансформаторов,
имеющих многофазную вторичную об-
мотку, или применением нулевых и мо-
стовых схем выпрямления.
Пример двенадцатипульсовой схемы выпрямления приведен на
рис. 2.9, в которой применяют спаренную работу двух преобразова-
тельных агрегатов, имеющих (каждый) шестипульсовые схемы вы-
прямления. Для получения мгновенного выпрямленного напряже-
ния со сдвигом в 30° в схеме применено соединение «две обратные
звезды с разделяющей катушкой». При этом первичная обмотка
трансформатора у одного агрегата соединяется в звезду, а у друго-
го— в треугольник. Полученная мгновенная разность напряжений
теряется в уравнительных реакторах, установленных в нулевой цепи.
Каждый такой преобразовательный агрегат, состоящий из транс-
форматора и выпрямителя, характеризуется номинальными значе-
ниями мощности, тока и напряжения переменного и постоянного
тока. Трансформаторы, предназначенные для питания ртутных вы-
прямителей, отличаются от обычных силовых трансформаторов
схемой соединения вторичных обмоток, размещением этих обмоток
на сердечниках, усиленным креплением, а также наличием указан-
ных на рис. 2.9 уравнительных реакторов. Трансформаторы, вы-
пускаемые отечественной' промышленностью для питания ртутных
выпрямителей, обозначаются ТМР.
34
§ 2.3. Изоляторы и шины распределительных
устройств
Токоведущие части электроустановок крепятся и изолируются
друг от друга и по отношению к земле при помощи изоляторов.
Изоляторы для электроустановок напряжением выше 1000 в изго-
товляются из фарфора, так как он обладает высокой механической
и электрической прочностью и достаточной теплостойкостью.
Изоляторы делятся на линейные, станционные и аппаратные.
Линейные изоляторы предназначаются для крепления
проводов воздушных линий (см. гл. XI); аппаратные — для креп-
ления и вывода токоведущих частей аппаратов, станционные —
для крепления шин в распределительных устройствах.
Станционные изоляторы в свою очередь подразде-
ляются на опорные и проходные.
Опорные изоляторы типа QA, ОБ, ОВ, ОД, ОЕ (с механической
прочностью А, Б, В, Д, Е) для внутренних установок на напряже-
ние 6—35 кв служат для крепления шин и аппаратуры распредели-
тельных устройств. Изготовляются они с овальным, круглым
или квадратным основанием; металлические части (арматура) для
крепления изоляторов заделываются снаружи фарфорового корпуса.
Малогабаритные опорные изоляторы типа ОМА имеют внутрен-
нюю заделку арматуры.
Для внутренних установок применяют также изоляторы из ба-
келизированной бумаги.
Опорные изоляторы для наружных установок изготовляются
штыревыми (ШТ-35, ИШД-35) и стержневыми (СО-35, СТ-110 и
КО-НО). Для повышения электрической прочности эти изоляторы
выполняются с более развитой, чем внутренней установки, поверх-
ностью (ребристые, с юбками и т. д.). Они изготовляются из фарфо-
ра. В последнее время их стали делать также из стекла.
Проходные изоляторы (для внутренних и наружных установок)
предназначены для вывода токоведущих частей из зданий и для
прокладки шин через стены и перекрытия.
Наибольшее применение находят проходные изоляторы типа ПА
и ПБ (с механической прочностью А, Б) с токоведущими стержнями
прямоугольного сечения на напряжение 6—10 кв и токи 600—1500 а.
При токах более 600 а применяются проходные изоляторы шин-
ного типа ИПШ.
Для установок напряжением от 35 кв проходные изоляторы вы-
полняются обычно с круглыми токоведущими стержнями.
Линейные выводы для наружных установок типа ПН Б и ПНВ
изготовляются на токи 400—4000 а и на напряжение 6—35 кв. В
линейных выводах для повышения электрической прочности наруж-
ная часть, подвергаемая атмосферному воздействию (влага, пыль
и др.), выполняется с более развитой поверхностью (ребристой,
с юбками).
35
Материалами для изготовления проходных изоляторов являются
фарфор, гетинакс, кабельная бумага, компаунды, прессшпан и
бакелит.
Шины в распределительных устройствах напряжением выше
1000 в изготовляются из меди, алюминия и стали и имеют круглое,
прямоугольное или коробчатое сечение.
В закрытых установках медные шины применяются только
в особых случаях, в открытых установках — при агрессивной среде
(морское побережье, территория химических заводов).
Как правило, в распределительных устройствах применяются
алюминиевые шины. В закрытых установках напряжением до
35 /се устанавливаются алюминиевые шины прямоугольного (пло-
ского) сечения; в открытых установках шины выполняются круг-
лыми многопроволочными сталеалюминиевыми проводами.
В зависимости от величины тока шины собирают по одной, две,
три и больше полосы в одном пакете на фазу. Зазор между шинами
в пакете обычно выбирается равным толщине шины.
s Для токов больше 3000 а применяют шины коробчатого сечения.
Шина фазы А окрашивается в желтый цвет, В — в зеленый и С —
в красный. При монтаже жестких плоских и коробчатых шин
(если длина ошиновки для алюминия больше 15 м, а для меди —
больше 25 м) шины каждой фазы делятся на отдельные участки,
соединяемые гибкими перемычками — компенсаторами. Среднюю
точку каждого пролета шин между двумя компенсаторами глухо
закрепляют на соответствующем изоляторе. На других изоляторах
на шинодержатели ставят приспособления для продольного переме-
щения шин, вызываемого изменением их температуры. Для предо-
хранения контактных соединений от окисления шины не должны
работать с температурой выше 70° С.
§ 2.4. Разъединители, короткозамыкатели,
отделители и предохранители
Разъединителем называется электрический аппарат напряже-
нием выше 1000 в, используемый в системах электроснабжения
для разъединения и переключения участков сети с малыми токами
под напряжением и создающий разрыв электрической цепи, кото-
рый виден по положению подвижной части разъединителя.
По условиям техники безопасности, при ремонте оборудования
распределительных устройств в токоведущих частях электроуста-
новки со всех сторон, откуда может быть подано напряжение, дол-
жен быть виден разрыв цепи. Указанное требование выполняется
установкой разъединителей в распределительных устройствах.
Разъединители не имеют специальных устройств для гашения
дуги.
Отключение разъединителем больших токов может вызвать
опасное короткое замыкание между фазами из-за возникшей элект-
36
рической дуги. Поэтому разъединители снабжаются блокировкой,
предохраняющей от отключения тока нагрузки.
Разъединителями допускается отключать холостой ход транс-
форматоров (10 кв — мощностью до 750 ква, 20 кв — мощностью до
6300 ква, 35 кв — мощностью до 20 000 ква и 110 кв — мощностью
до 40 500 ква), заземление нейтралей трансформаторов и дугогася-
щих катушек, уравнительный ток линий (при разности напряжений
не больше 2%), токи замыкания на землю (не превышающие 5 а
при 35 кв и 10 а при 10 кв), а также небольшие зарядные токи.
Рис. 2.10. Трехполюсный разъединитель внутренней уста-
новки типа РВ-10/600
Разъединители подразделяются на разъединители внутренней
и наружной установки.
Разъединители внутренней установки выполняются однополюс-
ными и трехполюсными. Общий вид трехполюсного разъединителя
для внутренней установки типа РВ-10/600 приведен на рис. 2.10.
Разъединители для наружных установок, например РЛНЗ-35,
изготовляются повышенной механической прочности, с отдельны-
ми полюсами, которые соединяются для управления общим при-
водом (рис. 2.11).
Короткозамыкателями называются аппараты напряжением
от 35 кв и выше, имеющие надежную конструкцию контактов и
снабженные специальным приводом, позволяющим осуществлять ав-
томатическое включение ножа короткозамыкателя, создавая метал-
лическое короткое замыкание на землю на подстанциях без вык-
37
лючателей. Применение на таких подстанциях короткозамыкателей
вызывается экономическими соображениями (см. гл. IV и V).
Короткозамыкатель КЗ-220 приведен на рис. 2.12.
Отделителями называются аппараты напряжением от 35 кв и
выше, имеющие надежную конструкцию контактов и снабженные,
как и короткозамыкатели, специальным приводом, позволяющим
осуществлять автоматическое отключение подвижной части отдели-
теля. Отделители напряжением 35—220 кв допускают отключение
Рис. 2.11. Разъединитель наружной установки типа
РЛНЗ-35
тока холостого хода трансформаторов и зарядного тока воздушных
линий электропередачи любой протяженности при бестоковой пау-
зе, обусловленной действием защиты (см. гл. XVII). Включение от-
делителей производится вручную.
Отделители выпускаются на базе двухколонковых разъедините-
лей серии РЛНД-110.
Устройство одного полюса отделителя ОДЗ-110 дано на рис. 2.13.
При монтаже этих отделителей три полюса объединяются в один
комплект аппарата.
Типы короткозамыкателей, отделителей и приводов к ним даны
в табл. 2.2.'
Плавкие предохранители выполняют операцию автоматического
отключения'цепи при превышении определенной величины тока.
После срабатывания предохранителя необходимо сменить плавкую
38
вставку или патрон, чтобы подготовить аппарат для дальнейшей
работы.
Ценными свойствами плавких предохранителей являются про-
стота устройства, относительно малая стоимость, быстрое отключе-
ние цепи при коротком замыкании (меньше одного периода), способ-
ность предохранителей типа ПК ог-
раничивать ток в цепи при коротком
замыкании.
К недостаткам плавких предохра-
нителей относятся следующие: пред-
охранители срабатывают при токе,
значительно превышающем номиналь-
ный ток плавкой вставки, и поэтому
избирательность отключения не обес-
печивает безопасность отдельных
участков сети; отключение цепи плав-
ким предохранителем связано обычно
с перенапряжением; возможно одно-
фазное отключение и последующая
ненормальная работа установок или
участков сети.
Несмотря на указанные недостат-
ки, плавкие предохранители получи-
ли широкое применение для защиты
силовых трансформаторов небольшой
мощности, электродвигателей, рас-
пределительных сетей и измеритель-
ных трансформаторов напряжения.
Наибольшее применение получили
газогенерирующие предохранители с
использованием твердых газогенери-
рующих материалов (так, например,
фибры, винипласта, борной кислоты
и др.) и кварцевые, в которых патрон
с плавкой вставкой заполнен квар-
цевым песком (материалом, не выде-
ляющим газа под действием высокой
температуры дуги).
Газогенерирующие плавкие пред-
охранители выполняются с выхлопом
Рис. 2.12. Короткозамыкатель
типа КЗ-220:
1 —основание; 2— колонка изолято-
ров; 3— складывающийся нож (пан-
тограф); 4 —изоляторы ИКО-1; 5 —
изолирующая вставка; 6 — транс-
форматоры тока ТШЛ-0,5; 7 —при-
вод шпк
и без выхлопа газа из патрона при
срабатывании.
Предохранители с выхлопом газа из патрона называют также
стреляющими, поскольку срабатывание их сопровождается зву-
ковым эффектом, похожим на ружейный выстрел. Они предназна-
чены для наружной установки в устройствах с номинальным напря-
жением до 220 кв включительно.
39
В настоящее время разработаны конструкции силовых стреляю-
щих предохранителей на номинальное напряжение ПО кв и номи-
нальные токи 50, 100 и 200 а с предельной трехфазной мощностью
отключения соответственно 750, 1000 и 15 000 Мва.
Рис. 2.13. Отделитель типа ОДЗ-110 (включен-
ное положение):
/, '2 —изоляторы СТ-110; 3,4 — полуножи; 5—ламель;
б—привод ШПП и ШППО; 7 —нож заземления; 8 — при-
вод ПРН- МОМ
Конструкция (а) и общий вид (б) плавкого предохранителя типа
ПСН-35 приведены на рис. 2.14. При перегорании плавкой вставки
вытягивается проводник из патрона; при этом дуга растягивается и
приходит в соприкосновение с газогенерирующим материалом.
Выделяющиеся газы выбрасывают проводник с большой скоростью
из трубки, что способствует деионизации дугового промежутка.
Предохранители с кварцевым заполнением изготовляют на на-
пряжения до 35 кв включительно для защиты силовых цепей типа
ПК и трансформаторов напряжения типа ПКТ.
40
Таблица 2.2
Типы короткозамыкателей и отделителей электродинамическая! 1 устойчивость (ампли- тудное значение), ко о j короткого амыкания термическая устойчи- вость, ка Полное время, сек i Вес аппарата с приводом и ножом заземления, кг 1 Тип привода
коро гкозамыкатель (однополюсный)
двухсекунд- ный включе- I НИЯ
КЗ-35 кз-по КЗ-154 КЗ-220 КЗ-330 КЗ-500 42 42 34 34 67 59 18 18 16,5 16,5 17 (десяти- секундный) 15 (десяти- секундный) 0,4 0,4 0,5 0,5 0,1 0,1 160 187 389 395 3520 4000 шпк ШРНФ-2
отделитель (трехполюсный)
десяти- секундный 0) , 5* О) О я в* £ 2 2 к s к f- S К я О S3 и д
ОД-35/600* 80 12 0,5 310
ОД-110/600 80 12 0,7 613
ОД-154/600 80 13 0,9 1240 Ш О
ОД-220/600 80 12 1,0 1360
ОД-220/Ю00 80 15 1,0 1390 ШПО
ОД-330/2000 67 17 0,1 3520 ШРНФ-2
ОД-500/2000 59 15 0,1 5000
* Числитель указывает поминальное напряжение в киловольтах, знаменатель — но-
минальный ток в амперах. В обозначениях типа номинальный ток обычно опускается.
Если отделитель имеет нож заземления с приводом, в обозначениях типа добавляется
буква 3. Например, ОДЗ-35.
41
Общий вид кварцевого предохранителя на напряжение 10 кв
типа ПК показан на рис. 2.15. Патрон предохранителя вставляется
латунными колпачками 2 в неподвижные пружинящие контакты 7,
укрепленные на опорных фарфоровых изоляторах 8.
Рис. 2.14. Плавкий пре-
дохранитель типа
ПСН-35:
/—трубка из газогенериру-
ющего материала; 2 — плав-
кая вставка; 3— металличе-
ский колпак! -/ — гибкий про-
водник; 5 —наконечник; 6 —
скоба; 7 — рычаг; 8 — держа-
тель; 9—опорные изоляторы
Патрон представляет собой фарфоровую трубку 7, закрытую
с обоих торцов латунными колпачками. Патрон заполнен сухим
Рис. 2.15. Кварцевый предохра-
нитель на 10 кв-.
а — общий вид; б —разрез патрона
кварцевым песком. Внутри него
помещена плавкая вставка, состоя-
щая из нескольких параллельных
медных спиралек 3 и 4 с напаян-
ными на них шариками из олова.
Помимо плавких вставок, в патроне
размещена еще стальная спираль-
ка 5, соединенная с якорем указа-
теля срабатывания 6. В процессе
работы предохранителя стальная
спираль также перегорает и осво-
бождает указатель, который вытал-
кивается вниз специальной пружи-
ной.
В кварцевых предохранителях
типа ПК, ПКН, ПКЭ (табл. 2.3)
для снижения пика перенапряже-
ний применяют вспомогательные
плавкие вставки, составленные из
двух проволочек разных сечений.
42
Таблица 2.3
Номи- нальное напря- жение, кв Наиболь- ший но- миналь- ный ток патрона, а Ток плавкой вставки, а Предельный ток отключения, ка Наиболь- шая разрыв- ная мощ- ность (3-фаз- ная), Мва Наибольший пик тока при отклю- чении предель- ного тока к. з., ка
симмет- ричная состав- ляющая с учетом аперио- дичной состав- ляющей
3 7,5 30 100 200 400 2; 3; 5; 7; 5 10 15; 20; 30 40; 50; 75 100 150; 200 300; 400 40 60 — 6,5 24,5 35 50
6 7,5* 30* 75 150 300 2; 3; 5; 7,5; 15; 20; 30 40; 50; 75 100; 150 200; 300 20 30 200 6,7 14 25 35
10 7,5* 30* 50 100 200 2; 3; 5; 7,5; 15; 20; 30 40; 50 75; 100 150; 200 12 18 — 5,5 8,6 15,5 24
35 10 20 40 2; 3; 5; 7,5 15; 20 30; 40 3,5 5 — 1,8 2,8 42
* Для экскаваторных предохранителей типа ПКЭ (установок, подверженных тряске
и вибрации), а также для предохранителей наружной установки типов ПК-6Н и ПК-ЮН.
Сначала перегорает часть вспомогательной вставки меньшего сече-
ния, а затем часть вставки большего сечения. Этим уменьшается
длина пробиваемых промежутков (каналов), а следовательно, сни-
жается перенапряжение при срабатывании предохранителя.
До сравнительно недавнего времени считалось, что предохрани-
тели типа ПК могут устанавливаться лишь во внутренних электро-
установках. Практика эксплуатации показала, что при создании
надлежащей герметичности патрона предохранителя, не допускаю-
щей проникновения влаги внутрь патрона, предохранители типа
ПК могут применяться и в наружных установках.
43
§ 2.5. Выключатели напряжением выше 1000 в
и выключатели нагрузки
При передаче и распределении электрической энергии напряже-
нием выше 1000 в требуется производить включение и отключение
электрических цепей или их переключение под нагрузкой. Эти опе-
рации выполняются при помощи выключателей.
Выключатель должен включать и отключать токи не только при
нормальном режиме работы электроустановки, но также при раз-
личных авариях и коротких замыканиях, которые сопровождаются
весьма большим увеличением токов. Следовательно, выключатель
является наиболее ответственным элементом распределительного
устройства. Отметим основные принципы его работы.
При разрыве электрической цепи разомкнувшимися контактами
выключателя возникает электрическая дуга. Большая напряжен-
ность электрического поля у поверхности в момент расхождения
контактов вызывает эмиссию электронов с металла того контакта,
который является в это время катодом. Начальной эмиссии электро-
нов с поверхности контактов способствует также повышение тем-
пературы контактов из-за увеличения переходного сопротивления
между ними. Это приводит к ударной ионизации воздушного проме-
жутка быстро движущимися к аноду под действием электрического
поля электронами и термической ионизации, вызванной температу-
рой дуги. При этом возникающие в ионизированной воздушной
среде ионы под действием электрического поля движутся к катоду,
а электроны — к аноду. Ионы при приближении к катоду способст-
вуют выходу из катода новых электронов, т. е. поддерживают воз-
никшую начальную эмиссию, а следовательно, и весь процесс иони-
зации и прохождение в цепи тока.
Процесс ионизации сочетается с процессом деионизации в ре-
зультате восстановления из электронов и ионов нейтральных атомов
в самой дуге и прилегающих к ней слоях.
Поэтому при конструировании электрических аппаратов, пред-
назначенных для замыкания и размыкания цепи с током, предус-
матривают специальные деионизирующие устройства, способствую-
щие быстрому гашению дуги: охлаждение дуги посредством пере-
мещения ее в окружающей среде; обдувание дуги воздухом или хо-
лодными неионизированными газами; расщепление дуги на нес-
колько параллельных дуг малого сечения; удлинение, дробление и
соприкосновение дуги с твердым диэлектриком; размещение кон-
тактов в интенсивно деионизирующей среде; создание высокого
давления в дуговом промежутке и т. п.
В зависимости от применяемой дугогасительной среды выклю-
чатели бывают жидкостные и газовые; из них наиболее распростране-
ны соответственно масляные и воздушные. В масляных выключате-
лях дугогасительной средой является трансформаторное масло; кон-
тактная система находится в баках или в сравнительно небольших
44
бачках, называемых горшками. В воздушных выключателях в ка-
честве дугогасительной среды применяется сжатый воздух; кон-
тактная система помещается в изоляционном цилиндре или
камере.
Выключатели можно разделить на три основных, наиболее рас-
пространенных типа;
1. Выключатели баковые с большим объемом масла, в которых
трансформаторное масло используется для гашения дуги и изоля-
ции токоведущих частей соседних фаз друг от друга и от земли.
2. Выключатели горшковые или малообъемные, в них транс-
форматорное масло используется только как средство для гашения
дуги; бачки этих выключателей во время работы находятся под на-
пряжением, поэтому они изолируются от заземленных частей по-
средством наружных изоляторов. Изоляция дугогасительных ка-
мер от заземленных частей осуществляется с помощью керамиче-
ских или органических изоляционных материалов. При напряже-
ниях 35 кв и выше гасительные камеры малообъемных выключателей
заключаются в фарфоровые рубашки.
3. Выключатели воздушные, в которых гашение дуги произво-
дится сжатым воздухом. В большинстве конструкций воздушных
выключателей гасительные камеры размещаются в фарфоровых изо-
ляторах. Изоляция дугогасительного устройства от заземленных
частей выполняется также с помощью керамических и органических
изоляционных материалов.
Помимо этих трех основных групп, имеется большое количество
различных типов выключателей, в которых используются самые
разнообразные (указанные выше) способы гашения дуги. Так,
в автогазовых выключателях для гашения дуги используется дутье
газов. Газы образуются под действием высокой температуры дуги,
которая в свою очередь действует на вкладыши дугогасительной
камеры, выполненные из органического стекла или фибры.
В некоторых конструкциях выключателей применяются дугога-
сительные решетки из металла или асбоцемента, куда дуга втяги-
вается магнитным полем или сжатым воздухом и разбивается на
большое число коротких дуг, быстро деионизируясь.
Управление выключателем, т. е. его включение и отключение,
может производиться вручную, дистанционно или автоматически;
механизм для включения и отключения выключателя называется
приводом. У большинства выключателей он представляет собой
отдельный аппарат — электромагнитный, пружинный, грузовой
или пневматический, соединяемый с приводным валом выключате-
ля. В воздушных выключателях, например, пневматический привод
конструктивно связан в одно целое с выключателем и его контакт-
ной системой. При ручном управлении, которое применяют для
выключателей малой мощности, воздействуют вручную на маховик
или штурвал, связанный с валом выключателя.
45
выключатель может отключить при
Рис. 2.16. Принцип устройства многообъ-
емного масляного выключателя
Выключатели характеризуются рядом технических параметров,
которые определяют условия их эксплуатации: номинальное и мак-
симальное рабочее напряжение, номинальный рабочий ток, номи-
нальный ток и номинальная мощность отключения.
Номинальным током или номинальной мощностью отключения
выключателя называется наибольший ток или мощность, которые
номинальном напряжении
без каких-либо поврежде-
ний, препятствующих его
дальнейшей эксплуатации.
Многообъемные (бако-
вые) масляные выключате-
ли без специальных уст-
ройств для гашения дуги
(рис. 2.16). Такой выклю-
чатель выполняется в виде
стального бака 1, залитого
трансформаторным маслом
2; в нижней части бака,
внутри изолированного спе-
циальной фанерой 4, имеет-
ся маслоспускной кран 3.
Уровень масла контроли-
руется указательной труб-
кой 5.
Бак крепится к чугун-
ной крышке 8 при помощи
ушек 6 и болтов 7. Проход-
ные изоляторы 9 с токове-
дущими стержнями, на концах которых укреплены неподвижные
контакты 21, пропущены через крышку внутрь бака. Под крыш-
кой бака размещается буферное воздушное пространство 10, из
которого воздух отводится в газоотводную трубу 11.
Включается и отключается масляный выключатель приводом
(см. §2.6), воздействующим на вал выключателя 14. При включении
вал выключателя поворачивается по часовой стрелке и через систему,
состоящую из кривошипно-шатунного механизма с тягами 13, 15,
16 и направляющей 17, поднимает контактную траверсу 23, на ко-
торой укреплены подвижные контакты всех трех фаз выключателя.
Подвижные контакты замыкаются с неподвижными, укрепленными
на концах токоведущих частей проходных изоляторов. При этом
отключающая пружина 18 сжимается, и во включенном положении
выключатель удерживается механической защелкой привода.
При отключении привод смещает защелку. Под действием от-
ключающих пружин, веса подвижных контактов, металлической
траверсы 19 и штанги 20 последняя перемещется вниз, и контакты
выключателя 21 и 23 расходятся. Между ними возникает дуга,
46
а вокруг нее — газовый пузырь 22, состоящий из продуктов разло-
жения масла (70% водорода, 20% этилена, 10% метана). Давление
в газовом пузыре составляет 2 — 4 атм. Водород обладает
большой теплопроводностью и высокой электрической прочностью,
что используется для гашения дуги. Образующиеся газы проходят
через слой масла и выходят в буферное пространство — верхнюю
часть бака, не заполненную маслом. Газы, проходя через слой масла,
должны охладиться, иначе возможен их быстрый прорыв (если
объем масла будет малый) и образование в буферном пространстве
гремучей смеси при соединении водорода и кислорода. С другой
стороны, при слишком большом объеме масла образующиеся газо-
вые пузыри могут произвести удар масла о крышку и вылить его
через трубку 12. Поэтому необходимо постоянно контролировать
уровень масла, его качество, а также чистоту поверхности проход-
ных изоляторов, на которых могут скапливаться раскаленные час-
тицы угля и металла, образуемые при выключении.
Дуга восстанавливается и гаснет несколько раз, поэтому время
выключения многообъемных выключателей продолжительно
(0,15—0,2 сек). Это является одним из недостатков выключателей и
ограничивает их применение в установках небольшой мощности при
напряжении до 10 кв, а также в установках с частыми включениями
и отключениями, например в электрических печах. Недостатком
этих выключателей является также пожароопасность из-за боль-
шого объема масла.
Многообъемные выключатели типа ВМБ-10 рассчитаны на номи-
нальные напряжения 10 кв, номинальный ток 400 а и отключаемую
мощность 100 Мва.
Многообъемные масляные выключатели со специальными
устройствами для гашения дуги. Выключатели с дугогасительными
камерами применяются для ускорения процесса гашения дуги, по-
вышения величины предельно отключаемой мощности. Наиболее
совершенными из них являются выключатели типа МКЦ-35 —•
110-220-500 с камерами поперечного масляного дутья (рис. 2.17).
В них гасительная камера прикрепляется к колпаку проходного
изолятора, представляющего собой маслонаполненный ввод с рас-
ширителем. Под баком размещены электронагреватели масла, дей-
ствующие при температуре ниже 25°.
К верхнему и нижнему концам дугогасительного устройства
подключается шунтирующее сопротивление, назначение которого —
равномерно распределить напряжение на дуге и этим облегчить
процесс ее гашения.
Малообъемные масляные выключатели (горшковые). В этих вы-
ключателях масло помещается в стальных или пластмассовых ба-
ках и используется только как дугогасящая среда. Достоинством
таких выключателей является незначительный объем масла (около
10 кг) по сравнению с масляными выключателями (около 50 кг),из-за
чего горшковые выключатели считаются взрыво- и пожаробезопас-
47
Рис. 2.17. Разрез фазы масляного выклю-
чателя типа МКП-110:
1—бак; 2 — приводной механизм; 3—маслонапо-
лненные вводы с расширителями; 4—трансформа-
торы тока; 5 — дугогасительные камеры; 6 — шун-
тирующие сопротивления; 7 — изолирующая тяга;
8 — траверса подвижных контактов; 9— электропо-
догреватели; 10 — маслоспускной вентиль
ними и устанавливаются
непосредственно на стенах
или на металлических кон-
струкциях.
Металлические баки с
маслом, находящиеся под
напряжением, изолируют-
ся от земли фарфоровыми
опорными изоляторами,
укрепленными на стальной
раме.
Общий вид выключате-
лей типа ВМГ-10 (трехба-
ковый, масляный, горшко-
вый) приведен на рис. 2.18.
Три металлических бака 1
закреплены на опорных
изоляторах 2 и установле-
ны на стальной раме 3. По
обе стороны рамы выведен
вал 6 с двуплечными рыча-
гами 8 и рычагом 10 для
связи с приводом выключа-
теля. К рычагам 8 через
фарфоровые тяги 9 подве-
шены подвижные контакт-
ные стержни 15, проходя-
щие внутрь каждого бака
и в гасительную камеру.
Камера размещается в ниж-
ней части бака, к которо-
му приварен резервуар с
маслом. Внутри этого ре-
зервуара размещается до-
полнительная стальная ка-
мера, где сжимается воз-
дух для дутья при гаше-
нии дуги.
Необходимую амортиза-
цию при включении и от-
ключении выключателя
создают отключающие пру-
жины 4, масляный буфер 5
и пружинный буфер 7. Шины подводятся к контактным зажимам 16
и к зажимам 12 через стальные скобы 13, укрепленные па опорных
изоляторах 14. Последние соединены гибкой связью И с подвижным
контактом 15.
48
to
11
/2
13
типа
Рис. 2.18. Масляный выключатель
ВМГ-133
К малообъемным масляным выключателям относятся и выклю-
чатели типа ВМП-6Т (Т — тропическое исполнение), баки которых
выполнены из изоляционного пластмассового материала. Эти вык-
лючатели предназначены только для внутренней установки, пара-
метры их примерно те же, что и у выключателей типа ВМГ. Однако
они имеют меньшие габариты и вес по сравнению с выключателями
типа ВМГ, а поэтому могут
быть уменьшены и габариты
распределительного устройст-
ва. Это особенно важно при
применении их в комплект-
ных распределительных уст-
ройствах, изготовляемых за-
водами в виде полностью
укомплектованных шкафов.
В последнее время стали
выпускаться малообъемные
масляные выключатели серии
ВМП-10, которые изготовля-
ются в двух исполнениях:
ВМП-10 для сборных камер
распределительных устройств
КСО и ВМП-10К подвесной
колонковый для комплектных
распределительных устройств
КРУ. Общий вид выключа-
телей показан на рис. 2.19.
За последнее время про-
мышленностью стали также
выпускаться для комплект-
ных распределительных уст-
ройств колонковые малообъ-
емные выключатели типа
ВМК-35 в двух исполнениях:
ВМК-35А со встроенным пневматическим приводом типа ПП-35 и
ВМК-35Б с электромагнитным приводом типа ПВ-31п. В выключа-
теле ВМК-35А с пневматическим приводом (рис. 2.20) три колонки,
состоящие из опорных и дугогасительных частей, установлены на
тележке 1. Тележка содержит встроенный пневматический привод
со всеми вспомогательными элементами и механизм передачи движе-
ния к подвижным контактным стержням. Последние расположены
внутри опорного изолятора 2 и приводятся в движение изоляцион-
ной тягой 3.
Дугогасительное устройство 4 состоит из изоляционного стекло-
эпоксидного цилиндра; оно вместе с нижним подвижным контактом
закрыто изолятором. На верхнем выводе выключателя размещено
маслоуказательное стекло 5 и маслоналивное отверстие 6.
3
Зак. 2389
49
Выключатель отключается под действием пружин, расположен-
ных в цилиндре пневматического привода, после расцепления ме-
ханизма (вручную или дистанционно от отключающего электромаг-
нита) .
Зарубежные фирмы также широко применяют малообъемные мас-
ляные выключатели с выкатными тележками. Например, бельгий-
ская фирма «ЕИВ» выпускает малообъемные масляные выключатели
900
300
Рис. 2.19. Масляный выключатель типа ВМП-10К:
У—фаза; 2 —изолятор; 5 —рама; 4 — изоляционная тяга; 5 — масляный буфер; 6— болт
М10 для заземления; 7 — междуфазные изоляционные перегородки; 8 — главный вал
на номинальные напряжения 3, 10, 20 и 35 кв и токи 630 и 800 а с
мощностью отключения до 600 Мва.
На рис. 2.21 показан малообъемный масляный выключатель фир-
мы «ЕИВ» на напряжение 20 кв, мощность отключения 500 Мва и
номинальный ток 800 а.
Выключатели поставляются смонтированными на выкатной
тележке 1 из сварных труб с пружинным приводом 2 и максимальным
первичным токовым реле прямого действия 3.
Указанные выключатели используются венгерским заводом
«Вертес» для выпуска комплектных распределительных устройств
наружной установки напряжением 20 кв.
Воздушные выключатели. Наряду с масляными выключателями
в электроустановках напряжением выше 1000 в применяются воз-
душные выключатели. Их применение дает возможность отказаться
50
от масла как дугогасящей среды, а также сделать выключатели бы-
стродействующими, т. е. в этом случае не требуется времени для
создания необходимого давления газов, предназначенных для гаше-
ния дуги, как это имеет место в масляных выключателях. В воздуш-
ных выключателях время выключения составляет 0,06—0,07 сек
1820
Рис. 2.20. Выключатель типа ВМК-35А
при мощности отключения до 15 000 Мва. Воздушные выключатели
выполняются с отделителями и без них.
Недостатком этих выключателей является необходимость иметь
компрессорную установку для подачи воздуха в гасительную каме-
ру давлением 8—20 ат, а также для управления электропневмати-
ческими клапанами включения КВ и отключения КО. Указанные
клапаны могут быть открыты вручную или дистанционно путем
замыкания цепи катушек электромагнитов.
На рис. 2.22 приведен принцип устройства и управления воздуш-
ным выключателем без отделителя. Гасительная камера 1 располо-
жена в верхней части, а воздушный привод 2 — в нижней части вы-
з
51
Рис. 2.21. Малообъемный масляный вы-
ключатель фирмы ЕИВ на 20 кв с выкат-
ной тележкой
ключателя. Сжатый воздух при отключении подается через клапан
КО в верхнюю часть цилиндра, в гасительную камеру и перемещает
вниз поршень 10, благодаря чему подвижной контакт 3 отходит
от верхнего неподвижного контакта 4 и между ними возникает
дуга. Гашение дуги происходит за счет воздуха, устремляющегося
в отверстие контакта 4 и
выдувающего дугу (схема
справа), после чего воздух
через колпачок 6 и отвер-
стие 7 выходит наружу.
Для включения выключа-
теля воздух подается сни-
зу через клапан КВ. После
включения устанавливает-
ся цепь тока: зажим 11,
крышка 5, неподвижный 4
и подвижный 3 контакты,
скользящий 9 и неподвиж-
ный 8 контакты, зажим 12.
После соответствующей
операции (включения или
отключения) сигнальные
автоматические блок-кон-
такты выключателя (КСА)
переключаются, питание
соответствующих катушек
(СО, СВ) электропневмати-
ческих клапанов прекра-
щается, прекращая подачу
воздуха.
На этом же принципе
выполняются воздушные
выключатели типа ВВН-35,
предназначенные для уста-
новок напряжением до
35 кв. В указанных вы-
ключателях изоляция раз-
рыва между подвижным и неподвижным контактами обеспечивает-
ся за счет воздушного промежутка между ними. Указанные контак-
ты остаются разомкнутыми при отключении выключателя.
В установках напряжением ПО кв и выше применяются воздуш-
ные выключатели с отделителями (рис. 2.23).Последние имеют под-
вижной контактный нож 1, укрепленный на опорном изоляторе 2,
управляемый пневматическим приводом 3 с двусторонним поршнем
4. Для отключения выключателя подается питание в катушку СО,
воздух поступает в гасительную камеру и между перемещающимися
5 и неподвижными контактами 6 возникает дуга. Дуга продольным
52
дутьем сжатого воздуха затягивается (схема справа) в указанные
трубчатые контакты 5, 6 и благодаря деионизации и удлинению бы-
стро гасится. Поступающий из камеры в пневматический привод
сжатый воздух перемещает его поршень влево, отключая контакт-
ный нож отделителя. Отключение при этом происходит при обесто-
ченном ноже, так как ко времени действия отделителя дуга должна
Рис. 2.22. Схема устройства воздушного выключателя со схемой уп-
равления
быть погашена. После отключения ножа переключаются блок-кон-
такты КСА (см. рис. 2.22), закрывается клапан КО и под действием
пружины 7 замыкаются контакты 5, 6.
Для включения выключателя подается питание в катушку
СВ, поршень привода отделителя перемещается вправо и нож от-
делителя включается. Полное время отключения воздушных вы-
ключателей, включая время действия отделителя, составляет
0,15—0,35 сек.
Воздушные выключатели типа ВВН-110, ВВН-150, ВВН-220,
ВВН-500 соответственно на напряжения ПО, 150, 220 и 500 кв
с номинальными мощностями отключения до 15 000 Мва применяют-
ся для наружной установки.
Воздушные выключатели типа ВВ-15 на напряжение 13,8 кв,
номинальный ток 5,5 ка и номинальную мощность отключения
2000 Мва применяются для внутренней установки.
53
Автогазовые выключатели. Выключатель ВГ-10 на напряжение
10 кв и номинальный ток 400 а с мощностью отлючения 300 Мва
представляет собой выключатель нагрузки, в котором для гашения
дуги используется газовое дутье.
Газ генерируется в самой гасительной камере выключателя вло-
женными в нее вставками из органического стекла. Органическое
Рис. 2.23. Схема устройства воздушного выключателя с от-
делителем
стекло при отключении выключателя под действием высокой тем-
пературы дуги разлагается с выделением большого количества газов.
Потоки этих газов, направленные в дуговой промежуток, гасят
дугу.
В установках напряжением 6—10 кв, особенно в распределитель-
ных пунктах, на цеховых трансформаторных подстанциях промыш-
ленных предприятий и в городских установках широко применяются
выключатели нагрузки с небольшой гасительной камерой.
Соединение выключателя нагрузки с высоковольтным предо-
хранителем типа ПК дает аппарат ВНП-16 или ВНП-17, в известной
степени заменяющий силовой выключатель.
54
Рис. 2.24. Выключатель нагрузки типа ВНП-17
Таблица 2.4
Тип Номинальное на- 1 пряжение Номинальный ток, а Предельный ток и мощность отключения Амплитуда ударно- го тока к. з., ка 1 О-секундный ток термической устойчивости, кс Время срабатыва- ния, сек Тип привода
ка Мва включение о Э" 2 ч £ о
Многообъемные
ВМБ-10 10 400 5,8 100 25 10 0,25—0,3 0,07 ПРА-10, ПС-10
600 — — — — — ПРБА
1000 — — . — — —
ВМ-35 35 600 6,6 400 17,3 7,1 — 0,08 ШНР-35
МКП-35 35 1000 16,5 1000 45 11,7 0,43 0,08 ШПЭ-2
мкп-11 ом 110 600 18,4 3500 50 13 0,6 0,08 ШПЭ-33
1000 — — — — — —
МКП-220 220 600 9,2 3500 50 13 0,8 0,07 ШПЭ-42
Малообъемные
ВМГ-133-Ш . . . . 10 600 20 10 кв—350 6 кв—200 3 кв—100 52 14 0,23 0,1 ПЭ-11 (см. работе способность выкл. ВМГ-133 с различ ными приводами)
ВМГ-133-Ш . . . . 10 1000 20 10 кв—350 6 кв—200 3 кв—100 52 14 0,23 0,1 —
МГГ-10 10 2000 3000 29 500 75 21 0,42 0,45 0,11 0,12 ПЭ-2
МГ-10 10 5000 105 1800 300 70 0,75 0,2 ПС-31, ПВ-30
МГ-20 20 6000 87 3000 300 85 ПС—31—0,7 ПВ-30-0,65 0,2 ПС-31, ПВ-30
ЗВ. Зак. 2389
Продолжение табл. 2.4
Тип Номинальное на- пряжение Номинальный ток, а Предельный ток и мощность отклю- чения Амплитуда ударно- го тока к. з., ка 1 0-секундный ток термической устойчивости, ка Время срабатыва- ния, сек Тип привода
ка Мва включение s CJ Э" 2 а о
ВМК-35-Б 35 1000 16,5 1000 45 11,7 0,11 ПЭ-31-11
МД-35-В 35 600 8,2 500 25 7 0,25 0,08 ПС-20
ВМП-10П 6—10 600 1000 1500 20 10 6 кв—350 кв—200 52 14 0,2 0,1 ПЭ-11, ППМ-10
ВМП-6Т-1000 .... 6,6 1000 17,5 200 45 •14 0,25 0,14 ППМ-10Т
МГ-35 35 600 12,4 750 34 8 0,3—0,4 0,1 ШПС-20
МГ-110 110 600 13,2 2500 49 14 0,3—0,5 0,08 ШПС-30
Воздушные
ВВ-15-5500 13,8 5500 85 2000 250 105 (5-сек.) 0,15 0,08 Пневматический
ВВ-35П (внутренняя установка) для пи- тания эл. печей 3-фазный
металлург, заводов 35 600 1000 16,5 1000 42 12 0,3 0,1 Пневматический
ВВН-35 35 600 1000 16,5 1000 42 12 0,3 0,1 »
ВВН-154/800-4000 . . 154 800 15 4000 45 . 12 0,3 0,08 Пневматический пофазный
ВВН-110/2000-4000 . 110 2000 21 4000 55 15 0,3 0,08 То же
ВВН-110/2000-6000 • 110 2000 31,5 6000 80 31,5 (3-секундн). 0,25 0,07 »
ВВН-220/2000-10000 220 2000 26,2 10000 67 26,2 (3-секундн). 0,25 0,08 »
Включение и отключение рабочих токов осуществляется вы-
включателем нагрузки; при к. з. срабатывает плавкая вставка пре-
дохранителя ПК и определяет поврежденную цепь от сети.
На рис. 2.24 показан выключатель нагрузки ВНП-17, гаситель-
ная камера которого выложена внутри пластинами из органическо-
ю стекла. На ускорение гашения дуги действуют удлиненная дуга,
выделенный из органического стекла под влиянием высокой тем-
пературы дуги водород, а также повышенное давление газа в камере
с момента возникновения дуги до выхода дугогасптелыюго ножа
из камеры.
Выключатель нагрузки выполняется на номинальный ток 200 а
при напряжении 10 кв и 400 а при 6 кв.
Отличие выключателя нагрузки типа ВНП-16 от типа ВНП-17
состоит в том, что у последнего имеется устройство в виде катушки
злектромагнита, автоматически отключающее выключатель нагруз-
ки при перегорании предохранителя в любой фазе. Выключатель
нагрузки рассчитан на сквозной ударный ток 30 ка. В современных
промышленных сетях ударные токи к. з. обычно превышают ука-
занные значения. Поэтому установка выключателя нагрузки после
предохранителя позволяет не проверять выключатель на токи к. з.,
так как предохранители ПК являются токоограничивающими.
Это свойство предохранителей ПК объясняется тем, что плавкая
вставка их при к. з. перегорает задолго до того, как ударный ток
к. з. достигнет своего максимального амплитудного значения.
Данные выключателей и выключателей нагрузки приведены
соответственно в табл. 2.4 и 2.5.
Т а б л и ц а 2.5
Тип i Номинальное напря- жение, кв 1 Номи- нальный ток, а Предельный сквоз- ной ток к. з. (ам- плитуда) , ка 10-секундный ток термической устой- чивости, ка Мощность отключения, Мва 1 ! Собственное время отключения Типы приводов
ВН-16 6/10 400/200 30 6 — — ПР-17, ПРА-17 ПС-Юм
ВНП-16 6/10 400/200 •—- — 200без учета апериодич. составляю- щей т. к. 3. ПР-17, ПРА-17, ПС-Юм
ВНП-17 6/10 400/200 — — То же о. 1 ПР-17, ПРА-17, ПС-Юм
ВГ-10М 6/10 400 52 10 300 0,14 ППР-21, ПС-10
53
§ 2.6. Приводы выключателей
Назначение привода — обеспечить управление выключателем:
включить, удержать во включенном положении и отключить. Сое-
динение вала привода с валом выключателя производится при
помощи системы рычагов и тяг. Приводы делятся на ручные, элек-
тромагнитные (соленоидные), грузовые, пружинные, электродвига-
тельные, пневматические. Привод выключателя должен обеспечить
необходимую надежность и быстроту работы, а при электрическом
управлении — наименьшее потребление электроэнергии. Включение
выключателя является для привода наиболее тяжелой операцией,
так как при этом требуется преодоление сопротивлений системы
передач от привода к валу выключателя и сопротивления пружин
и контактов. Поэтому при включении привод потребляет наиболь-
шую мощность. Для отключения требуется только освобождение
при помощи электромагнита механической защелки, которая удер-
живает привод во включенном положении.
Эта операция не требует большой мощности, так как после ос-
вобождения защелки отключение выключателя происходит за
ючет действия отключающих пружин выключателя.
Все приводы имеют механизм свободного расцепления. Такой
механизм обеспечивает его отключение даже в случае, когда рукоят-
ка привода удерживается во включенном положении. Последнее
возможно при включении выключателя на существующее короткое
замыкание в сети.
На некоторых многообъемных выключателях еще имеются ста-
рые типы приводов типа КАМ (коробка автоматическая махович-
ная), в которых установлены отключающие катушки максимального
тока и катушка нулевого напряжения. Отключение выключателя
таким приводом производится указанными катушками, а также
вручную путем поворота штурвала (маховика).
Ручные автоматические приводы типа ПРБА (привод рычажный
автоматический блинкерный) обычно применяются для малообъем-
ных выключателей типа ВМГ-10, ВМП-10 и ВМБ-10.
Привод включается вручную путем поворота рычага из нижне-
го положения в верхнее, после чего механизм привода удерживает-
ся защелкой во включенном положении.
Внизу привода в коробке установлены встроенные реле тока
((от одного до трех) и катушки отключения, схемы включения кото-
рых даны в гл. XVII.
Отключение выключателя таким приводом производится автома-
тически указанными катушками и реле или вручную путем поворота
рычага привода из верхнего положения в нижнее, что приводит
к освобождению удерживающей защелки и отключающих пружин
выключателя.
Для управления выключателями нагрузки типа ВНП-16 приме-
няются аналогичные, но меньшего размера приводы типа ПР-17,
ЗВЗ 59
в которых отсутствуют встроенные реле, но имеется отключающая
катушка для дистанционного отключения. На выключателях на-
грузки ВНП-17 устанавливаются приводы ПРА-17 для автомати-
ческого отключения выключателя при перегорании любого предохра-
нителя.
Электромагнитные соленоидные приводы предназначены для
дистанционного и автоматического включения и отключения выклю-
чателей на электрических станциях и подстанциях. До последнего
321
Рис. 2.25. Привод электромагнитный
типа ПЭ-11:
/ — рычаг ручного отключения; 2 —электро-
магнит отключения; 3 — сборка зажимов; 4 и
5—блок-контакты сигнальные и управления
времени применяются элек-
тромагнитные приводы типа
ПС-10, работающие на посто-
янном токе с напряжением
110—220 в.
Основным недостатком
указанных приводов являет-
ся значительный ток, потреб-
ляемый катушками включе-
ния (до 100 а).
Повышение мощности и
быстродействия выключате-
лей потребовали создания
новых конструкций электро-
магнитных приводов, напри-
мер приводов типа ПЭ-11
(рис. 2.25) для выключателей
типа ВМГ-10, ВМП-10,
ВМП-35; приводов типа
ПЭ-21—для МГГ-10; ШПЭ-44
(в шкафу) — для МКП-П0.
Следует отметить, что при-
вод типа ПЭ-11, имея одина-
ковые размеры с приводом ти-
па ПС-10, потребляет ток для
включающего электромагнита всего 58 а вместо 97,5 а, а ток отклю-
чающего электромагнита—2,25 а вместо 2,5 а в приводе типа ПС-10.
Повышение мощностей отключения выключателей МКП-110
до 5 000—10 000 Мва потребовало повышения их динамической ус-
тойчивости и привело к значительному усилению контактных пру-
жин дугогасительных камер.
Приводы старой серии (П1ПЭ-31, ШПЭ-33 и ШПЭ-42) не могли
обеспечить надежного включения таких выключателей. Новые при-
воды серии ШПЭ-44У обеспечивают надежную работу указанных
выключателей.
Достоинством таких приводов является то, что они имеют еди-
ный унифицированный механизм и сменные электромагнитные бло-
ки, устанавливаемые в зависимости от того, для какого выключате-
ля предназначен привод.
60
Пружинно-грузовые приводы находят широкое применение
в устройствах АВР и АПВ (см. гл. XIX).
Эти приводы не требуют, как электромагнитные приводы, уста-
новки аккумуляторных батарей. Для включения выключателя таким
приводом его необходимо предварительно завести, для чего рычаг
штурвала поворачивается против часовой стрелки, поднимая груз,
рычаг вала привода сцепляется с рычагом штурвала, и последний
запирается удерживающей
защелкой для удержания
поднятого груза. При по-
мощи включающего элек-
тромагнита или вручную
можно сместить указанную
удерживающую защелку,
освободив рычаг штурвала.
При этом поднятый груз
повернет по часовой стрел-
ке сцепленные рычаги
штурвала и вала привода,
выключатель включится и
будет удерживаться во
включенном положении
при помощи запирающей
защелки. Если при помо-
щи отключающего элек-
тромагнита, встроенного в
привод (см. гл. XVII), сме-
стить указанную запираю-
щую защелку, то под дей-
ствием отключающих пру-
жин выключатель отклю-
Рис. 2.26. Привод универсальный пружин-
но-грузовой типа УПГП (в выключенном
положении)
ЧИТСЯ.
В пружинно-грузовых приводах типа ПГМ-10 завод привода и
подъем груза после операции включения производится при помощи
маломощного электродвигателя. Последний через редуктор сцеп-
ляется с штурвалом привода и поднимает груз, после чего двига-
тель отключается конечными выключателями.
В приводах типа УПГП (рис. 2.26) (универсальный пружинно-
грузовой привод) устанавливается устройство из двух-трех натяну-
тых пружин 2, связанных с грузом 3. Завод груза и растяжение пру-
жин привода производятся вручную или двигателем АМР 1 (автома-
тический моторный редуктор). При нажатии на кнопку 4 («вкл» или
«откл») дистанционно или автоматически подается ток во включаю-
щий или отключающий электромагниты, которые смещают указан-
ные выше удерживающие или запирающие защелки.
В пружинных приводах, конструктивно выполненных аналогич-
но грузовым, действие поднятого груза заменяется действием сталь-
61
Рис. 2.27. Привод пневматический
ной растянутой пружины. Последняя заводится вручную (привод
ПП-10) или двигателем (привод ППМ-10). Потребляемая мощность,
составляет 300—500 вт на постоянном или переменном токе. Для:
выключателей большой мощности в ряде случаев применяется элек-
родвигательный центробежный привод, на валу которого находит-
ся система рычагов с грузом..
При вращении двигателя ука-
занные грузы расходятся и пе-
ремещают тягу, связанную с при-
водом выключателя, как в при-
воде типа УПГП.
Пневматические приводы, в
которых электромагнит заме-
няется пневматическим цилин-
дром, по принципу действия и
по кинематической схеме подоб-
ны электромагнитным. Работа
выключения выполняется порш-
нем под действием сжатого воз-
духа.
Пневматический привод (рис..
2.27) состоит из рабочего цилин-
дра 1 и находящегося в нем
поршня 2, который через шток
3 связан с обычным механизмом:
привода и выключателя.
При дистанционном включе-
нии выключателя открывают
электропневматический клапан,,
через который воздух из резер-
вуара поступает в рабочий ци-
линдр. Под действием сжатого,
воздуха поршень со штоком под-
нимается вверх и включает вы-
ключатель; спиральная пружи-
на 4 возвращает поршень в исходное положение и выключатель
удерживается защелкой включенным.
Пневматический привод имеет простую конструкцию и высокую
надежность, малые габариты и стоимость, быстроту действия и
отсутствие резких ударов при включении. Недостатком привода
является необходимость в компрессорной установке для получения
сжатого воздуха и в разветвленной сети воздухопроводов.
Отечественная промышленность выпускает пневматические при-
воды типа ПВ-30 для управления малообъемными выключателями
типа МГ-10 и МГ-20. Приводы ПВ-30 рассчитаны на присоединение
к сети сжатого воздуха с давлением 20 ат.
62
§ 2.7. Трансформаторы тока и напряжения
Трансформаторы тока имеют следующее назначение:
1) в установках напряжением до 1000 в снизить измеряемый или
контролируемый ток до величины, допускающей подключение по-
следовательных катушек измерительных приборов или аппаратов
защиты (реле);
2) в установках напряжением более 1000 в трансформаторы тока,
кроме того, отделяют цепи высокого напряжения от цепей измери-
тельной и защитной аппаратуры, обеспечивая безопасность их об-
служивания.
Каждый трансформатор тока характеризуется номинальным
коэффициентом трансформации
b — А ?? /9 21
«ПОМ- ] -- W '
Результирующая н. с. трансформатора тока определяется н. с.
первичной и вторичной его обмоток:
/о^1 = Л^1 + (-Л^2). (2.3)
При размыкании вторичной обмотки трансформатора будут от-
сутствовать размагничивающие ампервитки вторичной обмотки
(/г) и тогда -= IjW .
Большая величина I j значительно увеличит магнитный
поток и магнитную индукцию, вследствие чего возрастет нагрев
сердечника и увеличится э. д. с. вторичной обмотки. Это может при-
вести к перегреву и пробою изоляции вторичной обмотки трансфор-
матора и к появлению опасного напряжения на включенной ап-
паратуре. Поэтому размыкание вторичной обмотки трансформатора
недопустимо. При снятии измерительных приборов и приборов
защиты, подключенных к трансформатору тока, необходимо замк-
нуть вторичную обмотку трансформатора накоротко.
Вторичная нагрузка трансформатора тока характеризуется ве-
личиной полного сопротивления потребителей вторичной цепи Z2
(ojm), равного сумме сопротивлений катушек приборов, реле, сое-
динительных проводов и контактов. Следовательно, вторичная на-
грузка трансформатора тока S2 (в-а)
S2 = llZ2. (2.4)
Для обеспечения достаточной точности показаний приборов
и действия аппаратов защиты, подключенных к трансформатору
тока, необходимо, чтобы величина Z2 не выходила за пределы номи-
нальной нагрузки трансформатора тока. Номинальной нагрузкой
($2ном) трансформаторов тока называется нагрузка, при которой
погрешность не превышает погрешности, установленной для дан-
ного класса трансформаторов.
63
Наивысший класс точности, в котором может работать трансфор-
матор тока, называется номинальным классом точности.
В зависимости от величин Z2 или S2 один и тот же трансформатор
тока может работать в различных классах точности.
Трансформаторы тока имеют токовые А/% и угловые погреш-
ности 6.
Токовая погрешность
А/ = ^ном /2~71 • 100 % (2.6)
11
учитывается в показаниях всех приборов.
Угловая погрешность определяется углом 6 между вектором
тока I! и вектором тока /2 и учитывается только в показаниях счет-
чиков и ваттметров.
Трансформаторы тока имеют следующие классы точности: 0,2;
0,5; 1; 3; 10, что соответствует величинам токовых погрешностей в %.
Класс точности трансформаторов тока должен быть для счетчи-
ков 0,5, для электроизмерительных приборов—1, для реле —
3, для лабораторных приборов — 0,2.
Учитывая необходимость подключения трансформаторов тока
для питания измерительных приборов и реле, для которых нужны
различные классы точности, высоковольтные трансформаторы тока
выполняются с двумя вторичными обмотками.
Конструктивное выполнение трансформаторов тока весьма раз-
нообразно. Так, для электроустановок до 20 кв трансформаторы
тока выполняются с фарфоровой изоляцией, проходными, многовит-
ковыми типа ТПФМ и одновитковыми типа ТПОФ.
На токи более 1500 а трансформаторы тока выполняются про-
ходными шинными типа ТПШФ. В этом случае первичной обмоткой
является сама шина, а вторичной — насаженная на шину катушка.
Для наружных установок напряжением 35—220 кв применяют
трансформаторы тока с фарфоровым корпусом, залитым трансфор-
маторным маслом (тип ТФН). Применяются также для указанных
напряжений трансформаторы тока, встроенные в проходные изоля-
торы масляных выключателей (типа МКП). В установках напряже-
нием 1—3 кв применяются катушечные трансформаторы тока типа
ТКФ или ТКМ.
Схемы включения трансформаторов тока для измерений и ука-
зания о их применении даны на рис. 2.28. Схемы включения транс-
форматоров тока для релейной защиты приведены в гл. XVII.
Трансформаторы напряжения предназначены для включения
катушек напряжения измерительных приборов и аппаратов защи-
ты, чем обеспечивается измерение или контроль напряжения и
одновременно отделение приборов и аппаратов от сети высокого
напряжения.
Номинальное напряжение вторичных обмоток трансформаторов
напряжения составляет 100 или 100/]/3 в.
64
Номинальный коэффициент трансформации
Нагрузка вторичной обмотки (в-а) трансформатора напряжения
определяется потребляемой мощностью подключенных к ней изме-
рительных приборов, приборов защиты, сигнализации и др.
Рис. 2.28. Схемы и векторная диаграмма
включения трансформаторов тока:
« — схема включения в одну фазу; б— схема соедине-
ния в звезду; в —схема соединения в неполную звезду;
г — векторная диаграмма
Так же как и трансформатор тока, трансформатор напряжения
имеет погрешность: по напряжению — А£7% и по углу — 6.
Погрешность по напряжению
= 100%.
Угловая погрешность представляет собой угол между векторами
напряжения UA и U'2.
Погрешности зависят от величины нагрузки на вторичной об-
мотке трансформатора напряжения: при ее повышении погрешности
возрастают и наоборот. Следовательно, трансформатор напряжения,
так же как и трансформатор тока, в зависимости от величины на-
грузки может работать в различных классах точности, а именно:
0,2; 0,5; 1; 3. Наивысший класс точности считается номинальным
классом точности данного трансформатора напряжения.
Трансформаторы напряжения до 3 кв выполняются с воздушным
охлаждением (сухими) и имеют обозначение С; для 6 кв и выше
выполняются с масляным охлаждением и имеют обозначение М.
65
По конструкции трансформаторы напряжения выполняются одно-
фазными (НОС-0,5; НОМ-10) и трехфазными (НТМ-10). Число,
стоящее после обозначения типа трансформатора напряжения,
обозначает высшее номинальное напряжение в кв, на которое он
рассчитан.
Наиболее часто применяемые схемы включения трансформаторов
напряжения приведены на рис. 2.29:
схема а применяется при необходимости измерения и контроля
междуфазных напряжений;
Рис. 2.29. Схема включения трансформаторов напряжения:
а —двух однофазных; б—трех однофазных; в — одного трехфазного; г —одного пя-
тистержневого
схема б применяется для измерений и контроля междуфазных
напряжений и напряжений по отношению к земле, чем достигается
контроль исправности изоляции;
схема в применяется для измерения и контроля междуфазных
напряжений;
схема г применяется для измерений напряжений и контроля
изоляции. В таком трансформаторе в нормальном режиме напряже-
ние на концах разомкнутого треугольника дополнительных обмоток
равно нулю, так как геометрическая сумма фазных напряжений
трехфазной системы равна нулю. При однофазном замыкании на
землю в сети высшего напряжения напряжение на разомкнутом
треугольнике будет равно сумме напряжений двух фаз. В этом слу-
чае приборы и аппараты, включенные на это напряжение, должны
сработать и подать сигнал о наличии неисправности в сети.
В обозначении трансформаторов напряжения, предназначенных
для контроля изоляции, ставится буква «И», например НТМИ или
НТСИ — трансформатор напряжения трехфазный, пятистержне-
вой, масляный (или сухой).
66
§ 2.8. Реакторы
Реактор предназначен для ограничения тока к. з. Представляет
•собой катушку с большим индуктивным и малым активным сопро-
тивлением.
Реактор характеризуется номинальным током 1р.тм, номиналь-
ным напряжением Йр.ном и индуктивным сопротивлением хр, кото-
рое определяется из выражения
V 3 Лр /р, ном 1пп0/ /о -7\
хр=----------- 100%, (2.7)
^7р.ном
где хр = соАр 10~3 ом (Ар — индуктивность
реактора, мгн).
Реакторы выполняются без стальных
сердечников для того, чтобы индуктив-
ность их катушек не зависела от величи-
ны тока, протекающего по обмоткам. Это
необходимо, поскольку насыщение сердеч-
ника при больших токах приводило бы к
уменьшению индуктивного сопротивления,
а следовательно, к снижению ограниче-
ния тока короткого замыкания.
Реакторы бетонные типаРБ состоят из рпс. 2.30. Реактор на-
трех одинаковых катушек, укрепляются на ружной установки типа
каркасе. Обмотку бетонного реактора вы- РБ/АН-10-2500
полняют из гибкого многожильного алю-
миниевого провода, изолированного кабельной бумагой и хлопча-
тобумажной оплеткой. Обмотку реактора укладывают на специаль-
ном каркасе горизонтальными и вертикальными рядами, после чего
укрепляют ее на бетонных колоннах. После затвердения бетона
катушку реактора сушат в вакууме и затем пропитывают лаком.
Бетонные реакторы предназначены к установке в закрытых поме-
щениях распределительных устройств напряжением 6—10 кв.
Колебания температуры в помещении реакторов должны быть
такими, чтобы реакторы не покрывались влагой (инеем, росой ит. п.).
Требования установки реакторов в закрытых помещениях огра-
ничивают их применение при использовании комплектных распреде-
лительных устройств наружной установки (КРУН). В последнее
время рижский опытный завод «Латвэнерго» начал разрабатывать
конструкции реакторов для наружной установки, где применяют
провода с изоляцией из полиэтилена, стеклоткани, фторопластовой
ленты, а бетон покрывают специальной эмалью, кремнийоргани-
ческой жидкостью или другими атмосферостойкими покрытиями.
Вид такого реактора для наружной установки типа РВАН на
10 кв, 2500 а приведен на рис. 2.30.
В последнее время находят применение также сдвоенные ре-
акторы. Конструкция их аналогична конструкции обычного реак-
67
тора, с той лишь разницей, что у первых имеется вывод от средней
точки его обмотки, что разделяет ее на две равные половины, име-
ющие одинаковое число витков.
В сдвоенных реакторах источник питания может быть присоеди-
нен к средней точке, а потребители — к крайним или наоборот.
Преимуществом такого реактора является то, что в зависимости
от указанной схемы включения и направления его токов реактив-
ное сопротивление может увеличиваться или уменьшаться. Это
свойство сдвоенного реактора обычно используется для уменьше-
ния падения напряжения в нормальном режиме и ограничения токов
при коротких замыканиях (гл. III).
Сдвоенный реактор характеризуется коэффициентом связи
k М
св гтг
где L1( А2 — индуктивности катушек каждой ветви;
М — взаимная индуктивность.
Если сдвоенный реактор присоединен всеми тремя выводами
к источнику питания (см. пример 3.2), то расчетное сопротивле-
ние двух параллельных ветвей
Х-1 = — Яр (I ^св)>
а последовательной ветви х3 = &С1!хр.
Если реактор присоединен к средней точке источника, а два
вывода — к потребителям тока, то
ГЛАВА III.
КОРОТКИЕ ЗАМЫКАНИЯ В СИСТЕМАХ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ И ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ
ЧАСТЕЙ И АППАРАТОВ
§ 3.1. Основные понятия и соотношения
В электрических установках могут возникнуть различные виды
коротких замыканий, которые сопровождаются резким увеличением
тока.
Все установленное электрооборудование в системе электроснаб-
жения должно быть устойчивым к токам короткого замыкания и
выбираться с учетом величин этих токов.
Различают следующие виды коротких замыканий: трехфазное
или симметричное, когда три фазы соединяются между собой; двух-
фазное — две фазы соединяются между собой без соединения с зем-
лей; однофазное — одна фаза соединяется с нейтралью источника
через землю; двойное замыкание на землю — две фазы соединяются
между собой и с землей.
Основными причинами возникновения таких коротких замыканий
в сети могут являться:
повреждение изоляции отдельных частей электроустановки;
неправильные действия обслуживающего персонала;
перекрытия токоведущих частей установки.
Короткое замыкание в сети может сопровождаться:
прекращением питания потребителей, присоединенных за местом
короткого замыкания;
нарушением нормальной работы других потребителей, под-
ключенных к неповрежденным участкам сети, вследствие пониже-
ния напряжения на этих участках;
нарушением нормального режима работы энергетической сис-
темы.
Для предотвращения коротких замыканий и уменьшения их
последствий необходимо:
устранять причины, вызывающие короткие замыкания;
уменьшить время действия защиты, действующей при коротких
замыканиях;
применять быстродействующие выключатели;
69
применять автоматические регуляторы напряжения для быстро-
го восстановления напряжения генераторов;
правильно вычислять величины токов короткого замыкания и
по ним выбирать необходимую высоковольтную аппаратуру, защиту
и средства для ограничения т. к. з.
Рассмотрим особенности возникновения, протекания и расчета
величин токов короткого замыкания (т. к. з.).
Рис. 3.1. Кривая изменения тока при к. з.
С момента возникновения короткого замыкания и до его прек-
ращения в короткозамкнутой цепи протекает переходный процесс,
характеризуемый наличем двух слагающих токов короткого замы-
кания — периодического (колебательного) и апериодического.
На рис. 3.1 приведены кривые изменения тока к. з. системы
неограниченной мощности (Sc = сю). На этих кривых, а также при
дальнейшем рассмотрении явлений, вызванных коротким замыка-
нием, приняты следующие обозначения токов:
, iH0 — мгновенное значение тока в момент короткого замыкания;
iy — мгновенное значение ударного тока к. з. через полпериода
(0,01 сек) после возникновения к. з. (по величине ix проверяются
электрические аппараты, шины и изоляторы на динамическую устой-
чивость);
/п. max, t’n — соответственно максимальное и мгновенное значе-
ния периодической слагающей тока короткого замыкания;
70
Л. max, ia—максимальное и мгновенное значения апериодиче-
ской слагающей тока короткого замыкания;
/□о — действующее значение установившегося тока к. з. (по
величине проверяют электрические аппараты и токоведущие
части на термическую устойчивость);
I" = /п.о — начальное действующее значение периодической
слагающей тока короткого замыкания.
Действующее значение полного тока короткого замыкания для
произвольного момента времени t определяется соответствующими
слагающими периодической и апериодической составляющих:
Л=//п./ + /а. t (3.1)
Периодическая слагающая тока изменяется по гармонической
кривой в соответствии с синусоидальной э. д. с. генератора. Аперио-
дическая слагающая тока к. з. определяется характером затухания
тока к. з. под влиянием активного сопротивления цепи и обмоток
статора генератора. В цепи напряжением выше 1000 в, где мало
значение активного сопротивления, время затухания апериодичес-
кой слагающей составляет 0,15—0,2 сек.
Известно, что в цепи, содержащей индуктивность, всякое изме-
нение тока вызывает изменение магнитного потока, который наво-
дит в этой цепи э. д. с. самоиндукции. Под действием последней
в цепи устанавливается апериодический ток обратного направле-
ния (см. рис. 3.1), величина которого в начальный момент (/ = 0)
равна разности мгновенных значений токов рабочего режима iH.o и
периодической составляющей тока к. з. in.o = /п.тах
ia. о = in. о in. о — in. о /п. max-
Следовательно, благодаря инерции магнитного потока, не происхо-
дит мгновенного изменения тока, так как возникновение апериоди-
ческой составляющей не позволяет в начальный момент к. з. мгно-
венно измениться току ОТ tn.o ДО /п.п)ах-
Соотношения между величинами токов к. з. Установим основные
соотношения между величинами токов короткого замыкания.
Связь между величиной ударного тока гу и начальным дей-
ствующим значением периодической слагающей тока короткого
замыкания /п.о устанавливается из следующих соотношений:
1. Апериодическая слагающая затухает по закону экспонент-
ной кривой, определяемой уравнением
__у_
/а = /а.тахе Га; (3.2)
где /а. max— амплитудное (максимальное) значение апериодической
слагающей;
Та — постоянная времени затухания апериодической сла-
гающей;
71
т — Lil — Ак
:| Гц 314 rK ’
здесь хк, rK— соответственно индуктивное и активное сопротив-
ление цепи короткого замыкания.
2. Ударный ток, соответствующий времени 0,01 сек,
iy = 1Л Iп. 111ЛХ, (3.4)
где /п.тах ~ )^2/п о — максимальное значение периодической сла-
гающей.
Подставляя в (3.4) значения (3.2), получим
_ /
ty = /a.maxC а Ь Лт. max- (3.5)
В момент Н0 (см. рис. 3.1) „1;,х = 111ах, тогда
Г I т I
iy ~ Iп. шах Ч- Iп. шах а — /п. max \ 1 Ч"“ а/
= /2/п.0(1 + ГгЧ. (3.6)
Обозначая величину
__ i
14 с ^=ky, (3.7)
получим
iy--ky /2'/п, о- (3.8)
Следовательно, ударный коэффициент /гу учитывает через посто-
янную времени затухания Тя соотношение активного и индуктив-
ного сопротивления цепи короткого замыкания, определяемое
местоположением короткого замыкания.
Постоянная времени Та для установок выше 1000 в составляет
около 0,05 сек, при этом ky = 1,8 и ударный ток
/у = 1,8-]/ 2 /„.0 = 2,55 (3.9)
Если э. д. с. источника неизменна, что имеет место при питании
от сети неограниченной мощности, то считается, что периодичес-
кая составляющая тока к. з. будет неизменна:
Г = Л,О = /К. (3.10)
При вычислении т. к. з. в удаленных от источника питания точ-
ках, где активное сопротивление значительно (за трансформаторами
малой мощности, в кабельной сети), ударный коэффициент опреде-
ляют по кривой зависимости
(рис. 3.2).
72
Действующее значение полного тока к. з. за первый период
после наступления короткого замыкания [по (3.1)]
= ]/^п + ^а/=0,01 , (3-11)
но так как
(3-12)
/а/—0,0 1 — ly А1, 413.x — Ат, max Лт, шах — (&у 1) К * п. о,
Рис. 3.2. Кривая для определения ударного коэффици-
ента /?у
то, заменяя /п 0 на /к, получим
/у = ]Лк+/2/к(йу- I)2 = /к ]Л12 (fey—I)2 = <//к, (3.13)
где
(? = У 1 + 2 (fey-I)2.
Значения величин k,. и q даны в табл. 3.1.
Таблица 3.1
Место короткого замыкания Коэффициенты
Д q
Выводы явнополюсного гидрогенератора без ус- покоительной обмотки 1,95 1,68
То же, с успокоительной обмоткой 1,93 1,65
Выводы турбогенератора 1,91 1,63
Когда не учитывается активное сопротивление цепи к. з 1,8 1,52
На низшей стороне трансформаторов 630—1000 кв -а 1,3
100—400 кв-а 1,2 1,09
Удаленная точка к. з. с учетом величины актив- ного сопротивления 1,0 —
73
§ 3.2. Определение параметров и выбор
расчетных точек цепи короткого замыкания
Для вычисления токов короткого замыкания составляется
расчетная схема, соответствующая нормальному режиму
работы системы электроснабжения, считая (для повышения надеж-
ности), что все источники питания включены параллельно. В расчет-
ной схеме учитываются сопротивления питающих генераторов,
трансформаторов, высоковольтных линий (воздушных и кабель-
ных), реакторов. По расчетной схеме составляется схема за-
мещения, в которой указываются сопротивления всех источ-
ников и потребителей и намечаются точки для расчета токов к. з.
Для генераторов, трансформаторов, высоковольтных линий и
коротких участков распределительной сети обычно учитываются
только индуктивные сопротивления. При значительной протяжен-
ности сети (кабельной и воздушной) учитываются также их актив-
ные сопротивления, так как в удаленных точках к. з. сказывается
снижение ударного коэффициента. Считается, что целесообразно
учитывать активное сопротивление, если
. 1
rv Xv,
где rs, х^— суммарные активные и реактивные сопротивления до
места к. з.
Для отдельных элементов схемы принимаются следующие зна-
чения сопротивлений:
а) для синхронных генераторов xd выражается в относительных
единицах и представляет сверхпереходное реактивное сопротив-
ление по продольной оси полюсов. Для турбогенераторов xd = 0,125;
для гидрогенераторов с успокоительной обмоткой —0,2; без успо-
коительной обмотки — 0,27;
б) для синхронных и асинхронных двигателей ха = 0,2;
в) для трансформаторов, если пренебречь их активным сопротив-
лением, напряжение к. з. 1/к% (дается в каталогах) соответствует
их индуктивному сопротивлению х%;
г) для воздушных линий напряжением выше 1000 в ха =
= 0,4 ом/клг,
д) для кабельных линий напряжением 6—20 кв х0 = 0,08 ом!км\
е) для реакторов сопротивление дается в % и переводится в отно-
сительные единицы или омы.
При учете активного сопротивления линии его величину опре-
деляют по выбранному сечению или находят по расчетным таб-
лицам.
В схеме замещения все указанные сопротивления выражаются
в именованных (сш) или в относительных единицах.
74
В соответствии с этим рассмотрим методы расчета токов к. з.
в относительных и именованных единицах.
Расчет т. к. з. в относительных единицах. При этом методе все
расчетные данные приводят к базисному напряжению и базисной
мощности.
За базисное напряжение принимаются номинальные напряже-
ния Пном = 0,23; 0,4; 0,525; 3,15; 6,3; 10,5; 20; 37; 115 кв.
За базисную мощность (S6) может выбираться мощность, при-
нимаемая при расчетах за единицу, например мощность системы,
суммарные номинальные мощности генераторов станции или
трансформаторов подстанции или удобное для расчетов число, крат-
ное 10.
Реактивное и активное сопротивления в относительных единицах
(обозначаемые звездочками в индексе) представляют собой отноше-
ние падения напряжения на данном сопротивлении при номиналь-
ном токе к номинальному напряжению:
3/ном Х _ V 3 ShOM Х _ 5Н0м /О 1 Дч
* и ~ Vw2' /У2 ’ 1 ’
‘-'ном V ЙСУном '-UOM
аналогично
„ __ 4^ 3 /ном г „ 1<>’|ГОМ _
Г* // ' г ,2 (3. 1 Ь)
Оном и ' '
ном
Исходя из этого, при Shom = S6 относительное базисное сопро-
тивление определяется по следующим формулам с индексами б*.
1. Если сопротивление для линий и кабелей задано в омах на
фазу, то
хб* (3.16)
и лом
гб* = г^. (3.17)
°ном
2. Если сопротивление для генераторов и двигателей задано
в относительных единицах, то
(3.18)
‘-‘НОМ
Для трансформаторов (при SH > 630 ква) относительное сопро-
тивление х* соответствует напряжению к. з. в относительных еди-
ницах, т. е. UKt = 0,01 UK. Поэтому для таких трансформаторов
(3.19)
‘-‘ПОМ
75
При мощности трансформаторов SH0M < 630 ква, для которых
учитывается относительное активное сопротивление г*,
~£
* 5Н0М
(3.20)
Xg* —
где
(3.21)
(3.22)
*б
Мощность короткого
ляется величиной тока I
r _
* SH0M
Относительное активное сопротивление трансформатора
5б
Гб* = г*
°ном
3. Для реакторов, сопротивления которых заданы хр%,
Хр% Л>6/Пом
100 /цом бф
замыкания Sz для времени t опреде-
ляя указанного периода времени:
St = /3 UIt. (3.23)
Расчет т. к. з. в именованных единицах. Для составления схемы
замещения выбирается основная, или базисная, ступень трансфор-
мации, и все электрические величины остальных ступеней приво-
дятся к напряжению основной ступени.
Приведение производится (знак °) на основании соотношений:
й = U (fejfea^g kn);
? Т I 1 \
(kik2k3 ... k„)
z = z (kx k2k3... knf.
Аналогично z определяются х, г.
При перемножении коэффициентов трансформации напряжения
всех промежуточных ступеней (£ь ... k„) они сокращаются и оста-
ется лишь отношение основной (базисной) ступени к ступени, для
которой производится расчет токов к. з., например
х=х(^. (3.24)
В схеме замещения намагничивающими токами трансформаторов
пренебрегают и цепи изображаются электрически связанными.
После приведения э. д. с. и сопротивлений к базисной ступени
напряжения схема замещения упрощается (свертывается) относи-
тельно точки короткого замыкания. Это значит, что точки при-
ложения э. д. с. объединяют, а их величины заменяются эквива-
76
лентной э. д. с. (Еэ). Затем определяют суммарное (результирующее)
сопротивление z2 или и ток в точке к. з.
Для получения действительного токораспределения по отдель-
ным ветвям необходимо схему развернуть в обратном направлении,
найти токи для основной базисной ступени трансформации, а затем
источников равны, то
токов с помощью коэффи-
циентов распределения
Если э. д. с.
Еэ = Ei = Е2.
Если преобразование заканчивают после получения схемы заме-
щения (рис. 3.3), то токи от каждого источника можно вычислять
с помощью коэффициентов распределения. Коэффициенты распре-
деления Ci и с2 показывают, какая доля (часть) тока к. з., принято-
го за единицу, создается источником питания данной ветви.
Например, для случая двух ветвей сд + с2 = 1, тогда
х
с, = —
1 Xi
X
С2 = —
х2
(3.27)
где х = ----суммарное сопротивление схемы до точки объеди-
1 -г Xi нения лучей
с = Х2
1 XiE х2
Х1
С2 = V-Щ V •
xi “Г х2
(3.28)
Эквивалентные сопротивления, связывающие источники пита-
ния с точкой к. з., определяются из выражений:
хэ1 = —
31 Ci
Ху.
(3.29)
где
Xi Х2 ,
Xv = —+ х3.
Х1 -р
77
Подставляя в (3.29) значения xs, ct и с2, получим:
Х2
^2-^3
Ч
(3.30)
*э1 — хз + xi 4
-^э2 ~ Х2 4“ Х3 4
Сравнивая (3.30) с формулами преобразования схемы звезды
в треугольник, устанавливаем, что сопротивления х91, хэ2, соответ-
ствуют сторонам эквивалентного треугольника сопротивлений.
Если расчет производится в именованных единицах, а сопротив-
ления схемы заданы в относительных единицах (генераторы, реак-
торы, трансформаторы), то производят пересчет сопротивлений:
, ^НОМ НОМ '
/ НОМ ^ном
(3.31)
(3.32)
Если токи трехфазного к. з. /(3) определяются без учета актив-
ного сопротивления, то
Г = IK = = ^ср----------- (3.33)
]/ 3 ф/ 3(хс-|-хвв)
где — результирующее индуктивное сопротивление цепи к. з.
состоящее из сопротивления системы хс и внешнего сопро-
тивления хв11.
Максимально возможная величина тока к. з. при повреждении
за любым элементом расчетной схемы (линией, , трансформатором,
реактором и др.) определяется при хс = 0:
Сопротивление системы хс неограниченной мощности опреде-
ляется при хвн=0: (3.33) по заданному току Л3> или мощности S£3)
^ор
Хс = Уз /<3> (3-35)
или
(3.36)
Мощность короткого замыкания при базисном напряжении Ucp
S<3) =/Ж₽/(3). (3.37)
78
Пример 3.1. По данным расчетной схемы (рис. 3.4, а) вычислить ток
трехфазного к. з. на шинах напряжением 6,3 кв подстанции А.
Решение. В качестве основной ступени выбираем Uf, = 6,3 кв.
Находим сопротивления элементов схемы замещения (рис. 3.4, б)-.
электрической системы
Р2б 6,За
хс = х. =----.-=-----ж 0,072 ом;
SK 550
линии напряжением 37 кв длиной 15 км
Рис. 3.4. Расчетная схема (а) и схема замещения (б)
трансформатора мощностью 20 Мва, UK = 8%
UI 6.3'3
ХТ = ха = Л-*—---- =0,08 —— = 0,159 ом;
‘-‘НОМ
реактора
t/6 6,3
= х4 = х* ——------ = 0,06-----——------ =0,145 ом\
/з/ном /з -1,5
генератора
U% ____0 125 6,3-
- = 0,331 ом.
8вом
Полный ток к. з. в месте повреждения определится как сумма токов от
обоих источников питания системы неограниченной мощности и генератора.
Определим результирующее сопротивление и ток к. з. в точке К
при питании от системы неограниченной мощности
хЕ = хс + 1 + + = 0,072 + 0,174 + 0,159 = 0,405 ом;
6300
/О) =—=----------= 9000 а;
Уз 0,405
при питании от генератора (Sr = 15 Мва)
хЕ = х4 + х5 = 0,145+ 0,331 = 0,476 ом;
,,, £ 1,08-6300
/(3) =---------= =------------ = 8250 а.
У ЗхЕ уз- 0,476
79
Суммарный ток в месте повреждения
Л3) = 9000 + 8250 = 17 250а— 17,25 ка.
Пример 3.2. Определить ток и мощность трехфазного к. з. в точке К
(рис. 3.5, 3.6).
Рис. 3.5. Расчетная схема
За основную (базисную) ступень напряжения принимаем Uq = 6,3 кв.
Определяем сопротивления элементов схемы замещения:
электрической системы
трансформатора 31,5 Мва
U26 0,105-6,32
2 *т ST 31,5
сдвоенного реактора
х3 = — kCB-----------= — 0,5 • 0,08 •
3 с 100 Уз/р
х4-х5-(1 Асв) 1ооГГ/р
= 0,132 ом-,
6300
—— ------ ~ — 0,073 ом\
Уз • 2000
6300
1,5 • 0,08—т=------= 0,218 ом;
Уз • 2000
80
синхронных двигателей
0,2 • 6,32
= 1,47 ом;
и2б
Хе ** Shom 5,4
0,2 • 6,32
%7 = ---------- =1,69 ом.
4,7
Результирующее сопротивление ветвей—системы и двигателей
(0,023 4-0,132 — 0,073) (0,218 4- 1,47)
Xs~ 0,023 + 0,132 — 0,073 + 0,218+ 1,47 + 0•218 = 0296 ол<-
Ток
Ток
к. з. от системы и двигателей (52дв = 5,4 Мва)
6 300
/(3) = -----------= 12300
V 3 • 0,296
от двигателей (5Едв = 4,7 Мва)
,,, - 6 300
/(3) = -7=--------= 2 150 а.
/ 3-1,69
ТОК К. 3.
43)= 12 300 4-2 150 = 14 450 а.
к. в.
к. з.
Суммарный
Мощность
S^3) = у 3 - 6,3 • 14 450= 158 Мва.
3.3.
§
Способы определения токов короткого
замыкания
Расчет токов короткого замыкания от источника бесконечной
мощности. Если мощность источника питания достаточно велика
(система неограниченной мощности), э. д. с. его неизменна и точка
короткого замыкания значительно удалена от источника питания,
то периодическая слагающая тока к. з. считается неизменной:
/п = /к = 4^> (3-38)
*б* '
где /б — базисный ток, определяемый по выбранной базисной
мощности S6:
Zq* — полное сопротивление, выраженное в относительных
единицах и приведенное к базисной мощности:
гб* — гб* 4“ хб*- (3.40)
При этом сопротивление системы до точки присоединения потреби-
теля принимается равным нулю и величина периодической слагаю-
4 Зак. 2389
81
щей определяется только сопротивлениями отдельных элементов
цепи короткого замыкания.
Если величина приведенного активного сопротивления Гб* будет
меньше 0,Зхб* , то она не учитывается, а ток и мощность к. з. соот-
ветственно будут:
/к==^: (3'41>
AQ*
5к=^. (3.42)
Указанные формулы применяют также, если храСч > 3, т. е.
тогда, когда нельзя пользоваться расчетными кривыми (см. ниже).
Пример 3.3. Рассчитать токи к. з. для точек Кг> Дз (Рис- 3.7) при
питании потребителя от источника бесконечной мощности.
Решение. Расчет выполняем в относительных единицах. Принимаем ба-
зисную мощность 3g = 100 Alaa.
Базисные относительные сопротивления, вычисляемые по формулам
(3.14) — (3.24), будем для простоты обозначать без индексов: хх —сопротив-
ление высоковольтной линии; х2 — сопротивление трансформатора подстан-
ции; х3 — сопротивление реактора; х4 — сопротивление кабельной линии
от подстанции до РП; хв — сопротивление кабельной линии от РП до ТП.
Определим эти сопротивления (о. е.):
Xj - 0,0 В ш/км
Рис. 3.7. Расчетная схема (а) и схе-
ма замещения (б)
где
ЮО
^=0,4-40^=0,12;
100
х2 = 0,105 • —- = 0,35;
ои
9,2 • 6
х3 = 0,04 -— - = 1,17,
0,8-6,3
юо
/б =----7.— = 9,2 ка;
° 1,7-6,3
0,08 ,100
''-’Т'1 6,А Л
“аж., Д22 _ 0 зз-
2 6,32
100
= 0,08 • 0,8-- =0,16;
6,32
100
г6 = 0,71 • 0,8 ——- = 1,43.
0,0
Ток и мощность короткого за-
мыкания для точки
/б 9,2
— = 19,57 ка,
0,47
К!
82
Sr 100
S,. = —— =-------= 213 Мва,
Ki xs, 0,47
где
,vE = %! 4- %2 = 0,12 + 0,35 = 0,47.
Ток и мощность короткого замыкания для точки Л'2:
/„ =-^ = -^- = 5,3 ка;
Кг л'е, 1,74
где
xs2 = *1 + х2 + *з + х4 = °>47 + 1.17 + 0,1-= 1,74.
Ток и мощность короткого замыкания для точки /<3:
. /б /б 9,2 9,2
/- =------а — --------- - —— = =,-----= 3,5 ка
2s. 4,+4, |Л1,762 + 1,92 2-6
где
= г4 г5 = 0,33 4- 1,43= 1,76; x2j = х§ «= 1,74 4 0,16= 1,9;
zLj = |/ 1,76а+ 1,93 =2,6;
С _3б
SK,в г2
100
-— = 38,8 Мм.
2,6
Как видно из приведенных расчетов, величина периодической слагаю-
щей тока и мощности к. з. по мере удаления от источника питания убывает.
Если на удаленных точках не учитывать величину активного сопротивления
кабельных линий, то получится завышение величины тока и мощности к. з.,
что соответственно потребует увеличения мощности высоковольтной аппа-
ратуры. Например, если не учитывать г2 , то для точки К3
9,2 100
/я- —---= 4,85 ка; S,. =-= 53 Мва,
*1,9 *’1,9
т. е. расчетная мощность и ток увеличиваются на 39®.
Расчет токов короткого замыкания по расчетным кривым (кри-
вые затухания). Если точка короткого замыкания находится вблизи
источника питания (на шинах электростанции или на линии, близ-
лежащей к ней), то периодическую слагающую тока к. з. можно
определить по расчетным кривым (кривые затухания). Указанные
кривые приведены на рис. 3.8 и представляют собой зависимость
кратности периодической слагающей тока к. з. kt от расчетного
сопротивления х*расч (для времени, принимаемого от начала воз-
никновения к. з.).
Расчетное сопротивление х*раСч представляет собой результи-
рующее сопротивление схемы замещения, отнесенное к суммарной
номинальной мощности источника питания:
£
= (3.47)
4*
83
где SHOm г—суммарная номинальная мощность источников питания.
Если при расчете S6 принимается равным SH0M s, то
^*расч Х*б-
Периодическая слагающая т. к. з. при пользовании расчетными
кривыми
г 1 г * ‘-’ном 2
,,=k:h=k'v^’ <ЗЛ8)
где /2 — суммарный ток источника питания, {711ом — напряжение
ступени, для которой рассматривается короткое замыкание.
Мощность к. з. пропор-
Рис. 3.8. Расчетные кривые периодиче-
ской слагающей тока трехфазного корот-
кого замыкания при питании от турбоге-
нератора с АРН
циональна току к. з., сле-
довательно,
— kt SHOM s. (3.49)
Расчетными кривыми
можно пользоваться также
для определения тока двух-
фазного короткого замы-
кания:
/<2> = /3^2)/s. (3.50)
Кратность тока при
двухфазном к. з. kl2> на-
ходят (рис. 3.8), прини-
/ О \ ют । / Q \
мая Х*раСч1= 2х»Расч (при
трехфазном к. з.); следует
отметить, что при храсч >3
ток двухфазного к. з. /<2)
меньше тока 1(3> при трех-
фазном к. з., так как
/(2) = 0,865/Р>.
^•*расч
(3.51)
Пример 3.4. Определить токи к. з. в точках и К2 электростанции
с турбогенераторами, имеющими АРН (рис. 3.9). Там же приведены основные
расчетные данные.
1. Расчет т. к. з. в точке
Решение.
Принимаем за базисную мощность суммарную мощность генераторов элек-
тростанции:
<?б = Shom2 = 3-15 Мва = 45 Мва.
84
Тогда для точки ДУ расчетное сопротивление:
По расчетным кривым (рис. 3.8) находим для = 0,126 коэффициент
кратности тока kt = 8 для времени t = 0. При указанном значении kt = 8
получим
I" = ktI^ = 8-4,1 = 32,8 ка,
где
_ 5Дном__________45 _
/ТПном ~/3’-6,3“ ’ ка'
= 2/" = 1,91 • У 2 • 32,8 = 89 ка,
К^-0Д6 X*d-0,l26 >1^0,126
Рис. 3.9. Расчетная схема (а) и схемы замещения (б), (в)
где
/гу=1,8 (см. табл. 3.1);
S" = ktSSlioa = 8 • 45 = 360 Мва.
Для времени I = оо по тем же кривым 6/= 2,75. При этом
Ix = ktIz =2,75 -4,12= 11,3 ка.
2. Расчет т. к. з. для точки /Со-
относительное сопротивление реактора [по (3.23)]
Расчетное сопротивление до точки К2.
хг = Xl + хр = 0,126 + 1 ж 1,1.
Для времени /=0 kt = 0,9 (рис. 3.8). При этом:
/" = fez/2 =0,9 -4,1 = 3,7 ка-,
iy — kyf/' 2 /" = 2,55 • 3,7 = 9,4 ка [где йу = 1,8 (см. табл. 3.1)];
S" = kt S2hom = 0,9 • 45 = 40 Мва.
Расчет токов короткого замыкания на понижающих подстан-
циях. При расчете токов к. з. на понижающих подстанциях воз-
можны следующие варианты расчета в зависимости от условий зада-
ния:
85
1-й вариант. Заданы: мощность системы Sc, сопротивление
системы (х»с), приведенное к мощности системы, напряжения на
понижающих трансформаторах номинальные мощности
(S.r) и напряжения к. з. трансформаторов Z7K.
Если понижающая подстанция имеет схему, приведенную на
рис. 3.10, то токи к. з. для точки Ki можно рассчитать следующим
образом:
а) при х 3; находим по расчетным кривым (рис. 3.8) значение
kt, тогда
It = kth,
где
г _________________________ $с
s~ V3t//
б) при х>3; находим
Zv Zv
/к = ~~=у-.
лрасч **с
(3.52)
(3.53)
Для точки К2 расчет производится с учетом сопротивления тран-
сформаторов X »т
/к2 -Уз’^(^о + х*т) • <3-54)
2-й вариант. Заданы значения S", х*с до шин понижающей
подстанции, а также паспортные данные трансформаторов (Sr, (7К).
Тогда:
а) при х.с < 3; мощность, ток системы и ток к. в. опреде-
лятся так:
г____°с
с УзА'
Т/Г _ О
~ УзА ’
(3.55)
(3.56)
(3.57)
Значение кратности тока к. з. k/ находят по кривым, изображен-
ным на рис. 3.8, для времени t = 0 при заданном значении х*с:
б) при х > 3; мощность системы определяется так:
Sc = S"x*c, так как S"=—•
х*с
Тогда величина тока к. з.
/" = /к = (3.58)
где — полное сопротивление цепи к. з.;
1С — суммарный ток системы (источника питания) [по (3.56)].
86
3-й вариант. Заданы мощность к. з. S" для точки Ki, а Так-
же паспортные данные трансформаторов подстанции.
Учитывая, что мощность системы не дана, за базисную мощность
принимается суммарная номинальная мощность трансформаторов
(StE). Тогда для точки К2 __ о
Рис. 3.10. Расчет токов [короткого замы-
кания на понижающих подстанциях
Off
'" = vfcr <3-61)
Если мощность подключаемой подстанции значительно меньше мощ-
ности системы, то х*с может быть принято равным нулю. В этом
случае для точки К2
S"= —• (3.62)
А:*т
Пример 3.5. Определить т. к. з. в точке М2 на шинах вторичного напря-
жения районной подстанции (см. схему на рис. 3.10). Мощность системы
Sc = 300 Мва', SK = 750 Мва; и± = 115 кв; U2 = 6,3 кв; ST = 3 X 10 Мва;
£4=10,5%.
Решение. Принимаем So ~ Sc = 300 Мва.
Задачу решаем по второму варианту, так как заданы Sc и SK. Для этого
определяем
Пользуясь кривыми (см. рис. 3.8) (турбогенераторы с регулятором на-
пряжения) при t = 0 и кратноети тока к. з. kt = 2,5, определяем xtc = 0,4.
Относительнее сопретивление одного транвферматора
£/KS6 10,5 300 „
Y т =----—— =—— • -----------= 3,15.
*т 100 • ST 100 10
Общее расчетное сопротивление в точке К2
3,15
*2 = 0,4g —1,45.
По расчетным кривым для х2 = 1,45 и / = 0 находим
Определяем
4 = 0,75.
6 V 3
300
1,73 • 6,3
= 27,5 ка.
87
Находим действующую величину периодической слагающей
/" = fez/6 = 0,75 • 27,5 = 20,7 ка.
Определяем ударный (амплитудный) ток
/у = 2,55 •/" = 2,55 • 20,7 = 51 ка.
При t = oo, для х2=1,45; /^ = 0,82. Тогда
/ =0,82 -27,5 = 22,55 ка.
Пример 3.6. Определить т. к. з. для точки /С2 (рис. 3.10), если на
подстанции установлены 2 трансформатора, по следующим данным:
Sc = оо; $т = 2 X 3200 ква;
17к = 7%; S" = 450 Мва (для точки Л^).
Решение. Принимаем
S6 = St2 = 2 X 3200 = 6400 ква.
Находим:
5б 6,4
= —— = —— = 0,014;
*с s„ 450
= x*Ti V" = 0,07 • = °>07 -2 = 0,14;
0,14
—— = 0,084;
2
6,4
---------=0,59 ка;
1,73-6,3
0,59
------= 7 ка.
0,084
х*2 = x*Q + х*т = 0,014 +
, 5б
7 б — ,
/б
Пример 3.7. Определить токи
вии Sc = оо; ; „ ",
UK = 5,5%; и,_ = 6 кв; 1/2 = 525 в.
/б =
i к. з. в точке/< (рис. 3.11) кабеля при усло-
; хс = б; ST = 560 ква;
При расчете учесть активные сопротивления трансформатора и кабеля.
Решение. Принимаем Sg = ST = 560 ква = 0,56 Мва:
0.56
----------= 0,615 ка.
1,73-0,525
По каталогу ДРМ = 9,4 кет, тогда
1ДРМ 9,4
=-----— = —— = 0,016.
*т ST 560
Так как в указанном примере учитывается г„ трансформатора,™ по UK %
из треугольника сопротивлений при к. з.
.. _1Лгг2 ,2 _ |/о,О55i 2 — 0,0162 = 0,0525.
Х*т —
Определяем активное и индуктивное сопротивления кабеля:
/ 150
гк = — =---------= 0,056 ом;
' 7s 53 • 50
88
S6 „ 0,56
гг,, — 0,056 —- 0,115;
* t/3 0,5252
г* 2 — г*т Ц- г»к = 0,016 -}- 0,115 - 0,13;
S6 0,56
*0/7^ =0,08-0,15-—-—= 0,024;
и2 0,52а2
^2 = х*т + ^*к = 0,0525 0,024 = 0,077;
2*2 — j/" f*2~l“-^*2 ~ 0,132 -f- 0,0772 = 0,15?
а)
560ква
UH--5,5’A
Рм=3,5к8т
5258
Зх5иммг
I - 150м
__________I___________
г, = 0,016; х, =0,0525
2__________
% = 0,115; хг= 0,025
Рис. 3.11. Расчетная схема (а) и схема заме-
щения (б)
Расчет токов короткого замыкания в установках напряжением
до 1000 в. В установках до 1000 в при расчете тока к. з. должны учи-
тываться активные сопротивления цепи к. з. (воздушных и кабель-
ных линий, обмотки силовых трансформаторов, трансформаторов
Т?ка, шин и включающей аппаратуры). Для указанных установок
считается, что мощность системы неограничена и поэтому напря-
жение на стороне высшего напряжения трансформатора является
неизменным (см. ПУЭ 1—4—12). Это выполняется, если мощность
системы примерно в 50 раз больше мощности цехового трансформа-
тора, например при мощности системы более 50 Мва, и мощности
цеховых трансформаторов до 1000 ква.
При расчете токов к. з. на шинах низшего напряжения транс-
форматора или другой точки низковольтной сети необходимо знать
мощность питающей системй или технические данные выключателя.
Рассмотрим применяемые способы расчета токов к. з. в уста-
новках до 1000 в.
4В Зак. 2389
89
При расчете токов к. з. на напряжении до 1000 в возможны сле-
дующие условия:
1. Если энергосистемой заданы значения токов /" = /п 0 и loo
на’шинах районной подстанции, то расчет ведут в следующей после-
довательности.
I"
Определяют величину коэффициента Р" ипо кривым зави-
' 00
симости Р" = /(храсч) (рис. 3.12) находят величину Храсч, представ-
ляющую расчетное сопротив-
ление системы до места к. з.
в относительных единицах.
Мощность питающей системы
Sc = У 3/ Храсч Ином, (3.63)
где /" — действующее значе-
ние сверхпереход-
ного тока к. з., ка',
U„OM — среднее номиналь-
ное напряжение в
месте к. з., кв.
Принимают за базисную
мощность 5б мощность систе-
мы Sc и приводят сопротив-
ления цепи к. з. к базисным
условиям (х*б). Определяют
ток к. з.
(3.64)
0,2 0,4 0,в 0,81 2 3 *васч *Б
р где
Рис. 3.12. Кривые зависимости [1”асч= ]. — У6
~f Ураем) УЗ^ном
2. Если известны или заданы технические данные выключателя,
установленного в точке, для которой определяются величины токов
к. з., то принимают, что отключающая мощность выключателя (So)
равна мощности к. з. системы (S"), тогда
1К = Г=--^—. (3.65)
V 6 ^ном
3. Если сопротивления цепи к. з. выражены в миллиомах, то
токи к. з. можно найти также следующим образом.
Величину относительного номинального сопротивления любого
элемента схемы х* выражают в миллиомах, зная номинальное
напряжение U„0M и номинальную мощность элемента S„0M:
х = х^. (3.66)
°ном
90
Приводят (знак °) указанные сопротивления в схеме замеще-
ния к напряжению ступени [/к:
х° =
и2 и2 и2
^НОМ u к _
S, ,9 “% Q
ном (7* , °ном
ном
(3.67)
Сопротивлением системы можно определить, отнеся ее к неко-
торой базисной мощности, например мощности отключения So вык-
лючателя:
%*с —
Sc
So '
(3.68)
Тогда, учитывая (3.67), а также то, что в данном случае SHOM=SC
»г2 »>2
_ Sc
с So SH0M - So •
(3.69)
После того как все сопротивления (активные и индуктивные)
выражены в миллиомах, находят величину наибольшего значения
периодической слагающей к. з. при трехфазном к. з.
ик
УЗ/ r2s + xf
(3.70)
где UK — междуфазное напряжение ступени к. з.
Ударный ток определяется с учетом величины ударного коэф-
фициента ky, который определяется по кривой зависимости
*у=/(зТГг) (см> Рис> 3-2)'
Приближенно для трансформаторов мощностью 630—1000 ква
с UK = 5,5% ky = 1,3; для трансформаторов мощностью 100—
400 ква ky = 1,2; для удаленных точек сети fcy« l.
Токи к. з. от асинхронных двигателей, присоединенных непо-
средственно к месту к. з., учитываются только при определении
полного ударного тока к. з.
/у = kn • /2 • /ном « 6,5 • /Ном, (3.71)
где /Ном — номинальный ток одновременно работающих двигате-
лей, ка;
kn = «4,5.
1 ном
Следует отметить, что в рассматриваемых установках до 1000 в
рекомендуется учитывать увеличение активного сопротивления про-
водников г при их нагреве значительными токами к. з. Для этого
4В*
91
в произведенном, предварительном расчете токов к. з. делается
поправка на величину изменившегося сопротивления (жш):
' Г, т* / ЛЛ21
г = Г 14----------а- — ,
1+0,004 0о \ s )
где 00 — температура до наступления к. з.;
т — коэффициент, принимаемый для меди 22,5; для алюми-
ния — 6;
*—время к. з., сек',
s — сечение провода, льм2.
После этого определяется ток к. з. при новом значении
/ J4
V
(3.71')
Г Пример 3.8. Определить ток к. з. на шинах напряжением 400 в цеховой
подстанции, на которой установлены масляный выключатель типа ВМГ-133
с номинальной мощностью отключения 200 Мва и силовой трансформатор
с данными:
ST =»560 к«а; 10/0,4 кг, £+ = 5,5%; ДРм«э9,4 кет.
На шины 0,4 кв присоединены три асинхронных двигателя мощностью
по 150 кет, »1дВ = 0,92; cos ср = 0,84.
Трансформатор присоединен на щит низкого напряжения через рубиль-
ник на 1000 а и алюминиевые шины 60 X 8 мм2 Длиной 6 м, расстояние между
фазами равно 240 мм.
Решение. Определяем сопротивление системы по (3.69)
4003
хс = ——• = -----= 0,8 Мом.
So 200 000
Активное сопротивление трансформатора
Индуктивное сопротивление трансформатора
x,T = j/ б'к —гт2 =У 0.0552 — 0.01682 = 0,052.
Сопротивления трансформатора, приведенные к напряжению 0,4 кв
[по (3.67)],
0,052 • 4002
хТ =-------------- = 14,9 мом;
560
0,168 • 4003
/т = ------------= 4,8 мом.
560
Сопротивление шип при среднегеометрическом расстоянии а — 1,26х
Х240 = 300 жж (СЭП).
= I • го = 6 • 0,074 = 0-,45 мом;
хш = I х0 = 6 • 0,189 = 1,15 мом,
где г0, х0 берется по справочнику для шин, А — 60 X 8 мм.
92
Переходное сопротивление контактов рубильника па 1000 а принимаем
0,08 мом (СЭП).
Определяем суммарное активное и индуктивное сопротивления до места •
к, з.:
ГЕ = 4,8+ 0,45 + 0,08 = 5,33 мом\
xs = 0,8+ 14,9 + 1,15 = 16,85 мом.
Z = V 5,332 + 16,852 = 17,3 мом.
Ток к. з.
400
7К = ----------= 13,4 ка.
1,73 • 17,3
Ударный коэффициент (см. рис. 3.2) для
х 16,85
---= ——=3,2; + = 1,35.
г 5,33 у
Определяем токи к. з. от системы:
iyc = /yl/TzK= 1,35 • 1,41 • 13,4=25,5 /от;
/у = /к У1 + 2(Ау—I)2 =13,4-1/ 1 +2(1,35^Тр = 15,5 ка.
Номинальный ток электродвигателей
Ps 3-150
7wruw ~ - - 0,89 ка.
ом /3 cos <рном 1,73-380-0,92-0,84
Полное значение ударного тока к. з. от системы и от электродвигателей
/у = с + 2 ^пусиЛюм — 25,5 + 6,5 • 0,89 = 31,3 ка.
§ 3.4. Электродинамические и термические действия
токов короткого замыкания. Ограничение токов
короткого замыкания
. Электродинамические действия токов к. з. При коротких замы-
каниях в результате возникновения наибольшего ударного тока
к. з. в шинах и других конструкциях распределительных устройств
возникают электродинамические усилия, которые в свою очередь
создают изгибающий момент, а следовательно, механическое напря-
жение в металле. Последнее должно быть меньше максимально допус-
тимого напряжения для данного металла (см. § 3.5).
Электродинамические действия ударного тока к. з. при трехфаз-
ном коротком замыкании определяются наибольшей силой Ft3) (кГ),
действующей на шину средней фазы при условии расположения
проводников (шин) в одной плоскости:
F(3) = >£12,04 + 4 -=1>76 +/y(3) -10 8, кГ, (3.72)*
* Допустимые напряжения даются в ГОСТ и ПУЭ в кГ!см\ поэтому
приводимые расчетные величины не переводятся в СИ.
93
где i, а — длина и расстояние между токоведущими частями, см;
Уз , ,
—g- — коэффициент, учитывающий несовпадение и неодина-
ковое значение ударного тока в фазах.
Рассматривая шину как равномерно нагруженную многопролет-
ную балку, изгибающий момент, создаваемый ударным током,
Рис. 3.13. Расположение шин на
изоляторах:
а — плашмя; б — на ребро
г(3) /
М=~±кГ-см. (3.73)
Тогда наибольшее напряжение в
металле при изгибе, кГ/см3,
где iy — ударный ток, ка;
I — расстояние между опор-
ными изоляторами, см;
а — расстояние между осями
шин смежных фаз, см;
W — момент сопротивления,
см3.
При расположении шин плашмя
(рис. 3.13, а)
W = b-^. (3.75)
При расположении шин на
ребро (рис. 3.13, б)
W=~. (3.76)
Расчетные величины напряжений в шине орасч должны быть
меньше допустимого напряжения адоп (см. § 3.5).
Проверка шин на механический резонанс. Короткие замыкания
сопровождаются дополнительными динамическими усилениями, воз-
никающими в шинах в результате явлений механического резонанса.
Исследованием установлено, что если частота собственных колеба-
ний шин /с равна частоте тока сети со, то наступает усиление колеба-
ний (раскачивание) шин; при /с = 2со возникает механический резо-
нанс, сопровождающийся значительным (более чем в 5 раз) возрас-
танием напряжения в металле.
Частота собственных колебаний /с (гц) соответственно для медных
и алюминиевых шин прямоугольного сечения:
= 5,02-10s
(г
94
Таким образом, частота собственных колебаний определяется
длиной пролета I и размерами шин Ъ\ изменяя их, можно обеспе-
чить, чтобы частота собственных колебаний отстояла от опасной
зоны резонанса на ±10—15%.
Отметим, что проверка шин на механический резонанс согласно
ПУЭ 1—4—14 не обязательна.
Термические действия к. з. Токоведущие части, в том числе и
кабели, при коротких замыканиях могут нагреваться до тем-
пературы значительно
большей, чем при нор-
мальном режиме. Чтобы
токоведущие части были
термически устойчивы к
токам к. з., величина
расчетной температуры
Трасч должна быть ниже
температуры допустимой
Тдоп для данного мате-
риала (см. § 3.5).
За действительное
время протекания тока
к. з. принимается сум-
марное время действия
защиты t3 и выключаю-
щей аппаратуры tB:
t = + (3.78)
При проверке токо-
ведущих частей на тер-
мическую устойчивость
обычно пользуются
понятием Приведенного рис. ЗЛ4. Кривмещриведенного времени пе-
Времени Znp, В течение риодической слагающей тока при питании
которого установивший- от генераторов с АРН
ся ток к. з. 7оо выде-
ляет то же количество тепла, что и изменяющийся во’времени ток
к. з. за действительное время t.
Приведенное время определяется составляющими времени перио-
дической и апериодической слагающих тока к. з.:
^пр — ^пр.п ± ^пр.а*
(3.79)
Величину ^пр.п при действительном времени t <Х 5 сек находят
по кривым зависимости /пр.п =/(₽") (рис. 3.14), где
₽"
1 <х>
(3.80)
95
При действительном времени t > 5 сек величина /пр.п = Znp.5 +
+ (t—5), где ^пр,5 — приведенное время для t = 5 сек. Приведен-
ное время апериодической слагающей
/пр.а = 0,005 (р)2.
(3.81)
При действительном времени t <( 1 сек величина ^пр.а не учи-
тывается.
Расчет на термическую устойчивость токоведущих частей произ-
водится по кривым нагрева различных
Рис. 3.15. Кривые нагрева токоведущих ча-
стей при коротких замыканиях
металлов, представляющих
зависимость т = /(/2, ^пр)
(рис. 3.15),
где j = -- плотность то-
ка, а/мм2\
/пр — приведенное время
действия тока к. з.,
сек.
Если определены ве-
личины /оо и /пр, то, зная
максимальную допусти-
мую температуру для
данного металла (тдОП),
по указанным кривым
нагрева находят вели-
чину
По ней по известным 1Ж и /пр находят сечение проводника s.
Если известна также начальная температура нагрева провод-
ника до короткого замыкания (тнач), то по тем же кривым нагрева
для температуры тнач определяется величина ДНач- Обозначим
через Ак величину, пропорциональную полному количеству тепла,
выделяемого в проводнике после короткого замыкания. Тогда
Л = (4фпР + Лпач (3-82)
и минимальное сечение (мм2) проводника по условиям термической
устойчивости
(з-83)
г лк — л яач
Ограничение токов короткого замыкания. При питании электро-
установок промышленных предприятий от мощных энергосистем
приходится значительно повышать сечение токоведущих частей и
96
габариты аппаратов, выбирать их по условиям как нормального
режима, так и динамической и термической устойчивости (см. § 3.5).
Это увеличивает капитальные затраты и расход цветного металла
и поэтому ограничение величины токов к. з. является одним из спо-
собов уменьшения стоимости сооружения и эксплуатации электри-
ческих установок.
Наиболее распространенными способами ограничения токов к. з.
являются:
а) раздельная работа трансформаторов и питающих линий;
б) включение в сеть дополнительных сопротивлений — реак-
торов;
в) применение трансформаторов с расщепленной обмоткой.
Наиболее целесообразна и эффективна установка реакторов на лини-
ях потребителей, подключаемых непосредственно на шины электри-
ческих станций, а также на районных подстанциях большой мощ-
ности, питающих маломощные заводские подстанции. Схемы элек-
трических соединений для ограничения токов к. з. в цепи генера-
торов, на сборных шинах станций и подстанций, на отходящих от
электростанций и подстанций линиях (см. гл. IV).
§ 3.5. Выбор токоведущих частей и аппаратуры
Токоведущие части (шины, кабели) и все виды аппаратов — вы-
ключатели, разъединители, предохранители, измерительные тран-
сформаторы, выбираемые для электроустановок, — должны соот-
ветствовать условиям окружающей среды по месту их установки.
Номинальные параметры выбираемой аппаратуры (ток, напряже-
ние, мощность отключения) должны соответствовать вычисленным
максимальным расчетным величинам в нормальном режиме и при
коротких замыканиях.
Для их выбора производится сравнение указанных расчетных
величин с допускаемыми значениями для токоведущих частей и вы-
соковольтного оборудования. Составляется таблица сравнения ука-
занных расчетных и допустимых величин. При этом для обеспече-
ния надежной безаварийной работы расчетные величины должны
быть меньше допустимых.
Выбор шин и изоляторов. Шины распределительных устройств
выбираются по номинальным параметрам (ток, напряжение), соот-
ветствующим нормальному режиму и условиям окружающей среды,
и проверяются на режим короткого замыкания.
Наибольшее напряжение в металле не должно превосходить 70%
временного сопротивления разрыву по ГОСТу, что соответствует:
для меди марки МТ (медь техническая) — оДОп = 1400 кГ[см2
при t = 250°;
для алюминия АТ — <гДОп = 700 кГ/см2 при t = 200®;
для стали — о доп = 1600 кГ /см? при t = 300®.
97
Сборные шины распределительных устройств всех напряжений
согласно ПУЭ по экономической плотности тока не выбирают.
Изоляторы выбираются на номинальное напряжение и номи-
нальный ток и проверяются на механическую нагрузку при корот-
ких замыканиях.
Расчетная нагрузка на опорные изоляторы проверяется по фор-
муле
Ррасч = 1,76-Ю-2iy-10-2, кГ.
Полученное значение Красч не должно превышать 60 % от разру-
шающей нагрузки для данного типа изолятора.
Пример 3.9. Проверить иа электродинамическую устойчивость сборные
шины при расчетном токе нагрузки 1200 а и ударном токе к. з. 50 ка. Шины
смонтированы плашмя с расстоянием между фазами 350 мм и длине пролета
между креплениями 1300 мм.
Решение. Выбираем по расчетному току алюминиевые шины марки АТ
размером 80 X 8 мм с длительной допустимой токовой нагрузкой 1320 а.
Определяем момент сопротивления выбранных шин при расположении
их плашмя
М2 0,8 • 82 ,
W =------=-----------= 8,54 см3.
6 6
Определяем расчетную напряженность в металле шин
1,76 • 10“3 l2i2
Праеч = ~
1,76 • 10—3 • 1302 • 502
35 • 8,54
= 330 кГ/см3.
Так как допустимое напряжение для алюминиевых шин составляет
700 kPIcm3, то выбранные шины размером 80 X 8 мм динамически устойчивы
к коротким замыканиям.
Выбор кабелей. Кабели, как и шины, выбираются по номиналь-
ным параметрам (ток, напряжение) и проверяются на термическую
устойчивость при коротких замыканиях.
Максимально допустимыми кратковременными превышениями
температуры тДОп при коротких замыканиях считаются: для сило-
вых кабелей с медными жилами, с бумажной изоляцией до 10 кв —•
250°; то же, с алюминиевыми жилами — 200°; то же, с медными жи-
лами на 20—35 кв — 175°.
Определение температуры нагрева кабеля при нормальном режи-
ме (до короткого замыкания) с учетом температуры почвы произ-
водится по формуле
= То + (Тдоп — То)
\'доп/
где тн — температура жилы кабеля до наступления короткого
замыкания;
т0 — температура окружающей среды (почвы);
9§
Тдоп — допустимая температура при нормальном режиме (при-
нимается равной 60°);
/ном — номинальный ток нагрузки;
/доп — допустимый ток для выбранного сечения.
Проверка сечения кабеля на термическую устойчивость к токам
к. з. производится по (3.83):
С • — 1°°
«пип — с У
где с = Ак—Днач — коэффициент, соответствующий разности выде-
ленного тепла в проводнике после и до корот-
кого замыкания.
Указанный коэффициент, определяемый по кривой нагрева
(рис. 3.15), имеет следующие значения: для кабелей с медными жи-
лами 6—10 кв— 140; для кабелей с алюминиевыми жилами—95;
для алюминиевых жил — 95; для медных шин — 170, для стальных
шин — 60.
Пример 3.10. Кабель СБ 10 кв сечением 35 лиг выбран по расчетному
току. Проверить кабель на термическую устойчивость, если известно I" =
= 12 ка.; — 8,5 ка. Время действия защиты 13 = 0,5 сек.
Решение. Определяем коэффициент
Г' 12
₽"=7^=8J = M1.
Задаемся временем действия выключателя /Е = 0,15 сек. Тогда 1=1.4-
+ /, = 0,5 + 0,15 = 0,65 сек.
По кривым (рис. 3.14) при fl" = 1,41 и 1 = 0,65 находим приведенное время
1пр = 0,6 сек.
Проверяем сечение кабеля по термической устойчивости
г— 8500 . г-—
smin ~ ~с У -пр — [4Q V 0,6 ~ 40 ММ .
Следовательно, сечение кабеля 3 X 35 мм? по условию тока к. з. не про-
ходит. Если оставить сечение s = 35 мм*, то должно быть изменено собствен-
ное время включения масляного выключателя до /в=0,1сг« (взять быстро-
действующий выключатель). Тогда при 1 = 0,6 сек по тем же кривым/пр =
= 0,55 сек
8500 ,---.
«nnn - ^Q /0-55 - 35 мм*.
Выбор реакторов. Выбор реактора производится по расчетному
току линии и по заданной величине допустимого тока короткого
замыкания для рассчитываемой точки схемы. Расчетное сопротив-
ление реактора
= 100%, (3.84)
у * к / 1 б и НОМ
99
где храсч — расчетное сопротивление реактора в процентах;
/ном, ^ном — номинальные ток и напряжение реактора;
/к — величина допустимого тока короткого замыкания для
расчетной точки; задается или принимается по ката-
логам на предполагаемую к установке высоковольт-
ную аппаратуру;
х*б — относительное базисное сопротивление схемы заме-
щения до точки установки реактора при базисном токе
Ц-
По расчетному значению храсч подбирается тип реактора.
Выбранный реактор должен, кроме ограничения тока к. з., обеспе-
чить также поддержание необходимого остаточного напряжения
(U%) на шинах станции или подстанции
— храсч % .
1 ном
(3.85)
Пример 3.11. В распределительном устройстве 6,3 кв на линии с расчет-
ным током 400 а (0,4 ка) требуется установить реактор для ограничения
т. к. з. до величины, допускающей установку масляного выключателя типа
ВМБ-10; величина расчетного сопротивления до точки установки реактора
х*б = 2 при Sg = 1000 Мва.
Решение. По каталогу масляный выключатель типа ВМБ-10 при 6000 в
допускает ток отключения 1К = 9,7 ка.
Базисный ток
5б 1000
/g = ---=-------------- =92 ка.
/3(/вом 1,73-6,0
Расчетное сопротивление реактора по (3.84)
храсч% — f j \ <к / I -но^6- -100% = (- г’ Лэйном \ 0,97
0,35 Х 92 • • 100 = 3%. 6,0
Выбираем по каталогу ближайший реактор типа РБ-6-400 — 4%. Опре-
деляем его относительное сопротивление
ГрЛ//ном 0,04-92-6
Хл-п — — „ _ _ — б, it
Люм0,4- 6,3
Находим величину тока короткого замыкания
х*р -Ь х*б 8,7-|-2
Проверяем остаточное напряжение на шинах подстанции по (3.85).
I" 8,6
U % = хр % -----= 4 • ~~ = 86 % .
‘ ном 0,4
100
Выбор высоковольтных аппаратов. Для выбора высоковольтных
аппаратов (выключателей и разъединителей) по термической устой-
чивости необходимо выполнить условие
lit >/£, /пР, (3.86)
где 11 — ток термической устойчивости, допускаемый заводом-
изготовителем, в течение t сек. Например, если для высо-
ковольтного выключателя указано /5 = 19 ка, это зна-
чит, что данный выключатель выдерживает ток термичес-
кой устойчивости величиной 19 ка в течение 5 сек\
tav — приведенное расчетное время действия тока к. з.;
/оо — установившийся ток к. з.
Исходя из формулы (3.86) определяется условие термической
устойчивости
Л>/оо|/^-Р- (3.87)
Выбор высоковольтных предохранителей производится по номи-
нальному напряжению и току, конструктивному выполнению и пре-
дельно отключаемому току (/отк) или предельно отключаемой
мощности (S0TK). Необходимые условия выполняются, если
I "> I"
где I" — начальный ток короткого замыкания;
/отк — наибольший ток, отключаемый предохранителем (по
каталогу).
Выбор высоковольтных выключателей. Высоковольтные выклю-
чатели напряжением более 1000 в выбираются по номинальному на-
пряжению и току, конструктивному выполнению и месту уста-
новки, отключаемому току и отключаемой мощности.
Последнее условие проверяется сравнением величины отключае-
мого выключателем тока при данном напряжении /Отк с действую-
щим током короткого замыкания IKt для времени t, равного сумме
времени срабатывания релейной защиты ts и собственного времени
действия выключателя /в.
Практически принимается, что при времени отключения выклю-
чателей, равном 0,1 сек, величина тока IKt равна начальному току
короткого замыкания I". Тогда отключаемая способность выключа-
теля /отк или SorK будет достаточной, если S0TK > S" или /отк >
)> I", где I" или S" — расчетные параметры цепи трехфазного тока
к. з.
Выбор трансформаторов тока. Трансформаторы тока выбираются
по номинальному току и напряжению первичной и вторичной катуш-
ки, по конструктивному выполнению, по классу точности и допус-
каемой нагрузке и проверяются на термическую и динамическую
101
устойчивость и на 10%-ную погрешность в цепях защиты
(см. гл. XVII).
Выбор трансформаторов тока производят по кратности электро-
динамической и термической устойчивости (йдип и йт). Электроди-
намическая устойчивость выполняется, если
&дин>-^— (3.88)
V z 1 пом1
ИЛИ
Адин /2- /Н0М1 ^'у, (3.89)
где йД1.н дается в каталогах на трансформаторы тока;
/ном1 — номинальный первичный ток трансформатора тока.
Кратность термической устойчивости kt трансформаторов тока
относится к времени 1 сек и также дается в каталогах. Условие тер-
мической устойчивости трансформатора тока выполняется, если
11~ Ittott 1 kt 100 Cip (3.90)
или
Rt 7
'H0M1
Номинальная мощность трансформатора тока S2 должна быть
не менее мощности, потребляемой приборами Snp, и мощности,
теряемой в проводах и переходных контактах, т. е.
S2 Snp + /2 (^пр + гк), (3.91)
где гпр, гк — сопротивления проводов и контактов.
Сопротивление всех переходных контактов принимается 0,1 ом,
величина тока /2 = 5 а. Таким образом, можно определить сопро-
тивление проводов между трансформатором тока и измерительными
приборами:
_ 52 — 5пр ~~ ^2 гк
ГпР ~ ,2
7 2
Схемы соединения трансформаторов тока даны в гл. II. При сое-
динении в неполную звезду двумя трансформаторами тока сече-
ние соединительных проводов
S = ^ мм2. (3.93)
7гпр
При соединении в полную звезду с тремя трансформаторами тока
s = —1— мм2. (3.94)
Упр
102
При установке одного трансформатора тока
S = мм2.
7гпр
(3.95)
Выбор трансформаторов напряжения. Трансформаторы напря-
жения выбираются по номинальным параметрам, классу точности
и нагрузке, определяемой мощностью, потребляемой катушками
электроизмерительных приборов, подключенных к данному транс-
форматору.
1 Номинальная’^мощность трансформатора напряжения должна
быть равна или больше суммарной активной и реактивной мощности,
потребляемой параллельными катушками приборов и реле, т. е.
sHom>s2> У pI + qL
(3.96)
где Ра = Snpcos фпр — суммарная активная мощность, потребляе-
мая катушками приборов, вт;
Qs = Pnptgip — реактивная мощность, вар.
Мощности, потребляемые параллельными катушками приборов
(Рпр), и их cos ф, даются в справочниках.
Пример 3.12. Выбрать масляный выключатель, разъединитель и транс-
форматор тока для линии напряжения 10 кв при /ном = 350 а\ гу = 18 ка\
/к = /СЛ = 10 ка-, <11р = 2,2 сек.
Решение. Выбираем масляный выключатель ВМГ-133 (600 а; 10 ка)
и составляем таблицы сравнений расчетных и допустимых но каталогу
величин.
Выключатель Разъединитель
расчетные данные допустимые величины расчетные данные допустимые величины
^пом ~ Ю ^ном — Ю Кв ^ном = Ю кв ^Люм — 10 /се
Люм " 350 а Люм — 600 а Люм “ 260 а I ном ~ 400 а
iy = 18 ка йпах = 52 ка iy = 18 ка йпах = 45 ка
1к = 10 ка /qtk — 20 К(7- г2 4 Лхгпр=103-2,2 = ^10 ^10 ~ Ю2‘ 10=
Ч с. (Г 11 - я, 5 а Л и н ОЭ • \ ьэ . О W ЬФ о • с? § о II * = 2000 S0TI! = 350 Л1ва = 222 = 1000
103
Трансформатор тока
Выбираем трансформатор тока типа ТПФ-10 — 400—0,5/3 с двумя вто-
ричными обмотками (для приборов и защиты): /гдии = 165; kt = 75. Состав-
ляем сравнительную таблицу:
Расчетные данные Допустимые величины
^ном Ю /се 1 ном ~ 350 а /у — 18 ка 12к /пр= Ю2-2,2 = 222 ка2-сек ^ном — Ю /Св Люм — 400 а /у = ^динУ2Л = 165 V2* 0,4 = 90ка (kt Л)2 = (75-0,4)3-1 = 900 ка2-сек
ГЛАВА IV.
СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИИ СТАНЦИИ
И ПОДСТАНЦИИ
§ 4.1. Электрические схемы станций,
подстанций и их выполнение
Схемы электрических соединений электроустановок выполняются
для первичных и вторичных цепей.
К первичным цепям относятся главные цепи электроустановок,
по которым электрическая энергия подается к потребителям; их
схемы выполняются однолинейными и трехлинейными.
В однолинейных схемах три фазы установки и ее обо-
рудование условно изображаются для одной фазы, что значительно
упрощает пользование схемой при большом количестве аппаратов.
На однолинейной схеме указывается основное оборудование элек-
троустановки — генераторы, силовые трансформаторы, двигатели
и другие токоприемники, а также отключающая аппаратура, при-
боры измерения, защиты и автоматики. Эта схема находится в поме-
щениях для обслуживающего персонала.
На трехлинейных схемах указываются соединения
первичных цепей для всех трех фаз, а также и вторичные цепи.
Полная схема получается громоздкой, поэтому она выполняется
только для отдельных элементов установки.
К вторичным цепям относятся цепи, служащие для соединения
вторичного электрооборудования — измерительных приборов, при-
боров и аппаратов управления и сигнализации, устройств релей-
ной защиты и автоматики. Схемы вторичных цепей делят на прин-
ципиальные и монтажные.
Принципиальные схемы выполняются в свер-
нутом или развернутом виде.
В свернутых схемах каждый аппарат (или прибор) изображается
в виде символа, в котором условно собраны все имеющиеся в нем
обмотки и контакты.
В развернутых схемах каждый аппарат (или прибор) изображает-
ся расчлененным на составные элементы, причем элемент аппарата
(или прибора) помещается в той цепи, к которой он относится по
105
действию схемы или по направлению протекания тока. У аппарата
(или" прибора) ставят его буквенное обозначение, например ТТ —
трансформатор тока, TH — трансформатор напряжения, ЭО —
электромагнит'отключающий, ЭВ — электромагнит включающий,
Т — токовое реле и др. Условные обозначения отдельных приборов
и аппаратов, а также их элементов (контактов, катушек) выполня-
ются по ГОСТу. На принципиальных развернутых схемах все кон-
Рис. 4.1. Принципиальная схема защиты ли-
нии:
а —свернутая; б —развернутая; БК — блок-контакт
привода выкл.; Т — реле тока; В — реле времени; ЭО —
электромагнит отключения
указываются электрические соединения
такты аппаратов пока-
зываются в нормальном
положении, за которое
принимается положение
при отсутствии механи-
ческого или электриче-
ского воздействия на от-
дельные элементы аппа-
ратов (или приборов).
Принципиальные раз-
вернутые схемы в отли-
чие от свернутых дают
наглядное представле-
ние о последовательно-
сти действия каждого
аппарата и его элемента,
что особенно важно в
схемах сложных уст-
ройств и в схемах за-
щит и автоматики.
Пример принципи-
альной схемы в сверну-
том и развернутом ви-
дах приведен на рис.
4.1, а, б.
Монтажные схе-
мы представляют собой
рабочие чертежи, по ко-
торым выполняется мон-
таж электрических це-
пей. В них подробно
аппаратов и приборов и
приводятся данные по их монтажу.
Все элементы цепей обозначаются полными символами и соот-
ветствуют расположению в электрической установке.
Для ускорения монтажных работ и для удобств эксплуатации
зажимы приборов, аппаратов, реле и группы контрольных кабелей
обычно маркируют с помощью цифровой маркировки. На рис. 4.2 по-
казана маркировка групп цепей вторичной коммутации в зависи-
мости от их назначения. Так, например, номера от 300 до 329 пока-
106
зывают группу цепей трансформаторов тока обмоток реле; от 330
до 349 — группу цепей трансформаторов тока измерительных
приборов; от 350 до 399 — группу цепей трансформаторов напряже-
ния. Буквами Hi и Иг показаны начало и конец вторичных обмоток
трансформаторов тока ТТ.
Рис. 4.2. Монтажная схема измерительных при-
боров подстанций
Схемы электрических соединений первичных и вторичных цепей
выполняются с обязательным использованием установленных ГОСТ
7624—62 условных графических обозначений.
На схемах соединений электроустановок (на их сборных шинах)
следует указывать номинальные напряжения соответствующих сетей
по ГОСТу (см. табл. 1.1 и 1.2).
107
§ 4.2. Общие рекомендации по выбору схем
и напряжения электрических соединений
Выбор схем. Необходимо широко применять так называемые
«блочные» схемы электрических соединений подстанций на всех
ступенях системы электроснабжения без сборных шин:
блок линия 35—220 кв — трансформатор ГПП-,
блок линия 35—220 кв — трансформатор ГПП — токопровод
6—10 кв\
блок линия 6—10 кв — трансформатор ТП-,
блок линия 6—10 кв — трансформатор ТП — токопровод
0,38—0,66 кв.
Схемы электрических соединений ГПП
должны проектировать, как правило, без сборных шин и без выклю-
чателей на первичном напряжении 35—220 кв при питании как от
тупиковых, так и от транзитных линий электропередачи; при этом
рекомендуется применять:
Схемы с короткозамыкателями, отделителями и разъедините-
лями для подстанций, присоединяемых к ответвлениям от проходя-
щих транзитных линий напряжением 35—220 кв. Не рекомендуется
к одной линии присоединять более четырех однотрансформатор-
ных подстанций при мощности трансформаторов до 20 Мва каждый
и более двух-трех трансформаторов большей мощности.
Схемы с короткозамыкателями (без отделителей) могут быть при-
менены для питания каждого трансформатора отдельной радиаль-
ной кабельной или воздушной линией по схеме блока линия —
трансформатор.
Схемы с разъединителями и стреляющими предохранителями
рекомендуются для трансформаторов мощностью до 40 Мва вклю-
чительно. Эти схемы обеспечивают селективное отключение транс-
форматоров, просты в обслуживании и экономичны.
Схемы с разъединителями или с глухим присоединением на
первичной стороне трансформаторов рекомендуются в следующих
случаях:
а) для трансформаторов мощностью до 6300 (5600) ква включи-
тельно (не требующих газовой защиты) при питании их по радиаль-
ной тупиковой линии по схеме блока линия — трансформатор;
б) для трансформаторов любой мощности с радиальным питанием
при относительно близком расположении источника питания
(до 3 км), когда целесообразно дистанционное управление выключа-
телями головного участка питающей линии.
Схемы коммутации цеховых трансформа-
торных подстанций 6—10 кв, так же как и ГПП, должны
проектировать без сборных шин первичного напряжения как при
радиальном, так и при магистральном питании. Глухое присоеди-
нение цехового трансформатора следует применять при радиальном
питании кабельными линиями по схеме блока линия — цеховой тран-
108
сформатор, за исключением случаев когда подстанции значительно
удалены от питающего пункта и когда необходимо установить отклю-
чающий аппарат по условиям защиты, например перед трансформа-
тором с питанием подстанции по воздушной линии.
Подстанции со сборными шинами используются только при невоз-
можности применения блочных схем. В таких случаях следует
применять одну секционированную систему щин и предусматривать
автоматическое резервирование питания потребителей 1-й категории.
Применение двух систем шин допускается только на мощных
подстанциях ответственного назначения с большим количеством
присоединений.
На всех присоединениях малой и средней мощности при напря-
жении 6—10 кв рекомендуется применять выключатели нагрузки
в комплекте с силовыми предохранителями ПК или без них, когда
параметры этих аппаратов удовлетворяют рабочему и аварийному
режимам установки.
При трансформаторах мощностью 25—40 Мва следует применять
одиночные или сдвоенные групповые реакторы в цепи вторичного
напряжения трансформатора.
Выбор напряжения. Напряжение каждого звена системы элек-
троснабжения должно выбираться прежде всего с учетом напряже-
ний смежных звеньев для получения наиболее экономичного вари-
анта электроснабжения предприятия в целом. Поэтому выбор напря-
жения основывается на технико-экономическом сравнении вариантов
в следующих случаях: если от источника питания можно получить
энергию при двух или более напряжениях; если при проектировании
предприятий с большой потребляемой мощностью нужно сооружать
новые или значительно расширять существующие районные под-
станции, электростанции или собственные станции; если заводские
электростанции связаны с районными сетями.
Предпочтение при выборе вариантов следует отдавать варианту
с более высоким напряжением даже при небольших экономических
преимуществах (не превышающих 10—25%) низшего из сравнивае-
мых напряжений.
Для питания крупных и особо крупных предприятий следует
применять напряжения ПО, 150, 220, 330 и 500 кв. На первых сту-
пенях распределения энергии на крупных предприятиях следует
применять напряжения ПО, 150 и 220 кв.
Напряжение 35 кв в основном рекомендуется для распределения
энергии на первой ступени средних предприятий при отсутствии
значительного числа электродвигателей напряжением выше 1000 в,
а также для частичного распределения энергии на крупных пред-
приятиях, где основное напряжение первой ступени равно ПО—
220 кв. В частности, напряжение 35 кв можно применять для пол-
ного или частичного внутризаводского распределения электроэнер-
гии при наличии:
109
а) крупных электроприемников на 35 кв'. крупных сталепла-
вильных печей, мощных ртутно-выпрямительных установок и др.;
б) удаленных нагрузок и других условий, требующих для пита-
ния потребителей повышенного напряжения;
в) схемы «глубокого ввода» для питания группы подстанций
35/0,4 /се малой и средней мощности.
Напряжение 20 кв следует применять на предприятиях средней
мощности, не имеющих своих электростанций и получающих пита-
ние трансформированным напряжением; для электроснабжения
отдельных удаленных объектов крупного предприятия (карьеров,
рудников и т. п.), а также небольших соседних предприятий, насе-
ленных пунктов и т. п.
Целесообразность применения напряжения 20 кв должна обосно-
вываться технико-экономическими сравнениями с напряжением 35 и
10 кв с учетом перспективного развития предприятия.
Напряжение 10 кв должно широко применяться для внутриза-
водского распределения энергии:
а) на крупных предприятиях с мощными двигателями, допускаю-
щими непосредственно присоединение к сети 10 кв;
б) на предприятиях небольшой и средней мощности при отсут-
ствии или незначительном числе двигателей, которые могли бы быть
присоединены непосредственно к сети 6 кв;
в) при наличии заводской электростанции с напряжением гене-
раторов 10 кв.
Напряжение 6 кв обычно применяется:
а) при наличии на предприятии значительного количества элек-
троприемников на 6 кв;
б) при наличии заводской электростанции с генераторным напря-
жением на 6 кв;
в) если применение напряжения 6 кв предопределяется усло-
виями поставки электрооборудования, технико-экономическими рас-
четами или другими особыми соображениями.
При напряжении распределительной сети 10 кв для двигателей
средней мощности (350—1000 кет) следует применять напряжение
6 кв с использованием в необходимых случаях схемы блока транс-
форматор — двигатель при небольшом количестве двигателей на 6 кв.
Напряжение 380/220 в должно применяться для питания си-
ловых и осветительных электроприемников от общих трансфор-
маторов по четырехпроводной системе.
Напряжение 660 в преимущественно может применяться:
а) если по условиям генплана, технологии и окружающей среды
не могут быть осуществлены глубокие вводы (дробление цеховых
подстанций и приближение их к центрам питаемых ими групп элек-
троприемников), в связи с чем имеют место протяженные и развет-
вленные сети напряжением до 1000 в. Такое положение может иметь
место в угольной и нефтяной промышленности, в некоторых отрас-
лях химической промышленности и в других производствах;
но
б) при первичном напряжении распределительной сети 10 кв и
отсутствии на вторичном напряжении 660 в данного предприятия дви-
гателей таких мощностей, которые не изготовляются на напря-
жение 660 в;
в) при больших плотностях нагрузок и мощных цеховых транс-
форматорах (более 1000 кеа), при которых токи короткого замыка-
ния на стороне вторичного напряжения возрастают до недопустимых
для аппаратов величин при применении напряжения 380 в.
Целесообразность применения напряжения 660 в, с одной сто-
роны, должна обосновываться технико-экономическими сравне-
ниями с напряжением 380/220 в с учетом перспективного разви-
тия предприятия, удешевления электродвигателей на 660 в
и лучшего их к. п. д. по сравнению с электродвигателями на 6 кв,
а также с учетом уменьшения потерь электроэнергии в сети 660 в
по сравнению с сетью 380 в. С другой стороны, наряду с сетью
660 в должна быть учтена необходимость частичного сохранения
сети 380 в в объеме, необходимом для питания мелких силовых
и осветительных электроприемников, катушек пускателей и вто-
ричных цепей, что приводит к удорожанию электроустановки и
усложнению эксплуатации.
§ 4.3. Схемы электрических станций
промышленных предприятий
На рис. 4.3 приведены схемы электрических соединений станций
с одиночной системой шин.
Схема одиночной несекционированной системы сборных шин.
На рис. 4.3, а показана схема электрических соединений станции,
выдающей всю мощность с шин генераторного напряжения. В этой
схеме имеется одна несекционированная система сборных шин СШ,
к которой через выключатели В и шинные разъединители Рш под-
ключены генераторы Г, трансформаторы собственных нужд Т
и отходящие линии Л. На отходящих линиях установлены линейные
разъединители Рл с заземляющими ножами Р3, предназначенными
для отделения и заземления линии при ее плановом отключении.
Схема имеет минимально необходимое количество аппаратов и
устройств, что увеличивает надежность и делает ее экономичной.
Надежность схемы увеличивается и за счет того, что все операции
отключения и включения элементов установки производятся лишь
силовыми выключателями. Это значительно уменьшает число оши-
бочных действий с разъединителями и снижает число аварий по вине
персонала. Разъединители здесь служат лишь для отсоединения от-
ключенного выключателя на время его ремонта или ревизии. Однако
эта схема имеет ряд существенных недостатков, из-за которых она
используется лишь для станции небольшой мощности. Ниже пере-
числяются основные из этих недостатков:
«И
1. При чистке и ревизии сборных шин и шинных разъединителей
прекращается работа всей станции, включая и собственные нужды.
Это приводит к неоправданному недоотпуску электрической энергии
потребителям, к вынужденному, хотя и преднамеренному, простою
Рис. 4.3. Схемы электрических соединений электростанций с одиночной
системой шин
предприятий, к ухудшению бытовых и культурных условий населе-
ния района обслуживания.
2. При аварии на шинах станции внезапно прекращается работа
всей станции и отключается питание собственных нужд. Питание
потребителей района обслуживания восстанавливается лишь после
ликвидации последствий аварии и отделения поврежденного участка
от остальных неповрежденных частей установки.
112
3. В случае отказа релейной защиты присоединений, прилега-
ющих к шинам, срабатывает защита всех генераторов, что при-
водит к остановке станции и прекращению питания всех потребите-
лей.
4. Ревизия и ремонт линейных выключателей или разъедините-
лей связаны с прекращением питания подключенных к данной линии
потребителей на все время производства работ.
Схема одиночной секционированной системы сборных шин.
Деление схемы на две секции (рис. 4.3, б) секционным выключате-
лем делает ее более гибкой и увеличивает бесперебойность питания
потребителей. В этом случае при ревизии, осмотре, очистке изоля-
торов или ремонте шин одной из секций теряется мощность лишь
части станции. При аварии на одной из секций или при отказе в ра-
боте релейной защиты отходящих линий вначале отключается сек-
ционный выключатель,"’релейная защита которого имеет меньшую
выдержку времени, чем защита генераторов, а потом — генераторы
поврежденной секции. Это приводит к локализациие аварии одной
секции и к сохранению нормальной работы второй.
При наличии резерва по сети вывод выключателя в ревизию не
вызывает недоотпуска электрической энергии, поскольку потре-
бители, нормально питающиеся от отключенной линии, могут на
время ревизии получить питание от другого источника питания.
При достаточной генерирующей мощности, питании ответст-
венных потребителей по двум линиям, подключенным к разным
секциям, и достаточном резерве по сети рассмотренная схема удов-
летворяет всем требованиям, предъявляемым к главной схеме элек-
трических соединений станций средней мощности.
Схема реактированных секций и линейных присоединений гене-
раторного напряжения. Если между секциями установить секцион-
ный реактор СР (рис. 4.3,в), то~и при большой мощности станции
можно воспользоваться легкими выключателями типа ВМП-10. При
выборе секционного реактора на 60—70% от мощности секции и
его индуктивном сопротивлении порядка 10% предельная мощность
станции с легкими линейными выключателями может быть увели-
чена примерно в 1,5 раза по сравнению со схемой без секционного
реактора. При наличии линейных реакторов ЛР (рис. 4.3, г) схема
пригодна и для станций большой мощности. Секционные реакторы
в данном случае служат для облегчения аппаратуры.
Схема с обходной системой сборных шин. При отсутствии резер-
ва по сети, но достаточной резервной мощности станции'можпо вос-
пользоваться схемой электрических соединений станции с одиноч-
ной и обходной системами шин (рис. 4.4); указанные выше соображе-
ния о резервировании питания ответственных потребителей и реак-
тировапии остаются в силе и для такой схемы. Обходная система
шин ОШ связана с секциями главных шин СШ соответствующими
обходными выключателями Во и через разъединители Ро — с отхо-
дящими линиями. В нормальных условиях обходные выключатели
5 Зак. 2389
113
и их разъединители отключены. При выводе в ревизию линейного
выключателя включаются соответствующие разъединители обход-
ного выключателя, обходной выключатель и обходной разъедини-
тель Ро линии, после чего отключаются линейный выключатель Вл и
его разъединители. При этом осуществляется питание линии через
обходное устройство, а соответствущий выключатель выведен
из схемы без прекращения работы линии.
Рис. 4.4. Схема электрических соединений элек-
тростанций с одиночной и обходной системами шин
При большом числе секций и отходящих линий, что имеет место
при значительной мощности станции и большой выдаче энергии
с шин генераторного напряжения, такая схема становится громозд-
кой и малоэффективной. Кроме того, в этой схеме часть разъеди-
нителей становится оперативными аппаратами, что снижает качество
схемы с одной системой шин. Громоздкость схемы и снижение ее
эффективности при значительном количестве отходящих линий осо-
бенно сказывается в сложных схемах генераторного напряжения,
где, к тому же, возможности выполнения таких схем ограничены
конструктивными условиями. По этим причинам схемы с обход-
ной системой шин не нашли применения в устройствах генера-
торного напряжения и обычно используются в установках повы-
шенного напряжения на 110 кв и выше.
Схема станций с двойной системой сборных шин. При отсутствии
резерва по сети и большом количестве линий генераторного напря-
жения используются схемы электрических соединений электро-
станций с двумя системами сборных шин (рис. 4.5). Система шин 1
114
(рис. 4.5, а) считается рабочей, 2 — резервной. Каждое присоеди-
нение подключено к шинам через развилку из разъединителей Pt
и Р 2 и один выключатель; шины связаны между собой шиносоеди-
Рис. 4.5. Схемы электрических соединений электро-
станций с двумя системами шин
нительным выключателем ШСВ. Рабочая система шин иногда сек-
ционируется секционным выключателем Вс (рис. 4.5, б) и при не-
обходимости секционным реактором. На каждой секции устанавли-
вается свой шиносоединительный выключатель, что увеличивает
гибкость схемы.
При ревизии или чистке одной из секций рабочей системы шин
все присоединения этой секции переводятся на резервную систему
без прекращения нормальной работы.
Рассматриваемая схема является более гибкой, чем схема
с одиночной системой шин. Вместе с тем она является более слож-
ной и дорогой, поскольку больше чем вдвое увеличивается количе-
ство разъединителей, расход токоведущих материалов, выключате-
лей, опорных изоляторов и объем строительных работ. Кроме того,
несколько снижается надежность работы схемы как за счет увеличе-
ния количества аппаратуры, так и за счет возможных ошибочных
действий персонала с разъединителями.
5*
115
В данной схеме разъединители являются оперативными аппара-
тами, с помощью которых производится нужное изменение опера-
тивной схемы без прекращения ее работы. При ошибочных дейст-
виях с разъединителями возможно включение или, что еще хуже,
отключение ими нагрузки. В результате на контактах разъедините-
ля возникнет электрическая дуга, которая перекроет фазовую и
линейную изоляцию, вызовет либо замыкание на землю, либо
короткое замыкание. Чтобы избежать подобных аварий, осущест-
вляется так называемая запретная, блокировка выключателей и соот-
ветствующих разъединителей, при которой не возможно включать
или отключать разъединитель рабочей системы шин данного при-
соединения при включенном выключателе и совершать операции
с разъединителями другой системы шин при отключенном шино-
соединительном выключателе.
Для облегчения работы аппаратуры и токоведущих частей мощ-
ных электростанций рабочая система шин секционируется и реакти-
руется. Кроме того, на отходящих линиях устанавливаются линей-
ные реакторы. Последние выбираются по току отходящих линий, а их
индуктивность — по токоограничивающему действию, которое, как
правило, определяется предельной мощностью отключающей аппа-
ратуры, устанавливаемой в сети генераторного напряжения. В ряде
случаев целесообразно устанавливать секционные или линейные
расщепленные реакторы, которые обладают большой токоограничи-
вающей способностью в аварийном режиме и малой индуктивностью
в нормальных условиях. По мере наладки их производства расщеп-
ленные реакторы будут все больше использоваться как токоограни-
чивающие аппараты на электрических станциях.
§ 4.4. Принципы построения и выполнения схем
передачи и распределения электроэнергии
от энергосистемы до электроустановок
промышленных предприятий
Понизительные подстанции, являющиеся основным звеном систе-
мы электроснабжения, в зависимости от их положения в энергоси-
стеме, назначения, величины первичного и вторичного напряжений
можно подразделить на районные подстанции, подстанции промыш-
ленных предприятий, тяговые, городской электрической сети и др.
Подстанцией называется электроустановка, служащая для пре-
образования и распределения электроэнергии и состоящая из
трансформаторов или других преобразователей энергии, распреде-
лительных устройств напряжением до 1000 в и выше, аккумулятор-
ной' батареи, устройств управления и вспомогательных соору-
жений.
116
В зависимости от преобладания той или иной функции подстан-
ции называются трансформаторными (ТП) или преобразователь-
ными (двигатель-генераторными, выпрямительными и т. п.).
Районными называют подстанции, питающиеся от районных
(основных) сетей электрической системы. Они предназначены для
электроснабжения больших районов, в которых находятся промыш-
ленные, городские, сельскохозяйственные и другие потребители
электроэнергии. Первичное напряжение районных подстанций 500,
330, 220, 150 и 110 кв, а вторичное — 220, 150, ПО, 35 , 20 , 10 или
6 кв.
Центром питания (ЦП) называется распределительное устрой-
ство генераторного напряжения электростанции или распредели-
тельное устройство вторичного напряжения понизительной под-
станции энергосистемы (имеющей устройство для регулирования
напряжения), к которому присоединены распределительные сети
данного района.
Распределительным пунктом (РП) называется подстанция" про-
мышленного предприятия, предназначенная для приема и распреде-
ления электроэнергии на одном напряжении без преобразования
и трансформации.
Независимым источником питания называется источник питания
данного объекта, на котором сохраняется напряжение при исчезно-
вении его на других источниках. К числу независимых источников
питания относятся распределительные устройства двух электро-
станций или центров питания, а также две секции сборных шин элек-
тростанции или подстанции при одновременном соблюдении следу-
ющих двух условий: каждая из секций в свою очередь должна иметь
питание от независимого источника; секции не должны быть связаны
между собой или иметь связь, автоматически отключающуюся при
нарушении нормальной работы одной из секций.
Выполнение схем электроснабжения промышленных предприя-
тий зависит от надежности и бесперебойности электроснабжения
потребителей электроэнергии, наличия электростанции на пред-
приятии и возможности присоединения ее к энергетической систе-
ме, расположения объекта электроснабжения по отношению к ис-
точнику питания и электрическим сетям энергетической системы.
В зависимости от требований надежности и бесперебойности
электроснабжения потребители электроэнергии делятся, как указано
выше, на три категории.
К потребителям 1-й категории относятся предприятия и отдель-
ные цехи металлургической, химической и горнорудной промышлен-
ности. Такие потребители должны питаться от двух независимых
источников, например от собственной ТЭЦ (или КЭС) и районных
подстанций системы, или путем подключения питающих линий
объекта к шинам подстанции системы, присоединенным к двум неза-
висимым источникам.
117
Рис. 4.6. Схема электроснабжения от
собственной электростанции
осуществляться от собственной
К потребителям 2-й категории относятся предприятия машино-
строительной и легкой промышленности, а также других отраслей
народного хозяйства, которые не могут быть отнесены к потребите-
лям 1-й категории.
К потребителям 3-й категории относятся вспомогательные и
обслуживающие цехи заводов.
Систему электроснабжения всех трех категорий можно подразде-
лить на системы внешнего (воздушные и кабельные линии от под-
станции энергосистемы до главной понизительной подстанции ГПП
или распределительного пунк-
та РП промышленного объ-
екта) и внутреннего (распре-
делительные линии от ГПП
или РП цеховых трансфор-
маторных подстанций) элек-
троснабжений.
Схемы, которые можно от-
нести к схемам внешнего и
внутреннего электроснабже-
ния, выполняются с учетом
особенностей режима работы
отдельных потребителей, воз-
можностей дальнейшего рас-
ширения производства, удоб-
ства обслуживания и т. д.
Электроснабжение про-
мышленного объекта может
лростанции (ТЭЦ), от энерге-
тической системы, от энергетической системы при наличии собст-
венной электростанции одновременно (при этом последняя имеет
связь с системой и работает с ней параллельно).
Электроснабжение от собственной элек-
тростанции. Если собственная электростанция находится
в непосредственной близости от цехов предприятия, а напряжение
распределительной сети совпадает с напряжением генераторов элек-
тростанции, то распределение электроэнергии по предприятию осу-
ществляется по схеме, изображенной на рис. 4.6. При этом близлежа-
щие цеховые трансформаторные подстанции присоединяются непо-
средственно к шинам распределительного устройства РУ электро-
станции, а удаленные потребители (подсобные хозяйства, насосные,
жилпоселки и др.) — через указанные на рис. 4.6 трансформаторы.
Электроснабжение от энергетической
системы (при отсутствии собственной электростанции). В зави-
симости от величины напряжения источника питания электроснаб-
жение от энергетической системы выполняется двумя способами:
а) по схеме, представленной на рис. 4.7, — при напряжении
6—10—20 кв\
118
б) по схеме, изображенной на рис. 4.8, — при напряжений
35—220 кв.
В указанных и приводимых далее схемах разъединители и реак-
торы не показаны. Количество выключателей и их типы могут изме-
няться в зависимости от категории потребителя, конструктивного
выполнения линии и расстояния до источника питания. Так, напри-
мер, схема, представленная на рис. 4.7, а, может применяться для
питания потребителей 3-й категории. Схему, изображенную на
рис. 4.7, б, с секционным разъеди-
нителем применяют для питания пот-
ребителей 2-й и 3-й категорий. Если
при отключении одной из линий пи-
Рис. 4.8. Схема электро-
снабжения от энергосисте-
мы при напряжении 35—
220 кв
Рис. 4.7. Схема электроснабже-
ния от энергосистемы при на-
пряжении 6—10—20 кв
такие секции должно восстанавливаться автоматически, то сек-
ционный разъединитель заменяется секционным выключателем.
Приведенные схемы с напряжением 6—10 кв применимы в том
случае, если промышленное предприятие находится на расстоянии
не более 5—10 км от подстанции системы.
В схеме, представленной на рис. 4.8, на стороне 35 — 220 кв
вместо выключателей применены отделители и короткозамыкатели.
Мощность трансформаторов и сечение проводов линии выби-
раются так, чтобы в нормальном режиме они были загружены на
60—70% (т. е. работали бы в наиболее экономичном режиме), а
при возможном отключении одной из линий и трансформатора вто-
рая линия и трансформатор могли бы обеспечить, хотя и с допусти-
мой перегрузкой, бесперебойную работу предприятия.
Схему моста применяют, когда приходится периодически (по
графику нагрузки) с целью экономии электроэнергии отключать и
включать трансформаторы.
119
Электроснабжение от энергетической
системы (при наличии собственной электростанции). Схема,
изображенная на рис. 4.9, а, применяется, когда промышленное
предприятие питается от энергосистемы напряжением 6—10—20 кв,
совпадающим с генераторным напряжением, и когда собственная
Рис. 4.9. Схемы электроснабжения") от собственной элек-
тростанции [^энергосистемы
к пековым рр
электростанция расположена в центре нагрузок. В этом случае рас-
пределительное устройство электростанции используется одновре-
менно и как центральный распределительный пункт ЦРП. Само-
стоятельное здание ЦРП сооружается только в случае, если элек-
тростанция расположена далеко от центра нагрузок предприятия.
Схема, представленная на рис. 4.9, б, применяется, когда про-
мышленное предприятие питается от энергосистемы на повышенном
напряжении 35—220 кв, которое понижается на территории пред-
приятия до напряжения генераторов электростанции. В этой схеме
распределительное устройство электростанции на 6—10 кв не совме-
щается с распределительным устройством главной понизительной
подстанции. Объясняется это тем, что обычно главная понизитель-
ная подстанция располагается в центре нагрузок, тогда как место
расположения собственной электростанции предприятия диктует-
ся другими условиями: расположением подъездных путей для обес-
печения топливоснабжения, расположением источника водоснабже-
ния и др.
Рассмотрим принципы построения некоторых типичных схем-
внутреннего электроснабжения от ГПП до цеховых подстанций.
Электроснабжение здесь может осуществляться по радиальным и
магистральным схемам, имеющим различные модификации.
120
Пример распределения электрической энергии на напряжении
выше 1000 в по радиальной схеме дан на рис. 4.10.
К преимуществам радиальных схем следует отнести простоту
выполнения и надежность эксплуатации электрической сети, воз-
можность применения простой и надежной защиты и легковыпол-
нимой автоматизации.
Рис. 4.10. Радиальная схема электроснабжения
Недостатком такой схемы является то, что при аварийном отклю-
чении питающей радиальной линии на цеховом РП нарушается элек-
троснабжение нескольких цеховых трансформаторных подстанций.
Для устранения этого недостатка радиальная схема питания иногда
дополняется резервной линией, которая поочередно подводится на
цеховые подстанции. Кроме того, для повышения надежности элек-
троснабжения при питании по радиальной схеме применяется авто-
матическое включение резерва (АВР). При нарушении питания
одной из секций шин цехового РП автоматически включается нор-
мально разомкнутый секционный выключатель и питание обеих
секций осуществляется по одной линии.
5В. Зак. 2389
121
Применение радиальных схем электроснабжения увеличивает
количество высоковольтных аппаратов, что в свою очередь удорожает
строительную часть распределительных устройств и увеличивает
капитальные затраты.
При распределении электроэнергии по магистраль-
ной схеме (рис. 4.11) делают ответвления от воздушной высо-
ковольтной линии на отдельные подстанции или заводят кабельную
Рис. 4.11. Магистральная схема электроснаб-
жения
линию поочередно на несколько подстанций. По системе глубокого
ввода при напряжении 35 кв и выше на предприятиях могут уста-
навливаться понизительные трансформаторы: 110/6 — 10 кв,
35/6—10 кв или 35/0,4 кв, что удешевляет установку и снижает
потери мощности.
Такие магистральные схемы электроснабжения дают возмож-
ность снизить капитальные затраты за счет уменьшения длины
питающих линий, уменьшения количества высоковольтных аппа-
ратов, а следовательно, и упрощения строительной части подстан-
ций. Особенно выгодно применять магистральные схемы при пита-
нии цеховых трансформаторных подстанций малой мощности, рас-
полагаемых вдоль цеха.
Основным недостатком магистральной схемы является меньшая
по сравнению с радиальными схемами надежность электроснабже-
122
ния, так как повреждение магистрали ведет к отключению всех
потребителей, питающихся от нее. Для повышения надежности
электроснабжения при питании по магистральной схеме приме-
няются различные модификации ее: схема сквозных двойных маги-
стралей (рис. 4.12), когда две магистрали от распределительного
пункта поочередно заводятся на каждую секцию подстанций; двух-
Рис. 4.12. СхемаЗэлектроснабжения сквозными двой-
ными магистралями
лучевая схема, когда питание подстанций обеспечивается от двух
источников. Эти схемы дают возможность при отключении одной
из двух магистралей восстановить вручную или автоматически
питание всех потребителей,
§ 4.5. Схемы подстанций с вторичным напряжением
6—10—20 кв
Распределительные пункты (РП), сооружаемые обычно в сетях
напряжением 6—20 кв, являются узлом, связывающим районные
подстанции системы с трансформаторными подстанциями одного
или нескольких предприятий (рис. 4.13). Поэтому часто РП сов-
мещается с РУ одной из подстанций предприятия.
5В*
123
Распределительные пункты позволяют уменьшить число выход-
ных питающих линий энергосистемы, сечение их и расходы на
сооружение электрической сети. Выполняются РП с одной системой
шин, секционированной выключателями или разъединителями
в зависимости от числа и мощности питающих и отходящих линий.
На промышленных предприятиях с большой территорией и раз-
бросанным числом потребителей в ряде случаев сооружают нес-
с целью сокращения расходов
колько распределительных пунктов
Рис. 4.13. Схема распределительного пун-
кта 6—20 кв
на сооружение электриче-
ской сети и на цветной
металл. По схеме с двумя
РП питающие линии энер-
госистемы подводятся на
каждый распределитель-
ный пункт. При повреж-
дении одной из питающих
линий электроснабжение
восстанавливается через
перемычку, проложенную
между ними.
Подстанции с вторич-
ным напряжением 6—10—
20 кв являются главными
понизительными подстан-
циями ГПП. Они получа-
ют питание от энергоси-
стем напряжением 35—
220 кв и преобразуют его
в напряжение 6—20 кв, ко-
торое подается на цеховые
трансформаторы подстан-
ции. На ГПП устанавли-
вается один или два трансформатора. При одном трансформаторе
резервирование может быть обеспечено при наличии на стороне
низшего напряжения резервного источника питания для поддер-
жания электроснабжения потребителей 1-й категории или при на-
личии складского трансформаторного резерва, что допустимо для
потребителей 2-й и 3-й категории.
Возможные способы присоединения ГПП к сетям энергосистемы
показаны на рис. 4.14.
На стороне низшего напряжения 6—10—20 кв трансформатора
(рис. 4.14, а) выключатель устанавливается, если возможно питание
подстанций от сети 6—10—20 кв. Установка выключателя на сторо-
не высшего напряжения трансформатора считается нецелесообраз-
ной, так как отключить трансформатор (при необходимости вывода
его в ремонт) можно выключателем на районной подстанции и разъ-
единителем Pi трансформатора на ГПП. Большинство трансформа-
124
торов после снятия с них нагрузки можно отключать разъедините-
лем или отделителем без отключения выключателя на районной
подстанции.
В схеме, изображенной на рис. 4.14, б, со стороны низшего
напряжения трансформатор присоединен к шинам без коммутацион-
ной аппаратуры наглухо, что значительно упрощает схему подстан-
ции.
Рис. 4.14. Схемы присоединения ГПП к сетям энергосистемы на-
пряжением 35—220/6—10—20 кв
Наиболее рациональной и достаточно надежной считается схема
с применением на высшей стороне ГПП короткозамыкателя (рис. 4,14,
в, г). При повреждении внутри трансформатора действует релейная
защита (см. гл. XVII), которая замыкает цепь привода короткоза-
мыкателя, и ножи короткозамыкателя включаются. Создается корот-
кое замыкание на линии, что приводит в действие защиту, установ-
ленную на питающем конце линии, и она отключается вместе
с трансформатором. Таким образом, короткозамыкатель заменяет
установку выключателя на стороне высшего напряжения транс-
форматора.
В схеме, изображенной на рис. 4.14, г, на стороне высшего
напряжения трансформаторов применена перемычка с разъедините-
лями, которые могут быть заменены отделителями с приводами для
большей гибкости схемы. При повреждении одной линии после от-
125
ключения разъединителя на стороне высшего напряжения транс-
форматора можно включить перемычку разъединителем или отдели-
телем. Таким образом, можно осуществить питание двух трансфор-
маторов от одной линии.
2 О лииельных ?; надельных 2 резервны?
Линии липни
Рис. 4.15. Схема электрических соединений подстанции
с двумя трансформаторами 110/10 кв мощностью до 16 Мва
Аналогично могут выполняться схемы районных подстанций
энергосистемы (рис. 4.15 и 4.16). Так, например, понизительная
подстанция (рис. 4.15) с двумя трансформаторами мощностью
по 10 Мва напряжением 110/10 кв предназначена для электро-
снабжения промышленных предприятий и покрытия коммуналь-
ных нагрузок города. Подстанция присоединяется двумя отпайками
от двухцепной линии напряжением 110 кв, соединяющей мощные
ТЭЦ и ГРЭС энергосистемы. На напряжении 110 кв принимается
126
Рис. 4.16. Принципиальная однолинейная схема соединений пер-
вичных цепей КТП типа 2КТП •—110/35/6—10 кв с силовым транс-
форматором мощностью до 2 X 15 000 кеа с ПБВ и с перемычкой на
стороне 110 кв
схема блоков «отпайка от линии — трансформатор» с установкой
на стороне 110 кв в цепи трансформаторов отделителей и короткоза-
мыкателей. На напряжении 10 кв принята схема с одной системой
шин, секционированной на две части выключателем. К каждой сек-
ции присоединено по шесть кабельных линий напряжением 10 кв
Л 35 кВ Л35кб
' S-10K6 Чб-10кв
и по две резервных линии.
На рис. 4.17 приведена
схема соединений подстанции
35/6—10 кв промышленного
предприятия с трансформато-
рами до 3200 ква. В схеме
для защиты используются
плавкие предохранители. Под-
станция может применяться
для питания потребителей,
допускающих перерывы пита-
ния на время ручных пере-
ключений разъединителями
со стороны низшего напря-
жения. В нормальном режиме
секционный выключатель на-
пряжением 6—10 кв отклю-
чен, и трансформаторы ра-
ботают раздельно. Для от-
ключения холостого хода
трансформатора служит разъ-
единитель на 35 кв. Перед от-
ключением разъединителя
трансформатор разгружается
с низшей стороны.
Схема электрических сое-
динений РУ6—Юке подстан-
ции с трансформаторами мощ-
Рис. 4.17. Схема электрических соеди-
нений подстанции с двумя трансформа-
торами 35—110/6—10 кв мощностью до
3200 ква
ностью порядка до 40 Мва напряжением 35—110/6—10 кв приве-
дена на рис. 4.18. В нормальном режиме секционные выклю-
чатели отключены и трансформаторы работают раздельно.
Трансформатор присоединяется к шинам распределительного
устройства РУ 6—10 кв через сдвоенный реактор 1 и выключатели 2
типа ВМП-10 (см. гл. II) на ток 3000 а. На отходящих линиях 6 —
10 кв устанавливаются выключатели 3 типа ВМП-10 на ток до
1500 а. Наличие сдвоенных реакторов дает возможность иметь
в РУ напряжением 6—10 кв четыре секции сборных шин с секцион-
ными выключателями 4.
В схеме электрических соединений РУ 6—10 кв предусмотрена
установка двух трансформаторов 6—10/0,23 кв собственных нужд
5 мощностью по 63 ква, двух трансформаторов напряжения 6 типа
НОМ для питания устройств автоматики, включаемых через плав-
128
Рис. 4.18. Схема электрических соединений подстанции с двумя трансформа-
торами 35—110/6—10 кв мощностью до 40 Мва со сдвоенными реакторами на
стороне 6—10 кв
кие предохранители непосредственно на выводы трансформаторов со
стороны напряжения 6—10 кв. Кроме того, на каждую секцию сбор-
ных шин 6—10 кв устанавливаются пятистержневые измерительные
трансформаторы напряжения 7 типа НТМИ для цепей измерения и
контроля изоляции (см. гл. XVIII).
ГЛАВА V.
КОНСТРУКЦИИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ
УСТРОЙСТВ станции и подстанции
§ 5.1. Общие определения
Каждая подстанция имеет распределительные устройства, служа-
щие для приема и распределения электроэнергии и содержащие ком-
мутационные аппараты, устройства защиты и автоматики, измери-
тельные приборы, сборные и соединительные шины и вспомога-
тельные устройства.
По конструктивному выполнению все распределительные устрой-
ства разделяются на открытые и закрытые. Открытые и закрытые
РУ могут быть комплектными (сборка на заводе) или сборными
(сборка на месте частично или полностью).
Ниже будут рассмотрены комплектные РУ, как наиболее рас-
пространенные на подстанциях промышленных предприятий.
Открытым распределительным устройством (ОРУ) называется
распределительное устройство, все или основное оборудование
которого расположено на открытом воздухе; закрытым распредели-
тельным устройством (ЗРУ) — устройство, оборудование которого
расположено в здании.
Комплектным распределительным устройством (КРУ) назы-
вается распределительное устройство, состоящее из шкафов, закры-
тых полностью или частично, или блоков с встроенными в них
аппаратами, устройствами защиты и автоматики, измерительными
приборами и вспомогательными устройствами, поставляемое в соб-
ранном или полностью подготовленном для сборки виде.
Комплектным распределительным устройством наружной уста-
новки (КРУН) называется КРУ, предназначенное для наружной
установки.
Комплектной трансформаторной (преобразовательной) под-
станцией (КТП) называется подстанция, состоящая из трансфор-
маторов (преобразователей) и блоков КРУ или КРУН, поставляе-
мых в собранном или полностью подготовленном для сборки виде.
Распределительным переключательным пунктом (РП) называется
распределительное устройство, предназначенное для приема и
распределения электроэнергии па одном напряжении без преобра-
зования и трансформации.
130
Камерой называется помещение, предназначенное для установки
аппаратов и шин.
Закрытой камерой называется камера, закрытая со всех сторон
и имеющая сплошные (не сетчатые) двери.
Огражденной камерой называется камера, которая имеет про-
емы, защищенные полностью или частично несплошными (сетча-
тыми или смешанными)* ограждениями.
§ 5.2. Распределительные устройства подстанций
110, 35, 20, 10, 6 кв
Каждая подстанция имеет три основных узла: распределитель-
ное устройство высшего напряжения, трансформатор, распредели-
тельное устройство низшего напряжения.
Распределительное устройство высшего напряжения 110—35—
10 кв. На ГПП промышленных предприятий РУ напряжением ПО,
35, 10 кв, как правило, выполняются открытыми и лишь в случаях
сильного загрязнения воздуха производственными вредностями,
отсутствия свободной территории, очень низкой температуры окру-
жающего воздуха или особых требований — закрытыми.
Применение ОРУ уменьшает стоимость и сокращает сроки
сооружения подстанций. При замене и демонтаже электрооборудо-
вания ОРУ по сравнению с закрытыми более маневроспособны.
Однако обслуживание ОРУ несколько сложнее, чем закрытых.
Кроме того, для наружной установки требуется более дорогое
электрооборудование.
Для опорных конструкций в ОРУ используется железобетон или
металл. Ошиновка в ОРУ выполняется чаще всего гибким проводом,
который при помощи гирлянд изоляторов крепится к опорам.
Контактные соединения осуществляются сваркой или на прес-
суемых зажимах. Изоляция (опорная, подвесная, оттяжная)-При-
меняется нормальная или грязестойкая.
Трансформатор. Конструкция ОРУ должна обеспечивать свобод-
ный доступ к трансформатору при эксплуатации. При ремонте транс-
форматора с весом выемной части в 10 Г и более на подстанции сле-
дует предусматривать установку грузоподъемных устройств для
поднятия выемной части из кожуха. Необходимо также предусмот-
реть возможность перевозки трансформатора к месту ремонта.
Соединение трансформатора с РУ низшего напряжения выпол-
няется обычно гибким проводом или пакетом шин (шинопроводом).
При схеме блока трансформатор — токопровод присоединение
токопровода производится непосредственно к выводам трансфор-
матора и тогда РУ низшего напряжения отсутствует.
* Под смешанными ограждениями понимаются ограждения из сеток и
сплошных листов.
131
Распределительное устройство низшего напряжения 3—10 кв.
Оно может помещаться в закрытом помещении или состоять из
шкафов наружной установки КРУН.
При установке оборудования в КРУНах аппараты и приборы
управления, учета и защиты, чувствительные к низкой температуре,
должны иметь колпаки и обогрев, включаемые при понижении тем-
пературы ниже допустимой по техническим условиям.
Приводы выключателей также должны иметь обогрев при темпе-
ратуре окружающего воздуха — 5° С и ниже.
Оборудование и аппаратура подстанций должны иметь защиту
от атмосферных и коммутационных перенапряжений.
На подстанциях должны заземляться все нетоковедущие метал-
лические части.
§ 5.3. Комплектные распределительные устройства
напряжением выше 1000 в
Комплектные распределительные устройства на напряжение
до 10 кв и токи до 3000 а широко распространены при сооружении
промышленных и городских подстанций, главных распределитель-
ных устройств электростанций средней и малой мощности, распре-
делительных устройств собственных нужд мощных электростанций.
Комплектные распределительные устройства различных кон-
струкций изготовляются на ряде заводов электропромышленности
и на заводах электромонтажных организаций.
Конструкции КРУ подразделяются:
по номинальному напряжению — 3; 6 и 10 кв;
по номинальному току и отключающей способности устанавли-
ваемого оборудования;
по условиям окружающей среды — для внутренней и наружной
установки;
по размещению коммутационного аппарата — стационарного и
выкатного типа;
по условиям обслуживания — с односторонним и двусторонним
обслуживанием;
по типу коммутационных аппаратов — с выключателями нагруз-
ки и масляными выключателями разных типов;
по типу приводов к выключателям — с соленоидными, пружинно-
грузовыми, ручными;
по конструкции выводов — с кабельными и воздушными.
Камеры и шкафы комплектных РУ изготовляются различных
серий с различными схемами первичных и вторичных цепей. На-
личие шкафов с различными схемами первичных цепей позволяет
комплектовать их согласно принятой схеме электрических соеди-
нений установки.
Комплектные РУ внутренней установки (КСО-3, КСО-2УМ, КРУ).
Для промышленных и городских подстанций малоймощности
132
Рис. 5.1. Схемы камер сборных
распределительных устройств ти-
па КСО-3
используют стационарные камеры типа КСО-3 (камера комплект-
ная стационарная, одностороннее обслуживание, одна система шин)
на напряжение до 10 кв и ток до 600 а. Они рассчитаны в основном
на схемы присоединений с выключателями нагрузки типа ВНП-17
и на ток 400 а.
Приводы выключателей и разъединителей, а также приборы
вторичных цепей устанавливают открыто на фасаде ячейки.
Схемы камер КСО-3 приведены
на рис. 5.1, конструкции их — на
рис. 5.2.
Наиболее широко распростра-
нены в промышленных и городских
подстанциях средней и большой
мощности камеры высоковольтных
сборных РУ серии КСО-2УМ (ра-
нее именовавшиеся также КСО-2,
КСО-2У) с одной системой шин од-
ностороннего обслуживания, на
напряжение до 10 кв и ток до
1000 а с масляными выключателя-
ми типа ВМГ-133 или ВМП-10 и
приводами к ним типа ПРБА,
ППМ-10, ПС-10, ПЭ-11; трансфор-
маторы тока с литой изоляцией
ТПЛ и ТПОЛ; номинальный ток
сборных шин камер КСО-2УМ —
600, 1000, 1500 и 2000 а.
Конструкции камер типа КСО-2УМ приведены на рис. 5.3.
Корпус камер, состоящий из листовой стали толщиной 2,5—3 мм,
представляет собой достаточно жесткую сварную конструкцию.
Всю аппаратуру первичной коммутации размещают в пределах
камеры.
Масляные выкльочатели устанавливают в отсеке, отделенном
от сборных шин и шинных разъединителей; от кабельных присоеди-
нений они отделены горизонтальными перегородками из листовой
стали. Приводы коммутационных аппаратов, элементы блокировки,
приборы защиты, измерения и сигнализации размещают в левой
части фасада камеры. В правой части фасада предусматривают проем
с сетчатой дверью. Сборные шины размещаются вне камер.
Конструкция камер КСО-2УМ имеет существенные преимущества
по сравнению с другими камерами типа КСО: более жесткую кон-
струкцию, улучшенные условия для разделки кабелей и прокладки
проводов вторичных цепей и др.
В закрытых РУ широко применяются и комплектные стационар-
ные шкафы внутренней установки конструкции КРУ разных про-
изводственных серий, с выключателями' на выдвижных тележках.
Все высоковольтное оборудование, в том числе и сборные шины,
133
в отличие от камер КСО размещено в закрытых металлических
шкафах, разделенных на отсеки. Нормальная работа КРУ серий
К-ШУ, К-УШ обеспечивается в сухих и влажных, отапливаемых и
неотапливаемых помещениях при температуре окружающего воз-
духа от —25 до+35° С, отсутствии химических и взрывоопасных
примесей, а также токопроводящей пыли.
5) 300 /000
Рис. 5.2. Конструкции камер КСО-3:
а —с выключателем нагрузки; б — с разъединителем и предо-
хранителем
Шкафы КРУ предназначаются для присоединений отходящих
линий, трансформаторов, трансформаторов напряжений, разряд-
ников и т. д.
КРУ серии К-ШУ выполняются на напряжение 3, 6, 10 кв и ток
до 900 а с масляными выключателями типа ВМГ-133-Ш, ВМГ-133П
и ВМП-10К с приводами типа ПС-Юм, УПГП, ППМ-10, ПЭ-11,
с трансформаторами тока типа ТВД-10, ТПЛ-10, ТПОЛ. ;
КРУ серии К-УШ выполняются на напряжение 10 кв, ток 1400 а
с масляным выключателем ВМП-10К и приводами ПЭ-11, ПП-61.
Комплектное распределительное устройство 6—10 кв наружной
установки. Комплектное распределительное устройство наружной
установки состоит из соединенных между собой шкафов, в которых
смонтированы аппаратура" первичных и вторичных соединений и
вспомогательные устройства.
134
В зависимости от сложности схемы аппаратуру одного электри-
ческого присоединения можно разместить в одном пли нескольких
соединенных между собой шкафах.
КРУНы серии K-IX со шкафами вводов и секционирования выпол-
нены на напряжение би 10 кв и ток 1500 а с выключателями типа
Рис. 5.3. Конструкции камер типа КСО-2УМ:
а —с выключателем ВМГ-133; б —с трансформатором напряжения
ВМП-ЮК 1500/350, с приводами ,/к выключателям типа ПП-61,
ПЭ-11 и трансформаторами тока типа ТВЛ-10, ТВЛМ-10.
КРУНы серии К-У1У и К-УШ выполнены на напряжение 6,
10 кв и ток до 2000 а с выключателями типа ВМГ-133П, ВМГ-133Ш,
ВМП-10, МГГ-10 и приводами к ним типа ПС-Юм, ПЭ-11, ПЭ-2,
ПП-61, ППМ-10, УПГП.
Шкафы предназначены для установки их на открытом воздухе.
Нормальная работа оборудования обеспечивается при температуре
окружающего воздуха от —35° до 25° ( + 35°) °C. Шкафы КРУН
стационарного типа с двусторонним обслуживанием изготовляются
с воздушными и кабельными выводами.
135
КРУНы серии K-VIY и K-IX, оборудованные выключателями,
трансформаторами напряжения и разъединяющими контактами,
состоят из двух частей — корпуса и тележки.
КРУНы серии К-У1У изготовляются для трансформаторов соб-
ственных нужд и разрядников выкатной части не имеют.
Роль высоковольтных разъединителей в шкафах КРУН, имею-
щих тележку, выполняют специальные разъединяющие контакты
первичных цепей, подвижная часть которых находится на тележке,
а неподвижная — в корпусе шкафа. Для разъединения вторичных
цепей корпуса и тележки предусмотрен штепсельный разъем.
Корпус шкафа КРУН с выкатной частью — сварная
каркасная металлоконструкция; в ней смонтированы аппаратура
первичных и вторичных цепей, определяемая схемами первичных и
вторичных соединений, и вспомогательные устройства.
Конструктивно корпуса шкафов с выключателями и разъединяю-
щими контактами разделены металлическими перегородками на
пять отсеков: сборных шин, выкатной части, релейных отсеков,
верхних и нижних разъединяющих контактов и трансформаторов
тока (рис. 5.4).
Корпуса шкафов трансформаторов напряжения разделены на
четыре отсека: сборных шин, выкатной части, релейных отсеков и
верхних разъединяющих контактов. Отсек сборных шин полностью
отделен от всех других.
Для осмотра сборных шин при наличии на них напряжения
имеется смотровой люк, закрытый сеткой и находящийся в отсеке
выкатной части. Осмотр производится при выкаченной из корпуса
шкафа тележке. На время работы смотровой люк закрывается двер-
кой. В шкафах кабельных выводов, трансформатор напряжения
и секционированные сборные шины можно осматривать с задней сто-
роны.
Для монтажа сборных шин имеется люк на крышке шкафа, бла-
годаря чему можно на месте монтажа для увеличения надежности
работы производить сварку отпаек со сборными шинами.
В отсеке выкатной части размещаются тележка с аппаратурой,
шторки, механизм подъема шторок, привод и блокировка заземляю-
щего разъединителя и направляющие для фиксации тележки в рабо-
чем и испытательном положениях. При выкатывании тележки
из корпуса шкафа окна для прохода первичных разъединяющих
контактов автоматически закрываются шторками, что позволяет
производить ремонтные работы в отсеке. Блокировка заземляющего
разъединителя не позволяет включать его при рабочем положении
тележки. Вкатывание тележки в рабочее положение возможно
только при отключении заземляющего разъединителя.
В релейном отсеке на поворотном приборном листе размещаются
реле защиты, приборы управления и сигнализации; по задней стенке
отсека проходят шинки вторичных соединений; на левой боковой
стенке располагаются ряды зажимов для подсоединения контроль-
136
них кабелей, которые крепятся на рейках, установленных здесь же.
На нижнем листе релейного отсека установлен штепсельный разъем
для связи с цепями вторичных соединений, расположенных на
тележке; в отсеке располагаются штепсельные розетки на 220 в
для подсоединения нагревательных элементов и розетки на 12 в для
подключения переносной лампы.
Рис. 5.4. Корпус шкафа КРУН:
/ — металлоконструкция шкафа; 2—отсек трансформаторов тока; 3 — ниж-
ний втычяой контакт; -/ — заземляющий разъединитель; 5 — трансформатор
тока ТПЛ-10 илиТВЛ-10 внутренней установки; 6— опорный изолятор
ИОКБ-Ю внутренней установки; 7 —отсек верхних разъединяющих контак-
тов; 8 — проходной изолятор П-10/75 0 внутренней установки; 9 — проход-
ной изолятор ПНБ-1 0/600 наружной установки; 10— отсек сборных шин;
11 — сборные шины: 12 — монтажный люк; 13 — релейный отсек; 14 — от-
кидной лист приборов; 15—смотровой люк; 16— колодка штепсельного
разъема; 17 — высоковольтный отсек тележки; 18 — верхняя защитная штор-
ка; 19 — привод и блокировка заземляющего разъединителя; 20 — фикси-
рующая пластина; 21 — нижняя защитная шторка
Отсек верхних разъединяющих контактов закрыт с задней сто-
роны ремонтным листом. В нем имеются жалюзи для охлаждения
контактов и смотровые окна для контроля за совпадением подвижных
и неподвижных контактов. В шкафах трансформаторов напряжения
этого отсека располагается разъединитель для заземления сборных
шин, который необходим при ремонте секции.
В отсеке трансформаторов тока и нижних разъединяющих кон-
тактов расположены трансформаторы тока и трансформаторы тока
земляной защиты типа ТЗ (шкаф кабельных вводов); трансформа-
торы тока и ошиновка воздушного ввода с проходными изолято-
137
рами наружной установки (шкаф воздушных вводов); трансформа-
торы тока и ошиновка перемычки между двумя шкафами (шкаф
секционирования).
Корпуса с двух сторон снабжены наружными дверьми с уплотне-
ниями из губчатой резины. Двери закрываются при помощи двух
натяжных ручек и замка. Для естественной вентиляции в дверях
сделаны жалюзи, которые в зимнее время могут быть закрыты. Для
наблюдения за лампой аварийной сигнализации, установленной на
приборном листе, в фасадной двери имеется смотровое окно. Отсек
нижних разъединяющих контактов и трансформаторов тока допол-
нительно закрыт сетчатой дверью, которая позволяет осматривать
оборудование без снятия напряжения.
Корпуса выполняются брызгонепроницаемыми благодаря при-
менению козырьков в верхней части над передней дверью, спе-
циальных отбортовок дверных проемов с прокладками из губчатой
резины, лотков уплотнения, устанавливаемых на крыше, резиновой
трубки, прокладываемой по контуру боковой стенки корпуса.
Для погрузочно-разгрузочных работ корпус снабжен четырьмя
болтами. На КРУНах с воздушными вводами для принятия
нагрузки от тяжения проводов воздушной линии на крыше корпуса
устанавливаются кронштейны для отходящей линии.
Тележка КРУН — это сварной металлический каркас,
установленный на четырех катках, на котором смонтированы аппа-
ратура первичных и вторичных цепей и вспомогательные устройства
(рис. 5.5). Тележка может занимать в корпусе шкафа два фиксиро-
ванных положения: рабочее, при котором разъединяющие контакты
первичных цепей замкнуты, и испытательное, при котором первич-
ные разъединияющие контакты разомкнуты. Испытательное поло-
жение тележки соответствует отключенному положению разъедини-
телей в распределительных устройствах обычного типа. При этом
может быть опробовано действие цепей управления и сигнализа-
ции. Для проверки или ремонтных работ тележка должна пол-
ностью выкатываться из корпуса шкафа (ремонтное положение).
На тележке устанавливается механизм доводки, который пред-
назначен для уменьшения усилий, возникающих при перемещении
тележки в момент включения и отключения разъединяющих контак-
тов (в остальных случаях перемещение тележки не требует усилий
и производится двумя руками); для фиксирования тележки в рабо-
чем и испытательном положении; для блокировки, исключающей
возможность включения и отключения первичных разъединяющих
контактов при включенном масляном выключателе.
Для освещения тележки и наблюдения за уровнем масла в вык-
лючателе имеется лампа на 220 в 40 вт. Тележка заземляется двумя
скользящими пружинящими контактами, которые электрически
соединяют металлоконструкцию тележки с корпусом шкафа. Для
безопасности обслуживания предусмотрены защитные съемные
листы. В нижнем листе имеются смотровые окна для наблюдения за
138
Рис. 5.5. Тележка КРУН:
1 — контакт защитного заземления; 2 —привод пружинный к масляному выключателю ПП-61 с АМР внутренней установки;
3 — металлоконструкция тележки; 4 — гибкий шланг вторичной коммутации со штепсельным разъемом; а —втычнои контакт;
6 — маломасляный высоковольтный выключатель внутренней установки типа ВМП-10К
уровнем масла в выключателе и две ручки для передвижения
тележки. Защитные шторки поднимаются двумя роликами.
Кроме описанной выше конструкции КРУН с выкатной тележ-
кой, применяются КРУНы и без выкатной тележки, одна из кон-
Рис. 5.6. Конструкция комп-
лектного распределительного
устройства наружной установ-
ки КРУН-Ю
струкций которых приведена па рис.
5.6. КРУН-10 выполнены на напря-
жение 6, 10 кв ток до 200 а, с выклю-
чателем ВМБ-10 и пружинно-грузо-
вым или ручным приводом или с вы-
ключателями нагрузки типа ВНП-17.
На отходящих линиях с выклю-
чателями типа ВМБ не предусмотре-
на установка линейных разъедини-
телей, так как они могут быть либо
установлены на концевой опоре воз-
душной линии, либо размещены в со-
седнем шкафу. Шкафы устанавлива-
ются на фундаменте и крепятся к не-
му и между собой болтами.
§ 5.4. Комплектные
трансформаторные
подстанции
Комплектные трансформаторные
подстанции поставляются с заводов
полностью собранными или узлами
в подготовленном для сборки виде.
КТП применяются в постоянных и
чаще во временных электроустановках
промышленных предприятий, так как
они транспортабельны и просты для
монтажа и демонтажа, что позволяет
перевозить их на другие объекты.
Комплектные трансформаторные под-
станции изготовляются для внутрен-
ней (КТПВ) и для наружной (КТПН)
установок; они могут быть закрыты-
ми и открытыми.
В комплектных трансформаторных
подстанциях КТПВ и закрытых
КТПН, у которых все электрооборудование и открытые токо-
ведущие части находятся внутри корпуса, предусматривается уста-
новка (одного-двух трансформаторов мощностью не более 1 Мва,
напряжением 6—10/0,5—0,22 кв.
В открытых КТПН устанавливаются трансформаторы мощностью
140
до 10 Мва с первичным напряжением 220, НО, 35, 10 и 6 кв и вто-
ричным напряжением 10—0,22 кв.
Размеры КТП меньше размеров обычных подстанций тех же
схем и мощностей, что позволяет размещать их в местах, прибли-
женных к центру нагрузки. В КТП коммутационная и защитная
аппаратура .имеет обычное исполнение.
Рис. 5.7. Закрытая комплектная трансформаторная подстанция наружной
установки напряжением 6—10/0,4—0,23 кв с трансформатором до 400 ква
В КТПВ подключение выполняется только кабельными линия-
ми, в КТПН — кабельными и воздушными линиями.
В КТПН устанавливаются масляные трансформаторы нормаль-
ного исполнения, а в КТПВ (для обеспечения пожарной безопас-
ности)— трансформаторы сухие с изоляционной негорючей жидкос-
тью и масляные с баками повышенной прочности.
Тупиковая закрытая КТПН на напряжении 6—10/0,4—0,23 кв
с трансформатором до 400 ква приведена на рис. 5.7. Ячейка высшего
напряжения, в которой смонтированы разъединитель и предохрани-
тели трансформатора, может иметь два исполнения: для питания от
воздушной (рис. 5.7, а) и от кабельной (рис. 5.7, б) сети. Щит под-
станции выполнен в виде сборки на пять линий с предохранителями
141
до 200 а, с общим рубильником. Учет и измерения предусмотрены на
стороне низшего напряжения.
Закрытые комплектные подстанции для наружной установки
серии К.ТПН-58 на напряжение 6—10 кв предназначаются для пита-
ния временных нагрузок и постоянного электроснабжения. Под-
станции комплектуются трансформаторами до 630 ква и выпуска-
ются в трех исполнениях: для подключения к кабельным, воздушным
и к кабельным или воздушным (универсальное исполнение) сетям.
На рис. 5.8 приводится комплектная подстанция для внутренней
установки КТПВ с трансформатором 1 Мва, с баком повышенной
Рис. 5.8. Комплектная трансформаторная подстанция внутренней
установки напряжением 6—10/0,4—0,23 кв с трансформатором до
1000 ква
прочности без расширителя. На стороне высшего напряжения имеет-
ся шкаф, в котором установлены выключатель нагрузки и предохра-
нители трансформатора. В шкафу предусмотрено место для под-
ключения двух кабелей. Питание шин распределительного устрой-
ства низшего напряжения, состоящего из шести линий с автоматами
по 600 а, осуществляется через головной автомат.
Комплектные трансформаторные подстанции внутренней уста-
новки состоят из трех основных элементов: вводного устройства
(6 или 10 кв), силового трансформатора и распределительного
устройства (0,4 кв).
Вводное устройство высокого напряжения типа ВВ-1
представляет собой металлический шкаф, укрепленный на баке
силового трансформатора; вводное устройство типа ВВ-2 — закры-
тый шкаф со встроенными в него выключателем нагрузки типа
ВНП-17 и с предохранителями типа ПК- Выключатель нагрузки
предназначен для отключения трансформатора со стороны выс-
шего напряжения при холостом ходе или при номинальной нагруз-
ке. При перегрузках пли коротком замыкании трансформатор
отключается предохранителем. Для отключения одной из линий в
142
шкафу типа ВВ-2 имеются съемные шинные накладки. Разделка
высоковольтного кабеля предусмотрена сухая.
Силовой трансформатор типа ТМЗ. имеет естественное масляное
охлаждение и герметичный бак повышенной прочности (выдержи-
вает избыточное давление 0,8 ати и вакуум 350 мм рт. ст.) с азот-
1-1
Рис. 5.9. Комплектная трансформаторная подстанция
внутренней установки (неразборная) КТПВ
ной подушкой. Напряжение регулируется при отключенном от сети
трансформаторе.
Трансформаторы снабжаются электроконтактными мановакуум-
метрами для контроля внутреннего давления. Для защиты транс-
форматоров при повышении давления в результате бурного газооб-
разования, вызванного внутренними повреждениями, внутри бака
имеется реле давления.
Трансформаторы снабжаются термосигнализаторами для изме-
143
рения температуры верхних слоев масла. Уровень масла в баке
контролируется маслоуказателем.
Распределительное устройство состоит из
набора металлических шкафов с вмонтированной аппаратурой,
ошиновкой и проводами. Количество и тип шкафов определяются
заказчиком. Защитно-коммутационной аппаратурой КТП являются
автоматические воздушные выключатели серии АВ выдвижного ис-
полнения. Автоматы расположены в шкафах, двери которых закры-
Рис. 5.10. Общий вид комплектной однотрансформаторной
подстанции КТП 110/6—10 мощностью 10 000 ква
ты специальным ключом. Управление автоматами производится
ручками или ключами, расположенными на дверцах шкафов. Изме-
рительные приборы и реле размещены в отсеках приборов и на
дверцах шкафов. При двухрядном расположении КТП ряды соеди-
няются шинным мостом, который состоит из металлического короба
с соединительными шинами и проводами, обеспечивающими электри-
ческую связь двух рядов.
Для вывода из КТП шин НН в крышке шкафов имеются окна,
закрытые съемными листами. Задние листы шкафов также съемные.
Комплектная подстанция, приведенная на рис. 5.9, является
неразборной и целиком доставляется на монтаж. На месте произво-
дятся установка и присоединение трансформатора, транспортируе-
мого отдельно. Для этой подстанции используется масляный транс-
форматор с баком повышенной прочности. Над трансформатором
устанавливается разъединитель. На рис. 5.10 дан общий вид
комплектной'однотрансформаторной подстанции КТП 110/6—10 кв
мощностью 10 Мва-
ГЛАВА VI.
ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДОВ МАТЕМАТИЧЕСКОЙ
СТАТИСТИКИ И ТЕОРИИ ВЕРОЯТНОСТИ
К АНАЛИЗУ РАБОТЫ И ПРОЕКТИРОВАНИЮ
СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
§ 6.1. Основные понятия теории вероятностей
и математической статистики
Отметим основные понятия теории вероятностей и математиче-
кой статистики, находящие применение при изучении перечислен-
ных вопросов электроснабжения промышленных предприятий.
Случайной величиной называется всякая, характеризующая слу-
чайное явление величина, которая в результате опыта может при-
нять то или другое неизвестное заранее значение.
Различают прерывные (дискретные') и непрерывные случайные
величины. Первые могут принимать лишь отдельные значения и
только целые числа, например число вызовов на телефонной стан-
ции за период с 12 до 13 ч; вторые —любое значение внутри неко-
торого интервала, например, потребление электроэнергии группой
станков за определенный промежуток времени.
Всякое соотношение, устанавливающее связь между возможными
значениями случайной величины и их вероятностями, называется
законом распределения случайной величины.
Универсальной формой задания закона распределения, пригод-
ной как для дискретных, так и для непрерывных случайных вели-
чин, является функция распределения случайной величины.
Общий вид функции распределения F(x) непрерывной случайной
величины показан на рис. 6.1, а.
Для непрерывных случайных величин закон распределения
можно выразить плотностью распределения вероятностей Дх), пред-
ставляющей собой первую производную от функции распределе-
ния
f(x)=F'(x). (6.1)
График функции Дх) называется кривой распределения. Be-
роятность попадания случайной величины на отрезок (а, Ь) вы-
6 Зак. 2389
145
ражается через плотность вероятности
ь
P(a<x<b) = \f(x)dx. (6.2)
а
Числовыми характеристиками, отражающими существенные
черты распределения случайной величины, являются математиче-
ское ожидание и дисперсия.
Рис. 6.1. Кривые нормального распределения:
а—общий вид функции распределения F (х) непрерывной случайной величины;
б —кривая f (т\ =--------— ; в —кривые при разных значениях т и оди-
4 л/ • /2тг Л
паковой о ; г —кривые при различных значениях и одинаковой площади,
равной единице
Математическое ожидание случайной величины X, обозначае-
мое MX (или тхУ, представляет собой среднее значение случайной
величины
(6.3)
где сумма берется по всем возможным значениям случайной вели-
чины.
Для непрерывной случайной величины сумма в (6.3) заменяется
интегралом, а вероятность — элементом вероятности f(x)dx,
где /(х) — плотность вероятности, тогда математическое ожидание
МХ= j xf(x)dx. (6.4)
— со
146
Минимум сведений о случайной величине должен включать в себя,
кроме математического ожидания, характеристику разбросанности
(рассеяний) случайной величины относительно среднего значения,
определяемую отклонением случайной величины X от величины
ее математического ожидания тх, т. е. разностью (X—тх). Эта
разность представляет собой другую случайную величину, называе-
мую центрированной,
Х = Х — тх. (6.5)
Среднее значение квадрата отклонения случайной величины
от ее математического ожидания называется дисперсией случайной
величины
DX = MX2 = M(X — тх)2 = МХ2 — тх. (6.6)
Если известен закон распределения случайной величины, то
дисперсия:
для дискретной случайной величины
DX = yi(xi-mx)2Pi-, (6.7)
для непрерывной случайной величины
DX = J (х—mx)2f(x) dx. (6.8)
— 00
Наряду с дисперсией применяется и другая характеристика
рассеяния, получаемая путем извлечения квадратного корня из
дисперсии и представляющая собой среднее квадратическое отклоне-
ние случайной величины av:
ax = VDX. (6.9)
Иногда оЛ. называется стандартом случайной величины X.
На основании выражения (6.9) дисперсию случайной величины X
часто обозначают ох или о2(Х).
§ 6.2. Нормальный закон распределения
Плотность вероятности нормальной распределенной случайной
величины X выражается функцией
~(х~,пх)2
1 о 2
<6-10>
()*
147
Следовательно, нормальный закон распределения определяется
двумя параметрами: математическим ожиданием и дисперсией (или-
средним квадратическим отклонением) случайной величины.
Общий вид кривой нормального распределения (кривой Гаусса)
показан на рис. 6.1, б. Кривая имеет максимум в точке х = тх и
симметрична относительно максимальной ординаты. Поэтому пара-
метр тх часто называют центром распределения, или центром рас-
сеивания. Центр распределения характеризует положение нормаль-
ной кривой на числовой оси. На рис. 6.1, в показаны три нормаль-
ные кривые, имеющие разные значения тх при одинаковых сгЛ..
Кривые смещены вдоль оси абсцисс, но имеют одинаковую форму.
Последняя зависит от параметра характеризующего рассеяние
случайной величины. Максимальная ордината нормальной кривой
/(^.г) = —(6.Н)
а г У 2л
Следовательно, при уменьшении ох кривая вытягивается вверх,
становится более островершинной (одновременно сжимаясь с бо-
ков, поскольку площадь под кривой должна оставаться равной
единице), а при увеличении ст,. — более пологой (рис. 6.1, г).
А. М. Ляпунов доказал теорему, получившую название цент-
ральной предельной теоремы, согласно которой закон распределе-
ния суммы независимых случайных величин с увеличением числа
слагаемых стремится к нормальному, если влияние каждого отдель-
ного слагаемого на всю сумму равномерно мало.
Следовательно, если некоторая случайная величина X может
рассматриваться как сумма большого числа независимых случайных
величин, среди которых нет резко выделяющихся по своему влиянию
на всю сумму, то закон распределения X близок к нормальному.
Пусть случайная величина X распределена нормально с плот-
ностью вероятности согласно (6. 9), тогда она связана с X соотноше-
нием
Т = Х-тх (6 12)
и называется центрированной и нормированной (или стандартизо-
ванной). Математическое ожидание и дисперсия стандартизованной
случайной величины соответственно будут:
mt — -^-M(X—т5.) = 0, (6.13)
<r; = -Lp(X-/n,) = ^ = l. (6.14)
Величина Т как линейная функция нормально распределенной
случайной величины X также имеет нормальное распределение.
148
Следовательно, с учетом того, что mt = 0 и =1, плотность веро-
ятности величины Т запишется в виде
(G.15)
Закон распределения случайной величины с плотностью вероят-
ности, определенной по выражению (6.15), называется стандартным
нормальным законом.
Вероятность попадания случайной величины Т в интервал (^, t2)
Р(Ь<Т<^^^Ф^-^-Ф^, (6.16)
' ( 12
где Ф(^)=-~= \е 2 dt— функция Лапласа, или интеграл ве-
Г 2ко . роятностей.
Таблица значений этой
функции приведена в элек-
тротехническом справоч-
нике под редакцией проф.
Чиликина (ГЭИ, 1962,
стр. 48, табл. 2—3). При
пользовании таблицей не-
обходимо иметь в виду
правило знаков
Ф(-0 = — ф(0>
Геометрически функция
Лапласа Ф(^) выражается
площадью под стандартной
снизу осью абсцисс, а с
(рис. 6.2).
Рис. 6.2. Стандартная нормальная кривая
при tn = 0; а = 1
нормальной кривой, ограниченной
боков — прямыми t = —и t = tY
С помощью функции Лапласа можно найти вероятность попа-
дания случайной величины X в интервал (х± х2):
P(x1<X<x2) = P(/1<T<Q = 4 O(Q--^Ф(Ч), (6-17)
где t связаны со значениями X соотношением
х — тх
T.V
(6.18)
Величина t из (6.18) позволяет заменить произвольное нор-
мальное распределение стандартным. Эта величина характеризует
положение точки х относительно центра рассеивания тх (рис. 6.3) и
численно равна расстоянию х от тх, выраженному в сигмах ох.
Например, значение t1 = —1,5 определяет точку, лежащую левее
149
тх на расстоянии 1,5ая, а /2 = 4-1,5 соответствует точке, располо-
женной на таком же расстоянии справа от тх.
Определим вероятность попадания случайной величины в интер-
вал тх — ±3ох, т. е. в интервал, ограниченный значениями tr =
= —3 и t2 = 4-3:
Р (тх—3ал. <Х<тх + Заж) = ± ф (3) — 1 Ф (— 3) = Ф(3)= 0,997.
Рис. 6.3. Кривая определения вероятности случай-
ной величины
t _ ха — тх
°Л-
Так как полученная вероятность близка к единице, то попадание
случайной величины в этот интервал можно считать практически
достоверным. Выполненный расчет служит обоснованием правила
трех сигм», согласно которому нормально распределенная случай-
ная величина практически не отклоняется от своего математиче-
ского ожидания более чем на ±3<т.
Если необходимо определить вероятность того, что случайная
величина х не превзойдет некоторого заданного значения хм, ины-
ми словами, что случайная величина попадет в интервал (—оо ,
хм) или (—оо , /м), где хя и /м связаны соотношением (6.18), то
указанная вероятность может быть определена из выражения
Р (X < хм) = Р ( — оо < X < хм) = Ф
—L. Ф(_ оо) Ф(/ы) + (619)
Значения для некоторых вероятностей приведены в табл. 6.1.
Таблица 6.1
Р (X < тх + tu ах) 'м
0,90 0,95 0,99 0,995 1,28 1,65 - 2,33 2,58
150
I 6.3. Применение вероятностных методов
к определению максимальной нагрузки
потребителей электроэнергии
Осредненную на интервале 0 ак-
Рис. 6.4. График осредненных нагрузок
Согласно временным Руководящим указаниям по определению
электрических нагрузок промышленных предприятий (см. гл. VII)
максимальной расчетной (по нагреву) мощностью группы электро-
приемников является наибольшая из средних мощностей, потреб-
ляемых группой за некоторый расчетный промежуток времени 0
(например, получасовой максимум).
Рассмотрим ступенчатые графики осредненных на интервале
времени 0 нагрузок (рис. 6.4).
тивную мощность для отдель-
ного электроприемника будем
обозначать ре, а для группы
электроприемников —
В качестве основных по-
казателей нагрузочного режи-
ма отдельного электроприем-
ника принимают среднюю
мощность рср = Мр& и сред-
нее квадратическое отклоне-
ние оя= Чтобы полу-
чить характеристики, не за-
висящие от мощности электроприемника, указанные показатели
относят к его номинальной мощности рпом, что дает следующие
две основные характеристики:
1) коэффициент использования активной мощности электро-
приемника
. Рср
К и === — *
Рном Рном
2) относительное уклонение мощности продолжительностью 0
О';«0 --- —------’
Рном Рном
Пусть имеется группа из п независимых электроприемников
(например, металлообрабатывающих станков) с номинальными мощ-
ностями рНОМ1, р„0М2, ..., рном„. Для простоты примем, что /?„, =
= &„2... = кПп и 0.(1, = о*е2, ... = ст*я„, т. е. что по режиму работы
электроприемники тождественны. Необходимо определить группо-
вой 0 — максимум активной мощности.
Мощность, потребляемая группой,
151
Найдем математическое ожидание и дисперсию Р$:
MPq ~ М I 2 j = 2 /Ир0 = 2 рном — &и 2 Рном >
\ 1 / 1 1 1
DPv = D ( 2 Ре ) = 2 Dpa = 2 О'*© Рвом = С^е 2 Рвом •
\ 1 / 1 1 1
Максимальная мощность, т. е. значение мощности, которое с дос-
таточно большой вероятностью не может быть превзойдено,
Р9 шах ~ МРе+ 0 == 2 рвом 4-00,0 1/ 2 Рвом, (6.20)
1 г 1
где 0 — коэффициент, зависящий от закона распределения и веро-
ятности, С которой вычисляется Ретах-
п
Деля равенство (6.20) на номинальную мощность группы 2 риом,
1
получим выражение для группового коэффициента спроса:
гс / "
*и2 Люм <Т,0 1/ £ p2QM
'("•max __ 1 । д г 1
п п Р п
2 рном 2 ^110М 2 Рном
1 1 1
Иначе, коэффициент спроса
^спе = ^и + 0
У иэф
(6-21)
/ п \ 2
I 2 Рном )
где /гЭф = ------------------расчетная величина, называемая эффек-
ту р2-----------------тивным (эквивалентным) числом электро-
1 ном приемников.
При равенстве мощностей всех электроприемников
^эф —
(гсРном)2
«Рвом
= П.
Следовательно, пЭф — число электроприемников равной мощ-
ности, обусловливающее ту же величину расчетного максимума,
что и группа различных по мощности, но однородных по режиму
электроприемников. Если электроприемники различаются мощ-
ностями, то всегда /гЭф < п.
Для обоснованного выбора величины коэффициента 0 в вы-
ражении (6.21) необходимо знать закон распределения мощности Р©.
Поскольку Р» представляет собой сумму независимых случайных
величин Рй, то на основании центральной предельной теоремы Ля-
152
пунова распределение Рв, начиная с некоторого значения пЭф,
должно быть близким к нормальному. По имеющимся данным, закон
распределения Ре с достаточной для практических целей точностью
можно считать нормальным уже при пэф > 5. Тогда величина р
в зависимости от требуемой надежности определения Р0 тах(^сп.е)
может быть принята по табл. 6.1 ((3 = £тах). На практике наиболее
употребительны два значения, характеризующие надежность &сп.а,
— 0,95 и 0,99, чему соответствуют значения р, равные 1,65 и 2,33.
Принимая значения вероятности 0,99 или 0,95, пренебрегают воз-
можностью некоторого превышения фактического значения над
расчетным в одном или пяти случаях из 100.
Формула (6.21) дает возможность вычислить с требуемой надеж-
ностью коэффициент спроса нагрузки продолжительностью 0 для
группы электроприемников данного режима работы с учетом коли-
чества и соотношения их мощностей.
Значения входящих в формулу показателей режима работы
(ka и ц»е) принимаются для отдельных характерных групп элек-
троприемников (металлообрабатывающих станков, сварочных транс-
форматоров, вентиляторов и т. п.) по данным обследований.
Пример 6.1. Определить с надежностью, равной 0,95, расчетный трид-
цатиминутный максимум активной мощности группы металлообрабатываю-
щих станков с электродвигателями мощностью:
Ъ^Рном — 1 X 30 + 3 X17ф5 X 10 + 6Х5 + ЗХЗ — 170 кет.
Коэффициент использования активной мощности электродвигателей
ka = 0,15 и относительное уклонение мощности продолжительностью 9 =
= 30 мин, <7*30 = 0,30.
Решение. Определяем эффективное число электроприемников
«эф =
(SPhom)2
Sp
2
ном
1702
------= 11,8.
2444
По (6.21) вычисляем коэффициент спроса активной мощности продол
жительностыо 30 мин (при надежности 0,95 коэффициент Р = 1,65)
0.30
*сп. зо-0,15+1,65 __
= 0,295.
Искомый расчетный тридцатиминутный максимум активной мощности
заданной группы электроприемников
Ли ах зо = йсП. 30 s Phom - 0,295 X 170 = 50 кет.
6В. Зак. 2389
ГЛАВА vii.
МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
НАГРУЗОК И ПОСТРОЕНИЕ ГРАФИКОВ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИИ
§ 7.1. Потребители электроэнергии и их
классификация
Систематизацию потребителей электроэнергии, а следовательно,
и их нагрузок ведут обычно по следующим основным эксплуата-
ционно-техническим признакам: производственному назначению;
производственным связям; режимам работы; мощности и напряже-
нию; роду тока; требуемой степени надежности питания; террито-
риальному размещению; плотности нагрузки; стабильности рас-
положения электроприемников.
Однако при определении электрических нагрузок промышленного
предприятия достаточно систематизировать потребителей электро-
энергии по режимам работы, мощности, напряжению, роду тока и
требуемой степени надежности питания, считая остальные признаки
вспомогательными.
По режимам работы все потребители электроэнергии могут быть
распределены на ряд групп, для которых предусматриваются три
режима работы:
Продолжительный режим работы, в котором
электрические машины могут работать длительное время, причем
превышение температуры отдельных частей машины не выйдет
за пределы, устанавливаемые стандартом.
Кратковременный режим работы, при котором
рабочий период не настолько длителен, чтобы отдельные части
машины могли достигнуть установившейся температуры, период
же остановки машины настолько длителен, что машина успевает
охладиться до температуры окружающей среды.
Повторно-кратковременный режим, при
котором кратковременные рабочие периоды чередуются с кратко-
временными, но более длительными, периодами пауз, а длитель-
ность всего цикла не превышает 10 мин.
154
Анализ режимов работы потребителей электроэнергии промыш-
ленных предприятий показывает, что в продолжительном режиме
работает большинство электродвигателей, обслуживающих основ-
ные технологические агрегаты и механизмы. Длительно, без от-
ключения, от нескольких часов до нескольких смен подряд, с дос-
таточно высокой, неизменной или мало меняющейся нагрузкой рабо-
тают электроприводы вентиляторов, насосов, компрессоров, пре-
образователей, механизмов непрерывного транспорта и т. п. Дли-
тельно, но с переменной нагрузкой и кратковременными отключе-
ниями, за время которых электродвигатель не успеет охладиться
до температуры окружающей среды, а длительность циклов пре-
вышает 10 мин, работают электродвигатели, обслуживающие станки
холодной обработки металлов, деревообрабатывающие станки, спе-
циальные механизмы литейных цехов, молоты, прессы и ковочные
машины кузнечно-прессовых цехов.
В кратковременном режиме работает подавляющее большинство
электроприводов вспомогательных механизмов металлорежущих
станков, а также механизмов для открывания фрамуг, гидравли-
ческих затворов, всякого рода заслонок и т. п.
В повторно-кратковременном режиме работают электродвигатели
мостовых кранов, тельферов, подъемников и аналогичных им уста-
новок, вспомогательных и некоторых главных приводов прокатных
цехов. К этой группе относится и работа сварочных аппаратов,
отличающихся наличием постоянных больших бросков мощности.
Самостоятельную группу электроприемников составляют нагре-
вательные аппараты и электропечи, работающие в продолжитель-
ном режиме с постоянной или маломеняющейся нагрузкой, и элек-
трическое освещение, отличительной особенностью которого являет-
ся резкое изменение нагрузки почти от нуля до максимума в зави-
симости от времени суток и постоянство нагрузки во все время,
когда освещение включено.
По мощности и напряжению все потребители электроэнергии
могут быть разделены на две группы:
Потребители большой мощности (80—100кет
и выше), которые могут быть изготовлены на напряжение 3—6—10 кв
и, следовательно, получать питание непосредственно от сети 3—6—
10 кв. К этой группе относятся мощные печи сопротивления и дуго-
вые печи для плавки черных и цветных металлов, питаемые через
собственные трансформаторы.
Потребители малой и средней мощности
(ниже 80—100 кет), питание которых возможно и экономически
целесообразно только на напряжении 380—660 в.
По роду тока все потребители электроэнергии могут быть разде-
лены на три группы:
Потребители, работающие от сети пере-
менного тока нормальной промышленной
частоты (50 гц).
6В*
155
Потребители, работающие от сети пере-
менного тока повышенной или понижен-
ной частоты.
Потребители, работающие от сети пос-
тоянного тока.
Основным родом тока, на котором работают электроустановки
промышленных предприятий, является переменный трехфазный ток
частотой 50 гц.
Отдельные потребители электроэнергии (электроинструмент,
специальные станки в деревообрабатывающих цехах, ряд шлифо-
вальных станков в подшипниковой промышленности и др.) требуют
для питания высокоскоростных электродвигателей токов повышен-
ной частоты (180—400 гц). Установки индукционного и диэлектри-
ческого нагрева требуют токов повышенной частоты и высоких час-
тот, получаемых от машинных (до частот 10 000 гц) и ламповых ге-
нераторов свыше 10 000 гц.
Технические требования ряда производственных механизмов
в отношении широкого регулирования скорости, поддержания пос-
тоянства скорости технологического процесса, необходимости повы-
шенного перегрузочного момента при повторно-кратковременном
режиме работы, частого реверсирования, быстрых разгонов и тор-
можения вызывают необходимость применения электродвигателей
постоянного тока для электропривода этих механизмов. Цехи
электролиза, электролитического получения металлов, гальвани-
ческие цехи и некоторые виды электросварки требуют постоянного
тока.
Вопрос о выборе рода тока и частоты его для электроприводов
и частоты тока для электротермических, электрометаллургических
и электросушильных установок решается в каждом частном слу-
чае при проектировании этих приводов и установок, так как он
тесным образом связан с вопросом производительности и другими
технико-экономическими показателями обслуживаемого электро-
приводом механизма и электротермической установки.
При построении схемы электроснабжения промпредприятия при-
ходится считаться с наличием на предприятии потребителей посто-
янного тока и токов высокой частоты и, следовательно, предусматри-
вать специальные преобразовательные установки для питания этих
потребителей. Преобразовательные установки применяются для
обслуживания отдельных электроустановок или их групп. При не-
значительном числе и небольшой мощности отдельных потреби-
телей постоянного тока или токов высокой частоты, а также при
разбросанности их по территории цехов у каждого из этих потре-
бителей устанавливаются индивидуальные преобразователи. Инди-
видуальные преобразовательные агрегаты устанавливаются и у
мощных электроприводов, управление которыми производится по
специальным схемам. При достаточно большом числе и большой
суммарной мощности потребителей предусматриваются централизо-
156
ванные преобразовательные подстанции с ртутными или полупро-
водниковыми выпрямителями или двигатель-генераторами.
В системе электроснабжения предприятия сами эти преобразо-
ватели электроэнергии являются потребителями переменного тока.
По требуемой степени надежности питания электроприемники,
согласно пп. 1—2—27 ПУЭ, подразделяются на следующие кате-
гории.
Электроприемники 1-й категории должны
обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников
питания; перерыв их электроснабжения может быть допущен лишь
на время автоматического ввода резервного питания. Поэтому нали-
чие в составе потребителей электроприемников 1-й категории зна-
чительно усложняет и удорожает схему электроснабжения предприя-
тия.
На машиностроительных заводах потребителей 1-й категории
очень мало. На металлургических заводах к потребителям 1-й кате-
гории относятся электроприводы воздуходувок, газодувок и насо-
сов охлаждения печей в доменных цехах; все механизмы печи,
а также агрегаты подачи воды и лазы в мартеновских цехах; насо-
сы, вентиляторы и эксгаустеры на коксохимических заводах и др.
Электроприемники 2-й категории допус-
кают перерывы электроснабжения на время, необходимое для вклю-
чения резервного питания дежурным персоналом или выездной
оперативной бригадой.
Потребители 2-й категории допускают применение более про-
стых и дешевых схем электроснабжения, но также требуют опреде-
ленной степени резервирования.
Все цехи массово-поточного производства и горячей обработки
металлов могут быть отнесены к потребителям 2-й категории.
Электроприемники 3-й категории допускают
перерывы электроснабжения на время, необходимое для ремонта
или замены поврежденного элемента, но не свыше одних суток.
Вспомогательные цехи — ремонтно-механические, инструмен-
тальные и т. п. — могут быть отнесены к приемникам 3-й категории.
Очень важно правильно определить категорию электроприем-
пиков по требуемой степени надежности и не допускать необосно-
ванного отнесения электроприемников к 1-й или 2-й категориям,
чтобы не удорожать установку.
§ 7.2. Графики электрических нагрузок
и коэффициенты, характеризующие режим
работы электроустановок
Электрические нагрузки промышленных предприятий определяют
выбор всех элементов системы электроснабжения: линий электро-
передачи, районных трансформаторных подстанций, питательных
157
и распределительных сетей, заводских трансформаторных подстан-
ций и их распределительных сетей. Поэтому правильное определе-
ние электрических нагрузок является решающим фактором при
проектировании и эксплуатации электрических сетей.
Различают следующие характерные графики нагрузок: суточные
графики активных и реактивных нагрузок (рис. 7.1, а), годовые
графики активной и реактивной нагрузки по продолжительности
(рис. 7.1, б).
Для построения суммарного суточного графика нагрузки
(рис. 7.2) необходимо подсчитать нагрузки потребителей и учесть
Рис. 7.1. Суточные и годовые графики активной и реактив-
ной нагрузок
потери. Последние разделяются на переменные, зависящие от нагруз-
ки (нагрев проводов сети и обмоток трансформаторов), и постоян-
ные, не зависящие от нагрузки (нагрев стали трансформаторов).
Потери максимальные переменные АРтах пер и постоянные АРПОС
берутся в процентах от максимальной нагрузки Ртах потребителя
по суммарному суточному графику:
ДР _лрпер% . (7 п
l*1 max. пер — 100 Г 1пах’ v
ДРПОС%
АРП0С = -^- Ртах. (7.2)
Для определения переменных потерь в сетях принимаются сле-
дующие значения АРпер%: в сетях напряжением до 1000 в —
3—5%; в промышленных сетях напряжением выше 1000 в — 6—8%;
в коммунальных сетях напряжением выше 1000 в — 8—10%;
в электрических системах — 14—18% (с учетом промышленных и
коммунальных потерь).
Для определения постоянных потерь в трансформаторах при-
нимается процент потерь в стали АРПОС: в коммунальных и промыш-
ленных сетях напряжением выше 1000 в—1—1,5%; в электри-
ческих системах — 2—3%,
158
Переменные потери АД в любой момент суток t, зависящие
от фактической нагрузки, определяются по формуле
АР пер. t — АР щах. пер Tjj ’
^triax
(7.3)
величин и укажем значения раз-
График
подстанции
паспортную
двигателя,
До рассмотрения способов определения электрических нагрузок
дадим определение основных
личных коэффициентов,
применяемых при под-
счете нагрузок.
Номинальная (уста-Х^/77'
новленная) мощность
электродвигателей дли-
тельного режима пред-
ставляет
мощность
обозначенную на завод-
ской табличке. Для дви-
гателей повторно-крат-
ковременного режима
номинальная мощность
приводится к длитель-
ному режиму (ПВ = 1)
рном — рп • ПВ^ (7.4)
где рп; ПВП — соответ-
ственно паспортная мощ-
ность и паспортная про-
должительность включе-
ния.
Для сварочных машин
нальная мощность (кеа)
График потерь
График
потреоления
0 2 0^6 8 10 /2 /'/ 16 20 22 t,4
Рис. 7.2. Суточный график нагрузки про-
мышленного предприятия
трансформаторов электропечей поми-
Рном — cos срп j/” ПВп ,
(7.5)
и
где sn — паспортная мощность трансформатора (кеа) и паспорт-
ные значения cos <рп и ПВа.
Коэффициенты использования одного ka или группы Ка при-
емников характеризуют использование активной мощности и пред-
ставляют собой отношение средней активной мощности одного рсы или
группы Рс11 приемников за наиболее нагруженную смену к номи-
нальной мощности Рном:
Г, _ Рем
~ п
гном
к,
Рем
Рном '
(7.6)
159
Таблица 7.1
Наименование групп электроприемников Электрические приемники г о я S к со •е.о г-', г- со “ Я ,п £ О е; к 3 я о я X X с я COS Ср tg °
Электродвигате- ли, хорошо загру- Вентиляторы, насосы, компрессоры, двигатель-генераторы и т. п. . . . 0,65 0,8 0,75
женные и непре- рывно работаю- щие Электродвигате- ли металлообраба- тывающих станков Станки универсального назначения (токарные, фрезерные, строительные, сверлильные, долбежные и т. п.) 0,14 0,6 1,33
Специализированные станки, стан- ки-автоматы, агрегатные 0,22- 0,65 1,17
Механизмы кузнечных цехов (кри- [ вошипные прессы, ковочные машины, прессы горячей штамповки и т. п.), литейных цехов (очистные н галто- вочные барабаны, бегуны, шаровые мельницы и т. п.) 0,25 0,25- 0,65 1,17
Автоматические поточные линии 0,35 0,6 0,7 1,0
Электродвигате- ли механизмов не- Транспортеры, конвейеры, элева- торы и сблокировнные с ними меха- 0,6 0,7 1,0
прерывного транс- порта Электродвигате- ли повторно-крат- ковременного ре- низмы Краны, кран - балки, тельферы и т. п. (механические сборочные и им подобные цехи) 0,06 0,45 1,98
жима работы Электрические печи. Поверхност- ная закалка и вы- Печи сопротивления, нагреватель- ные аппараты, ванны, сушильные ка- меры периодического действия . . . 0,55 0,95 0,33
сокочастотный на- грев Печи сопротивления непрерывного действия, методические, конвейерные и толкательные 0,7 0,95 0,33
Индукционные печи низкой ча- стоты 0,75 0,35 2,67
То же, высокой частоты с собст- венными двигатель-генераторами . . 0,6 0,7 1,0
То же, с ламповыми генераторами 0,75 0,8 0,75
Дуговые плавильные печи .... 0,75 0,87 0,56
Электрическая Трансформаторы дуговой сварки . 0,3 0,35 2,67
сварка Аппараты стыковой, шовной и то- чечной сварки, нагреватели заклепок 0,35 0,55 1,51
Однопостовые сварочные двигатель- генераторы 1 0,35 0,65 1,17
Многопостовые сварочные двига- тель-генераторы 1 0,7 0,7 1,0
Электрическое освещение 1 1 0,8— 0,85 1,0 —
160
Для электроприемников одного режима работы значения инди-
видуального ka и группового Ки совпадают.
Для группы электроприемников с разными режимами работы
групповой коэффициент использования
п п
Рем Гном
Ки=4—=Аг---------------- (7.7)
У, Рном У Рном
1 1
Средние значения коэффициентов использования /ги и мощности
cos ср для приемников электроэнергии разных режимов работы
приведены в табл. 7.1.
Величина расхода электроэнергии за смену Эсм, необходимая
для подсчета средней мощности Рсм, определяется на действую-
щих предприятиях по' показаниям счетчиков за время наиболее
загруженной смены Тсм. Эта же величина может быть также под-
считана по расходам электроэнергии на единицу удельной Эуд и
произведенной продукции ЛГСМ за Тсм:
Эем = ЭудМсм. (7.8)
Тогда средняя мощность
Рсн = (7.9)
1 см
Кроме средних нагрузок для проектируемых электрических
сетей и установок, необходимо знать максимальные нагрузки для
выбора электрических сетей по нагреву.
Для перехода от средней нагрузки к максимальной служит
коэффициент максимума, который представляет собой отношение
расчетного максимума активной нагрузки группы электроприемни-
ков к средней нагрузке за наиболее нагруженную смену:
Ктах = ^- (7.Ю)
г см
§ 7.3. Методы определения электрических нагрузок
Рассмотрим основные способы определения средних и макси-
мальных нагрузок.
Метод двучленной формулы. Величина максимальной нагрузки
определяется по двучленной формуле
Ртах = &Рном + сРном-п, (7.11)
где Ь, с — постоянные коэффициенты для группы приемников
с одинаковым режимом работы (табл. 7.2).
161
Таблица 7.2
Группа электроприемников Расчетная формула Расчетный cos ср
Электродвигатели станков в цехах холод- ной обработки металлов при серийном и индиви- дуальном производстве Р max = 0,12 Р ном + 0,5 Р ном6 0,5
Электропечи сопротив- ления с периодической загрузкой изделий Рmax = и>"5 ном 4" и>5 Дюм, 1
В (7.11) первый член уравнения ЬРИОМ представляет собой сред-
нюю мощность всех потребителей; второй член уравнения сРКО№.п —
дополнительную мощность, вызванную совпадением максимумов п
приемников, наибольших по мощности.
Метод двучленной формулы рекомендуется применять для по-
требителей с небольшим числом электроприемников, например для
распределительных шинопроводов, в цехах металлообрабатываю-
щей промышленности, а также для электрических печей,когда нельзя
пренебречь влиянием на величину максимальной нагрузки, отдель-
ных мощных электроприемников.
Метод упорядоченных диаграмм (Вр. РУ). По этому методу,
являющемуся в настоящее время основным при разработке техни-
ческих и рабочих проектов электроснабжения, расчетная макси-
мальная нагрузка группы электроприемников
Ртах = КтахКи Рном = Ктах Рем- (7.12)
Групповая номинальная мощность Риом в (7.12) определяется
как сумма номинальных мощностей электроприемников, за исклю-
чением резервных.
Для группы электроприемников одного режима работы средние
активная и реактивная нагрузки за наиболее загруженную смену
определяются по формулам:
Рем = Ки Рном, (Г. 13)
QcM = PcMtgcp, (7.14)
где tg ср — соответствует средневзвешенному cos ср, характерному
для электроприемников данного режима работы (см. табл. 7.1).
При наличии в группе электроприемников разных режимов работы
выражения (7.13) и (7.14) изменяются:
Рем =2 Рем = 2 Мирном, (7.15)
QcM = 2PcM=2pcMtgCp. (7.16)
Коэффициент максимума активной мощности Ктах определяется
по справочным таблицам (табл. 7.3) или по диаграмме, приведенной
162
Таблица 7.3
"эф О II LQ о’ II и 04 О 11 О II О II LQ О II S О II S О II а оо о II о II S
4 3,43 3,11 2,64 2,14 1,87 1,65 1,46 1,29 1,14 1,05
5 3,23 2,87 2,42 2 1,76 1,57 1,41 1,26 1,12 1,04
6 3,04 2,64 2,24 1,88 1,66 1,51 1,37 1,23 1,1 1,04
7 2,88 2,48 2,1 1,8 1,58 1,45 1,33 1,21 1,09 1,04
8 2,72 2,31 1,99 1,72 1,52 1,4 1,3 1,2 1,08 1,04
9 2,56 2,2 1,9 1,65 1,47 1,37 1,28 1,18 1,08 1,03
10 2,42 2,1 1,84 1,6 1,43 1,34 1,26 1,16 1 07 1,03
12 2,24 1,96 1,75 1,52 1,36 1,28 1,23 1,15 1,07 1,03
16 1,99 1,77 1,61 1,41 1,28 1,23 1,18 1,12 1,07 1,03
20 1,84 1,65 1,5 1,34 1,24 1,2 1,15 1,11 1,06 1,03
25 1,71 1,55 1.4 1,28 1,21 1,17 1,14 1,1 1,06 1,03
30 1,62 1,46 1,34 1,24 1,19 1,16 1,13 1,1 1,05 1,03
40 1,5 1,37 1,27 1,19 1,15 1,13 1,12 1,09 1,05 1,02
50 1,4 1,3 1,23 1,16 1,14 1,11 1,1 1,08 1,04 1,02
60 1,32 1,25 1,19 1,14 1,12 1,11 1,09 1,07 1,03 1,02
80 1,25 1,2 1,15 1,11 1,1 1,1 1,08 1,06 1,03 1,02
100 1,21 1,17 1,12 1,1 1,08 1,08 1,07 1,05 1,02 1,02
140 1,17 1,15 1,11 1,08 1,06 1,06 1,06 1,05 1,02 1,02
200 1,15 1,12 1,09 1,07 1,05 1,05 1,05 1,04 1,01 1,01
240 1,14 1,11 1,08 1,07 1,05 1,05 1,05 1,03 1,01 1,01
300 1,12 1,1 1,07 1,06 1,04 1,04 1,04 1,03 1,01 1,01
Ш'и "эф.’ ГаЕНОМ иди превышающем 300, и Ки, равном или превышающем 0,5,
расчетную нагрузку допускается принимать равной = 1,05 Р
шал см’
на рис. 7.3, в зависимости от величины группового коэффициента
использования 7СИ, найденного по (7.6), и так называемого эффек-
тивного числа электроприемников группы пЭф-
Эффективным (приведенным) числом электроприемников пэ$
называется такое число однородных по режиму работы электропри-
емников одинаковой мощности, которое дает ту же величину расчет-
ного максимума Ршах, что и группа электроприемников, различных
по мощности и режиму работы. Эффективное число электроприем-
ников
п 12
2 РнОМ
1
п
Prom
1
(7.17)
При числе электроприемников в группе пять и более допускается
принимать пЭф равным и (действительному числу электроприемни-
ков) при условии, что отношение номинальной мощности наиболь-
шего электроприемника к номинальной мощности наименьшего
Prom, max
Phom, mln
(7.18)
T63
равно или меньше указанных величин:
групповой коэф-
фициент исполь-
зования /Си ... до 0,1 0,1—0,4 0,4—0,8 свыше 0,8
значения т, не
более .............. 2,5 2,5—4 4—10 не ограни-
чивается
Меньшие значения т соответствуют нижним пределам величины
Ки. Промежуточные значения определяются интерполяцией.
При определении т допускается исключать мелкие электропри-
емники, суммарная мощность которых не превышает 5% номиналь-
ной мощности всей группы. В случае, когда величина т превышает
значения, указанные выше, а подсчет по формуле (7.17) затрудни-
телен из-за большого количества разнообразных электроприемни-
ков, величину пЭф определяют приближенно. Для этого использу-
ются графики, приведенные на рис. 7.4, по которым находят вспо-
могательную величину пэф* — относительное эффективное число
я эф
электроприемников, равное отношению
Зная пЭф* и п, определяют
^эф == /^эф* ’Л»
(7.19)
Значения пЭф* находятся в зависимости еще от двух вспомога-
тельных величин п*, Р*.
«1
где — число крупных электроприемников в группе, мощность
каждого из которых не менее половины мощности наибольшего
электроприемника;
Р
1 НОМ1
где РНОМ1 — суммарная номиналь-
ная мощность этих
крупных электропри-
емников;
Рном — суммарная номиналь-
ная мощность всей
группы.
В настоящее время предло-
жена упрощенная формула для
определения эффективного чис-
ла электроприемников
п
2 Рном
„ 1
7* Эф--------’
Ртах
п
где 2р,10м — суммарная уста-
1 новленная мощ-
ность всех элек-
троприемников;
ртах—мощность наибольшего электроприемника.
Реактивная максимальная расчетная мощность группы электро-
приемников разного режима
Qmax
(7.20)
Если в группе электроприемников цеха или предприятия имеются
электроприемники, работающие с опережающим током, их реактив-
ные мощности принимаются со знаком минус и вычитаются из общей
реактивной мощности.
После определения РП1ах и Qmax может быть подсчитана полная
мощность
Smax — |/"-7>max Qm
(7.21)
165
Для электроприемников переменного тока расчетный максималь-
ный ток
Р
т max Л
тах ~ т/Ттт ’ (7.22)
|/3 t/H0M cos фтах '
для электроприемников постоянного тока
/тах=-Й^- (7.23)
иНОМ
Следует отметить, что подсчет нагрузок не может быть вполне
точным из-за неточности заданий технологов и неточности расчет-
ных коэффициентов (устареваемость, динамика их изменения во вре-
мени). Временные РУ допускают при расчете нагрузок погрешности
±10%.
Определение электрической нагрузки по удельному потребле-
нию энергии на единицу продукции. Потребная электрическая
мощность в целом по предприятию и по отдельным его цехам
может быть определена по данным удельного потребления элек-
троэнергии на единицу продукции Эуд в натуральном выражении.
Удельные расходы электроэнергии для различных производств ус-
танавливаются на основе анализа материалов обследования и ста-
тистических отчетных данных действующих предприятий. Данные
удельных расходов электроэнергии по некоторым видам промыш-
ленной продукциии даются в справочниках.
Годовое потребление электроэнергии предприятием в целом или
отдельными цехами
Зг-сд = >Эуд • М год, (7.24)
где Эуд — норма удельного расхода электроэнергии на единицу
продукции, квпг-ч-,
Й4ГОД — годовой выпуск продукции в натуральном выражении
(задается организацией, проектирующей технологи-
ческую часть проекта предприятия).
Величина максимальной расчетной мощности
Ртах =-7^-, (7-25)
1 max. а
где Ртах.а — годовое число часов использования максимума актив-
ной мощности.
Пример 7.1. Определить максимальную расчетную мощность для хими-
ческого завода производительностью 1 млн. т соляной кислоты в год, если
Эуд — 25 квт-ч на 1 Т кислоты; 7’тах а — 7000 ч; cos фтах = 0,82.
Решение. Годовое потребление электроэнергии
ЭГОд = Зуд • Л4ГОД = 25 • 1 • 10е = 25 • 10s кет • ч.
166
Максимальная расчетная мощность
р _ Эгод 25 > 10»
•' max 7’
max. а
----— = 3570 кет.
7000
Потребная полная максимальная
р
‘ max
Smax = cos '
Ч’тах
мощность предприятия
3570
=----— = 4350 ква.
0,82
По величине Smax выбирается мощность трансформаторов ГПП, опреде-
ляется расчетный ток и необходимое сечение питающих линий.
Пример 7.2. Определить максимальную нагрузку для группы электро-
двигателей длительного режима работы со следующими данными:
а) 2 X 80 = 160 кет; 2 X 50 = 100 кет; Кк = 0,4 и cos <р = 0,8;
б) 1 X 40 кет; 6 X 15 = 90 кет; — 0,6 и cos ср = 0,8;
в) 14 электродвигателей разной мощности от 7 до 15 кет общей мощно-
стью 170 кет: К„ = 0,2 и cos ср = 0,65.
Решение. Определяем величину т. Наибольшим по мощности в группе
является электродвигатель 80 кет, а наименьшим — 7 кет. Следовательно,
80
щ = у-= 11, что больше 10, поэтому пЭф не может быть принято равным п
и должно быть определено, как указывалось ранее.
Определяем число и мощность наибольших электродвигателей мощ-
ностью, равной или большей половины наиболее крупного (80 : 2 = 40).
В эту группу должны войти все двигатели мощностью 40 кет и выше.
Число таких электродвигателей
гц = 2+ 2 + 1 “ 5.
Мощность этих электродвигателей
РН0М1 = 2 X 80 + 2 X 50 4- 1 X 40 = 300 кет.
Общее число всех электродвигателей
п = 2 + 2+ 1 +6 + 14 = 25.
Общая мощность
Рном = 16° + 100 + 40 + 90 + 170 = 560 кет.
Определяем
5
л. =----= 0,2;
* 25
„ 300
Р, = —— = 0,53.
* 560
По графикам, изображенным на рис. 7.4, находим для Рф = 0,53 и =
= 0,2 величину пЭф„ = 0,58, а затем пЭф = 0,58-25 = 14.
Для определения максимальной нагрузки необходимо найти величины
Рсм, Qcm> и Кшах^н всей ГРУППЫ электроприемников:
Рсм = 0,4 - 260 + 0,6 • 130 + 0,2 - 170 = 216 кет;
<?см = 104 - 0,75 + 78 • 0,75 + 34 • 1,2= 177 квар;
Рем 216
Кп = =------= 0,39.
Рном 560
167
По табл. 7.3, а также по графику (рис. 7.3) для Л'и 0,39 п лэф = 14 на-
ходим /Стах = 1,31.
Определяем максимальную мощность:
Ргаах =216 • 1,31 = 283 кет;
Qmax = 177 • 1,31 = 232 квар;
Smax = /2832 ф- 2322 = 366 ква.
Пример 7.3. Определить максимальную силовую нагрузку на шинах
6 кв распределительной подстанции, от которой питаются подстанции № 1,
2 и 3 со следующими данными:
Подстанция № 1: РН0М1 = 1715 кет; PCMt = 702 кет; QCM) = 598 —
— 300 квар (300 квар — нагрузка при опережающем коэффициенте мощности);
ру1 — 36 кет; пэсЬ1 = 48.
Подстанция № 2: PH0Mj = 870 кет; РСЫг = 597 кет; = 360 квар;
ру2 = 48 кет; пэф2 =18.
Подстанция № 3: Рнп„ = 1280 кет; Prt. = 668 кет; Q = 668 квар;
Руз = 45 квт; пэфз = 15.
Решение. Находим групповые мощности:
Рном == Рвощ + Рвом2 + Рном3 — 3865 кет;
Рем ~ Рcmj + Рсм2 + Рсм3 = 1967 кет;
0см ~ Qcmj 0см2 'I' 0см3 = 1626 — 300 квар.
Групповой коэффициент использования
При найденном КИ и соотношеншфмощностей условных электроприем-
ников ру
число эффективных электроприемников может быть принято равным сумме
пэф отдельных подстанций: пэф = ггэф1 + иэф2 + геЭфз = 81.
Тогда (см. рис. 7.3).
^гпах = 1 > 1
Определяем максимальные мощности:
Ршах = 1,1 • 1967 = 2160 квт;
Qmali =1,1- 1626 — 300 = 1790 — 300 = 1490 квар;
5шах = 2500 ква.
При определении общих нагрузок (силовых и осветительных)
на шинах распределительной подстанции к силовым нагрузкам
(средним и максимальным) прибавляются осветительные нагрузки
и потери в трансформаторах.
168
Определение расчетной нагрузки от включения однофазных
приемников (несимметричная нагрузка). При суммарной установ-
ленной мощности приемников несимметричной нагрузки менее 15%
суммарной установленной мощности трехфазных приемников с
симметричной нагрузкой, т. е. при
2РнсМ<о,152РСИМ) (7.26)
несимметричную нагрузку считают как симметричную.
При 2РНСМ > 0,152Рсим определяют действительную нагруз-
ку на каждую фазу и расчет ведут по наиболее нагруженной фазе.
Междуфазную нагрузку (включенную на линейное напряжение)
приводят к однофазной (фаза -нуль) путем умножения ее на коэф-
фициент приведения, который в зависимости от нагрузки прини-
мают по данным, приведенным в табл. 7.4.
Таблица 7.4
Коэффициенты приведения Коэффициенты мощности нагрузки
0, 4 0,5 0,6 0, 65 0, 7 0, 8 о, 9 1, о
Р (ab)a 1,17 1,0 0,89 0,84 0,8 0,72 0,64 0,5
Р (Ьс)ь 1,17 1,0 0,89 0,84 0,8 0,72 0,64 0,5
Р (са)с 1,17 1,0 0,89 0,84 0,8 0,72 0,64 0,5
Р (flb)b —0,17 0 0,11 0,16 0,2 0,28 0,36 0,5
р (Ьс)с —0,17 0 0,11 0,16 0,2 0,28 0,36 0,5
р (са\а -0,17 0 0,11 0,16 0,2 0,28 0,36 0,5
q (flb)a 0,86 0,58 0,38 0,3 0,22 0,09 —0,05 —0,29
q(bc)b 0,86 0,58 0,38 0,3 0,22 0,09 -0,05 —0,29
q (ca)c 0,86 0,58 0,38 0,3 0,22 0,09 -0,05 —0,29
q(ab)b 1,44 1,16 0,96 0,88 0,8 0,67 0,53 0,29
q (bc)c 1,44 1,16 0,96 0,88 0,8 0,67 0,53 0,29
Я (ca).i 1,44 1,16 0,96 0,88 0,8 0,67 0,53 0,29
Пример приведения междуфазной нагрузки к однофазной
р\
Ра = Pab Р (аЬ)а + Рас Р (Са)а + ~^ + Рао,
(7.27)
где РаЬ и Рас — междуфазные нагрузки;
p(ab)7 и р(са)а — коэффициенты приведения к фазе а;
р\
— одна треть трехфазной нагрузки;
О
Рао — однофазная нагрузка, включенная между фазой
и нулем.
Выбор трансформатора производится по утроенному значению
нагрузки наиболее загруженной фазы.
169
§ 7.4. Определение расхода электроэнергии
Как указано в § 7.2, график электрических нагрузок строят
на основании данных о величине нагрузки отдельных групп потре-
бителей с учетом режима их работы. Суммируя нагрузки отдельных
групп, получают суммарный график нагрузки предприятия.
Суммарный суточный график нагрузки на шинах напряжением
до 1000 в цеховой подстанции приведен на рис. 7.2.
Суммарная нагрузка на шинах напряжением выше 1000 в опре-
деляется с учетом нагрузки высоковольтных потребителей Рвв, QB B,
потерь мощности в трансформаторах АРТ, AQT и потерь в высоко-
вольтной линии АРЛ, AQa. В большинстве случаев суммарная
нагрузка определяется расчетом, а не построением суммарного
совмещенного графика.
Потери в трансформаторах и высоковольтных линиях подсчиты-
ваются по формулам, приведенным в § 7.2. Для приближенных
расчетов до окончательного выбора мощности трансформаторов и
параметров высоковольтной сети принимают потери в трансформа-
торах и линиях
APT = 0,02S„.H; (7.28)
AQT = 0,1 SH.H; (7.29)
ДРл = 0,035н.н, (7.30)
где SH.H — расчетная мощность на шинах низшего напряжения до
1000 в за максимально нагруженную смену с учетом потерь в этой
сети.
Суммарная активная и реактивная нагрузки на шинах напряже-
нием выше 1000 в будут:
Ps = (2 Рн.н + 2 Рв.в + АРТ + АРТ) + Кем; (7.31)
Qs = (2 Qn.H + 2 Qb.b + AQT+ А<2л) ТСсм, (7-32)
где Kcu — коэффициент совмещения максимумов нагрузок (0,9-
0,95);
Ph.h>Qb.h — соответственно активные и реактивные расчетные мощ-
ности на шинах низшего напряжения до 1000s.
Коэффициент мощности в период максимума
COS Сргпах
р
1 S max
max
д[ р2 -LQ2
г 1 Smax i ч-Lmax
(7.33)
£ s max
Годовые расходы активной Эа.ГОд и реактивной Эр.год энергии
определяются как сумма расходов электроэнергии силовых потре-
бителей Эа.с, Эрс, осветительных потребителей Эа.о, потерь элек-
170
троэнергии в высоковольтных линиях Эа л,
9 9
Эр.л и трансформаторах
Эа.год — эа-с + Эа.о Эа.т-(- Эа.л; (7.34)
Эр. год = Эр.с 4~ Эр.т-J-Эр.л. (7.35)
Годовой расход электроэнергии силовыми электроприемниками
при средней активной Рср.тах и средней реактивной Qcp.max нагруз-
ках за максимально нагруженную смену
Эа.с = Рср.max Тс',
Эр.с = Qcp. max Тс- (7.36)
Годовой расход электроэнергии для освещения при средней
нагрузке осветительных установок Р0.ср
. Эа.о=Ро.ср7,о.сР. (7.37)
Величины годового числа часов работы силовых электроприем-
ников Тс и числа часов горения ламп электрического освещения
70.ср при 7-часовом рабочем дне в средней полосе указаны в табл. 7.5.
Таблица 7.5
а.о
Годовое число часов Число смен
1 2 3
7с 2000 3950 5870
То. ср 200—340 1600 4100
Зная величины годового расхода активной и реактивной энергии,
можно определить средневзвешенный годовой коэффициент мощ-
ности:
э
C0SfPcpB = 7jH=T==-- (7.38)
У ‘-'а. год т ‘-'р. год
Электроэнергию, потребляемую в течение года предприятием,
приближенно подсчитать можно по формуле
Эа =Рср.годТГОд (7.39)
или
Эа= Ртах Ртах, (7.40)
где Рср.год — среднегодовая мощность;
Ртах — максимальная мощность;
Ргод — полное годовое количество часов, принимаемое
условно 8760 ч;
171
Ттах — время использования максимума нагрузки, т. е.
количество часов, при котором предприятие при
максимальной нагрузке потребляет такое же коли-
чество электроэнергии, как и при средней нагрузке
в течение года.
Время использования максимума нагрузки Ттах определяется
характером нагрузки потребителей отдельных отраслей промышлен-
ности (табл. 7.6).
Т а б л и ц а 7.6
Отрасль промышленности
Время использования
максимума нагруз-
ки, ч
Металлургическая
Химическая . . .
Горнорудная . .
Машиностроение .
До 6500
» 5500
» 5000
» 4000
ГЛАВА VIII.
ПОТЕРИ МОЩНОСТИ И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
И ИХ СНИЖЕНИЕ В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИИ
Передача электрической энергии от источников питания к потре-
бителям связана с потерей части мощности и энергии в системе элек-
троснабжения (трансформаторах, линиях, реакторах). Эти потери
определяются током (мощностью), протекающим по линии, и
величиной передаваемого напряжения.
Применение повышенного напряжения в электрических сетях,
например 10 кв (вместо 6 кв), 380 в и ]/3 -380 в = 657 в, а также глу-
бокого ввода напряжением 35 кв и выше значительно снижает поте-
ри мощности и электроэнергии. Этому также способствует повыше-
ние коэффициента мощности (см. гл. XV).
Следует подчеркнуть, что потери в трансформаторах опреде-
ляются также числом часов их включения. Поэтому одним из усло-
вий, обеспечивающих экономию электроэнергии в трансформаторах,
является их отключение при малых загрузках. Это возможно осу-
ществить, если в ночное (не рабочее) время питать электроустановки,
предназначенные для ремонтных работ, дежурного освещения и др.,
от одного трансформатора. Питание указанных потребителей при
этом обеспечивается наличием перемычек на низшем напряжении
между цеховыми подстанциями. Другим условием экономии элек-
троэнергии в трансформаторах является установление рациональ-
ного режима работы включенных трансформаторов, что обеспечи-
вается установлением оптимального коэффициента загрузки, ко-
торый зависит от соотношения между активными и реактивными
составляющими потерь, определяемыми каталожными данными
трансформаторов.
Следовательно, умение правильно рассчитать потери во всех
звеньях системы электроснабжения, выявить определяющие их со-
ставляющие и установить основные направления по снижению по-
терь и экономии электроэнергии являются основными условиями
правильного проектирования и эксплуатации электрической сети.
Рассмотрим методы определения потерь мощности и электроэнер-
гии в отдельных звеньях системы электроснабжения.
173
§ 8.1. Потери мощности и электроэнергии
в воздушных и кабельных линиях
Электрическая нагрузка, как правило, имеет переменный харак-
тер и поэтому потери мощности и электроэнергии в линиях будут
изменяться с изменениями нагрузки.
В зависимости от наличия данных по проектируемому объекту
расчет потери мощности и электроэнергии можно производить
или по величине среднеквадратичного тока /ск, принимая время
действительной работы линии Тд, или по максимальному току /тах
при времени потерь т.
Среднеквадратичный ток представляет собой неизменный ток,
который, проходя по линии за время Тя, вызывает те же потери
мощности и электроэнергии, что и действительный, изменяющийся
ток за то же время.
Время потерь т представляет собой расчетное время, в течение
которого линия, работая с неизменной максимальной нагрузкой
/гаах, имела бы те же потери мощности и электроэнергии, что и при
работе по действительному переменному графику нагрузки. Опреде-
ление величины т рассмотрено ниже (см. рис. 8.1).
Среднеквадратичный ток определяется по среднему току /ср
и коэффициенту формы графика нагрузки k$.
/ск = /гф/Ср, (8.1)
где
' (8'2>
‘ Д V 3 С ПОМ COS Фсрв
Здесь Эа — расход активной электроэнергии (квт-ч) за время Тд
(сутки, год);
cos срсрв — средневзвешенный коэффициент мощности.
С достаточной для практических расчетов точностью, по данным
проектных организаций, коэффициент принимают:
а) при любом числе (более двух) токоприемников с длительным
режимом работы и числом токоприемников с повторно-кратковре-
менным режимом более двадцати, коэффициент = 1,05—1,1;
б) при числе токоприемников с повторно-кратковременным
режимом меньше двадцати
(8-3>
где пЭф — эффективное (расчетное) число токоприемников с уста-
новленной мощностью Руст и максимальной мощностью
одного двигателя Ртзх',
уст
^эф — ~р ;
r max
(8.4)
174
ПВ — относительная продолжительность включения токопри-
емников.
Потери активной мощности (кет) и электроэнергии (кет-ч):
ДР = 3/С2КЯЮ-3; (8.5)
АЭа = ЛР7'д. (8.6)
Потери реактивной мощности (квар) и реактивной энергии
(квар ч):
AQ = 3/ск X-10~3, (8.7)
ЛЭР —Дф7"д, (8.8)
где X — индуктивное или емкостное сопротивление воздушной
или кабельной линии.
Если известен расход электроэнергии Эа, учтенный за определен-
ное время (сутки, год), а также величина максимальной нагрузки,
то можно найти время, в течение которого данная линия, работая
с максимальной нагрузкой, могла передать эту электроэнергию:
Тк (8.9)
'max
Величина Ти называется временем использования максимума.
Она определяется характером и сменностью работы потребителя и
составляет в год (ч):
для осветительных нагрузок 1500—2000;
для односменных предприятий 1800—2500;
для двухсменных предприятий 3500—4500;
для трехсменных предприятий 5000—7000.
Зная величины Эа и Ти, можно определить максимальный ток
за рассматриваемый промежуток времени (сутки, год):
* шах — >— . 1V/
Т’и У 3 Uном cos Фсрв
При расчете потери мощности и электроэнергии по максималь-
ному току вводится понятие времени потерь т, которое зависит от
времени использования максимума Т., и коэффициента мощности
cos ср.
Зная эти величины, находят по кривым зависимости x=f(Ta, созф)
(рис. 8.1) время потерь, а затем определяют активные и реактивные
потери электроэнергии:
ДЭа = 3/2ах£т; . (8.11)
Д5р — 3/тах Хх. (8.12)
175
Зная потери электроэнергии, можно найти соответствующие
потери мощности:
ДР = ^-а; (8.13)
—. (8.14)
Потери мощности и электроэнергии в трансформаторах. Потери
мощности в трансформаторах состоят из потерь активной мощно-
сти ДРТ и потерь реактивной мощности AQT.
Потери активной мощности состоят из потерь,
идущих на нагревание обмоток трансформатора ДР, зависящих
от тока нагрузки, и потерь,
идущих на нагревание стали
ДРОТ, не зависящих от тока на-
грузки. Потери мощности, иду-
щие на нагревание обмоток тран-
сформатора,
Рис. 8.1. Графики определения вре-
мени потерь
др = зррт = з(-7|—V рт =
= 5^=^^. (8.15)
Тогда полные активные по-
тери
ДРТ = ДР + ДРСТ =
= ^!+^Т?т + дрст, (8.16)
где Рт — активное сопротивление обмоток трансформатора,
определяемое по величине потерь в меди ДРМ и мощности
трансформатора
Рт =
ДРМ U2
о2
°пом
(8.17)
Потери реактивной мощности также состоят
из двух составляющих: потерь, вызванных рассеянием магнитного
потока в трансформаторе AQ, зависящих от квадрата тока нагрузки,
и потерь, идущих на намагничивание трансформатора AQ^, не
зависящих от тока нагрузки, которые определяются током холо-
стого хода.
Потери мощности, вызванные рассеянием,
Р2_|_
Д(2 = ЗРхт = Ц±^хг.
(8.18)
176
Тогда полные реактивные потери
AQT = AQ + АО.,. = хт + AQu., (8.19)
где х.е — реактивное сопротивление обмоток трансформатора,
определяемое напряжением короткого замыкания L7K;
AQu. = AQx.x — потери холостого хода.
С помощью каталожных данных потери мощности в трансформа-
торах могут быть определены иначе. Если даны потери короткого
замыкания АРМ.ПОМ, соответствующие потерям в меди при номиналь-
ной нагрузке трансформатора 5ПОМ, и известна его фактическая
загрузка S, то активные потери
АРТ — АРм4-АРСт — АРм.ном^—'j ф-АРст —
= АРм-ном &з4~ ЛРст,
где k3 — коэффициент загрузки трансформатора.
Реактивные потери могут быть определены также по
ным данным:
(8.20)
каталож-
х Г^к^2
100 5Ном ’
. -G.xShom
^^—Тоб-
(8.21)
(8.22)
Тогда
AQT = 3/2 хт + AQ., = 3/2-^^ + AQ =
' 100 SH0M ' 100SHOM
( Лх.хЗном SHoM^r7 ,2 । t \
Н fog - ~IOq-«з + /х.хЛ
(8.23)
Потери электроэнергии в меди трансформатора могут быть также
определены по его каталожным данным АРм.Ном, максимальной
нагрузке Smax и времени потерь т, найденным по кривой зависи-
мости т = ДТН, cos ср) (рис. 8.1):
[ s \2
АЭМ = АРМ.НОМ т. (8.24)
Потери электроэнергии в стали определяются потерями мощ-
ности при холостом ходе (АРСТ = АРХ.Х) и временем включения
трансформатора Тп:
АЭСТ = ДРСТ Тв. (8.25)
Тогда суммарные активные потери элек-
троэнергии
АЭа = АРм.иом АР„ Гв = АРМ,НОМ kl х + АРСТ Тв. (8.26)
7 Зак. 2389
177
Суммарные реактивные потери электро-
энергии определяются по реактивным потерям мощности
с учетом времени потерь и времени включения трансформатора:
ЛЭ I АЛ) Т . Уконом 7- _
Adp = AQt+ ДС2р. / в =--JQQ-т 4-—ру0— 1В -
Q
= Ах.хЛ). (8.27)
Потери мощности и электроэнергии в реакторах. Величина
потерь активной мощности в реакторах
ДРр = ^ЗДР„ом.ф, (8.28)
где АРцом.ф — потери активной мощности (кв/n) в одной фазе
реактора при номинальной нагрузке (даются в ката-
логах для определенного типа реактора);
k3 = j----отношение действительного тока, протекающего
"ом через реактор, к номинальному току реактора.
Величина потерь реактивной мощности
AQP = lit ЗДфцом.ф, (8.29)
где Д(?110М.ф — потери реактивной мощности (квар) в одной фазе
реактора при номинальной нагрузке (даются в ката-
логе для определенного типа реактора).
Потери активной и реактивной электроэнергии в трех
реактора
фазах
(8.30)
(8.31)
ДЭа = ДРр Тв,
A9p = bQpTB,
где Тв — число часов включения (работы) реактора.
Пример 8.1. Определить потери активной энергии за год в трехфазиой
воздушной линии напряжением 6 кв, длиной 8,2 км, сечением Л — 95 мм2,
питающей промышленное предприятие с трехсменной работой. Годовой расход
электроэнергии 4980• IО3 квпг-ч при максимальной нагрузке 100 а и коэф-
фициенте мощности 0,8.
Решение. Принимаем (по справочнику) сопротивление провода А-95
г0 = 0,33 ом/км.
Общее активное сопротивление линии
R = ral = 0,33 • 8,2 = 2,7 ом.
Максимальная нагрузка
Pnlax = V3 t//max cos <р = УЗ -6-100-0,8 = 830 кет.
Время использования максимума
Эгод 4980 • 103 „
т„ = -У- =--------------= 6000 ч.
и Ртах 830
178
По графику, представленному на рис. 8.1, находим для Тп = 6000 ч
и cos <р — 0,8 время потерь т = 4750 ч.
Потери электроэнергии
ДЭЯ = 3/„т/М03 = 3-1002- 2,74750103 = 389-Ю3, квт-ч.
И Шал
Зная среднеквадратичный ток
Э
СК —
4980 • 103
----... — —----- = 73 а,
Тв V3 и cos Ф------------------------8760 /3 -6 -0,8
можно иначе определить потери электроэнергии:
ДЭ., = 3/2/?Г гпл = 3 • 732 • 2,7 • 8760 - 10~3 = 389 1° Л кет ч.
а СК I ОД
Потери активной электроэнергии
ДЭа% =
389- Ю-3
4980 -103
Пример 8.2. Определить годовые потери электроэнергии в трансформа-
торе мощностью 400 кеа, напряжением 10/0,4 кв. Максимальная нагрузка на
трансформаторе 295 ква при среднем коэффициенте мощности 0,8 и числе ча-
сов использования максимума 3500.
Решение. Каталожные данные трансформатора: потери в меди Ры пом =
— 6,2 квт, потери в стали РСТ= 1,9 квт. Напряжение короткого замыкания
UK = 5,5%; ток холостого хода /х.х -= 7%.
Из графика, изображенного на рис. 8.1, находим для 7’и — 3500 ч и
cos <р — 0,8 время потерь т = 2300 ч.
Годовые потери активной электроэнергии в трансформаторе
/295 \2
-6,2 hjQQ 2300 + 1,9-8760 - 24,5-103, квт-ч.
Количество передаваемой электроэнергии за год
Эгод — ‘-’max cos фТи = 295-0,8-3 500 = 826-10'*, квт-ч.
Годовые потери активной'электроэнергии
24 5 103
ДЭи % = g2g. 1Q3 '100 3 %.
§ 8.2. Снижение потерь электроэнергии
в системе электроснабжения промышленных
предприятий
Если учесть, что до 80% вырабатываемой электроэнергии рас-
ходуется на промышленных предприятиях, становится понятным,
почему вопросы экономии и снижения потерь электроэнергии
в системах электроснабжения промышленных установок занимают
ведущее место в экономике народного хозяйства нашей страны.
Экономия электроэнергии на промышленных предприятиях может
быть получена за счет уменьшения потерь электроэнергии в системе
электроснабжения (трансформаторах, реакторах, линиях и пр.),
а также за счет рационализации и усовершенствования технологи-
7*
179
ческого процесса потребления электроэнергии электродвигателями,
электропечами, электрическими светильниками и пр.
Потери электрической энергии в трансформаторах составляют
значительную величину и должны быть доведены до возможного
минимума путем правильного выбора мощности и числа трансфор-
маторов, рационального режима их работы, исключением холос-
тых ходов при малых загрузках.
Количество одновременно работающих трансформаторов в за-
висимости от нагрузки должно определяться дежурным персоналом
из условий минимальных потерь электрической энергии в транс-
форматорах.
Потери электрической энергии в линии зависят от сопротивле-
ния, квадрата тока линии и времени потерь; поэтому, кроме сниже-
ния тока для уменьшения потерь, следует снижать величину сопро-
тивления линии, для чего при наличии парных линий держат их
включенными параллельно.
Применение в новом ГОСТе напряжения 20 кв. и 660 в для сетей
промышленных предприятий также значительно сокращает потери
электроэнергии в питательных и распределительных сетях промыш-
ленных предприятий.
При выборе схем внешнего и внутреннего электроснабжения
следует выбирать вариант, при котором отсутствуют на линиях
реакторы, или вариант, при котором потери в реакторах будут
минимальными. Например, вариант электроснабжения предприя-
тий на напряжении 6 кв с реакторами сравнивается по технико-
экономическим показателям с вариантом на напряжении 20 кв без
реакторов.
Потери электрической энергии в шинопроводах могут быть
снижены за счет уменьшения их активного и индуктивного сопро-
тивлений.
Потери мощности в шинопроводах в значительной степени опре-
деляются активным сопротивлением, которое обычно больше их
омического сопротивления в 2—4 раза из-за явления поверхност-
ного эффекта и дополнительных потерь в крепящих строительных
конструкциях (железобетоне, головках и фланцах изоляторов), а
также диэлектрических потерь в кабелях и др.
Снижение потерь можно получить за счет уменьшения активного
и частично индуктивного сопротивлений, вызываемого «эффек-
том близости шинопроводов». Это достигается соответствующим рас-
положением шин и конфигурацией шинного пакета (2-у4 полосы
в пакете), применением спаренных фаз или бифилляра и др.
Снижение потерь в шинопроводах можно также получить за
счет правильного выбора экономической плотности тока.
Особенно важно это учитывать в электролизных установках
с большими токами, на что обращено внимание ПУЭ (1—3—23).
Регулирование графиков нагрузки способствует снижению
потерь мощности и электроэнергии.
180
Следует стремиться к получению равномерного графика на-
грузки, благодаря чему повышается использование установленного
оборудования и одновременно снижаются потери электроэнергиии.
Снижение значения суммарного максимума нагрузки позволяет
при неизменной установленной мощности трансформаторов обеспе-
чить питание большего числа потребителей. Снижение значения
суммарного максимума нагрузки предприятия и выравнивание гра-
фика могут быть достигнуты (по договоренности с энергосистемой)
смещением времени начала работы предприятий и обеденных пере-
рывов цехов, а также установлением часов работы односменных
цехов.
Потери электрической энергии на освещение. На осветительные
цели расходуется значительное количество электрической энергии:
в машиностроении — до 7%, в легкой и пищевой промышленности—
до 10% от общего количества потребляемой электроэнергии.
Основными мероприятиями по снижению потерь, экономному
и рациональному расходованию электрической энергии на освеще-
ние являются следующие: содержание в чистоте световых проемов и
полное использование естественного света; систематическая очистка
осветительной' арматуры и электрических ламп; своевременная
побелка потолков и стен; правильное размещение осветительных
приборов; своевременное отключение источников освещения; при-
менение наиболее экономичной светотехнической арматуры и
рациональных источников света, в первую очередь люминесцент-
ных ламп (см. гл. XIII).
§ 8.3. Снижение потерь и экономия электроэнергии
в энергетических установках
В общем балансе электроснабжения промышленных предприя-
тий компрессорные, насосные и вентиляторные установки занимают
значительное место. Поэтому снижение потерь и экономия электро-
энергии в этих установках, находящихся в эксплуатации отделов
Главного энергетика предприятий, имеют большое значение.
Компрессорные установки. Потребление сжатого воздуха в ма-
шиностроении на отдельных предприятиях измеряется десятками
тысяч кубических метров в час. На выработку 1000 м3 сжатого воз-
духа давлением 6—7 ат требуется около 100—125 квт-ч, поэтому
потребление электроэнергии на выработку сжатого воздуха очень
значительно. Укажем некоторые наиболее эффективные способы
экономии электроэнергии в этих установках:
1) поддержание необходимого давления на компрессоре и допус-
тимое снижение рабочего давления на компрессоре при прекращении
работы потребителей воздуха;
2) обеспечение нормального режима охлаждения, для чего на
каждый кубический метр воздуха следует подавать 4,5—5 л воды
181
Рис. 8.2. Зависимость удельного грас-
хода электроэнергии компрессорами от
температуры всасываемого воздуха:
1 — поршневые и ротационные компрессоры;
2 —турбокомпрессоры
при производительности ком-
прессоров до 600 м3/ч и 3,5—
4,5 л воды при производи-
тельности выше 600 м3!ч\
3) понижение температуры
всасываемого воздуха и при-
менение промежуточных ох-
ладителей в многоступенча-
тых компрессорах. Так, при
повышении температуры вса-
сываемого воздуха на ГС
производительность компрес-
сора снижается на 0,3% и
повышается удельный расход
электроэнергии квт • ч/м3
(рис. 8.2);
4) понижение сопротивле-
ния в нагнетательных кла-
панах и всасывающих трубопроводах, устранение загрязненности
и неисправности приемных фильтров, систематический замер раз-
ряжения после фильтров;
5) распределение нагрузки между компрессорами в соответ-
ствии с их параметрами для максимальной загрузки компрессоров,
наиболее экономичных по расходу электроэнергии;
6) применение наиболее экономичного регулирования произ-
водительности компрессоров в
(рис. 8.3);
7) введение системы контро-
ля за утечками сжатого воздуха
на отдельных участках, систе-
матическое наблюдение за состо-
янием прокладок между флан-
цами, устранение неплотностей
в сальниках, установка автома-
тической запорной арматуры,
отключение отдельных участков
или всей сети сжатого воздуха
в нерабочее время, замена там,
где это можно, пневмоинстру-
ментов и пневмооборудования
на инструменты и оборудование
с электрическим приводом;
8) применение на пескоструй-
ных аппаратах сопел из твер-
дых сплавов и стойкой керами-
ки, систематическое наблюдение
за состоянием сопел и своевре-
зависимости от их конструкции
Рис. 8.3. Потребляемая мощность
при различных способах регулиро-
вания:
1 —задвижкой; 2— асинхронным двигате-
лем; 3— двигателем постоянного тока
182
менная их замена. Целесообразно в ряде случаев отказаться от
применения пескоструйных аппаратов для очистки деталей и при-
менять более экономичные дробеметные и другие установки для
очистки;
6) не допускать применения сжатого воздуха для обдувки и
сушки деталей, учитывая, что на подачу 1000 л3 воздуха вентиля-
тором при давлении 500—600 мм. вод. ст. затрачивается 8 квпг-ч
электроэнергии, а на выработку 1000 ms сжатого воздуха давле-
нием 5—6 ат расходуется 100—125 квт-ч.
Насосные и вентиляторные установки. Экономию электроэнер-
гии в насосных и вентиляторных установках получают, применяя
наиболее рациональные способы регулирования их производитель-
ности и напора.
кПри одиночной работе агрегатов это достигается:
1) изменением числа оборотов, которое является наиболее
рациональным при регулировании напора (давления), путем уста-
новки регулируемого привода переменного или постоянного тока;
2) регулированием производительности установки приемной или
напорной задвижкой.
Первый способ на 10—15% экономичнее, чем второй.
При параллельной работе агрегатов экономия достигается:
1) применением резервуаров (при наполнении резервуаров один
из насосов автоматически отключается);
2) изменением числа работающих агрегатов на общий трубопро-
вод.
§ 8.4. Снижение потерь и экономия электрической
энергии усовершенствованием технологического
процесса
Экономия электрической энергии в машиностроении. Наиболь-
шее количество электрической энергии расходуется на электропри-
воды различных механизмов, включая различные типы металлоре-
жущих станков.
Отношение энергии Эрез, затраченной на процесс резания,
к энергии Э, потребляемой электродвигателем за время цикла,
называют цикловым к. п. д.
Указанный коэффициент характеризует конструктивное совер-
шенство станка и электродвигателя, а также рациональность вы-
бранного технологического процесса в отношении расхода электро-
энергии и использования установленной мощности.
Многие станки, работающие с продолжительными периодами
холостого хода, имеют низкий цикловой коэффициент (10—15%).
183
Вследствие такой недогрузки станков понижаются к. п. д. и cos <р
двигателей. Это приводит к увеличению потребляемого тока и
потерь в сети электроснабжения и возрастанию стоимости электро-
энергии.
Расход электроэнергии может быть уменьшен и повышено сред-
нее значение cos <р путем надлежащего выбора метода обработки и
характера технологического процесса, так как при разных методах
обработки на металлорежущих станках расход энергии неодинаков.
Так, например, по сравнению с токарной обработкой при строганин
на единицу массы снятого металла расходуется энергии больше
в 1,5 раза, при сверлении — в 2 раза, при фРезеР°вании — в 3—
3,5 раза, а при шлифовании — в 20—30 раз.
Расход энергии на единицу массы снятого металла зависит
также от величины подачи: чем больше подача, тем меньше удель-
ный расход энергии. При совмещении операций удельный расход
энергии уменьшается, так как при этом повышается загрузка дви-
гателя. Загрузка значительно увеличивается при скоростном реза-
нии, а также при таком процессе обработки детали, при котором
к. п. д. станка, к. п. д. и cos <р электродвигателя повышены.
Эффективным средством увеличения к. п. д. и cos <р является
автоматизация подвода и отвода инструмента, зажима детали, из-
мерения ее и т. д.
Одним из способов увеличения коэффициента загрузки приводов
станков является замена недогруженного электродвигателя другим
электродвигателем меньшей мощности. Однако при этом следует
учитывать, что чем ниже номинальная мощность электродвигателя,
тем меньше номинальное значение его к. п. д. и cos <р. Указан-
ная замена электродвигателя особенно эффективна в том случае,
когда фактическая нагрузка меньше половины номинальной мощ-
ности электродвигателя. Так, например, если обмотки статора
электродвигателя при указанной загрузке включены треугольником,
то для повышения его энергетических показателей их переключают
на звезду. При этом фазовое напряжение обмотки статора понижается
в ]/ 3 раза, вследствие чего уменьшаются ток холостого хода и по-
тери в стали. Следует отметить, что электродвигатели при напря-
жении 380 и 500 в выпускают с соединением статорных обмоток
звездой и такое переключение осуществить нельзя.
Одним из способов повышения энергетических показателей
электродвигателя является также секционирование его обмоток,
для чего статорная обмотка асинхронного двигателя должна иметь
большое число выводов. Тогда при различных нагрузках эти секции
обмотки можно включать по различным схемам, представленным на
рис. 8.4. При включении по этим схемам по мере увеличения на-
грузки напряжение, подаваемое в каждую секцию, должно возрас-
тать. Поэтому применение секционированных двигателей повышает
к. п. д. и cos <р электродвигателя при малых его нагрузках.
Однако в этом случае усложняется конструкция обмотки двига-
184
теля и переключающей аппаратуры, а также уменьшается пус-
ковой момент двигателя.
Кроме того, необходимо постоянное наблюдение за соответ-
ствием между нагрузкой станка и схемой, на которую включены
обмотки двигателя.
Несмотря на указанные недостатки, секционированные двига-
тели находят широкое применение в электроприводе станков.
У ряда станков для экономии электроэнергии применяют огра-
ничители холостого хода, которые автоматически отключают дви-
гатель при паузах больше определенной длительности.
В целях снижения потерь и экономии энергии для привода неко-
торых станков применяют два электродвигателя разной мощности.
Рис. 8.4. Схемы секционированного двигателя
При малых нагрузках станка включается двигатель малой мощности,
а при больших нагрузках — большой мощности. При значительных
нагрузках включают оба двигателя, которые вследствие достаточ-
ной их нагрузки будут работать с высокими к. п. д. и cos ср. В этом
случае обычно применяют автоматическое включение и отключение
электродвигателей в зависимости от нагрузки.
Решающее значение в совершенствовании технологического про-
цесса, снижении потерь и экономии электроэнергии в машинострое-
нии приобретает внедрение автоматических поточных и роторных
линий, программного управления, счетно-решающих устройств,
новых единых серий электродвигателей с повышенной изоляцией
обмоток, а также разработанных новых систем регулирования
электроприводов и станков.
Экономия электроэнергии в металлургическом производстве.
Металлургическое производство является весьма крупным потре-
бителем электроэнергии, поэтому снижение потерь и экономия элек-
троэнергии в нем имеют большое народнохозяйственное значение.
Основным направлением для этого является улучшение техноло-
гических и электротехнических режимов в металлургическом про-
изводстве.
До 60% электроэнергии расходуется на подачу воды для охлаж-
дения доменных печей. Поэтому существенную экономию электро-
7В Зак. 2389
185
энергии по доменным цехам дает снижение расхода воды на охлаж-
дающие устройства без нарушения работы системы охлаждения.
В доменных цехах может быть достигнуто снижение^ расхода
электрической энергии на перевозку сырых материалов путем их
разгрузки непосредственно в приемные бункеры.
Значительное количество энергии в доменном цехе затрачи-
вается на подачу воздушного дутья. Экономия электрической энер-
гии на дутье достигается за счет снижения удельного расхода кокса
на тонну чугуна, устранения утечек дутья, а также повышения
загрузки воздуходувной машины.
В мартеновских цехах значительный расход электрической
энергии приходится на долю кранового электрооборудования.
Поэтому эффективным мероприятием для снижения расхода элек-
троэнергии является максимальная загрузка электроприводов кра-
новых двигателей по их номинальной мощности, а также поддержа-
ние в троллейных линиях номинального напряжения.
ГЛАВА IX.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ УРОВНЕЙ И РЕГУЛИРОВАНИЕ
НАПРЯЖЕНИЯ В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
§ 9.1. Падение и потеря напряжения
Прохождение переменного тока по сети (воздушные и кабельные
линии, шинопроводы) связано с возникновением дополнительного
индуктивного сопротивления. На рис. 9.1 приведена векторная диа-
грамма для одного провода трехфазной линии, обладающей индук-
Рис. 9.1. Схема и векторная диаграмма линии
с нагрузкой на конце
тивным сопротивлением и питающей индуктивную нагрузку на
конце линии. Вектор Оа изображает напряжение U$2 в конце линии.
Под углом ср2, определяемым cos ср нагрузки потребителя, отложен
вектор тока I. Падение напряжения в линии определяется треуголь-
ником падения напряжения abc, в котором вектор ab совпадает по
фазе с вектором тока и изображает падение напряжения в актив-
ном сопротивлении линии, а вектор Ьс — падение напряжения в ин-
дуктивном сопротивлении. Вектор ас, называемый падением напря-
жения в линии, представляет собой геометрическую разность между
напряжениями в начале и конце линии:
А77ф = 17ф1 —(7фг. (9.1)
7В* 187
Отрезок ad представляет собой алгебраическую разность между
напряжениями в начале и конце линии (если пренебречь отрезком
de) и называется продольной составляющей падения напряжения,
или потерей напряжения.
Потеря напряжения учитывается при выборе сечений проводов
линий напряжением до 35 кв:
^иф=иф-иф2. (9.2)
Величина продольной составляющей падения напряжения или
потеря напряжения Д67ф = ad определяется из выражения
Д£/ф = ad = af -|- fd,
где
af = Ir cos ф;
fd = lx sin ф,
следовательно,
Д£7ф = 7гсо5ф+ /xsintp. (9.3)
Линейная потеря напряжения при этом определяется из соот-
ношения между линейными и фазными напряжениями
Д(7 = У 3 Д£/ф = (/г cos ф + lx sin ф) (9.4)
или
<95)
Для линий напряжением выше 35 кв учитывается поперечная
составляющая падения напряжениямиф, численно равная отрезку cd:
6 Т/ф = cd = eg— dg = cg — bf = lx cos ф — Ir sin ф. (9.6)
Тогда поперечная составляющая для линейного напряжения
MU Уз ML/ф = У 3 (lx cos ф — /гБШф) =
-гт;1 Рх Qr \ Рх— Qr
(узТ/ ~ Уз U) и (9-7)
Линейные напряжения в начале и в конце линии с учетом выра-
жений (9.5) и (9.7) определяются по формулам:
~у. (9.8)
^2 - + ( Р1 У (9.9)
где Pv Qp Р2, Q2 — соответственно мощности в начале и в конце
линии.
188
На рис. 9.2 проведена векторная диаграмма для линии трехфаз-
иого тока с двумя индуктивными нагрузками и i2. Расчетный ток
первого участка сети находится как геометрическая сумма нагру-
зочных токов и i2. Направление вектора определяет общий угол
сдвига фаз ср, на основании чего строится треугольник падения на-
пряжения для первого участка сети. Напряжение в конце вто-
рого участка и$,, в конце первого участка 7/ф1 и в начале ли-
нии йф находят также, как указано на рис. 9.1.
Величина общей потери напряжения в фазе представляет собой
сумму потерь напряжения в обоих участках, поэтому па основании
(9-3)
At/ф = /2 г., cos <р2 + ЛЛ sin fP-2 + Iiri cos <p2 + Ilxl sin <рл. (9.10)
Учитывая соотношение между линейными и фазными напряже-
ниями, для любого числа ответвлений получим
Д7/ = ]ЛЗ Д= У 3 2 (7г cos <р + lx sin ср). (9.11)
Если расчет на потерю напряжения ведется не по токам участков
линии, а по нагрузочным токам потребителей, что является более
удобным, то, учитывая соотношение между указанными токами и
сопротивлениями, получим
Д£7 = Уз2Е0'/?со5<р H’Xsin ср) (9.12)
или
Д£7% V (iR c°s <р -\-1Х sin q>). (9.13)
Электрическая сеть в большинстве случаев выполняется из
одного материала с одним сечением. Поэтому, если потребитель
189
будет иметь cos <р на всех нагрузках меньше единицы (силовые
нагрузки), то
\U% = 10^ -(r0cos <р + х0 sin у) У; (9-14)
^НОМ
где
3 1Л10М COS Ф
L — расстояние потребителя до источника.
Подставляя в (9.14) значение тока, получим
Д^%==7^--------(ro cos ф + х0 sin ф) 2 Р^- (9.
Ц,ом cos Ф
Эту формулу применяют для расчета на потерю напряжения
воздушных линий и шинопроводов с несколькими нагрузками, для
которых учитываются индуктивные сопротивления линии.
Если индуктивные сопротивления линии не учитываются, напри-
мер для линий, прокладываемых внутри зданий изолированными
проводами, кабелями или алюминиевыми шинопроводами, а также,
если потребитель имеет cos ф = 1 (осветительные сети с лампами
накаливания), то
IL =
^НОМ 7'5
105
^пом 73
(9.16)
Примеры расчета сети на потерю напряжений приведены
в гл. XII.
§ 9.2. Определение уровней и отклонений
напряжения
Величина допустимой потери напряжения в «Правилах устрой-
ства электроустановок» не нормируется; в них указывается, что
«...вся сеть от ЦП до электроприемников должна быть проверена на
допустимые отклонения напряжения с учетом режима напряжения
на шинах ЦП. В случае, если отклонения напряжения получаются
больше соответствующего предела, необходимо предусмотреть в сетях
соответствующие технические мероприятия по регулированию
напряжения» (ПУЭ, §1, 2, 68, 69).
Правила предписывают выполнять расчет отклонений напряже-
ния, так как расчет по допустимой величине потерь напряжения
зависит от ряда конкретных условий. Если принимать во всех
случаях одно значение потери напряжения, то это приведет к непра-
190
пильному выбору сечений проводов. Кроме того, расчетом по
заранее заданной величине \U нельзя выявить необходимые сред-
ства регулирования напряжения для обеспечения качества напря-
жения.
Рассмотрим особенности расчетов сети по допустимым отклоне-
ниям напряжения.
Напряжение в любой точке сети может изменяться с течением
времени. Различают медленно протекающие изменения напряжения,
обусловливаемые изменениями режимов напряжения ЦП или на-
грузки, называемые отклонениями напряжения-, кратковременные
изменения напряжения, возникающие при нарушении нормаль-
ного режима, например при включении мощного электродвигателя,
при коротком замыкании и т. д., называемые колебаниями напря-
жения.
Отклонение или колебание напряжения 6(7С сети представляет
собой разность между фактическим Uc и поминальным (7110м напря-
жениями, выраженную в процентах:
8U0 = ю0[о/оЬ
k'HONI
Отклонения и колебания напряжения будут положительными
при U,. > С7|10м и отрицательными при Uc < £71ЮМ.
Если для рассматриваемого момента времени отклонение напря-
жения в начале линии составляет 6(7^, а потеря напряжения в ней
равна AUt, то отклонение напряжения в конце линии для этого
времени
6(72Z = 6(71Z-A(7Z.
Если расчетная цепь состоит из нескольких звеньев, то отклоне-
ние напряжения в конце цепи
6[72, = 6{71<-£А£7<,
Если в рассматриваемой расчетной цепи включены регулирую-
щие устройства, то к отклонению напряжения в начале цепи необ-
ходимо алгебраически прибавить добавочные напряжения, созда-
ваемые ими. Тогда для отклонения напряжения в любой точке сети
можно записать следующее:
8Uci = ^8Ut~^AUt, (9.17)
где 26(7/ — алгебраическая сумма добавок напряжения, создавае-
мая центром питания и регулирующими устройствами;
2Д(7/ — сумма потерь напряжения во всех звеньях расчетной
цепи в расчетный момент времени.
Напряжение на зажимах приемника электроэнергии, ближай-
шего к источнику питания, не должно превышать номинальное
напряжение больше, чем на заданную величину. Тогда для наиболее
191
близких и наиболее удаленных приемников, подключенных к сети,
получим для режима максимальных нагрузок соответственно зна-
чения верхнего и нижнего пределов отклонения:
W7B>6t/m-At711M,
6t/H < биш — ьи„б,
где 8Ulu — отклонение напряжения на шинах пункта питания
сети, %;
А£7НМ — потеря напряжения (наименьшая) до ближайшего
приемника, %;
А(/Нб — потеря напряжения (наибольшая) до наиболее уда-
ленного приемника, %.
Рис. 9.3. Схема и график отклонений и потерь
напряжения
Значение верхнего предела отклонения обычно положительно,
значение нижнего—отрицательно.
Из этих выражений следует, что
At/,,3 < - 8U„ + At/,IM. (9.18)
Если ближайший приемник присоединен к шинам пункта пита-
ния или потеря напряжения до него незначительна, то можно при-
нять ДС7НМ = 0, тогда
Д(7нб < 6t7B—б£/п. (9.19)
Это положение графически показано на рис. 9.3.
В табл. 9.1 приведены предельные значения отклонений напря-
жения на зажимах приемников, допускаемые по правилам устрой-
ства электроустановок. В соответствии с этим при допустимых от-
клонениях напряжения на зажимах приемника ±5% (осветитель-
ные установки жилых зданий) величина потери напряжения в сети
не должна превышать
AU„б -= 6t/b -- 6i/„ = 5 — (—5) = 10 %.
192
Таблица 9.1
Отклонения напряжения, %
Виды нагрузок верхний предел НИЖНИЙ предел
Освещение жилых зданий, наружное и аварий- ное освещение Внутреннее рабочее освещение промышленных предприятий и общественных зданий, а также прожекторных установок наружного освещения Питание электродвигателей +5 +5 +5 (в отдель- ных слу- чаях + 10) —5 -2,5 -5
Отклонение напряжения на вторичной стороне понижающего
трансформатора
61^ = 61^ + 61^— \UT , (9.20)
Т^оМ(2) 100 ’ 7
где U2x.x — номинальное напряжение холостого хода трансфор-
матора;
6(7, и 6(7 2 — отклонения напряжения на первичных и вторичных
зажимах трансформатора в процентах от номиналь-
ных напряжений сети t/II0M(i) и <7ПОМ(2);
6UT — добавка напряжения, создаваемая трансформатором,
к его номинальным значениям, обусловленная уста-
новленным ответвлением на первичной обмотке и
определяемая по формуле
= loo—100, (9.21)
^от ^ном (2)
здесь U0T — напряжение ответвления первичной обмотки;
А(7Т — потеря напряжения в трансформаторе, определяе-
мая по формуле
А(7Т = р (t/acos ср2+ и г sin <р2) + Ща sin ф2 + Ur cos ф2)2, (9.22)
здесь р — отношение фактической нагрузки к номинальной,
(7а — активная составляющая напряжения короткого замы-
кания,
Ur — реактивная составляющая напряжения короткого замы-
кания,
соэф2 — коэффициент мощности вторичной цепи.
Приближенно отклонение напряжения на вторичной стороне
трансформатора на основании уравнения (9.20) составит
6(73^б(73Н 6(7Т— А£Л. (9.23)
193
При этом для величины &UT при расчете по (9.23) можно прини-
мать следующие приближенные значения: 0% для ответвления
Ц-5%; 4-5% —для основного ответвления и 4-10% для ответвле-
ния —5%.
Пример 9.1. Определить величину отклонения напряжения на вторичной
стороне распределительного трансформатора с ответвлением — 5%, если
отклонение напряжения на первичной его стороне Bt/j = —5%, потеря
напряжения в трансформаторе ДУТ = 3%, номинальное напряжение вто-
ричной сети (/Ном2 = 380 в и номинальное напряжение холостого хода
трансформатора (72х. х = 400 в.
УроВвнь номиналь-
ного напряжения
Рис. 9.4. Схема трансформатора и график от-
клонений и потерь напряжения
Решение. По формуле (9.20)
400 -5-10,8
В С/2 = — 5 4- 10,8 — 3 зад 4--ПЙ =2,11%,
где 6t/T = 10,8 — точное значение добавки.
По приближенной формуле (9.23)
Ш2 = —54-10 —3 = 2%,
где б(7т =10 — приближенное значение добавки.
Для цепи с двумя и более ступенями трансформации по аналогии с урав-
нением (9.17)
1=т l~n
Wc.t=^ t- ^(ktblT}i, (9.24)
<=i z=i
где 6l/c. t — отклонение напряжения в точке С в момент времени t;
8U( — добавка напряжения в момент времени f;
kf —• отношение потери напряжения на данном участке цепи
в рассматриваемый момент времени к максимальному ее
значению на том же участке;
ktMJ = MJt — потеря напряжения в момент t;
т —• число добавок в расчетной цепи от центра питания (шины
6—20 кв понижающей подстанции) до данной точки;
п — число участков той же цепи.
На основании (9.24) следует, что при помощи понижающего трансфор-
матора осуществляется переход от отклонения одной ступени напряже-
ния к отклонению 61/2 другой ступени напряжения. При этом вначале напря-
жение возрастает на 6(7Т, а затем уменьшается па Д1/т. Графически эго можно
изобразить так, как показано па рис. 9.4.
194
Для цепи с тремя ступенями напряжения (рис. 9.5, а) уравнение (9.24)
можно представить в виде
— Д— At/в -|- St/у. — At/у. — At/. (9 25)
График отклонений напряжения вдоль цепи трех напряжений изображен
па рис. 9.5, б. Его можно упростить, соединив прямой точки а и б, в и г, со-
Рис. 9.5. Схема линии с тремя различными на-
пряжениями и график отклонений и потерь на-
пряжения
Рис. 9.6. Схема а и график отклонений и потерь
напряжения б к примеру 9.2
ответствующие отклонениям напряжения на первичных и вторичных зажимах
трансформатора (рис. 9.5, в).
Пример 9.2. Определить отклонения напряжения в точках сети В и Г
(рис. 9.6) при условии регулирования напряжения в центре питания (точ-
ка Д) в пределах от + 5 до 0% номинального напряжения соответственно для
максимальной и минимальной нагрузок. Потери напряжения в отдельных
звеньях сети при максимальной нагрузке составляют: на участке АВ — 4%,
в трансформаторе — 4%, па участке ВГ — 6%. Минимальная нагрузка со-
ставляет 25% максимума. Выбрать ответвление трансформатора и установить
195
его надбавку 0, +5, +10% для ответвлений +5, 0, —5%. Отклонения напря-
жения у токоприемников в любых точках сети ВГ должны находиться в пре-
делах ±5%(7НОМ.
Решение. Определяем отклонения без учета надбавки трансформатора:
для точки Г при нагрузке 100%
5t/r = о(7ш — Лв At/г А(/Вг = 5 — 4 — 4 — 6 = — до/.
для точки В при нагрузке 25%
Д17дп Д/%
st/B^ ъиш------Al ____£ = 0—1 — 1 = — 2%.
Следовательно, полученные отклонения в режиме нагрузки 100% вы-
ходят за пределы норм, поэтому выбираем номинальное ответвление транс-
форматора, обеспечивающее надбавку <5(7Т = 4-5%.
Проверяем отклонения напряжения:
для точки Г
W" = — St/' -ф Wt = — 9 + 5 = - 4%;
для точки В
8t/g = — ot/g +о UT = — 2 + 5 = + 3% .
Вновь полученные отклонения напряжения у токоприемников лежат
в пределах нормы: ±5%.
Если сделать выбор ответвления —5%, то надбавка трансформатора
<5(7Т == 4-10% не удовлетворяет условиям задачи, так как в режиме минималь-
ных нагрузок это приводит к повышению напряжения в точке В до 1,08
ип0!Л > 1,05 U
НОМ*
§ 9.3. Колебания напряжения в системах
электроснабжения
Колебания напряжения представляют собой быстро протекаю-
щие кратковременные изменения напряжения, вызванные включе-
ниями мощных электроприемников электрической энергии, работа
которых связана с частыми изменениями нагрузки, включением
крупных электроприемников, короткими замыканиями и пр.
Примерами электроприемников, вызывающих колебания напря-
жения, являются крупные синхронные двигатели преобразователь-
ных агрегатов прокатных станов, единичные мощности которых
достигают 20—50 Мет при частоте толчков нагрузки до пятнад-
цати в минуту, а также крупные дуговые печи с трансформаторами
мощностью 25—40 Мва, толчки нагрузки которых достигают
трехкратных значений от номинальной мощности. Согласно ПУЭ
проверку колебаний напряжения следует производить при работе
дуговых электропечей, при этом величины колебаний не должны
превышать 5% для трехфазных электропечей и 2,5% для однофаз-
ных. Если мощность трехфазных электропечных трансформаторов
не превышает 20’6, а однофазных 10% мощности питающих под-
станций пли электростанций, то такая проверка не требуется.
196
Резкие и частые толчки нагрузки создают крупные регулируе-
мые сварочные аппараты и ртутные выпрямители.
Колебания напряжения-, вызываемые работой перечисленных
электроприемников, неблагоприятно отражаются на работе всех
электроприемников, подключенных к данной сети, и особенно элек-
трического освещения. Допускаются колебания напряжения у ламп
рабочего освещения: при колебаниях, не превышающих 1,5%,
частота колебаний не ограничивается, при колебаниях от 1,5 до
4% — не более 10 раз в час, при колебаниях выше 4% — не более
1 раза в час.
По данным проектных организаций, в табл. 9.2 приведены вели-
чины колебаний A.U% при пуске электродвигателей напряжением
до 1 кв в зависимости от мощности двигателей и трансформаторов.
В таблице выделены зоны, допустимые для указанных колебаний
напряжения.
Таблица 9.2
1 Мощность 1 двигате- ля, квт Величины колебаний (%) при номинальных мощностях трансформаторов, ква
10 20 50 100 180 320 560 750 1000
4,5 17,0 8,9 3,7 1,9 1,1
7,0 13,6 5,6 2,9 1,7 0.9
10,0 15,5 6,4 3,3 1,9 1,1
14,0 9,9 5,1 3,0 1,7 0,9
20 12,8 6,7 3,8 2,2 1,2
28 10,2 5,9 3,3 1,9 1,4
40 15,6 9,1 5,1 2,9 2,2 1,6
55 12,3 6,9 4,0 3,0 2,2
75 15,3 7,7 5,0 3,7 2,8
100 10,4 5,9 4,5 3,4
При работе крупных синхронных двигателей с быстроперемен-
ной нагрузкой расчеты колебаний напряжения следует производить
с учетом переходных процессов. Для ориентировочных расчетов
колебаний напряжения пользуются следующими формулами.
Если мощность энергетической системы неограничена, а актив-
ным сопротивлением линии можно пренебречь, то
где SK — мощность короткого замыкания в точке электрической
системы, в которой проверяется колебание напряжения;
AQ — изменения реактивной трехфазной мощности электропри-
емника.
197
Если мощность системы ограничена, то соотношение мощностей
k = Ю0% <5—10%,
где Ртах — наибольшая нагрузка электродвигателя;
Рт-,п — наименьшая нагрузка электродвигателя;
Рх — суммарная мощность источников питания.
Колебания напряжения на шинах электростанции или подстан-
ции могут распространиться на всю систему электроснабжения.
Колебания напряжения на отходящих линиях могут отразиться
на всех потребителях электроэнергии, подключенных к этой линии,
а также на потребителях других линий (в меньшей степени).
Колебания напряжения во вторичной сети системы электроснабже-
ния обыкновенно ограничиваются участком сети, ближайшим к ис-
точнику этих колебаний.
Для ограничения колебаний напряжения при проектировании
систем электроснабжения необходимо предусматривать:
а) приближение электроприемников с резкопеременной нагруз-
кой к основным, наиболее мощным источникам питания;
б) уменьшение^ индуктивного сопротивления линий внешнего
электроснабжения (отказ от шинопроводов, уменьшение индуктив-
ности реакторов);
в) выделение питания крупных электроприемпиков с резкопере-
менной толчковой нагрузкой на отдельные линии, идущие непосред-
ственно от источников питания (ГПП, ТЭЦ и др.);
г) ограничение пусковых токов и токов самозапуска двигателей;
д) применение автоматического регулирования возбуждения
мощных синхронных двигателей;
е) применение параллельной работы питающих линий и транс-
форматоров на ГПП (при замкнутом секционном выключателе);
ж) выделение питания осветительных нагрузок на отдельные
трансформаторы.
Эффективным средством для снижения колебаний напряжения
является применение продольной емкостной компенсации в линиях
с большой индуктивностью при больших толчках нагрузки. Про-
дольная компенсация обеспечивает мгновенное регулирование напря-
жения, предотвращая колебания напряжения и связанные с ними
мигания ламп.
Поперечная емкостная компенсация не снижает размеры коле-
баний напряжения и, наоборот, может даже несколько усилить
величины колебаний.
Некоторые электроприемники электрической энергии требуют
особых мер для предотвращения резких колебаний напряжения.
К числу таких электроприемников относятся, например, электрон-
ные вычислительные машины ВМ, которые целесообразно питать
от отдельных трансформаторов.
198
§ 9.4. Оценка качества напряжения
Качество напряжения у потребителей определяется по наиболь-
шим отклонениям напряжения от его номинального значения.
Однако такая оценка недостаточна. При одних и тех же предельных
значениях напряжения у потребителей характер его кривой может
быть самым разнообразным, а следовательно, будет неодинаково и
качество напряжения.
Среднее отклонение также не может служить достаточной мерой
качества напряжения, так как одна и та же его величина может
быть как при высоком, так и при низком качестве напряжения
у потребителя. Например, отклонениям ±1 и ±10% соответствует
одно и то же среднее отклонение, равное нулю. Необходима более
точная мера качества напряжения.
Отклонение напряжения, зависящее от множества факторов
случайного характера, относится к величинам, называемым в тео-
рии вероятностей случайными (см. гл. VI). В качестве показателя
размера рассеяния, разбросанности случайной величины в теории
вероятностей и математической статистике принято среднее квадра-
тичное отклонение [см. (6.10)]. Именно эта величина или ее квадрат
и могут служить мерой качества напряжения.
Количественная оценка медленных изменений напряжения в рас-
пределительных сетях производится по среднеквадратичному откло-
нению напряжения от номинального уровня (%) в течение времени Т:
т
8U2CK = —?°- J 8U2 dt, (9.26)
о
где bU — отклонение напряжения в момент времени t:
8U = U-~Uhom.
Ь'НОМ
Здесь U — фактическое напряжение в момент времени t.
Величину (&С/ск)2 называют неодинаковостью напряжения.
При расчетах за единицу неодинаковости напряжения принято
считать 1/10 000 или 1(%)2. Например, если величина (6(/ск)2
равна 25(%)2, то квадрат относительных отклонений напряжения
составляет 25/10000, тогда как среднее отклонение напряжения
1 / 25 5
от номинального равно |/ 1Q Q00 = или 5%. Следовательно,
величина (6£7ск)2 = 10(%)2 соответствует хорошему качеству напря-
жения, а величина (6(/ск)2 = 100(%)2 — самому низкому качеству
напряжения.
199
В отличие от среднеквадратичной величины отклонения напря-
жения средняя величина отклонения напряжения за время Т
в процентах
т
Wcp = ^8Udt. (9.27)
о
Величины 6(/ск и б(/ср, взятые в отдельности, не являются
достаточной характеристикой качества напряжения, но содержат
исходные данные для дальнейших расчетов. Их можно измерить
с помощью интегрирующих или статистических вольтметров. В со-
став этих приборов входят три счетчика, измеряющих три вели-
чины:
г т
J (U - Пном) dt, J (U- dt и T.
о о
Разделив показания первого и второго счетчиков соответствен-
но на выражения ^Аюм Т и и2 Т ном 1
100 10 000 '
получим величины 6t7cp, % II Ж2К(%)2.
Вольтметр называется интегрирующим, так как его счетчики
путем суммирования определяют значения интегралов. Указан-
ный вольтметр можно назвать также статистическим, так как его
показания являются исходными при дальнейших расчетах с при-
менением методов теории вероятностей и математической статистики.
Поскольку экономический ущерб от некачественного напряже-
ния зависит от расхода энергии, то для узла нагрузок средние
величины 8UCy и б(/с2к следует вычислять с учетом энергии, израс-
ходованной каждым электроприемником или отдельной их группой,
пользуясь выражениями:
б^к= (%)=,
где Э — энергия, потребляемая отдельным электроприемником или
их группой в точке измерения.
При таком подсчете средняя величина в математической ста-
тистике называется средневзвешенной арифметической величиной.
Если нагрузка электроприемника за период измерения претерпе-
вает изменения, то следует произвести взвешивание по энергии
200
для каждого электроприемника или их группы в соответствии с гра-
фиком нагрузки, тогда
т
J Wpdt
SUcp = ^------, % (9.28)
J р dt
о
т
J bU2 р dt
ьи2ск=\-------, (%)*, (9.29)
J Pdt
о
где р — значение мгновенной мощности;
т
\pdt = Э — расход Энергии за время Т.
о
С помощью показаний интегрирующего вольтметра можно полу-
чить информацию о характере изменения отклонений напряже-
ния. Для этого необходимо знать закон распределения случайной
величины, устанавливающей связь между возможными значениями
случайной величины и соответствующими им вероятностями (см.
гл. VI).
Отклонение напряжения в данной точке распределительной
сети зависит от множества причин, основная часть которых носит
случайный характер. Большое влияние на отклонение оказывает
потеря напряжения в сети до данной точки, изменяющаяся с изме-
нением нагрузок. Нагрузки же зависят от многочисленных, незави-
симых друг от друга электроприемников. Поэтому естественно пред-
положить, что отклонение напряжения, будучи случайной величи-
ной, подчиняется нормальному закону распределения (см. § 6.2).
Как указывалось выше, для анализа качества напряжения необ-
ходимо знать среднюю величину отклонения напряжения в процен-
тах от его номинального значения за рассматриваемый промежуток
времени Т [см. (9.27)]
/,+г
6Дср = ^° J Wdt,
tl
а также значение дисперсии случайной величины, характеризую-
щей меры рассеивания или разбросанности (отклонение от среднего
значения) случайной величины, которая обозначается о2 и характе-
ризует нормальный закон распределения [см. гл. VI, выражение
(6.10)].
Из теории вероятностей известно, что величина дисперсии равна
разности между величинами неодинаковости напряжения и квадрата
201
Среднего отклонения напряжения от его номинального значения
o3^(S(/cK)2-(6(/cp)a. (9.30)
В случае, если 6t/cp = 0, дисперсия равна среднему значению
квадрата случайной величины
о2 = (6^ск)2-0-(бад;
В этом случае
о - 6£/ск.
Согласно выражению (9.29) получим средневзвешенную вели-
чину неодинаковости напряжения для группы электроприемников
в данном пункте системы электроснабжения
(6£/CK.s)2 = ^^. (9.31)
Sp '
Аналогично, квадрат дисперсии
(9.32)
где р и о — соответственно мощность и дисперсия отдельных элек-
троприемников данного узла системы электроснабжения.
При нормальном распределении случайной функции отклонения
напряжения зависимость, отображающая закон распределения,
имеет вид кривой, представленной на рис. 6.1. Отсюда, согласно
выражению (6.18), имеем
(W-WCP)2
У = 2=° • (9-33)
а |/ 2тс
В соответствии с теоремой Ляпунова вероятность того, что откло-
нение напряжения 6(7—й(7ср не превзойдет некоторой величины
a = t<y, (9.34)
может быть определена, согласно (6.23) по интегралу вероятности:
it* t t*
1 ~ 77- О Л—77-
Значения этого интеграла находят из таблицы, приведенной
в Электротехническом справочнике (ГЭИ, 1962, стр. 48). Зная зна-
чения интеграла вероятностей, можно определить вероятное время
работы сети с различными отклонениями напряжения.
Пример 9.3. По показаниям интегрирующего вольтметра, установлен-
ного в данном узле нагрузок системы электроснабжения, следует (6С/СК)2 —
= 13(%)2, бПср = -2%.
Требуется определить вероятность того, что абсолютное значение откло-
нения напряжения не превысит значения а = 4%, т. е. будет находиться
202
в пределах ±4% среднего уровня напряжения или в пределах — 6% 4- +2%
от поминального значения напряжения UH0M.
Решение. Согласно показаниям приборов имеем
а3 = (6t/CK)3 - (St/cp)3 = 13 - ( - 2)2 = 9 (%)*,
откуда о = 3%. Тогда из (9.34)
Пользуясь таблицами интеграла вероятности, находим, что для t — 1,33
вероятность равна 0,82. Это значит, что за 82% всего времени работы системы
электроснабжения отклонения напряжения не превышали заданного пре-
дела ±4%.
Значения отклонений напряжений, находящиеся вне интервала — 6% -J-
4- + 2% от номинального уровня, имеют вероятность меньшую, чем
1 — 0,82 = 0,18 (18%).
§ 9.5. Регулирование напряжения в системах
электроснабжения
Продольная емкостная компенсация конденсаторами. Установка
последовательно включенных в линию конденсаторов (УПК) дает
возможность снизить индуктивное сопротивление и потерю напря-
Рис. 9.7.^Последователь-
ное включение конденса-
торов в линию:
а — схема включения; б —век-
торная диаграмма
жения в линии (рис. 9.7). Величину падения напряжения /лхк
можно рассматривать как отрицательное падение напряжения или
как дополнительную э. д. с., вводимую в цепь.
Для УПК отношение емкостного сопротивления конденсаторов
л'|( к индуктивному сопротивлению линии х,, выраженное в про-
центах, называется процентом компенсации, т. е.
с = 2Д . Ю0%,
Л’л
(9.35)
203
где хк — емкостное сопротивление конденсатора:
хк—2л[С (С—емкость конденсатора); хл— сопротивление линий.
На практике применяют лишь частичную, или неполную, ком-
пенсацию (с < 100%) реактивного сопротивления линии. Полная,
или избыточная, компенсация (с 100%) в сетях, непосредственно
питающих нагрузку, обычно не применяется, так как это связано
с возможностью появления в сети напряжений выше допустимых.
Особенную опасность представляют случаи внезапного увеличения
тока нагрузки (например, при пуске крупных электродвигателей),
Рис. 9.8. Параллельное включение конденсаторов:
а — схема включения; б — схема замещения; в —векторная диа-
грамма при отключенной нагрузке; г — векторная диаграмма
при включенной нагрузке; ВЛ—воздушная линия (сеть); Н —
нагрузка; Б1\ — батарея конденсаторов
когда наблюдаются значительные перенапряжения, а также явления
резонансного характера. Поэтому на время пуска наиболее крупных
электродвигателей параллельно конденсаторам включают актив-
ные сопротивления или закорачивают конденсаторы.
Установки последовательно включенных конденсаторов улучша-
ют режимы напряжения в сетях. Однако следует учитывать, что
надбавка напряжения, создаваемая такими конденсаторами, не
может регулироваться, так как она зависит от величины и фазы
тока, проходящего через установку. Поэтому последовательные кон-
денсаторы используются в основном для снижения отклонений
напряжения на перегруженных распределительных радиальных
линиях.
Поперечная компенсация конденсаторами. Конденсаторы, под-
ключаемые параллельно к сети (рис. 9.8, а и б), обеспечивают по-
перечную компенсацию. В этом случае конденсаторы, генерируя
реактивную мощность, повышают коэффициент мощности и одно-
временно регулируют напряжение, так как уменьшают потери
напряжения в сети.
204
В периоды малых нагрузок, когда напряжение повышено,
должно быть предусмотрено отключение части батарей конденса-
торов БК-
При отключенной нагрузке (рис. 9.8, в) ток линии чисто емкост-
ный и напряжение в конце линии выше, чем вначале. При вклю-
чении нагрузки (рис. 9.8, г) возникает потеря напряжения от тока
/2. Без установки конденсаторов напряжение в точке сети 1 было
бы U\ — U2 + /2гс. При включении конденсаторов появляется опе-
режающий напряжение U-2 ток /к, который создает потерю напря-
жения /кгс и в результате напряжение источника будет Ur. Вектор
суммарного тока /1, проходящего в цепи, отстает от вектора напря-
жения (71 на угол фх- Следовательно, наличие конденсаторной бата-
реи уменьшает потерю напряжения в линии и увеличивает угол
сдвига между напряжениями в начале и конце линии.
Реактивная мощность, генерируемая параллельно включенными
конденсаторами,
QK — U2 2л[С квар. (9.36)
Следовательно, указанная реактивная мощность зависит от
квадрата напряжения сети и даже при незначительном понижении
напряжения снижается в значительной степени, что приводит
к дальнейшему снижению напряжения в сети.
При выборе мощности конденсаторов исходят из необходимого
повышения напряжения в линии при неизменной величине актив-
ной нагрузки, что определяется разностью между потерями напря-
жения в линии до и после включения конденсаторов:
АН = 4(4- А(/а
rc + Q1 хс — (Рг^с ~hQzxc)
(9.37)
J2
ном
где Р и Q —• активная и реактивная мощности;
ге и хс — сопротивление сети.
При установке конденсаторов введением дополнительной реак-
тивной мощности QK снижается реактивная нагрузка сети (Q2 =
= Qt — Qi<)- Так как Р1 = Р2, то из (9.37) получим относительное
повышение напряжения регулирования:
„ Qk*c
о(/per - 2
^пом
(9.38)
(9.39)
или
бПреЛ
Qk хс
205
Исходя из этого, удельная мощность конденсаторов (квар)
на 1 % вызванного ими повышения напряжения
60 = 10 67ном (9.40)
<к о(/рег% хс
Следовательно, удельная мощность конденсаторов определяется
напряжением сети и ее реактивным сопротивлением, при этом
с уменьшением сопротивления сети возрастает потребная удельная
мощность конденсаторов.
В отличие от продольной компенсации, при которой надбавка
напряжения, создаваемая последовательными конденсаторами,
прямо пропорциональна току нагрузки линии, повышение напря-
жения в сети, создаваемое поперечной компенсацией, не зависит
от тока нагрузки и определяется параметрами сети и величиной ем-
костного тока, так как снижение потери напряжения в сети про-
порционально 1кхс (рис. 9.8, г). Поэтому при постоянных значениях
мощности конденсаторной батареи и тока конденсаторов повы-
шение напряжения на участке сети будет наибольшим в конце
линии (у потребителя), где хс = хшах, и наименьшим в начале
линии, где хс = 0.
Таким образом, регулирующий эффект последовательно вклю-
ченных конденсаторов проявляется плавно вдоль всей линии в от-
личие от параллельно включенных конденсаторов, изменяющих
напряжения ступенями в точке их установки.
Условием экономичного использовния батарей параллельных
конденсаторов является отключение части батарей для изменения
генерируемой ими мощности, что выполняется автоматически в зави-
симости от изменения нагрузки или напряжения потребителя
(см. гл. XIX).
Трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой.
Для регулирования напряжения в распределительных сетях наи-
большее распространение получили трансформаторы с автоматичес-
ким переключением ответвлений под нагрузкой (трансформаторы
с РПН). Регулировочные ответвления располагаются обычно в об-
мотке высшего напряжения, что позволяет облегчить переключаю-
щую аппаратуру и сохранить постоянным напряжение на виток,
а следовательно, и магнитную индукцию независимо от изменения
напряжения в сети.
В зависимости от величины мощности и напряжения регулируе-
мые трансформаторы имеют различные схемы соединения обмоток и
диапазоны регулирования. Например, на рис. 9.9 показана прин-
ципиальная схема включения обмоток и переключателей ответвле-
ния для трансформаторов типа ТСМАН. Они имеют первичное напря-
жение 35, 10, 6 кв, вторичное напряжение 11; 0,4; 0,23 кв и выпол-
няются на мощность от 60 до 630 ква. Регулирование напряжения
206
таких трансформаторов осуществляется шестью ступенями по 2,5%
от С/иом в пределах + 104-5% [4 X (+2,5) и 2х(—2,5)].
Переключатель помещается в общем баке трансформатора над
магнитопроводом и приводится в действие от электродвигателя.
Рис. 9.9. Схема регулируемых трансформаторов
с шестью ступенями регулирования:
1—трансформатор; 2 — переключатель ответвлений; 3 —
рабочий контакт переключателя; 4 — вспомогательный
контакт; 5 — неподвижный контакт; 6 — редуктор приво-
да; 7 —электродвигатели привода; 8 — система автома-
тического управления; Р —трансформатор напряжения
типа ТСМАН-630/35; 10 — соединительные провода;
// — обмотка низшего напряжения; /2 —обмотка высше-
го напряжения
Приводной механизм оборудован конечными выключателями, раз-
мыкающими электрическую цепь питания двигателя при достиже-
нии контактами переключателя крайних положений. Переклю-
чение ответвлений обычно автоматизировано, для чего применены
схемы контакторного или полупроводникового управления.
207
Для централизованного регулирования напряжения на главных
понизительных подстанциях устанавливаются трансформаторы
с переключающими устройствами, имеющими большое число ступе-
ней и размещенными в отдельном баке. Так, для трансформаторов
типа ТМН мощностью 5,6 Мва, напряжением 35/10—6 кв применяют-
ся переключатели типа РНТ-9 с реактором (рис. 9.10, а) с преде-
лами регулирования Д10°о, с восемью ступенями по 2,5% и
Рис. 9.10. Схема многоступенчатого регу-
лирования напряжения трансформаторов:
а — с переключателем типа РНТ’. Р—реактор;
РО — регулировочная часть обмотки; ПК—подвиж-
ные контакты переключателя; б —с переключате-
лем типа РНТА-. ТС —токоограничивающие ак-
тивные сопротивления; ПГР — переключатель
«грубой» регулировки; ПТР — переключатель «тон-
кой» регулировки
более совершенные пере-
ключатели с мелкими сту-
пенями регулирования по
1,5% с активными токоог-
раничивающими сопротив-
лениями типа РНТА (рис.
9.10, б).
Вольтодобивочные
трансформаторы и авто-
трансформаторы. Вольто-
добавочные трансформато-
ры наряду с трансформато-
рами, регулируемыми под
нагрузкой, широко приме-
няются для регулирования
напряжения в сетях. Воль-
тодобавочные трансформа-
торы имеют одну обмотку,
включенную последова-
тельно с линией, в кото-
рой регулируется напря-
жение. Эта обмотка полу-
чает питание от вспомога-
тельного или возбуждаю-
щего трансформатора, пер-
вичная обмотка которого
питается от сети или постороннего источника тока. В зависимости
от схемы соединения обмоток вольтодобавочные трансформаторы
могут создавать добавочную э. д. с., сдвинутую по фазе относитель-
но основного напряжения или совпадающую с ним.
На рис. 9.11 приведены принципиальные схемы включения
обмоток для поперечного (рис. 9.11, а) и продольного (рис. 9.11,6)
регулирования напряжения и векторные диаграммы фазных напря-
жений (рассматривается для одной фазы).
Для поперечного регулирования напряжения к возбуждающей
обмотке вольтодобавочного трансформатора подводится напряже-
ние, сдвинутое по фазе на 90° по отношению к напряжению данной
фазы. Так, для создания добавочного напряжения ЁреГ в фазе А
к возбуждающей обмотке этой фазы подводят линейное напряжение
UBC- Тогда вектор добавочного напряжения £рег будет перпенди-
208
кулярен вектору фазного напряжения U Al, а вектор напряжения
па выходе регулятора UA1 будет сдвинут на угол а, по отношению
к вектору UА1- При этом угол а может быть как опережающим,
так и отстающим.
При продольном регулировании к каждой фазе возбуждаю-
щего трансформатора подводится напряжение той же фазы. Тогда
вектор добавочного напряжения £рсг будет совпадать по фазе с век-
Рис. 9.11. Принципиальные схемы включения и векторные
диаграммы вольтодобавочных трансформаторов:
1 —основной трансформатор; 2— последовательный трансформатор; 3 —
регулировочный трансформатор
тором UAl, а вектор напряжения на выходе регулятора иАг будет
равен алгебраической сумме векторов UA1 и Ерег.
В радиальных распределительных сетях, где требуется только
изменение уровней напряжения, применяется продольное регули-
рование. Поперечное регулирование напряжения применяется
в замкнутых электрических сетях для перераспределения активных
мощностей. В случаях, когда требуется как поперечное, так и
продольное регулирование напряжения, можно получить наиболее
экономичный режим работы сети.
Основная часть трансформаторов потребителей распределитель-
поп сети не имеет устройств регулирования напряжения под
нагрузкой. Регулирование напряжения на этих трансформаторах
осуществляется переключателями без возбуждения ПБВ при отклю-
ченном трансформаторе от сети, что снижает надежность работы сети
и качество напряжения.
S Зак. 2389
209
Поэтому в распределительных сетях целесообразно применять
групповое регулирование напряжения с помощью вольтодобавочных
автотрансформаторов. Для этого применяются разнообразные кон-
струкции вольтодобавочных трансформаторов, включая нерегули-
руемые трансформаторы, создающие постоянную надбавку напря-
жения, и трансформаторы с одной ступенью регулирования. Такие
Рис. 9.12. Принципиальная схема
включения обмоток вольтодобавоч-
ных автотрансформаторов с пере-
ключателем ответвлений:
/—обмотка высшего напряжения; 2-об-
мотка низшего напряжения; 3 — регулиро-
вочная обмотка; 4—5 — основной и вспомо-
гательный контакты с активным токоогра-
ничивающим сопротивлением; 6 — непод-
вижный контакт
регуляторы не позволяют вы-
полнять встречное регулирова-
ние напряжения и не обеспе-
чивают требуемого качества ре-
гулирования, особенно у потре-
бителей, расположенных в непо-
средственной близости к регу-
лятору.
В настоящее время выпуска-
ются вольтодобавочные авто-
трансформаторы типа ЛТМ на
проходные мощности 400 —
630 ква напряжением 10 кв и
630 ква напряжением 35 кв. Они
оборудованы устройством авто-
матического регулирования на-
пряжения под нагрузкой и име-
ют переключатель ответвлений
на шесть ступеней регулировки
(+4 X 2,5 и —2 х 2,5%).
Схема соединения обмоток
автотрансформатора с переклю-
чателем показана на рис. 9.12.
Синхронные компенсаторы.
Установка на ЦП и у потреби-
телей синхронных компенсато-
ров' позволяет автоматически и
плавно регулировать уровень
напряжения путем изменения режима возбуждения синхронного
компенсатора. Потери напряжения в сети в режиме перевозбужде-
ния компенсатора
U
в режиме недовозбуждения компенсатора
Pr+(Q+Q")x
U
где Р и Q — соответственно активная и реактивная нагрузки сети,
квт, квар',
210
г их — соответственно активное и реактивное сопротивле-
ния сети, ом;
U — напряжение сети, кв;
Q' и Q" — соответственно реактивная мощность компенсатора
при перевозбуждении и недовозбуждении, квар.
Максимальное значение реактивной мощности компенсатора
Q', отдаваемой в сеть в режиме перевозбуждения, обычно в 1,5—2 ра-
за больше максимальной реактивной мощности компенсатора Q",
потребляемой им из сети в режиме недовозбуждения.
Во время суточного максимума нагрузок сети синхронный ком-
пенсатор должен работать при небольшом перевозбуждении (т. е.
с наибольшим током в роторной цепи), а в ночное время при
спаде активной и реактивной нагрузок сети и при возрастающем
влиянии емкости воздушных и кабельных сетей — в режиме недо-
возбуждения.
При наличии определенной схемы управления можно плавно
автоматически регулировать уровень напряжения в системе электро-
снабжения.
ГЛАВА X.
ПОНЯТИЕ ОБ УСТОЙЧИВОСТИ УЗЛОВ
НАГРУЗКИ И О РЕЖИМАХ РАБОТЫ СИСТЕМ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИИ
В электрической системе должно сохраняться устойчивое рав-
новесие в выработке и потреблении активной и реактивной мощнос-
тей.
При коротких замыканиях, отключениях мощных агрегатов
в системе и т. п. нарушается равновесие между выработкой и потреб-
лением реактивных и активных мощностей. Возникающие при этом
переходные процессы могут привести к значительному возрастанию
углов между э. д. с. работающих генераторов и напряжением сети,
а также к резкому изменению напряжения в основных узлах си-
стемы. В результате отдельные генераторы и электростанции могут
выпасть из синхронизма, нарушив устойчивость работы системы.
Восстановление нормального режима работы системы в таких
случаях связано с длительным перерывом питания большей части
потребителей электрической энергии.
Различают статическую и динамическую устойчивость энерге-
тической системы.
Статической устойчивостью энергетической системы называется
ее способность самопроизвольно восстанавливать исходный режим
после малого или медленно изменяющегося во времени возмущения.
Возникающие при этом переходные процессы быстро затухают,
и равновесие в системе поддерживается действием регуляторов пара
или воды.
Динамической устойчивостью энергетической системы называет-
ся ее способность после внезапного и резкого изменения режима
возвратиться к нормальному установившемуся режиму.
Статическая и динамическая устойчивости системы являются
важнейшими условиями надежности схемы соединений системы
и работы ее оборудования, обеспечивающими бесперебойное снаб-
жение потребителей электроэнергией надлежащего качества.
Основными параметрами всех электрических станций, характе-
ризующими режим в каждом отдельном случае, являются частота
и напряжение, а на тепловых электрических станциях, кроме того,
и температура энергоносителя.
212
§ 10.1. Понятие о статической и динамической
устойчивости
Статическая устойчивость. Рассмотрим схему электропередачи
(рис. 10.1), в которой генератор работает через трансформатор и
линию на шины системы,
величине и фазе при
любых режимах работы
электропередачи.
Переходный процесс
определяется угловой
характеристикой
где Рэ — электромагнит-
ная мощность
генератора;'
б — угол сдвига по
фазе между син-
хронной э. д. с.
генератора Ed
и напряжением
на шипах при-
емной системы.
Из векторной диаг-
раммы (рис. 10.2) нахо-
дим, что
РэУ 3 / cos ф,
(ЮЛ)
3 Iq xd = Uс sin б,
lq =1 СОБф.
Тогда
Уз I cos ф = — sin б.
xd
Подставляя полученное выражение в (10.1), определяем
P3 = -^4sin6. (10.2)
Из (10.2) следует, что зависимость мощности от угла б имеет
синусоидальный характер (рис. 10.3). Наибольшая мощность, ко-
торая может быть передана при постоянстве напряжения на шинах
приемной системы, называется идеальным пределом мощности'.
Г) U Q
ид ~ xd '
213
Рис. 10.3. Угловая характеристика
мощности
В установившемся режиме должно поддерживаться равновесие
мощностей первичных двигателей турбин и генераторов, что воз-
можно, когда мощность турбины меньше предельной. Из рис. 10.3
следует, что каждому значению мощности турбины Ро соответст-
вуют две точки равновесия на угловой характеристике мощности
генератора при значении угла б0 и б6. Однако устойчивый режим
работы возможен лишь в точке а; режим работы в точке b будет
неустойчив. Рассмотрим отдельно режимы работы в этих точках.
Если при небольшом возмущении угол генератора ба увели-
чился па Аб, то рабочая точка на угловой характеристике перейдет
из а в а' и мощность генера-
тора увеличится на АР, т. е.
положительному приращению
угла соответствует положи-
тельное приращение мощно-
сти. В результате изменения
мощности генератора равно-
весие моментов турбины и ге-
нератора будет нарушено и
на валу машины возникнет
тормозящий момент, посколь-
ку мощность генератора ста-.
ла больше мощности турби-
ны. Под влиянием тормозя-
щего момента ротор генера-
тора замедляет вращение,
угол б уменьшается и вновь
восстанавливается исходный режим работы (точкаа). Следователь-
но, такой режим считается устойчивым.
Рассмотрим то же явление в точках Ь, Ь', где положительное
приращение угла Аб соответствует отрицательным изменениям
мощности генератора АР. Изменение мощности вызывает появле-
ние ускоряющего момента, под влиянием которого угол б возрас-
тает, мощность генератора падает, что приводит к дальнейшему
увеличению угла. Такой прогрессивный процесс приводит к выпа-
данию из синхронизма генератора. Следовательно, режим работы
в точке b является неустойчивым.
Отсюда следует, что статическая устойчивость системы обеспе-
чивается, если приращение угла и мощность генератора имеют
один и тот же знак, т. е.
или
(10.3)
^>0.
do
214
dP
Производную называют синхронизирующей мощностью.
Следовательно, критерием статической устойчивости является по-
ложительный знак синхронизирующей мощности. При отсутствии
автоматического регулирования возбуждения, когда Ed = const,
синхронизирующая мощность, согласно (10.2),
/ dP\ Ed Uc к
Нт- = —-—COS б.
I do J Xd
Если мощность приемной системы соизмерима с мощностью
электропередачи, то напряжение на шинах системы будет меняться
при изменении режима работы
электропередачи. Наибольшая пе-
редаваемая мощность в этом слу-
чае называется действительным
пределом мощности. На величину
действительного предела мощности
оказывают влияние характеристи-
ки нагрузки приемной системы—
статические характеристики, пред-
ставляющие зависимость Р = /(£/);
Q = /((/) (рис. 10.4). Чем больше
регулирующий эффект нагрузки
<//’ dQ
и —
dIJ dU’
Рис. 10.4. Статические характе-
ристики нагрузки
тем благоприятней] влияет нагрузка на устойчивость
электропередачи.
Динамическая устойчивость. Рассмотрим случай отключения
одной из линий в схеме, представленной на рис. 10.1. Строим угло-
вые характеристики для режимов до и после отключения линии.
До отключения линии угловая характеристика Р = Дб) имеет
вид кривой 1, изображенной на рис. 10.5, а.
При отключении одной из линий сопротивление электропере-
дачи становится
X с = Лу - Хт] -^л Н” -^т2 Д'' Хс,
а максимум передаваемой мощности (кривая 2 на рис. 10.5, а) сни-
жается до величины
В момент отключения линии электропередачи работали при
угле б0. Из-за механической инерции ротора угол б0 не может
измениться мгновенно, поэтому при отключении линии рабочей
точкой нового режима будет точка Ь. Нагрузка генератора при этом
изменится, а мощность Ро, развиваемая турбиной, останется неиз-
менной, так как регуляторы турбины не реагируют на изменение
скорости, которая не может измениться скачком.
215
Пусть мощность Трубины превышает нагрузку генератора, тогда
на валу турбины возникнет избыточный момент, после чего скорость
турбины и угол б начинают увеличиваться. При этом ротор накапли-
вает кинетическую энергию, за счет нее продолжает движение
и после достижения угла бс, когда мощности турбины и генератора
сравняются. При достижении ротором угла 6d запас кинетической
энергии кончается. Под влиянием избыточного тормозящего мо-
мента, когда нагрузка генератора превышает мощность трубины,
ротор тормозится и угол изменится от величины 6d до бс и по инер-
ции будет еще продолжать уменьшаться. После нескольких колеба-
Рис. 10.5. Характеристики мощности электропередачи при повторных
замыканиях:
а — без нарушения динамической устойчивости; б — с нарушением динамической устой-
чивости
ний ротора наступает установившийся режим, генератор работает
с новым значением угла бс (точка с). Система становится динами-
чески устойчивой.
Если электропередача до отключения одной из линий работала
с большей нагрузкой Ро > Ро (рис. 10.5, б), то возможно нару-
шение динамической устойчивости. После отключения одной из
линий ротор увеличивает скорость вращения, причем кинетическая
энергия, запасенная ротором генератора за период работы с избы-
точным ускоряющим моментом, показанная отрезком 6a-6t/, про-
порциональна площади треугольника abc — так называемой
площади ускорения. Расход запасенной кинетической энергии за
время работы генератора с избыточным тормозящим моментом,
показанным отрезком бс-бт., пропорционален площади торможе-
ния, ограниченной кривой ckm. Для наглядности площади ускоре-
ния и торможения на рис. 10.5, б заштрихованы.
Так как площадь ускорения abc больше площади торможения
ckm, то генератор под влиянием избытка запасенной кинетической
энергии минует точку т характеристики 2. При этом возникает
216
дополнительный избыточный ускоряющий момент, так как мощность
турбины превышает мощность нагрузки генератора; угол б будет
увеличиваться, и генератор выйдет из синхронизма.
§ 10.2. Устойчивость асинхронных и синхронных
двигателей
Устойчивость асинхронного двигателя. Среди электроприемни-
ков промышленных предприятий преобладают асинхронные двига-
тели и поэтому с некоторым приближением узел нагрузок можно
заменить некоторым эквивалентным двигателем, статические харак-
теристики которого полностью соответствуют реальным статичес-
ким характеристикам данного узла нагрузок.
Для исследования переходных электромагнитных процессов,
возникающих при нарушениях устойчивости режима работы узла
нагрузок, требуется анализ статических и динамических характе-
ристик этого узла нагрузок. Рассмотрим переходный процесс и
критерии устойчивости на примере отдельного агрегата, состоя-
щего из асинхронного двигателя и приводного механизма. Для такого
агрегата уравнение переходного процесса
тдин = — 7\^=тэл — тст, |(Ю.4)
где Тj — механическая постоянная инерции агрегата;
s — относительное скольжение ротора двигателя;
тэл — относительный электромагнитный момент двигателя;
/?гст — относительный статический момент механизма.
Относительный электромагнитный момент двигателя при посто-
янной частоте подводимого к двигателю напряжения равен (в отно-
сительных единицах) мощности, передаваемой со статора на ротор
двигателя, т. е. тэл = Р. С учетом этого уравнение (10.4) для
малых отклонений будет иметь вид
ds, I dP dmcr\
i dt I ds ds ) S'
(10.5)
Отсюда критерием устойчивости асинхронного двигателя будет
дР дтег ~>Q (Ю.6)
ds ds
В то же время, как это следует из упрощенной схемы замеще-
ния асинхронного двигателя (рис. 10.6),
= (10.7)
НИ. 3.1К. 2389
217
Из полученного выражения видно, что мощность Двигателя
при неизменности подведенного напряжения является функцией
только скольжения.
Если принять момент сопротивления механизма независимым
от скольжения, т. е. = 0, то критерий устойчивости двига-
теля
дР
ds
>0.
(10.8)
Из теории электропривода известно, что устойчивая работа дви-
гателя достигается лишь в какой-то восходящей части характе-
Рис. 10.6. Схема замещения
асинхронного двигателя
Рис. 10.7. Механическая ха-
рактеристика асинхронного
двигателя
ристики, выражающей зависимость мощности (или момента) от
скольжения Р = /(s) (рис. 10.7).
dP
Приравнивая производную нулю и решая ее относительно s,
найдем значение скольжения, соответствующее максимальному зна-
чению мощности двигателя. Это значение скольжения называется
критическим и определяется из равенства
(10.9)
Отсюда
(10.10)
Подставляя значение sKp в (10.7) , получим наибольшее значение
мощности двигателя, соответствующее опрокидывающему (крити-
ческому) моменту:
I!2
(10.11)
218
Опрокидывающий момент, таким образом, зависит от второй
степени изменения напряжения и резко падает при его снижении.
Из (10.11) следует, что критическим напряжением называется
напряжение, при котором опрокидывающий момент соответствует
рабочей нагрузке:
^кр = У Р0-2-хдв. (10.12)
Поэтому, если напряжение на зажимах двигателя станет меньше
критического (7кр, то наступит момент торможения двигателя.
Величина критического напряжения может служить показателем
Рис. 10.8. Схема замещения при включении поперечной
компенсации
степени устойчивости двигателя. Чем выше значение критического
напряжения, тем менее устойчив двигатель.
Из (10.12) следует, что если Ро = т3Рп0м (где т3 — коэффи-
циент загрузки), то критическое напряжение и запас устойчивости
двигателя зависят от коэффициента загрузки двигателя и электри-
ческой удаленности двигателя от точки системы, в которой напря-
жение можно считать неизменным (t/c = const), т. е.
^кр = Р.юм *лв- (10.13)
11ри учете сопротивления системы хс критическое напряжение
Нс. кр = (/'2т3Рном(хдв + хс). (10.14)
При применении поперечной емкостной компенсации
(рис. 10, 8, а, б) критическое напряжение зависит от степени ком-
пенсации, определяемой соотношением индуктивного сопротивления
внешней сети и двигателя. .
При включении емкости вблизи асинхронного двигателя экви-
валентное сопротивление внешней сети
д. _ -^с
Э хс ’
и* /
где л-,; ту — сопротивление конденсаторов (здесь U — линейное
ХК _
напряжение; — мощность конденсате;?пой уста-
новки).
8В*
219
Эквивалентное расчетное напряжение сети, соответствующее
эквивалентному сопротивлению
иэ=ис
хк хс
Критическое напряжение в этом случае
Уэ. кр = /2/н3 Р„()М (хдв + хэ).
(10.15)
Сравнивая (10.14) и (10.15), устанавливаем, что [/э.кр > t/c.Kp
будет тогда, когда с ростом степени поперечной емкостной компен-
сации (что соответствует увеличению емкости и уменьшению хк)
уменьшается критическое значение напряжения. При некотором
значении емкости, когда хк <С хс, можно достигнуть условия
(7э.кр <С ^с.кр и обеспечить этим устойчивость двигателя при всех
возможных снижениях напряжения в сети. Однако это связано
с установкой мощных компенсирующих устройств (см. гл. XV).
Зная исходное напряжение в расчетной точке системы 17Со
и величину (7с.кр, можно определить степень запаса- устойчивости
по напряжению коэффициентом
где
Реактивная мощность двигателя определяется из условия его
работы при скольжении, равном номинальному, т. е.
Qo=Potg<P = -^^-. (10.17)
Если в (10.7) Р и U выразить в относительных единицах (Р = 1
и U = 1), то
(4)2~4+^=°- (*0-18)
Из (10.18) определяют R и и подставляют их значения в (10.17)
для определения Qo.
Потребляемая реактивная мощность в расчетной точке системы
Qo в режиме опрокидывания при t/c.Kp, sKp должна равняться
активной мощности Р„, что следует из статических характеристик
(рис. 10.4, точка Ь). Следовательно,
<2„ = Р0.
(10.19)
220
В этом случае условие, при котором сохраняется устойчивость
(10.10),
*дв = -— при учете хс будет
5кр
+ *«=—• (10.20)
йкр
Подставляя 1/с.Кр = Пдв и Pu = Qo в формулу (10.16), можно
найти напряжение на зажимах двигателей, при котором произойдет
пх торможение:
Пдв.кр = /((Л.кр-^У + (^у. (10.21)
' \ Кр/ VC. кр /
Устойчивость синхронного двигателя. Рассмотрим особенности
устойчивости работы синхронных двигателей. Если тормозной
момент на валу синхронного двигателя превысит его максимальный
электромагнитный момент, то синхронный двигатель затормозится
и выпадет из синхронизма.
Можно принять, что при малых изменениях скорости электромаг-
нитный момент двигателя определяется, как и в случае синхрон-
ного генератора, его электромагнитной мощностью, выражаемой
уравнением (10.2).
В отличие от генератора в этом уравнении вектор напряжения
сети Uc опережает вектор э. д. с. Ed, вследствие чего мощность
двигателя получит отрицательное значение. Максимальное значение
мощности двигателя достигается при угле 6 = 90°, когда
п ____ EdUc
* max — v
Лс1
При снижении напряжения сети Uc мощность падает, при на-
грузке Ро = Ртах наступает нарушение устойчивости и двигатель
выпадает из синхронизма. Тогда критическое значение напряжения,
при котором нарушается устойчивость,
1/кр = ( (j 0.22)
где Xd = xd + хс — полное индуктивное сопротивление цепи
(генератор — сеть).
Следовательно, увеличение нагрузки и внешнего сопротивления
цепи приводит к увеличению критического напряжения и снижению
устойчивости, а увеличение э. д. с. — к снижению критического
напряжения и повышению устойчивости синхронного двигателя.
11ри применении автоматического регулирования напряжения и фор-
сировки возбуждения синхронное сопротивление xd снижается
221
до величины переходного сопротивления xd. Критическое значение
напряжения сети при этом
UKp
_p0'xd
Ed
(10.23)
будет значительно меньше {/кр по выражению (10.22).
Пример 10.1. От шин мощной системы (17с == const) по линЛи напряже-
нием 35 кв питаются асинхронные двигатели. Схема питания и все необхо-
димые параметры приведены на рис. 10.9. Определить критическое напряже-
ние системы, при котором произойдет торможение двигателей без компенса-
ции реактивной мощности, потребляемой двигателями.
4
I-
Рном=ВМ1!т
fftnulZ
Зцди~£,5 %
mf-0,3
Рис. 10.9. Принципиальная схема к примеру 10.1
Решение. Расчет ведем в относительных единицах. В качесгх»е базисных
условий принимаем Sc, = 6 Мва; Uc, = 35 кв.
Определим параметры системы и нагрузки:
S6 6
хл = Хо I = 0,39• 60 352 -_= 0, И5;
хс = хл + хТ = 0,115 + 0,060 = 0,175.
Идуктивное сопротивление двигателей найдем при (7И0М = 1 из (10.11):
С2 1
— пом---------------р 997
Хдв — я-р----2-2,2 '
max
Сопротивление ротора получим, решая квадратное уравнение (10.18),
при s = sH0M = 0,025 (по условию):
7 == 0,5 ± /0,25 --0,227- 0,95;
R = 0,95-s 0,95-0,025 =- 0,024.
При отсутствии компенсации критическое напряжение
Кс.кр = /т.л2Ра0^(Хцв + ^) уГб^2^227 + о;Г7Т) = 0, 851 -
222
Реактивная мощность при s = sH0M
<2о^дв = ^- 0,227—0,215.
A U, У О
S
Исходное напряжение в расчетной точке системы при £/дв = 1
'4 = 1/ (^дв + %^У + (^p?'j3=)/(l+0,215-0,175)3+(0,9-0,175)2 = 1,048.
т \ ^дв / \ (7ди/
Таким образом, нарушение устойчивости двигателей произойдет при
снижении напряжения на шинах системы с Uс = 1,048 до 1/с-кр = 0,851 или
при снижении напряжения на 14,9% от номинального.
Согласно (10.21), критическое напряжение па зажимах двигателей в мо-
мент их торможения
0,685.
Таким образом, торможение двигателей произойдет при напряжении на
них 1/Лв.1(р = 0,685, т. е. па 31,5% ниже номинального. При этом снижение
напряжения в системе составит 14,9%. Заметим, что если бы двигатели рабо-
тали непосредственно от шин постоянного напряжения, их торможение про-
изошло бы при
t/дв.кр = К2Р0 *дв = УЖЖ227 = 0,64,
это показывает, что торможение в этом случае происходит при напряжении-
па 4,5% меньшем, чем при включении двигателей через линию электропере-
дачи (0,685—0,64).
§ 10.3. Устойчивость узлов нагрузки
Ранее были" рассмотрены критерии устойчивости отдельных
электроприемников, например, асинхронных и синхронных двига-
телей или соответственно обобщенного эквивалентного двигателя.
В практических условиях однородных электроприемников, как
правило, не существует, поэтому более общей задачей является
исследование критериев устойчивости узлов нагрузки, содержа-
щих асинхронные и синхронные двигатели, а также и другие
виды электроприемников.
dP
Приведенный ранее критерий устойчивости > 0 не дает
полного представления об устойчивости узлов нагрузки с раз-
личными электроприемниками. Поэтому для узлов нагрузки наи-
большее распространение получили критерии устойчивости, найден-
ные из анализа статических характеристик нагрузки: Р = /(L/)
и Q = ф((7) (см. рис. 10.4).
223
На основе этих зависимостей получил широкое применение кри-
dE
терий устойчивости >0, который определяет устойчивость
узла нагрузки при малых отклонениях величин Е и U.
Величины Е и U, входящие в выражение критерия устойчи-
вости, представляют собой э. д. с. эквивалентного генератора,
замещающего электрическую систему, и напряжение на зажимах
потребителя.
Для решения задачи определения устойчивости узла нагрузки
с помощью этого критерия требуется знание статических характе-
ристик узла нагрузок или закономерностей их изменения для
отдельных видов электроприемников. Поэтому анализ устойчивости
узлов нагрузки по этому критерию может производиться для тех
узлов нагрузок, для которых ста-
тические нагрузки электроприем-
Д I р ников известны.
I Для приближенной оценки
устойчивости узлов нагрузки поль-
зуются типовыми характеристика-
Рис. 10.10. Схема замещения пи- ми СХОдНЫХ п0 своему составу
тания узла нагрузки , >
электроприемников (см. рис. 10.4).
В случае уменьшения в узле на-
грузки напряжения потребление активной мощности снижается
линейно и относительно незначительно; при этом потребление реак-
тивной мощности вначале снижается, а затем быстро нарастает.
Такое нарастание объясняется возрастанием скольжения асинхрон-
ных двигателей в связи со снижением напряжения сети. Если
питание узла нагрузки происходит непосредственно от шин неиз-
менного напряжения, то точка b на рис. 10.4 при = оо соответ-
ствует моменту торможения асинхронных двигателей. Следова-
тельно, признаком неустойчивости узла нагрузок, содержащего
в своем составе асинхронные двигатели и питающегося от шин
dQ
неизменного напряжения, является условие = оо.
Если узел нагрузки питается от шин неизменного напряжения
по линии с сопротивлением хс (рис. 10.10), то признаком неустой-
чивости узла нагрузок в этом случае будет условие ~ = оо , где
Е — э. д. с. «эквивалентного» генератора системы соизмеримой мощ-
ности с двигателями обобщенной нагрузки.
Пренебрегая поперечной составляющей падения напряжения
для цепи, приведенной на рис. 10.10, получим
ис = Е-~. (10.24)
224
В результате дифференцирования уравнения (10.24), получим
Е- ^L — Q
dU . rf£
dE ~ 1 £2 %с' (10.25)
Для критической точки b (см. рис. 10.4) при условии = оо
из (10.25) будем иметь
Рис. 10.11. Зависимость э. д. с. систе-
мы от напряжения нагрузки
Следовательно, ~ ~^> 0 — область устойчивости и -,.;<)0 —
Cl LJ Ы- (У
dE
область неустойчивости. Выражение <С 0 является также кри-
терием неустойчивости узла
нагрузки, характеризующим
точку опрокидывания асин-
хронных двигателей.
При исследовании устой-
d£ п
чпвости по критерию _> О
задаются различными значе-
ниями напряжения на зажи-
мах нагрузки и определяют
но статическим характери-
стикам соответствующие это-
му напряжению величины ак-
тивной и реактивной мощно-
сти нагрузки, а по ним —
э. д. с. и напряжение систе-
мы. Минимум характеристики Е = [(U) дает критические значения
э. д. с. системы и напряжения нагрузки, при которых происходит
опрокидывание асинхронных двигателей (рис. 10.11).
В зависимости от величины внешнего сопротивления хс крити-
ческое напряжение может находиться как слева, так и справа от
dE
точки О , для которой = О.
Следовательно, критическое напряжение увеличивается с рос-
том внешнего сопротивления.
Запас устойчивости узла нагрузок характеризует допустимую
слепень снижения напряжения в узле и выражается коэффициен-
том запаса
, Uо ^кр
3 = й^~
Для промышленных нагрузок величина коэффициента запаса
считается достаточной, если в нормальном режиме k3 20%, а
в послеаварийном режиме /г., > 10%.
225
Пример 10.2. Определить запас статической устойчивости для линии
передач и схемы замещения (рис. 10.12). Данные для расчета: Uo = 10 кв
Ро = 7510 кет; Qo = 3611 квар; QK = 0,9 Мвар; So = 8,333 Мва-, cos = 0,9;
lg?o = 0,481.
35*6
Хо=0,450М/*М
Х^Т? ЮкВ
ка.
ОД ТГ-30000/2201П0135
Рис. 10.12. Принципиальная схема и схема замещения
к примеру 10.2
Решение. Выразим все значения в относительных величинах, приняв
за базисные величины Sg = 10 Мва-, Uq = 10 кв:
- 0,8333;
Р*о = S.f0 cos <f0 = 0,8333-0,9 = 0,751;
Q*o = P*otg<fo = 0,751-0,481 =0,3611;
„ Q1< 0,9
<2*K = so = 1o = °’09’
'/ 10 1-
*u ( G Го ’
Д2,, 1
v __ *0_________.-.-11 1
*к ~ О----0,09 -
Ч*к ’
Сопротивления трансформаторов и линии взяты из расчета токов к. з.:
— 0,0457; хФНТ1'= 0,0278; = 0,0597; х,!Т.? = 0,119,
х ,, „ Л'*рт1.+ +^л+^*^2_ = 0 126.
Эквивалентное сопротивление цепи (с учетом ветви конденсаторов)
•V*K^2 11,1-0,126
11,1—0,126 = 0,128'
226
Рассчитаем характеристику приняв за единицу значения
Р*о и (2*о, и сложим алгебраически ординаты <2*к и (?*„. Получим статическую
характеристику Q„n = f (U^.
Результаты расчетов сведем в табл. 10.1 и построим на рис. 10.13.
Рис. 10.13. Статические характеристики уз-
ла нагрузки к примеру 10.2.
Таблица 10.1
U*п 1.0 0,95 0,9 0,85 0,8 0,75 0,7 0,65
0*н 1.0 0,92 0,85 0,8 0,755 0,74 0,77 0,86
Q у*к~ 0,25 0,22 0,202 0,18 0,16 0,13 0,122 0,1
Q*n 0,75 0.7 0,648 0,62 0,595 0,61 0,648 0,76
Для определения критического напряжения по критерию dEIdU > 0
или dUJdU > 0 требуется по ряду точек построить кривую U, = f (17ц).
Приведем расчет одной точки этой кривой. Пусть U* = 0,9. Тогда
(рис. 10.13) Р*н = 0,975 и Q*n = 0,65;
Р* = Р*о Р*н = 0,751-0,975 = 0,732;
<2* = <2*о<2*п = 0,3611-0,65 = 0,234;
Расчеты остальных точек аналогичны и приведены^ табл. 10.2.
Таблица 10.2
0,9 0,8 0,75 0,7 0,65 0,63 0,62
Р*н 0,975 0,95 0,94 0,93 0,915 0,91 0,908
Q*n 0,65 0,6 0,61 0,65 0,75 0,85 1,0
Р* 0,732 0,714 0,705 0,698 0,687 0,681 0,682
<2* 0,234 0,216 0,22 0,234 0,271 0,307 0,3611
и, с 0,939 0,842 0,796 0,754 0,7163 0,706 0,71
Точка а на характеристике Uc = ф(Пн) (рис. 10.13), соответствующая
наименьшим отклонениям, дает непосредственное значение критического
напряжения (У*кр = 0,63), при котором начинается процесс нарушения
устойчивости. Зная U^Kp, можно определить
U*o — 1 — 0,63
k3 = —---------!52- =---=<— = 0,37.
и *о 1
Запас устойчивости k = 0,37 > ks доп >0,1-4- 0,25 (допустимого запаса
устойчивости) т. е. статическая устойчивость данного узла нагрузок обес-
печена.
§ 10.4. Активная и реактивная мощность в системе
В любой электрической системе должно соблюдаться равенство
произведенной и израсходованной энергии и мощности.
Суммарная активная мощность, отдаваемая генераторами элек-
тростанций,
Р> = Р2|1 + АР> + Рес.и, (10.26)
где — наибольшая активная нагрузка потребителей;
APSc — наибольшие потери активной мощности в линиях и
трансформаторах;
Р£с.н — нагрузка собственных нужд электростанций при наи-
большей нагрузке потребителей,
228
Уравнение баланса реактивных мощностей в системе при тех же
обозначениях имеет вид
Q^r = Qs„+'AQSc + Qc.H—(10.27)
Величина представляет собой реактивную (емкостную)
мощность, генерируемую линиями электрических сетей. Например,
в линиях напряжением НО кв и выше генерируемая реактивная
мощность обычно покрывает потери реактивной мощности и может
даже превысить их. Однако следует учитывать, что в электрических
системах применяется несколько трансформаций, и потери реактив-
ной мощности в трансформаторах значительны. При определении
активной мощности генераторов энергосистемы и работе с нормаль-
ным для них cos <р, равным 0,85, генерируемая ими реактивная
мощность может быть меньше, чем это требуется по условию баланса
реактивных мощностей. Тогда в системе образуется дефицит реак-
тивной мощности.
Недостаток (дефицит) реактивной мощности в системе влечет
за собой снижение уровня напряжения в электрических сетях и
у потребителей, т. е. снижение качества энергии. В электрических
системах дефицит мощности устраняется установкой синхронных
компенсаторов и батарей статических конденсаторов. В отдельных
случаях в качестве синхронных компенсаторов используются нахо-
дящиеся летом в холодном резерве генераторы электростанций.
Однако следует учитывать, что стоимость 1 квт-ч реактив-
ной энергии, полученной от синхронных генераторов, в несколь-
ко раз превышает стоимость 1 квт-ч реактивной энергии, по-
лученной от синхронных компенсаторов и статических конденса-
торов.
Основными качественными показателями электрической энер-
гии являются частота и напряжение. Правилами устройства элек-
троустановок отклонение частоты от нормальной (50 гц) допус-
кается в пределах ±0,4%(±0,2 гц).
Известно, что электроприемники в зависимости от их сопротив-
лений потребляют из сети активную и реактивную мощность, зави-
сящую от частоты и напряжения сети.
Изменение напряжения в сети влияет на величину реактивной
нагрузки потребителей, так как при этом изменяется реактивная
мощность, потребляемая асинхронными двигателями и трансформа-
торами. Так, например, уменьшение напряжения в сети энерго-
системы до 80—85% от номинального снижает реактивную нагрузку
на 20—25%. При дальнейшем снижении напряжения возрастают
потери реактивной мощности в индуктивных сопротивлениях асин-
хронных двигателей, трансформаторов и линий передачи и снижается
зарядная емкостная мощность линии. Поэтому величина реактив-
ной мощности в сети будет лавинообразно увеличиваться, способ-
ствуя дальнейшему снижению напряжения.
229
С изменением напряжения изменяется и активная мощность за
счет изменения потребления ее электротермическими установками
и нагревательными приборами.
Указанные зависимости изменения активной и реактивной мощ-
ности от напряжения для системы электроснабжения промышлен-
ных предприятий были приведены на рис. 10.4.
При снижении частоты активная нагрузка системы также сни-
жается за счет уменьшения мощности синхронных и асинхронных
электродвигателей. Если частота снижается на 1%, то активная
нагрузка уменьшается на 1,5—2,5%.
Рис. 10.14. Частотные ха-
рактеристики нагрузок
Рис. 10.15. Регулирование частоты в системе:
1 — характеристика генератора Fj до действия регуля-
тора; 2 —после действия регулятора
Снижение частоты приводит к увеличению потребляемой реак-
тивной мощности за счет увеличения реактивной составляющей
потребленного тока, обусловленного увеличением магнитной индук-
ции в синхронных двигателях и трансформаторах. При снижении
частоты на 1% реактивная мощность возрастает на 1—1,5%.
Зависимость изменения активных и реактивных мощностей от
частоты представлена на рис. 10.14.
Принято считать, что частота в системе зависит от баланса
активных мощностей, а напряжение— от баланса реактивных мощ-
ностей. Следовательно, необходимый уровень напряжения и час-
тоты в отдельных точках системы может быть обеспечен при опре-
деленном распределении активных и реактивных мощностей. Откло-
нение от этого распределения будет отражаться на уровне напря-
жения и частоты.
Регулирование частоты в энергосистемах обычно осуществляется
регулированием частоты одной из станций, параллельно работаю-
щей с остальными. В мощных энергосистемах для регулирования
частоты могут выделяться несколько электростанций.
Процесс регулирования частоты в системе f = <р(Р) представ-
лен на рис. 10.15. Одна станция Г, — регулирующая (ведущая) —
230
работает параллельно с другими станциями (базисными), условно
обозначенными Г 2. Нагрузка Ро при часототе /„ распределяется
между генераторами соответственно их статическим характери-
стикам:
Р0=Рг + Р2.
При росте нагрузки в системе на величину ДР частота пони-
зится до fi и нагрузка генераторов будет:
Р'^Рх+ДРь
Р‘2 =Р2+ Л^2-
При Р = Pi + Р‘2 наступит равновесие вращающего и тормоз-
ного моментов генераторов при пониженной частоте в системе.
Регулятор частоты, реагируя на снижение частоты, воздействует
на регулятор скорости турбины регулирующего (ведущего) генерато-
ра Гх который за счет добавочного пуска пара (или воды) примет
па себя дополнительную нагрузку ДР г, снимая ее с генератора Г2.
Процесс регулирования генератора Рх произойдет между точками
а и Ь. Частота в системе достигнет нормальной величины /н, и
нагрузка генератора Р2 примет первоначальное значение.
§ 10.5. Меры повышения устойчивости
Основной причиной нарушения динамической устойчивости
энергосистемы является ускорение роторов некоторых синхронных
генераторов при коротких замыканиях. Наиболее эффективной
мерой сохранения динамической устойчивости энергосистемы яв-
ляется быстрое отключение короткого замыкания. Чем меньше
продолжительность короткого замыкания, тем меньше вероятность
того, что угол 6 достигнет своего предельного значения, при кото-
ром может наступить нарушение динамической устойчивости систе-
мы (см. рис. 10.5). Отключение трехфазного короткого замыкания
в течение 0,15—0,20 сек в большинстве случаев может обеспечить
сохранение динамической устойчивости системы. При наличии
в системе длинных линий электропередачи это время должно быть
снижено до 0,08—0,1 сек. При двухфазных коротких замыканиях
продолжительность его может быть увеличена в 1,5 раза по срав-
нению с трехфазным.
Быстрое отключение коротких замыканий в системе обеспечи-
вается использованием современных типов быстродействующих
защит (время срабатывания которых 0,02—0,04 сек) и выключате-
лей. В системах электроснабжения промышленных предприятий
можно ограничиться применением выключателей со скоростью
выключения 0,1—0,2 сек, а следовательно, использовать более деше-
вые масляные выключатели в нормальном исполнении.
231
Кроме того, мерой повышения динамической устойчивости явля-
ется оборудование выключателей устройством автоматического
повторного включения АПВ (см. гл. XIX). Необходимость быстрого
повторного включения магистральных линий вызывается следую-
щими соображениями: при к. з., когда передаваемая мощность
падает до нуля (см. рис. 10.5), площадь ускорения начинает резко
возрастать и, для того чтобы уравновесить ее площадью торможе-
ния, необходимо не только снизить длительность к. з., но и сокра-
тить бестоковую паузу при повторном включении.
Увеличение механической инерции агрегатов также способст-
вует повышению динамической устойчивости. При больших посто-
янных инерции могут быть значительно снижены скорости повтор-
ного включения, так как время, за которое углы 6 достигают пре-
дельных значений, существенно зависит от постоянных инерции
передающей и приемной систем. Постоянные инерции получаются
относительно большими, когда мощности генераторов передающих
и приемных систем в несколько раз превышают мощность, переда-
ваемую по линии передачи.
Немалое значение для повышения динамической устойчивости
имеет и быстрое увеличение тока возбуждения синхронных машин.
Рост напряжения возбуждения определяется выражением
^в^вЛ^в.тах-^вЛ! — в~Ч , (10.28)
где (Ув.тах — максимальное напряжение, подводимое к обмотке
возбуждения генератора;
Un<l — напряжение возбуждения в исходном режиме;
Тп — постоянная времени системы возбуждения.
За счет применения автоматического регулирования возбужде-
ния (АРВ), обеспечивающего быструю форсировку возбуждения
генераторов, можно повысить статическую и динамическую устой-
чивость системы. Увеличивающаяся при форсировке возбуждения
э. д. с. генераторов повышает амплитуду угловой характеристики
мощности и тем самым увеличивает площадь торможения.
Опыт эксплуатации ряда систем показывает, что даже при отсут-
ствии регуляторов возбуждения, но при быстром отключении к. з.
напряжение в системе восстанавливается настолько быстро, что
приторможенные асинхронные двигатели быстро увеличивают вра-
щающий момент и уменьшают скольжение, что способствует поддер-
жанию устойчивости системы.
Снижение индуктивных сопротивлений элементов системы за
счет последовательного включения статических конденсаторов
является одной из мер, повышающих динамическую устойчивость.
Конденсаторы не только компенсируют индуктивность линии в же-
лаемых пределах, повышая устойчивость электропередачи, но и
сводят к минимуму потери напряжения в линии. Кроме того,
конденсаторы, включенные последовательно, ограничивают повы-
232
шение напряжения на разомкнутом конце линии. Однако наличие
конденсаторов определенной величины, включенных последова-
тельно в линию по ее концам, может увеличить токи к. з.; последние
вызовут повышение напряжения до таких значений, при которых
произойдет повреждение изоляции. Поэтому конденсаторы защи-
щаются искровыми промежутками, которые в свою очередь зашун-
тированы специальным выключателем. Последний в нормальном ре-
жиме линии передачи отключен. При пробое искрового промежутка
он включается и закорачивает искровой промежуток, вследствие
чего дуга гаснет. После отключения к. з., вызвавшего перена-
пряжение на зажимах конденсаторов, выключатель отключается.
Следует отметить, что в момент возникновения к. з., когда осо-
бенно важно наличие конденсаторов, способствующих снижению
индуктивности линии передачи, они оказываются зашунтирован-
пыми выключателем. Однако быстрое размыкание выключателя
порядка 0,1 сек в значительной мере снижает этот недостаток.
Мерой, способствующей повышению динамической устойчивости,
также является повышение результирующего сопротивления нуле-
вой последовательности в энергосистеме. Известно, что на линиях
передачи 75—80% повреждений составляют однофазные замыкания
па землю, а остальные 20—25% —двух-трехфазные короткие за-
мыкания и двухфазные замыкания на землю.
Если в системах с изолированной нейтралью однофазные замы-
кания на землю не представляют никакой опасности с точки зрения
нарушения устойчивости, то в системах с заземленной нейтралью
они являются однофазными короткими замыканиями. Поэтому
в ряде случаев целесообразно применять вместо глухого заземле-
ния нейтралей заземление, выполненное через активное или индук-
тивное сопротивление.
Заземление нейтрали через активное сопротивление оказывает
более благоприятное влияние на устойчивость, чем заземление
через индуктивное сопротивление. Действительно, при возникно-
вении замыкания на землю потери мощности в линии, действующие
как дополнительная нагрузка на генераторы, в некоторой степени
компенсируют снижение величины мощности, передаваемой по
линии, и повышают динамическую устойчивость.
При выборе величины сопротивления заземления нейтрали
необходимо учесть, что чрезмерное повышение потерь в нем может
привести к ухудшению устойчивости. Это получится, если потери
достигнут такой величины, что отдаваемая генератором мощность
при коротком замыкании не снизится, а возрастет. При этом
угол 6 уменьшится. После отключения к. з. ускорение увеличится;
а угол 6 по инерции продолжает уменьшаться до значения 6min.
В этом случае ускорение становится положительным, а угол
начинает увеличиваться. При этом площадь ускорения может ока-
заться больше площади торможения и в соответствии с правилом
площадей система выпадет из синхронизма (см. рис. 10.5,6).
233
§ 10.6. Причины возникновения и особенности'
несимметричных режимов
Почти всегда имеется некоторая небольшая несимметрия токов
и напряжений в трехфазной сети. Несимметричные режимы могут
возникнуть в электрических сетях как кратковременно, так и
длительно.
Кратковременные несимметричные режимы связаны с поврежде-
ниями в электрической сети (например, короткое замыкание). Такие
режимы характерны значительными отклонениями параметров
режима от нормальных
и устраняются с помо-
щью устройств релейной
защиты и автоматики.
Длительные несим-
метричные режимы свя-
заны со сравнительно
небольшим нарушением
симметрии токов и на-
пряжений. Такие режи-
мы нарушают нормаль-
ную работу электропри-
емников и оборудования
электрической системы, вызывают дополнительные потери энергии
и снижают экономичность работы систем электроснабжения.
Несимметрия токов и напряжений может обнаруживаться в про-
мышленных распределительных сетях при наличии однофазных
электроприемников достаточно большой мощности. Так, например,
контактная тяговая сеть конструктивно выполняется однофазной
(провод — рельсы). Поскольку от понижающего трансформатора
могут получать питание два направления путей, то возникает двух-
фазная нагрузка.
Рассмотрим особенности несимметричных режимов. Несиммет-
ричный режим можно рассматривать как режим, полученный в ре-
зультате наложения па нормальный симметричный режим, характе-
ризующийся токами и напряжениями прямой последовательности
(рис. 10.16, а), токов и напряжений обратной (рис. 10.16, б) и нуле-
вой (рис. 10.16, в) последовательностей.
Токи и напряжения обратной последовательности представляют
собой симметричную трехфазную систему с обратным чередованием
фаз. Наибольшие значения эти токи и напряжения имеют в местах
их возникновения. Напряжение , обратной последовательности
в нейтрали каждого трехфазного электроприемника или генерато-
ра равно нулю.
Токи и напряжения нулевой последовательности появляются
только в тех частях сети, где нейтраль заземлена. Они не передаются
через трансформаторы, соединенные по схеме звезда—треуголь-
234
ник. Небольшие значения тока и напряжения нулевой последова-
тельности имеют также в местах возникновения несимметрии.
Наличие симметричных составляющих обратной и нулевой после-
довательностей в напряжении существенно отражается на работе
однофазных электроприемников и в первую очередь на работе осве-
тительных ламп. Они приводят к различным отклонениям напряже-
ний на разных фазах. Поскольку допустимые отклонения напряже-
ния у осветительных ламп достаточно малы, то еще меньше будут
допустимые значения напряжений обратной и нулевой последова-
тельностей. Так, например, если допустимое отклонение напряже-
ния в 5% разделить поровну между всеми тремя составляющими,
то на зажимах осветительных ламп допустимыми оказываются напря-
жения обратной и нулевой последовательностей менее 2%.
Потери напряжения в распределительной сети от токов обратной
последовательности достаточно малы, поэтому считают, что на
шинах понизительных подстанций питающих сетей напряжение
обратной последовательности не должно превышать 2%. Напряже-
ние обратной последовательности вызывает в электрических маши-
нах появление вращающего поля, противоположного направлению
вращения ротора. Это приводит к появлению э. д. с. и токов в мас-
сивных частях и обмотках ротора, изменяющихся с двойной часто-
той (по сравнению с основной) в синхронных машинах и меньше
чем с двойной — в асинхронных. В результате возникает дополни-
тельный нагрев ротора машины. Снижение этого нагрева до техни-
чески допустимой величины требует снижения нагрузки.
Ограниченными являются токи обратной последовательности и
для генераторов. Лучшим при номинальной нагрузке для турбоге-
нератора допускается ток, равный 5%, а для гидрогенератора —
10%. На выводах низшей и высшей стороны повышающих транс-
форматоров допустимо напряжение обратной последовательности
соответственно 1,5 и 4%.
Токи нулевой последовательности, проходя через заземлители,
вызывают появление напряжения на нейтрали, на поверхности
земли и близ заземлителя, способствуют высыханию грунта и повы-
шению сопротивления растеканию (см. гл. XVI); кроме того, эти
токи вызывают появление переменного магнитного поля в окружаю-
щем пространстве и в проводных линиях связи, влияя на возникно-
вение э. д. с., нарушающих нормальную работу низкочастотной
связи.
Увеличение тока одной из фаз, обусловленное наличием состав-
ляющих обратной и нулевой последовательностей, приводит к необ-
ходимости ограничения полного тока прямой последовательности
ио условиям нагрева. При этом снижается пропускная способность
данного участка сети или его номинальная мощность. Это относится,
в частности, к трансформаторам, генераторам и подобным элементам
электрической системы.
Увеличение напряжения в одной из фаз, обусловленное наличием
235
составляющих обратной и нулевой последовательностей, приводит
также к ограничению напряжения прямой последовательности по
условиям работы изоляции, что относится в основном к питающим
электрическим сетям.
При большом количестве однофазных электроприемников эконо-
мически целесообразным оказывается сооружение однофазных участ-
ков сетей в виде ответвлений от трехфазных. Такие однофазные ответ-
вления осуществляются от сетей напряжением 380/220 в и 10 кв.
Несимметрия не означает, что работа сети в создавшихся усло-
виях недопустима. Могут быть предусмотрены и дополнительные
мероприятия по снижению несимметрии токов и напряжений в сети.
Так, например, применяется пофазное отключение поврежденных
проводов в двухцепных линиях электропередачи и пофазное вклю-
чение управляемых батарей конденсаторов, которые нормально ис-
пользуются в симметричном трехфазном режиме; используются
также реакторы, включаемые в наиболее нагруженную фазу и др.
§ 10.7. Пуск и самозапуск электродвигателей
Для повышения надежности электроснабжения ряда наиболее
ответственных механизмов при кратковременных снижениях или
исчезновении напряжения на источнике питания применяется систе-
ма самозапуска электродвигателей.
При самозапуске электродвигателей величина остаточного напря-
жения на шинах или на зажимах потребителей должна быть такой,
при которой вращающий момент электродвигателей больше,чем
статический момент сопротивления механизмов. Для этого в режиме
самозапуска оставляют обычно включенными только часть электро-
двигателей наиболее ответственных механизмов. Остальные элек-
тродвигатели, самозапуск которых недопустим по условиям тех-
ники безопасности, обязательно отключают защитой.
Таким образом, для самозапуска электродвигателей определяют
допустимую суммарную мощность, при которой остаточное напря-
жение L/0CT остается в пределах, обеспечивающих необходимый
вращающий момент Л1дп /> Мс.
При питании асинхронных электродвигателей от сети неогра-
ниченной мощности механизмов с постоянным моментом сопротив-
ления расчет самозапуска ведется в следующем порядке:
1. По примерным кривым зависимости относительной скорости
v от времени пуска (рис. 10.17)
/пуск = 4’ (Ю.29)
гДе /пуск — относительное время пуска;
t — время отключения к. з.;
Т — механическая постоянная агрегата,
236
находят величину скольжения
s = 1 — V.
(10.30)
2. По кривым зависимости вращающего момента и пускового
тока от скольжения (рис. 10.18) определяют кратность пускового
тока
£ —______I__
^ПУСК /
7 ном
Пусковая мощность
р k'
о 1 ном пуск
ПУСК “ Т|НОМ • cos Фном
(10.31)
где k’ — кратность пу-
скового тока с
учетом скоро-
сти, при кото-
рой начинается
Рис. 10.17. Кривые выбега для электродви-
гателей с постоянным моментом при разных
значениях напряжения
самозапуск.
3. Определяют сопротивление одного электродвигателя Zr или
группы электродвигателей 2ДВ:
2 — ^дв1
V3 /пуск
7 __^1
п
где п — число одинаковых по мощности электродвигателей.
4. Определяют остаточное напряжение на двигателях
U 7
U __ ^расч^дв
L/ОСТ 7 1 У
£дв I *1
Xi — л ,
5пуСК^б
(10.32)
(10.33)
где Xi — сопротивление трансформатора или реактора;
Прасч — расчетное напряжение, приведенное к низшей стороне,
при питании электродвигателей через трансформатор
с коэффициентом трансформации йт,
^расч ^расч ^т*
При питании через реактор Прасч = ^расч.
5. По кривым, изображенным на рис. 10.18, находим величину
момента асинхронных электродвигателей при сниженном напря-
237
жении t70CT и скольжении s. Если Мдн > Мс, то самозапуск
возможен.
6. Проверяем кратность напряжения (о. е.), при котором само-
запуск обеспечивается по выражению
Рис. 10.18. Кривые кратностей вращающего момента и пускового
тока электродвигателя
7. Определяем число неотключаемых двигателей при самозапуске
по величине kv, мощности трансформаторов ST и пусковой мощности
двигателей SnyCK — &Пуск 5ДВ:
п = )2 (• (Ю.35)
\ U i 1 ХТ k*U fenyCK /3 Люм Дюм ) ’
Кратность пускового тока при расчетном скольжении sBp нахо-
дится по кривым (10.18).
8. Для синхронных двигателей необходимо, чтобы при s =
= 0,05 Мдв> Мс. Если при самозапуске нескольких таких двига-
телей напряжение снижается до величины, при которой невозможно
вхождение в синхронизм, то следует определить эквивалентное со-
противление двигателей хдв, которые могут быть оставлены в ре-
жиме самозапуска:
„ _ хсУ
ЛДВ 7 7 __ 7/ >
^ПОМ U
(10.36)
где U — напряжение, обеспечивающее самозапуск.
238
Определение выбега и напряжения при самозапуске синхронных
двигателей производится так же, как и для асинхронных. Наиболее
тяжелой при самозапуске является зона входного момента (з =
= 0,02 4-0,08).
Для доведения синхронного двигателя до критического сколь-
жения необходимо, чтобы входной момент с учетом пониженного
напряжения удовлетворял условию
mBX^B>-^^, (Ю.37)
ир
где зкр — критическое скольжение;
тс — момент сопротивления механизма;
твх — входной момент при з = 0,05;
7/дв — напряжение на зажимах двигателя при самозапуске.
Под критическим скольжением синхронного двигателя понимается
максимальное скольжение, при котором после подачи возбуждения
обеспечивается вхождение его в синхронизм.
Критическое скольжение
зкр = 0,06
;тах 0,6т,
Т
1 а
(10.38)
где ттах — максимальный синхронный момент, о. е.;
тс — момент сопротивления, о. е.;
Та — электромеханическая постоянная времени электро-
двигателя и механизма, сек.
Следовательно, чем больше критическое скольжение, тем мень-
шая величина входного момента требуется для обеспечения самоза-
пуска.
Время нарушения электроснабжения, в течение которого элек-
тродвигатель не выйдет за пределы критического скольжения,
ZHap = _2i2L)X(mmax-0,6mc), . (10.39)
тторм
где /вар — время нарушения электроснабжения, сек;
ттоРм ~~ тормозной момент, принимается неизменным, о. е.
На основании (10.39) построены зависимости допустимого вре-
мени перерыва электроснабжения от величины электромеханической
постоянной времени агрегата двигатель — механизм при различ-
ных значениях максимального синхронного момента ттах и моменте
сопротивления mc=0,8mM (рис. 10.19).
Пример 10.3. К сети с U. = 10 кв подключен синхронный двигатель
дымососа в блоке с трансформатором: ST = 1000 ква, U.v = 10/3 кв, UK = 0,05.
Проверить возможность самозапуска при действии АВР в сети. Время нару-
шения электроснабжения 1,5 сек.
Данные электродвигателя: РНом = 542 кет; Uном = 3 кв; cos <рном = 0,8;
Ином — 0,935, mllvCK = 2,9, mBX — 1,0; /?ВуСК = 5,4; mJnax ~ 2,3; тс — 0,6;
Та = 15 сек.
239
Решение. Относительное время пуска
t 1,5
77= 15=0-1-
По кривой (рис. 10.17) при /,1уск ^0,1 и 1/ = 0 находим
v — 0,9, откуда 1 — 0,9 — 0,1.
При s = 0,1 и Ос = 1 (рис. 10.18) находим £г1уск = 2,7.
Расчетная пусковая мощность
Рис. 10.19. Время нарушения электроснаб-
жения в зависимости от электромеханической
постоянной
о Т’иом ^пуск
'-’пуск — Т1 +7V. —
Дном cos гном
542-2,7
— 0,935-0,8 = 1960 ква-
Идуктивное сопротив-
ление электродвигателя и
трансформатора при Sg =
— ST = 1000 ква, Ur, =
= 3,15 кв
ЗбСм
1000-32
- i960 - 3,152 = °’4б;
хг = 0,055.
Напряжение при само-
запуске с учетом напряже-
ния в сети П1=1,03 17ном
Хдп 0,46
и = и> = 1 ’03 0,46 + 0,055 = °-92-
Критическое скольжение
sKp = 0,061/^ mmaxl,2~Q’6,nc = 0,06 iZ 2;3-1’2 —о.б-о.б = 0>024
r Та Г 15
Возможность самозапуска определяется из условия необходимого вход-
ного момента
... 0,055 тс
5кр
В нашем случае
, 0,055-0,6
1,0-0,92- < -7-KST-
Следовательно, входной момент при пониженном напряжении получается
меньше требуемого для самозапуска; самозапуск без разгрузки не проходит.
Пример 10.4. Рассчитать возможность самозапуска семи асихроппых
электродвигателей. Каждый из них имеет следующие данные: Р = 500 квт,
^ном=3000 в; /ноад = 114 а после отключения к. з. через 1 сек; = 5 сек.
240
Двигатели питаются от шип неограниченной мощности через трансфор-
матор с ST = 6300 кв-а; U-r -- 10 500/3300 в; UK = 10,5% и приводят в дви-
жение механизм с постоянным моментом сопротивления mc = 1. Напряжение
при к. з. принимается равным пулю.
Решение. Определяем относительное время пуска
t 1
гпуск- Та - 5
По кривым (см. рис. 10.17) определяем расчетное скольжение к моменту
отключения к. з. для /11УСК = 0,2, U = 0 и v = 0,8
s= 1 —0,8 = 0,2.
Для этого значения скольжения (рис. 10.18) определяем при Uc = 1 крат-
ность пускового тока /г11уск = 3,45.
Следовательно, пусковой ток
/пуск = ^пуск Iном = 3,45-114 = 393,3 а.
Сопротивление двигателей
3000
7 _ ——-------- =0,62 ом.
-’в у/ 3-393,3-7
Сопротивление трансформатора
_(4% д20М 10,5 30002
Лт 100 -- 100 ’ 6300 ~0, 0 ом-
Расчетное приведенное напряжение трансформатора
3300
Драсч = Ю500 тв = 3300 в.
Остаточное напряжение на зажимах электродвигателей
0,62
^ост - 3300 Q Q2 j о 15 = 2660
Дост% = - • 100% = 88%.
Из рис. 10.18 видно, что при остаточном напряжении С'осг = 0,8 и сколь-
жении s = 0,2; твр = 1,1.
Следовательно, так как /пвр > тс, равного единице, самозапуск воз-
можен.
9 Зак. 2389
ГЛАВА XI.
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВНЕШНЕГО
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ
Для обеспечения электроэнергией промышленного предприя-
тия, не имеющего своей ТЭЦ, требуется присоединение предприятия
к сетям энергосистемы с последующим распределением электроэнер-
гии внутри предприятия и по отдельным цехам.
Существует следующая классификация сетей электроснабжения:
а) сети внешнего электроснабжения от места присоединения
к энергосистеме (районная подстанция) до приемных пунктов на
предприятии (ГПП, ЦРП, РП);
б) сети внутреннего электроснабжения — межцеховые и внутри-
цеховые.
В настоящей главе рассматриваются сети внешнего электроснаб-
жения промышленных предприятий — конструктивное выполнение,
электрический и механический расчет, вопросы эксплуатации.
§ 11.1. Конструктивное выполнение электрических
сетей
Электрические сети могут быть выполнены воздушными и кабель-
ными линиями или шинопроводами.
Воздушные линии (ВЛ). Воздушной линией называется устрой-
ство для передачи электроэнергии по проводам, расположенным
на открытом воздухе и прикрепленным при помощи изоляторов
и арматуры к опорам.
Провода и изоляторы. По конструкции провода де-
лятся на однопроволочные и многопроволочные.
Однопроволочные провода изготовляются для сечений 4, 6,
10 мм"; многопроволочные — от 10 мм" и выше.
Минимальный диаметр проводов устанавливается в зависимо-
сти от передаваемой мощности, необходимых запасов прочности,
потерь на корону, номинального напряжения ВЛ.
По условиям механической прочности, согласно ПУЭ, на ВЛ
выше 1000 в могут применяться провода с сечениями: алюминие-
242
вые — не менее 35 мм2, сталеалюминиевые и стальные — не
менее 25 мм2.
На пересечениях с линиями связи, железнодорожными, вод-
ными пространствами, с наземными трубопроводами и канатными
дорогами сечение алюминиевых проводов должно быть не менее
70 мм2.
Для воздушных линий применяются сталеалюминиевые, алюми-
ниевые, медные, стальные, бронзовые, сталебронзовые провода и
провода из алюминиевых сплавов.
Медные голые провода марки М имеют высокую проводимость
у = 53 м/ом-мм2 и большое сопротивление на разрыв ст = 40 кг!мм2,
При небольших пролетах между опорами применяют алюминие-
вые многопроволочные провода марки А с у = 32 м/ом-мм2 и
ст = 15—16 кг/мм2, поскольку они имеют пониженное сопротив-
ление на разрыв.
Сталеалюминиевые провода марки АС, АСУ, АСО обладают
большой механической прочностью, которую создает стальной
сердечник, имеющий ст = 110-4-120 кг/мм2-, токоведущей частью
является алюминиевая наружная часть провода.
На линиях до 10 кв с небольшими нагрузками применяют сталь-
ные многопроволочные провода марки ПС и ПМС, имеющие низкую
проводимость у = 7,52 м/ом-мм2 и большое сопротивление на
разрыв ст = 70 кг/мм2.
Бронзовые провода марки Б и сталебронзовые провода марки БС
имеют у = 25^-48 м/ом-мм2 и ст = 504-60 кг/мм2 и могут приме-
няться при значительных пролетах.
Для линий 330—500 кв для уменьшения индуктивного сопро-
тивления и потерь на корону применяются расщепленные провода,
т. е. подвеска двух и более проводов в одной фазе линии.
Применяются следующие типы изоляторов:
для линий напряжением 6—10 кв — фарфоровые штыревые типа
ШС-6, ШС-10 (штыревой Славянского завода);
для линий напряжением 20—35 кв — штыревые типа Ш-20 и
ШД-35;
для линий напряжением от 35 кв и выше подвесные изоляторы
П-3, П-4,5; П-6; П-7; П-8 и П-11 (цифры обозначают испытательную
нагрузку в тоннах). Изоляторы типа ШД и ШС крепятся к опорам
па крюках или штырях; на воздушных линиях 35 кв и выше в зонах
загрязнения должны применяться специальные грязестойкие изо-
ляторы;
при напряжениях ПО кв и выше должны применяться только
подвесные изоляторы.
Гирлянды подвесных изоляторов бывают поддерживающие и
натяжные. Поддерживающие гирлянды располагаются вертикально
па промежуточных опорах. Натяжные гирлянды используются на
анкерных опорах и находятся почти в горизонтальном положении.
91
243
На ответственных участках линии электропередач применяют сдво-
енные трехцепные и многоцепные гирлянды.
Количество изоляторов в гирлянде зависит от номинального
напряжения и требуемого уровня изоляции. На деревянных опорах
при напряжении 35 кв берется два подвесных изолятора в гирлянде,
при НО кв — шесть изоляторов и при 220 кв — 12 изоляторов.
На металлических опорах берется на один-два изолятора больше.
На воздушных линиях напряжением выше 220 кв для защиты
гирлянд от повреждений при возникновении дуги короткого замы-
кания применяются защитные рога и кольца.
Опоры воздушных линий. Воздушные линии про-
кладываются на деревянных, металлических и железобетонных
опорах.
По назначению опоры выполняются промежуточными, анкер-
ными, угловыми и концевыми.
Опоры могут быть одноцепными и двухцепными, с тросом и без
троса.
Промежуточные опоры поддерживают провода на прямых участ-
ках линий и составляют около 80% всех опор.
Анкерные опоры устанавливаются через определенное число
пролетов, имеют жесткое закрепление проводов и рассчитываются
на аварийный обрыв проводов.
Угловые опоры применяются при изменении направления линии.
Концевые опоры устанавливаются в начале и в конце линии.
При сооружении опор воздушных линий должны соблюдаться
установленные «Правилами устройств электроустановок» расстояния
между проводами, от поверхности земли и от других предметов,
находящихся в непосредственной близости от линии.
Для воздушных линий до 10 кв применяют деревянные, железо-
бетонные и комбинированные опоры из дерева и железобетона,
когда последний используется в качестве пасынка.
На рис. 11.1, а приведена промежуточная одностоечная опора
с траверсой и креплением изоляторов на штырях для линии напря-
жением до 10 кв, где стойка 1 укреплена на стуле 2 проволочными
бандажами 3; изоляторы крепятся на траверсе 4, имеющей раскосы 5
на верхушке опор 6.
Анкерная А-образная опора для напряжений до 10 кв показа-
на на рис. 11.1, б.
Линии 35—220 кв монтируются на деревянных, железобетонных
и металлических опорах. Металлические опоры в большинстве
случаев изготовляются для линий напряжением ПО—220 кв.
Деревянные опоры для линий напряжением ПО кв выполняются
всегда двухстоечными с расстоянием между проводами около 4 м
(рис. 11.2).
В настоящее время широкое применение в сетях внешнего элек-
троснабжения промышленных предприятий 35—500 кв имеют од-
ноцепные и двухцепные железобетонные опоры.
244
Примеры выполнения одноцепной промежуточной железобетон-
ной опоры ЛЭП—35 кв и двухцепной промежуточной железобетон-
ной опоры ЛЭП-НО кв приведены на рис. 11.3 и 11.4.
Кабельные линии. Кабельные сети, как правило, прокладыва-
ются в местах, где затруднено строительство воздушных линий
(города, населенные пункты, территории промышленных предприя-
тий). Кабельные линии имеют определенные преимущества перед
воздушными линиями — скрытность прокладки, обеспечивающая
РисЛН.!. Деревянные опоры ЛЭП 6 —10 кв
неподверженность атмосферным воздействиям, большая надежность
и безопасность в эксплуатации. Поэтому даже при большой стои-
мости и трудоемкости сооружения кабельные линии широко при-
меняются.
Кабель состоит из токоведущих жил, изоляции и защитных обо-
лочек.
Токоведущие жилы кабеля выполняются из медных или алюми-
ниевых проволок и могут быть однопроволочными и многопроволоч-
ными. По числу жил кабели выполняются одножильными, дву-
жильными, трехжильными и четырехжильными.
Изоляция кабелей выполняется из резины (для сетей напряже-
нием до 11 000 в), из многослойной пропитанной бумаги (для любых
напряжений), из различных пластикатов (полиэтилен, поливинил-
хлориды и др.).
Защитные оболочки, препятствующие проникновению влаги,
газов и кислот, выполняются свинцовыми, алюминиевыми и хлор-
виниловыми. Для механической защиты указанных оболочек накла-
245
дывается стальная или проволочная броня, поверх которой для
кабелей, прокладываемых в земле и в воде, накладывается защит-
ный джут из пропитанной кабельной пряжи.
При монтаже кабельных линий применяются соединительные,
ответвительные и концевые кабельные муфты и концевые воронки.
Различают чугунные муфты для напряжений до 1000 в и свинцовые
Рис. 11.2. Промежу-
точная деревянная
опора ЛЭП 35—110 кв
Оси гирлянд изоляторов
/традерса'
Рис. 11.3. Одно-
цепная промежу-
точная железобе-
тонная опора ЛЭП
35 кв
Рис. 11.4. Двухцеп-
ная промежуточная
железобетонная опо-
ра ЛЭП 110 кв
муфты для напряжений свыше 1000 в, которые после разделки
кабеля (снятия наружного покрова, брони и свинцовой оболочки)
заливаются битумной кабельной массой или специальными эпок-
сидными компаундами.
В отличие от концевых металлических муфт при сухой разделке
кабеля с применением липкой ленты и лака на основе полихлорви-
ниловых смол указанные муфты и кабельные воронки кабельной
массой не заливаются. Это ускоряет монтаж и обеспечивает необ-
ходимую электрическую и механическую прочность соединения.
Прокладка кабелей производится в земляных траншеях, тун-
нелях, каналах, блоках, по стенам зданий н других сооружений.
246
Прокладка кабелей в земляных траншеях (рис. 11.5) является
наиболее простым и дешевым способом. Защита от механических
повреждений кабелей обеспечивается покрытием кабеля кирпичом
или бетонными плитами. В качестве кабельной подушки приме-
няется просеянная земля или песок. Глубина прокладки кабеля
от поверхности земли должна быть не менее 0,7 м.
Рис. 11.5. Прокладка кабелей в траншее
При прокладке на'меньшей глубине (0,5 м), например при вводе
в здание, кабель должен иметь защиту от механических поврежде-
ний (заключен в металлическую или асбоцементную трубу).
Расстояние между кабелями при их параллельной прокладке
должно быть не менее: 100 мм— между силовыми кабелями напря-
5)
Рис. 11.6. Прокладка кабелей в каналах:
а—-наружная; б — внутренняя
жением до 10 кв и между силовыми и контрольными кабелями;
500 мм — между силовыми кабелями и кабелями связи.
Расстояние между кабелями, прокладываемыми вдоль различного
рода сооружений, должно быть не менее: 0,6 м — до фундаментов
зданий; 0,5 м — до трубопроводов; 2 .и—до теплопроводов.
В местах пересечений с железнодорожными путями и автогуже-
выми дорогами кабели должны быть защищены от механических
повреждений путем прокладки их в металлических или асбоцемент-
ных трубах.
Существует наружная (вне зданий по территории заводов)
прокладка (рис. 11.6, а) и внутренняя (в цехах) прокладка
(рис. 11.6, б) кабеля.
247
При прокладке кабелей в туннелях проходной туннель должен
выполняться высотой 2,2 м, полупроходной туннель— 1,5 .и; ка-
бель в туннелях прокладывается на специальных металлических
конструкциях, которые крепятся по обеим сторонам тоннеля.
Кабельным блоком (блочной кабельной канализацией) называет-
ся подземное сооружение с каналами в нем для прокладки кабелей.
Для устройства блоков применяют обычно одноотверстпые (одно-
канальные) гончарные, асбоцементные или бетонные трубы, которые
Рис. 11.7. Прокладка кабелей е блоках;
1— кабельный блок; 2 — кабельный колодец
укладывают в один или несколько рядов в траншею на бетонное
основание и после стыкования скрепляют бетоном в общий блок
(рис. 11.7).
Для блочной канализации применяются также сборные много-
канальные бетонные блоки. В местах соединений и ответвлений
кабелей, а также на прямых участках длинных кабельных линий
(более 150 м) для облегчения протяжки кабелей через отверстия
блоков устраивают колодцы, в которые вводят трубы блока. Блоки
и колодцы, сооружаемые в сырых грунтах или ниже уровня грун-
товых вод, покрывают гидроизоляцией, предупреждающей проник-
новение в них влаги. Трубы в блоках укладывают с небольшим
уклоном к колодцам, куда стекает случайно попавшая влага.
Прокладка кабеля в тоннелях, каналах и блоках обеспечивает
хорошую защиту их от механических повреждений и облегчает
ремонт. Ремонт кабеля при таких видах прокладки производят
без земляных работ, не нарушая пешеходного, автомобильного и
других видов движения. Однако такая прокладка кабелей стоит
248
. 11.8. Прокладка сдвоенного откры-
значительно дороже и поэтому применяется только для особо
ответственных магистралей или большого количества кабелей.
Трехфазные токопроводы напряжением 6—35 кв. В последнее
время вне и по территории промышленных предприятий, а также
внутри электропомещений применяется прокладка токопроводов
выше 1000 в всех исполнений.
Открытые токо-
проводы с жесткой
ошиновкой применяют-
ся преимущественно при на-
пряжениях 6 и 10 кв, значи-
тельно реже — при 35 кв.
Конструкции их различаются
взаимным расположением фаз,
типом изоляторов, материа-
лом, формой и размерами
шин, а также выполнением
отдельных узлов.
Шины токопроводов изго-
тавливают в основном из алю-
миния или из его сплавов.
При токах до 2000 а пакет
состоит из плоских шин, а
при больших токах — из шин
швеллерного профиля.
Токопроводы с вертикаль-
но расположенными фазами
(электрически несимметрич-
ны) прокладывают на откры-
том воздухе (рис. 11.8) с опор-
ными изоляторами для на-
ружной установки. Над то-
копроводами предусматрива-
ют кровлю.
Конструкция открытого токопровода с жесткими шинами и
подвесными изоляторами приведена на рис. 11.9.
Шинные пакеты держатся на растяжке из подвесных изоля-
торов. Чтобы при пробое одного изолятора не произошло междуфаз-
ного замыкания, между фазами устанавливают по два изолятора
(с заземлением средней точки), а между крайними фазами и землей—
по одному.
Лучшими технико-экономическими показателями в части по-
терь и стоимости монтажных работ обладают симметричные под-
весные токопроводы напряжением 6—35 кв с жесткими шинами и
опорными ^изоляторами (рис. 11.10). Токоведущие шины располо-
жены по углам равностороннего треугольника. Опорные изоляторы
размещены под углом 120 ° друг к другу и закреплены на общей,
9В. Зак. 2389
249
Подвешенной к опорам стальной конструкции, вместе с которой
образуют симметричную трехлучевую звезду.
Тип изоляторов выбирается в зависимости от напряжения и
ударного тока короткого замыкания, а также от условий прокладки.
Монтируют симметричные подвесные токопроводы из секций,
заранее изготовленных на заводах или на монтажно-заготовительных
участках. Это позволяет повысить индустриализацию монтажных
работ и скорость их выполнения. Секции выполнены для четырех
наиболее употребитель-
ных типоразмеров швел-
лерных алюминиевых
шин: 2(100 X 45 X 6),
2(125x55x6,5), 2(150х
Хб5 X 7) и 2(175 X
X 80 X 8) с пропускной
способностью по нагре-
ву соответственно 3500,
4640, 5650 и 6430 а.
Секции рассчитаны на
ударные токи трехфаз-
ного короткого замыка-
ния от 60 до 200 ка.
Гибкие трех-
фазные токопро-
воды па напряжение
6—20 кв применяются
для соединения генера-
торов с трансформатора-
ми, а также генераторов
и трансформаторов с ши-
нами распределительных
устройств. Такие токо-
проводы могут приме-
Рис. 11.9. Токопровод с подвесными изоля-
торами
пяться и в качестве распределительных для промышленных пред-
приятий (рис. 11.11).
Каждая фаза выполняется из нескольких голых гибких прово-
дов, расположенных равномерно по окружности с помощью специаль-
ных крепежных деталей. Фазы размещают либо в горизонтальной
плоскости, либо по углам равностороннего треугольника и крепят
к опорам при посредстве подвесных изоляторов.
Гибкие токопроводы изготовляют, как правило, из алюминиевых
и сталеалюминиевых проводов. Медные провода применяют лишь
в исключительных случаях (в среде, агрессивной по отношению
к алюминию).
Закрытые токопроводы выполняются на токи до
20 ка и напряжение до 35 кв. По сравнению с открытыми они имеют
ряд преимуществ: уменьшают вероятность междуфазовых корот-
250
ких замыканий; повышают безопасность обслуживания; уменьшают
электродинамические усилия между фазными шинами при корот-
ких замыканиях.
5000
Рис. 11.10. Симметричный токопровод
Применяются следующие исполнения закрытых токопроводов
а) все фазы помешены в одном кожухе, не разделенном пере-
городками;
Рис. 11.11. Подвесной гибкий токопровод
б) фазы находятся в общем кожухе, разделенном перегородками
на отсеки;
в) каждая фаза заключена в отдельный кожух из алюминия
или алюминиевого сплава.
9В
251
Закрытые токопроводы значительно дороже открытых и поэтому
менее распространены. Такие токопроводы применяются при блоч- ,
ной схеме для соединения генераторов с повысительными трансфор-
маторами и трансформаторами собственных нужд, а также для мощ-
ных ртутно-выпрямительных агрегатов на участке между регулиро- .
вочным автотрансформатором и главным трансформатором. J
§ 11.2. Понятие об электрическом и механическом
расчете линий и опор линий электропередачи )
При электрическом расчете линию электропередачи внешнего
электроснабжения представляют в виде трех звеньев (рис. 11.12):
первое и третье звенья соответствуют трансформаторам повыси-
Рис. 11.12. Схема линии электропередачи (а) и схе-
ма замещения (6)
тельной подстанции системы и понизительной подстанции пред-
приятия, второе звено — линии электропередачи внешнего электро-
снабжения.
При расчете линии электропередачи напряжением 35 кв и выше
необходимо учитывать, что кроме активных и индуктивных сопро-
тивлений линии и трансформаторов, емкостную проводимость линии,
продольную и поперечную составляющие падения напряжения.
При расчете линии должны быть заданы напряжение в конце
линии (t/4), активная (Р4) и реактивная (QJ нагрузки. Расчет
начинают с третьего звена. Определяют падение напряжения
(рис. 11.13, а):
продольная составляющая
= (]1 л)
С/ 4
поперечная составляющая
. (11.2)
252
При этом напряжение в начале третьего звена (понизительная
подстанция) ______________________
U3 = V ((/4 + Д6/84)2 + (6t/34)2. (11.3)
Определяют потери мощности в третьем звене:
р2 I о2
ДРз^-^тР-^; (11.4)
U4
Р2, + Qi
AQ31 = (П-5)
Тогда мощность в начале
звена:
Р3 = Р4 + ДР31; (11.6)
Q3 = Q4 + AQ34. (11.7)
Так же подсчитываются
составляющие потери напря-
жения и мощности во втором
и первом звеньях линии элек-
тропередач, после чего нахо-
дят аналитически или сложе-
нием векторов (рис. 11.13, б)
напряжения и мощности в
начале первого звена, т. е.
в начале линии:
Рис. ПЛЗЛВекторные диаграммы на-
пряжений линии электропередачи
U^Ui + ^AU;
Q1=Q4+SAQ.
(11.8)
(И.9)
(11.10)
Далее определяют величину
расчетного тока линии
Si +
~ узЬ1 — 1/ЗС/1
По величине тока выбирают экономически наиболее выгодное
сечение.
Для радиальных линий ВЛ 6—35 кв, питающих ряд подстанций
и соединенных в цепочку (рис. 11.14), потеря напряжения (в)
на отдельных участках линии между подстанциями
, (П.Н)
где Рп — активная составляющая нагрузки на каждом участке
с учетом потерь активной мощности в трансформаторах,
/сет;
253
Qn — реактивная составляющая нагрузка на каждом участке
с учетом потерь реактивной мощности в трансформаторах,
квар',
гп — активное сопротивление участка линии, ом;
хп — реактивное сопротивление участка линии, ом.
Активная и реактивная составляющие нагрузки:
Р„ = S cos срф- АРт квт-, (11.12)
= Ssin ф+AQT квар, (11.13)
где S — расчетная мощность подстанции на вторичной стороне
трансформаторов, ква',
&Р.Г — потери активной мощности в трансформаторах под-
станции, квт-,
AQT — потери реактивной мощности в трансформаторах под-
станции, квар.
Рис. 11.14. Расчетная, радиальная, воздушная линия элек-
тропередачи с несколькими нагрузками
Для указанной линии вводятся коэффициенты совпадения мак-
симумов для отдельных участков сети.
При напряжении 35 кв и выше провода должны быть проведены
по условиям образования короны.
Потери активной мощности на корону имеют место в том случае,
когда линейное напряжение превышает критическое напряжение
короны, которое определяется из выражения
= 84 т1 т., Ьг lg —ЗР , (И. 14)
где mj — коэффициент шероховатости, учитывающий
состояние поверхности провода; для многопро-
волочных проводов пр = 0,83—0,87;
//Zj — коэффициент погоды; при сухой и ясной
погоде т2 = 1, при плохой погоде (снег,
дождь, туман) т2 = 0,8;
6 — коэффициент относительной плотности воз-
s 3,926 ,, -
духа: о = -2733- (Ь — барометрическое давле-
ние, см. pm. cm.; ft— температура воздуха,
град. С);
г — радиус провода;
254
Dvp = |/DtDzD3 — среднегеометрическое расстояние между фаза-
ми.
Механический расчет проводов в нормальных режимах работы
линии производится из условий обеспечения в них необходимого
запаса прочности при различных сочетаниях атмосферных условий.
Механический расчет проводов в аварийных режимах работы
линии производится для установления величины тяжения и стрел
провеса провода в пролетах, смежных с аварийным.
Расчет проводов сводится к определению:
а) нагрузок, действующих на провода;
б) значений критических пролетов;
в) напряжений в проводе при различных расчетных режимах;
г) стрел провеса провода.
Удельные механические нагрузки (g, кг/м-мм2), действующие на
провода:
удельная нагрузка от собственного веса провода
где G — вес 1 км материала провода, кг-,
k — коэффициент для многопроволочного провода, равный
1,025, учитывающий увеличение длины отдельных прово-
лок, из которых свит провод, по сравнению с его длиной;
s — сечение провода, мм2-,
удельная нагрузка от гололеда
g2 = 0,00283 b(d + b} , (11.16)
где d — диаметр провода, мм\
b — слой гололеда, образующийся при температуре от 0 до
— 5°, мм;
удельная нагрузка от собственного веса и веса гололеда
g'3 = .?i + g'2;
удельная нагрузка от ветра без гололеда
0,0638-v2d
ГобЬ-s
где v — скорость ветра, м!сек\
удельная нагрузка от ветра при гололеде
0,0638 (d + 2b) v2
1000 s
Суммарная нагрузка от веса провода и давления ветра:
без гололеда
= (Н.20)
(11.18)
(И-
255
при гололеде
+ (11.21)
Приведенные удельные нагрузки позволяют произвести расчет
проводов для всех возможных случаев работы проводов. При изме-
нении температуры провода и его нагрузок (ветер, гололед) меняются
напряжение материала (о) и стрела провеса провода (/).
Расчетные климатические условия (температура воздуха, ско-
рость ветра, толщина слоя гололеда) принимаются по табл. 11.1.
Таблица 11.1
Параметры Расчетные условия Районы климатических ус- ловий
I ш IV
Температура воздуха, °C Высшая Низшая При проводах, покрытых го- лоледом +40 —40 — 5 +40 —40 — 5
Скорости ветра. Л1,:сек При нор- мальных ре- жимах работы Провода, свободные от гололеда Провода по- крыты гололе- дом 10 25 25 15
При аварий- ных режимах Провода по- крыты гололе- дом 0 0
При температурах окружа- ющего воздуха +40° и —40° 0 0
Гололед Толщина стенки, см Удельный вес, г)см? 0,5 1,0 0,9 1,5 0,9 2,0
Напряжение в проводе для различных расчетных режимов
определяется по уравнению состояния провода в пролете:
Pg2 Г g2 а
= (11.22)
где а — температурный коэффициент линейного расширения,
1/град. С;
₽ = J----коэффициент упругого удлинения, мм2/кг\
Е — модуль упругости, кг/мм2-,
I — длина пролета;
256
a — напряжение на растяжение в проводе, кГ!млг\
т
== - — (Т — растягивающая сила, кГ).
Если известно напряжение материала ом при нагрузке и
температуре /м, то уравнение (11.22) дает возможность опреде-
лить напряжение материала, соответствующее нагрузке g и темпе-
ратуре t.
Стрела провеса провода (рис. 11.15)
? = > (11.23)
Длина провода в' пролете
L = / + ^. (Н-24)
Для уравнения (11.22) обычно
задаются
отах = 4’ О1-25)
Рис. 11.15. Пролет и стрела про-
веса воздушной линии электро-
передачи
где k — временное сопротивление на разрыв, кПммг\
п — коэффициент запаса, равный 2-уЗ.
Наибольшее напряжение в проводе может быть или при гололеде
(/ = — 5°), или без гололеда (/=—40°). Если напряжение на разрыв
в данном проводе будет одинаково при гололеде и без него, то это
будет соответствовать так называемому критическому пролету.
кр
2 2
&1- «6
(11.26)
Сравнивая величину критического пролета (/кр) с заданным про-
летом (/зад), устанавливают:
а) если /зад > /Кр, то отах будет при гололеде и t = —5°;
б) если /зад < /кр, то отах будет при t = —40°.
Установив, какой из случаев (а или б) является наиболее тяже-
лым, по уравнению состояния (11.25) определяют фактическое
напряжение в проводе.
Аналогично вводится понятие критической температуры, кото-
рая соответствует температуре, при которой стрела провеса от соб-
ственного веса равна стреле провеса при гололеде и t = —5°,
До= —afl——V5. (11.27)
kp а ( g3 ) V
Из (11.27) следует, что:
а) если высшая температура провода t у> tKp, то /111ах будет
при высшей температуре;
257
б) если температура провода t <Т /К), , то Д11ах будет при голо-
леде и t = —5° С.
Механический расчет опор производится при нагрузках в нор-
мальном режиме работы (провода не оборваны и покрыты или
свободны от гололеда) и аварийном (обрыв одного или нескольких
проводов, создающий одностороннее тяжение). На аварийный режим
в основном рассчитываются анкерные опоры.
Ниже приводится порядок расчета одностоечной промежуточной
опоры. На опору (рис. 11.16) действуют горизонтальные силы:
от давления ветра на
провода
Pj —аСх QF sm ср, (11.28)
где
а — коэффициент, учи-
тывающий нерав-
номерность скоро-
сти ветра по про-
воду (0,7—1,0);
Сх — коэффициент лобо-
вого сопротивле-
ния (1,1—1,2);
Q — нормальный скоро-
стной напор, кГ1м2-.
Рис. 11.16. Схема и нагрузки одностоечной „ о2
опоры Q=_[g ’
F — площадь диаметрального сечения, м2;
ф — угол между направлением ветра и осью ВЛ;
от давления ветра на опору
Р2 — Qo ^ср
(11.29)
где Qo — удельная нагрузка от давления ветра на опору, кГ1м2'
Q.^cx
V1
Тб
dcp — средний диаметр опоры, лц
Н — высота столба, м.
Кроме горизонтальных сил Pt и Р2, на опору действуют вер-
тикальные силы: Р3 — от веса провода и Pi — от веса гололеда.
Вертикальные силы учитываются в расчетах увеличением изги-
бающего момента на 5—10%.
Изгибающий момент в сечении АА
» /гз
Mi — Р± h1-p Ро
(11.30)
258
Изгибающий (максимальный) момент в сечении АА с учетом
вертикальных сил Млл = 1,05М1. (11.31)
Напряжение в сечении АА JV1 л Л (Н-32)
где Wаа — момент сопротивления: Waa =0,95-0,1 d3AA, см3.
В сечение АА вводится коэффициент 0,95, учитывающий ослаб-
ление сечения притеской столба и стула.
Изгибающий момент в сечении ВВ
ЛД = Pi^H—b — 0,5Р2Я. (11.33)
Изгибающий (максимальный) момент в сечении ВВ вертикальных сил Л'1 вв = 1,1 Alj. Напряжение в сечении ВВ мвв QBB ’ где = 0,1 d~BBi см3. с учетом (11.34) (11.35) (11.36)
Сравнивая значения а а а и <зВв с допустимым напряжением на
изгиб Одоп (по справочнику), устанавливаем пригодность размеров
(диаметра) опоры или необходимость их изменения.
Примечание. Размерности в расчете даны в системе МКС, учи-
тывая, что, по ПУЭ, все нормируемые величины даны в этой системе.
§ 11.3. Вопросы эксплуатации воздушных
и кабельных линий электропередачи
Осмотры воздушных линий. Для выявления возникающих на
линии и трассах дефектов с целью их своевременного устранения
производят осмотры линий без их отключения.
Осмотры могут производиться с земли и с подъемом на опору
(верховые осмотры), невооруженным глазом или с биноклем. При
осмотрах выявляются обрывы жил проводов, набросы, битые изоля-
торы, нагревы контактов, дефекты на трассах и т. д.
259
Внеочередные осмотры производятся после автоматического от-
ключения линий, при возникновении гололеда, мокрых снегопа-
дах и т. д. Если осмотр с земли и верховой осмотр не позволяют
определить характер дефекта или повреждения, необходимо отклю-
чить линию для осмотра и устранения дефекта.
Замеры расстояний и стрел провеса. «Правилами устройства
электроустановок» регламентированы расстояния между проводами
или тросами пересекающихся линий и линий связи, расстояния от
проводов до пересекаемых объектов (дороги, дамбы, реки и т. д.).
Замеры этих расстояний производятся при приемке линии в экс-
плуатацию и в дальнейшем по мере необходимости: при появлении
Рис. 11.17. Переносный высотомер
новых пересечений или соору
жений, при переустройстве
имеющихся переходов или пе-
ресекаемых объектов (замена
опор, изоляторов, арматуры)
и т. д.
Изменение этих расстоя-
ний может происходить в про-
цессе эксплуатации из-за на-
клонов опор, вытяжки прово-
дов, перекоса траверс и ос-
лабления крепления прово-
дов в зажимах.
Замеры производят без от-
ключения линии угломерны-
ми приборами и изолирую-
щими штангами или при отключении линии обычными рулетками
и веревками.
Из угломерных приборов могут быть использованы теодолиты,
оптические приборы, карманные высотомеры и т. п.
Портативный высотомер представляет собой пирамидальную
жестяную коробочку с открытым основанием с одной стороны и
с отверстиями в основании другой (рис. 11.17, а). В открытое осно-
вание вставляется стекло, на котором нанесены две горизонтальные
риски на расстоянии 65 мм друг от друга. Два отверстия с противо-
положной стороны коробочки служат для визирования.
Высоту предмета или расстояние до него определяют по принципу
подобия треугольников (рис. 11.17, б). Для этого измеряют расстоя-
ние базиса L в момент, когда оно укладывается точно между верх-
ней и нижней рисками на стекле. Отношение bclac в приборе при-
нято равным 1/2, поэтому, измерив расстояние L и разделив его
пополам, получают искомую величину.
Чтобы измерить расстояние Н, надо отойти с прибором на такое
расстояние L, при котором риски на стекле прибора совпадут: одна—
с проводом, а другая — с предметом на земле под проводом (камень,
колышек и т. п.).
260
Верховые ревизии с выборочной выемкой проводов из поддержи-
вающих зажимов проводятся не реже одного раза в шесть лет.
Если при верховых ревизиях выборочная проверка проводов или
тросов показывает наличие повреждений от вибрации в поддержи-
вающих зажимах, то должно быть проверено состояние проводов
или тросов на всех промежуточных опорах. Работы по верховой
ревизии проводов производятся на отключенных и заземленных
линиях бригадами, оснащенными телескопическими вышками
типа ВИ-23 и специальными приспособлениями для освобождения
поддерживающих зажимов без опускания проводов на землю.
Замена опор. При эксплуатации линий нередко возникает необ-
ходимость в замене опор. Работу по замене опор на действующих
линиях приходится производить в сжатые сроки. Если позволяют
расстояния, то сборка и установка новой опоры производятся вблизи
линии без снятия с нее напряжения.
Контроль за состоянием изоляторов включает следующие меро-
приятия:
осмотры изоляторов, находящихся под напряжением;
осмотры и чистки изоляторов со снятием с них напряжения;
периодические замеры распределения напряжения по гирлянде
штангой под рабочим напряжением для выявления «нулевых» и
дефектных изоляторов;
выявление дефектных изоляторов с помощью высокочастотной
дефектоскопии.
При осмотрах линии можно обнаружить разрушение фарфора
и стекла изоляторов, сколы фарфора, следы перекрытия изоляторов
(когда коричневая глазурь оплавлена и видны белые пятна фарфора).
При верховых ревизиях отключенных линий выявляются тре-
щины на шапках изоляторов, кольцевые трещины на фарфоре; осо-
бенно тщательно проверяется состояние скрепляющих частей около
шапки, наличие замков, выползание стержней и т. п.
В процессе эксплуатации необходимо контролировать распреде-
ление потенциала по гирлянде. Оно должно быть неравномерным:
под наибольшим напряжением находится изолятор у провода;
к середине гирлянды напряжение, приходящееся на каждый изо-
лятор, падает; к траверсе — вновь начинает возрастать. Принци-
пиальная электрическая схема для замера величины напряжения,
приходящегося на изолятор, представлена на рис. 11.18, где С—
испытуемый изолятор, Р — разрядник с переменным или постоян-
ным искровым промежутком и £ — потенциал, приходящийся на
данный изолятор.
При постепенном уменьшении расстояния между электродами
разрядника с переменным искровым промежутком в определенный
момент между электродами проскакивает искра с характерным
треском. Замечая положение указателя на шкале,градуированной
в киловольтах, при котором был слышен треск, определяют вели-
чину напряжения, приходящегося на указанный изолятор гирлянды.
261
Если при сближении электродов разряда не происходит (неслышно
треска), то измеряемый изолятор —«нулевой» — электрически
пробит.
Конструкция измерительной головки штанги с переменным искро-
вым промежутком представлена на рис. 11.19. Головка навинчи-
вается на изолирующую часть универсальной измерительной штанги,
с помощью которой производится наложение электродов на шапку
и стержень изолятора. Простым поворотом вокруг оси изменяется
расстояние между электродами разрядника. По окончании замера
и снятия головки с изолятора пружина возвращает головку в исход-
ное положение.
Рис. 11.18. Схема изме-
рения напряжения на
изоляторе гирлянды
Рис. 11.19. Головка штанги для контроля изо-
ляторов:
/—коромысло; 2—шунтирующая пластинка; 3 — непод-
вижный электрод; 4 — контргайка; 5 —шкала; 6 — под-
вижный электрод; 7 —контрольные шунты
Для обнаружения дефектных изоляторов, имеющих частичные
разряды, применяется измерительный прибор-измеритель частич-
ных разрядов — дефектоскоп. Обнаружение источника частичных
разрядов производится при помощи антенны по прибору и при по-
мощи телефонных трубок на слух.
Контроль за состоянием контактных зажимов. Для своевремен-
ного выявления увеличения переходного сопротивления контакт-
ных зажимов на участке провода с контактным зажимом периоди-
чески замеряют падение напряжения. Периодичность контроля
устанавливается в зависимости от конструкции и эксплуатационных
качеств зажима. Все прессуемые и обжимные зажимы (в том числе
и прессуемые ремонтные муфты) на алюминиевых, сталеалюминие-
вых и медных проводах должны проверяться один раз в шесть лет.
Измерение падения напряжения на контактном зажиме можно
производить либо под напряжением при протекании по проводам
тока нагрузки, либо на отключенных линиях путем подключения
к участку провода с контактным зажимом источника электрического
тока (батарея аккумуляторов, мотор-генератор и т. д.). В первом
случае измерения производятся при помощи универсальной изме-
рительной штанги, на конце которой укреплена специальная изме-
262
рительная головка с милливольтметром; во втором — путем непо-
средственного подключения милливольтметра к проводу по обе
стороны от замеряемого зажима.
Если сопротивление контакта отличается от сопротивления
целого провода в два и более раза, контактный зажим должен быть
заменен.
Контроль за состоянием контактных зажимов производится и
при очередных осмотрах линии. При этом дефектные контактные
зажимы могут быть обнаружены по наличию потемнений и трещин
от нагрева, отсутствию снега или инея на отдельных зажимах и
т. п.
Контроль контактов на отключенных линиях. Этим методом
пользуются при контроле качества сварных соединений непосред-
ственно после монтажа до включения линии.
Для измерений могут быть использованы микрометры, питаю-
щиеся от встроенной сухой аккумуляторной батареи.
Трубчатые разрядники служат надежным средством защиты
от атмосферных перенапряжений, если они исправны, правильно
установлены и правильно эксплуатируются. В противном случае
они не только не выполняют своего назначения, но и сами могут
стать причиной повреждения линии электропередачи.
Установленные на линии трубчатые разрядники должны периоди-
чески осматриваться во время обходов и верховых ревизий линий.
Кроме того, при выводе линии в капитальный ремонт (один раз
в три года) все трубчатые разрядники заменяются на новые или отре-
монтированные. Снятые с опор разрядники тщательно проверяются
на базах РМС и ремонтируются.
Все трубчатые разрядники, сработавшие хотя бы один раз,
снимаются с опор и проверяются в конце грозового сезона.
Замеры сопротивления заземления опор и тросов производятся
после первых девяти лет эксплуатации и в дальнейшем периоди-
чески — не реже одного раза в шесть лет. Необходимость такой
проверки обусловлена возможными повреждениями заземляющих
устройств и возможным изменением удельного сопротивления
грунтов.
Измерение сопротивления заземления производится специаль-
ным прибором-измерителем заземления типа МС-07. Этот прибор
выполнен по компенсационной схеме. Принцип действия прибора
основан на сравнении падения напряжения на испытуемом зазем-
лении /?л с падением напряжения на регулируемом известном сопро-
тивлении R, которое отградуировано в омах и нанесено на шкале
прибора.
Схема измерения сопротивления заземления опор показана на
рис. 11.20. Соединение испытуемого заземления с прибором двумя
проводами (зажимы А и Е t) исключает погрешности, вносимые
сопротивлениями соединительных проводов и контактов. Измери-
тель заземления располагается в непосредственной близости к испы-
263
туемому заземлителю и устанавливается горизонтально на твердом
основании. В качестве зонда и вспомогательного заземлителя исполь-
зуются стальные стержни диаметром не менее 0,5 см или стальные
буравы. Глубина их погружения в грунт должна быть не менее
0,5 см. Для снижения погрешностей замера вследствие экрани-
рования вспомогательный электрод забивается на расстоянии 40—
50 м от испытуемого заземления, причем при замере протяженных
Рис. 11.20. Замер сопротивления заземления опоры:
1 — переключатель пределов; 2 — переключатель регулировки;
3 — реостат: 4 — зонд; 5 — вспомогательный заземлитель
заземлителей он располагается в направлении, перпендикулярном
направлению испытуемого заземлителя. Зонд забивается посередине
между испытуемым и вспомогательным заземлением, т. е. на расстоя-
нии 20—25 м.
Испытание изоляции кабельных линий. Изоляцию кабельных
линий испытывают постоянным током высокого напряжения на уста-
новке, принципиальная схема которой приведена на рис. 11.21.
Напряжение от испытательной установки прикладывают пооче-
редно к каждой жиле кабеля (две другие жилы заземляют). Испы-
тание длится обычно 5 мин. Напряжение плавно (1—2 кв в секунду)
поднимают до испытательной величины и поддерживают неизменным
до конца испытания. Если при испытании кабельной линии ток
утечки будет нарастать, продолжительность испытания необходимо
увеличить до 10 мин. При дальнейшем нарастании тока утечки
264
необходимо продолжать испытание до пробоя изоляции кабельной
линии.
Линия считается выдержавшей испытание, если при испытании
не было пробоев и ток утечки установился на определенной вели-
чине.
В период испытания кабель заряжается и длительно сохраняет
заряд, поэтому после окончания испытания все жилы кабеля разря-
жают через ограничительное
сопротивление на «землю».
Для испытания кабельных
линий применяют стационар-
ные и передвижные уста-
новки.
Стационарные испытатель-
ные установки предназнача-
ются для электростанций и
подстанций, где имеются рас-
пределительные устройства с
большим числом присоединен-
ных кабельных линий.
Кенотронный аппарат ти-
па АКИ-70 состоит из пере-
движного пульта управления
на колесах и кенотронной
выпрямительной приставки.
К аппарату придается штанга
для заземления. Аппарат ском-
плектован из трех частей:
корпуса с пультом управле-
ния, трансформатора и кено-
тронной приставки.
Рис. 11.21. Схема установки для испы-
тания кабеля:
/—рубильник; 2 —предохранители; 3 —регу-
лировочный трансформатор; 4 — магнитный
пускатель; 5 —вольтметр накала; 6 — переклю-
чатель питания; 7 — выключатель накала: 8 —
трансформатор накала; 9 — кенотронная лам-
па; 10 — нож заземления; 11 —ограничитель-
ное сопротивление; 12 — шунт; 13— испыта-
тельный трансформатор; 14 —шунт
Для испытания постоян-
ным током кенотронную при-
ставку устанавливают на от-
кидной дверце пульта управ-
ления, куда подают напряже-
ние. При помощи регулято-
ра напряжения поднимают
напряжение до испытатель-
ной величины (по шкале, отградуированной в киловольтах) и из-
меряют ток утечки (в микроамперах).
Широко применяются испытательные установки, смонтирован-
ные на автомашине. Установка собирается по схеме, приведенной
на рис. 11.21. Она позволяет выпрямленным током испытывать изо-
ляцию кабельных линий и переменным током — оборудование рас-
пределительных устройств.
265
На автомашине смонтирован специальный барабан со шланговым
проводом длиной 30 м, при помощи которого установка присоеди-
няется к сети. Кроме того, имеется барабан с проводом типа
«магнето» для присоединения испытуемого объекта к установке и
барабан с голым медным проводом для заземления самой машины
и испытуемого объекта. К автомашине придаются изолирующие
стойки для крепления провода типа «магнето» и каната, ограждаю-
щего машину при испытаниях.
Определение мест повреждений кабельных линий. Повреждения
в кабельных линиях по их характеру подразделяются на следую-
щие виды:
повреждение изоляции, вызывающее замыкание одной жилы на
землю;
повреждение изоляции, вызывающее замыкание либо двух-трех
жил на землю, либо двух-трех жил между собой;
обрыв одной, двух или трех жил без заземления или с заземле-
нием оборванных и необорванных жил;
заплывающий пробой изоляции;
повреждение кабеля одновременно в нескольких местах, каж-
дое из которых может относиться к одному из выше указанных
видов.
Для установления характера повреждения кабельной линии
во многих случаях бывает достаточно измерить с обоих концов
линии сопротивление изоляции каждой токоведущей жилы по отно-
шению к земле, сопротивление изоляции между токоведущими
жилами и определить целость токоведущих жил. Эти измерения
производят мегометром МС-06 на 2500 в или М-1101 на 100—500—
1000 в. Перед измерением кабельная линия должна быть отключена
разъединителями с обоих концов.
Если мегомметром не удается обнаружить характер поврежде-
ния изоляции, то дополнительно поочередно испытывают высоким
напряжением от испытательной установки изоляцию токоведущих
жил по’отношению к металлической оболочке кабеля и между собой.
Во многих случаях для определения места повреждения необ-
ходимо иметь малое переходное сопротивление в месте повреждения
кабельной линии. Переходное сопротивление снижают до необхо-
димого предела, прожигая изоляцию в месте повреждения.
В городских сетях прожигательная установка совмещается с
испытательной и монтируется на автомашине. Схема испытательно-
прожигательной установки приведена на рис. 11.22. Прожигание
с перерывами длится до нескольких часов, а иногда и суток. При этом
сопротивление резко меняется, то снижаясь, то возрастая, пока
не начинает постепенно снижаться. В некоторых случаях в процессе
прожигания место повреждения заплывает, изоляция восстанавли-
вается и пробои прекращаются.
При прожигании мест повреждений кабельных линий, проходя-
щих частично или полностью в туннелях, подвалах и других откры-
266
тых помещениях, необходимо выставлять наблюдателей для обнару-
жения мест повреждений и предотвращения возможности возгора-
ния кабелей.
Определив характер повреждения, приступают к определению
места повреждения кабельной линии. Вначале примерно опреде-
ляют зону повреждения одним из следующих методов: импульсным,
колебательного разряда, петлевым, емкостным.
Рис. 11.22. Схема испытательно-прожигательной установки:
1 —трансформатор газотрона 6 ква; 2—двухполюсный переключатель; 3—трансфор-
матор накала; 4 — газотрон; 5 — испытательный трансформатор 220/42500 в, 6 ква;
6 — кенотрон; 7 — сопротивление; 8 — магнитный пускатель;. 9 — регулировочный
трансформатор 0—250 в, 1 ква; 10 — автотрансформатор 220—380 в, 7 ква; 11 — кнопки
управления: 12—дверной блок контакт; /3 —контакты в цепи регулировочного транс-
форматора; 14— барабан для шлангового кабеля; 15 —переключатель; 16 — реостат;
/7 — генератор высокой частохы; 18~возбудитель; 19 — электродвигатель
267
Импульсным методом определяют место поврежде-
ния кабельных линий при помощи прибора ИКЛ-5 (испытатель
кабелей и линит).
Импульсный метод основан на измерении времени прохождения
электрического импульса, посланного прибором ИКЛ-5, до места
повреждения и обратно. На экране электроннолучевой трубки
прибора ИКЛ-5 при измерении видны линии импульса и масштабных
отметок времени, которые следуют через 2 мксек. При измерении
ручкой совмещают начало импульса с началом масштабной отметки
Рис. 11.23. Изображение импульсов на экра-
не прибора ИКЛ-5
и отсчитывают число от-
меток до момента отра-
жения импульса.
Расстояние от начала
линии до места повреж-
дения определяют по
произведению отсчитан-
ного числа отметок на
скорость распростране-
ния импульса. На рис.
11.23, а показан экран
элект роннолучевой
трубки прибора ИКЛ-5
в момент измерения на
линии, имеющей короткое замыкание жил кабеля (в этом слу-
чае отраженный импульс своей вершиной направлен вниз). Для
указанного случая число отметок п = 2,8, поэтому место повреж-
едния от начала линии находится на расстоянии
1К= 160-2,8 = 448 м,
где 160 м!мксек — скорость распространения импульса по кабель-
ным линиям..
При обрыве линии отраженный импульс своей вершиной направ-
лен вверх (рис. 11.23, б).
Таким образом, импульсный метод позволяет определить место
и характер повреждения; он очень прост и сравнительно точен,
благодаря чему нашел широкое применение.
Метод колебательного разряда применяет-
ся для определения зоны повреждения в кабельных линиях при
заплывающих пробоях. При измерении этим методом на поврежден-
ную жилу подается напряжение от выпрямительной установки. При
пробое в кабеле происходит колебательный процесс, причем период
колебаний пропорционален расстоянию от места измерения до
места повреждения. Прибором ЭМКС-58 измеряют время первого
полупериода колебаний; шкала прибора для удобства измерения
отградуирована в метрах. Схема определения повреждения этим
методом приведена на рис. 11.24.
268
Ошибка при измерении методом колебательного разряда дости-
гает нескольких процентов, поэтому после определения зоны повреж-
дения производят дальнейшее уточнение места повреждения. По
планам трассы кабельной линии находят ближайшую к произведен-
ному измерению соединительную муфту (заплывающий пробой
чаще всего бывает в соединительной муфте) и акустическим методом
точно определяют место повреждения на трассе.
Петлевой метод применяется для определения зоны
повреждения кабельной линии в том случае, когда жилы кабеля
не оборваны, а величина переходно-
го сопротивления одной жилы на
землю в месте повреждения находит-
ся в пределах до 5000 ом. При пере-
ходном сопротивлении более 5000 ом
необходимо произвести прожигание
места повреждения для-доведен и я со-
противления до требуемого предела.
При определении места повреж-
дения кабельной линии этим мето-
дом неповрежденную и поврежденную
жилы соединяют на одном конце пе-
ремычкой, сечение которой не менее
сечения жилы. Следует иметь в виду,
что на результаты измерения сильно
влияют сопротивление перемычки
между жилами кабеля и переходные
сопротивления контактов в месте при-
соединения перемычки к концам жи-
лы, поэтому соединения должны быть
<-8
Рис. 11.24. Определение места
повреждения кабеля методом
колебательного разряда:
1—движок напряжения: 2 — за-
рядное сопротивление; 3 — провод;
4 — выпрямительная установка; 5 —
прибор ЭМКС-58; 6, 7, 8 — система
заземления
выполнены тщательно.
При малых переходных сопротивлениях в месте повреждения
схема питается от аккумулятора АКН-10—6, а при больших — от
сухих батарей БАС-60 или БАС-80. Гальванометр присоединяют
непосредственно к другим концам жил кабеля (рис. 11.25).
Уравновешивая мост, определяют расстояние от места измере-
ния до места повреждения (ж) по формуле
C = 2Lt^, (11.37)
где L — длина кабельной линии, м (если линия состоит из кабе-
лей различного сечения, длину приводят к одному
сечению, соответствующему наибольшей части линии);
Ri и R 2 — сопротивления плеч моста, ом.
Измерение проводят дважды, присоединяя концы жил кабеля
на зажимах моста.
Для определения повреждения кабельной линии на месте необ-
ходимо точно знать длину и трассу линии, в противном случае
269
при нахождении места повреждения может быть допущена большая
погрешность.
Емкостный метод определения зоны повреждения
кабельных линий применяется при обрывах жил кабеля в трех слу-
чаях (рис. 11.26):
Рис. 11.25. Схема измерения повреждения кабе-
ля петлевым методом
а) при обрыве жилы кабеля без заземления. В этом случае ем-
кость оборванной жилы измеряют сначала с одного конца (С,)
а затем — с другого (С2). Длину
кабеля L делят пропорционально
полученным емкостям. Расстоя-
ние до места повреждения оп-
ределяют по -формуле
<1L38> '
б) при обрыве жилы с зазем-
лением одного конца. В этом
случае измеряют емкость
участка линии, не имеющего за-
земления, и емкость неповреж-
денной жилы С. Расстояние до
места повреждения
= (11.39)
Рис. 11.26. Виды повреждений ка-
белей с обрывом жил в) при обрыве жилы с зазем-
лением одного конца и двух
других жил. В этом случае измеряют емкость Ct участка линии, не
имеющей заземления. Расстояние до места повреждения
С, 1000
(11.40)
270
где с0 — удельная емкость одной жилы для данного сечения и
напряжения кабеля, принимаемая по заводским или паспортным дан-
ным.
При измерениях емкостным методом жилы кабеля заземляют,
за исключением той, емкость которой измеряют.
Емкость жил кабеля можно измерять на постоянном и перемен-
ном токе.
При измерении на переменном токе применяют емкостные мосты
с питанием от лампового генератора 1000 гц, мощностью 10—20 ва
с измерителем в виде телефона. Схема измерения емкости на пере-
менном токе приведена
на рис. 11.27. При из-
мерении емкости регу-
лированием сопротивле-
ния R и емкости С дости-
гается отсутствие звука
в телефоне Т. Измерен-
ная емкость равна емко-
сти поврежденной жилы.
Емкостный метод
применим, если пере-
ходное сопротивление в
месте повреждения пре-
вышает 5000 ом; при пе-
реходном сопротивлении
менее 5000 ом точность
Рис. 11.27. Определение места повреждения
кабеля емкостным методом
измерения снижается.
Примерно определив зону повреждения кабельной линии, при-
ступают к точному нахождению места повреждения на трассе,
используя один из ниже описанных методов.
Индукционным методом определяют места повреж-
дения в кабельных линиях, имеющих пробой изоляции между
двумя или тремя жилами и малое переходное сопротивление в месте
повреждения.
Индукционный метод основан на улавливании магнитного поля
над кабелем, по которому пропускается ток звуковой частоты (800—
1100 гц).
Генератор звуковой частоты соединяют с поврежденными жилами
кабеля. Повышением напряжения генератора добиваются тока
в кабеле не менее 15 а. Оператор, снабженный рамкой, усилителем
и телефоном, передвигается по трассе кабельной линии и прослу-
шивает звуковые сигналы от генератора; эти сигналы будут слышны
на том участке, где по кабелю протекает ток, т. е. на участке от
генератора до места повреждения. Перед местом повреждения звуко-
вые сигналы усиливаются и за местом повреждения прекраща-
ются. На рис. 11.28 показаны схема определения места повреждения
индукционным методом и кривая слышимости звука над кабелем.
271
Рас. 11.28. Определение места повреждения
индукционным методом
a)
Рис. 11.29. Определение места повреждения
кабеля акустическим методом
Следует иметь в виду, что при заглублении кабеля свыше 1,5 м
звук становится слабым, что может привести к ошибке в опреде-
лении места повреждения.
Акустическим методом определяют место повреж-
дения в кабельных линиях при пробое изоляции жилы на землю
и в ряде других случаев. Акустический метод основан на прослу-
шивании с поверхности
земли при помощи зву-
кового приемника с те-
лефоном или деревян-
ного стетоскопа электри-
ческого разряда в месте
повреждения кабельной
линии. Электрический
разряд создается обыч-
ной испытательной кено-
тронной установкой.
На рис. 11.29, а по-
казана схема для опре-
деления места повреж-
дения кабельной линии
в муфте при заплываю-
щих пробоях. В муфте
между жилой и метал-
лической оболочкой ка-
беля происходит силь-
ный искровой разряд,
который прослушивает-
ся с поверхности земли.
На рис. 11.29, б по-
казана схема для опре-
деления места повреж-
дения кабельных линий
при других видах по-
вреждений. В этом слу-
чае в схему вводят разрядник Р и конденсатор С. При такой
схеме, являющейся фактически схемой генератора импульсов,
в месте повреждения создается искровой разряд, который прослу-
шивается с поверхности земли. Для обеспечения выделения макси-
мальной энергии искрового разряда в месте повреждения необ-
ходимо, чтобы емкость конденсатора С была достаточно большой,
а напряжение заряда конденсатора достаточным, чтобы вызвать
искровой разряд в поврежденном месте. Однако чрезмерно большое
повышение напряжения заряда конденсатора может вызвать при
разряде повреждение в других ослабленных местах изоляции
линии. Рекомендуемое напряжение заряда конденсатора не должно
превышать для кабельных линий напряжением до 1 кв — 5—8 кв,
272
для кабельных линий 6кв — 20—25кв, для кабельных линий Юке—
25—30 кв. Емкость применяемых высоковольтных конденсаторов
колеблется от 0,5 до 2 мкф (иногда и более).
Вместо конденсаторов может быть использована емкость непов-
режденных жил кабеля (рис. 11.29, в). При этом генератор импульсов
присоединяется к поврежденной кабельной линии, на которую
подаются импульсы с периодичностью порядка одного импульса
в секунду. В зоне повреждения оператор, проходя по трассе
кабельной линии, ставит приемник звуков на землю и через телефон
прослушивает разряды. Над местом повреждения кабельной линии
слышимость искровых разрядов наибольшая.
Место повреждения кабельных линий, проложенных открыто
(в коллекторах) или раскопанных, определять акустическим методом
не следует, так как возможны ошибки из-за распространения звуко-
вых колебаний по металлическим оболочкам кабеля на значитель-
ное расстояние. Для них применяется метод накладной рам-
ки. При этом методе на конце линии между поврежденной жилой
и металлической оболочкой включают генератор звуковой частоты
(800—1200 гц) мощностью от 10—50 вт. На кабель накладывают
прямоугольную рамку с присоединенным к ней телефоном. Если
рамка установлена за местом повреждения, то при ее вращении
вокруг оси кабеля изменение звука в телефоне не прослушивается,
так как поле образуется только током, протекающим по металличе-
ской оболочке. При установлении рамки на месте повреждения и
при вращении рамки вокруг кабеля звук в телефоне дважды дости-
гает максимума и минимума, так как магнитное поле здесь обра-
зуется от токов, протекающих по жиле и по металлической обо-
лочке.
Рамку изготовляют из провода ПЭ диаметром 0,01 мм с коли-
чеством витков от 300 до 400; витки рамки собирают в плотный жгут;
рамку сверху экранируют стальным кожухом.
Ю Зак. 2389
ГЛАВА XII.
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВНУТРЕННЕГО
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИИ
§ 12.1. Общие требования к выбору электрических
сетей '
Передача и распределение электрической энергии к цеховым
потребителям промышленных предприятий осуществляется элек-
трическими сетями. Потребители электроэнергии присоединяются
через внутрицеховые подстанции и распределительные устройства
при помощи защитных и пусковых аппаратов.
Электрические сети промышленных предприятий выполняются
внутренними (цеховыми) и наружными. Наружные сети напряже-
нием до 1000 в имеют весьма ограниченное распространение, по-
скольку на современных промышленных предприятиях питание
цеховых нагрузок производится от встроенных или пристроенных
трансформаторных подстанций.
Прокладка электрических сетей производится изолированными
и неизолированными проводниками.
Изолированные проводники выполняются защищенными и
незащищенными. В защищенных проводниках поверх электрической
изоляции наложена металлическая или другая оболочка, предохра-
няющая их от механических повреждений. Незащищенные провод-
ники таких оболочек не имеют.
Изолированные проводники разделяются на провода и кабели.
К неизолированным проводникам относятся алюминиевые, мед-
ные, стальные шины и голые провода.
В электрических сетях промышленных предприятий широко
применяются и шинопроводы. Шинопроводы исполняются откры-
тыми, защищенными и закрытыми. По назначению шинопроводы
могут быть магистральными и распределительными (см. ниже).
Магистральные шинопроводы выполняются из алюминиевых шин,
распределительные шинопроводы штепсельного типа — из алюми-
ниевых или медных шин. Распределительные шинопроводы с посто-
янными контактными выводами, так называемые шинные сборки,
изготавливаются обычно со стальными шинами.
274
Прокладка кабелей внутри зданий производится или в каналах
с защитой их от механических повреждений, или в трубах, укреп-
ленных скобами по стенам и потолку. При прокладке в каналах
необходимая защита от механических повреждений обеспечивается
перекрытием каналов несгораемыми плитами. При небольшом числе
кабелей, прокладываемых в одном направлении, их прокладывают
в трубах или прикрывают швеллерным или уголковым железом.
Кабельные линии предназначаются для питания крупных при-
емников, распределительных щитов или шкафов, а также в поме-
щениях с особыми условиями окружающей среды.
Прокладка проводов в защитных трубах обеспечивает доста-
точно надежную защиту от механических повреждений проводов,
что важно для цеховых сетей промышленных предприятий. Ранее
такая прокладка связывалась с дополнительными расходами труб
(стальных, тонкостенных, стеклянных и др.); в настоящее время
при прокладке используются бумажно-металлические трубы с тон-
кой гофрированной металлической оболочкой. Следует отметить,
что прокладка проводов в трубах, особенно в стальных, связана
с возможностью повреждения изоляции, а также с неудобствами
в эксплуатации при необходимости замены поврежденных проводов.
Такая прокладка, согласно ПУЭ, рекомендуется для взрывоопас-
ных и пожароопасных помещений.
Открытая прокладка проводов с креплением на роликах, изоля-
торах, троссах, металлических лотках и других конструкциях явля-
ется наиболее простой и дешевой, но не обеспечивает достаточной
надежности и защиты проводов от механических повреждений.
В последнее время широко применяется закрытая прокладка
проводов в коробах, представляющих П-образные профили из гну-
той листовой стали с крышками, выполненных трехметровыми сек-
циями.
Прокладка троллейных сетей (токопроводов) применяется для
питания перемещающихся приемников (мостовые краны, тель-
феры, тележки др.). Троллейные сети выполняются из профиль-
ной стали (обычно уголковой) или из голых многопроволочных
проводов и имеют различные конструктивные способы крепления
для присоединения к ним токосъемника.
В соответствии с ПУЭ производственные помещения в зависи-
мости от характера окружающей среды делятся на сухие, влаж-
ные, сырые, особо сырые, жаркие с химически активной средой,
пожароопасные и взрывоопасные. Поэтому род прокладки сети и
марки проводов или кабелей выбираются в зависимости от характе-
ристики окружающей среды производственных помещений.
Для электрических сетей следует применять проводники с алю-
миниевыми жилами. Применение проводников с медными жилами
из-за дефицитности меди допускается только в особых случаях,
установленных ПУЭ, например для ответвлений к вводам в здания
от действующих воздушных линий с медными проводами, для меха-
10*
276
низмов передвижений крановых установок и др. Во взрывоопас-
ных помещениях классов В-1 и В-1а применение алюминиевых
проводников не допускается.
§ 12.2. Схемы и конструктивные выполнения
цеховых электрических сетей
Рис. 12.1. Схемы питания элек-
троприемника на стороне до
1000 в:
а—радиальная; б — магистральная; в —
блок—трансформатор — магистраль
Правильно выбранная схема электрической сети должна обес-
печивать надежность питания потребителей электроэнергии, быть
удобной и наглядной в эксплуатации. При этом затраты на ее соору-
жение, расходы проводникового
материала и потери электроэнер-
гии должны быть минимальными.
Цеховые сети делят на питаю-
щие, которые отходят от источника
питания (подстанции), и распреде-
лительные, к которым присоеди-
няются электроприемники.
Схемы электрических сетей мо-
гут выполняться радиальными и
магистральными.
Радиальные схемы характери-
зуются тем, что от источника пи-
тания, например от распредели-
тельного щита подстанции, отхо-
дят линии, питающие крупные
электроприемники или групповые
распределительные пункты, от ко-
торых в свою очередь отходят са-
мостоятельные линии, питающие
прочие мелкие электроприемники
(рис. 12.1, а). Примерами радиаль-
ных схем являются сети насосных
или компрессорных станций, а
также сети взрывоопасных, пожа-
роопасных и пыльных производств.
Распределение энергии в них про-
изводится радиальными линиями от
распределительных пунктов, вынесенных в отдельные помещения.
Радиальные схемы обеспечивают высокую надежность питания
и легко приспосабливаются к автоматизации. Однако радиальные
схемы требуют больших затрат на установку распределительных
щитов, проводку кабеля и проводов.
Магистральные схемы находят наибольшее применение при рав-
номерном распределении нагрузки по площади цеха (рис. 12.1, б
и в). При магистральных схемах не требуется установка распреде-
276
лительного щита на подстанции и распределение энергии выпол-
няется по совершенной схеме блок — трансформатор — маги-
страль, что упрощает и удешевляет сооружение цеховой подстан-
ции. При магистральных схемах, выполненных шинопроводами,
перемещения технологического оборудования не вызывают пере-
делок сетей.
Наличие перемычек между магистралями отдельных подстанций
обеспечивает надежность электроснабжения при минимальных
затратах на устройство резервирования. Резервированием может
быть обеспечено надежное электроснабжение приемников 1-й и 2-й,
а также значительное число 3-й категорий. При магистральных
схемах возможно внедрение сборных конструкций шинопроводов
и быстрый монтаж сетей.
К недостаткам магистральных сетей следует отнести снижение
надежности электроснабжения, так как повреждение магистрали
ведет к отключению всех потребителей, питаемых от данной маги-
страли.
Учитывая особенности радиальных и магистральных сетей,
обычно применяют смешанные схемы электрических сетей в зави-
симости от характера производства, условий окружающей среды
и т. д. Например, в механических цехах машиностроительной про-
мышленности при системе блок — трансформатор — магистраль
электроснабжение выполняется магистральным шинопроводом, к
которому присоединяются распределительные штепсельные шино-
проводы, и от них радиальными линиями осуществляется питание
всех электроприемников цеха. В некоторых участках цеха уста-
навливаются распределительные пункты для питания электропри-
емников, которые присоединяются к ближайшим магистральным или
распределительным шинопроводам. В прокатных, кузнечных, ли-
тейных и т. п. цехах распределительная сеть подключается к рас-
пределительным пунктам.
Наиболее распространены закрытые магистральные шинопроводы
(токопроводы) серии ШМА-59 и распределительные закрытые шино-
проводы типа ШРА-60 с алюминиевыми шинами. Технические дан-
ные шинопроводов ШМА-59 и ШРА-60 даны в табл. 12.1 и 12.2.
Таблица 12.1
Тип шинопро- вода Номинальный ток, а Количество и размер алю- миниевых ши« на фазу Сопротивление фазы, ом/км Допустимый ударный ток, ка
активное при 25° С индуктивное
ШМА59-1 1500 2(100x8) 0,024 0,02 40
ШМА59-2 2500 2(120x10) 0,016 0,02 50
ШМА59-4 4000 2(160х 12) 0,010 0,02 70
277
Таблица 12.2
Тип шинопровода Номинальный ток, а Индуктивное сопро- тивление, ом/км Допустимый ударный ток, ка
ШРА60-2 250 0,13—0,15 15
ШРА60-4 400 0,13—0,15 15
ШРА60-6 600 0,13—0,15 25
Шинопроводы серии ШМА-59 (рис. 12.2) применяются для пере-
дачи электрической энергии трехфазного тока промышленной
частоты при напряжении до 500 в в цехах, пе содержащих токо-
проводящей пыли, химически активных газов и испарений. Они
Рис. 12.2. Секция магистрального шинопровода ШМА-59
комплектуются из отдельных секций; крепятся либо к нижнему
поясу металлических ферм, либо на кронштейнах или специаль-
ных стойках.
Распределительный шинопровод типа ШРА-60 (рис. 12.3) пред-
назначен для распределения электрической энергии трехфазного
тока промышленной частоты при напряжении до 400 в в цехах с нор-
мальной средой.
Быстрое подключение приемников без снятия напряжения с ши-
нопровода выполняется через ответвительные коробки штепсель-
ного выполнения. Ответвительные коробки выпускаются с предо-
хранителями до 100 а, с установочным автоматом до 100 а или с вы-
ключателем. При открывании крышки коробки приемник отклю-
чается от шинопровода. Если ответвление к приемнику не требует
защиты, то вместо патронов предохранителя на крышке коробки
устанавливают ножи, которые при закрытой крышке входят в губ-
ки патронодержателя. Управление установочным автоматом, смон-
тированным внутри ответвительной коробки, производится ру-
кояткой, укрепленной в боковой стенке коробки.
Питание к шинопроводу может быть подведено в местах соедине-
ния и в торцах секций, где для этого устанавливают вводные короб-
ки. При монтаже все соединения выполняются сваркой и образуют
непрерывную электрическую цепь, используемую для заземления.
278
231
Рис. 12.3. Поперечный разрез шинопровода ШРА-60
Шинопроводы тйпа ШРА-60 крепятся аналогично магистраль-
ным шинопроводам — к фермам, на стойках или тросах; при
этом расстояние между точками крепления не должно превышать
трех метров.
Распределение электроэнергии в цехе шинопроводами показано
на рис.' 12.4.
При радиальной схеме силовой сети осветительные нагрузки
цехов питаются отдельными линиями от щитов подстанций; при
Рис. 12.4. Распределение электроэнергии в цехе шинопроводами
279
которую называют,
, Силовая
магистраль
Рис. 12.5. Схема пи-
тания электрическо-
го освещения
ной надежности
магистральных схемах и схемах подстанций, выполненных по системе
блока трансформатор — магистраль, от головных участков
магистралей (рис. 12.5).
В крупных цехах при радиальной или магистральной схеме
от щита подстанции до распределительного щитка, установлен-
ного в цехе, прокладывается самостоятельная осветительная сеть,
так же как и в силовых сетях, питающей. От
распределительных щитков осуществляется
питание групповых щитков.
В небольших цехах распределительные
щитки могут не устанавливаться, а питаю-
щая сеть от источника питания подводится
непосредственно к групповым щиткам.
Групповые линии осветительной сети при-
соединяются к групповым щиткам через уста-
новленные на них аппараты защиты и управ-
ления. Групповые щитки устанавливаются
в местах, доступных для обслуживания.
В отдельных производствах, где перерыв пи-
тания освещения недопустим, применяется
питание групповых щитков от двух транс-
форматоров.
Изложенные общие требования к схемам
электрических сетей не исчерпывают всех
особенностей их проектирования и выполне-
ния, диктуемых технологическим процессом
производства, планировкой зданий, условия-
ми среды отдельных отраслей промышлен-
ности. Эти особенности, естественно, долж-
ны учитываться для обеспечения достаточ-
и технико-экономической целесообразности.
Отметим для примера особенности выполнения электрических
сетей для некоторых отраслей промышленности.
В химической и нефтеперерабатывающей промышленности необ-
ходимо учитывать, что большинство потребителей относится к 1-й
категории, перерыв в питании которых приводит к длительному
расстройству технологического процесса. Кроме того, наличие
взрывоопасных, коррозионных и загрязненных цехов требует вы-
полнения электрических сетей (межцеховых и цеховых) с повышен-
ной степенью надежности. Поэтому применяют прокладку кабелями
или проводами с механической защитой и с подключением потреби-
телей по радиальной схеме к распределительным щитам, имеющим
автоматическое или ручное включение резервного питания.
В машиностроительной промышленности необходимо учитывать
неравномерный суточный график нагрузки. Провалы в суточном
графике достигают для отдельных видов промышленности 60—40 %
суточной нагрузки. Весьма ответственные нагрузки составляют
230
незначительную долю или отсутствуют. К ним в основном относятся
приводы дутья вагранок, разливочные краны литейных цехов,
пожарные насосы, значительная доля сварочной и электропечной
нагрузки. Подавляющая величина мелко- и среднемоторного асин-
хронного электропривода металлообрабатывающих станков равно-
мерно распределена по площади цеха, что определяет технико-
экономическую целесообразность выполнения сети шинопроводами
(см. рис. 12.4).
В металлообрабатывающей промышленности схемы электроснаб-
жения должны учитывать возможность восполнения недовыпущен-
пой продукции в часы третьей смены, перегрузочную способность
трансформаторов, радиальное питание электрических печей непо-
средственно от главных шип ГПП илиЦРП, установку специальных
выключателей в цепях печных трансформаторов, допускающих
частую коммутацию значительных токов эксплуатационных корот-
ких замыканий, возможность отключения части трансформаторов
в нерабочую смену, грубое регулирование напряжения и реактив-
ной мощности и т. п. (гл. IV, IX, X).
(12.1)
§ 12.3. Выбор проводов и кабелей по нагреву
При длительной нагрузке проводника током неизменной вели-
чины I установившееся превышение температуры
т =т
ьуст vHOpM т
\ 1 ном
где тнорм — превышение температуры, принятое в основу расчета
длительно допустимых нагрузок /1ЮЬ., указанных
в ПУЭ.
В табл. 12.3 указаны допускаемые длительные нагревы &ж.норм
для жил проводников в условиях нормальной эксплуатации и макси-
мальные превышения температуры тж. тах, допускаемые в режиме
к. з. Там же указаны данные нагревов &п, допускаемых кратковре-
менно в моменты пиков нагрузки. В табл. 12.4 указаны расчетные
температуры среды, принятые в нормах Лср.|Юрм для вычисления
длительно допустимых нагрузок. По этим данным можно опреде-
лить допускаемые длительные превышения температуры
^ПОрМ --^ж. норм ^ср. норм*
(12.2)
Из формулы (12.1) искомая величина допустимой длительной
нагрузки
/ = 4оМ1/(12.3)
У тнорм
10В Зак. 2389
!31
Таблица 12.3
Вид проводника Дли гелию допу- стимый нагрев жил по нормам Допустимым кратко- временный нагрев при перегрузках йп, град. С Максимально допу- стимые превышения температуры жил при токах к. з. тж_ П1ПХ, град. С
^ж. н эры* гРа’>- с
медный 1 алюмини- евый О 5 к медный X Г) ~ 2 Ь и *3 ф -S 533 о X X п медный алюмини- евый О X X Ч
Шины и голые про- 70 70 70/70 125 125 125/125 250 150 350/250
вода
Кабели с бумажной
пропитанной изоля- цией до 3 кв 80 80 — 125 125 — 200 150 —
6 кв 65 65 — 100 100 — 200 150 —
10 кв 60 60 — 90 90 — 200 150 —
20 кв 50 50 — — — — 125 — —
35 кв 50 50 — — — — 125 — —
Кабели и провода с резиновой изоля-
циеп:
обычной 55 55 — 100 100 — 150 150 —
теплостойкой 65 65 — по но — 200 150 —
Провода с поли- хлорвиниловой изо- ляцией 70 70 — — — — 200 150 —
* Даны для двух случаев: непосредственно не соединенные с аппаратами (числи-
тель); непосредственно соединенные с аппаратами (знаменатель).
Таблица 12.4
Место прокладки проводника Температура среды по нормам, град. С $ср. норм
Открытая и защищенная прокладка проводов, кабе- лей и шин в воздухе (внутри помещений) 25
Один кабель с бумажной изоляцией при прокладке непосредственно в земле с удельным сопротивлением 120 тепловых ом 15
То же, в земле в трубах ' 25
Кабели с бумажной изоляцией (независимо от их числа) при прокладке непосредственно в воде 15
2S2
В переходном режиме через любой интервал времени t, отсчи-
танный от начального времени tu, превышение температуры про-
водника
/ _£\ __t_
— е т ) + (12.4)
где т0 — перегрев проводника в момент начала отсчета;
г, „ Рис. 12.6. Кривые нагрева и ох-
Данные постоянной времени на- лаждеяия проводов и кабелей
грева для наиболее распространен-
ных типов медных проводников и способы их прокладки приведены
в табл. 12.5, а значения величин е ? и 1—ёг при разных значе-
ниях — в табл. 12.6.
Постоянная времени нагревания проводов и кабелей с алюминие-
выми жилами Т при одинаковом их сечении с медными жилами,
при одинаковой конструкции изолирующих и защитных покровов
и при одинаковом способе прокладки может быть принята для голых
проводов 0,7 и приближенно для изолированных проводов 0,85,
а для кабелей 0,9 от постоянной времени нагревания соответствую-
щих проводов и кабелей с медными жилами.
При изменении предельной допустимой температуры провода
тдол до значения тдоп или температуры окружающей среды т0
до значения т( допустимый ток соответственно изменяется:
/доп=/д0П|/ ^4° (12.6)
Г \доп Lo
ИЛИ
/г~—
/доп = /Доп]/ Г-.: • (12.7)
г -доп v0
10В*
283
Т а б л и ц а 12.5
Сечение Постоянные времени нагревания проводов с резиновой изоляцией, мин Постоянные времени нагре- вания трехжильных брони- рованных кабелей с бумаж-
преложены в одной трубе пой изоляцией 1 — 3 кв, миг
ЖИЛЫ, ммг одножильные,
пположепы от-
крыто на при прокладке при прокладке
опорах 3 провода 4 провода в земле в воздухе
4 2,4 2,5 3,0 4,0 6,0 18,0
6 3,0 4,0 4,75 6,25 7,2 19,1
10 4,2 6,75 7,5 9,5 8,4 20,6
16 5,6 9,3 11,0 13,7 10,8 21,6
25 7,2 13,0 15,7 19,5 12,0 26,4
35 9,0 15,7 19,5 24,0 14,4 28,8
50 12,0 19,0 23,5 28,3 18,0 32,4
70 15,0 22,0 27,5 33,0 21,6 37,2
95 18,4 26,3 32,0 37,5 26,4 43,0
120 21,4 29,5 35,8 42,0 30,0 48,0
150 24,4 33,5 42,0 47,0 34,7 53,0
185 — — — — 40,0 60,0
240 — — 45,0 90,0
Т аб лица 12.6
t т t е Т i \~е ? t т t г ? t \~е Т
0,1 0,905 0,095 1,1 0,333 0,667
0,2 0,820 0,180 1,2 0,300 0,700
0,3 0,742 0,258 1,3 0,273 0,727
0,4 0,671 0,329 1,4 0,248 0,752
0,5 0,607 0,393 1,5 0,224 0,776
0,6 0,560 0,450 2,0 0,136 0,864
0,7 0,497 0,503 2,5 0,082 0,918
0,8 0,450 0,550 3,0 0,050 0,950
0,9 0,407 0,593 4,0 0,018 0,982
1,0 0,368 0,632 5,0 0,006 0,994
В табл. 12.7, 12.8, 12.9, 12.10 приведены допустимые нагрузки
и предельные значения номинальных токов плавких вставок предо-
хранителей, а также тепловых и комбинированных расцепителей
автоматических выключателей для проводов и кабелей на напря-
жение до 1000 в с алюминиевыми жилами при прокладке открыто
в воздухе или в трубах при длительном и повторно-кратковре-
менном режимах работы. Допустимые токовые нагрузки* даны для
условий нагрева жил проводов и кабелей с резиновой изоляцией
до 55° С и для голых проводов и шин — до 70° С. Для кабелей
* Значения тока нагрузки и тока плавкой вставки в этих таблицах даны
в амперах.
284
___________________________________________________________________________Таблица 12.7
Провода и кабели с алюминиевыми жилами в производственных невзрыво-и непожароопасных помещениях
Открытая прокладка I Прокладка в трубах
АПР АНРГ АПР. АНРГ АНРГ АВРГ ААГ, ААБГ АПРТО, AHPI АВРГ
нагрузка ток плавкой вставки нагрузка ток плавкой вставки нагрузка ток плавкой вставки нагрузка ток плавкой вставки на- грузка ток плавкой вставки
одножильные двухжпльи ые трехжильные двухжильные трехжильныс двухжильные трехжильныс двухжильные трехжильные два одно- жильных три одно- жильных два и три одно- жильных один двух- жильный один трех- жильиый двух жильный н
2,5 24 23 25 21 19 20 20 23 22 25 25 20 19 20 19 16 20 15
4 32 31 30 29 27 30 30 31 29 30 30 28 28 30 25 21 25 20
6 39 38 40 38 32 40 30 42 35 40 40 36 32 30 31 26 30 25
10 55 60 60 55 42 50 40 55 46 50 50 50 47 50 42 39 40 40
16 80 75 80 70 60 60 60 75 60 80 60 60 60 60 62 54 60 60
25 105 105 100 90 75 80 80 100 80 100 80 85 80 80 77 65 80 80
35 130 130 120 105 90 100 100 115 95 120 100 100 95 100 96 77 80 80
50 165 165 200 135 НО 120 120 140 120 150 120 140 130 150 123 104 120 100
70 210 210 200 165 140 150 150 175 155 200 150 175 165 200 150 135 150 150
95 255 250 250 200 170 200 200 210 190 200 200 215 200 200 189 166 200 200
120 295 295 300 230 200 200 200 245 220 250 250 245 220 250 228 192 200 200
150 340 340 350 270 235 250 250 290 255 300 250 275 255 250 — — — —.
м 185 00 сл 390 395 400 310 270 300 300 — 290 300 300 — — — — — — —
Таблица 12.8
Провода и кабели с алюминиевыми жилами (напряжение до 1000 в) во взрыве- и пожароопасных помещениях и в сетях
непроизводственных помещений, в которых требуется защита от перегрузки
Открытая прокладка j Прокладка в трубах
АПР АНРГ
АНРГ, АВРГ
А АГ, ААБГ
АПРТО, АНРГ, АВРГ
ток плавкой
вставки
нагрузка
нагрузка
ток
плавкой
вставки
нагрузка
Сечение, мм2 одножильные двухжильные трехжил иные
2,5 24 23 20 21 19
4 32 31 25 29 27
6 39 38 30 38 32
10 55 60 50 55 42
16 80 75 60 70 60
25 105 105 80 90 75
35 130 130 100 105 90
50 165 165 150 135 110
70 210 210 200 165 140
95 255 250 200 200 170
120 295 295 250 230 200
150 340 340 300 370 235
185 390 395 300 310 270
двухжильные трехжильпыс двухжильные трсхжильные 1 двухжильные 3 3 5
15 15 23 22 20 20
20 20 31 29 30 30
30 25 42 35 40 40
40 40 55 46 50 50
50 50 75 60 80 60
60 60 100 80 100 80
80 80 115 95 120 100
100 100 140 120 150 120
120 120 175 155 200 150
150 150 210 190 200 200
200 150 245 220 250 250
200 200 290 255 300 250
250 250 — 290 300 300
ток плавкой
вставки
нагрузка ток плавкой вставки нагрузка ток плавкой вставки
два одно- жильных три одно- жильных два и три одножильных один двух- жильный один трех- жильный 1 двухжильные трехжильные
20 19 15 19 16 15 15
28 28 25 25 21 20 20
36 32 25 31 26 25 25
50 47 40 42 39 30 30
60 60 50 62 54 50 50
85 80 60 77 65 60 50
100 95 80 96 77 80 60
140 130 100 123 104 100 80
175 165 150 150 125 120 120
215 200 150 189 166 150 150
245 220 200 228 192 150 150
275 255 200 — — — —
Таблица 12.9
Тепловые и комбинированные расцепители автоматов серии АЗ 100
Сечение, мм2 1 Открытая прокладка Прокладка в трубах
АПР АНРГ АНРГ, АПР АНРГ, АВРГ АЛГ, ААБГ АПРТО, АНРГ, АВРГ
нагрузка рас- цепи- тель нагруз- ка расцепи- тель грузка расцепи- тель на- грузка pel с- цспи- тель на- грузка расцепи - тель
одножильные двухжильные' трехжильные: двухжильные трехжильные 1 двухжильные (V 3 ч двухжильные ; .трехжильные два одно- ! жильных три одно- жильных два и три одножильных один двух- жильный один трех- жильный двухжильный т рехжильный
2,5 4 6 10 16 25 35 50 95 120 150 185 24 32 39 55 80 105 130 165 255 295 340 390 23 31 38 60 75 105 130 165 250 295 340 395 25 30 40 60 85 100 140 170 250 300 350 400 21 29 38 55 70 90 105 135 200 230 270 310 19 27 32 42 60 75 90 НО 170 200 235 270 20 30 40 60 70 85 100 120 200 200 250 300 20 30 30 40 60 85 100 120 170 200 250 300 23 31 42 55 75 100 115 140 210 245 290 22 29 35 46 60 80 95 120 190 220 255 290 25 30 40 50 85 100 120 140 200 250 300 300 25 30 40 50 60 85 100 120 200 250 300 300 20 28 36 50 60 85 100 140 215 245 275 19 28 32 47 60 80 95 130 200 220 255 20 30 30 50 60 85 100 140 200 250 250 19 25 31 42 62 77 96 123 189 228 16 21 26 39 54 65 77 104 166 192 20 25 30 40 60 70 85 120 170 200 15 20 25 40 60 70 85 100 170 200
Таблица 12.10
Провода и кабели до 1000 в с алюминиевыми жилами
<и S Нагрузка (открытая прокладка) Наг рузка (прокладка в трубах )
3* (V АПР.АПВ АНРГ, АВРГ, \СРГ АПРТО, АНРГ, АВРГ, ^СРГ
альное Одно- жильные Двух- жильные Трех- жильные Два одно- жильных Три одно- жильных Четыре одно- жильных Один двухжиль- ный Один трехжиль- ный
X пв ПВ пв ПВ пв пв пв пв ПВ пв пв пв пв пв пв пв
о г? X г? 25% 40% 25% 40% .25% 40% 2 5% 40% 25% 40% 2 5% 40% 2 5% 40% 2 5% 40%
2,5 24 24 21 21 19 19 20 20 19 19 19 19 19 19 16 16
4 32 32 29 29 27 27 28 28 28 28 23 23 25 25 21 21
6 39 39 38 38 32 32 36 36 32 32 ' 30 30 31 31 26 26
10 55 55 55 55 42 42 50 50 47 47 39 39 42 42 39 39
16 140 111 123 97 105 83 105 83 105 83 96 76 108 85 95 75
25 184 146 158 125 131 103 149 118 140 111 123 97 135 107 114 90
35 227 179 184 145 157 124 175 138 167 132 149 118 168 133 135 107
50 289 228 236 186 193 153 245 193 228 180 210 166 215 170 182 144
70 367 290 289 228 244 193 307 243 289 228 245 193 262 208 236 187
95 445 352 350 277 297 235 376 298 350 277 307 243 331 262 292 230
120 515 407 402 318 350 277 428 339 385 304 350 277 400 315 336 265
150 595 470 473 374 410 324
185 683 540 543 428 472 374 — — — •— — — — — — —
287
с бумажной изоляцией допустимые температуры нагрева ука-
заны в табл. 12.3. Температура воздуха окружающей среды при-
нята 25s С; температура почвы при прокладке кабеля на глу-
бине 0,7 м — 15° С. При значениях температур, отличающихся
от указанных, и при прокладке нескольких кабелей в общей
траншее к нагрузкам, указанным в таблицах, вводятся попра-
вочные коэффициенты, учитывающие ухудшение охлаждения (см.
ПУЭ табл. 1—3—36).
При выборе сечений проводов и кабелей следует учитывать, что
допустимая плотность тока ниже для проводов большого сечения,
так как увеличение сечения сопровождается увеличением поверх-
ности охлаждения пропорционально диаметру провода, сечение же
провода возрастает пропорционально квадрату диаметра. Поэтому
в проводах и кабелях большого сечения охлаждаемая поверх-
ность меньше на единицу сечения, что ухудшает условия охлажде-
ния и приводит к необходимости снижения допустимой плотности
тока. Для облегчения условий прокладки в ряде случаев вместо
одного кабеля большого сечения выбирают два или больше кабелей
меньшего сечения.
При повторно-кратковременном режиме работы /кр с ПВ меньше
40% и при сечениях медных проводов более 6 мм2, а алюминиевых—
более 10 мм2 рекомендуется проверить расчетную нагрузку по фор-
муле
г -г
'1(Р 0,875 ’
(12.8)
ПУЭ допускается кратковременная перегрузка кабелей до 130%
в течение пяти суток ежедневно при аварийных режимах, если они
имели ранее нагрузку до 80% от допустимого тока. Это объясняется
тем, что температура жил кабеля была ниже допустимой, а следо-
вательно, токовая нагрузка его может быть повышена.
§ 12.4. Выбор электрической сети
по экономическим соображениям
Потери энергии при передаче электроэнергии по линиям возра-
стают с увеличением сопротивлений линий, которые в свою очередь
определяются сечением проводов: чем больше сечение провода, тем
меньше потери. Однако при этом возрастают расходы цветного
металла и увеличиваются капитальные затраты на сооружение ли-
нии. Чтобы выбрать наиболее экономичную линию, следует срав-
нить капитальные затраты и ежегодные эксплуатационные расходы
для нескольких вариантов линий (но не менее двух).
Потери, а следовательно, и стоимость потерь уменьшаются при
увеличении сечения провода; величины же отчислений на аморти-
зацию, текущий ремонт и обслуживание возрастают при увеличении
288
сечения проводов и кабелей, так как при этом увеличиваются капи-
тальные затраты. Сумма указанных составляющих эксплуатацион-
ных расходов будет иметь минимум (рис. 12.7) при так называемом
экономически целесообразном сечении провода вэк.
«Правилами устройства электроустановок» установлены вели-
чины экономических плотностей тока /эк, зависящие от материала,
конструкции провода и продолжительности использования макси-
мума нагрузки Ti: (табл. 12.11). При этом не учитываются такие
факторы, как стоимость электроэнергии и величина напряжения
линии. Экономически целесооб- _____________________________
разное сечение определяется
предварительно по расчетному
току линии и экономической
плотности:
. s9K = -^-. (12.9)
/ЭК
Следует отметить, что в се-
тях напряжением до 1000 в се-
чение, выбранное по экономиче-
ской плотности тока в 2—3 раза
превышает сечение, выбранное
по техническим требованиям
(нагреву, потере напряжения,
механической прочности). Для
Сечение провоВа.,ммг
Рис. 12.7. График зависимости го-
довых эксплуатационных расходов
от сечения провода
устранения такого несоответствия, ведущего к перерасходу цвет-
ного металла, допускается: а) повышать для изолированных про-
водов сечением 16 мм~ и менее экономическую плотность тока на
40%; б) не проверять на экономическую плотность электрические
сети напряжением до 1000 в при продолжительности использо-
вания максимума менее 4000—5000 ч, все ответвления к отдель-
ным токоприемникам до 1000 в, осветительные сети и сети вре-
менных сооружений.
Таблица 12.11
Продолжи- тельность использования максимума нагрузии в год, Ти Экономическая плотность тока, а/мм1 (/ЭК)
Голые провода Кабели с бумажной изоляцией и провода с резиновой изоляцией Кабели с резиновой изоляцией п медными жилами
медные алюминиевые медные алюминиевые
1000—3000 2,5 1,3 3,0 1,6 3,5
3000—5000 2,1 1,1 2,5 1,4 3,1
5000—8760 1,8 1,0 2,0 1,2 2,7
С учетом изложенного экономически целесообразное сечение
находят путем экономического сопоставления двух сечений, из
289
которых одно больше, а другое меньше сечения хэк. При этом опре-
деляют для намеченных сечений годовые затраты
3 = С + 0,125К, (12.10)
где С — годовые издержки;
0,125Л — годовые капитальные затраты с учетом окупаемости сети
за 8 лет.
Применительно к расчету сети низшего напряжения условно
принимают, что питательные сети выполняются шинными маги-
стралями, подключенными к трансформатору, от которых питаются
распределительные шинопроводы, проложенные вдоль пролета цеха.
Ток питающего шинопровода принимается по номинальному току
силового трансформатора. Шинопровод прокладывается открыто
или в защищенном коробе алюминиевыми шинами размером до
100 X 10 мм.
Ток участка распределительной сети
/ = --JI13X I, (12.11)
где — расчетный ток нагрузки па 1 пог. м, а\
I — длина участка сети распределительного шинопро-
вода, м;
S&max — суммарная расчетная максимальная нагрузка цеха
без электрического освещения с учетом коэффициента
максимума йтах, ква\
S/ —длина всех распределительных шинопроводов по
плану цеха, м\
Uл — напряжение линии, кв.
Потеря напряжения в питающем шинопроводе не должна пре-
вышать 1,5—1,8% и определяется по формуле
д;/ = y^SLL(^cosq)4-Xsincp) 100%, (12.12)
где S/L — сумма моментов расчетных токовых нагрузок шино-
провода, а-км.
Для распределительных шинопроводов с равномерной нагрузкой
потеря напряжения не должна превышать 2—2,5% и определяется
по формуле
A(/ -' -^5-"--(/?cos<p-i--X siri <[) 100%. (12.13)
U л
Следует учитывать, что изменение местоположения подстанций
связано в ряде случаев с изменением сечения и протяженности высо-
ковольтной линии, а также типа выключателя, установленного на
ГПП или ЦРП завода.
290
Для окончательного выбора схемы электроснабжения цеха или
группы цехов завода необходимо выявить технико-экономические
показатели каждого из намеченных вариантов.
Капитальные затраты определяются по укрупненным показате-
лям стоимости оборудования, строительства и монтажа одного
элемента схемы (камера трансформатора, ячейка высоковольтного
выключателя, 1 км кабеля).
Для определения стоимости потерь электроэнергии подсчитывают
потери (кет-ч!год) для:
а) магистрального шинопровода с несколькими нагрузками
ЭМ. П1 = 3 v/2rTio-3; (12.14)
б) распределительного шинопровода при равномерно распреде-
ленной нагрузке
5р.ш = 7^еЧ^т10-3, (12.15)
где г — сопротивления линии и участка линии, ом;
/pac,lt — расчетный ток линии и участка линии, а;
т — время потерь, зависящее от числа часов использования
максимума нагрузки и коэффициента мощности
(см. гл. VIII).
Число часов использования максимума нагрузки Ти опреде-
ляется характером нагрузки отдельных отраслей промышленности.
Стоимость годовых потерь
С = с(Зм. Ш-Н3р. ш), (12.16)
где 5М.Ш и 5Р.ш — потери электроэнергии в магистральном и рас-
пределительном шинопроводах;
с — стоимость одного кет ч.
На основании полученных данных о стоимости капитальных
затрат и годовых потерь сравниваемых вариантов определяют годо-
вые затраты и строят зависимости 3 = /(s), по которым выбирают
сечение с минимумом годовых затрат.
§ 12.5. Расчет стальных шинопроводов и троллеез
Расчет стальных шинопроводов. В электрических сетях наряду
с медными и алюминиевыми проводами применяются стальные
провода. Они находят применение в воздушных линиях с малыми
нагрузками (например, в сетях наружного освещения), а также
в линиях, выполненных в виде шинопроводов и шиносборок. Приме-
нение стальных шинопроводов в силовых сетях дает значительную
экономию цветного металла. Однако применение стальных прово-
дов и шинопроводов приводит к значительным потерям напряжения
в сети, что обусловливается относительно небольшой проводи-
мостью стали.
291
При прохождении переменного тока по стальным проводам созда-
ются дополнительные индуктивные сопротивления: внешние —
Х'о и внутренние — Хо. Величина внутреннего индуктивного
сопротивления
Хо = 0,016 [НО-4, ом/км.
Магнитная проницаемость р в свою очередь является функ-
цией напряженности магнитного поля. Следовательно, величина А о
зависит от тока, протекающего по проводу.
Выбор и расчет стальных шинопроводов производятся для
силовой сети, имеющей систему питания блок — трансформатор —
магистраль.
Потеря напряжения в сети трехфазного тока, выполненной
стальными проводами,
Уз Ir costp + (Xn + X") sin q>l
---------- 4/ 0 ’---100%, (12.17)
^НОМ
где — активное сопротивление токопровода или шинопровода,
omIkm.
Если обозначить через
. ]/3[^UIcos<p + (x; + A'")sin?] 100%
— ji 1 у 12л. 1 о у
^ном
то
MJ%=kIL. (12.19)
Следовательно, если задана величина допустимой потери напря-
жения At/%, то
k = (12.20)
Определение потери напряжения в стальных проводах пред-
ставляет большую трудность из-за сложной зависимости внутрен-
него индуктивного сопротивления от протекающего по проводу
тока.
Поэтому определение сечения стальных проводов и шинопро-
водов производится на основании расчетных коэффициентов k,
вычисленных при различных значениях cos ср, для напряжения
сети 380 в и различных сечений шинопроводов (табл. 12.12).
В табл. 12.12 даны коэффициенты /?! для минимальных значений
тока Г (числитель) и коэффициенты k2 для максимальных значений
тока /" (знаменатель), допустимых для данного сечения шинопро-
водов.
Если Г = /расч, то ki = k. Если величина расчетного тока зна-
чительно отличается от табличного значения минимального тока,
292
Таблица 12.12
Размеры полосы (в числителе), млг, максимально допустимый ток (в знаменателе), а Расчетный коэффициент k при различных cos
0,5 0, G 0,66 0,7 0,75 0,8 0.9 Г г’
40X3 1,845 1,945 2,000 2,035 2,55 2,080 2,070 35
118 1,680 1,780 1,820 1,860 1,860 1,890 1,880 70
50x3 1,530 1,620 1,600 1,690 1,710 1,725 1,720 40
144 1,380 1,460 1,480 1,519 1,530 1,540 1,530 95
50x3 1,280 1,350 1,375 1,400 1,415 1,430 1,420 50
173 1,180 1,245 1,270 1,290 1,300 1,312 1,300 100
80X3 1,000 1,050 1,070 1,087 1,100 1,110 1,095 70
227 0,950 1,000 1,020 1,030 1,042 1,050 1,035 110
110x3 0,825 0,860 0,675 0,887 0,895 0,900 0,885 80
283 0,700 0,800 0,815 0,825 0,830 0,835 0,812 180
40x4 1,670 1,760 1,800 1,840 1,860 1,880 1,870 40
120 1,600 1,690 1,740 1,750 1,775 1,785 1,775 65
50x4 1,350 1,460 1,490 1,520 1,540 1,560 1,550 50 ,
154 1,260 1,330 1,360 1,380 1,395 1,410 1,400 85
60x4 1,200 1,270 1,296 1,315 1,330 1,345 1,330 50
184 1,125 1,180 1,210 1,225 1,245 1,252 1,245 95
80x4 0,930 0,975 0,990 1,010 1,020 1,025 0,020 70
241 0,860 0,900 0,915 0,930 0,936 0,942 0,933 120
100X4 0,773 0,810 0,820 0,832 0,840 0,845 0,830 90
299 0,725 0,755 0,770 0,780 0,785 0,790 0,775 130
40X5 1,610 1,700 1,750 1,780 1,800 1,820 1,810 40
132 1,460 1,545 1,680 1,605 1,635 1,645 1,644 70
50x5 1,315 1,390 1,420 1,450 1,470 1,480 1,470 50
161 1,180 1,250 1,270 1,295 1,310 1,325 1,315 90
60X5 1,130 1,195 1,210 1,235 1,250 1,270 1,250 60
192 1.020 1,070 1,090 1,105 1,120 1,130 1,115 120
80x5 0,840 0,890 0,910 0,925 0,940 0,945 0,945 80
250 0,785 0,832 0,850 0,847 0,855 0,860 0,850 140
то следует найти второе значение k2 для максимального тока /
и окончательно рассчитать k по формуле
= (12.21)
После этого потери напряжения
\U = kIL,
где L — расчетная длина шинопровода, км\
I — расчетный ток, а.
Пример 12.1. Выбрать и проверить на потерю напряжения шинопровод
из полосовой стали длиной 60 м, если нагрузка на шинопроводе равномерно
распределена и составляет 115 а при cos <р = 0,65; допустимая потеря на-
пряжения не должна превышать 3%, учитывая, что 2% теряется в питатель-
ной сети, идущей от подстанции к цеху.
293
Решение. 1. Так как нагрузка равномерно распределенная, то
L 60
Трасч — 2 '— 2 — 30 — 0,03 км.
2. Определяем
k = /Ррясч ~ 115-0,03 и'0/-
3. По найденному значению k = 0,87 и cos <р = 0,65 подбираем в табл.
12.12 ближайшее значение k и соответствующее ему сечение шинопровода.
Таким сечением будет полосовая сталь размером 100 X 4 при kx = 0,82;
/' = 90 а.
4. Учитывая, что /расч = 115 а>Г = 90 а, находим для того же сече-
ния шинопровода второе значение /г., = 0,7 (при /" = 130 а).
5. Производим уточнение значения /г:
Лисч — I' „ 115 — 90
/г = fei— (fej- ft,) ' ' = 0,82—(0,82—0,77) 9Q = 0,79.
6. Фактическая потеря напряжения в шинопроводе
ЛС7% = fe7pac4LpaC4 = 0,79-115-0,03 = 2,72%.
Полученная потеря напряжения меньше заданной, поэтому шинопровод
сечением 100 X 4 мм выбран правильно.
Расчет троллейных линий. В крановых установках применяются
троллейные провода для питания двигателей тележки и моста.
Двигатели кранов работают в повторно-кратковременном режиме
с низким коэффициентом использования.
Расчет троллейных линий крановых установок, где в качестве
материала применена угловая сталь, может быть произведен методом
Н. И. Китаева. Он сводится к выбору размеров угловой стали,
удовлетворяющих условиям нагрева и допустимой потере напряже-
ния.
Первое условие проверяется для тока /30—активной тридцатими-
нутной нагрузки — по допустимому току для данного профиля угло-
вой стали (табл. 12.13):
J = -$30 = + = К(РП W2 + Рзо tgtp (12 22)
30 /зф/ уз и /з и ’ 1 • '
где Ptl — потребляемая мощность, определяемая по номинальной
мощности Р,10Л1 и к. п. д.:
^n = -~L; (12.23)
kSo — коэффициент спроса, определяемый по рис. 12.8 в зави-
симости от режима работы крана и эффективного числа
двигателей
»ЭФ=-(ЦА (12.24)
294
Таблица 12.13
Номер профиля Размеры Длительно-допусти- мый переменный ток, а Омическое сопро- тивление, ом/км
2,5 25x25x3 155 1,01
2,5 25x25x3 163 0,78
3 30X30X4 193 0,64
3,5 35x35x4 226 0,54
4 40X40X4 260 0,47
4 40x40x5 278 0,38
4,5 45x45x5 312 0,34
5 50x50x5 345 —
6 60 X 60 X 6 416
7,5 75x75x8 545 —
Выбранный размер угловой стали проверяется на допустимую
потерю напряжения
Рис. 12.8. Коэффициент
спроса крановых установок:
1— весьма тяжелый режим ра-
боты; 2 —тяжелый режим ра-
боты; 3 — средний режим рабо-
ты; 4 — легкий режим работы;
5—особо легкий режим работы
где т— удельная потеря напряжения (табл. 12.14);
I — расстояние от точки присоединения питающей линии до
конца троллеев;
Л1Уск — пусковой ток (пиковый):
Луск^ЗО + kl.2i(12.26)
2j '25
Здесь k — кратность пускового тока; /26 — номинальный ток
наиболее мощного двигателя при ПВ = 25%; S/a5— сумма токов
всех электродвигателей при ПВ = 25%.
295
Таблица 12.14
Удельная потеря напряжения, т Пиковый ток при размерах уголка
50X50X5 60X60X0 75X75X8
0,07 95 111 140
0,08 ПО 130 168
0,09 125 150 194
0,1 140 171 222
0,11 158 193 250
0,12 177 215 278
0,13 195 237 306
0,14 214 259 334
0,15 232 280 362
0,16 250 300 390
0,17 277 334 427
0,18 304 368 472
0,19 331 402 520
0,2 358 436 562
Пример 12.2. Выбрать троллеи из угловой стали для двух мостовых кра-
нов с пролетом 65 м со средним режимом работы, оборудованных двигателями
си — 380 в, т] — 0,9, указанными в таблице, приведенной ниже:
Механизм I- й кран 2 -й кран
Параметры Электродвигатели Р, кет /, а пв % Е <а к г /, а Z7/J % /г 1
Подъема Тележки Моста 30 5 17 60/75 10 34 40/25 25 25 2 20 3 10 40/50 6 20 40/25 25 25 2
Всего . . . 52 119 - зз! 76 I - 1
ле-ХИЛВ=25%В числителе У^зана величина тока при /75=40%; в знамеиате-
Решение. Определяем установленную мощность и ток на двух кранах
Т’ном = Pi + Р2 = 52 -f- 33 = 85 кет;
2Uhom= 119 + 76 = 195 а.
Потребляемая мощность
Эффективное число двигателей
932
"эф~/'52\2 33\2=2>3-
находим ZSJ'Zht сп^оДсЛаЯ^Го243 ПРИ СРед№М Р™е раб0ТЫ крапов
296
Принимаем для крановых двигателей cos <р = 0,45. При этом tg<p = 1,98.
Определяем токи по (12.22) и (12.26):
У(93-0,4)* + (33-1,98)а
'зо — 1/ — пп„ — lzt> а,
у 3 -380
125
/пуск = 125 + 2-75 — 75 jgg = 230 а.
По табл. 12.14 для пикового тока 230 а подбираем угловую сталь 50 X
X 50 X 5 с коэффициентом удельных потерь напряжения т = 0,15 в/м,
тогда потери напряжения при длине троллеев 65 м
Д£/= 0,15X65» 10 в или 2,6%.
Проверка выбранного сечения по длительно допустимому току тридцати-
минутной нагрузки (/30 = 125 а) показывает, что выбранный размер удовлет-
воряет и условиям допустимого нагрева.
Расчет системы подпиток для троллейных линий. При больших
длинах троллейных линий и больших пиковых токах для снижения
потери напряжения применяют секционирование линий или систему
подпиток.
Подпитку можно выполнить кабелем или проводом в трубах
в виде шлейфов; алюминиевой лентой, прокладываемой параллель-
но троллеям непосредственно по держателям.
При первом способе шаг подпитки равен расстоянию между точ-
ками присоединения подпитки к троллеям. Такая система подпитки
является безындукционной.
При втором способе шаг подпитки равен расстоянию между кон-
струкциями для крепления троллеев. Такая система подпитки
является индукционной, так как между троллеями и подпитками
возникает взаимоиндукция.
Технико-экономическими расчетами установлено, что при индук-
ционной подпитке лентой расход алюминия будет примерно на 25%
больше; однако по капитальным затратам и простоте выполнения
монтажных работ этот вариант имеет значительные преимущества
и поэтому больше применяется.
Рассмотрим принцип расчета индукционной подпитки. Он сво-
дится к определению минимального сечения алюминиевой ленты,
при котором потеря напряжения в троллейной линии не превысит
допустимой величины. Для этого определяем максимальную вели-
чину тока в троллее, которая может быть допущена исходя из рас-
полагаемой потери напряжения:
j =_______________ДЦ>___________= Дб'о
р'З /т (rT cos q> xT sin q>) 10—3 Д£7т1т10—3
где Д(70 — допустимая потеря напряжения в троллейной линии, в;
АЛ7Т — то же, на 1 а-км линии (табл. 12.15);
/т — длина троллейной линии от точки питания до наиболее
удаленного конца.
297
Расстояние между фазами троллеев, мм Параметры троллеев
размер угло- вой стали, мм гт Хт 2Т потеря напряжения, АС'ГТ в/а-км
ом cos с = 0,5 cos 2: — 0,7
250 50x50x5 1,65 1,263 2,08 3,32 3,53
1,65 1,159 2,02 3,17 3,52
60X60X6 1,30 0,975 1,70 2,67 2,82
75x75x8 1,06 0,768 1,30 2,07 2,21
Таблица 12.15
Параметры подпитки
S гп ХП 2П
к * г 2П
\о £ ° е о t; &> “ 1 гт
О Ч , > « у
С о S
о с tr
20x3 0,513 0,277 0,583 0,280
са 30X3 0,342 0,253 0,425 0,204
я га 40x3 0,256 0,237 0,348 0,167
5 и S <т) — 50X3 0,205 0,225 0,320 0,154
2 Ч о — 60x4 0,128 0,213 0,248 0,119
80x5 0,077 0,195 0,210 0,101
<
3 70 0,447 0,082 0,455 0,225
3 95 0,329 0,081 0,332 0,164
и 3 120 0,261 0,080 0,275 0,135
J3 3 150 0,208 0,079 0,222 0,110
сЗ 6 95 0,165 0,041 0,170 0,084
6 150 0,104 0,040 0,111 0,055
са _ х 9 95 0,110 0,027 0,113 0,056
О [—< ю 9 150 0,069 0,026 0,075 0,037
a g;
С < 9 95 0,110 0,027 0,113 0,067
со 9 150 0,069 0,026 0,075 0,044
о 9 95 0,110 0,027 0,113 0,087
га о 9 150 0,069 0,026 0,075 0,058
п
Пиковый ток подпитки в ленте
1ПИК. Л — JПИК Л1ИК. т-
Наивыгоднейшее соотношение токов
у___2,1 — пик т
гТ А1ИК.П
По табл. 12.15 подбирается сечение ленты исходя из значения у.
Пример 12.3. Рассчитать подпитки троллейной линии: напряжение ли-
пни Uл = 380 в; длина фидера от подстанции до точки присоединения к трол-
лею /ф = 60 лц длина троллейной линии, выполненной уголком 50 X 50 X
X 5, от точки присоединения фидера до наиболее удаленного конца /т = 110 м;
максимальный ток нагрузки 7S0 = 120 а; пиковый ток /пи1( = 355 а; cos ср =
= 0,5; допустимая потеря напряжения до наиболее удаленной точки трол-
лейной линии Д7/о = 5,7%, или 21,7 в.
Решение. Максимальная величина тока, которая может быть допущена
в троллейной линии (табл. 12.15), исходя из Д(/т = 3,32 в для случая ин-
дукционной подпитки
, _ Дб'о______________21,7 _
пик’т AZ7T 10“3 ZT 3,32-10 ’:з-110 ° а'
При этом ток подпитки в ленте
Лшк.п = Лшк Лсик.т = 35а 65 = 290 а.
Наивыгоднейшее соотношение токов
_ г" _ (чш . 65 П 999
1 — 7 I -- 9qn o.zzz,
гт 'пик.п zau
соответственно чему по табл. 12.15 выбираем ближайшее значение ф = 0,204,
при котором размер ленты будет 30 X 3 мм.
§ 12.6. Выбор коммутационной и защитной
аппаратуры в электрических сетях
напряжением до 1000 в
Рубильники служат для неавтоматического включения и отклю-
чения цепей переменного и постоянного тока напряжением до
660 в. Они изготовляются преимущественно на номинальные токи
100, 250, 400, 600 и 1000 а. Рубильники на большие токи (до 6000 а)
применяются лишь в специальных установках.
Наибольшее распространение имеют рубильники единой серии*:
Р — рубильник с центральной рукояткой, РБ — рубильник
с боковой рукояткой, РПБ — рубильник с приводом боковым ры-
чажным, РПЦ — рубильник с приводом центральным рычажным.
* На базе конструкций рубильников изготовляются переключатели на
те же токи. В их обозначении вместо Р (рубильник) поставлена буква П (пере-
ключатель).
299
Рубильники выпускаются одно-, двух- и трехполюсными с пе-
редним или задним присоединением проводов (шин).
У рубильников с рычажными приводами ножи, смонтированные
на изоляционной плите, располагаются внутри панели распредели-
тельного щита, а привод рубильника — на передней стороне пане-
ли щита. Такая конструкция и способ установки рубильника позво-
ляют отключать токи безопасно для обслуживающего персонала.
Предохранители применяются для защиты электрических уста-
новок от токов к. з. Защита от перегрузок с помощью предохраните-
лей возможна только при условии, что защищаемые элементы уста-
новки будут выбраны с запасом по пропускной способности, пре-
вышающим примерно на 25% номинальный ток плавких вставок.
Плавкие вставки предохранителей выдерживают токи, превы-
шающие на 30—50% их номинальные токи в течение одного часа и
более. При токах, превышающих номинальный ток плавких вставок
на 60—100%, они плавятся за время менее одного часа.
Наиболее распространенными предохранителями, применяемыми
для защиты электроустановок напряжением до 1000 в, являются:
ПР-2 — предохранитель разборный; НПН — насыпной предохра-
нитель, неразборный; ПНР-2 — предохранитель насыпной, раз-
борный.
Шкала номинальных токов основных типов предохранителей
находится в пределах от 15 до 1000 а, т. е. она практически удовлет-
воряет почти все электроустановки (не считая специальных) про-
мышленных предприятий.
По своему конструктивному выполнению предохранители можно
подразделить на две группы: с наполнителем (например, ПН2),
т. е. наполненные мелкозернистым кварцевым песком; без напол-
нителя (например, ПР2).
Плавкие предохранители делят на инерционные — с большой
тепловой инерцией, т. е. способностью выдерживать значительные
кратковременные перегрузки током; безынерционные — с малой
тепловой инерцией, т. е. с ограниченной способностью к пере-
грузкам.
К первым относятся все установочные предохранители с вин-
товой резьбой и свинцовым токопроводящим мостиком, к вторым —
трубчатые предохранители с медным токопроводящим мостиком, а
также предохранители со штампованными вставками открытого типа,
применяемые в городских электрических сетях.
Номинальный ток плавкой вставки /в для инерционных пре-
дохранителей определяется только по величине длительного рас-
четного тока линии /дл из соотношения
/вс>/дл. (12.27)
Номинальный ток плавкой вставки для безынерционных пре-
дохранителей должен удовлетворять двум условиям, одно из ко-
300
торых выражается соотношением (12.27), другое —одной из ниже-
приведенных формул (12.28) — (12.30).
При защите ответвления к одиночному электродвигателю с
нечастыми пусками и с длительностью пускового периода не бо-
лее 2—2,5 сек (электродвигатели металлообрабатывающих стан-
ков, вентиляторов, насосов и т. п.) ток вставки
/вс>2^; ' (12.28)
2,5
при защите ответвления к одиночному электродвигателю с частыми
пусками или большой длительностью пускового периода (электро-
двигатели кранов, двигатели центрифуг, дробилок и т. п.)
/ (12.29а)
вс 1,64-2,0’
при защите магистрали, питающей силовую или смешанную нагруз-
ку.
(12.296)
В последних трех формулах:
/пуск — пусковой ток электродвигателя, а:
/кр — максимальный кратковременный ток линии, равный
ZKp = 7Пуск+^дл, (12.30)
где /пуск — пусковой ток одного или группы электродвигателей,
включаемых одновременно, при пуске которых крат-
ковременный ток линии достигает наибольшей вели-
чины, а;
/дл — длительный расчетный ток линии до момента пуска
одного или группы электродвигателей, определяемый
без учета рабочего тока одного или группы пускаемых
электродвигателей, а.
При защите электродвигателей ответственных механизмов ток
вставки выбирается с учетом (12.29 а), где знаменатель принимается
равным 1,6 независимо от условий пуска электродвигателей.
Номинальный ток плавкой вставки для защиты ответвления
к сварочному аппарату выбирается из соотношения
/вс>1,2/св/?7В, (12.31)
где /св — номинальный ток сварочного аппарата при номинальной
продолжительности включения, а.
Номинальный ток плавкой вставки для защиты ответвления
к сварочному аппарату можно принимать равным допустимому току
провода, идущего к сварочному аппарату.
301
Избирательность защиты плавкими предохранителями маги-
стральной линии с ответвлениями достигается последовательным
возрастанием номинального тока плавких вставок на отдельных
участках линии по мере приближения к пункту питания.
Ввиду возможных отклонений параметров вставок от установ-
ленных величин при их изготовлении, а также при различных усло-
виях работы предохранителя (в зависимости от места его установки)
обеспечение избирательности защиты требует соответствующего под-
бора величин номинальных токов плавких вставок на двух смежных
участках линии, защищенных разными предохранителями.
Автоматические выключатели и магнитные пускатели предназ-
начены для замены рубильников и предохранителей. Автома-
тические выключатели серии АВ (номинальный
ток от 400 до 2000 а) выпускаются двухполюсными и трехполюс-
ными в открытом исполнении и рассчитаны для установки в поме-
щениях с нормальной средой.
Выключатели изготовляются невыдвижные—с передним присо-
единением шин и выдвижные — с втычными контактами, располо-
женными сзади панели автомата.
Выключатели АВ выпускаются с регулируемыми электромаг-
нитными расцепителями максимального тока трех типов:
1 —мгновенного действия; отключает выключатель без выдержки
времени;
2 — с часовыми механизмами; с обратно зависимой от тока
выдержкой времени при перегрузках и с мгновенным отключением
при к. з.;
3 — с часовыми механизмами и с механическим замедлителем
расцепления; отключает выключатель при перегрузках с обратно
зависимой, а при коротких замыканиях — с независимой от вели-
чины тока выдержкой времени.
Включение автоматических выключателей производится вруч-
ную или электродвигательным приводом.
Буквенные обозначения типов АВ: Б — без выдержки вре-
мени, т. е. с расцепителем типа /; Н— неселективный, т. е. с расце-
пителем типа 2; С — селективный, т. е. с расцепителем типа 3;
М — морское исполнение; В — вкатной; ТВ — тропическое ис-
полнение для работы в условиях влажного тропического климата;
ТС — тропическое исполнение для работы в условиях сухого тро-
пического климата.
Цифровые обозначения.: 4 — на номинальный ток до 400 а;
10 — до 1000 а; 15 — до 1500 а; 20 — до 2000 а.
Например, АВ20БВ — ТС обозначает: автоматический выклю-
чатель на номинальный ток до 2000 а, без выдержки времени, вкат-
ной, для сухого тропического климата.
Автоматические выключатели серии АВ применяются на стороне
низшего напряжения трансформаторов; на двух трансформаторных
подстанциях, где предусматривается автоматическое включение
302
резерва; для защиты отходящих от щита линий, а также в цепях
генераторов постоянного тока, работающих параллельно аккумуля-
торным батареям.
Автоматические выключатели типа А-3100
применяются на номинальные токи до 600 а в одно-, двух- и трехпо-
люсном исполнении.
Выключатели выпускаются с нерегулируемыми расцепителями
следующих трех типов:
тепловой, с обратно зависимой от тока нагрузки выдержкой
времени (на токи до 50 а);
электромагнитный, осуществляющий мгновенное отключение
выключателя при токах, больших тока уставки;
комбинированный, имеющий и тепловой, и электромагнитный
элементы.
Автоматические выключатели типа АП50 на
токи до 50 а выпускаются с расцепителями тепловыми, электромаг-
нитными или комбинированными, осуществляющими защиту как
соответствующие расцепители выключателей А-3100, но отличаю-
щимися от них возможностью регулировки тока уставки.
Однополюсные автоматические выклю-
чатели бытовые типа АБ-25 предназначены для автомати-
ческой защиты электрических сетей переменного тока до 220 в,
50 гц (жилых и общественных зданий и служебно-бытовых поме-
щений промышленных предприятий) от перегрузки и коротких за-
мыканий, а также для нечастых включений и отключений этих сетей
иеавтоматически.
Защита от перегрузки обеспечивается:
1. Тепловыми расцепителями автоматических выключателей
(типа АО-15, АБ-25, АП-50, А-3100), действующими с выдержкой
времени, обратно зависимой от величины тока перегрузки.
2. Расцепителями с часовым механизмом автоматических выклю-
чателей (серии АВ), с обратно зависимой от тока характеристикой.
3. Электромагнитными расцепителями с выдержкой времени,
достаточной для снижения пускового тока электродвигателя до
нормального, автоматических выключателей серии AM и АС.
4. Тепловыми реле с нагревательными элементами магнитных
пускателей серии П, ПА, ПМИ и других.
Для защиты от коротких замыканий применяются автоматичес-
кие выключатели с электромагнитными расцепителями мгновенного
действия или с выдержкой времени, обеспечивающей избиратель-
ность действия.
Автоматические выключатели серии АВ имеют две ступени
выдержки времени: 0,25 и 0,4 или 0,4 и 0,6 сек, а серий АС и AM—
три ступени: 0,18, 0,38; 0,63 сек.
Для обеспечения избирательности в системах электросетей,
защищенных автоматическими выключателями подобного типа, наи-
меньшая выдержка времени устанавливается у электроприемника.
303
Таблица 12.16
Тип автомата Номинальный ток автомата, а Номинальный ток катушки максималь- ного расце- пителя, а Уставки тока срабатывания максимальных расцепителей, а
на шкале, обратно зависимой от тока характеристики на шкале, не зави- симой от тока характеристики (отсечка)
АВ4Б 400 100 100, 150, 200
150 — 150, 225, 300
250 — 250, 375, 500
400 — 400, 600, 800
АВ4Н 400 120 150, 250 960, 1300
АВ4С 150 190, 300 1200, 1650
АВ4НВ 250 250, 400 1600, 2200
АВ4СВ 250 310, 500 2000, 2750
300 375, 600 2400, 3300
400 500, 800 3200, 4400
АВ10Б 1000 600 — 600, 900, 1200
800 — 800, 1200, 1600
1000 — 1000, 1500, 2000
АВ10БВ 800 600 — 600, 900, 1200
800 — 800, 1200, 1600
АВ10Н 1000 500 625, 1000 4000, 5500
АВ ЮС 600 750, 1200 4800, 6600
1800 1000, 1600 6000, 8000
1000 1500, 2000 8000, 10000
АВ10НВ 750 500 625, 1000 4000, 5500
АВ10СВ 600 750, 1200 4800, 6600
750 1000, 1600 6000, 8000
АВ15Б 1500 1000 — 1000, 1500, 2000
1500 — 1500, 2200, 3000
АВ15БВ 1150 800 — 800, 1200, 1600
1150 — 1000, 1500, 2000
АВ15Н 1500 1000 1250, 2000 8000, 10000
АВ15С 1200 1500, 2400 8000, 10000
1500 1800, 3000 8000, 10000
АВ15НВ 1150 800 1000, 1600 8000, 10000
АВ15СВ 1150 1450, 2300 8000, 10000
АВ20Б 2000 1500 — 1500, 2000, 3000
2000 — 2000, 3000, 4000
АВ20БВ ~ 1500 -1000 — 1000, 1500, 2000
— 2000 --1500 — 1500, 2200, 3000
2000 2000, 3000, 4000
304
Продолжение табл. 12.16
Тип автомата Номинальный ток автомата, а Номинальный ток катушкн максималь- ного расце- пителя, а Уставки тока срабатывания максимальных расцепителей, а
на шкале, обратно зависимой от тока характеристики на шкале, не зави- симой от тока характеристики (отсечка)
АВ20Н 2000 1000 1250, 2000 8000, 10000
АВ20С 1200 1500, 2400 8000, 10000
1500 1800, 3000 8000, 10000
2000 2500, 4000 8000, 10000
АВ20НВ — 1500 1000 1250, 2000 8000, 10000
АВ20СВ =2000 1200 1500, 2400 8000, 10000
1500 1800, 3000 8000, 10000
=2000 2500, 4000 8000, 10000
Таблица 12.7
Данные выкл ючателя Данные расцепителя
Тип Номиналь- ный ток, а Число полюсов Вид Номинальный ток, а Уставка на ток мгновен- ного срабаты- вания, а
АЗ 160 АЗ 160 АЗ 160 50 1 2 3 Тепловой 15, 20, 25 30, 40, 50 —
А3110 100 2,3 Комбинированный 15 on 150 200 300 400 500 600 800 1000
30 40 50 60 80 100
Электромагнитный 15 20 25 40 60 100 150 200 250 300, 400 500, 600 800, 1000
АЗ 120 100 2,3 Комбинированный 15, 20, 25, 30 40, 50, 60 80, 100 430 600 800
Электромагнитный 30 100 430 600, 800
Л3130 200 2,3 Комбинированный 120 100 200 840 1050 1400
Электромагнитный 220 840 1050 1400
11 Злк. 2389
305
Продолжение табл. 12.17
Данные выключателя Данные расцепителя
Тип Номиналь- ный ток, а Число полюсов Вид Номинальный ток, а Уставка на ток мгновен- ного срабаты- вания, а
А3140 600 2,3 Комбинированный 250 1750
300 2100
400 2800
500 3500
600 4200
Электромагнитный 600 1750, 2100,
2800, 3500,
4200
Одновременная защита линий от перегрузки и коротких замы-
каний осуществляется применением комбинированных расцепите-
лей, состоящих из двух элементов: одного для защиты от перегрузки,
а другого — для защиты от короткого замыкания.
Технические данные расцепителей автоматических выключателей
приведены в табл. 12.16, 12.17, 12.18, 12.19.
Таблица 12.18
Тип автомата Расцепители макси- мального тока Номинальный ток расцепите- ля, а Пределы регулиро- вания теплового элемента, а Ток срабатывания электромагнитного расцепителя (отсеч- ка), а
при пере- менном токе часто- ты 50 гц при по- стоянном токе
АП50-ЗМТ Тепловые и элек' 1,0 1—1,6 11 14
ромагнитные 2,5 1,6—2,5 17,5 22
4 2,5—4,0 28 36
АП50-ЗМ Электромагнит- 6,4 Тепловые элемен- 45 57
АП50-2М ные 10 ты отсутствуют 70 90
АП50-ЗТ Тепловые 16 10—16 Электромагнитные
25 16—25 элементы отсут-
40 25—40 ствуют
50 40—50
Таблица 12.19
Тип автомата и расцепителя Номинальное напряжение, а Номинальный ток автомата, а Номииальный ток расце- пителя, а Кратность тока сраба- тывания электромаг- нитного расцепителя
АБ-25 тепловой 220 перемен- ного тока 25 15, 20, 25 —
АО-15МТ комбиниро- ванный (тепловой и электромагнитный) 220 посто- янного тока 15 1; 1,2; 1,5;2; 2,5; 3; 4,5;6; 8; 10; 12; 15 7—15
306
Продолжение табл. 12.19
Тип автомата и расцепителя Номинальное напряжение, в Номинальный ток автомата, а Номинальный ток расце- пителя, а Кратность тока сраба- тывания электромаг- нитного расцепителя
АО-15ЭМ электромаг- нитный 220 посто- янного тока 15 1; 1,2; 1,5;2; 2,5; 8; 4; 5;6; 8; 10; 12; 15; 20 1,35; 1,4
АО-15М электромаг- нитный То же 15 1; 1,2; 1,5;2; 2,5; 3; 4;5; 6; 8; 10; 12; 15; 20 2,5; 10
Номинальный ток защищающего от перегрузки теплового расце-
пителя автоматического выключателя или нагревательного элемента
теплового реле магнитного пускателя 1Т выбирается только по дли-
тельному расчетному току линии:
Л>/дЛ. (12.32)
Номинальный ток электромагнитного или комбинированного
расцепителя автоматических выключателей 1Э выбирается также
по длительному расчетному току линии:
7Э>7ДЛ. (12.33)
Ток срабатывания (отсечки) электромагнитного или комбиниро-
ванного расцепителя 7Сб.э проверяется по максимальному кратко-
временному току линии из соотношения
7сб_э>1,25 7кр. (12.34)
Для ответвления к одиночному электродвигателю максималь-
ный кратковременный ток линии равен пусковому току электродви-
гателя.
Коэффициент 1,25 в (12.34) учитывает неточность в определении
максимального кратковременного тока линии при разбросе харак-
теристик электромагнитных расцепителей автоматов. Для большин-
ства автоматов этот коэффициент исключает ложное отключение
линии при пуске электродвигателей, так как разброс характери-
стик автоматов не превосходит ±15%. Для автоматов типа А-3110,
разброс характеристик которых достигает величины ±30%, вели-
чину коэффициента в (12.34) следует принимать равной 1,5.
Ток срабатывания расцепителя автоматического выключателя
с регулируемой обратно зависимой от тока характеристикой опре-
деляется по формуле
7еб.р< 1,25 7ДЛ. (12.35)
11*
307
§ 12.7. Выбор сечений проводов и кабелей
с учетом выбора защиты
Сечение проводов и кабелей напряжением до 1000 в по условию
нагревания определяется из табл. 12.7, 12.8, 12.9, 12.10 в зави-
симости от расчетного значения допустимой длительной нагрузки
при нормальных условиях прокладки из двух соотношений:
по условию нагревания длительным расчетным током
(12.36)
кпопр
по условию соответствия выбранному аппарату максимальной
токовой защиты
где Апопр — поправочный коэффициент на условия прокладки про-
водов и кабелей;
k3 — кратность допустимого длительного тока для провода
или кабеля по отношению к номинальному току или
току срабатывания защитного аппарата;
/3 — номинальный ток или ток срабатывания защитного
аппарата, а.
При нормальных условиях прокладки /гпопр = Пи соотношения
(12.37) и (12.36) упрощаются:
Л..д>/Д1, (13.38)
(12.39)
Значения k3 и /3 определяются из табл. 12.20 в зависимости
от назначения принятого вида защиты, характера сети, изоляции
проводов, кабелей и условий их прокладки.
Согласно ПУЭ сети разделяются на две группы: защищае-
мые от перегрузки и токов к. з.; защищае-
мые только от токов к. з. Защите от перегрузки
подлежат:
1) сети внутри помещений, выполненные открыто проложен-
ными, незащищенными изолированными проводниками с горючей
оболочкой;
2) сети внутри помещений, выполненные защищенными провод-
никами, проложенными в трубах, в несгораемых строительных кон-
струкциях и т. п., в следующих случаях:
а) осветительные сети в жилах и общественных зданиях, в тор-
говых помещениях, служебно-бытовых помещениях промышленных
предприятий, включая сети для бытовых и переносных электропри-
емников, а также в пожароопасных производственных помещениях;
308
Таблица 12.20
Значение тока защитного аппарата 13
Номинальный ток плавкой встав-
ки предохранителей ...............
Ток уставки автоматического вы-
ключателя, имеющего только макси-
мальный мгновенно действующий
расцепитель ......................
Номинальный ток расцепителя ав-
томатического выключателя с нере-
гулируемой обратно зависимой от
тока характеристикой (независимо от
наличия или отсутствия отсечки) . .
Ток трогания расцепителя автома-
тического выключателя с регулируе-
мой, обратно зависимой от тока
характеристикой (при наличии на
автоматическом выключателе отсеч-
ки ее кратность тока не ограничи-
вается) ..........................
Кратность допустимых длительных
токов
сети, для которых защита от пере- грузки обязательна (ПУЭ §111 — -1-10) S
проводники с резиновой и аналогичной по тепловым характеристикам изоляцией о S’ га я S
взрыво- и пожароопас- ные помеще- ния, жилые, торговые по- мещения н т. п. невзрыво- и непожаро- опасные про- изводственные помещения промышлен- ных предпри- ятий ! 1 Кабели с бумажг 1 изоляцией Сети, не требуюн от перегрузки
1,25 1,0 1,0 0,33
1,25 1,0 1,0 0,22
1,0 1,0 1,0 1,0
1,0 1,0 0,8 0,66
б) силовые сети в промышленных предприятиях, в жилых и
общественных зданиях, в торговых помещениях, когда по условиям
технологического процесса или режиму работы сети может возни-
кать длительная перегрузка проводов и кабелей;
в) сети всех видов во взрывоопасных помещениях и взрыво-
опасных наружных установках независимо от условий технологи-
ческого процесса или режима работы сети.
Все остальные сети не требуют защиты от перегрузки и защи-
щаются только от токов к. з.
Если допустимая длительная токовая нагрузка, найденная
по (12.37) или (12.39), в соответствии с требованиями ПУЭ не сов-
падает с данными таблиц допустимых нагрузок, разрешается при-
менение ближайшего проводника меньшего сечения. Однако это
сечение не должно быть менее требуемого при определении допусти-
мой нагрузки по (12.36) и (12.38).
309
Сечение проводов и кабелей для ответвления к двигателю с корот-
козамкнутым ротором во всех случаях выбирается в соответствии
в (12.36) или (12.38), в которых длительный расчетный ток линии
равен: для невзрывоопасных помещений — номинальному току
двигателя и для взрывоопасных — 125% номинального тока двига-
теля напряжением до 1000 в. Выбранное сечение провода или кабеля
должно быть проверено по (12.37) или (12.39), согласно требованиям
ПУЭ, для сетей, защищаемых только от коротких замыканий.
Во всех случаях должно быть обеспечено надежное отключение
короткого замыкания защитными аппаратами. Это условие выпол-
няется, если ток однофазного к. з. в сетях с глухозаземленной ней-
тралью и двухфазного в сетях с изолированной нейтралью в три
раза и более превышает номинальный ток плавкой вставки пре-
дохранителя и номинальный ток расцепителя автоматического
выключателя, имеющего обратно зависимую от тока характерис-
тику; в 1,1 раза и более — ток срабатывания автоматического
выключателя, имеющего только электромагнитный расцепитель.
Для сетей, прокладываемых во взрывоопасных помещениях,
допустимые кратности тока к. з. увеличиваются до четырех по от-
ношению к номинальному току плавкой вставки предохранителя и
до шести по отношению к номинальному току расцепителя автомати-
ческого выключателя с обратно зависимой от тока характеристикой.
Для сетей, защищаемых только от токов к. з., в необходимых
случаях допускается завышение токов плавких вставок предохра-
нителей и уставок расцепителей автоматов по сравнению с крат-
ностями токов, а именно, для надежной отстройки от токов самоза-
пуска двигателей при условии, что ток к. з. в пять раз или более
превышает номинальный ток плавкой вставки предохранителя и
в полтора раза или более — ток срабатывания электромагнитного
расцепителя автомата.
Пример 12.4. Магистральная линия силовой сети 380/220 в промышлен-
ного предприятия питает группу двигателей. Линия выполняется брониро-
ванным трехжильным кабелем с алюминиевыми жилами и резиновой изоля-
цией и прокладывается в помещении при температуре окружающего воздуха
+ 25° С. Длительный расчетный ток линии 100 а, кратковременный ток при
самозапуске двигателей 500 а. Условия пуска электродвигателей легкие.
Определить номинальный ток плавких вставок предохранителей типа
ПН-2, защищающих линию и выбрать сечение кабеля при следующих усло-
виях:
1) линия проходит в невзрывоопасном и непожароопасном производ-
ственном помещении и должна быть защищена от перегрузки;
2) линия проходит в пожароопасном помещении и должна быть защищена
от перегрузки;
3) линия должна быть защищена только от коротких замыканий. .
Решение. Определяем величину номинального тока плавких вставок
предохранителей, защищающих линию, по условию длительного тока (12.27)
7ВС > 100 а
и по условию кратковременного тока (12.296)
500
/р.с 2 5 — 200
310
Решающим при выборе плавких вставок оказывается толчок тока при
самозапуске электродвигателей. Останавливаемся на предохранит лях типа
ПН-2-250 с плавкими вставками на номинальный ток 200 а.
Для выбора сечения кабеля пользуемся упрощенными формулами (12.38)
п (12.39), так как условия его прокладки нормальны (температура окружаю-
щего воздуха + 25° С).
Допустимая нагрузка па кабель по условию нагревания длительным
расчетным током (12.38)
Лг. д ЮО а.
Проверим по условию соответствия кабеля плавкой вставке предохра-
нителя из (12.39), в которой значения коэффициента k3 для каждого из рас-
сматриваемых вариантов будут различными.
Для случая 1 (из табл. 12.20) значение коэффициента
/г3 = 1,0.
Допустимая длительная нагрузка на кабель [см. (12.39)]
/н.д > 1-200 = 200 а.
По табл. 12.7 подбираем для трсхжильного кабеля с алюминиевыми жи-
лами и резиновой изоляцией при прокладке в воздухе сечение 120 мм2, для
которого допустимая нагрузка равна 200 а.
Для случая 2 аналогично получаем
k3= 1,25:
/н.д > 1,25-200= 250 а.
С учетом указаний ПУЭ о том, что при проверке соответствия сечения
проводов и кабелей характеристике защитного аппарата допускается выби-
рать проводники ближайшего меньшего сечения, чем это требуется по рас-
четному току, принимаем сечение кабеля рав- , ..
ным 150 л1.и2, для которого допустимая дли-
тельная нагрузка равна 235 а.
Для случая 3
k3 = 0,33;
/„.д > 0,33-200 = 66 а.
В данном случае сечение кабеля 50 мм2
определяется условием нагревания длитель-
ным током (допустимая нагрузка НО а).
Пример 12.5. На рис. 12.9 представлена
схема участка силовой сети промышленного
предприятия напряжением 380/220 в. От шин
распределительного щита получает питание
силовая сборка с автоматическими выключа-
телями, к которой присоединяются шесть
асинхронных двигателей с короткозамкнутым
ротором. Электродвигатели 3 и 4установлены
во взрывоопасном помещении класса В 1а;
остальные двигатели, распределительные
пункты и пусковая аппаратура — в помеще-
ниях с нормальной средой. Технические дан-
ные двигателей указаны в табл. 12.21. Режим
Рис. 12.9. Схема к расчету
участка силовой сети
работы двигателей исклю-
чает возможность длительных перегрузок; условия их пуска нетяжелые, воз-
можность самозапуска крупных двигателей исключена.
311
Таблица 12.21
Тип Номиналь- ная мощ- ность, кет Номиналь- ный ток, а Кратность пускового тока Пусковой ток, а
А02 81-4 40 73,1 5,9 432
То же 40 73,1 5,9 432
МА145-2/6 34 69 6,5 448
МА142-2/8 4 10,5 5 52,5
АО2-41-4 4 7,7 5,7 43,8
То же .... 4 7,7 5,7 43,8
Один из двигателей 1 или 2 всегда находится в резерве, остальные двига-
тели могут работать одновременно.
Магистральная линия от распределительного щита до силового пункта
защищена селективным автоматическим выключателем типа АВ-4НВдо500в
и 400 а. Линии от силового пункта к электродвигателям защищены установ-
ленными в закрытом шкафу автоматическими выключателями типа А3124 на
500 в и 100 а с комбинированными расцепителями.
Магистральная линия от распределительного щита до силового пункта
выполнена трехжильным кабелем с бумажной изоляцией марки ААБГ, ли-
нии к.электродвигателям — проводом с резиновой изоляцией марки АПРТО
и ПРТО в стальных трубах (для взрывоопасного помещения). Вся проводка
проходит в помещениях с температурой воздуха + 25° С.
Определить номинальные токи расцепителей автоматических выключа-
телей и выбрать сечения проводов и кабеля из условия нагревания и соответ-
ствия токам расцепителей автоматических выключателей.
Решение. Так как температура воздуха в помещении + 25° С, то попра-
вочный коэффициент &попр = 1 и при выборе сечений проводов и кабелей по
условию нагревания следует руководствоваться (12.38) и (12.39).
Линия к электродвигателю / или 2. Выбираем комбини-
рованный расцепитель автоматического выключателя А3124 по условию дли-
тельного тока линии, равного в данном случае номинальному току электро-
двигателя 1 (см. табл. 12.21).
При выборе расцепителя автоматического выключателя, встроенного
в закрытый шкаф, рекомендуется учитывать поправочный коэффициент на
дополнительный его нагрев порядка 0,8—0,85. Поэтому выбираем расцепи-
тель автоматического выключателя по условию длительного тока линии из
соотношения
73,1
/я-э > 0,85 ~ 86 а-
Выбираем комбинированный расцепитель с номинальным током 100 а
и током мгновенного срабатывания 800 а.
Проверяем невозможность ложного срабатывания автоматического вы-
ключателя при пуске двигателя 1 по условию (12.34)
/сб.э > 1,25-432;
800 а > 540 а.
Согласно ПУЭ для линии к электродвигателю в невзрывоопасном поме-
щении сечение выбирается по номинальному току двигателя из (12.38) с по-
следующей проверкой по (12.39) исходя из условия защиты сети только от
коротких замыканий.
Расчетное значение допустимого тока линии
/н.д 73,1 а,
313
11В. Зак. 2389
Наименование линии Расчетный ток линии, а
си Ч 2 ч и; 1 кратко- । времен- 1 ный
К электродвигателю Лили 2 . . 73,1 432
К электродвигателю 3:
1. От силового пункта до пус-
кателя 69 448
2. От пускателя до двигателя . 86,3 —
К электродвигателю 4:
1. От силового пункта до пус-
кателя 10,5 52,5
2. От пускателя до двигателя , 13,1 —
К электродвигателям 5 и 6 ... 15,4 87., 6
Магистраль ..... 168 547
Таблица 12.22
Номинальный ток расцепи- теля, а Уставка тока мгно- венного сра- батывания, а *3 Допустимая токовая нагрузка на провод (ка- бель), а Марка и сечение провода (кабеля) лмР
расчетный принятый расчетная принятая । расчетная 1 факти- 1 ческая 1
86 100 540 800 1 100 105 АПРТО 3X50
81,5 100 560 800 1 100 105 АПРТО 3x50 '
— — — — 1 100 100 ПРТО 3x35
12,4 15 66 430 1 15 16 АПРТО 3x2,5
— — — — 1 15 21 ПРТО 3x2,5
18 20 110 430 1 20 23 АПРТО 3x4
168 200 682 1600 0,66 168 190 ААБГ 3x95
По табл. 12.7 подбираем трехжильный провод с алюминиевыми жилами
марки АПРТО сечением 35 мм2, для которого допустимая нагрузка равна 75 а.
Проверяем соответствие выбранного сечения кабелей аппарату токовой
защиты. Так как автоматические выключатели типа А-3100 не имеют регули-
рования тока уставки, кратность допустимого тока линии должна определять-
ся по отношению к номинальному току расцепителя, равному в нашем слу-
чае /3 = 100 а. По табл. 12.20 находим значение k3 сетей, не требующих за-
щиты от перегрузки, для номинального тока расцепителя автоматического
выключателя с регулируемой обратно зависимой от тока характеристикой
k3= 1.
Подставляя числовые значения в соотношение (12.39), получим
75 я < 1-100 а.
Находим, что требуемое условие /доп > k3I3 не выполняется.
Останавливаемся на сечении провода 50 мм2, для которого условие
(12.39) выполняется:
105 я > 100 я.
Для остальных линий результаты расчета сведены в табл. 12.22. Ниже
даются пояснения, связанные с особенностями каждой линии.
Линии к электродвигателю 3. Линия к электродвига-
телю 3 имеет следующие особенности. Двигатель 3 установлен во взрывоопас-
ном помещении класса В 1а, в связи с чем:
1) за расчетный ток при выборе сечения линии принимается номинальный
ток двигателя, увеличенный в 1,25 раза;
2) во взрывоопасном помещении класса В1а не разрешается применение
проводов и кабелей с алюминиевыми жилами, следовательно, линия от маг-
нитного пускателя до электродвигателя должна быть выполнена проводом
с медными жилами (марки ПРТО).
Линия к электродвигателю 4. Сечение провода ПРТО
от магнитного пускателя до двигателя 4 принято равным 2,5 мм2, так как
меньшее сечение для силовых сетей во взрывоопасных помещениях не до-
пускается.
Линия к электродвигателям 5 w. 6. Расчетный ток линии
определяется суммой токов двигателей 5 и 6.
Магистральная линия. Длительная расчетная токовая на-
грузка линии, по условию примера, определяется суммой токов всех электро-
двигателей, за исключением тока одного из резервных электродвигателей —
1 или 2:
/ял =73,1 + 69+ 10,5 + 2-7,7 = 168 а.
Кратковременная токовая нагрузка определяется из условия пуска двига-
теля 3, у которого толчок пускового тока наибольший:
/кр = 448 + 73,1 + 10,5 + 2-7,7 = 547 а.
Выбираем электромагнитный расцепитель автоматического выключа-
теля типа АВ-4С по условию длительного тока линии из (12.33):
/н-э > 168 а.
По табл. 12.17 выбираем максимальный расцепитель с номинальным то"
коми200 а. Уставку тока срабатывания принимаем: на шкале, зависимой от
тока характеристики, — 250 а и на шкале, не зависимой от тока характеристи-
ки, — 1600 а (отсечка с выдержкой времени).
Проверяем невозможность ложного срабатывания автоматического вы-
ключателя при пуске электродвигателя 3 по (12.34):
1600 а> 1,25-547 а,
1600 а > 682 а.
314
Определяем табличное значение допустимого длительного тока для Ка-
беля:
/и.д 168 О.
По табл. 12.9 подбираем трехжильный кабель с алюминиевыми жилами
до 3 кв сечением 95 мм2, для которого допустимая нагрузка равна 190 а.
Проверяем соответствие выбранного сечения кабеля аппаратуре токовой
защиты.
По табл. 12.20 находим значение k3 для сетей, не требующих защиты от
перегрузки. При токе срабатывания расцепителя автоматического выклю-
чателя с регулируемой обратно зависимой от тока характеристикой 4НВ
k3 = 0,66.
Подставляя числовые значения в (12.39), получим
190 > 0,66-250;
190 а > 165 а.
Находим, что требуемое условие выполняется.
ПВ*
ГЛАВА XIII.
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ОСВЕЩЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИИ
§ 13.1. Световые величины и единицы
Основными величинами в светотехнике являются световой по-
ток, сила света, освещенность.
Световой поток. Все источники света излучают световую энер-
гию, распространяющуюся в пространстве в виде электромагнит-
ных колебаний или волн различной длины. Световым потоком,
измеряемым в люменах, называется количество световой энергии,
проходящее через какую-либо площадь в единицу времени.
Единицей световой энергии является люмен-секунда (лм-сек).
Световой поток оценивается по производимому на глаз чело-
века световому действию. Глаз обладает неодинаковой (избира-
тельной) чувствительностью к различным цветам: световые потоки
одинаковой величины, но с волнами различной длины, производят
на глаз различные зрительные действия. Различают однородные излу-
чения — с определенной длиной волн — и сложные, представляю-
щие совокупность нескольких однородных излучений. Излучения
с длинами волн от 380 до 780 ммк (миллимикрон) воспринимаются
глазом как белый свет. Глаз наиболее чувствителен к световому
потоку с длиной волны 555 ммк, создающему желто-зеленые цвета.
Сила света. Световой поток, излучаемый источниками света,
распределяется в пространстве неравномерно. Следовательно, для
характеристики источника света необходимо, кроме его величины,
знать также и его плотность в различных направлениях простран-
ства.
Силой света (пространственной плотностью светового потока)
называется световая величина, представляющая собой отношение
светового потока к телесному углу с вершиной в центре сферы,
вырезающему на поверхности сферы площадь, равную площади
квадрата, сторона которого является радиусом сферы (рис. 13.1).
Величина телесного угла
(13.1)
где S — площадь сферы, на которую опирается телесный угол, см2',
г — радиус сферы, см.
316
За единицу телесного угла принят стерадиан (стер).
Наибольший телесный угол вокруг точки, опирающейся на
площадь полной поверхности сферы,
(о = ^^=4л, стер. (13.2)
Соответственно телесный угол нижней или верхней полусферы
будет равен 2л стер.
При равномерном и неравномерном распределении светового
потока сила света в данном направлении (св) определяется соответ-
ственно по формулам:
'=4. ю-з)
(13.4)
где F, dF — соответственно световой по-
ток и бесконечно малая ве-
личина его, лм',
со, da—соответственно телесный„
, Рис
угол и бесконечно малая его
величина (см. рис. 13.1).
13.1. Телесный угол
в сфере
Следовательно, 1 св представляет собой световой поток в 1 лм
в пределах телесного угла в 1 стер, т. е.
1.-. 1 лм < , ,
св* — —:------или 1 лм = 1 св, 1 степ.
1 стер
Осветительная арматура, устанавливаемая на источнике света,
как правило, перераспределяет световой поток в пространстве, и
сила света для данного светильника во всех направлениях стано-
вится различной. Характеристикой силы света симметричного источ-
ника в различных направлениях пространства служит кривая силы
света в плоскости, проходящей через ось симметрии светильника,
выражаемая зависимостью
(13.5)
где а — угол между осью симметрии светильника и направлением
луча света.
Такие зависимости строятся в полярных координатах для раз-
личных светильников в пределах угла а от 0 до 180°. Так как боль-
шинство источников света симметрично, то кривая светораспределе-
ния в пределах 180—360° является зеркальным отражением кривой,
* Определение единицы 1 св е СИ дается также ниже при рассмотрении
понятия яркости В.
317
построенной в пределах от 0 до 180е. Если в полярных координа-
тах нанести в том же масштабе концентрические окружности, то
радиусы-векторы построенных кривых будут равны силе света
источника в данном направлении, т. е. под углом а (рис. 13.2).
Освещенность (поверхностная плотность светового потока).
Освещенностью называется световая величина, равная световому
1,сВ
180 160 U0 130
потоку, приходящемуся на единицу
<20 площади освещаемой поверхности:
Е=4-. (13.6)
При неравномерном распределе-
нии светового потока
= (13.7)
Единицей освещенности является
1 люкс (лк). Один люкс представляет
собой освещенность, создаваемую све-
товым потоком в 1 лм, равномерно
распределенным на площади в 1 м2.
Количество освещения измеряется
в люкс-секундах (лк-сек).
Освечивание измеряется в свечах-
Рис. 13.2. Кривая светорас-секундах (св-сек).
пределения Как известно, освещенность ка-
кой-либо точки поверхности (лк) пря-
мо пропорциональна силе света (св) и косинусу угла падения лучей
источника света и обратно пропорциональна квадрату расстояния
от него (жа):
4cos 7
F2
(13.8)
Светностыо называется величина, равная световому потоку,
испускаемому единицей площади светящейся поверхности:
лм/м2.
Яркость. Создавая одинаковую освещенность предметов
е различной окраской и различными отражающими свойствами,
можно получить различную видимость этих предметов. Чем боль-
шая сила света излучаемой поверхностью по направлению к глазу,
тем сильнее зрительное восприятие.
Яркостью называется отношение силы света, излучаемого в рас-
сматриваемом направлении, к площади проекций светящейся поверх-
зщ
ности. Для направления, перпендикулярного к излучающей плос-
кой поверхности, яркость
Исходя из этого, в Международной системе единиц свеча опреде-
ляется как сила света, при которой яркость полного излучателя
при температуре затвердевания платины равна’60 свечам на квад-
ратный сантиметр.
Единицей яркости является нит (св/м2), соответствующий яр-
кости светящейся плоской поверхности в 1 м2, испускающей в пер-
пендикулярном направлении свет силой в 1 се.
Если рассматривать светящуюся поверх- 4» и
ность под углом а между направлением яр-
кости Вл (или силой света /„) и нормалью к этой
поверхности /п, то (рис. 13.3) будет видна про-
екция этой поверхности на направление S cos а,
перпендикулярное к линии зрения. Поэтому в
общем виде для любого расположения поверх-
ности яркость в любом направлении
Рис. 13.3. Яркость
поверхности
S cos а '
(13.10)
Светотехнические коэффициенты. Различ-
ные материалы обладают различными светотехническими свойст-
вами, характеристикой которых служат коэффициенты, определяю-
щие, как данный материал пропускает, поглощает или отражает
световой поток. Если на поверхность падает световой поток F, то
в зависимости от свойств материала поверхности этот поток разде-
ляется на составляющие: Ет = Е-т — пропущенный поток; Fa =
= F-а — поглощенный поток; Ер = Е-р — отраженный поток.
Из этих равенств следует, что
коэффициент отражения
р = ^; (13.11)
коэффициент пропускания
т==£1; (13.12)
коэффициент поглощения
а=^-. (13.13)
Суммарный световой поток
Е = Ер 4~ Fz Fa — F (р т -)- а),
откуда
р + т -ф а = 1.
319
§ 13.2. Элементы осветительных установок
Лампы накаливания выполняются с тугоплавкими излучателя-
ми (вольфрам), до 60 вт— вакуумными; до 1000 вт — газонапол-
ненными (аргон, азот) и бесспиральными с наполнением крипто-
ново-ксеноновой смесью.
Основными параметрами ламп накаливания являются напряже-
ние, мощность, световой поток, световая отдача и средний срок
службы. На штампе лампы указываются напряжение сети (в),
мощность лампы (вт), месяц и год изготовления. Заводы гаранти-
руют средний срок службы ламп накаливания в 1000 часов горения
при номинальном напряжении. По истечении гарантированного
срока службы световой поток лампы вследствие распыления воль-
фрама нити и оседания его на стенке колбы значительно снижается.
При повышении напряжения до 103% срок службы ламп снижается
до 60%, а при снижении напряжения на 10% световой поток сни-
жается до 30%. Из сказанного следует, что для нормальной эксплуа-
тации ламп весьма важно поддерживать номинальное напряжение
в сети.
Экономичность лампы характеризуется ее световой отдачей,
представляющей собой отношение излучаемого светового потока
(лм) к потребляемой мощности (вт). Лампы большей мощности на
напряжение 127 в экономичнее, чем лампы на 220 в, так как имеют
большую поверхность излучения и, следовательно, большую свето-
вую отдачу.
Люминесцентная лампа представляет собой стеклянную трубку
с внутренней поверхностью, покрытой люминофором — веществом,
способным флуоресцировать.
Длина и диаметр стеклянной трубки зависят от мощности лампы.
Трубка лампы наполнена аргоном и содержит несколько капель
ртути. На концах трубки впаяны вольфрамовые электроды, к кото-
рым подводится напряжение, вызывающее разряд между электро-
дами и испарение ртути, пары которой начинают светиться, вызывая
при этом флуоресценцию люминофора.
Различают люминесцентные лампы дневного света ЛД, холодно-
белого света ЛХБ, белого света ЛБ, тепло-белого света ЛТБ, с ис-
правленной цветопередачей ЛДП.
Люминесцентные лампы включаются в сеть переменного тока
напряжением 127 или 220 в по схемам, приведенным на рис. 13.4.
Для каждой люминесцентной лампы необходимо наличие при-
способлений для зажигания — стартера и добавочного (балласт-
ного) сопротивления (дросселя).
Стартер предназначается для разогрева электродов лампы
и установления дугового разряда, после чего он выключается. Авто-
матический стартер имеет два электрода, один из которых представ-
ляет биметаллическую пластинку с приваренным к ней крючком
из молибденовой проволоки, а второй — имеет форму буквы Г
320
Электроды помещаются в колбе, наполненной неоном, и в холодном
состоянии имеют зазор 2—3 мм. При включении лампы на элек-
троды стартера подается полное напряжение сети и между ними
возникает тлеющий разряд. Биметаллическая пластинка при этом
разогревается и изгибается, замыкая электроды стартера, через
которые создается цепь тока для нагрева электродов лампы. Когда
тлеющий разряд в стартере исчезает, его электроды размыкаются,
на разогретые электроды лампы подается полное напряжение,
в результате чего в ней возникает дуговой разряд. При дуговом
разряде в лампе повторный тлеющий разряд в стартере не возни-
Рис 13.4. Схемы включения люминесцентных ламп
кает, так как в этом случае напряжение на лампе ниже потенциала
зажигания тлеющего разряда между электродами стартера.
Дроссель предназначен для ограничения рабочего тока
лампы, поддержания устойчивого дугового разряда при включении
лампы на переменное напряжение и ускорения процесса включения
лампы, так как при разрыве контактов автоматического стартера
(вследствие индуктивности дросселя) на электроды лампы подается
повышенное напряжение.
В схеме включения одной люминесцентной лампы (рис. 13.4, а)
в кожух с дросселем помещены конденсаторы С\ емкостью до бмкф
на напряжение 400 в. Они служат для повышения коэффициента
мощности осветительной установки с люминесцентными лампами
до 0,9—0,95, который при наличии только одного дросселя равен
0,5—0,6. Конденсаторы С2 емкостью от 0,005 до 0,007 мкф на
напряжение 800 в предназначены для ослабления (при включении и
выключении стартеров) помех в радиоприемниках, находящихся
вблизи люминесцентных ламп.
Генерация ультрафиолетовых излучений в лампе происходит
наиболее интенсивно при температуре 40—50°, что соответствует
температуре окружающей среды 18—25°. При повышении или пони-
жении температуры снижается световой поток люминесцентных
ламп, а при температуре менее -ф5° они без применения специаль-
521
ных пусковых и теплоизолирующих устройств не работают. При
напряжении ниже 90% от номинального люминесцентные лампы
тоже не работают. Для этих ламп установлен срок службы —
3000 часов; после первых 1000 часов работы световой поток ламп
снижается на 10%, после 2000 часов — на 20—30%. Поистечении
срока службы конечный поток гарантируется не менее 56% перво-
начального.
В люминесцентных лампах при включении на переменное напря-
жение с частотой 50 гц имеет место колебание светового потока,
создающее так называемый стробоскопический эффект, нарушающий
правильное восприятие глазом движущихся предметов.
Колебание светового потока при включении одной лампы состав-
ляет 35—50% его величины (лампы дневного и белого света).
В двухламповой схеме с пускорегулирующим аппаратом ПРА
(рис. 13.4, б) с конденсаторами С3, С2 колебания светового потока
снижены исоставляют 10—15%; при включении трех ламп на разные
фазы — 2—3 %.
Несмотря на перечисленные недостатки, люминесцентные
лампы по сравнению с лампами накаливания такой же мощности
имеют преимущества: высокую световую отдачу, в 3—4 раза превы-
шающую светоотдачу ламп накаливания; повышенное число часов
работы и лучший цвет излучения.
Следует отметить, что наряду с указанными схемами включения
люминесцентных ламп начинают внедряться схемы бесстартерного
и мгновенного зажигания с подачей на лампу в момент зажигания
повышенного напряжения (до 750 в), что значительно упрощает
монтаж и эксплуатацию осветительных установок с люминесцентны-
ми лампами.
Ртутные лампы относятся к числу других газоразрядных источ-
ников света. Имеются ртутные лампы высокого давления ГТРК
(прямая ртутно-кварцевая лампа) и ИГАР (интенсивного горения
аргоно-ртутная), сверхвысокого давления СВД и высокого давления
с исправленной цветностью ДРЛ. Лампы ДРЛ, применяющиеся
наиболее широко для освещения высоких цехов крупных промыш-
ленных предприятий и для наружного освещения, выпускаются
мощностью от 250 до 1000 вт на напряжение 220 в с часто-
той 50 гц.
Лампа ДРЛ (рис. 13.5) состоит из кварцевой газоразрядной
трубки 1, наполненной аргоном, куда помещена дозированная ка-
пелька ртути. Трубка, смонтированная на ножке, находится внутри
стеклянного баллона 2, заполненного для поддержания стабиль-
ности люминофора углекислым газом. Люминофором покрыты вну-
тренние стенки баллона. При включении лампы конденсатор С4
заряжается и при определенном напряжении разряжается на допол-
нительную обмотку дросселя 3 через разрядник Р. В основной
обмотке 4 при этом возникает импульс высокого напряжения,
который зажигает лампу. Газовый разряд, возникающий в смеси
322
паров ртути с аргоном, создает ультрафиолетовое (невидимое)
излучение, под действием которого люминофор начинает светиться.
Лампа ДРЛ излучает яркий свет, близкий по окраске к белому,
и имеет высокую светоотдачу — 38—46 лм!вт.
Осветительные приборы. Для рационального распределения
светового потока, устранения слепящего действия ламп, защиты
их от механических повреждений и пыли применяют различную
осветительную арматуру, которая вместе с источниками света
Рис. 13.5. Ртутная лампа типа ДРЛ:
а —вид лампы; б —схема включения в сеть
Рис. 13.6. Защитный
угол светильника
называется осветительными приборами. Осветительные приборы
ближнего действия называют светильниками, а дальнего действия—
прожекторами.
В зависимости от распределения светового потока между верх-
ней и нижней полусферами светильники делятся на светильники
прямого, отраженного и рассеянного света. Каждый светильник
имеет определенную кривую светораспределения (см. рис. 13.1),
приводимую в каталогах или справочниках. Коэффициент полез-
ного действия светильника представляет собой отношение излу-
чаемого им светового потока к световому потоку лампы:
П = (13.14)
г л
С точки зрения ослепленности светильник характеризуется
защитным углом Р между горизонталью, проходящей через тело
накала лампы, и лучом света, свободно выходящим из светильника
(рис. 13.6). Величина этого угла определяется из выражения
= (13Л5>
где h — расстояние от тела накала лампы до уровня выходного отвер-
стия светильника;
32?
R — радиус выходного отверстия светильника;
г — радиус кольца тела накала.
В зависимости от величины защитного угла светильника ПУЭ
устанавливают необходимую высоту его подвеса для ограничения
слепящего действия источника света.
По конструктивному исполнению светильники бывают открытые,
защищенные, влагозащищенные, пыленепроницаемые, повышенной
надежности и взрывонепроницаемые.
Наибольшее распространение в промышленных предприятиях
имеют следующие типы светильников: «Люцетта» (Лц), «Универсаль»
(У), «Глубокоизлучатель эмалированный» (Лэ), взрывозащитный
(ВЗГ), повышенной надежности (НОВ), наружного освещения
(СПО), прожекторы (/73 и ПЗС).
§ 13.3. Методы светотехнического расчета
Светотехнический расчет заключается в выборе типа светильника
и высоты его подвеса; размещении светильников по помещению;
определении светового потока, мощности лампы и полной мощности
осветительной установки. Светотехнически^ расчет производится
методом коэффициента использования светового потока, методом
удельной мощности и точечным методом.
Метод коэффициента использования светового потока. Этот
метод применяется для расчета общего равномерного освещения
горизонтальных поверхностей при освещении лампами накаливания
или люминесцентными лампами.
Световой поток F, падающий на поверхность 8, представляет
собою сумму потоков Fn + F0T, где Fn — поток, непосредственно
падающий на поверхность от светильника, Fm — поток, падающий
на поверхность в результате отражения от стен и потолка.
Обозначим через У, световой поток одной лампы; через п —
число светильников. Коэффициент использования светового потока
представляет собой отношение светового потока, падающего на рас-
четную площадь, к суммарному световому потоку источников света:
откуда
F = nFJin. (13.17)
Средняя освещенность
= ~ = . (13.18)
г О О
324
Нормы устанавливают минимальную освещенность
или
Е - Еср
jbmin — 2
£ср nFa кц
£min = — =—s7~ >
(13.19)
(13.20)
где z — поправка на минимальную освещенность, составляющая
в среднем 1,1—1,3 для большинства светильников.
Фактическая освещенность меньше из-за загрязненности ламп
и светильников. Поэтому в формулу минимальной освещенности
вводится коэффициент запаса
Emin
__nF sikg
Szk3
(13.21)
Расчет освещенности сводится к определению мощности одной
лампы, для чего находится ее световой поток
(13.22)
Данные для выбора наименьшей освещенности приведены
в табл. 13.1.
Для каждого типа светильника при определенных коэффициентах
отражения от стен и потолка помещений, имеющих определенную
форму и площадь, получены коэффициенты использования. При этом
величина площади, форма помещения и высота подвеса светильника
над рабочей поверхностью учитываются коэффициентом, называе-
мым показателем помещения, который для прямоугольных по-
мещений определяется по формуле
ab
l~' h (а+Ь)'
(13.23)
где a, b, h — соответственно ширина, длина и высота освещае-
мого помещения, м.
Коэффициенты использования светового потока ka для наиболее
распространенных типов светильников при определенных коэффи-
циентах отражающих поверхностей (стен и потолка) рст, рпот и
показателях помещений i приводятся в справочниках.
Определив все необходимые величины для расчета светового
потока одной лампы, подставляют их в (13.22) и по найденному зна-
чению светового потока находят мощность одной лампы в каталогах
или справочниках.
325
Таблица 13.1
Характеристика работы Размер объекта различе- ния, мм Разряд работы I Подразряд Контраст объекта с фоном Фон Наименьшая освещенность, лк
при люмине- сцентных лампах при лампах накаливания
[ комбиниро- 1 ванное освещение одно общее освещение комбиниро- ванное освещение одно общее освещение
Особо точная 0,1 и I а Малый Темный 3000 750 1500 300
менее б » Светлый 2000 750 1000 300
Средний Темный 2000 750 1000 300
в » Светлый 1500 500 750 300
Большой Темный 1500 500 750 300
Высокой точно- г » Светлый 750 300 400 150
Более 11 а Малый Темный 2000 750 1000 300
сти 0,1 до б » Светлый 1000 400 500 150
0,3 Средний Темный 1000 400 500 150
в » Светлый 750 200 400 100
Большой Темный 750 200 400 100
Точная г » Светлый 500 150 300 75
Более III а Малый Темный 1000 300 500 150
0,3 до б Светлый 750 200 400 100
1 Средний Темный 750 200 400 100
в » Светлый 500 150 300 75
Большой Темный 500 150 300 75
Малой точности Более г » Светлый 400 150 200 50
IV а Малый Темный 150 150 150 50
1 до б » Светлый 150 150 150 50
10 Средний Темный 150 150 150 50
в » Светлый 100 100 100 30
Большой Темный 100 100 100 30
Грубая Более г » Светлый 100 100 100 30
V —• Независимо от 100 100 100 30
10 коэффициента от-
ражения фона и
Требующая об- контраста объекта
— VI — То же 75 75 1— 20
щего наблюдения за ходом произвол-
ственного процесса без выделения от-
дельных деталей
понимается
Примечания:
1. Под термином «объект различения» понимается <
ваемого предмета (например, нить, ткани, точка, линия
которую требуется различать при работе.
отдельная часть рассматри-
[, царапина, пятно н т. д.),
меиее^б различения с фоном k считается малым, если его'величииа
09 ‘1У’^0УТЬ объекта и Фона мало отличаются); средним, если его величина
отличаются)0'5 метн0 отличаются); большим если его величина более 0,5 (резко
поверхности ме1е»0СТЯ) считается темным при коэффициенте отражения
более ОТ** ? 0,3 11 менее- светлым —при коэффициенте отражения поверхности р
326
Мощность ламп по световому потоку рекомендуется выбирать
такой, чтобы отклонения светового потока лампы от расчетного
значения составляли не более 20%. В противном случае следует
либо изменить число светильников, либо обосновать принятие
большого отклонения.
Для оценки правильности расчета следует определить удель-
ную мощность по проектируемому объекту
2 Руст вт
Р = ~S ~ ’ Да"
и сравнить ее с укрупненными показателями, данными для отдель-
ных производственных и бытовых помещений в справочниках.
Метод удельной мощности. Между величиной освещенности и
удельной мощностью имеется прямая зависимость. Если требуется
определить освещенность (при задан-
ном количестве светильников и вели-
чине освещаемой площади), то необ-
ходимо подобрать удельную мощ-
ность, величина которой для расчет-
ной высоты светильника и напряже-
ния ламп приводится в справочни-
ках.
Общая установленная мощность
Рис. 13.7. Освещенность го-
£РуСт = Р$,
(13.24)
где р — удельная мощность, вт!м2; ризонталыюй плоскости
S — площадь, м2.
Разделив общую мощность 2РуС1 на число светильников п,
получим необходимую мощность одной лампы.
Точечный метод. Освещенность в точке Г горизонтальной поверх-
ности, создаваемая одним светильником (рис. 13.7),
/ СО83а
(13.25)
где — сила света одного светильника для условной лампы со
световым потоком 1000 лм, св;
а — угол между осью симметрии светильника и направлением
луча света, падающего в рассматриваемую точку;
h — высота светильника над рабочей поверхностью, м.
Если проекция светового луча, падающего в рассматриваемую
точку В вертикальной плоскости, перпендикулярна к этой плос-
кости, то вертикальная освещенность
EB=Ertga.
(13.26)
Рассчитанная горизонтальная освещенность называется услов-
ной освещенностью, так как она определяется для условной лампы с
F = 1 000 лм.
327
Для определения фактической освещенности рабочей поверх-
ности необходимо учитывать световой поток от ближайших светиль-
ников, а также световой поток, отраженный от стен и потолка.
Фактическая освещенность участка горизонтальной поверхности
при одинаковой мощности всех ламп
Ег =
у р
1000*3 ’
(13.27)
где — суммарная условная освещенность от близлежащих све-
тильников, ЛК',
р — коэффициент добавочной освещенности за счет отра-
женного светового потока и удаленных светильников,
который в зависимости от их типа колеблется в пределах
от 1,06 до 1,7;
Рл — световой поток одной лампы, лм\
k3 — коэффициент запаса, равный 1,3—1 ,5.
тильника «Универсалы без затенителя
Учитывая, что расчет
освещенности по точеч-
ному методу сводится к
определению светового
потока одной лампы, по-
лучим
= <13-28>
Точечный метод, хо-
тя и дает самые точные
результаты, требует
весьма значительных по
объему расчетов. Поэто-
му разработаны вспомо-
гательные таблицы условной освещенности для отдельных све-
тильников в зависимости от высоты над рабочей поверхностью h
и от расстояния проекции светильника на горизонтальную пЛоскость
до рассматриваемой точки d. Указанные размеры определяют вели-
чину условной освещенности данной точки. Следовательно, одина-
ковым значениям условной освещенности соответствуют различ-
ные комбинации h и d. На этой основе построены пространственные
кривые — изолюксы, которые представляют собой геометрическое
место точек равной условной освещенности на горизонтальной плос-
кости в системе координат h, (/для определенного типа светильников.
Для светильников «Универсаль» изолюксы построены на рис. 13.8.
Расчет местного освещения производится также
при помощи пространственных изолюкс, построенных для светиль-
ников местного света. Для светильников «Альфа» они представлены
на рис. 13.9.
328
Для расчета наружного освещения поль-
зуются графиком (рис. 13.10), представляющим зависимость
%e = f(L, а),
где а — ширина освещаемой полосы по одну сторону от ряда све-
тильников, равная половине общей освещаемой полосы
при подвесе светильников по центру, м\
L — расстояние между светильниками, м.
а,м
/2 /4 /6 № 20 22 20 28 28 30 32 30 23 38 00
1.,м
Рис. 13.10. График f (L, а) для расчета наружного
освещения, выполненного светильниками СПО-ЗОО
Г рафик построен для высоты подвеса 6—7 м светильника СПО-ЗОО.
Расчет наружного освещения сводится к определению расстоя-
ния между лампами по заданным величинам их мощности и светового
потока.
329
Величина условной освещенности с учетом коэффициента запаса
Тогда
У? 1000 £н
ki “ fji
с 1000 Ен
k-л
(13.29)
(13.30)
где Е„ — заданная по нормам освещенность для наружных уста-
новок, лк;
ЕЛ — световой поток лампы при заданной ее мощности, лм\
k3 — коэффициент запаса, равный 1,3—1,5.
Подсчитав величины
Рис. 13.11. Линейные изолюксы для люмине-
сцентных светильников с экранирующими ре-
шетками
г»
при заданных гл,
Ел с учетом ширины
освещаемой полосы а,
по графику (см. рис.
13.10) находим необходи-
мые расстояния между
светильниками L. Соот-
ветственно полученным
расстояниям размещают
светильники на плане.
Расчет освещенности
люминесцентных ламп
точечным методом про-
изводят по линейным
изолюксам типовых све-
тильников. Для све-
тильника прямого света
с экранирующими ре-
шетками изолюксы по-
строены на рис. 13.11.
Величина горизон-
тальной освещенности
Рг =________г_________
ЯрасчРл + МЮООйз’
(13.31)
где F;, — световой поток лампы, установленной в светильнике;
^расч — расчетная высота расположения светильников над осве-
щаемой поверхностью;
/л — длина одной люминесцентной лампы;
li — расстояние между соседними лампами в ряду;
330
k3 — коэффициент запаса;
е — относительная освещенность, определяемая по линейным
изолюксам для типовых светильников.
Для определения е = Др', L') находят относительное расстояние
п расч
и относительную длину све-
тящейся линии (рис. 13.12)
L'— п (/л + 111 , (13.32)
л расч
где р — расстояние от проек-
ции светящейся ли-
нии на горизонталь-
ную расчетную пло-
скость до расчетной
точки;
п — число элементов све-
тящейся линии (чис-
ло люминесцентных
ламп).
Рис. 13.12. Освещенность от светящей-
ся линии с люминесцентными лампами
Расчет освещения территории прожек-
торами заливающего света. Расчет сводится к опре-
Рис. 13.13. Кривые для определения наивыгодней-
шего угла наклона прожектора
делению количества прожекторов, необходимых для получения гори-
зонтальной освещенности заданной площади территории:
п = ЕЕт^г.. t (13.33)
Tl
331
где Е — минимальная освещаемость по нормам, лк\
S — освещаемая площадь территории, м2;
т — коэффициент рассеяния (для узких участков т — 1,5;
для широких— 1,15);
k3 —коэффициент запаса, равный 1,3-у1,5;
z — коэффициент неравномерности освещения, равный 1,1—1,3;
Е л — световой поток лампы, лм\
т] — к. п. д. прожектора (для ПЗС-35 т] = 0,52; для ПЗС-45 —
0,6).
Оптимальный угол наклона оптической оси указанных прожекто-
ров к горизонту 9 для получения горизонтальной (сплошные) или
вертикальной (пунктирные) освещенности находят по графику
(рис. 13.13) в зависимости от произведения Eh2, где Е — нормиро-
ванная минимальная освещенность; h — высота установки прожек-
тора над землей.
ГЛАВА XIV.
ПОДСТАНЦИИ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИИ
§ 14.1. Схемы подстанций с вторичным напряжением
до 1000 в
К подстанциям с вторичным напряжением до 1000 в относятся
главным образом цеховые подстанции промышленных предприятий,
получающие питание от ГПП и распределительных пунктов, разме-
щаемых на территории предприятия.
Если потребитель имеет приемники 2-й и 3-й категории, то на
подстанции может устанавливаться один трансформатор без сборных
Рис. 14.1. Схема
электрических соеди-
нений цеховой одно-
трансформаторной
п/ст радиального
присоединения
Рис. 14.2. Схема
электрических соеди-
нений цеховой одно-
трансформаториой
п/ст магистрального
присоединения
333
шин на стороне высшего напряжения. Наиболее простыми и надеж-
ными в этом случае считаются схемы цеховых подстанций, подклю-
чаемые радиально к ГПП или РП, с выключателями нагрузки или
Рис. 14.3. Схема электрических соединений трансформаторной п/ст
с трансформаторами для силовой и осветительной нагрузок
предохранителями на стороне высшего напряжения и с автоматами
или рубильниками с предохранителем на стороне низшего напря-
жения (рис. 14.1).
При магистральном подключении цеховых подстанций и ГПП
или РП на стороне высшего напряжения устанавливают предохра-
нители или выключатели.
334
электроснабжение потребителей
на цеховой подстанции установлены
Рис. 14.4. Схема электрических соеди-
нений двухтрансформаторной п/ст с
питанием по двум лучам
При мощностях трансформаторов 630 кеа и выше устанавливается
также трансформатор напряжения для питания цепей газовой
защиты (рис. 14.2).
При наличии у потребителя части приемников 1-й категории
бесперебойность электроснабжения их может обеспечиваться резер-
вированием на стороне низшего напряжения от другой цеховой
подстанции, осуществляемым автоматически.
Более надежным считает
1-й категории в случае, если
два трансформатора с приме-
нением устройств АВР (см.
гл. XIX) на стороне низше-
го напряжения.
Более двух трансформато-
ров на цеховой подстанции
устанавливают, если силовые
и осветительные электропри-
емники питаются раздельно,
потребитель имеет нагрузки
с резко колеблющимся графи-
ком и требуется регулировать
включенную трансформатор-
ную мощность.
Схема многотрансформа-
торной подстанции приведе-
на на рис. 14.3. Подстанция
выполняется с шинами на сто-
роне высшего напряжения
секционированным выключа-
телем. Выключатель в нор-
мальном режиме отключен, и
каждая секция шин пита-
ется от своего ввода. При аварийном отключении любого из вводов
при помощи устройств АВР включается секционный выключатель
и электроснабжение всей подстанции переводится на один ввод.
На рис. 14.4 приведена схема подстанции, в которой на стороне
высшего напряжения питание осуществляется по двум лучам
(магистралям). Подстанция имеет устройство для автоматического
включения резерва на стороне низшего напряжения при отключении
одного из работающих трансформаторов. Защита трансформаторов
со стороны высшего напряжения осуществляется плавкими предох-
ранителями с кварцевым наполнением типа ПК, со стороны низшего
напряжения и отходящих к потребителям фидеров — обычными
плавкими предохранителями.
Схемы комплектных трансформаторных подстанций выполняются
с учетом особенностей их конструкции.
335
§ 14.2. Выбор типа, схем питаний и конструктивного
выполнения цеховых подстанций
Выбор подстанций должен обусловливаться величиной и харак-
тером электрических нагрузок, размещением нагрузок на генераль-
ном плане предприятия, а также производственными, архитектурно-
строительными и эксплуатационными требованиями. Должны учи-
тываться, кроме того, конфигурация производственных помещений,
расположение технологического оборудования, условия окружаю-
щей среды, условия охлаждения, пожарной и электрической безо-
пасности и типы применяемого электрооборудования.
Следует широко применять комплектные подстанции КТП и
комплектные распределительные устройства КРУ напряжением до
1000 в и выше.
Подстанции с выкатными КРУ рекомендуется применять:
в крупных и ответственных установках, в которых необходима
быстрая взаимозаменяемость при повреждении основного аппарата—
выключателя;
в машинных залах металлургических и химических предприятий;
компрессорных, насосных и других электромашинных помещениях;
в электроустановках с числом камер более 15—20, когда по
условиям общей компоновки подстанции возможно двустороннее
обслуживание камер.
Стационарные комплектные камеры типа КСО рекомендуется
применять:
для подстанций, на которых возможно применение выключате-
лей типа ВМГ или выключателей нагрузки типа ВНП;
для временных электроустановок, электроснабжения строи-
тельных площадок и т. п.;
при одностороннем обслуживании оборудования.
Трансформаторные подстанции должны размещаться как можно
ближе к центру питаемых ими групп потребителей. Для этого должны
применяться внутрицеховые подстанции, а также встроенные в зда-
ние цеха или пристроенные к нему трансформаторные подстанции,
питающие отдельные цехи (корпуса) или части их.
Трансформаторные подстанции должны размещаться вне цеха
только при невозможности размещения внутри его или при располо-
жении части нагрузок вне цеха.
Выбранная подстанция должна занимать минимум полезной пло-
щади цеха; не создавать помех производственному процессу и удов-
летворять требованиям электрической и пожарной безопасности.
Ограждения КТП следует применять в цехах, насыщенных обо-
рудованием, или в цехах с интенсивным движением транспорта-
Применение внешних отдельно стоящих цеховых подстанций
целесообразно при:
а) питании от одной подстанции нескольких цехов, когда при-
336
стройка или сооружение самостоятельных подстанций в каждом
цехе экономически не оправданы;
б) наличии в цехах взрывоопасных производств (ПУЭ VII—3—
—52-? VI1—3—54);
в) невозможности размещения подстанций внутри цехов по
соображениям производственного характера.
Однотрансформаторные цеховые подстанции применяются при
нагрузках, допускающих перерыв питания на время доставки
«складского» резерва, или при резервировании по перемычкам на
вторичном напряжении.
Двухтрансформаторные цеховые подстанции должны приме-
няться при преобладании потребителей 1-й и 2-й категорий, а также
при неравномерном суточном или годовом графике нагрузки.
Цеховые подстанции с количеством трансформаторов более двух
применяются лишь в виде исключения с надлежащим обоснованием
их применения, а также при раздельных трансформаторах для пита-
ния силовых и осветительных нагрузок.
Радиальное питание небольших однотрансформаторных под-
станций (до 630 ква) производят по одиночной радиальной линии
без резервирования на стороне высшего напряжения при отсут-
ствии нагрузок 1-й категории."
Взаимное резервирование в объеме 25—30% на однотрансформа-
торных подстанциях следует осуществлять при помощи перемычек
напряжением до 1000 в (при схеме блока трансформатор — магис-
траль) для тех отдельных подстанций, где оно необходимо.
Радиальное питание цеховых двухтрансформаторных бесшинных
подстанций следует осуществлять от разных секций РП, питая
каждый трансформатор отдельной линией. Каждая линия и транс-
форматор должны быть рассчитаны на покрытие всех нагрузок 1-й и
основных нагрузок 2-й категорий при аварийном режиме. При отсут-
ствии точных данных о характере нагрузок каждая линия и каждый
цеховой трансформатор могут быть предварительно выбраны на
60—70% суммарной нагрузки подстанции.
Магистральные схемы питания подстанций должны приме-
няться:
а) при линейном расположении подстанций, благоприятствующем
прямому прохождению магистралей от источника питания до потре-
бителей. Число трансформаторов, присоединяемых к одной магис-
трали, должно быть ориентировочно принято равным двум-трем
при мощности трансформаторов 1600—1000 ква и четырем-пяти при
мощности 630—250 ква',
б) при необходимости (по условиям бесперебойности питания)
резервирования подстанции от другого источника в случае выхода из
работы основного питающего пункта;
в) во всех других случаях, когда магистральные схемы имеют
технико-экономические преимущества по сравнению с другими
схемами.
12 Зак. 2 38 9
337
Рис. 14.6. Закрытая камера транс-
форматора до 630 ква с разъеди-
нителем (выкатка узкой стороной)
Приближение напряжений 6—10—35—НО кв к потребителям
привело к разукрупнению цеховых трансформаторных подстанций
и установке на них одного или в особых случаях двух трансфор-
маторов .
Ниже рассмотрены конструктивные особенности некоторых
цеховых трансформаторных подстанций:
1. Комплектные цеховые трансформаторные подстанциинапря-
жением^б—10/0,4 кв с трансформаторами до 1000 ква. На сравни-
тельно небольшой площади, занимаемой КТП, размещаются силовой
трансформатор, коммутационная,
защитная и измерительная аппара-
тура и при 'необходимости секци-
онный автомат для присоединения
второго комплекта двухтрансфор-
маторной КТП. В КТП на стороне
высшего напряжения применяет-
ся коммутационная аппаратура
с втычными контактами, на стороне
низшего напряжения — автоматы.
На рис. 14.5 даны габаритные и
установочные размеры комплект-
ных трансформаторных подстанций
типа КТП-630 и КТП-1000.
2. Закрытые пристроенные или
отдельно стоящие подстанции. Они
представляют собой однотранс-
форматорные (рис. 14.6) или мно-
готрансформаторные подстанции
(рис. 14.7) с закрытыми камерами.
Камера (см. рис. 14.6,) имеет от-
дельный выход наружу или в по-
мещение с огнестойкими конструк-
циями, не содержащими огнеопас-
ных и взрывоопасных веществ. Камера обычно рассчитана на раз-
мещение трансформатора до 1000 ква. Трансформатор расположен
для выкатки широкой стороной по направляющим, заложенным
в верхнюю часть фундамента. В камере установлен разъединитель,
которым трансформатор подключается к высоковольтному кабелю;
воронка кабеля располагается в камере. Вторичное напряжение
трансформатора выводится алюминиевыми шинами через асбоцемент-
ную плиту, установленную в стене, с подключением к шинопроводу
через разъединитель или автомат, устанавливаемый на распредели-
тельном щите или стене цеха.
На рис. 14.7 представлены план и разрез двухтрансформатор-
ной подстанции, имеющей двухлучевую (двухмагистральную) схему
(см. рис. 14.4). <
Такая трансформаторная подстанция представляет собой блок,
338
состоящий из двух одинаковых трансформаторных подстанций.
Это позволяет в необходимых случаях отключать половину подстан-
ции без нарушения питания потребителей и вести ремонтные или
другие работы. В противопожарном отношении такая компоновка
Рис. 14.7. Двухлучевая трансформаторная п/ст:
а—план; б — разрез
также имеет значительные преимущества и обеспечивает большую
надежность питания потребителей.
Основное оборудование подстанции размещается следующим
образом. Силовой трансформатор и распределительное устройство
высшего напряжения (сборка) с однополюсными разъединителями
располагаются в помещении вдоль стены, противоположной двери.
Сборка высшего напряжения отделяется от силового трансформа-
тора железобетонной перегородкой и с лицевой стороны защищается
12*
339
сетчатыми металлическими ограждениями. Вдоль стены, отделяющей
одно помещение от другого, устанавливается распределительное
устройство низшего напряжения (в виде сборки) с предохраните-
лями, а также панель автоматики.
На стороне низшего напряжения (до 1000 в) применяются
распределительные щиты. Респределительные щиты устанавли-
ваются на трансформаторных и преобразовательных подстанциях,
в машинных залах электростанций, для питания нагрузок собст-
венных нужд, в распределительных пунктах, в цехах промышленных
предприятий и т. д.
Распределительные щиты с односторонним обслуживанием отли-
чаются от щитов с двусторонним обслуживанием простотой кон-
струкции. Область их применения ранее из года в год расширя-
лась. В последнее время распределительные щиты находят меньшее
применение в связи с широким внедрением комплектных подстанций
с втычными автоматами и распределительных пунктов типа ПРС
с автоматами А-3000. Поэтому распределительные щиты применяют
на мощных станциях и подстанциях обычно в сочетании со щитами
другого назначения — управления, релейными, оперативного тока
и т. п.
В качестве коммутационных и защитных аппаратов на распре-
делительных щитах устанавливаются рубильники, предохранители,
блоки выключатель — предохранитель, установочные и универ-
сальные автоматические выключатели.
Наиболее распространенные конструкции панелей распредели-
тельных щитов имеют ширину 800 и 900 мм, глубину 500—600 мм
и высоту 1800—2400 мм.
Корпус панели щитов изготовляется из гнутых профилей листо-
вой стали толщиной 2—3 мм. Панели соединяются между собой
в щиты на болтах.
§ 14.3. Преобразовательные подстанции
для электролизных установок
Электролизные установки относятся к потребителям 1-й катего-
рии, не допускающим перерыва электроснабжения.В этих установках
применяются устройства регулирования напряжения для точной
стабилизации тока. Для питания электролизных установок приме-
няются ртутные преобразовательные подстанции РПП.
На рис. 14.8 показана схема РПП с присоединением двух ртут-
ных выпрямителей 2 типа РМНВ—500—12 к питающему трансфор-
матору 1 через делители тока 3. Для сглаживания пульсации вы-
прямленного тока служат реакторы 4. Защита от токов обратного
зажигания, достигающих больших значений, осуществляется анод-
ными автоматами 5. Присоединение вторичных обмоток трансфор-
маторов к минусовой шине производится через катодные автоматы.
340
Для питания собственных нужд РПП (насосы водяного охлаждения
выпрямителей, ртутный насос, системы зажигания и возбуждения,
сеточных цепей, формовочного устройства и др.) устанавливается
трансформатор собственных нужд 6 напряжением 10/0,4/0,23 кв.
Суммарная сила выпрямленного тока от такой установки может
быть свыше 20 ка при 850 в.
Для питания электролизных установок применяются также
преобразовательные подстанции с полупроводниковыми кремние-
выми выпрямителями на токи 25 ка и выше. На рис. 14.9 дана схема
Рис. 14.8. Схема выпрямительной п/ст с двумя ртутными выпря-
мителями РМНВ 500 X 12
такой подстанции с трансформатором типа ТДНПВ (20000/10—25 ка,
425 в, 13200 ква) с одной первичной обмоткой 1, переключающейся
со звезды на треугольник, и четырьмя вторичными обмотками 2, сое-
диненными в звезду и треугольник при токе 6250 а. Трансформатор
имеет регулирование выпрямленного напряжения в пределах 140—
450 в, что достигается путем переключения обмоток со звезды на
треугольник и наличием ступеней регулирования на обмотке высше-
го напряжения. В выпрямительном шкафу 3 размещаются 192 крем-
ниевых вентиля типа ВК-200-4А, аппаратура их защиты и сигнали-
зации. Вентили ВК-200-4А соединяются (по схеме Ларионова) в трех-
фазный мост и дают выпрямленный ток (6250 а, 425 в). Для плавного
регулирования выпрямленного напряжения в плечи выпрямитель-
ных мостов включаются дроссели насыщения 4 с регулируемой индук-
тивностью. На выводах низшего напряжения трансформатора для
защиты выпрямительной установки предусмотрены быстродейст-
вующие короткозамыкатели 5. После срабатывания короткозамыка-
телей выпрямительная установка на стороне 10 кв отключается
341
Рис. 14.9. Схема выпрямитель-
ной п/ст с трансформатором
ТДНПВ-20000/10 и с кремне-
выми вентилями ВК-200-4А
от сети. Отключение блоков от сбор-
ных шин постоянного тока произво-
дится разъединителями 6.
Преобразовательные подстанции
размещаются вблизи от ГПП с выс-
шим напряжением до 220 кв. Шино-
проводы от трансформаторов ГПП
(220/11/11 кв) присоединяются к рас-
пределительным устройствам (10 кв)
кремниевых преобразовательных под-
станций.
§ 14.4. Подстанции для дуговых
и руднотермических электрических
печей
Для питания дуговых и руднотер-
мических печей применяются транс-
форматоры специальной конструкции
с вторичным напряжением до 200—
250 в и мощностью 20 Мва и выше.
Трансформаторы устанавливаются
непосредственно в цехе вблизи от
печи с целью снижения потерь в токо-
проводе между трансформатором и
печыо.
При питании на напряжении 35—
НО кв трансформатор присоединяют
к питающей линии наглухо, что ис-
ключает необходимость сооружения в цехе распределительного
устройства, а оперативные отключения и включения установки
производят выключателем, установленным на главной подстанции
35—110 кв.
При питании на напряжении 6—10 кв вблизи печного трансфор-
матора устанавливается распределительное устройство типа КРУ.
Дуговые печи создают значительные пиковые токи и неравно-
мерное потребление мощности за цикл плавки, в силу чего мощность
трансформатора используется только при расплавлении шихты.
Установка руднотермических печей имеет более спокойный
режим работы и меньшие эксплуатационные толчки тока.
Для компенсации реактивной мощности, обусловленной низким
коэффициентом мощности, в установках дуговых печей монти-
руются компенсирующие устройства на напряжение 6—10 и
35—ПО кв.
На рис. 14.10 дана схема питания дуговой сталеплавильной печи
емкостью 20 т.
342
В цепи “напряжением 6—10 кв трансформатора 7 устанавливается
трехфазный реактор 2, шунтируемый выключателем 3 для ограни-
чения тока. Возможно также вместо реактора применение переклю-
чающего устройства 4 для переключения обмоток трансформатора
с треугольника на звезду, поскольку в зависимости от режима работы
- ' электрической^печи 5 (расплавление или
й его рафинирование) подводимое к ней на-
Т пряжение должно изменяться
Рис. 14.11. План п/ст "для "дуговой
сталеплавильной печи емкостью 20 т
Рис. 14.10. Схема
питания дуговой
сталеплавильной
печи емкостью
20 т
Трансформаторы тока установлены на стороне низшего напря-
жения 6 в трех фазах для регулирования передвижения электродов
каждой фазы, на стороне высшего напряжения 7 — в двух фазах
для защиты трансформатора при коротких замыканиях и пере-
грузках.
На рис. 14.11 представлен план подстанции дуговой сталепла-
вильной печи емкостью 20 m. Трансформатор располагается в стале-
плавильном цехе непосредственно рядом с печью. Связь между
трансформатором и электродами печи (короткая сеть) осуществля-
ется гибким шлейфом, позволяющим перемещать печь (во время
343
сливания стали). Трансформатор устанавливается на отметке рабочей
площадки печи из соображений максимального сокращения длины
короткой сети. Пространство под ним используется для установки
выключателя масляного насоса и других вспомогательных ус-
тройств. Управление электрической печью осуществляется из поме-
щения, в котором устанавливается щит с аппаратурой измерения,
учета, защиты и автоматики.
§ 14.5. Выбор числа и мощности трансформаторов
При выборе числа и мощности трансформаторов цеховых под-
станций рекомендуется исходить из следующих соображений:
I) для сетей напряжением до 1000 в и выше по капитальным
затратам, годовым эксплуатационным расходам, расходу цветного
металла и потерям электроэнергии многолетней практикой проект-
ных организаций установлено, что экономически равноценные ва-
рианты систем электроснабжения це^а получаются при постройке
большего числа однотрансформаторных постанций с трансформато-
рами по 630 ква или меньшего числа подстанций с трансформаторами
по 1600 ква;
2) трансформаторы мощностью более 1000 ква следует применять
лишь в исключительных случаях: при наличии группы электро-
приемников большой мощности (например, электропечей) или
большого числа однофазных электроприемников большой мощности
со значительными и частыми пиками нагрузки (например, электро-
сварочных установок).
В этих случаях при выборе трансформаторов меньших мощностей
получаются чрезмерные колебания напряжения. При применении
трансформаторов мощностью 1600 ква и выше в сети напряжением
до 1000 в возможно возникновение токов короткого замыкания,
недопустимых для коммутационных аппаратов (например, для воз-
душных автоматов);
3) следует стремиться к возможно большей однотипности транс-
форматоров цеховых подстанций;
4) целесообразно иметь в любом цехе с общей расчетной мощ-
ностью более 1000 ква не менее двух трансформаторов, даже при
отсутствии нагрузки 1-й категории;
5) при двухтрансформаторных подстанциях, а также при одно-
трапсформаторных подстанциях с магистральной схемой электро-
снабжения мощность каждого трансформатора выбирается с таким
расчетом, чтобы при выходе из строя одного трансформатора остав-
шийся в работе трансформатор мог нести всю нагрузку потребите-
лей 1-й и 2-й категории (с учетом допустимых нормальных и ава-
рийных нагрузок); при этом потребители 3-й категории могут вре-
менно отключаться. Для этого номинальная мощность трансформа-
торов двухтрансформаторной подстанции принимается равной 70%
от общей расчетной нагрузки цеха. Тогда при выходе из строя
344
одного из трансформаторов второй На время ликвидации аварии
оказывается загруженным не более чем на 140%, что допустимо
в аварийных условиях.
Электроснабжение потребителей цеха, группы цехов или всего
предприятия может быть обеспечено от одной или нескольких транс-
форматорных подстанций. Практикой проектирования электроснаб-
жения установлена целесообразность сооружения внутрицеховых
одно- или двухтрансформаторных подстанций как по технико-эко-
номическим, так и эксплуатационным показателям, с питанием
приемников по схеме блок—трансформатор — магистраль.
Чтобы выбрать наиболее рациональный вариант электроснабже-
ния, рассматривают обычно два варианта числа и мощности транс-
форматоров на подстанции, сравнивая их по технико-экономичес-
ким показателям.
Число и мощность трансформаторов выбирается по:
графику нагрузки потребителя и подсчитанным величинам сред-
ней и максимальной мощности;
технико-экономическим показателям отдельных намеченных
вариантов числа и мощности трансформаторов с учетом капитальных
затрат и эксплуатационных расходов;
категории потребителей с учетом наличия в его составе нагрузок
потребителей первой категории, требующих обеспечения резерви-
рования;
экономически целесообразному режиму, под которым понимается
режим, обеспечивающий минимум потерь мощности и электроэнер-
гии в трансформаторе при работе по заданному графику нагрузки.
Ориентировочно для предварительных расчетов выбор числа
и мощности трансформаторов может производиться по удельной плот-
ности нагрузки (ква/кв-м) и полной расчетной нагрузке объекта
(ква). При удельной плотности более 0,2—0,3 ква/кв-м и суммар-
ной нагрузке более 3000—4000 ква целесообразно применять
цеховые трансформаторы мощностью соответственно 1600—2500 ква.
При удельной плотности и суммарной нагрузке ниже указанных
значений наиболее экономичны трансформаторы мощностью 100—
630—1000 ква.
Чтобы выбрать экономически целесообразный режим работы
трансформаторов, определяем приведенные потери в трансформа-
торе (см. гл. VIII) по его каталожным данным, экономическому экви-
валенту реактивной мощности Лэк (см.§ 15.3) и коэффициенту за-
грузки k3 (см. гл. VIII):
= (14-1)
°пом
АР =- АРХ. X k3 АРм.ном = АРX. X “Р ^ЭК AQx. X Ч~
“F ^3 (АРм. пом кэк AQk) = АРх. х + k3K Shom jqq Г
+ £32(АРм.ном + £эк$нОм-^). (14.2)
12В. Зак. 2389
345
Исходя из (14.2), по каталожным данным трансформаторов
промышленных предприятий подсчитаны величины коэффициента
экономически целесообразной загрузки k3.3K (табл. 14.1) при раз-
личных значениях коэффициента:
h _ А^Х, X ~1~ &ЭК AQx. X И 4 3)
Йз.эк-J/ ДРм + йакД(2к • ’ ’
Таблица 14.1
Тип трансформатора Значения к3.эк
0,02 0.04 0,1
ТМ-100 6—10 0,53 0,57 0,65
ТМ-160 6—10 0,54 0,57 0,65
ТМ-250 6—10 0,56 0,59 0,67
ТМ-400 6—10 0,56 0,60 0,69
ТМ-630 6—10 0,63 0,66 0,73
ТМ-1000 35—10 0,62 0,64 0,70
ТМ-1600 35—10 0,62 0,64 0,70
ТМ-2500 35 0,59 0,61 0,66
ТМ-4000 35 0,59 0,62 0,66
ТМ-6300 35 0,58 0,60 0,62
Число и мощность трансформаторов выбираются также по пере-
грузочной способности трансформатора. Для этого по суммарному
суточному графику нагрузки потребителя определяется продолжи-
тельность максимума нагрузки п и коэффициент заполнения графика
&з. г
*%р
max
(14.4)
по значениям k3.T и п определяется коэффициент кратности допусти-
мой перегрузки (рис. 14.12)
т — -
Алах
Л<ом
(14.5)
где SCp, Smax — средняя и максимальная нагрузки трансформатора.
Если в летнее время максимум нагрузки меньше номинальной
мощности трансформатора на Р%, то в зимнее время допускается
346
перегрузка трансформатора на те же Р%, но не более чем на 15%.
Суммарная’перегрузка за счет суточной и летней недогрузок должна
быть не более 30% для трансформаторов, установленных на откры-
том воздухе в местностях, где среднегодовая температура воздуха
принята + 5°, а максимальная — не превышает + 35°. Допустимые
суммарные перегрузки для трансформаторов, установленных внутри
помещений, не должны превышать 20%.
После выявления всех перечисленных показателей сравнивае-
мых вариантов рассматривают вопрос об обеспечении необходимой
надежности и резервирования электроснабжения при аварийном
выходе из строя одного из трансформаторов и окончательно/решают
вопрос о числе и мощности трансформаторов.
Пример 14.1. Выбрать трансформатор на ГПП напряжением 35/6 кв
для электроснабжения промышленного предприятия при трехсменной работе
с максимальной нагрузкой Smax=10 000 ква в течение двух часов и средней
нагрузкой Scp = 7700 ква (из них
1000 ква приходится' на потребители
1-й категории); k3K = 0,05 квт1квар.
Решение. При наличии у потреби-
телей нагрузок 1-й категории число
трансформаторов по условиям резерви-
рования должно быть не менее двух.
Возможны два варианта выбора
мощности трансформаторов:
1-й вариант: два трансформатора
по 5600 ква с коэффициентом загрузки
, 10 000
ka = 2-5600 = °-89;
2-й вариант: два трансформатора
по 7500 ква с коэффициентом загрузки
юооо
гз ~ 2-7500 ~ °’67’
По каталожным данным трансфор-
маторов (табл. 14.2) выбираем экономи-
чески целесообразный вариант.
Определяем по (14.2) приведенные
потери мощности для трансформатора
5600 ква:
, ( 4,5 \
\Р\ = 118,5 + 0,05-5600 рю +
+ 0,892 ^57 + 0,05-5600 ~ j =
= 31,3 + 0,892-78 = 93,8 кет.
Рис. 14.12. Кривые кратностей
допустимых нагрузок т = 7тах
Люм
силовых трансформаторов в зави-
симости от коэффициента запол-
нения графика /гзг и продолжи-
тельности максимума нагрузки
Годовые потери электроэнергии за 7В = 7000 ч
Д Fri ДР1 Та = 93,8-7000 ж 660 000 квт-ч.
12В”
347
Таблица 14.2
Тип трансформатора ^Х.Х, % % ДРх.х кв!п дрм.тах,кет
ТМ-5600/35/6 4,5 7,5 18,5 57
ТМ-7500/35/6 3,5 7,5 24 75
Примечание.
Данные трансформаторов указаны по старому стандарту.
Определяем приведенные потери мощности для трансформатора 7500 ква
, I 3,5 \ / 7,5 \
Р2 = 24 + 0,05-7500 jqq + 0,672 75 + 0,05-7500=
= 37 + 0,67- • 103 як 83 квт.
Годовые потери электроэнергии
ЛГГЗ = 83-7000 » 580 000 кет.
Разница в потерях
AlFri — AIFra = 660 000 — 580 000 = 80 000 квт-ч/год.
При установке трансформаторов мощностью по 7500 ква и при стоимос-
ти 1 квт-ч, равной 0,02 руб., экономия составляет 1600 руб.
Капитальные затраты составляют:
на установку двух трансформаторов по 5600 ква стоимостью 11 000 руб. каж-
дый
2-11 000. 22 000 руб;
на установку двух трансформаторов по 7500 кеа стоимостью 14 000 руб. каж-
дый
2-14 000= 28 000 руб.
Разница в капитальных затратах составляет
28 000 — 22 000 = 6000 руб.
ч
Срок окупаемости при установке трансформаторов по 7500 ква
6000
г= Тб00“ = 4 года-
Он показывает экономическую целесообразность установки трансформа-
торов мощностью по 7500 ква.
Чтобы окончательно решить вопрос о выборе мощности трансформато-
ров, проверяем надежность питания при отключении одного из них (на
ремонт или ревизию). Для этого находим допустимую длительную перегрузку.
Она составляет 12% (см. рис. 14.12) при коэффициенте заполнения графика
7700
*з-г ; юооо °’77
348
ii продолжительности максимума п = 2 ч. За счет летней недогрузки допус-
кается перегрузка до 15%. Поэтому общая допустимая перегрузка составит
27%.
При установке трансформаторов по 5600 ква длительная нагрузка со-
ставляет 5600-1,27 = 7150 ква, или 71% от максимальной мощности; при
установке трансформаторов по 7500 ква — 7500-1,27 = 9550 ква, или 95%
от максимальной мощности. Таким образом, вариант с установкой двух транс-
форматоров по 7500 ква принимается как более надежный.
ГЛАВА XV.
ПОВЫШЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА МОЩНОСТИ
§ 15.1. Общие положения
Компенсация реактивной мощности или повышение коэффициента
мощности электроустановок промышленных предприятий имеет
большое народнохозяйственное значение как часть общей проблемы
повышения коэффициента полезного действия работы системы элект-
роснабжения и улучшения качества отпускаемой потребителю элек-
троэнергии. Повышение коэффициента мощности на 0,01 в масштабе
страны дает возможность дополнительного полезного отпуска элек-
троэнергии в размере до 500 млн. квт-ч в год.
Пользование понятием реактивной Q (квар), активной Р(квт)
и кажущейся 8(ква) мощностей, средневзвешенного коэффициента
мощности и величиной показаний счетчика «реактивной энергии»,
несмотря на некоторую непоказательность и условность термино-
логии, дает возможность относительно просто решать практические
расчетные задачи энергосистемы с абонентами.
В любой электрической цепи системы электроснабжения должны
соблюдаться условия баланса полной мощности. При этом баланс
по одной лишь активной мощности недостаточен, необходим одно-
временно баланс и по реактивной мощности.
Баланс мощности должен соблюдаться для обеспечения желатель-
ного режима напряжений в рассматриваемой системе электроснабже-
ния. Хотя понятием реактивной мощности в ряде случаев можно
пользоваться так же, как и понятием активной мощности, однако
не все свойства, присущие активной мощности, можно автомати-
чески переносить на понятие реактивной мощности.
Потребители электроэнергии, например асинхронные двигате-
ли, для нормальной своей работы нуждаются как в активной, так
и в реактивной мощности, которые вырабатываются, как правило,
синхронными генераторами и передаются по системе электроснабже-
ния трехфазного переменного тока от электростанции к потребителям
электроэнергии (фабрикам, заводам и др.). В процессе передачи
необходимой потребителям активной и реактивной мощности (актив-
ная и реактивная мощности связаны между собой соотношением S2 =
= Р* + Q2) по проводникам системы электроснабжения в них
350
образуются потери активной (кет) и реактивной (квар) мощностей,
которые определяются выражениями:
ДР = 3/27?10-3 = -^-7?10~3 = p2^aQ2 /?Ю 3
= -^Я10-3 + § 7?10-3 = ДРа +ДРр, (15.1)
AQ = 3PX = -j^-X10~3 = P2^Q2 ХЮ"3, (15.2)
где Р, Q и S—соответственно передаваемые (или потребляемые)
средние мощности: активная, реактивная и полная,
кет, квар, ква;
U—междуфазовое напряжение системы электроснаб- .
жения (приведенное к рассматриваемой ступени
напряжения), кв;
/ — полный ток, протекающий по системе электро-
снабжения, а;
R и X—активное и индуктивное сопротивления (приведен-
ные) системы электроснабжения, ом-,
АР и AQ — потери активной и реактивной мощности, кет,
квар;
АРа и ДРр—составляющие потери активной мощности ДР при
передаче по системе электроснабжения соответст-
венно активной и реактивной мощностей.
Потери активной мощности ДРр, вызываемые передачей по
системе электроснабжения от электростанции к потребителям реак-
тивной мощности Q, требуют дополнительных затрат на увеличение
установленной генераторной мощности электростанций и трансфор-
маторной мощности подстанций, а также пропускной способности
всей системы электроснабжения.
Особенность выработки реактивной мощности позволяет раз-
мещать генераторы реактивной мощности в любой точке системы
электроснабжения и не связывать их непременно с синхронными
генераторами электростанции. Это дает возможность существенно
снизить эту составляющую потерь активной мощности Д/% или
даже полностью ее ликвидировать путем проведения мероприятий
по компенсации реактивной мощности или повышению коэффи-
циента мощности электроустановок.
Реактивная мощность, потребляемая промышленными пред-
приятиями, распределяется между отдельными видами электропри-
емников следующим образом: 65—70% приходится на асинхронные
двигатели, 20—25% — на трансформаторы и около 10% — на воз-
душные электрические сети и другие электроприемники (люминес-
центные лампы, реакторы, индуктивные приборы и т. п.).
Увеличение потребления реактивной мощности электроуста-
новкой вызывает рост тока в проводниках любого звена системы
351
электроснабжения и снижение величины коэффициента мощности
электроустановки.
Увеличение полного тока, т. е. кажущейся мощности, приводит
к необходимости повышения пропускной способности соответствую-
щих звеньев системы электроснабжения. А это связано с увеличе-
нием затрат черных и цветных металлов, изоляционных материалов,
габаритов, а следовательно, с утяжелением вспомогательной аппа-
ратуры и т. д.
Снижение потребления реактивной мощности вызывает умень-
шение тока в проводниках любого звена системы электроснабжения,
Рис. 15.1. Диаграмма работы ком-
пенсирующего устройства
а следовательно, увеличение про-
пускной способности системы элек-
троснабжения, без какого-либо
увеличения сечения проводников и
дополнительных затрат материалов.
Легко показать (рис. 15.1), что
повышение коэффициента мощности
электроустановки зависит от сни-
жения потребления реактивной
мощности. При снижении потреб-
ления реактивной мощности Q до
Q—QK величина угла срj также
уменьшается до <р2, а следователь-
но, величина коэффициента мощ-
ности увеличивается с cos cpt до
cos ср2.
Устройства, компенсирующие реактивную мощность, несколько
усложняют и удорожают эксплуатацию электрических установок.
Кроме того, в них создаются некоторые дополнительные потери
активной мощности ДРК. Однако потери активной мощности АР
во всей системе электроснабжения до места установки компенси-
рующего устройства, как правило, значительно превышают потери
в самих компенсирующих установках АРК.
Если компенсация реактивной мощности отсутствует, то в системе
происходит вынужденное снижение напряжения.
Потери активной и реактивной мощностей приводят к увеличе-
нию установленной мощности генераторов на электростанциях и
трансформаторов на подстанциях, а также обусловливают выполне-
ние электрических сетей на большую пропускную способность.
Повышение коэффициента мощности или уменьшение потребле-
ния реактивной мощности элементами системы электроснабжения
снижает потери активной мошности и повышает напряжение. На тех
участках, на которых потребление реактивной мощности элементами
системы электроснабжения увеличивается, потери активной мощ-
ности тоже увеличиваются, а напряжение снижается. На тех участ-
ках, на которых потребление реактивной мощности уменьшается,
увеличивается пропускная способность элементов системы электро-
352
снабжения, а при проектировании новых линий создается возмож-
ность применения проводов меньших сечений при передаче той же
активной мощности.
Дополнительные потери активной мощности в самих компен-
сирующих устройствах АРК характеризуют экономичность выра-
ботки реактивной мощности и целесообразность, их установки.
Эти дополнительные потери активной мощности для различных
компенсирующих устройств различны и могут быть характеризо-
ваны удельным расходом активной мощности на компенсацию
(табл. 15.1).
Таблица 15.1
Характеристика Удельные потери, квт/квар
Статические конденсаторы напряжением 0,22— 0,5 кв 3— 10 кв 0,004 0,003
Синхронные компенсаторы мощностью 7500 ква 15 000 ква 30 000 ква 0,027 0,023 0,002
Синхронные генераторы и электродвигатели мощностью 500—5000 ква, используемые в качестве компенсаторов 0,05—0,10
То же, мощностью меньше 500 ква, тихоходные 0,10—0,15
Синхронные генераторы, используемые в качестве компен- саторов без расцепления с первичным двигателем 0,25—0,30
Способ компенсации и величина компенсации реактивной мощ-
ности должны выбираться в каждом конкретном случае с учетом
того, чтобы расчетные затраты на 1 квар-«получились бы минималь-
ными.
§ 15.2. Мгновенное и средневзвешенное значения
коэффициента мощности
В каждый момент времени коэффициент мощности промышлен-
ного предприятия определяется из соотношения
cos <р;-
Pi Pi
Si yp2 + Q2’
(15.3)
где Pi, St, Qi — соответственно активная, кажущаяся и реактив-
ная мощности в момент времени t,:, квт, ква, квар.
353
Активные и реактивные мощности предприятий изменяются
не только в течение длительных промежутков времени (суток,
месяца), но и в течение одной производственной смены.
Значение коэффициента мощности в момент времени ti наиболее
точно определяется по фазометру. При отсутствии фазометра
cos ср определяется одним из следующих способов:
1) двумя трехфазными ваттметрами или при наличии одного
ваттметра с переключателем измеряются в некоторый момент вре-
мени Р и Q и определяется значение tg срг- = затем по tg срг
находится по таблицам соответствующий ему cos ср,;
2) двумя ваттметрами измеряется активная мощность Р, и Рг
и определяется
где Pi — показание ваттметра фазы А,
Р2— показание ваттметра фазы С;
3) с помощью амперметра, вольтметра и трехфазного ваттметра
измеряют ток, напряжение и активную мощность. По формуле
находят
cos <р; = —~— , (15.5)
“ f/'dUl 7
где I, U и Р — соответственно действующие значения тока, на-
пряжения и мощности, одновременно определяе-
мые по приборам, а, кв, кет.
На практике широкое применение получила условная усреднен-
ная величина средневзвешенного коэффициента мощности электро-
установки cos фСрВ за сутки, неделю, месяц, квартал или год.
Значение cos <рСрв определяется по показаниям счетчиков электро-
энергии Э и реактивной энергии Эр за определенный промежуток
времени t из соотношений:
= ('5-6)
coscpcpil =—-=1===. (15.7)
/1 + 4
г \ э /
Счетчики реактивной энергии квар-ч показывают величину
ЭР = ]'СМ, (15.8)
о
где Q — потребляемая или передаваемая реактивная мощность,
квар-,
t — время, ч.
354
Понятия средневзвешенного коэффициента мощности
cos <рсрв = cos arctg
и «реактивной энергии» введены условно. Они используются только
для расчетов с абонентами и какого-либо особого физического смысла
не имеют.
§ 15.3. Экономический эквивалент реактивной
мощности
Целесообразность проведения мероприятий по повышению коэф-
фициента мощности электроустановки в значительной мере зави-
сит от ее электрической удаленности от генераторов электростанций.
Это учитывается экономическим эквивалентом реактивной мощности
k3. Коэффициент k3 (квт/квар) численно равен потере активной
мощности (кет) в сетях при снижении потребления реактивной
нагрузки на 1 квар.
Из (15.1) следует, что при повышении коэффициента мощности
электроустановки и, следовательно, снижении передаваемой реак-
тивной мощности величина АРр (так же, как и величина АР)
уменьшается. Потери же активной мощности АРа от передачи по
рассматриваемому элементу системы электроснабжения активной
мощности Р остаются почти неизменными. При снижении потребле-
ния электроустановкой реактивной мощности на величину QK потери
активной мощности в рассматриваемом элементе системы электро-
снабжения с активным сопротивлением R уменьшатся от
= IO-3Ю 3
ДО
др2=-^- io™3 + ю-3.
При этом величина снижения потерь активной мощности
АР = АР1— АР2 = (2^Qlt) R IO-3. (15.9)
Экономическим эквивалентом реактивной мощности k3 назы-
вается отношение величины снижения потерь активной мощности к
величине снижения потребления реактивной мощности электроуста-
новкой:
(15J0)
Чк Ч \ Ч / \ Ч /
355
Рис. 15.2. Значения экономического эк-
вивалента реактивной мощности k3 на
шинах 6—10 кв районных подстанций
в зависимости от коэффициента мощ-
ности и схемы электроснабжения
Рис. 15.3. Значения экономических экви-
валентов реактивной мощности k3 для
различных звеньев типичной схемы элек-
троснабжения в зависимости от удаленно-
сти этих звеньев от генераторов станций.
В скобках даны значения k3 в часы мини-
мума нагрузки:
Л110; Л35 —линии 110 и 35 кв\ Лб, Л10— линии 6
и 10 кв\ <Лщ, Л() 23—лпнип 0,4 — 0,23 кв\ Д —
двигатели; Т — трансформатор
Здесь ky = показыва-
ет удельные потери актив-
ной мощности при переда-
че по элементу системы
электроснабжения с актив-
ным сопротивлением R ре-
активной мощности Q; ~ —
относительное снижение
потребления реактивной
мощности электроустанов-
кой.
Выражение (15.10) по-
казывает, что экономиче-
ский эквивалент реактив-
ной мощности не является
для данной системы элек-
троснабжения постоянным
и зависит от степени элек-
трической удаленности
электроустановки от цент-
ра питания (чем больше R,
тем выше значение k3) и
степени компенсации реак-
тивной мощности. Это мож-
но доказать, подставив в
выражение для k3 вместо
QK два его предельных зна-
чения
при
Q и 0:
при
Qk = Q
= &у,
QK = 0
— 2fey.
Предельные значения k3
показывают, что скорость
снижения удельных потерь
активной мощности или эф-
фект, получаемый от умень-
шения потребления элек-
троустановкой реактивной
мощности, будет тем боль-
35$
ше, чем значительнее снижается потребление реактивной мощ-
ности.
На практике, если QK мало по сравнению с потребляемой реак-
тивной мощностью Q, то можно принять k3 = 2kv, и наоборот,
если QK близко к Q, что встречается реже, то принимают k3 = ky-
Для каждой электроустановки величина k3 уточняется энергоснаб-
жающей организацией. Величина k3 в зависимости от cos ср на шинах
6—10 кв районных подстанций энергосистемы и схемы электроснаб-
жения может быть принята по данным, представленным на рис. 15.2.
Эффект снижения, потерь активной мощности уменьшается
с ограничением потребления установкой реактивной мощности.
Ввиду значительного числа факторов, влияющих на величину k3
(нестабильность напряжения, изменение нагрузки и др.), точный
подсчет этой величины достаточно сложен.
Примерные значения k3 для типичной схемы электрической сети
при минимуме и максимуме нагрузок приведены на рис. 15.3.
Значения k3 увеличиваются по мере удаленности рассматриваемой
точки схемы электроснабжения от генераторов электростанции.
§ 15.4. Понятие о нормативном коэффициенте
мощности
Наивыгоднейший коэффициент мощности электроустановки
определяется или из условия достижения наибольшей годовой эко-
номии, в связи со снижением потерь энергии от реактивных нагру-
зок сети, или из условия использования увеличенной пропускной
способности сети (линий и трансформаторов) в связи с компенсацией
реактивной нагрузки. При каждом из этих условий в схеме питания,
имеющей две и более ступени трансформации, наивыгоднейший коэф-
фициент мощности получается почти одинаковым, практически
близким к единице.
В случае питания предприятия на генераторном напряжении
примерно такой же результат получается при расчете по условию
использования увеличения пропускной способности сети; иной ре-
зультат — при расчете по условию достижения наибольшей -годо-
вой экономии: наивыгоднейший коэффициент мощности может варьи-
ровать в зависимости от длины линии передачи в широком диапазоне.
Поэтому во избежание излишних затрат на компенсационные устрой-
ства выявление наивыгоднейшего cos ср во всех случаях целесооб-
разно вести из условия получения наибольшей годовой экономии.
В основу методики выявления наивыгоднейшего cos ср можно
положить понятие эквивалентной длины, при которой потери
активной мощности от реактивных нагрузок равны потерям актив-
ной мощности в исходной схеме электроснабжения.
Наивыгоднейший cos ср зависит от схемы питания промышлен-
ного предприятия и параметров питающей сети (напряжения,
длины линий и удельного электрического сопротивления). Однако
357
при определении наивыгоднейшего коэффициента мощности электро-
установки для конкретных условий электроснабжения промышлен-
ного предприятия приходится сталкиваться с погрешностями в рас-
четах и делать ряд допущений. Кроме того, необходимо учитывать,
что себестоимость электроэнергии и величина нагрузок потребителей
меняются во времени. Все это послужило ©снованием вместо наи-
выгоднейших значений cos ср установить нормативные коэффициенты
мощности для больших групп потребителей (табл. 15.2).
Таблица 15.2
Значения cos при питании потребителей
От генераторов элек- тростанций на генератор- ном напряжении От районных сетей 110— 220 кв и от сетей 35 кв, питающихся от электростанций От сетей 35 кв, питаю- щихся от районных се- тей НО—220 кв
0,85 | 0,93 | 0,95
Высокие значения средневзвешенного коэффициента мощности
(за сутки, неделю, месяц) в большинстве случаев не отражают истин-
ного потребления реактивной мощности при прохождении суточного
максимума нагрузки. Например, расчетное значение средневзвешен-
ного коэффициента мощности равно 0,9; при тщательной проверке
фактический коэффициент мощности в максимум нагрузки
оказался равным 0,78 и потребовалась установка компенсирующих
устройств большей мощности (в 4 раза), чем это было предусмотрено.
На смену непоказательной величине средневзвешенного коэффи-
циента мощности (за сутки, неделю, месяц), очевидно, должна
прийти для практического применения величина коэффициента
мощности в максимум нагрузки потребителя. Однако полностью
отказаться от применения величины показаний счетчиков реактив-
ной энергии и средневзвешенного коэффициента мощности (за сутки,
неделю, месяц) невозможно, так как эти понятия получили широкое
применение на практике, а новая методика пока еще не разработана.
Для стимулирования внедрения мероприятий по повышению
средневзвешенного коэффициента мощности электроустановок
введена шкала скидок и надбавок к тарифу на электроэнергию
для потребителей с присоединенной мощностью трансформаторов
100 ква и более. Действующая в настоящее время шкала скидок и
надбавок предусматривает нейтральный средневзвешенный коэф-
фициент мощности 0,90 — 0,92. Предприятиям, имеющим средне-
взвешенный коэффициент мощности электроустановок выше этих
значений, предоставляется определенная скидка с тарифа, а пред-
приятиям, имеющим меньшие значения, начисляется надбавка
к тарифу на электроэнергию.
358
Введение шкалы скидок и надбавок играет большую роль в по-
вышении коэффициента мощности электроустановок промышленных
предприятий. Существенным недостатком шкалы скидок и надба-
вок является ее зависимость от условной и усредненной величины
месячного средневзвешенного коэффициента мощности. При этом
может получиться, что предприятие фактически нужно штрафовать
за действительную величину cos ср в максимум нагрузок, в то время
как его премируют за хороший усредненный месячный средневзве-
шенный cos форв.
В настоящее время] энергосистемам предоставляется право опре-
делять на предприятиях с суммарной присоединенной мощностью
трансформаторов 5000 ква и более средневзвешенную величину
коэффициента мощности в часы утреннего и вечернего максимумов.
При определении необходимой мощности компенсирующих уст-
ройств следует исходить из рекомендуемых нормативных значе-
ний средневзвешенного коэффициента мощности.
Мощность компенсирующего устройства, необходимая предпри-
ятию,
QK = PcP= (tgcpi — tg tp2), (15.11)
где Рср — среднегодовая активная мощность, потреб-
ляемая электроустановкой; определяется
путем деления показаний счетчика электро-
энергии (квт-ч) за год на годовое число
часов работы электроустановки Тв, равное
4000 часам для электроустановок двух-
сменных предприятий; 6000 — для элек-
троустановок трехсменных предприятий;
8000 — для электроустановок предприя-
тий, действующих непрерывно (для вновь
проектируемых предприятий величина Р
находится теоретически расчетным путем);
э _____э'
tg чц = р—— тангенс угла сдвига фаз, соответствующий
101 средневзвешенному коэффициенту мощно-
сти за год, с учетом «реактивной энергии»,
отдаваемой синхронными двигателями;
здесь Эр.гоД — годовое потребление «реактивной энер-
гии» без учета работы синхронных дви-
гателей;
Эр.год — годовая выработка «реактивной энергии»
синхронными двигателями при их наи-
выгоднейшем cos ср;
Эгод — годовое потребление электроэнергии;
1§ф2 — тангенс угла сдвига фаз, соответствующий
коэффициенту мощности после компен-
сации.
359
Приведенные в табл. 15.2 нормативные величины коэффициента
мощности относятся к точкам раздела электросети потребителя
и энергосистемы (обычно к шинам подстанций потребителя 6—10 «в).
§ 15.5. Мероприятия по повышению коэффициента
мощности электроустановок
Согласно Руководящим указаниям по повышению коэффициента
мощности мероприятия по компенсации реактивной мощности экс-
плуатируемых или проектируемых электроустановок потребителей
могут быть разделены на следующие группы: не требующие приме-
нения компенсирующих устройств и целесообразные во всех слу-
чаях; связанные с применением компенсирующих устройств; допу-
скаемые в виде исключения.
Последние два мероприятия должны быть обоснованы технико-
экономическими расчетами и применяться с разрешения энерго-
системы.
К мероприятиям по повышению коэффициента мощности, не
требующим применения компенсирующих устройств и целесооб-
разным во всех случаях, относятся:
1) упорядочение технологического процесса, ведущее к улуч-
шению энергетического режима оборудования, а следовательно,
и к повышению коэффициента мощности;
2) применение переключателей с треугольника на звезду
у асинхронных двигателей напряжением до 1000 в, систематически
загружаемых менее чем на 40%;
3) устранение работы асинхронных двигателей без нагрузки
путем широкого внедрения ограничителей холостого хода, когда
продолжительность межоперационного периода превышает 10 сек,',
4) замена или временное отключение трансформаторов, загру-
жаемых в среднем менее чем на 30% их номинальной мощности;
5) замена незагруженных асинхронных двигателей, когда изъя-
тие избыточной мощности влечет за собой уменьшение потерь актив-
ной энергии в энергосистеме;
6) замена асинхронных двигателей синхронными, где это воз-
можно по технико-экономическим соображениям;
7) применение синхронных двигателей для всех новых установок
электропривода, где это приемлемо по технико-экономическим
соображениям.
Все указанные мероприятия сводятся в основном к рационали-
зации энергетического хозяйства промышленного предприятия.
Условие целесообразности изъятия избыточной мощности
асинхронных двигателей с использованием заменяемого двигателя
в другом месте может быть представлено неравенством
(\Pi + k3 Q0- (ДР2 + k3 Q2) > 0, (15.12)
360
где Д/Ц и Qi —соответственно потери активной мощности и по-
требляемая реактивная мощность у заменяемого
двигателя при существующей нагрузке Р;
ДР2 и Q2— соответственно потери; активной мощности и по-
требляемая реактивная мощность у заменяющего
двигателя при той же нагрузке Р; gs
ka — экономический эквивалент реактивной мощности
в данном пункте сети системы электроснабжения.
Общее снижение потерь активной мощности в системе электро-
снабжения составляет при этом
ДР % = -(АР1 ~ .(А^2 + ka Qg) • 100.
ДР1 + Qi
Применение для повышения коэффициента мощности электроуста-
новок синхронных двигателей получило ввиду своей большой вы-
годности в настоящее время широкое распространение.
Подробно синхронные двигатели рассматриваются при изучении
мероприятий по повышению коэффициента мощности, связанных
с применением компенсирующих устройств.
К мероприятиям по повышению коэффициента мощности, свя-
занным с применением компенсирующих устройств, относятся:
1) применение конденсаторов для повышения коэффициента
мощности;
2) применение синхронных компенсаторов.
Компенсация реактивной мощности электроустановок промыш-
ленных предприятий осуществляется, как правило, с помощью ста-
тических конденсаторов, включаемых параллельно электроприем-
никам (поперечная компенсация).
В отдельных случаях при резкопеременной нагрузке сетей,
например при питании дуговых печей, сварочных установок и др.,
может оказаться целесообразным последовательное включение
конденсаторов (продольная компенсация).
На односменных и сезонных предприятиях, работающих менее
150 дней в году, установка конденсаторов не рекомендуется.
Размещение конденсаторов в сетях напряжением до 1000 в
и выше должно удовлетворять условию наибольшего снижения
потерь активной мощности от реактивных нагрузок.
Батареи конденсаторов напряжением 0,22—0,66 кв должны
устанавливаться в цехе у групповых распределительных щитков
либо присоединяться в определенных точках к магистральным ши-
нопроводам.
Централизованная установка на подстанциях с присоединением
к распределительному щиту напряжением до 1000 в или к головному
участку шинной магистрали может применяться лишь при недопус-
тимости установки конденсаторов в цехе по условиям пожарной
опасности. При этом должна быть рассчитана паивыгоднейшая мощ-
ность батареи конденсаторов.
361
Конденсаторы 6—10 кв следует устанавливать на цеховых под-
станциях, имеющих распределительные устройства 6—10 кв, на
распределительных пунктах и в виде исключения на ЦРП или ГПП.
На бесшинных цеховых подстанциях батареи конденсаторов 6—10 кв
устанавливать не рекомендуется. Мощность батарей конденсаторов
6—10 кв не должна быть менее 400 квар при присоединении конден-
саторов с помощью отдельного выключателя и менее 100 квар при
присоединении конденсаторов через общий выключатель с силовым
трансформатором, асинхронным двигателем и другими электропри-
емниками.
Мощность конденсаторных батарей, устанавливаемых у груп-
повых щитков, рекомендуется принимать не менее 30 квар.
При мощности компенсирующего устройства больше 10 000 квар
с согласия энергосистемы допускается установка у потребителя
синхронного компенсатора, позволяющего автоматически и плавно
регулировать уровень напряжения.
Синхронным компенсатором называется синхронный двигатель,
работающий в режиме холостого хода, т. е. без механической на-
грузки, и отдающий в сеть при перевозбуждении реактивный ток.
Отсутствие механической нагрузки позволяет выполнять синхрон-
ные компенсаторы с меньшей по сравнению с синхронными двига-
телями величиной воздушного зазора и облегченным валом.
К мероприятиям по повышению коэффициента мощности, допус-
каемым в виде исключения, относятся:
1) использование имеющихся на предприятиях синхронных
генераторов и синхронных двигателей в качестве синхронных ком-
пенсаторов:
2) синхронизация асинхронных двигателей.
Синхронизация асинхронных двигателей допускается при на-
грузке на валу не выше 70% номинальной мощности и соответствую-
щем технико-экономическом обосновании.
Синхронизация асинхронных двигателей с фазным ротором
применяется только для двигателей, уже находящихся в эксплуа-
тации. При питании фазного ротора асинхронного двигателя пос-
тоянным током последний втягивается в синхронизм и получает
возможность работы с опережающим коэффициентом мощности,
приобретая свойства, сходные со свойствами синхронного двига-
теля.
§ 15.6. Определение расчетных затрат
на компенсацию реактивной мощности
При технико-экономическом обосновании устройств, выбранных
в качестве компенсирующих (батарей статических конденсаторов,
синхронных двигателей или синхронных компенсаторов), следует
руководствоваться сравнением расчетных затрат на 1 квар-ч. Наи-
выгоднейшим признается то компенсирующее устройство, при кото-
362
ром расчетные затраты на 1 квар-ч получаются наименьшими.
Удельные расчетные затраты на компенсацию (руб/квар-ч)
Зу.к=зу.эру.к + -у'к(Рн°рм + Ра) , (15.13)
* в
где зу э — стоимость электроэнергии, руб/квт-ч;
ру.к — удельный расход активной мощности на компенса-
цию, кет! квар-,
кул, — удельные капитальные вложения на компенсацию,
руб./квар;
Риорм = 0,125 — нормативный коэффициент эффективности
капитальных вложений, соответствующий сроку оку-
паемости компенсирующего устройства, равному 8 го-
дам;
ра — коэффициент амортизационных отчислений;
Тв — годовое число часов работы компенсирующего уст-
ройства, ч/год.
Численные значения расчетных параметров ку.к, ра, и'[ру.к
могут быть приняты согласно следующим данным.
Для статических конденсаторов:
1. Удельные капитальные вложения в зависимости от напря-
жения линии могут быть
ил, кв ....... 34-10 0,5 0,38 0,22
ку. к , руб/квар 5,0 8,0 9,0 14,5
2. Коэффициент амортизационных отчислений независимо от
напряжения конденсаторов может быть принят равным 0,1.
3. Удельный расход активной мощности на компенсацию для
конденсаторов 3—10 кв — 0,003 квт!квар, для конденсаторов
0,22 — 0,5 кв — 0,004 квт/квар.
Для синхронных компенсаторов:
1. Удельные капитальные вложения в зависимости от мощно-
сти синхронных компенсаторов должны быть:
Рск, ква..................... 7500 15 000 30000
ку. к > руб/квар.......... 12,5 9,5 8,5
2. Коэффициент амортизационных отчислений может быть при-
нят равным 0,06.
3. Удельный расход активной мощности на компенсацию
Рск, ква................ 7500 15 000 30 000
/су к , квт/квар........ 0,027 0,023 0,02
Для синхронных двигателей:
1. Удельные капитальные вложения для синхронных двигате-
лей с номинальным опережающим коэффициентом мощности могут
быть:
Рдв, кет.................. до 100 1004-600 Свыше 600
ку. к,> Руб!квар........ 2,5 1,5 1,0
363
2. Коэффициент амортизационных отчислений может быть при-
нят равным 0,06.
3. Удельный расход активной мощности на компенсацию опре-
деляется расчетным путем. В зависимости от номинальной мощности,
скорости вращения и номинального коэффициента мощности он на-
ходится в пределах 0,007 до 0,07 квт!квар.
Расчеты показывают, что затраты на 1 квар-ч у синхронных дви-
гателей определяются в основном эксплуатационными расходами,
зависящими от удельных потерь активной мощности на компенса-
цию и стоимости электроэнергии, а у статических конденсаторов —
первоначальными капиталовложениями. Чем ниже стоимость элек-
троэнергии и меньше удельные активные потери на компенсацию,
тем выгоднее применять синхронные двигатели.
Синхронный же компенсатор является менее экономичным из
приведенных выше компенсирующих устройств.
§ 15.7. Синхронные двигатели, синхронные
компенсаторы и статические конденсаторы
Синхронные двигатели имеют по сравнению с асинхронными
двигателями следующие преимущества:
а) возможность их использования в качестве компенсирующих
устройств при сравнительно небольших дополнительных первона-
чальных затратах, поскольку при работе с опережающим коэффи-
циентом мощности полная мощность синхронного двигателя £н.с.д
(ква), определяющая его стоимость, растет, как показано ниже,
в гораздо меньшей степени, чем
отдаваемая двигателем в сеть:
Номинальный коэффи- 1,0J
циеит мощности
<2С д
—100% ................. о
^пн
Увеличение S„ с , % . 0
реактивная мощность фс.д (квар),
0,9 0,85 0,8
(опережа- (опережа- (опережа-
ющий) ющий) ющий)
48 62 75
11 17 25
б) возможность экономичного изготовления на небольшое число
оборотов, и тогда отпадает необходимость в промежуточных пере-
дачах между двигателем и рабочей машиной;
в) меньшая зависимость вращающего момента от колебаний
напряжения: у асинхронного двигателя момент пропорционален
напряжению в первой степени, а у синхронного — во второй сте-
пени;
г) повышение устойчивости узлов нагрузок и энергосистем;
д) более высокая производительность рабочего агрегата при
синхронном электроприводе, поскольку скорость двигателя не зави-
сит от нагрузки.
364
Суммарные потери активной мощности в асинхронных двигате-
лях всегда выше, чем в синхронных.
К. п. д. синхронных двигателей выше, чем к. п. д. аналогичных
асинхронных двигателей.
Компенсирующая способность синхронного двигателя, представ-
ляющая собой отношение реактивной мощности (квар), отдаваемой
в сеть, к полной (номинальной) мощности (ква), зависит от конструк-
тивных свойств, характеризуемых номинальным коэффициентом
мощности двигателя и параметров эксплуатационного характера:
тока возбуждения, напряжения на зажимах, нагрузки на валу.
Наибольшая компенсирующая способность двигателя при опре-
деленной нагрузке на валу и определенном напряжении на зажимах
имеет место при номинальном токе возбуждения. С уменьшением
номинального тока возбуждения компенсирующая способность
уменьшается.
Обычно в практических условиях относительная нагрузка на
валу у синхронных двигателей лежит в пределах между 50 и 100%
от номинальной.
При неизменном токе возбуждения влияние напряжения на
реактивную мощность синхронных двигателей зависит от конструк-
тивных параметров [номинального коэффициента мощности и
величины воздушного зазора, характеризуемого отношением корот-
кого замыкания (ОКЗ)], эксплуатационных параметров (коэффи-
циентов нагрузки синхронного' двигателя рсд и снижения напря-
жения у).
Расчеты показывают:
1) увеличение компенсирующего эффекта при снижении напря-
жения имеет место у синхронных двигателей с большим ОКЗ,
т. е. с относительно большим воздушным зазором и относительно
малым размагничивающим действием якоря;
2) у большинства современных синхронных двигателей, имею-
щих ОКЗ меньше 1,25, снижение напряжения в сети (при нормаль-
ном токе возбуждения) вызывает не увеличение, а уменьшение
компенсирующего эффекта;
3) при резких снижениях напряжения уменьшение компенси-
рующего эффекта синхронных двигателей с ОКЗ меньше 1,25 тем
резче, чем выше коэффициент нагрузки Рс.д;
4) у синхронных двигателей с большим ОКЗ увеличение компен-
сирующего эффекта особенно заметно при малых снижениях напря-
жения и больших недогрузках.
Учитывая влияние резких снижений напряжения на компенси-
рующий эффект, целесообразно применять релейную форсировку
возбуждения у синхронных двигателей. Это будет способствовать
повышению устойчивости энергосистем и надежности электроснаб-
жения. Продолжительность форсировки длится обычно до одной
минуты; соотношение между током возбуждения при форсировке п
номинальным током возбуждения равно двум.
365
При определенной нагрузке на валу наивыгоднейший коэффи-
циент мощности синхронного двигателя
cos <рнаив =------—-=, (15.14)
1/ . . апаив tg2 *Рном
Г +
гДе аиапв = — наивыгоднейший коэффициент использова-
нием ния КОМГ1енсИруЮщей способности;
Рс.д — коэффициент нагрузки;
Qhom — поминальная реактивная мощность син-
хронного двигателя;
tg Фиом — тангенс угла ср, соответствующий ' номиналь-
ному cos фном.
Из технических данных синхронных компенсаторов следует,
что относительные потери активной мощности уменьшаются с рос-
том номинальной мощности компенсатора.
Первоначальные затраты уменьшаются с ростом номинальной
мощности компенсатора. Удельные капитальные затраты на син-
хронные компенсаторы большой мощности значительно выше, чем
в случае применения статических конденсаторов напряжением
выше 1000 в.
Относительные потери активной мощности на компенсацию
у синхронных компенсаторов гораздо выше, чем у статических кон-
денсаторов (см. § 15.6).
Статические конденсаторы изготовляются из определенного чис-
ла секций, которые в зависимости от рабочего напряжения и рас-
четной величины реактивной мощности соединяются между собой
параллельно, последовательно или параллельно-последовательно.
Долевое участие конденсаторов напряжением до 1000 в в общей
мощности компенсирующего устройства определяется с помощью
технико-экономических расчетов.
Дополнительные первоначальные затраты на конденсаторы
до 1000 в
В = Кд. к. Н Qk. Hl (15.15)
где Кд.к.н — дополнительная стоимость конденсаторов мощностью
1 квар напряжением до 1000 в кк.н по сравнению со
стоимостью конденсаторов напряжением выше
1000 в кк.в;
Qk.h — мощность конденсаторов до 1000 в, квар.
Годовая стоимость потерь энергии от реактивных нагрузок
после установки конденсаторов напряжением до 1000 в может быть
представлена в виде
ь.. (QH-.QK.HHr9..TJt^cLЗу э Л0,001 QK. „зу.эЛ+
+ Ра к. н Qk. Н) (15.16)
366
где Qn — суммарная реактивная нагрузка на стороне до 1000 в,
квар;
Гэ.с и гэ.т — соответственно эквивалентные сопротивления сети
напряжением до 1000 в и трансформаторов, питающих
эту сеть, ом;
0,001 — разница в удельных потерях активной мощности
конденсаторов напряжением до 1000 в и выше,
кет! квар.
На основании двух предыдущих соотношений имеем для пре-
дельного срока окупаемости, равного 8 годам, наивыгоднейшую
мощность конденсаторов
<2канВ = 2н—------------------- ~<?н
гэ. т + гэ. о
м
ГЭ. 1 (1 +
(15.17)
где М— расчетный параметр:
М = U2 0 5
\ Зу. э Тв
% — коэффициент, принимаемый по табл. 15.3.
Значения X
Таблица 15.3
для внутрицеховых (пристроенных или встро- енных) подстанций с выполнением питательных сетей для отдельно стоящих подстанций
проводом или кабелем | шинопроводом
0,4
0,6
0,8
Если наивыгоднейшая мощность конденсаторов до 1000 в
равна нулю или отрицательна, то вся компенсирующая мощность
устанавливается на стороне выше 1000 в.
Необходимая мощность конденсаторов напряжением выше 1000 в
О — О _пнаив
хк. В-Чк. у хк. н
§ 15.8. Распределение конденсаторных установок
в радиальных и магистральных сетях
Решение задачи о наивыгоднейшем распределении конденсаторов
должно соответствовать условию максимального снижения потерь
активной мощности от реактивных нагрузок. Эта задача получает
наиболее простое решение в случаях чисто радиальной сети.
Наивыгоднейшее распределение конденсаторов в чисто радиаль-
ных сетях (рис. 15.4) напряжением выше 1000 в. Полные потери
367
активной мощности от реактивных нагрузок определяются как
сумма соответствующих потерь на отдельных радиусах:
Р (Ji t/2 t/2 V '
где Qv Q2, .... Q„— средние реактивные нагрузки на отдельных
радиусах сети до компенсации;
QK„ Qk,, •••, QK„— мощности конденсаторов на отдельных
радиусах;
r1( г3, гп — расчетные активные сопротивления отдель-
ных радиусов.
Расчетное условие, при котором потери ДРр становятся мини-
мальными, может быть найдено по Лагранжу, если приравнять
нулю частные производные по QK1, Q4, ..., QK/t, от выражения
r(Qi-QK1)a^ (^2-^2 (Qn-Q^)2^
U2 u* U2
- -Ц- [(Qi-QK1) + (<?2—Qk,) + • + (Qn -QK„)] ,
t. e. из системы равенств
(Q1-QK1)r1-P=O, |
(Qz Qk2) r2 L=0, ( (15 ig
(Qn-QKn)rn-L = O, J
где L — расчетный параметр, численное значение которого явля-
ляется функцией суммарной реактивной нагрузки, общей
мощности конденсаторов и эквивалентного сопротивле-
ния всех радиусов, между которыми целесообразно рас-
пределить конденсаторы.
Просуммировав равенства (15.19), имеем
Qk, + Qk2 + + Qk = (Qi + Q2 + ••• + Qn)—L —F ~T—H ••• +
л \Л1Г2 ГП )
ИЛИ
Qk = Q-7~, (15.20)
'u. p
где Q и QK — соответственно суммарная реактивная нагрузка тех
радиусов сети, на которых устанавливаются конден-
саторы, и общая мощность конденсаторов, подле-
жащая распределению;
гэ. р — эквивалентное активное сопротивление всех радиу-
сов, иа которых устанавливаются конденсаторы.
368
Из (15.20) находим
£ = (Q—QK)r3. р. (15.21)
Сопоставляя (15.19) и (15.21), получаем расчетный критерий
для оптимального распределения конденсаторов:
(Qi-Qk.) Г. = (Q2-Qk>) Г2 = ... = (Q„-Qk„) Гп = (Q-QK) Гэ. Р. (15.22)
Выражение (15.22) показывает, что наименьшие потери активной
мощности от реактивных нагрузок будут иметь место при условии,
что реактивные нагрузки после ком-
пенсации будут распределены обрат-
но пропорционально активным сопро-
тивлениям отдельных радиусов.
6-10 кв
2
Вкв
0,22-0,5кв
“I
дк„
схема
»3
Qk3
Иг
Qk2
,Л,
А
Рис. 15.4. Радиальная
распределения энергии
Рис. 15.5. Радиальная схе-
ма электроснабжения с
двумя трансформаторами
формулы для искомых конденса-
.... QKfi могут быть представлены
Исходя из (15.22) расчетные
торных мощностей QK(, Q
в виде системы равенств:
__х. (Q Qk) гэ. р
4k, — 41 ~------
П Г. (Q Qk) гэ. р
Ч К . — 42 ~
' 2
где
п (Q Qk) гэ . р
Ук,г — Уп
(15.23)
Гэ. р
_______________________1_
1 1 1
Г1 + Ч + г3
1
ГП
Наивыгоднейшее распределение конденсаторов в радиальных
сетях напряжением до 1000 в (с учетом трансформаторов). Рассмот-
рим весьма распространенную схему электроснабжения предприя-
тия (цеха), представленную на рис. 15.5.
Выше указывалось, что при наличии в сети двух напряжений
суммарная конденсаторная мощность в общем случае может состоять
13 Зак. 2389
369
из мощности батарей статических конденсаторов напряжением
до 1000 в и выше. Наивыгоднейшая мощность конденсаторов напря-
жением до 1000 в установки, удовлетворяющая требованию эконо-
мичности, определяется по (15.17). Она должна быть распре-
делена между теми радиусами сети напряжением до 1000 в, которые
удовлетворяют условию
<2, П>Л1-((?н-(2ГнВ)гэ. Т, (15.24)
где QH — суммарная реактивная нагрузка на стороне до 1000 в,
включая реактивную мощность, потребляемую транс-
форматорами;
М — расчетный параметр согласно (15.17);
Q; и г(- — реактивная нагрузка и активное сопротивление i-й
отходящей радиальной линии.
Таким образом, если известны величина QkBhB и радиусы, между
которыми ее необходимо распределить, то оптимальное распределе-
ние конденсаторов до 1000 в находится в соответствии с критерием
(15.22):
QK.H3 = QH2-(QH-QKaHB)^ и т. д.
' 2
Наивыгоднейшее распределение конденсаторов в магистраль-
ных сетях до 1000 в. На современных промышленных предприятиях.
Рис. 15.6. Магистральная схема рас-
пределения энергии
широкое распространение по-
лучили магистральные схемы
электроснабжения (рис. 15.6).
Целесообразная мощность
конденсаторов для размеще-
ния в магистральной сети
напряжением до 1000 в, как и
в случае радиальной сети,
может быть определена из
(15.17). При этом каждая уз-
ловая точка магистральной сети (например, 1, 2 и т. д.) может
рассматриваться как источник питания двух и более ответвлений (ра-
диусов). Наивыгоднейшее распределение конденсаторов между эти-
ми ответвлениями должно удовлетворять условию (15.22), которое
может быть представлено, например для узловой точки 1, в виде
(Ql Qk,) — (Q Ск)ГЭ1,
(15.25)
где Q — суммарная реактивная нагрузка всех ответвлений;
QK — суммарная мощность конденсаторов;
370
гЭ1 — эквивалентное сопротивление сети в точке 1:
г - ri(zi2 + 4)
fi+(гп+Ч) '
Здесь гЭ2 — эквивалентное сопротивление сети в следующей (по
направлению передачи энергии) узловой точке.
В соответствии с (15.22) наивыгоднейшая конденсаторная
мощность для п-го ответвления от n-ой узловой точки
Q”aiiB = Q„- , (15.26)
п гп
vjpt Q(n-i)n — реактивная нагрузка сети на участке между точками
(п—1) и п;
QK — конденсаторная мощность, располагаемая в точке п;
Qn и гп — соответственно реактивная нагрузка и активное
сопротивление n-го ответвления;
гэ.п — эквивалентное сопротивление сети в n-й узловой
точке:
гэ.„ = (п+d) . _ (15.27)
rn + (rn(/i+D + С («4-1;)
Пример расчета и расстановки компенсирующих устройств на
заводе. На рис. 15.7 приведена схема электроснабжения машино-
строительного завода, основные данные синхронных двигателей
6 кв, трансформаторов и кабельных линий 6 и 0,38 кв.
Определить необходимую мощность статических конденсаторов
(с учетом работы синхронных двигателей при наивыгоднейшем
cos <р) для доведения средневзвешенной величины коэффициента
мощности по заводу до нормативной величины, и расставить эти
конденсаторы по подстанциям и цехам завода, определив при этом
наивыгоднейшую мощность низковольтных конденсаторов.
Нормативную величину коэффициента мощности (cos ф2) при-
нять равной 0,95; (т. е. tg ф2 = 0,329).
Завод работает в три смены, т. е. Тгод = 6000 ч. Годовое потреб-
ление (без учета компенсирующей способности синхронных двига-
телей) электроэнергии ЭГОд = 27,5-106 квш-ч, реактивной энергии
Эр.год = 20,5-106 квар-ч.
Стоимость электроэнергии по тарифу зу.э= 0,015 руб./кет-ч.
Остальные исходные данные приведены в соответствующих пунктах
расчета.
Решение.
1. Определяем компенсирующую способность синхронных дви-
гателей при работе их с наивыгоднейшим коэффициентом мощности.
Удельный расход активной мощности на компенсацию ру.к =
= 0,024 кет!квар (определен по данным журнала «Промэнергетика»
№ 9, 1959 г.). Удельные капитальные вложения на компенсацию
13* 371
%.к= 1 руб./квар. Нормативный коэффициент эффективности капи-
таловложений РПОрМ — 0,125. Коэффициент амортизационных отчис-
лений ра = 0,06 (из РУ). Годовое число часов работы двигателя
7В = 6000 ч.
От энергосистема
(или от ГПП)
Рис. 15.7. Схема электроснабжения завода
Удельные расчетные затраты на 1 квар-ч
__п п , ку. к (Рнорм + Ра)
3У. к — Зу. Э Ру. к ' ' Тв
= 0,015 • 0,24 + !.ff’.125 + 0’.06) = 0,00039 руб/квар ч.
6000 I J ' Г
Наивыгоднейший коэффициент использования компенсирующей
способности двигателей
анаив = ^^-------0,5= —-’°0039-------0,5=0,58.
•Зу. эРу.к 0,015-0,024
Наивыгоднейший коэффициент мощности синхронных двигате-
372
лей (при коэффициенте загрузки (Зс.д = 0,75)
=----^^^===- = 0,935 (опережающий),
/ / 0,58-0,485\2
|/ + ( 0,75 /
tg Ч’иаив= °’38 (опережающий).
Компенсирующая способность двух синхронных двигателей при
работе их с наивыгоднейшим опережающим коэффициентом мощнос-
ти
Qe. д = 2РН0М tg Фнаив = 2 • 630 0,38 = 480 к вар.
2. Определяем мощность компенсирующих устройств, необхо-
димую для доведения коэффициента мощности до нормативной вели-
чины.
Синхронные двигатели вырабатывают за год «реактивную
энергию»
5С. д = Qc. д 7В = 480-6000 =2,88- 10е квар-ч.
Тогда
Зр. год ~ , год 20,5-10° — 2,88-109 _ Q 64
Эгод 27,5-10е
Среднегодовая активная нагрузка предприятия
п Эгод 27,5-10’
Рс = -™S =—’----------= 4575 квт.
Тгод 6000
Необходимая мощность компенсирующих устройств
Qk = Pep (tg q-т— tg q?2) = 4575 (0,64 — 0,329) = 1400 квар.
Поскольку эта мощность значительно меньше 10 000 квар, то
согласно § 9 «Руководящих указаний по повышению коэффициента
мощности» в качестве компенсирующих устройств применяем ста-
тические конденсаторы.
3. Распределяем по радиальным линиям 6 кв, отходящим от
РП (т. е. по подстанциям завода), необходимую мощность конден-
саторов.
Распределению подлежат конденсаторы, имеющие суммарную
мощность QK = 1400 квар.
373
Расчетная схема радиальной сети 6 'кв приведена на рис. 15.8.
Активные сопротивления и реактивные нагрузки отходящих
радиальных линий:
6 кв
гг г3 ' 1
ТП-2 ТП-3 ТП-Ц ТП-5
Q2 Qif 1 1s
Рис. 15.8. Расчетная схема
эадиальной сети 6 кв
0,4-0,05 л л1
г2 =----g---=0,01 ОМ
0,4-0,3 л лс
г3 =--------=0,06 ом;
2
0,3-0,1 ЛЛ1С
г4 =-------=0,015 ом;
2
0,3-0,16 л ло.
8=— ----1—=0,024 ом;
8 2
Q, = 670 квар;
Q3 = 370 квар;
Qi = 940 квар;
Q6 = 720 квар.
Суммарная реактивная нагрузка
Q = Q2 + Q3 + Q4 + Qs = 670 + 370 + 940 + 720 = 2700 квар.
Эквивалентное сопротивление сети 6 кв
--------1---------=-------------!-----------= 0,00445 ом.
£ 1 1 1 1 4 1 1 1
г2 + г3 + г4 + ц, 0,01 0,06 + 0,015 + 0,024
Конденсаторные мощности, которые необходимо установить
на отдельных направлениях, определяются по формуле
Ск,.=Сг-(С-(?к)^;
Qk2 = 670 — (2700 — 1400) = 92 квар;
QKa = 370 —(2700 —1400)^^ = 274 квар;
QK< = 940—(2700 —1400) °’°^- = 554 квар;
QK, = 720 —(2700 —1400) = 480 квар.
4. Определяем наивыгоднейшую мощность конденсаторов напря-
жением до 1000 в по каждой подстанции (U = 0,38 кв):
374
Цех Тип ТП Мощность трансформа- торов, ква Активное сопротив- ление трансфор- маторов, ом Конструкция выполнения питательных сетей Место установки конденсаторов Коэффициент Потребная мощность конденсато- ров, квар Реактивная на-1 1 грузка, квар 1
Дерево- обделоч- ный Пристро- енная 2x750 0,0031 2 ~ =0,00155 Кабелем радиально Па ТП (по противопо- жарным условиям) 0 92 670
Котель- ная Встроен- ная 2x320 0,0088 2 ~ =0,0044 Кабелем радиально В цехе у щитков 0,4 274 370
Кузнеч- ный То же 2x1000 0,0021 2 ~ =0,00105 Магистраль- ный шинопровод В цехе у щитков 0,6 554 940
Механи- ческий ТПВ 2x560 0,0043 2 “ ’=0,00215 Магистраль- ный шинопровод В цехе у щитков 0,6 480 720
Разница в стоимости конденсаторов напряжением до 1000 в
и выше 1000 в
кл. к. и = 9 — 5 = 4 руб./квар (см. Рук. указ., прил. 4)
Расчетный параметр, одинаковый для всех ТП,
M = U2 к- н 4-0,5^ =
\ Зу, э тв J
= о,382 А 11-2,5-4..- + 0,б) = 0,794 квар• ом.
\0,015-6000 )
Наивыгоднейшие мощности конденсаторов до 1000 в для каждой
ТП
м
Зкан=(?г
ГЭ. Т (1 4
0,794
150 квар,
Для ТП-2
Q^ = 670
2 0,00155(14-0)
что больше требуемой на этой ТП мощности конденсаторов, равной
92 квар. Следовательно, на ТП-2 все конденсаторы мощностью 92 квар
будут напряжением до 1000 в и устанавливаются у распределитель-
ного щита (а не в цехе, так как в деревообделочном цехе по
противопожарным условиям нельзя устанавливать конденсаторы,
из-за чего величина X и была принята равной нулю).
Для ТП-3
<3^ = 370
0,794 олл
----------------= 240 квар.
0,0014(14-0,4)
375
Следовательно, мощность конденсаторов напряжением выше 1000 в
Qk. bs = Qk8—Qk. н3 = 274—240 = 34 квар.
Согласно § 16 «Руководящих указаний по повышению коэффи-
циента мощности» установка батареи конденсаторов 6—10 кв еди-
ничной мощностью менее 100 квар не рекомендуется. Поэтому и на
данной ТП устанавливаем все конденсаторы напряжением до 1000 в
мощностью QK Нз = 274 квар.
Для ТП-4
Q"a,'B = 940-------------= 465 квар-, '
0,00105.(1 + 0,6)
Qk. В1 =QK<-QKaH>554-465 = 89 квар.
По приведенным выше со-
ображениям, не устанавли-
ваем конденсаторы 6 кв и бе-
рем конденсаторы мощностью
Qk.„4 = 554 квар.
Для ТП-5
QkT=720
0,794
0,00215(14-0,6)
= 490 Квар.
г r r г Требуемая мощность ком-
" “ " " г * пенсирующих устройств со-
q Q ' 0 ц ставляет всего 480 квар. Ста-
4 вим конденсаторы мощностью
Рис. 15.9. Расчетная схема радиальной Qk.hs = 480 Квар.
сети 0,38 кв 5. Распределяем конденса-
торы напряжением до 1000 в.
На ТП-2. Как было указано выше, по условиям пожарной безо-
пасности, конденсаторы в сетях устанавливаем на ТП.
На ТП-3. Сеть 0,38 кв — радиальная (рис. 15.9). Распределению
между радиусами подлежит мощность конденсаторов Q"aHB =
= 240 квар (см. п. 4). Исходные данные: QT1 = QT2 = 30 квар:
= 0,004 ом;
г2 =0,006 ом;
г3 = 0,005 ом;
/'.,-0,005 ом;
QHl = 100 ква
Q„2 = 50 ква;
Qh3 = 70 ква;
QH1 = 90 ква;
гэ.т = 0,0088: 2 = 0,0044 ом.
Суммарная реактивная нагрузка
Q „ = V Q„. 4- 2 QT(. = ЮО 4- 50 + 70 4~ 90-2 30 - 370 квар.
376
Реактивная нагрузка сети 0,38 кв'.
Q,, с=2СН/ = 100 + 50Ч-70 + 90 = 310 квар.
Расчетный параметр М. =0,794 квар-ом (см. п. 4).
Радиусы, между которыми следует распределять конденсаторы, дол-
жны удовлетворять условию
ЧСн-етКт.
1-й радиус : 100-0,004 > 0,794—(370—240)-0,0044;
0,4 > 0,222;
2-й радиус: 50-0,006 > 0,794—(370—240);
0,3 0,222;
3-й радиус: 70 -0,005 > о’794—(370—240);
q з5 ~> о 222;
4-й радиус: 90-0,005 > 0*794—(370—240);
0,45 > 0,222.
Все радиусы удовлетворяют условию установки на них конден-
саторов напряжением до 1000 в.
Эквивалентное сопротивление сети 0,38 кв
гэ с =------------1-----------= 0,00122 ом.
1 1 1 1
0,004 + 0,006 + 0,005 + 0,005
Потребные мощности конденсаторов для отходящих радиальных
линий определяем из выражения
Qk. HZ = QH/-(QHc-QKai,HB)^;
ri
QK Н1 = 100 — (310 —240) °Q0°^2 = 78 квар;
QK.Ha = 50-(310 - 240) 2^ = 36 квар;
Qk.h3 = 70-(310-240)^^ = 53 квар;
QK H(== 90 —(310—240)5^^ = 73 квар.
Эти конденсаторы устанавливаем у цеховых сборок. Но всего
мощность конденсаторов по этой ТП QK.H = 274 квар (см. п. 3).
Остальная мощность — 34 квар — должна бы быть взята в виде
конденсаторов напряжением выше 1000 в, но, по рекомендации
«Руководящих указаний по повышению коэффициента мощности»,
и эти конденсаторы берем напряжением до 1000 в. Устанавливаем
их у распределительного щита 0,38 кв.
13 В. Зак. 2389
377
Ha TfI-4. Сеть 0,38 кв — магистральная (рис. 15.10), выполнена
шинопроводами от каждого трансформатора.' В нормальных усло-
виях трансформаторы загружены одинаково и перемычка между
шинопроводами разомкнута. Расчет можно вести для одного транс-
форматора. Распределению в сети одного трансформатора подлежит
QK.u = 465 : 2 = 233 квар.
Исходные данные-. гэ т = 0,0021 ом; QTi = QT = 100 квар-,
Qa = 940 : 2 = 470 квар; QHC = 470—100 =
= 370 квар;
гО1=0; QHoi = 37O квар;
г12 = 0,0003 ом; QH12 = 370—150=220 квар;
г23 = 0,0003 ом; Q„23 = 220—120 = 100 квар;
= 0,0002 ом; QH1 = 150 квар;
г., =0,003 ом; QH2 = 120 квар;
=0,003 ом; Qh3 = 100 квар.
Рис. 15.10. Расчетная схема маги-
стральной сети 0,38 кв
Определяем эквивалент-
ное сопротивление в узловых
точках.
Для точки 2
„ _ _ г 2 Сгз + Лз)
> Э2 - --
/"2 + г23 + г3
_ 0,003 (0,0003 + 0,003) =
~ 0,003 + 0,0003 + 0,003 —
= 0,0016 ом.
I Чг 2 3 0,38кб
ъ
Он, 0н2 0н3
Для точки 1
Q (г12 + гэг) 0,0002 (0,0003 + 0,0016) = 0 000 1 8 ом
ri + ri3+O, ~ 0,0002 + 0,0003 + 0,0016 ’
Определяем мощности конденсаторов, которые необходимо уста-
новить на каждом ответвлении.
Ответвление гр. располагаемая конденсаторная мощность
Qk. н — Qk. н —2 233 квар,
тогда
Qk. и, = Qh,-(QHoi -- Qk. н) у-* = 150 - (370-233) = 27 квар.
Ответвление г2: располагаемая конденсаторная мощность
Qk. п = Qk. н— Qk. п, =233—27 = 206 квар,
378
Тогда
Qk.112 = Qk2-(Qh12-Qk,h)— = 120-(220-206)^^=113 квар.
г2 0,003
Ответвление г3:
Qk. н, = Qk. н —Qk. Н2 =206-113 = 93 Квар.
Кроме того, в начале магистрали устанавливаем конденсаторы
(см. п. 4) мощностью QK = 89 : 2 = 44 квар, которые должны бы
быть напряжением выше 1000 в, но (по рекомендации РУ, § 16)
они берутся напряжением до 1000 в.
Аналогично производится распределение конденсаторов в сети
0,38 кв другого трансформатора этой ТП, а также и на ТП-5, где
сеть также выполнена в виде магистрали.
§ 15.9. Схемы присоединения конденсаторных
установок
Схемы включения в сеть конденсаторных батарей показаны
на рис. 15.11 и 15.12.
Обычно однофазные конденсаторы соединяют в трехфазные
батареи треугольником. Но для применения конденсаторов 10 кв
в сети напряжением 35 кв в звезду соединяются три группы, каждая
из которых состоит из парал-
лельно-последовательно со-
единенных однофазных кон-
денсаторов. Последовательно
включаются два однофазных
конденсатора (рис. 15.13).
При этом на каждый из кон-
денсаторов приходится допу-
стимое напряжение
-^- = 10,12 кв,
УЗ-2
что соответствует номиналу.
Такая схема требует устрой-
ства дополнительной изоля-
ции конденсаторов между раз-
ными фазами, последователь-
ными конденсаторами, а также
Конденсаторные батареи по
Рис. 15.11. Присоединение конденсато-
ров к сборным шинам РУ 6—10 кв:
а —через выключатель; б — через выключатель
нагрузки и предохранитель
между конденсаторами и землей,
соображениям безопасности разря-
жаются на специальные разрядные индуктивные и активные сопро-
тивления. Величина разрядного сопротивления (олг)
U1
гразр = 15 —-10®,
ч
(15.28)
13В
379
где U$ — фазное напряжение, кв;
Q — мощность батареи, квар.
Соединение разрядных сопротивлений в трехфазных батареях
можно выполнить треугольником, открытым треугольником или
звездой.
Рис. 15.12. Присоединение кон енсаторов в се-
тях напряжением 0,38—0,66 кв:
а —через рубильник и предохранитель; б —через рубиль-
ник и автомат; в — через рубильник, предохранитель и
контактор
В конденсаторных установках на напряжение 6—10 кв приме-
няют обычно два трансформатора напряжения, соединенные откры-
тым треугольником (рис. 15.14, а). Для контроля целости цепи
Рис. 15.13. Схемы включения конденсаторов напряжением 10 кв
в сети 35 кв
разряда применяются неоновые лампы, включенные во вторичные
обмотки трансформаторов напряжения.
Для разряда батареи 0,38 кв (рис. 15.14, б) обычно применяют
лампы накаливания с номинальным напряжением 220 в. Чтобы
увеличить срок их службы и уменьшить потребляемую мощность,
380
три группы ламп, соединенных попарно последовательно, включают
в звезду.
В цепи между конденсаторной батареей и разрядным сопротив-
лением, согласно правилам безопасности, не ставится никаких
коммутационных аппаратов. Трансформаторы напряжения, служа-
щие для разряда, не
имеют предохранителей.
Конденсаторные уста-
новки в целом имеют за-
щиту от токов к. з., дей-
ствующую на отключе-
ние без выдержки вре-
мени.
В случае, когда воз-
можна перегрузка кон-
денсаторов высшими гар-
мониками тока из-за не-
посредственной близости
мощных ртутно-выпря-
мительных подстанций,
должна быть предусмот-
рена релейная защита
конденсаторной установ-
°)
А
Рис. 15.14. Включение разрядных сопротив-
лений
ки, отключающая ее с вы-
держкой времени при действующем значении тока, превышающем
на 30% номинальный ток. При протекании через конденсаторы то-
ка высших гармоник увеличиваются его реактивная мощность и
потеря энергии в конденсаторе, что может ^привести к перегреву
конденсатора и выходу его из строя в результате старения изо-
ляции.
§ 15.10. Статические источники реактивной
мощности (ИРМ) с непрерывным
регулированием
Проблеме создания регулируемых статических источников реак-
тивной мощности (ИРМ) посвящен ряд разработок кафедры электри-
ческих систем МЭИ, руководимой д. т. н., проф. В. А. Вениковым.
Схема одного из устройств, исследовавшегося в последнее время
в качестве варианта ИРМ, показана на рис. 15.15. Рассматривае-
мое устройство представляет собой два трехфазных выпрямителя
1—3—5 и 2—6—4, включенных на разделенные схемные обмотки
одного трансформатора 7 по схеме звезда —- обратная звезда.
Благодаря такому включению обмоток трансформатора ток, потреб-
ляемый схемой из сети, не имеет четных гармоник.
Принцип работы устройства основан на использовании периоди-
ческого обмена энергии между реактором 8, включенным в цепь
381
выпрямленного тока, и сетью. Энергия, запасенная в реакторе
к моменту зажигания очередного главного вентиля (1, ..., 6), выда-
ется в сеть в промежуток времени, длящийся от момента открытия
одного вентиля до момента перехода напряжения соответствующей
Рис. 15.15. Схема статического источника реактив-
ной мощности (ИРМ)
фазы через нуль. В дальнейшем реактор вновь начинает запасать
энергию с тем, чтобы снова ее отдать в последующую фазу при от-
крытии очередного вентиля.
Устройство может работать в режиме потребления и в режиме
генерации реактивной мощности. В последнем случае осущест-
вляется зажигание очередного главного вентиля в такой промежуток
времени, в котором напряжение, приложенное к этому вентилю со
стороны сети, имеет отрицательное значение. Для этого в схему
кратковременно вводится предварительно заряженный конден-
сатор 9, поднимающий напряжение на аноде очередного вентиля
382
до величины, необходимой для вступления вентиля в работу. Кон-
денсатор включается в схему с помощью одного из вспомогательных
вентилей (1', 6'). Вследствие относительной малости времени,
в течение которого этот конденсатор включается в цепь, и необ-
ходимого для зажигания очередного главного вентиля требуемая
мощность конденсаторной батареи оказывается значительно меньше
мощности всего устройства. Сдвиг первой гармоники тока в первич-
ной обмотке трансформатора в этом режиме отвечает условию выдачи
реактивной мощности в сеть.
ГЛАВА XVI.
ЗАЗЕМЛЯЮЩИЕ УСТРОЙСТВА,
ЗАЩИТА ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
И БЛУЖДАЮЩИХ ТОКОВ
§ 16.1. Основные сведения и определения
При прикосновении человека к токоведущим частям электри-
ческой установки, нормально находящимся под напряжением, или
к металлическим конструктивным частям, которые оказываются
под напряжением вследствие пробоя или неисправности изоляции,
может произойти поражение человека электрическим током.
Поражение человека током проявляется в виде электрического
удара и электрических травм (ожогов и др.).
В результате электрического удара у человека могут появиться
судороги, потеря сознания, прекращение дыхания и кровообраще-
ния. Электрический удар может привести к смертельному исходу.
Смертельные поражения человека электрическим током наблюда-
лись при напряжениях от 12 в и выше.
Для исключения случайного прикосновения человека к голым
токоведущим частям устанавливают ограждения или располагают
токоведущие части на определенной высоте (см. ПУЭ).
Для обеспечения безопасности людей в установках напряже-
' нием до 1000 в и выше должны быть сооружены заземляющие устрой-
ства и заземлены металлические части электрического оборудова-
ния и электрических установок. Заземляющие устройства должны
удовлетворять и требованиям, обусловленным режимом работы
сетей и защиты от перенапряжений.
Приведем основные термины, встречающиеся при расчетах и
устройстве заземлений и занулений в электрических установках
(см. «Правила устройства электроустановок», 1965 г.).
Заземлителем (заземляющим электродом) называется металли-
ческий проводник или группа проводников, находящихся в непо-
средственном соприкосновении с землей.
Заземляющими проводниками называются металлические провод-
ники, соединяющие заземляемые части электрической установки
с заземлителем.
Заземление какой-либо части установки есть преднамерен-
ное электрическое соединение ее с заземлителем.
384
Заземляющим устройством называется совокупность заземли-
теля п заземляющих проводников.
Под «землей» (в электротехническом смысле слова) понимают-
ся лежащие вне зоны растекания тока точки почвы, потенциал
которых может быть принят равным нулю. Практически такие точки
отстоят от сосредоточенного заземлителя на расстоянии 20 м и
и более.
Рис. 16.1. К определению понятий напряжения от-
носительно земли:
^-напряжения прикосновения; (7Ш~шаговое напряжение;
/ — ток замыкания на землю; /?3— сопротивление растека*
нию заземлителя
Напряжением относительно земли называется напряжение между
какой-либо частью электрической установки (проводником, обо-
рудованием, заземлителем и т. п.) и точками почвы, находящимися
вне зоны растекания токов в земле (рис. 16.1).
Сопротивлением заземляющего устройства называется сумма
сопротивлений, слагающаяся из сопротивления заземлителя отно-
сительно земли и сопротивления заземляющих проводников.
Ток, протекающий через заземлитель /3, растекается в земле
во всех направлениях. Вблизи заземлителя плотность тока мак-
симальна. По мере удаления от заземлителя сопротивление земли
растеканию тока резко падает и на расстоянии 20 м становится
равным нулю. Распределение потенциалов на поверхности земли
около заземлителя изображается кривой, приведенной на рис. 16.1.
Чем больше проводимость грунта, тем более пологую форму будет
иметь эта кривая.
3?5
Сопротивление, которое оказывает току земля на участке расте-
кания, называется сопротивлением растеканию. Однако на прак-
тике сопротивление относят не к земле, а к заземлителю.
Сопротивление растеканию заземлителя
#з=~. (16.1)
'3
где U3 — напряжение на заземлителе относительно земли (точки,
отстоящей на 20 л), в;
13 — ток, протекающий через заземлитель в землю, а.
Замыканием на землю называется случайное электрическое сое-
динение находящихся под напряжением частей электроустановки
с конструктивными частями, не изолированными от земли, или
с землей непосредственно.
Замыкание, возникшее в машинах, аппаратах, линиях, на зазем-
ленные конструктивные части электроустановки называется замы-
канием на корпус.
Напряжением относительно земли при замыкании на корпус
называется напряжение между этим корпусом и точками земли, нахо-
дящимися вне зоны токов в земле, но не ближе 20 м (см.рис. 16.1).
Током замыкания на землю 13 называется ток, проходящий через
землю в месте замыкания.
Электроустановками с большими токами замыкания на -землю
называются электроустановки напряжением выше 1000 в, в которых
однофазный ток замыкания на землю более 500 а.
Электроустановками с малыми токами замыкания на землю
называются электроустановки напряжением выше 1000 s, в которых
однофазный ток замыкания на землю равен или менее 500 а.
Глухозаземленной нейтралью называется нейтраль трансфор-
матора, или генератора, присоединенная к заземляющему устрой-
ству непосредственно или через малое сопротивление (трансформа-
маторы тока и др.).
Изолированной нейтралью называется нейтраль, не присоеди-
ненная к заземляющему устройству или присоединенная через аппа-
раты, компенсирующие емкостный ток в сети, трансформаторы на-
пряжения и другие аппараты, имеющие большое сопротивление.
Нулевым проводом называется провод сети, соединенный с глу-
хозаземленной нейтралью трансформатора или генератора, или
средний заземленный провод сети постоянного тока, служащий об-
ратным проводом при неравномерной нагрузке фаз и полюсов.
Двойной изоляцией называется устройство в электроприемнике
двух независимых одна от другой и рассчитанных каждая на номи-
нальное напряжение ступеней изоляции, выполненных таким обра-
зом, что повреждение одной из них не приводит к появлению потен-
циала на доступных прикосновению металлических частях.
В электроустановках с глухозаземленной нейтралью при замы-
каниях на заземленные части должно быть обеспечено надежное авто-
386
матическое отключение поврежденных участков сети с наименьшим
временем отключения. Для этого в электроустановках напряжением
до 1000 в с глухозаземленной нейтралью, а также в трехпроводных
сетях постоянного тока с глухозаземленной средней точкой обяза-
тельно имеется металлическая связь корпусов электрооборудо-
вания с заземленной нейтралью электроустановки. Такая связь
называется занулением.
Применение заземления корпусов электрооборудования без
металлической связи с заземленной нейтралью трансформатора
запрещается.
Применение в одной и той же сети зануления для одних элек-
троприемников и обычного заземления для других не допускается.
В сетях с глухим заземлением нейтрали следует применять
зануление, а в сетях, не имеющих глухого заземления,—заземление.
Отключение электроустановок при однофазных замыканиях на
землю может также осуществляться при помощи защитного отклю-
чения, которое выполняется в дополнение или взамен заземления
.(см. § 16.4).
Если невозможно выполнить заземление или защитное отключе-
ние, удовлетворяющее требованиям ПУЭ, или если трудно выпол-
нить их по технологическим причинам, то взамен допускается
обслуживание электрооборудования с изолирующих площадок.
Изолирующие площадки должны быть выполнены таким обра-
зом, чтобы прикосновение к представляющим опасность незазем-
ленным частям могло быть только с площадки. Кроме того, должна
быть исключена возможность одновременного прикосновения
к незаземленным частям электрооборудования и частям зданий или
оборудования, имеющим соединение с землей.
В электроустановках с большими токами замыкания на землю
в целях обеспечения безопасности должно быть выполнено вырав-
нивание потенциала (см. § 16.3).
Напряжением прикосновения называется напряжение, возникаю-
щее в цепи тока замыкания на землю между двумя ее точками,
которых одновременно может коснуться человек (см. рис. 16.1).
Разность потенциалов или напряжение, под которым могут оказаться
ноги человека (при расстоянии между ногами 0,8 лг) на поверхности
с разными потенциалами, обусловленными током замыкания на
землю /3, называется напряжением шага, или шаговым напряжением.
Присоединение к заземляющему устройству какой-либо точки
электрической цепи, необходимое для обеспечения надлежащей
работы установки в нормальных или аварийных условиях, осущест-
вляется непосредственно или через специальные аппараты: пробив-
ные предохранители, разрядники и сопротивления. Наглухо зазем-
ляются нейтральные провода трехфазных четырехпроводных сетей
переменного тока напряжением 220/127 и 380/220 в, а также ней-
тральные провода трехпроводных сетей однофазного или постоян-
ного тока напряжением до 440 в. В установках напряжением выше
387
1000 в нейтрали установок напряжением от ПО кв и выше зазем-
ляются наглухо, а нейтрали установок напряжением 3, 6, 10, 20
и 35 кв не заземляются или заземляются через компенсирующие
устройства.
При заземлении электроустановок особое внимание необхо-
димо обращать на заземление в производственных условиях метал-
лических корпусов передвижных и переносных электроприемни-
ков, передвижных установок и механизмов. Это связано с тем,
что опасность поражения при заземлении на корпус здесь значи-
тельно выше, чем в стационарных установках. Заземление перенос-
ных электроприемников и передвижных установок должно выпол-
няться в соответствии с требованиями ПУЭ.
§ 16.2. Искусственные и естественные заземлители
и заземляющие проводники
Заземлители делятся на искусственные и естественные.
В качестве искусственных заземлителей обычно применяют
вертикально забитые в землю отрезки угловой стали длиной 2,5—
3.1! и горизонтально проложенные стальные полосы, которые служат
одновременно для связи между собой вертикальных заземлителей.
Широко применявшиеся ранее стальные трубы в настоящее время
не применяются.
В последнее время широко применяются углубленные прутко-
вые заземлители из круглой стали диаметром 12—14 мм, длиной
до 5 м, ввертываемые в грунт посредством специального приспо-
собления — электрифицированного ручного заглубителя. Благодаря
проникновению электродов в более глубокие слои грунта с увели-
ченной влажностью снижается удельное сопротивление. Примене-
ние углубленных прутковых заземлителей снижает расход металла и
затраты труда на работу по устройству заземления.
В качестве естественных заземлителей используются:
проложенные в земле стальные водопроводные трубы, соеди-
ненные в стыках газо- или электросваркой;
обсадные трубы артезианских скважин;
стальная броня силовых кабелей, проложенных в земле, при
числе их не менее двух;
металлические конструкции зданий и сооружений, имеющие
надежное соединение с землей;
различного рода трубопроводы, проложенные под землей;
свинцовые оболочки кабелей, проложенных в земле.
Не допускается использовать в качестве естественных заземли-
телей трубопроводы горючих жидкостей и горючих или взрывча-
тых газов, алюминиевые оболочки кабелей, голые алюминиевые
проводники и кабели, проложенные в усовершенствованной канали-
зации (туннели, блоки, каналы).
383
Для снижения расходов, идущих на заземляющие устройства,
в первую очередь рекомендуется использовать естественные зазем-
лители. Величина сопротивления растеканию этих заземлителей
определяется путем замеров. Если сопротивление растеканию естест-
венных заземлителей недостаточно, применяют искусственные зазем-
лители.
При использовании искусственных заземлителей следует иметь
в виду, что одиночные заземлители, заложенные в грунт, при работе
не оказывают влияния
друг на друга, если рас-
стояние между ними со-
ставляет не менее 40 м.
В этом случае общее со-
противление растеканию
п одинаковых заземли-
телей, размещенных в
однородном грунте,
= (16.2)
где Rm — сопротивление
растеканию одиночного
заземлителя.
Чтобы снизить общее
сопротивление заземле-
ния и выровнять рас-
пределение потенциалов
на территории установ-
ки, забивают в грунт
несколько заземлителей,
которые связывают друг
с другом стальной лен-
той. При этом одиноч-
ные заземлители распо-
лагают на небольшом
расстоянии друг от друга (но не менее 2,5—3 ж). Тогда рас-
текание тока с заземлителя в землю вызывает явление взаим-
ного экранирования между заземлителями. Оно заключается
в том, что поле растекания тока каждого отдельного заземлителя
ограничивается полями соседних заземлителей (рис. 16.2, а).
Ток по выходе из заземлителя охватывает меньшую зону, и,
следовательно, встречает на своем пути большее сопротивление
грунта. Это способствует повышению потенциалов на поверхности
грунта между заземлителями (рис. 16.2, б). В результате экрани-
рования общая проводимость группы заземлителей не равна сумме
проводимостей одиночных заземлителей. Сопротивление растеканию
для сложного заземлителя
а)
Рис. 16.2. К понятию о сложном заземли-
теле:
а —поле растекания от нескольких стержневых зазем-
лителей; б —картина выравнивания потенциалов в зо-
не действия сложного заземлителя
389
Rain
—
nr
(16.3)
где 1] — коэффициент использования заземлителей, который зави-
сит от типа заземлителей, их числа и взаимного расположения.
Его величина определяется из таблиц (табл. 16.1) или кривых, пос-
троенных опытным путем.
Таблица 16.1
Заземлители размещены в ряд | Заземлители размещены по контуру
отношение расстояния между заземлите- лями к их длине Число заземлителей *1 отношение расстояния между заземлите- лями к их длине Число заземлителей ч
1 2 0,84—0,87 1 4 0,66—0,72
2 2 0,9 —0,92 2 4 0,76—0,8
3 2 0,93—0,95 3 4 0,84—0,86
1 3 0,76—0,8 1 6 0,58—0,65
2 3 0,85—0,88 2 6 0,71—0,75
3 3 0,9 —0,92 3 6 0,78—0,82
1 5 0,67—0,72 1 10 0,52—0,58
2 5 0,79—0,83 2 10 0,66—0,71
3 5 0,85—0,88 3 10 0,74—0,78
1 Ю 0,56—0,62 1 20 0,44—0,5
2 10 0,72—0,77 2 20 0,61—0,66
3 10 0,79—0,83 3 20 0,68—0,73
1 20 0,47—0,5 1 40 0,38—0,44
2 20 0,65—0,7 2 40 0,55—0,61
3 20 0,74—0,79 3 40 0,64—0,69
Сопротивление растеканию заземлителей в основном зависит
от удельного сопротивления грунта р (ом-см), которое в свою очередь
зависит от состава почвы, ее влажности, температуры, плотности
прилегания частиц, наличия растворимых солей и пр. Величина
удельного сопротивления грунта на основании опытных данных
приведена в табл. 16.2.
Характер изменения физического состояния грунта зависит от
климатических условий и рода грунта. С изменением времени года
изменяется и сопротивление растеканию заземлителей.
Естественные заземлители необходимо применять в первую
очередь, а искусственные заземлители (как дополнительное устрой-
ство к естественным) — в случае, если общее сопротивление расте-
канию естественных заземлителей Re превышает необходимое зна-
чение.
В качестве заземляющих проводников используют:
нулевые проводники питающей сети;
металлические конструкции зданий (фермы, колонны и т. п.);
металлические конструкции производственного назначения
390
t а б л и if a 16.2
Наименование грунта Пределы колебаний величины Рекомендуе- мые для пред- варительных расчетов
Песок 4—10 и более 7
Супесок 1,5—4 и более 3
Суглинок 0,4—1,5 и более 1
Глина 0,08—0,7 и более 0,4
Садовая земля 0,4 0,4
Значительный слой глины (до 7—10 м), глубже — каменистый — скала или гравий 0,7
Каменистая глина (приблизительно 50%), верхний слой глины толщиной 1—3 м, ниже—гравий, каменистый хрящ 1,0
Чернозем 0,096—5,3 и более 2,0
Торф — 0,2
Речная вода (на равнинах) 0,1-0,8 0,5
Морская вода 0,002—0,01 0,01
(подкрановые пути, каркасы распределительных устройств, шахты
лифтов и т. и.);
стальные трубы электропроводок;
алюминиевые оболочки кабелей.
Эти элементы могут быть единственными проводниками зазем-
ления, если они удовлетворяют требованиям в отношении их сече-
ния и проводимости. При этом независимо от степени использования
этих элементов в качестве заземляющих проводников они должны
иметь надежное соединение с заземляющим устройством во всех
помещениях, в которых применяется заземление.
В случаях, когда рассмотренные выше проводники не могут
быть использованы, прокладываются специальные заземляющие про-
водники.
В качестве заземляющих проводников применяется сталь;
однако в некоторых случаях приходится применять цветные ме-
таллы, например когда применение стали конструктивно затруд-
нено.
Сечение заземляющих проводников должно удовлетворять усло-
виям механической прочности и термической устойчивости. ПУЭ
установлены минимальные размеры заземляющих проводников
и заземлителей.
В установках напряжением выше 1000 в с большими токами
замыкания на землю сечения заземляющих проводников выбираются
из условия, что при протекании токов однофазного замыкания на
землю температура заземляющих проводников не превышает 400° С
(при кратковременном протекании тока, соответствующем времени
действия основной защиты).
В установках напряжением до 1000 в и выше с изолированной
нейтралью и с малыми токами замыкания на землю сечения зазем-
391
ляющих проводников выбираются в зависимости от длительно допу-
стимой нагрузки фазных проводов. Сечения заземляющих провод-
ников должны составлять не менее 1/3 сечения фазных, а при про-
водниках из разных металлов — не менее. V8 проводимости фазных
проводников, но не менее приведенных в ПУЭ минимальных сече-
ний. Почти во всех случаях применимы следующие сечения: 120 мм2
для стали, 35 мм2 для алюминия и 25 мм2 для меди.
В установках напряжением до 1000 в с глухозаземленной ней-
тралью проводимость заземляющих проводников выбирается такой,
при которой обеспечивается автоматическое отключение поврежден-
ного участка, т. е. чтобы при замыкании между фазой и заземляю-
щим проводником, в какой бы точке сети оно не произошло, возникал
ток к. з. определенной величины. Этот ток должен превышать по
меньшей мере в 3 раза номинальный ток плавкой вставки ближай-
шего предохранителя или ток расцепителя автомата с обратно зави-
симой от тока характеристикой. Для взрывоопасных помещений
ток однофазного к. з. должен превышать не менее чем в 4 раза ток
ближайшей плавкой вставки или в 6 раз ток отключения автомата
с обратно зависимой от тока характеристикой.
В сетях напряжением до 1000 в с глухозаземленной нейтралью
для проверки обеспечения отключения замыканий между фазным и
нулевым проводами находят ток замыкания
3— ZT
Zn+-f
О
(16.4)
где Дф — фазное напряжение сети,
ZT — полное сопротивление трансформатора току к. з. на
корпус;
Zn = Vгп + — полное сопротивление петли (фазный —
нулевой) провода линии.
§ 16.3. Расчет заземляющих устройств
в электроустановках напряжением
до 1000 в и выше
При расчете заземляющего устройства определяются тип зазем-
лителей, их количество и размещение, а также сечение заземляю-
щих проводников. Этот расчет производится для ожидаемого сопро-
тивления заземляющего устройства в соответствии с существующими
требованиями ПУЭ.
Грунт, окружающий заземлители, не является однородным.
Наличие в нем песка, строительного мусора и грунтовых вод ока-
зывает большое влияние на сопротивление грунта. Поэтому ПУЭ
рекомендуют определять удельное сопротивление р грунта путем
непосредственных измерений в том месте, где будут размещаться
заземлители.
392
Полученное путем замеров удельное сопротивление грунта явля-
ется важнейшей величиной, определяющей сопротивление зазем-
ляющего устройства. При этом необходимо учитывать сезонные
колебания удельного сопротивления грунта. Весной и осенью оно
является минимальным; зимой и летом оно увеличивается. Увели-
чение удельного сопротивления земли в зимнее и сухое летнее время
учитывается с помощью коэффициентов повышения. Коэффициент
повышения показывает, во сколько раз расчетное удельное сопро-
тивление грунта больше по сравнению с измеренным в теплое время
года (май — октябрь). Величина коэффициента повышения зависит
от состояния грунта во время замеров и количества осадков, выпав-
ших непосредственно перед замерами. Различают три значения
коэффициентов:
fei, если удельное сопротивление грунта соответствует примерно
минимальному значению (грунт влажный; измерениям предшество-
вало выпадение большого количества осадков);
k2, если удельное сопротивление грунта соответствует при-
мерно среднему значению (грунт средней влажности; измерениям
предшествовало выпадение небольшого количества осадков);
k3, если удельное сопротивление грунта соответствует примерно
наибольшему значению (сухая земля; измерениям не предшествовало
выпадение осадков).
Значения коэффициентов повышения для различных условий
приведены в табл. 16.3.
Таблица 16.3
Тип заземлителей Величина заглубления, м Коэффициенты
Ах А2 *3
Поверхностные 0,5 6,5 5 4,5
Вертикальные 0,8 3 2 1,6
Уголки, стержни, тру- бы 0,6 (верхний конец от поверх- ности земли) 2 1,5 1,4
Расчетное значение удельного сопротивления грунта в месте
устройства заземления
р = о k,
I ‘ из ’
(16.5)
где риз — измеренное удельное сопротивление грунта;
k — коэффициент повышения.
При отсутствии данных измерения для расчетов пользуют-
ся примерными значениями удельных сопротивлений грунтов
(см. табл. 16.2).
Электроустановки до 1000 в. Для электроустановок напряжением
до 1000 всглухим заземлением нейтрали, сог-
ласно ПУЭ, сопротивление заземляющего устройства, к которому
393
присоединены нейтрали генераторов и трансформаторов, должно
быть не более 4 ом.
Заземляющие устройства, к которым присоединяются нейтрали
генераторов и трансформаторов мощностью 100 ква и менее, могут
иметь сопротивление не более 10 ом. Если генераторы или трансфор-
маторы работают параллельно, то сопротивление 10 ом допускается
при суммарной их мощности не более 100 ква.
Сопротивление заземляющих устройств каждого из повторных
заземлений должно быть не более 10 ом. В сетях, для которых допу-
щено сопротивление заземляющих устройств генераторов и транс-
форматоров 10 ом, со-
противление заземляю-
щих устройств каждого
из повторных заземле-
ний должно быть не бо-
лее 30 ом при числе их
не менее трех.
В электрической сети
напряжением до 1000 в
с глухозаземленной ней-
тралью при однофазном
Рис. 16.3. Присоединение корпусов электро-
оборудования к заземленному нулевому про-
воду (зануление)
замыкании на корпус
необходимо обеспечи-
вать автоматическое от-
ключение поврежденно-
го электрооборудования — зануление. При кратковременном ава-
рийном режиме путем быстрого отключения обеспечивается безопас-
ность обслуживания и сохранность электрооборудования. Однако
автоматическое отключение может произойти только при достаточно
большой кратности тока замыкания на корпус по отношению к номи-
нальному току защитного аппарата. При небольших установленных
мощностях трансформаторов и больших переходных сопротивле-
ниях в месте замыкания достаточной кратности тока однофазного
замыкания можно добиться только прокладкой специального глухо-
заземленного провода большой проводимости от нейтрали трансфор-
матора, к которому и присоединяют корпуса электрооборудования
(рис. 16.3).
Помимо глухого заземления нейтрали, необходимы повторные
заземления нулевого провода, выполняемые на концах воздушных
линий, на концах ответвлений длиной более 500 м и в середине
участков сети длиной более 500 м. Повторные заземления нулевого
провода снижают напряжение на заземленных корпусах электро-
оборудования в случае обрыва нулевого провода. Действительно,
напряжение на заземленных корпусах, находящихся за местом
обрыва, снизится до величины
иФ
г о + гпопт
(16.G)
394
где U3 — напряжение на корпусах заземленного оборудования, <?;
г0 — сопротивление заземления нейтрали, ом;
гповт — сопротивление повторных заземлений, ом.
Вместе с тем повторные заземления выравнивают распределе-
ние потенциалов, не допуская чрезмерного повышения напряжения
за местом обрыва и создавая некоторое напряжение на корпусах
до места обрыва нулевого провода.
В качестве защитных аппаратов в сетях напряжением до 1000 в
применяются автоматические выключатели (автоматы) и предохра-
нители, для успешного срабатывания которых необходимо обеспе-
чить протекание в цепи однофазного замыкания достаточного по
величине тока
/3 = ^/ном, (16.7)
где k — кратность тока однофазного замыкания к току уставки
автомата или номинальному току предохранителя.
Значения коэффициента k регламентируются и приводятся в
табл. 16.4.
Таблица 16.4
Вид защитного аппарата Кратность тока замыкания, k
помещения с нормальной средой помещения с взрывоопасной средой
Предохранители З/ном 4/ном
Автоматы с обратно зависимой характеристи- кой 3/вом 6/пом
Автоматы с электро- магнитным расцепителем 1,4/ном ПРИ /ном ~~ 100 а 1,25/ном при /ном>Ю0 а 1,4/ном ПРИ /ном<Ю0 а 1,25/вом при /пом> ЮО а
Ток однофазного замыкания /3 протекает от трансформатора
по петле фазный — нулевой провод и для обеспечения достаточной
проводимости этой цепи ПУЭ предусматривают расчет ее величины
из (16.4).
Сопротивление заземляющего устройства электроустановок
напряжением до 1000 в с изолированной нейтралью,
используемого для заземления электрооборудования, должно быть
не более 4 ом.
При мощности генераторов и трансформаторов 100 ква и менее
заземляющие устройства могут иметь сопротивление не более 10 ом.
Если генераторы или трансформаторы работают параллельно, то
сопротивление 10 ом допускается при суммарной их мощности
не более 100 ква.
395
Электроустановки выше 1000 в. Для электроустановок напряже-
нием выше 1000 в с большими токами замыкания
на землю сопротивление заземляющего устройства должно быть
не более 0,5 ож; для электроустановок напряжением выше 1000 в
с малыми токами замыкания на землю сопротивление
должно удовлетворять условию
Д3<—, (16.8)
3
где Uа принимается равным 250 в, если заземляющее устрой-
ство используется только для установок напряжением
выше 1000 в, и 125 в, если заземляющее устройство
одновременно используется и для установок до 1000 в;
13 — расчетный ток замыкания на землю, а.
При этом сопротивление заземляющего устройства не должно
превышать 10 ом.
Для определения величины емкостного тока замыкания на землю
пользуются приближенной формулой
; £(352и4Дв) (16.9)
350 '
где — линейное напряжение сети, кв; •
1К — суммарная длина электрически связанных между собой
кабельных линий, км.;
1В — то же, воздушных линий, км.
Если заземляющее устройство является общим для распредели-
тельных устройств электроустановок различных напряжений, то
за расчетную величину сопротивлений заземления принимается
наименьшая из требуемых величин.
Зная расчетное удельное сопротивление грунта, можно опреде-
лить сопротивление одиночного заземлителя. Сопротивление верти-
кального заземлителя определяется приближенной формулой
R0=°-^lg^.. (16.10)
I а
В расчетах можно пользоваться следующими упрощенными
формулами:
для углубленного пруткового электрода диаметром 12 мм,
длиной 5 м
Ro. пр = 0,00227 р;
для электрода из угловой стали 50 х 50 х 5 мм, длиной 2,5 м
Ro. у = 0,0034 р;
для электрода из трубы диаметром 60 мм, длиной 2,5 м
Ro. т = 0,00325 р.
396
Более точно сопротивление одиночного стержневого заземлителя
(ом) определяется из выражения
я0=(^4+|18т7±;) > (i6.ii)
I \ (L £ Ql — I у
где I — длина стержня, м;
d — внешний диаметр, м;
t — глубина заложения стержня, равная расстоянию от поверх-
ности земли до середины стержня, м.
Число заземлителей
п = (16.12)
где т| — коэффициент использования (см. табл. 16.1).
Уточняется расстояние между заземлителями и если отношение
d/l изменится, то вновь рассчитывается число заземлителей при
новом значении коэффициента использования.
Заземлители соединяются посредством металлических полос,
сопротивление которых также необходимо учитывать:
Rn= , (16.13)
’In /п
где /п — длина полосы, см;
Ьп — ширина полосы, см;
in — глубина заложения полосы, см;
т]п — коэффициент использования полосы.
Если учитывается сопротивление соединительной полосы, то
уменьшается необходимое количество заземляющих электродов.
После определения расчетной величины сопротивления растека-
нию R находят сопротивление искусственных заземлителей
(16.14)
i\Q —• i\
где Re — сопротивление растеканию естественных заземлителей.
Проводимость искусственного заземлителя складывается из
1
проводимости вертикальных заземлителей й— и проводимости
стальной горизонтальной полосы соединяющей вертикальные
Кп
заземлители:
— = — + (16.15)
Здесь Rsm подсчитывается с учетом взаимного экранирования зазем’
лителей по табл. 16.1.
. 397
Чтобы создать надежный контакт со слоями грунта, не подвер-
женными промерзанию и высыханию, заземлители закладываются
на глубину порядка 0,7 м (от поверхности земли до верхней части
заземлителя).
По форме расположения заземлителей различают выносное (или
сосредоточенное) и контурное заземления.
При выносном заземлении все заземлители сосредоточивают
в одном определенном месте, где располагают их на расстоянии
не менее 2,5—3 мм друг от друга. С помощью магистралей заземле-
ния к выносному заземлению присоединяется электрооборудование.
При контурном заземлении заземлители располагаются по пери-
метру защищаемой территории; при большой величине территории
заземлители закладываются также и внутри ее.
Контурное выполнение заземлений рекомендуется во всех
случаях, а в установках напряжением выше 1000 в оно является
обязательным.
Способ размещения заземлителей (в ряд или по контуру) опреде-
ляется по плану установки. В установках с большими токами замы-
кания на землю заземлители и полосы связи следует располагать
так, чтобы обеспечить по возможности равномерное распределение
потенциала на площади, занятой электрооборудованием. Для этого
вдоль осей оборудования на глубине 0,5 м прокладываются вырав-
нивающие проводники, которые через каждые 6 м соединяются
поперечными проводниками. Выравнивание потенциалов предус-
матривается также у входов и въездов на территориию пред-
приятия.
Определяется число электродов заземлителя
п = (16.16)
4R3
где Ro—сопротивление одиночного заземлителя;
1] — коэффициент использования (см. табл. 16.1);
R3 — требуемое ПУЭ сопротивление заземляющего устройства
в зависимости от рода установки.
Полосовая сталь, применяемая для электрической связи меж-
ду электродами, является дополнительным заземлением. Ввиду
сравнительно большого сопротивления растеканию тока у соеди-
нительных полос они мало влияют на общее сопротивление зазем-
ляющего устройства. Поэтому в практических расчетах учетом про-
водимости соединительных полос можно пренебречь (за исключением
больших контурных заземлителей).
Пример 16.1. Определить число электродов заземления подстанции на-
пряжением 6/0,4 кв. На стороне 6 кв нейтраль изолирована, на стороне
0,4 кв — глухо заземлена.
Общая протяженность воздушных линий 6 кв составляет 10 км, кабель-
ных линий & кв — 20 км.
393
Измерения грунта на участке, произведенные в июне, показали вели-
чину удельного сопротивления риз= 0,4-10* ом-см. В период измерений
влажность грунта была средняя.
Решение. 1. Ток однофазного замыкания на землю в сети 6 кв
t/(35/K+fB) _ 6(35-20+ 10) „
350 ~ 350 “ ’
Сопротивление заземляющего устройства для сети 6 кв
125
< 77 = Т2?2 “ 10,2 0М'
Сопротивление заземляющего устройства для сети 380/220 в должно быть
не более 4 ом.
Принимаем общее заземляющее устройство с сопротивлением растека-
нию 4 ом.
2. Расчетное удельное сопротивление грунта
р == риз-/г = 0,4-10*• 1,5 = 0,6-10* ом-см.
Коэффициент повышения k = 1,5 принят по табл. 16.3. .
3. Выбираем в качестве заземлителей электроды из угловой стали 50 X
X 50 X 5 мм, длиной 2,5 м.
Сопротивление одиночного заземлителя
К0.у = 0,0034р = 0,0034-0,6-10* = 20,4 ом.
Принимаем размещение заземлителей в ряд с расстоянием между ними
6 м.
Число заземлителей
К0-у 20,4
п = —- —---------6.
r)Rs 0,83-4
Требования безопасности для комплектных трансформаторных
подстанций напряжением 35—110/6—10 кв обеспечиваются путем
выравнивания потенциалов с помощью сетки. Сетку образуют про-
водники, соединяющие с контуром заземления оборудование под-
станций, фундаменты, подножники, конструкции и др. Рассмотре-
ние защитных свойств такой сетки с точки зрения выравнивания
потенциалов позволяет сделать вывод, что при надлежащем ее
расположении можно обеспечить достаточно хорошее выравнивание
потенциала. Выравнивание потенциалов можно осуществить при
любом сопротивлении заземления.
Сопротивление всего заземляющего устройства зависит практи-
чески от занимаемой площади и определяется сопротивлением элек-
тродов, расположенных по периметру. Если выполнить заземляющее
устройство с полным заполнением металлом всей поверхности ком-
плектной подстанции, то его сопротивление будет всего лишь
на 10—20% меньше, чем сопротивление заземления в случае,
когда электроды расположены только по периметру подстанции.
Так как сопротивление заземляющего устройства практически
определяется сопротивлением заземляющих электродов, располо-
женных по периметру подстанции, то дополнительные электроды
399
внутри контура мало влияют на снижение величины сопротивления,
так как из-за взаимного влияния они оказываются неэффективными.
Ток стекает в основном с периферийных электродов.
Обычно электроды располагаются по периметру подстанции
примерно на расстоянии 3 ж от ограды внутри ее.
Выравнивание потенциалов производится сеткой. Вертикальные
электроды способствуют лучшему выравниванию.
Насыщенность комплектных подстанций 110/35/6—10 кв метал-
лическим оборудованием, фундаментами, подножниками велика,
поэтому присоединение их к заземлению образует естественную
сетку, которая и выравнивает потенциалы в достаточной степени.
При этом дополнительной специальной сетки заземления чаще всего
не требуется.
§ 16.4. Защита от перехода высшего напряжения
на сторону низшего напряжения, защитное
отключение, защита от зарядов статического
электричества
Защита от перехода высшего напряжения на сторону низшего
напряжения. В силовых трансформаторах вследствие повреждения
изоляции возможны случаи электрического контакта между обмот-
ками разных напряжений.
Защита от перехода высшего напряжения на сторону низшего
в установках напряжением до 1000 в, работающих с заземленной
нейтралью, наиболее просто достигается заземлением нейтрали
на стороне высшего напряжения. При этом замыкание на землю на
стороне высшего напряжения обеспечивает срабатывание защиты
и отключение поврежденного трансформатора.
Если сторона высшего напряжения работает с изолированной
нейтралью, то для защиты от перехода высшего напряжения на
сторону низшего подбирается такое сопротивление заземления,
при котором повышение напряжения стороны низшего напряжения
относительно земли не превосходит некоторого допустимого значе-
ния (125 в).
ПУЭ рекомендуют эту величину сопротивления заземления про-
верять согласно (16.8)
—. (16.17)
Л
Здесь в качестве тока 13 принимается ток однополюсного замыкания
на землю на стороне высшего напряжения.
Согласно ПУЭ, в установках до 1000 в величина сопротивления
заземления не должна быть выше 4 ом, а для генераторов или транс-
форматоров мощностью 100 ква и ниже — не более 10 ом (см. § 16.3).
Для защиты установок напряжением до 1000 в с изолированной
нейтралью от опасности перехода высшего напряжения на сторону
400
низшего применяются пробивные предохранители ПП (рис. 16.4).
При переходе высшего напряжения на сторону низшего воздушные
промежутки слюдяной прокладки пробивного предохранителя про-
биваются, и цепь аварийного тока /3 замыкается через сопротив-
ление заземления и емкость сети высшего напряжения (или нейтраль,
если она заземлена).
Безопасность обслуживания и сохранность изоляции обмоток
сети низшего напряжения обеспечиваются при заземленной ней-
трали высшей стороны мгновенным отключением установки или при
высшей стороны выбором соответствую-
изолированнои нейтрали
щей величины сопротив-
ления заземления 7?,
причем эта величина
проверяется согласно
выражению (16.17)
Рис. 16.4. Защита электроустановок напря-
жением до 1000 в с помощью пробивного
предохранителя
Защитное отключе-
ние. Защитным отклю-
чением называется си-
стема защиты, обеспе-
чивающая автоматиче-
ское отключение всех
фаз или полюсов ава-
рийного участка сети с полным временем отключения (с момента
возникновения однофазного замыкания) не более 0,2 сек.
Отключение должно осуществляться автоматами, удовлетворяю-
щими в отношении надежности действия специальным техническим
условиям. Кроме того, должна быть предусмотрена возможность
контроля исправного действия автоматов защитного отключения
(контрольная кнопка).
Защитное отключение рекомендуется для случаев, когда безопас-
ность не может быть обеспечена путем устройства заземления или
когда, по условиям выполнения или по экономическим соображе-
ниям, устройство заземления вызывает трудности.
Любое однофазное замыкание на корпус приводит к появлению
напряжения относительно земли на корпусах электрооборудования
независимо от состояния нейтрали питающей системы. Это обстоя-
тельство можно использовать при построении универсальной защиты,
которая вызовет отключение поврежденного электрооборудования
при появлении некоторой заданной разности потенциалов между
корпусом и землей (рис. 16.5).
Такой вид защиты отличается универсальностью и быстродей-
ствием, поэтому его использование в сетях с глухозаземленной и
изолированной нейтралью весьма перспективно. Однако практи-
14 Зак. 2 389
401
ческое осуществление такой защиты , связано с большими труд-
ностями:
при использовании защитного отключения в сетях с глухозазем-
ленной нейтралью отключается все заземленное электрооборудова-
ние, оказавшееся под одинаковой разностью потенциалов в резуль-
тате однофазного замыкания на землю;
трудно обеспечить селективность в работе защиты, так как
в условиях цеха всегда существует металлическая взаимосвязь
между отдельными электроприемниками;
Рис. 16.5. Схема защитного отключения
в сети с изолированной нейтралью трудно обеспечить стабиль-
ную настройку защиты, так как токи утечки в сети непостоянны
по величине, что приводит к изменению сопротивления цепи одно-
фазного замыкания. В таких сетях для успешной работы защитного
отключения рекомендуется создавать специальное заземление ней-
трали через активное или индуктивные сопротивления;
для обеспечения селективности необходима высокая чувстви-
тельность защитных реле, что удорожает защиту и усложняет
растр ой ку.
Исходя из изложенного, защитное отключение можно рекомендо-
вать в следующих случаях:
в дополнение к системе заземления в сетях с изолированной ней-
тралью, когда необходимо обеспечить отключение поврежденного
оборудования (рис. 16.5, а);
при защите передвижных установок, когда допускается отклю-
чение всего электрооборудования установки;
402
для отдаленных токоприемников в сетях с глухозаземленной
нейтралью, когда трудно обеспечить успешную работу заземления
путем присоединения корпусов электрооборудования к многократ-
но заземленному нулевому проводу (рис. 16.5, б).
Защита от зарядов статического электричества. Заряды стати-
ческого электричества возникают в результате механического раз-
деления зарядов в процессах, сопровождающихся трением, размель-
чением и перетеканием однородных и разнородных непроводящих
веществ, а также за счет электромагнитной индукции. Значительные
заряды статического электричества возникают только в процессах,
в которых используются вещества с удельным сопротивлением
р > 106 ом-см. При разряде зарядов статического электричества
в помещениях с взрывоопасной средой, когда энергия искры дости-
гает или превышает минимальную энергию, необходимую для вос-
пламенения соответствующей взрывчатой смеси, возможны взрывы.
Для оценки количества выделяющейся энергии можно пол-
зоваться выражением
Э = 1/аСДа, (16.19)
где С — емкость объекта, на котором происходит скопление заря-
да, ф;
U — потенциал объекта, в.
Для предупреждения опасных скоплений зарядов статического
электричества с целью их отвода и нейтрализации металлические
части технологического оборудования заземляются, причем сопро-
тивление заземляющего устройства не должно превышать 100 ом.
Во взрывоопасных сооружениях для защиты от вторичных воз-
действий молнии или от другого скопления статического электри-
чества необходимо соединять между собой все металлические маги-
страли (например, стыки труб), металлические части зданий и соору-
жений в местах их сближения и надежно их заземлять, создавая
непрерывность протекания тока замыкания на землю.
§ 16.5. Перенапряжения и способы защиты
от перенапряжений
Перенапряжением называется повышение напряжения до вели-
чины, опасной для изоляции электроустановки.
Перенапряжения в электрических установках можно подразде-
лить на две группы: коммутационные и атмосферные.
Коммутационными перенапряжениями называются перенапряже-
ния, возникающие в электроустановках при изменениях режима их
работы, например при отключении короткого замыкания, включении
или отключении нагрузки, внезапном значительном изменении
нагрузки. При этом выделяется запасенная в. установке энергия.
Эта энергия, определяющая кратность перенапряжения, ограничена
1-Г
403
по своей величине, поэтому отношение амплитуды перенапряжения
к амплитуде рабочего напряжения установки находится в опреде-
ленных ограниченных пределах. В электроустановках напряжением
выше 1000 в при однофазных замыканиях на землю перенапряжения
могут достигать 3,5—4,0 кратных значений от номинальных напря-
жений.
Разрыв цепи переменного тока, содержащей емкости и индуктив-
ности, приводит к перенапряжениям. Перенапряжения также воз-
никают при отключении токов холостого хода трансформаторов,
асинхронных двигателей, работающих без нагрузки, линий элек-
тропередачи и др.
Коммутационные перенапряжения в сетях 220 кв включительно,
как правило, безопасны для нормальной изоляции и не требуют
применения специальных мер защиты. Исключение составляют
отдельные случаи. Так, например, в выпрямительных установках
для защиты анодных цепей от перенапряжений при выпрямленном
напряжении выше 600 в между вторичными выводами главного транс-
форматора и нулем должны быть установлены разрядники (ПУЭ
IV—3—9).
Атмосферные перенапряжения возникают вследствие воздей-
ствия на электроустановки грозовых разрядов. В отличие от комму-
тационных они не зависят от величины рабочего напряжения
электроустановки.
Атмосферные перенапряжения делятся на индуктированные
перенапряжения и перенапряжения от прямого удара молнии.
Индуктированные перенапряжения воз-
никают при грозовом разряде вблизи от электроустановки и линии
электропередачи и образуются за счет индуктивных влияний.
При индуктированных перенапряжениях в электроустановках
с применением тросов амплитуда перенапряжения не превосходит
300—400 кв. Поэтому они опасны для электроустановок с рабочим
напряжением до 35 кв включительно и не опасны для установок
110 кв и выше.
Перенапряжения от прямого удара мол-
нии являются наиболее опасными атмосферными перенапряже-
ниями. Измерения показывают, что токи молнии изменяются в пре-
делах от 10 до 250 ка. Большая часть токов молнии имеет величину
25 ка.
Скорость изменения тока молнии (крутизна) различна. Обычно
для расчетов берут 50 ка!мксек при амплитуде тока 200 ка.
Для защиты электроустановок от атмосферных перенапряжений
применяют молниеотводы, защитные тросы, разрядники и защитные
промежутки.
Молниеотводом называется устройство, защищающее сооруже-
ние от прямых ударов молнией.
Стержневой молниеотвод представляет собой высокий столб
с проложенным вдоль него стальным проводом, соединенным с зазем-
404
лителем. Молниеотвод делают выше защищаемого объекта. Зоной
защиты стержневого молниеотвода называется пространство, защи-
щенное от прямых ударов молнии (рис. 16.6).
Радиус защиты при высоте одиночного стержневого молниеот-
вода h < 60 м
rx = -~5 lta =1,5/г AziAl , (16.19)
। । ^.t- h. + hx
h
где h—hx = ha — превышение молниеотвода над рассматриваемым
уровнем, называется активной высотой;
h — высота молниеотвода;
hx — высота защищаемого объекта.
Как следует из (16.19) и рассмотрения кривой границы зоны за-
щиты, наибольший радиус защиты получается на поверхности земли
гх = 1,5/г. Угол защиты
при вершине а ~ 40°. '
Защитным тросом,
или тросовым молние-
отводом, называется за-
земленный во многих
точках провод, располо-
женный над проводами
линии электропередачи.
Зона защиты троса по-
казана на рис. 16.7. За-
щитный угол троса а =
= 25—30°. При высоте
подвеса h < 30 м ра-
диус защиты
Рис. 16.6. Зона защиты одиночного стер-
жневого молниеотвода
(16.20)
где h — высота подвеса троса;
hx — высота подвеса защищаемых проводов,
ha = h—hx — активная высота.
Зона защиты представляет собой полосу шириной, равной 2гх.
Разрядником называется аппарат для защиты изоляции электро-
установки от перенапряжения. Разрядник разряжает волну пере-
напряжения на землю с последующим немедленным восстановле-
нием нормальной изоляции сети по отношению к земле. Разрядники
подразделяются на вентильные и трубчатые.
1. Вентильным называется разрядник, состоящий из искровых
промежутков и переменного, изменяющегося в зависимости от
напряжения сопротивления. Чаще всего в качестве такого сопротив-
405
’.-1
।
леийя используется вилйт, который состоит из карборунда и графита
в порошкообразном состоянии. Вилитовые сопротивления для раз-
рядников напряжением выше 1000 в изготовляют в виде дисков тол-
щиной 20 мм и диаметром 75 и 100 лпи.
Разрез вилитового разрядника на 6 кв показан на рис. 16.8.
Разрядник состоит из шести вилитовых дисков / и семи последова-
тельно соединенных искровых промежутков 2, заключенных в гер-
метический фарфоровый кожух 3. Верхним зажимом разрядник при-
соединяют к проводу се-
ти 4, заземляющим зажи-
мом 5 — к заземлителю.
При определенном зна-
чении перенапряжения ис-
кровые промежутки про-
биваются и напряжение
волны снижается. Пробой
обычно происходит на всех
трех фазах, поэтому через
разрядник проходит корот-
кое замыкание и начинает
проходить ток рабочей ча-
стоты (сопровождающий
ток). Поскольку напряже-
ние сети значительно мень-
ше величины перенапря-
жения, сопротивление ви-
1.2 1.0 В,В 0,6 0,0 0,2 0 0,2 8,4 0,6 0,8 /.« 1,2 h
Рис. 16.7. Зона защиты одиночного тросо-
вого молниеотвода
литовых дисков резко уве-
личивается, ток уменьшает-
ся до небольшой величины
и в первый же период, при
переходе через нулевое
значение, прекращается. Для волны перенапряжения сопротивле-
ние вилитовых дисков при срабатывании разрядника значительно
снижается и поэтому не препятствует прохождению тока мол-
нии в землю.
Вилитовые разрядники делятся на три типа: станционные раз-
рядники РВС, разрядники для защиты вращающихся машин РВВМ
и подстанционные разрядники РВП. Они отличаются друг от друга
конструкцией искровых промежутков и величиной напряжения
срабатывания.,
2. Трубчатый разрядник применяется на линиях передачи для
защиты линейной изоляции от атмосферных перенапряжений. Он
состоит (рис. 16.9) из соединенных последовательно внешнего S2 и
внутреннего искровых промежутков. Искровой промежуток S*
находится внутри трубки, материал которой выделяет газы под воз-
действием дуги. Трубку делают из фибры, органического стекла или
винипласта.
406
Когда напряжение На разряднике
в результате разряда молнии превы-
шает установленное значение, искро-
вые промежутки пробиваются и через
разрядник к заземлению проходит ток
грозового разряда. При этом величина
перенапряжения уменьшается. Одно-
временно через разрядник проходит
ток к. з. рабочей частоты, который
вызывает образование в трубке элек-
трической дуги. Под действием высо-
кой температуры дуги стенки трубки
бурно выделяют большое количество
газов. Газы вырываются из трубки
под давлением 100—500 ат и выду-
вают дугу. Дуга гасится в течение
1—2 периодов, после чего установка
вновь может работать.
Внешний искровой промежуток
служит для того, чтобы трубка раз-
рядника не находилась под напря-
жением, иначе токи утечки вызывают
обугливание, а с течением времени —
и сгорание трубки.
В фибробакелитовой трубке труб-
чатого разрядника напряжением 6—
10 кв помещены стержневой и пла-
стинчатый электроды. Кроме того,
установлен дополнительный электрод.
Для определения срабатывания раз-
рядника имеется указатель действия
в виде бронзовой полоски, которая
выдувается газами при срабатывании.
Разрядники маркируют по номи-
нальному напряжению, наибольшему
и наименьшему токам, которые они
могут отключить. Если сопровождаю-
щий ток больше, чем наибольший ток
разрядника, то трубка может при сра-
батывании разрушиться; если ток
меньше — дуга будет слабой, выде-
ление газов недостаточно интенсив-
Рн8. 16.8. Вилитовый разряд-
ник 6 кв:
1—вилитовые диски; 2 — искровые
промежутки; 3 — фарфоровый ко-
жух; 4 — верхний зажим; 5 — зазе-
мляющий зажим
Рис. 16.9. Включение трубча-
того разрядника
ным.
В настоящее время изготовляются разрядники с винипластовой
трубкой, которая обладает более высокими изолирующими и газоге-
нерирующими свойствами по сравнению с фиброй и органическим
стеклом.
407
Защита подстанций с распределительными устройствами 220—
НО—35 кв от прямых ударов молнии выполняется при помощи
тросовых или стержневых молниеотводов, число и местоположение
которых определяются расчетами. При этом расположение всех трех
элементов молниеотвода (мол ние приемки к, заземляющий спуск и
заземляющее устройство) должно быть таким, чтобы вероятность
обратных перекрытий по воздуху с элементов молниеотвода на токо-
ведущие части и корпуса аппаратов, а также в земле от заземлений
молниеотводов до контурного заземления подстанций была мини-
мальной.
Когда сопротивление заземляющего устройства подстанции
менее 1 ом, то разрешается присоединять молниеотвод к этому зазем-
лению. Если молниеотвод на концевой опоре не обеспечивает защиту
всего оборудования подстанции, то следует предусмотреть дополни-
тельную установку отдельно стоящего молниеотвода с сопротивле-
нием заземляющего устройства не более 25 ом.
Для защиты подстанциопной изоляции от волн атмосферных
перенапряжений, набегающих с линии, на сборных шинах распре-
делительных устройств, а также у трансформаторов, присоединенных
к ним с помощью отпаек, предусматривается установка комплектов
вентильных разрядников, импульсные характеристики которых
соответствуют характеристикам защищаемой изоляции аппаратов
и трансформаторов.
Для ограничения амплитуды волны, а отчасти и для снижения
ее крутизны очень важно предупредить возможность удара молнии
в непосредственной близости от подстанции. Для этого на линиях
без тросовой защиты по всей длине на подходе к подстанции пре-
дусматриваются трос или тросы определенной длины с установкой
в начале этого подхода комплекта трубчатых разрядников. Дей-
ствительно, при ударе молнии в линию в значительном отдалении
от подстанции блуждающие волны, двигаясь по направлению к под-
станции и пройдя некоторое расстояние по проводам, претерпевают
значительную деформацию и затухают главным образом вследствие
импульсной короны па проводах и тросах, сопротивления земли
и других факторов.
Обычно длину защищенного подхода принимают равной 1—2 км.
При этом волна, дошедшая до подстанции, будет иметь значитель-
но более пологий фронт и несколько меньшую амплитуду.
Перечисленные выше мероприятия на подходе к распределитель-
ному устройству в значительной мере облегчают работу вентильных
разрядников и способствуют ограничению остаточных напряжений
на его рабочем сопротивлении, что в свою очередь предотвращает
возникновение опасных перенапряжений на подстанционной изо-
ляции.
Грозозащита комплектных и других подстанций напряжением
35 и ПО кв, подключенных на отпайке к линии электропередачи
без выключателей на стороне высшего напряжения, при расстоянии
408
между вентильными разрядниками и защищенным оборудованием
не более 10 м может быть выполнена со следующими упрощениями
На линиях электропередачи с деревянными опорами при отпайке
длиной в несколько десятков метров на расстоянии 150—200 м
в обе стороны от нее устанавливают по комплекту трубчатых разряд-
ников с сопротивлением заземления не более 5 ом. Если отпайка,
выполняемая на металлических и железобетонных опорах, присоеди-
няется к линии, защищенной тросом по всей длине и питающей
ответственных потребителей (тяговые подстанции и др.), то она
должна быть также защищена тросом по всей длине.
Участок линии отпайки между подстанцией и трубчатыми раз-
рядниками должен быть защищен от прямых ударов молнии стержне-
выми или тросовыми молниеотводами.
Распределительные устройства напряжением 6—10—20 кв на
понижающих подстанциях защищаются вентильными разрядниками
РВ, установленными на шинах подстанции, и трубчатыми разряд-
никами, установленными на расстоянии 100—200 м от подстанции.
Т1ри этом если какая-либо из линий 6—10—20 кв имеет двустороннее
питание, то на вводе этой линии на подстанцию устанавливается
второй комплект трубчатых разрядников.
Тупиковые подстанции защищают только вентильными разряд-
никами на вводе.
Особенностью генераторов и других вращающихся машин яв-
ляется то, что междувитковая изоляция у них значительно слабее,
чем у трансформаторов. Поэтому при защите генераторов от атмос-
ферных перенапряжений должны быть предусмотрены не толь-
ко элементы защиты, снижающие амплитуду набегающих волн
перенапряжения, но и элементы, не допускающие к машине волны
с крутым фронтом. Наиболее эффективной мерой защиты генерато-
ров, работающих на воздушную сеть, является присоединение их
к сети через трансформатор.
Защита генераторов от атмосферных перенапряжений в случае
их непосредственной связи с воздушной сетью или через кабель-
ную вставку обеспечивается совместным действием защитных аппа-
ратов на подходе и вентильных разрядников с улучшенными харак-
теристиками (РВВМ), установленных на шинах электростанции.
Защита воздушных линий (ВЛ) напряжением
выше 1000 в от атмосферных перенапряжений может быть выпол-
нена либо по всей длине, либо на отдельных участках, например, на
участках пересечения линий между собой, специальных переходах
через водные пространства и ущелья (при длине пролета более
200 л-z), линий с ослабленной изоляцией и др.
Наиболее эффективной мерой защиты ВЛ по всей длине от пря-
мого попадания в нее удара молнии являются тросы. При этом
малые сопротивления заземления опор должны обеспечивать хоро-
ший отвод токов молнии в землю и защиту линейной изоляции
от вторичных перекрытий. Однако тросовая защита значительно
14В. Зак, 2389
409
удорожает сооружение BJ1, а поэтому oiia предусма тривается только
для линий напряжением ПО—220 кв, выполненных на металличе-
ских и железобетонных опорах. В районах со слабой грозовой
деятельностью (при среднегодовой продолжительности гроз менее
20 ч) допускается сооружение линий на эти напряжения без троса.
Линии напряжением 35 кв с металлическими и железобетонными
опорами в сетях с изолированной или компенсированной нейтралью
тросом не защищаются. Однако опоры этих линий, так же как
и опоры линий НО—220 кв, должны быть заземлены.
Линии напряжением 20—ПО кв, выполненные на деревянных
опорах, также не защищаются тросом. Опоры этих линий не зазем-
ляются, так как древесина опор значительно повышает импульсную
прочность изоляции линии между проводами и в особенности
между проводами и землей. Для уменьшения вероятности образова-
ния дуги при перекрытии изоляции от воздействия грозовых перена-
пряжений минимальные расстояния по дереву между фазами должны
быть выбраны в соответствии с указаниями ПУЭ.
Для грозозащиты фабричных труб исполь-
зуются молниеотводы. Они изготовляются из сплошных железных
стержней диаметром около 25 мм. При установке молниеотводов
их опускают от вершины трубы вниз на 3 л с таким расчетом, чтобы
спуск, приваренный к молниепрнемнику, не находился в сфере
действия дымовых газов. В качестве молниеприемника можно исполь-
зовать металлическую торцовую накладку или стяжное кольцо.
Фабричные трубы высотой менее 40 м должны иметь один спуск,
а при большей высоте — не менее двух спусков.
Фабричные трубы из железобетона также должны быть снабжены
спусками. Если имеется два спуска, то один из них должен прохо-
дить вблизи скоб для влезания. Если имеется два ряда скоб влеза-
ния, то каждый ряд снабжается спуском. Все металлические части,
подверженные действию дымовых газов, должны быть снабжены
защитным покрытием. Все заземленные металлические части,
например котлы, трубопроводы и стальные каркасы, расположенные
в зоне фабричной трубы, должны быть соединены со спуском или
заземляющим устройством при помощи наземных или подземных
проводов.
Для грозозащиты высоких строений из
стальных конструкций, например копров, буровых вышек, гра-
дирен, водокачек, достаточно осуществить заземление стального
каркаса по меньшей мере в двух точках. Строения подобного рода
из непроводящего материала, например камня или дерева, должны
быть оснащены совершенным грозозащитным устройством.
Грозозащита взрывоопасных установок.
Опасность взрыва имеет место в установках, когда в результате
местных или производственных условий газы, пары или пыль,
образующие в сочетании друг с другом или с воздухом взрывоопас-
ные смеси, могут скапливаться во взрывоопасных количествах.
410
Чаще всего такой установкой является резервуар с нефтепродук-
тами. На поверхности резервуара может появиться взрывоопасная
смесь нефтепродукта и воздуха. Чтобы смесь не воспламенялась при
восприятии разряда молнии грозозащитным устройством резервуара,
необходимо, чтобы канал молнии соприкасался с молниеприемником
вне сферы распространения взрывоопасных концентраций. Для
защиты указанных устройств применяют отдельно стоящие стержне-
вые молниеотводы или молниеотводы, установленные на резервуаре
на высоте не менее 5 м.
Расчет молниеотводов надо вести так, чтобы защищаемый объект
находился в защитной зоне молниеотвода. Сопротивление заземлите-
лей рекомендуется принимать 10 ом. Резервуары и трубопроводы,
покрытые землей толщиной в 1 м, грозозащитного устройства не
требуют.
§ 16.6. Защита подземных сооружений
от блуждающих токов
Блуждающие токи — это токи в земле, ответвляющие от рельсов
электрифицированных железных дорог, трамваев, метро и других
видов электротранспорта, работающих на постоянном токе и исполь-
зующих в качестве обратного провода рельсы. Блуждающие токи
возникают также и от других электрических установок постоянного
тока, использующих в качестве обратного провода землю (теле-
граф, установки постоянного тока для питания усилительных
пунктов кабельных линий связи).
Блуждающие токи, встречая на своем пути металлические соору-
жения (кабели, газовые, водопроводные, тепловые и др. трубопро-
воды), проходят по ним и возвращаются по земле к источнику
постоянного тока. Одна часть металлического подземного соору-
жения, из которого постоянный электрический ток выходит в землю
по направлению к рельсам, является анодом, а другая часть
сооружения, в которую входит блуждающий ток, — катодом.
При прохождении тока во влажной земле происходит электролиз
и на проводнике, являющемся анодом, выделяется кислород, кото-
рый окисляет и разъедает металл (электролитическая коррозия). При
питании электроэнергией трамвая и электрифицированных желез-
ных дорог обычно положительный полюс источника постоянного
тока присоединяется к контактному проводу, а отрицательный
полюс — к рельсам (рис. 16.10). Бывают и другие способы вклю-
чения.
Участок подземного металлического сооружения, в который
входят блуждающие токи, называется катодной зоной. В катодной
зоне потенциал металлического сооружения относительно земли
отрицателен, и сооружение не подвергается электрокоррозии.
Участок того же металлического сооружения, в пределах которого
блуждающие токи выходят из земли, называется анодной зоной.
14В* 411
Установлено, что блуждающий ток в один ампер, текущий по
металлическому сооружению, в течение года разлагает в анодных
зонах около 36 кг свинца или около 9 кг железа. Блуждающие токи
на некоторых сооружениях достигают иногда 40 а. Наиболее силь-
ной коррозии подвергаются как голые освинцованные, так и бро-
нированные кабели.
Основными средствами борьбы с коррозией блуждающими
токами в подземных металлических сооружениях являются элек-
трические меры защиты. К ним относятся электрический дренаж
Рис. 16.10. Схе?ла образования опасных коррозион-
ных зон блуждающими токами в земле
(простой и поляризованный), катодная защита и-защита протекто-
рами. Принцип действия электрического дренажа заключается в том,
что блуждающие токи при помощи металлического изолированного
проводника отводятся из анодной зоны в рельсовую сеть трамвая
или непосредственно на отрицательную шину генератора.
Простые дренажи обладают двусторонней проводимостью тока,
а поэтому они устанавливаются в устойчивых анодных зонах, т. е.
в местах, где потенциал защищаемого сооружения всегда положите-
лен по отношению к рельсам. При этом ток будет поступать из защи-
щаемого сооружения в рельсы трамвая или в отсасывающий фи-
дер, который присоединен к отрицательному полюсу генератора.
При изменении знака потенциала (полярности) на подземном
(защищаемом) сооружении ток потечет в обратном направлении,
вследствие чего на месте зоны катодной возникает анодная. В таких
случаях применяются поляризованные электромагнитные дренажи,
'которые в отличие от простых обладают односторонней проводимо-
стью тока.
Поляризованные электрические дренажи свободно пропускают
ток из защищаемого подземного сооружения в рельсы и не пропус-
412
кают (или значительно ограничивают) ток в обратном направлении.
Такие дренажи устанавливаются в анодных и знакопеременных
зонах.
Принцип действия катодной защиты заключается в том, что
подземные сооружения, имеющие анодные зоны, присоединяются
к отрицательному полюсу постороннего источника постоянного тока,
у которого положительный полюс заземлен. Источниками тока могут
служить выпрямители, питающиеся от сети переменного тока,
и аккумуляторы.
При присоединении защищаемого сооружения к протектору,
зарываемому вблизи этого сооружения, ток будет стекать в землю,
в результате чего подземное сооружение окажется катодом и не
будет разрушаться от коррозии.
Кроме того, весьма важной мерой защиты подземных сооруже-
ний от электрокоррозии является ограничение сопротивления
рельсовой сети. Блуждающие токи зависят от электрического
сопротивления рельсовой и отсасывающей сетей, поэтому за состоя-
нием рельсовой сети ведется систематическое наблюдение с тем,
чтобы сопротивление сети находилось в соответствии с нормами.
Все подземные металлические сооружения, расположенные
вблизи электрифицируемых путей, защищаются от коррозии блуж-
дающими токами противокоррозийными покрытиями или путем
укладки их в неметаллические трубы, блоки, каналы, туннели
и коллекторы, а в местах интенсивной коррозии — дополнитель-
но катодной защитой.
Опасными, относительно коррозии, блуждающими токами счи-
таются:
для кабелей с голыми свинцовыми оболочками — все анодные и
знакопеременные зоны независимо от агрессивности окружающего
грунта;
для бронированных кабелей — анодные и знакопеременные
зоны участков, в агрессивных грунтах с удельным сопротивлением
их р = 20 ом-m-, а в малоагрессивных грунтах р = 20 ом-м —
участки, в которых среднесуточная плотность тока утечки в землю
превышает 0,15 ма/дм2.
Стальные подземные трубопроводы защищаются противокорро-
зионным покрытием.
Кабели с голыми свинцовыми оболочками укладываются в неме-
таллических трубах, блоках, каналах, туннелях и коллекторах.
ГЛАВА XVII.
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА В СИСТЕМАХ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ
§ 17.1. Назначение, параметры и источники питания
релейной защиты
Релейной защитой называются специальные устройства (реле
и другие аппараты), обеспечивающие автоматическое отключение
поврежденной части электрической установки или сети. Если
повреждение не представляет для установки непосредственной
опасности, то релейная защита должна приводить в действие
сигнальные устройства.
Основные условия надежной работы релейной защиты следую-
щие:
1. Релейная защита должна иметь избирательность (селектив-
ность), т. е. отключать высоковольтными выключателями или авто-
матами только поврежденный участок установки.
Время срабатывания защиты характеризуется выдержкой вре-
мени, обеспечивающей избирательность действия защиты. Выдерж-
ка времени определяется временем действия выключателя повреж-
денного участка и временем срабатывания реле; принимается
равной 0,5—0,7 сек.
2. Релейная защита должна обладать достаточной чувствитель-
ностью ко всем видам повреждении на защищаемой линии и на
линиях, питаемых от нее, а также к изменившимся в связи с этим
параметрам нормального режима работы (току, напряжению и др.),
что оценивается коэффициентом чувствительности.
3. Релейная защита должна быть выполнена по наиболее простой
схеме с наименьшим числом аппаратов и обладать достаточной
надежностью и быстродействием.
4. Релейная защита должна иметь необходимую сигнализацию
неисправностей в цепях, питающих аппараты релейной защиты.
Основными параметрами схем релейной защиты являются:
1. Ток срабатывания защиты/,6.3 11 ток срабатывания реле /<-с>.Р,
представляющие собой минимальные токи, при которых надежно
414
рабатывает защита и реле. Они находятся в определенной зависи-
мости
/сб р== Wh/c.6.3 > , (17.1)
/гв kT т г
где &т.т — коэффициент трансформации трансформаторам тока;
/?н — коэффициент надежности, учитывающий погрешности
реле и неточности в определении /ср,3; принимается от
1,2 и выше в зависимости от назначения защиты.
kn — коэффициент схемы;
/гв = ----коэффициент возврата.
' сб.р
Величина /Сб,3 определяется в зависимости от назначения защиты.
2. Ток возврата /в, при котором реле возвращается в исходное
положение; он меньше тока срабатывания, поэтому kB меньше еди-
ницы и составляет 0,8—0,85. Чем выше kv, тем более чувствительна
защита.
3. Коэффициент схемы :
(17.2.)
представляет собой отношение тока в обмотках реле к номи-
нальному току во вторичной обмотке трансформатора тока /т.т
(значение kcx см. в табл. 17.1).
4. Надежность действия защиты проверяется по коэффициенту
чувствительности k4, величина которого определяется видом защиты
н устанавливается ПУЭ (§ 111—20—20):
k4 =---, (17.3)
/гт т /сд.р
где /к — минимальный ток двухфазного короткого замыкания
в конце линии или на шинах низшего напряжения транс-
форматора.
Реле, применяемые в релейной защите, классифицируются по
следующим признакам:
по принципу действия — электромагнитные, индукционные, элек-
тродинамические, тепловые, электронные, магнитоэлектрические
и ДР-;
по параметру действия — тока, напряжения, мощности, тепло-
вые и др.;
по способу воздействия на отключение прямого и косвенного
действия.
В качестве примера первичного реле максимального тока пря-
мого действия может служить максимальный автомат (рис. 17.1, а),
где по отключающей катушке 1 проходит расчетный ток, а выклю-
чение производится механическим воздействием на защелку
автомата,
415
Недостатком такой защиты является малая чувствительность и
возможность ее установки только в цепях низшего напряжения
небольшой мощности. При этом наладка или регулировка автомата
связана с отключением установки.
Более чувствительной защитой является защита с вторичным
реле максимального тока прямого действия (рис. 17.1, б).
В качестве примера такой защиты могут служить катушки 2
отключения, встроенные непосредственно в приводы высоковольт-
ных выключателей.
Рис. 17.1. Принципиальные схемы устройства релейной защиты
Наиболее совершенной защитой является защита с вторичным
реле 3 максимального тока косвенного действия (рис. 17.1, в).
Ток, предназначенный для питания цепей релейной защиты, авто-
матики и сигнализации, называется оперативным током. Надеж-
ность источника оперативного тока и исправность его сети обеспе-
чивает безотказную работу всех элементов, входящих в устрой-
ство релейной защиты. Постоянный или выпрямленный ток получают
от аккумуляторных батарей или от различных выпрямительных
устройств. Наличие оперативного постоянного тока создает необ-
ходимую надежность в работе релейной защиты. Однако это связано
с дополнительной затратой на установку аккумуляторной батареи
или выпрямительных устройств; кроме того, при наличии развет-
вленной сети оперативного тока возможны повреждения и связанные
с этим ложные действия защиты. Поэтому были сконструированны
специальные блоки питания типа БП-10, БПТ-101, БПН-101 для
непосредственного подключения реле времени, промежуточных реле
и катушек отключения, работающих на постоянном токе.
41$
§ 17.2. Основные типы реле
при /срабатывании около 50 ва.
Ри
2. Встроенное реле тока типа
РТМ
Реле называются аппараты, замыкающие или размыкающие
электрические цепи или механически воздействующие на выключа-
тели при заданном значении величин, на которые они реагируют
(ток, напряжение, мощность, давление, температура и т. д.).
Наибольшее распространение в релейной защите имеют электри-
ческие реле, главным образом электромагнитные и индукционные.
Реле максимального тока типа РТМ, РТВ. Приводы выключате-
лей типа КАМ, ПРБА, УГП, ППМ имеют встроенные в привод ре-
ле мгновенного действия типа
РТМ и реле с выдержкой
времени типа РТВ.
Основные части реле типа
РТМ приведены на рис. 17.2.
При протекании по катушке 1
установленного тока срабаты-
вания реле сердечник 2 втя-
гивается в катушку, ударник
3 ударяет по рычагу привода
и выключатель отключается.
Установка тока срабатывания
реле регулируется штепсель- ,
ным или поворотным пере-
ключателем, изменяющим чис-
ло витков катушки реле. Реле
типа РТМ имеет теки уста-
вки 5, 7, 8, 10, 12,5, 15 а.
Потребляемая реле мощность
Реле типа РТВ (рис. 17.3) представляет собой реле прямого дей-
ствия с выдержкой времени. При протекании по катушке реле 1
установленного тока срабатывания сердечник 2 втягивается в катуш-
ку и сжимает пружину 5, которая через стопорное кольцо 4 давит
на ударник 5. Подъем ударника вверх ограничен тягой 6, прикреп-
ленной к часовому механизму 7. Скорость работы часового меха-
низма зависит от степени сжатия пружины, т. е. от величины тока
катушки реле. При трехкратном токе (по отношению к току сраба-
тывания) пружина полностью сжата, а выдержка времени мини-
мальна.
После срабатывания часового механизма происходит его расцеп-
ление с ударником, который под действием пружины с большой си-
лой ударяет по рычагу 8 привода, и выключатель отключается.
Токи срабатывания регулируются в пределах 5—10 а поворот-
ным переключателем.
Выдержка времени регулируется установочным винтом 9, воз-
действующим через пластину 10 на рычаг И часового механизма,
перемещение которого и изменяет выдержку.
О
417
Электромагнитное реле рассмотрим на примере реле максималь-
ного тока типа ЭТ-520 (рис. 17.4). При увеличении тока в обмотке
реле 1 до значения тока срабатывания электромагнитный момент
вращения преодолевает момент сопротивления пружины 2, якорь ,3
притягивается к полюсам и происходит замыкание контактов 4 и 5.
Рис. 17.3. Встроенное реле тока типа РТВ
Реле типа ЭТ-520 могут иметь разное исполнение и число замы-
кающих и размыкающих контактов, что отражается в обозначе-
нии реле (ЭТ-521, ЭТ-522, ЭТ-523).
Уставку тока срабатывания всех реле серии ЭТ-520 можно
изменять, усиливая или ослабляя затяжку пружины при помощи
указателя 6, передвигаемого по шкале. При перемещении указателя
из одного крайнего положения в другое уставка тока срабатывания
изменяется в 2 раза. Предусмотрена также возможность соединения
418
катушек обмотки реле последовательно и параллельно, что изме-
няет пределы шкалы также в 2 раза. Следовательно, уставку реле
можно изменять в 4 раза.
Аналогично выполняются реле напряжения типа ЭН-520, вклю-
чаемые параллельно.
Кроме указанных реле типа ЭТ, применяются электромагнит-
ные токовые реле типа РТ-40 с П-образным электромагнитом и ана-
логичные по конструкции реле напряжения типа РН-50.
Рис. 17.4. Схема устройства электромагнитного
реле типа ЭТ-520
Индукционные реле тока типа ИТ-80 и РТ-80 имеют зависимую
характеристику тока. Реле этой конструкции (рис. 17.5) имеет
два релейных элемента: один основан на индукционном принципе,
второй — на электромагнитном.
Индукционный элемент состоит из электромагнита 1 с коротко-
замкнутыми витками 2 и диска 3, ось которого находится в подшип-
никах 4, установленных на рамке 5. Рамка поворачивается на осях 6
и пружиной 7 удерживается в крайнем положении, т. е. прижатой
к упору 8. На ось диска насажен червяк 9. В крайнем положении
рамки сегмент 10, имеющий червячные зубья, находится вне зацеп-
ления с червяком, и контакты 11 реле разомкнуты.
При протекании по обмотке реле тока /р > /Сб диск медленно
вращается, причем его скорости препятствует тормозной момент,
создаваемый постоянным магнитом 12. Под действием электромаг-
нитного момента, создаваемого током реле, рамка поворачивается,
червяк входит в зацепление с зубьями сегмента, начинает посте-
пенно подниматься, преодолевая усилие пружины 13, и специальной
планкой 14 замыкает контакты реле. Чем больше будет сила тока /р
419
в обмотке электромагнита, тем быстрее будет вращаться диск и
с меньшей выдержкой времени замкнутся контакты реле.
Электромагнитный элемент состоит из ярма электромагнита ./5
и якоря 16, через которые замыкается часть потоков рассеивания
электромагнита. При протекании по обмотке реле тока /р > 4/Сб
якорь втягивается и без выдержки времени (отсечкой) замыкает
контакты реле.
Таким образом, электромагнитный элемент может действовать
или совместно с индукционным, или самостоятельно, как бы отсекая
Рис. 17.5. Схема устройства индукционного реле
типа ИТ
часть характеристики реле при больших токах. Поэтому электро-
магнитный элемент называется отсечкой.
Ток срабатывания индукционного элемента регулируется путем
изменения числа витков обмотки перестановкой контактного винта
17 на контактной колодке.
Ток срабатывания электромагнитного элемента регулируется
изменением количества витков обмотки и регулировочным винтом 18.
Электромагнитные токовые дифференциальные реле серии РНТ
применяются для дифференциальной защиты генераторов, трансфор-
маторов и шин.
Все реле серии РНТ (рис. 17.6) состоят из смонтированных
в общем кожухе электромагнитного реле типа ЭТ-520 и промежуточ-
ного быстронасыщающегося трансформатора (БИТ), где расположе-
ны рабочие (дифференциальные) и уравнительные обмотки, а так-
же вторичная обмотка, к которой подключается реле ЭТ-520.
Токи намагничивания силовых трансформаторов при их вклю-
чении на напряжение, а также токи небаланса, достигающие боль-
ших величин в начальный момент к. з. и имеющие несимметрич-
420
йую форму, плохо трансформируются через БНТ. Поэтому при
включении токовых реле через БНТ они становятся нечувствитель-
ными к указанным токам
и токам небаланса, что
возможность повысить
ствительность защиты.
Все обмотки, кроме вто-
ричной, имеют ответвления
для изменения числа вклю-
ченных витков.
Включение необходимого
числа витков производится
установкой регулировочных
винтов в соответствующие
гнезда пластинок. Цифры око-
ло гнезд указывают число
включаемых витков.•
Число витков рабочей
(дифференциальной) обмотки
определяется по формуле
намагничивания силовых трансформаторов
дает
чув-
О
0<Й
Рис. 17.6. Общий вид реле типа
РНТ-562
Ойо/5оПо
U!p;16--4^, (17.4)
'сб.р
где FC6.p — намагничивающая
сила срабатыва-
ния реле РНТ.
Индукционное реле мощ-
ности ЙМБ и БМ реагирует
на величину и направление
мощности, подведенной к его
обмоткам. На рис. 17.7 изобра-
жено устройство однофазно-
го индукционного реле мощ-
ности. На полюсах внутри
замкнутой магнитной систе-
мы 1 располагаются две об-
мотки. Обмотка 2 включается
в цепь тока нагрузки после-
довательно. Обмотка 3 под-
Рис. 17.7. Однофазное индукционное
реле мощности
ключается к цепям напряже-
ния параллельно. Потоки, создаваемые обмотками, проходя по маг-
питопроводу и через неподвижный стальной сердечник 4, индукти-
руют в алюминиевом барабанчике 5 вихревые токи. Барабанчик,
установленный на осях, поворачивается, чему противодействует спи-
ральная пружина. При повороте барабанчика в направлении замы-
кания'контактов на определенный угол контактная система 6 реле
421
замыкается. Благодаря взаимодействию между токами обмотки 2
и обмотки 3, возникает электромагнитный момент
/Лэл = 1г1т sin а = klr /„ sin'(<pT—<рtl), (17.5)
где /т — ток нагрузки, протекающий через токовую обмотку;
/„ — ток в обмотке напряжения;
а — угол сдвига по фазе между токами /т и /„:
а = (рт — фн; (17.6)
/г — коэффициент трансформации трансформаторов тока.
Рис. 17.8. Реле времени типа ЭВ-215/245
Здесь tpT — угол сдвига по фазе между напряжением сети и током
нагрузки, зависящей от режима работы внешней цепи
Фи — угол сдвига по фазе между напряжением сети и током;
в обмотке напряжения реле; этот угол остается неиз-
менным и определяется соотношением между X и R
этой обмотки.
Знак вращающего момента зависит от относительного направле-
ния токов в обмотках реле и имеет положительный или отрицатель-
ный знак соответственно при согласном или встречном их направ-
лении.
Реле времени. Реле времени типа ЭВ постоянного и переменного
тока на напряжение 100, 127 и 220 в имеет различные модификации
и выдержки времени порядка 0,2—20 сек.
В реле времени типа ЭВ-215/245 переменного тока (рис. 17.8)
часовой механизм / заводится при включении напряжения в обмотку
реле 2, расположенную на ярме 5, что приводит к подъему якоря 4.
Якорь же через систему рычагов 5—6 заводит часовой меха-
низм, одновременно замыкая без выдержки времени мгновенные
422
контакты 7. При выключении напряжения система рычагов приходит
в исходное положение, мгновенные контакты переключаются, а
заведенный часовой механизм начинает вращать рычаг S, переме-
щая подвижные контакты 9, которые с установленной выдержкой
а затем контакты 11. Выдержка
времени замкнут контакты 10,
времени регулируется переме-
щением контактов 11.
Конструктивное выполнение
моторного реле времени типа
РВМ-12 показано в упрощенном
виде на рис. 17.9.
Электродвигатель реле со-
стоит из статора 1 с обмоткой 2,
втягивающегося ротора 3 и за-
медляющего редуктора 4. При
подаче напряжения' на обмотку
статора электродвигателя ротор
втягивается в межполюсное про-
странство и начинает вращаться
с постоянной скоростью, зави-
сящей только от частоты тока.
При втягивании ротора происхо-
дит сцепление трубки, находя-
щейся на его оси, с редукто-
ром, через который вращение
ротора передается рамке 5 с под-
вижными контактами. По мере
вращения рамки происходит за-
мыкание подвижных контактов
С неподвижными: проскальзы- Рис. 17.9. Реле времени типа РВМ
вающими 6 и 7 и .конечным
(упорным) 8.
После отключения поврежденного элемента исчезает ток в пер-
вичных обмотках двух промежуточных насыщающихся трансфор-
маторов, следовательно, и напряжение на электродвигателе, кото-
рый подключен к указанным трансформаторам. При этом ротор
опускается, расположенная на его оси трубка выходит из зацепле-
ния с редуктором и под действием возвратной пружины 9 контакт-
ная рамка возвращается в исходное положение.
Реле снабжено указателями выдержки времени 10 на шкале 11,
буксирной стрелкой 12, показывающей на шкале 13 выдержку вре-
мени, и квитирующей кнопкой 14.
Реле времени типа РВМ-12 имеет наибольшую выдержку вре-
мени 4 сек, а реле времени типа РВМ-13 — 10 сек. При последова-
тельном соединении полуобмоток первичных обмоток насыщающихся
трансформаторов ток срабатывания составляет 2,5 о, а при парал-
лельных — 5а.
423
§ 17.3. Максимальная таковая защита
Максимальная токовая защита является наиболее простой защи-
той и поэтому широко применяется для защиты трансформаторов,
электродвигателей и линий электропередач с односторонним, а
в ряде случаев и двусторонним питанием.
Ток, возникающий в аварийных условиях, в отличие от тока
нормального режима называется сверхтоком. При возникновении
аварии начинает действовать максимальная токовая защита, кото-
Рис. 17.11. Схема максималь-
ной токовой защиты на посто-
янном оперативном токе
Рис. 17.10. Схемы максимальной токовой
защиты с реле типа РТВ
рая должна удовлетворять двум требованиям: правильно выявить
момент возникновения аварии, что достигается установкой тока
срабатывания определенной величины; правильно выбрать повреж-
денный участок, для чего устанавливается различное время сраба-
тывания максимальных токовых защит участков электросети, воз-
растающее в направлении к источнику питания.
В качестве пусковых органов максимальной токовой защиты ис-
пользуются максимальные токовые реле, а в качестве замедля-
ющих — реле времени.
Токовые реле типов РТВ, ИТ-80, РТ-80 содержат в себе оба орга-
на. Максимальная токовая защита, выполненная такими реле,
называется максимальной токовой защитой с зависимой характе-
ристикой времени срабатывания.
При использовании в качестве пусковых органов максимальной
токовой защиты, токовых реле мгновенного действия типа ЭТ-520
пли РТ-40 выдержка времени создается отдельными реле времени
типа ЭВ или РВМ. Максимальная токовая защита при этом назы-
вается максимальной токовой защитой с независимой характери-
стикой времени срабатывания.
Рассмотрим наиболее распространенные схемы максимальной
токовой защиты.
424
На рис. 17.10 приведены схемы максимальной токовой защиты
(а — для двухрелейной; б — для однорелейной), выполненные
с помощью реле прямого действия типа РТВ, которые встраиваются
непосредственно в привод выключателя. Защита такого типа ис-
пользуется в сетях напряжением до 35 кв на выключателях, обору-
дованных ручными, грузовыми и пружинными автоматическими
приводами с встроенными реле.
На рис. 17.11 приведена схема максимальной токовой защиты
с независимой характеристикой времени срабатывания на опера-
тивном постоянном токе,
используемая для защиты
линий и трансформаторов
в сетях 3—35 кв. Схема
включает в себя два пуско-
вых токовых реле мгновен-
ного действия IT, 2Т, одно
реле времени В и одно ука-
зательное реле У.
При срабатывании лю-
бого токового реле подает-
ся плюс оперативного тока
на обмотку реле времени.
Реле времени, сработав с
установленной на нем вы-
держкой, подает своим кон-
тактом плюс оперативного
тока на отключающую ка-
тушку КО привода выклю-
чателя через указательное
реле У и блокировочный
контакт БК, связанный с
приводом. Указательное
реле фиксирует срабатыва-
Рис. 17.12. Схема максимальной токовой
защиты на переменном оперативном токе
ние защиты, что сопровождается выпадением сигнального флаж-
ка. Блокировочный контакт предназначен для предотвращения
повреждения контактов реле времени при возврате защиты после
отключения выключателя и размыкания цепи КО, для защиты его
при длительном прохождении тока.
На рис. 17.12 приведена двухфазная схема максимальной токо-
вой защиты с независимой характеристикой на оперативном пере-
менном токе. Схема включает в себя пусковые токовые реле мгно-
венного действия 1Т и 2Т типа ЭТ-521 или РТ-40 (а), токовое
реле времени В типа РВМ-12 или РВМ-13 (б), указательное реле
У и промежуточные реле 1П и 2П типа РП-341 (в).
Токовые реле 1Т и 2Т при срабатывании замыкают цепь проме-
жуточных трансформаторов Вл и Вс на обмотку реле времени В.
Реле времени, сработав, своим контактом Bi замыкает цепи обмоток
425
промежуточных трансформаторов 1Тп и 27',, на обмотки промежу-
точных реле 1П, 2П. Промежуточные реле мощными переключаю-
щими контактами 1ГЦ и 1П2, 2П^ и 277 2 включают соответствующие
отключающие катушки 1КО, 21<О в цепь трансформаторов тока, а
контактами 1П3, 2П3 шунтируют контакт реле времени В t. Шунтиро-
вание контактов обеспечивает надежное действие защиты незави-
симо от состояния контактов пусковых токовых реле и реле вре-
мени.
Рис. 17.13. Схема максимальной то-
ковой зашиты с зависимой характе-
ристикой па постоянном оперативном
токе
Рис. 17.14. Схема максимальной
токовой защиты с зависимой харак-
теристикой на переменном опера-
тивном токе
На рис. 17.13 и 17.14 приведены двухфазные схемы максималь-
ной токовой защиты с зависимой характеристикой времени
срабатывания. В схеме (рис. 17.13) на оперативном постоянном
токе используются реле типа РТ-81 или РТ-82, а в схеме (рис. 17.14)
на оперативном переменном токе — реле типа РТ-85 или РТ-86
с мощными переключательными контактами для дешунтирования
отключающих катушек.
Рассмотренные схемы максимальной токовой защиты исполь-
зуются для защиты сетей с изолированной нейтралью, где отсут-
ствуют однофазные замыкания на землю.
В сетях напряжением ПО кв и выше с заземленными нулевыми
точками трансформаторов, а также в сетях с большими токами замы-
кания на землю однофазные к. з. сопровождаются прохождением
больших токов, которые могут привести к разрушению оборудова-
ния и понижению напряжения. Поэтому защита от однофазных к. з.
в этих сетях должна действовать на отключение.
426
Принципиальная схема максимальной токовой защиты от между-
фазных и однофазных к. з. представлена на рис. 17.15. Токовое
реле То подключается к вторичным обмоткам трансформаторов тока,
соединенным по схеме на сумму токов трех фаз, т. е. в схему фильтра
токов нулевой последовательности. Суммарный ток трех фаз при
прохождении симметричного тока нагрузки, трехфазном к. з. равен
нулю. Поэтому реле Тр, включенное указанным способом, на
эти режимы не реагирует.
Рис. 17.15. Схема максимальной токовой защиты от меж
дуфазных и однофазных к. з.
При возникновении однофазного короткого замыкания ток к. з.
проходит только по одной фазе. Поэтому сумма вторичных токов
равна вторичному току к. з., который, проходя через реле То,
вызывает его срабатывание.
Максимальная токовая защита, приведенная на рис. 17.15, бла-
годаря установке токовых реле во всех трех фазах будет действовать
не только при однофазных, но и при междуфазных к. з. Включение
пусковых токовых реле на фильтр тока нулевой последовательности
обеспечивает большую чувствительность защиты.
Ток срабатывания пусковых токовых реле выбирается таким
чтобы обеспечить выполнение следующих условий:
1) защита не должна приходить в действие при прохождении по
защищаемому элементу максимального тока нагрузки;
2) защита должна надежно действовать при к. з. на защищаемом
участке и иметь коэффициент чувствительности при этом в конце
этого участка не менее 1,5;
3) защита должна действовать и при к. з. на смежном (резерви-
руемом) участке и иметь коэффициент чувствительности при этом
в конце смежного участка не менее 1,2.
Для выполнения первого условия ток срабатывания токовых
427
реле максимальной токовой защиты должен составлять
/сб.з = -^7™, (17.7)
«В
где/н. шах — максимальный ток нагрузки;
kn — принимается равным 1,1 —1,25;
/г3 — составляет 2—3, учитывает увеличение тока нагрузки
при самозапуске электродвигателей (см. гл. IX);
/гв = ----коэффициент возврата, равный 0,8—0,85 (7В, /сб —
токи возврата и срабатывания реле).
Когда k3 неизвестен, директивными материалами предлагается
принимать ток срабатывания
/сб.3 = 47ном, (17.8)
где /ном — номинальный ток защищаемого оборудования.
Вторичный ток срабатывания, т. е. уставка пусковых токовых
реле,
j б &н ^сх 1н. max (17 9)
/^в т
где /гт.т — коэффициент трансформации трансформаторов тока;
/гсх— коэффициент схемы, равный 1,0 для схем соединения
трансформаторов тока в полную и неполную звезду и
]/3 для схем соединения трансформаторов тока в непол-
ный треугольник и на разность токов двух фаз (табл. 17.1).
Таблица 17.1
Схема Вид короткого замыкания Расчетная нагрузка грасч на трансформаторы тока, ом Коэффициент схемы &сх
Неполная Трехфазное к. з. 2’аН-~а-}-с_Ь~пср 1
звезда Двухфазное к. з. АВ То же 1
или ВС
Двухфазное к. з. АС га+гпер 1
Неполный Трехфазное к. з. га + 1,73 га_с4-гпер 1,73
треугольник Двухфазное к. з. АС га+2га-с+гпер 2
Двухфазное к. з. АВ га“^а—с“Ь^пер 1
или ВС
Разность Трехфазное к. з. 1,73г1М+гпер 1,73
токов двух фаз Двухфазное к. з. АС 2г«-С+гпер 2
Двухфазное к. з. АВ 2 -4-2 Са--с 1 Лпер 1
или ВС
Примечание.
2пер —сопротивление переходных контактов (0,05 сш); 2а—с~соответ
ствснно сопротивления, по которым протекает сумма или разность токов.
428
При определении максимального тока нагрузки необходимо
исходить из наиболее тяжелых, но реальных режимов работы обору-
дования. Так, для защиты параллельных линий в качестве макси-
мального тока нагрузки на каждую линию следует принимать сум-
марную максимальную нагрузку обеих линий.
Для защиты параллельно работающих трансформаторов макси-
мальный ток нагрузки
Л,. тах = ~Дом. т, (17.10)
т — 1
где т — максимально возможное количество одновременно рабо-
тающих, параллельно включенных трансформаторов.
Выполнение второго и третьего условий при выборе тока
срабатывания максимальной токовой защиты обеспечивается опре-
деленными коэффициентами чувствительности защиты в режиме,
когда токи к. з. имеют минимальные величины.
Коэффициентом чувствительности называется отношение мини-
мального тока к. з. к току срабатывания
= (17.11)
!сб.з
При определении защиты, включенной на разность токов двух
фаз, /к. min определяется при двухфазном к. з. между фазами, на
одной из которых нет трансформатора тока, так как в этом случае
через реле защиты проходит наименьший ток к. з. (см. табл. 17.1).
Выдержки времени максимальной токовой защиты с независи-
мой характеристикой времени срабатывания выбираются по ступен-
чатому принципу, при котором каждая последующая защита в на-
правлении к источнику питания имеет выдержку больше предыду-
щей.
Рассмотрим сеть с односторонним питанием (рис. 17.16), где выбор
выдержек времени должен начинаться с удаленных от источника
питания элементов — электродвигателей Д1 и Д2. Для них выдержка
времени может приниматься равной нулю, т. е. Н = 0.
Чтобы при повреждении одного из электродвигателей не отклю-
чился трансформатор Т2, максимальная токовая защита этого
трансформатора должна иметь выдержку времени t2 большую, чем
Д, на величину ступени селективности Kt:
Д = ^i +
Аналогично, последующие выдержки времени максимальной
токовой защиты линии Л, трансформатора Т j и генератора Г дол-
жны быть:
Д = Д “Ь ^t',
Д — Д + А/;
Kt.
429
Величина ступени селективности должна быть такой, при кото-
рой защита на поврежденном участке сработает раньше, чем исте-
чет выдержка времени защиты на вышестоящем неповрежденном
участке. Для этого должны учитываться следующие составляющие:
А/ = ^вык+ А7р. в, + А^р. в2 + ^зап» (17.12)
где 7ВЫК — время отключения выключателя от момента пода-
чи импульса на отключающую катушку до момента
гашения дуги на его контактах;
AZp.Bi, Л^р.в2 — погрешности реле времени защиты поврежден-
ного и последующего элементов защищаемой сети;
^зап — время запаса, учитывающее неточность регулировки
защиты.
Рио. 17.16. Выбор выдержки времени максимальной токовой
защиты
Следовательно, при определении ступени селективности’^учи-
тываются типы установленных выключателей и реле времени,
обычно она составляет А/ = 0,4—0,6 сек.
Выдержка времени максимальной токовой защиты с зависимой
характеристикой времени срабатывания выбирается при определен-
ных значениях токов к. з. Величина ступени селективности этой
защиты должна удовлетворять тем же условиям и составлять
0,5—0,7 сек.
Рассмотрим метод согласования выдержек времени максималь-
ных токовых защит с различными характеристиками времени сраба-
тывания на примере участка сети (рис. 17.17, а), где защиты 1 я 4
имеют независимые, а защиты 2 и 3 — зависимые характеристики
времени срабатывания.
Токи срабатывания защиты
, z ____7
* сб. з — J н. max*
«в
Строятся характеристики защит, как показано на рис. 17.17, б.
Для защиты 1, по условию селективности с плавкими предохраните-
лями П, принимается выдержка времени
= Л1+ At
и строится характеристика этой защиты (линия 7).
Согласование характеристики защиты 2 с защитой 1 производит-
ся при условиях, когда ток к. з. /кна участке, защищаемом защитой
(17.13)
430
1, проходит через защиту 2. Тогда контрольной точкой харак-
теристики защиты 2 является /2осн = + kt при указанном
токе /К1.
Зная ток срабатывания /сб. з2 и найденную контрольную точку
характеристики, по типовым характеристикам реле РТ-81 выбирают
и наносят на график несколько дополнительных точек, включая точ-
ку с временем /2доп ПРИ токе ^к2, после чего строят всю характерис-
тику (кривая 2).
Рис. 17.17. Выбор времени срабатывания максимальной токовой защиты:
а —схема участка сети; б—характеристики времени срабатывания
Аналогично, согласование характеристик защит 5 и 2 производит-
ся в условиях, когда при к. з. на участке, защищаемом защитой 2,
через защиту 3 проходит наибольший ток к. з., что соответствует
току к. з. до трансформатора Т в точке Т<2. Основной контроль-
ной точкой характеристики защиты 3 является /Зосн — /2доп + А/
при токе /1<2-
При к. з. за трансформатором 7’ в точке Ki через защиты 3 и 2
проходит ток к. з. /К1. Ступень селективности между ними — не
менее АЛ Поэтому дополнительной контрольной точкой характе-
ристики защиты 3 является А/доп > А/ при токе 1Ке
Зная ток срабатывания и две контрольные точки при токах /К1 и
1К,, аналогично по типовым характеристикам РТ-81 выбирают и
431
наносят на график еще несколько точек, включая и точку с временем
/Здоп при токе /сб.з4, и строят всю характеристику кривой 4.
Токовой отсечкой называется максимальная токовая защита
с установленной ограниченной зоной мгновенного действия, чем
достигается селективность ее действия. Для обеспечения селектив-
ности токовая отсечка отстраивается от токов к. з. на низшей сто-
роне трансформатора, от пусковых токов электродвигателей, от
тока к. з. в конце линии или в начале следующего участка. Характер
изменения тока к. з. при удалении места к. з. от источника питания
Рис. 17.18. Принцип действия токовой отсечки:
а — с односторонним питанием; б —с двусторонним питанном
показан на рис. 17.18. Для того чтобы отсечка не работала при пов-
реждениях на смежной линии, ток срабатывания реле должен быть
больше максимального тока к. з. в точке 5:
7сб. р —
(17.14)
где /к.тах — максимальный ток к. з. на шинах противоположной
подстанции (в конце линии или за трансформатором);
k,, — коэффициент надежности, принимаемый равным:
а) при выполнении отсечки токовыми реле типа ЭТ-521, дейст-
вующими через промежуточное реле, 1,2—1,3;
б) при выполнении отсечки токовыми реле РТМ— 1,8 — 2.
Зона действия определяется графически, как показано на
рис. 17.18, а. Вычисляются токи, проходящие при коротких замы-
каниях в начале (точка 7) и конце (точка 5) линий, а также в точ-
ках 2,3 и 4. Строится кривая изменения тока к. з. в зависимости
от удаленности места короткого замыкания от источника питания
(кривая 7). Определяется ток срабатывания отсечки и на том же
рисунке строится прямая тока срабатывания 2. Точка пересечения
432
прямой 2 с кривой 1 определяет конец зоны действия отсечки
(заштрихованная часть).
Коэффициент чувствительности отсечки
& Лпмив, (17.15)
7Сб. 3
Токовая отсечка может защищать всю линию, на которую под-
ключен только один трансформатор, если ток срабатывания отсечки
выбирается так, чтобы она не действовала при повреждении на ли-
Рис. 17.19. Кривая кратности первичного тока
10%-ной погрешности трансформаторов
ниях низшего напряжения, отходящих от защищаемого трансформа-
тора. Для этого в (17.14) следует подставить максимальный ток при
коротком замыкании на шинах низшего напряжения. При этом
мгновенная отсечка будет надежно защищать линию, шины и часть
обмотки высшего напряжения трансформатора.
Для селективного действия отсечек на линии с двусторонним
питанием их токи срабатывания должны определяться по большему
току. Для случая, рассмотренного на рис. 17.18, б, где /К1 > /к.,
токи срабатывания обеих отсечек должны быть равными и опреде-
ляться как
/сб.з = ^н/К1. (17.16)
Зоны действия отсечек определяются графически как точки пере-
сечения прямой тока срабатывания с кривыми изменения тока к. з.
Схемы отсечек отличаются от схем максимальных*токовых защит
отсутствием реле времени, вместо которых устанавливаются про-
межуточные реле.
15 Зак. 238g
433
Токовая отсечка обычно защищает только часть линии, по-
этому она применяется как дополнительная защита. Применение
токовой отсечки дает возможность ускорить отключение поврежде-
ний, сопровождающихся наибольшими значениями токов к. з., и
снизить выдержки времени максимальной токовой защиты.
При сочетании токовой отсечки с максимальной токовой защитой
получается ступенчатая по времени токовая защита. При этом пер-
вая ступень (отсечка) действует мгновенно, последующие ступени—
с выдержкой времени.
В реле РТ-80 с зависимой характеристикой времени, где имеется
встроенный электромагнитный элемент отсечки, такая ступенчатость
обеспечивается без установки дополнительных реле.
Для токовой отсечки проверяют нагрузку на трансформаторы
тока при допустимой погрешности 10%. При этом определяют крат-
ность — отношение первичного тока к номинальному току транс-
форматора тока — и по кривой кратности при допустимой 10%-ной
погрешности (рис. 17.19) находят допустимое сопротивление нагруз-
ки Z;v,n вторичной обмотки трансформатора тока. Затем сравнивают
7д0п с расчетным сопротивлением Zpac4.
Кратность первичного тока определяют по току срабатывания
отсечки и номинальному току первичной обмотки трансформатора:
% %.б . т
лBOMj сх
(17.17)
§ 17.4. Защита воздушных и кабельных линий
электропередач
Воздушные и кабельные линии электропередач, имея большую
протяженность, подвержены различным видам повреждений. Воз-
душные линии могут повреждаться от грозовых ударов, гололеда,
сильного ветра, загрязнения изоляторов и т. п. Кабельные линии,
проложенные в земле, могут повреждаться из-за ухудшенных усло-
вий охлаждения, коррозии оболочек кабеля, осадки почвы при
земляных работах.
Указанные причины повреждений воздушных и кабельных
линий могут вызывать короткие замыкания фаз между'собой или
короткие замыкания на землю. Поэтому для быстрого отключения
поврежденных линий их нужно оборудовать релейной защитой.
В электрических сетях, работающих с заземленными нуле-
выми точками трансформаторов, защита должна действовать на от-
ключение при междуфазных и однофазных к. з.
В сети, работающей с изолированными нулевыми точками
трансформаторов, замыкание на землю одной фазы не вызывает
нарушения работы потребителей электрической энергии. Поэтому
в таких сетях защита от замыканий на землю действует не на отклю-
чение, а на сигнал.
434
Рис. 17.20. Схема максимальной
направленной защиты
Защиты линий отличаются большим многообразием и зависят
от схемы и напряжения сети, а также категорий потребителей.
Для электроснабжения промышленных предприятий наиболь-
шее применение находят линии с односторонним питанием, где при-
меняются максимальная токовая защита, токовая отсечка, токовая
поперечная дифференциальная защита параллельных линий, на-
правленная поперечная защита параллельных линий, а также за-
щиты от замыканий на землю.
Максимальная токовая защита
и токовые отсечки были рассмот-
рены ранее. Рассмотрим другие ви-
ды защит.
Максимальная направленная за-
щита (рис. 17.20) состоит из пу-
скового органа 1, осуществляемого
токовым реле, органа направления
мощности 2, осуществляемого реле
направления мощности, и органа
выдержки времени 3, осуществля-
емого реле времени.
Защита действует на отключе-
ние выключателя только при на-
правлении мощности короткого
замыкания от шин подстанции в
линию.
Схемы максимальных направленных защит весьма многообразны
и отличаются типом пускового органа (токовые реле, реле мини-
мального напряжения и др.), типом реле направления мощности
(трехфазные или однофазные реле направления мощности), способом
подвода напряжения (постоянно или в момент аварии), наличием или
отсутствием выдержки времени и др.
Однолинейная схема токовой поперечной дифференциальной
защиты двух параллельных линий, присоединенных к шинам под-
станции через один общий выключатель, показана на рис. 17.21.
Вторичные обмотки трансформаторов тока, установленных на
каждой линии, соединяются между собой на разность токов.
Параллельно вторичным обмоткам трансформаторов тока вклю-
чено токовое реле мгновенного действия типа ЭТ-521 или РТ-40.
Ток в реле равен разности вторичных токов трансформаторов тока
первой и второй линий
/р = Л-/2.
Следовательно, в нормальных условиях и при равных по вели-
чине токах нагрузки /р = 0.
При повреждении на одной из линий токи Л и /2 не будут равны.
Через реле будет проходить ток, равный их разности, реле срабо-
тает, и защита подействует на отключение выключателя линии.
15*
435
При коротких замыканиях на шинах приемной подстанции или
на отходящих от нее линиях (сквозные к. з.) защита работать не
будет, если ток срабатывания установить больше максимального
тока небаланса /нбтах
7сб. р ka 1нб. max- (17.18)
На линиях с
ференциальная
односторонним питанием токовая поперечная диф-
защита
питания; на линиях с
устанавливается со стороны источника
двусторонним питанием — с обеих сторон
Рис. 17.21. Схема то-
ковой поперечной
дифференциальной
защиты параллель-
ных линий
Рис. 17.22. Схема защиты параллель-
ных линий, подключенных через общий
выключатель
Схема защиты параллельных линий, присоединяемых через
один общий выключатель, приведена на рис. 17.22. При коротком
замыкании на одной из линий действием защиты отключаются обе
линии. Далее устанавливается, какая линия повреждена; она выво-
дится из работы отключением ее разъединителей; неповрежденная
линия включается в работу. При этом дифференциальная защита
должна быть отключена блокировочными контактами разъедините-
лей.
Для параллельных линий, присоединяемых к шинам через само-
стоятельные выключатели, рассмотренная выше защита непригод-
на, так как она не обеспечивает выбор отключения только повреж-
денной линии.
436
Для них существует направленная поперечная дифференциаль-
ная защита (рис. 17.23). Защита состоит из пускового органа
(токового реле) и реле направления мощности, включенных на
разность токов защищаемых линий. Оперативный ток подается
через последовательно соединенные блокировочные контакты выклю-
чателей защищаемых линий.
К токовому реле и реле направления мощности подводится
разность токов, а от трансформатора напряжения подается напряже-
ние.
Напряжение, подводи-
мое к реле, изменяется по
величине в зависимости от
удаленности места корот-
кого замыкания от шин
подстанции, где установ-
лена защита. Ток, подво-
димый к реле, изменяется
по величине в зависимо-
сти от того, на какой из
линий произошло повреж-
дение.
Так, при повреждении
на линии 1 ток Л будет
больше тока / 2; ток в реле
Т будет иметь такое же
направление, как и ток / ь
поэтому реле М под воз-
действием момента замк-
нет левый контакт и от-
ключит линию /.
Рис. 17.23. Схема направленной попереч-
ной дифференциальной защиты парал-
лельных линий
При повреждении на линии 2 ток /г будет больше тока /г и,
следовательно, ток в реле М изменит направление на противополож-
ное. Знак вращающего момента реле М изменится, оно замкнет
правый контакт и отключит линию 2.
Сети 35 кв и ниже являются основными сетями системы элек-
троснабжения промышленных предприятий. Они работают с изоли-
рованными нейтралями. При однофазных замыканиях на землю
в таких сетях междуфазные напряжения остаются неизменными
и ток замыкания на землю имеет небольшую величину. Так, напри-
мер, ток замыкания на землю на каждые 100 км сети напряжением
6 кв составляет примерно 1,5 а для воздушных и около 80 а для ка-
бельных линий.
Однофазные замыкания на землю в сети с изолированными ней-
тралями непосредственной опасности для потребителей не представ-
ляют. Исключение составляют сети, питающие торфоразработки и
передвижные механизмы, когда, по условию техники безопасности,
требуется быстрое отключение их.
437
Следует также учитывать, что повышение фазных напряжений
неповрежденных фаз в 1,73 раза может вызвать перекрытие или
пробой изоляции на другой фазе, что приведет к двухфазному
или трехфазному к. з.
Общая сигнализация при замыканиях на землю выполняется
обычно наиболее простым способом — путем включения трех вольт-
метров на фазные напряжения для контроля изоляции. Такой способ
может применяться на небольших подстанциях при неразветвлен-
ной сети.
а) В-35к&
Рис. 17.24. Схемы защиты кабельных линий от замыканий на землю:
а—действие на отключение; б—действие на сигнал
На электростанциях и подстанциях с большим количеством линий
и разветвленной сети такой способ не обеспечивает достаточно быс-
трого отыскания поврежденной линии. Поэтому, кроме контроля
изоляции, устанавливается индивидуальная селективная сигнали-
зация и защита от однофазных замыканий.
Сигнализация может выполняться по схеме, изображенной на
рис. 17.24, с действием на отключение (а) или на сигнал (б).
В кабельных сетях часто устанавливают защиту от однофазных
замыканий на землю, осуществляемую трансформатором тока нуле-
вой последовательности. Этот трансформатор имеет кольцеобразную
или прямоугольную форму и надевается на защищаемый трехжиль-
ный кабель. На обмотку трансформатора включается защитное реле.
В нормальном режиме работы каждая фаза линий обладает оди-
наковой емкостью по отношению к земле. При междуфазных корот-
ких замыканиях геометрическая сумма токов равна нулю, поэтому
ток в реле защиты не протекает. При замыкании на землю одной фазы s
через реле защиты будет протекать ток, обусловленный емкостью \
неповрежденных фаз. Если ток срабатывания защиты меньше ем-
костного тока неповрежденных фаз, то такая защита сработает.
438
§ 17.5. Защита силовых трансформаторов
Защита, устанавливаемая на силовом трансформаторе, должна
или обеспечивать его отключение при междуфазных и витковых
коротких замыканиях, а также при замыканиях на землю, или пода-
вать сигнал о ненормальном режиме работы трансформатора (пере-
грузка трансформатора, повышение температуры масла и т. д.).
Виды защит, устанавливаемых на трансформаторе, определяются
мощностью трансформатора, его назначением, местом установки и
другими требованиями режима его эксплуатации. В условиях элек-
троснабжения промышленных предприятий силовые трансформа-
торы устанавливаются:
на главных понизительных подстанциях с первичным напряже-
нием 220, НО, 35 кв и вторичным напряжением 6, 10, 20, 35 кв при
мощности одного трансформатора от 1000 до 63 000 ква',
на цеховых подстанциях с первичным напряжением 6, 10, 20,
35 кв и вторичным Напряжением 0,23; 0,4; 0,525; 0,69 кв при еди-
ничной мощности от 100 до 1800 кеа;
на специальных установках: электропечных, выпрямительных
и др.
Защита трансформаторов главных понизительных подстанций.
На рис. 17.25 приведена схема защиты понижающего трансформа-
тора с первичным напряжением НО—35 кв и вторичным напряже-
нием 6—10 кв мощностью 6 300 ква.
На выводах высшего напряжения трансформатора устанавли-
ваются короткозамыкатель и отделитель.
При срабатывании защиты поврежденного трансформатора пода-
ется импульс на включение короткозамыкателя КЗ с помощью спе-
циального привода типа ШПК. Короткозамыкатель включается и
создает на выводах высшего напряжения трансформатора искусст-
венное короткое замыкание, под действием которого защиты, установ-
ленные на питающей подстанции, срабатывают и отключают линию.
После отключения линии отделитель ОД поврежденного транс-
форматора отключается, отсоединяя его от линии. Вслед за этим
линия может быть включена вновь устройством АПВ (см. гл. XIX).
Отключение отделителя осуществляется с помощью специаль-
ного блокирующего реле отделителя типа БРО, встроенного в при-
вод отделителя (рис. 17.26). При включении отделителя отключаю-
щая пружина 1 сжимается и удерживается в таком положении сис-
темой ломающихся рычагов 2—3—4. При этом сердечник 5, внутри
которого помещена пружина 6, находится в нижнем положении.
В нижней части сердечника имеется палец 7—8, проходящий через
отверстие в рычаге 9. Пружина 6 и вес сердечника стремятся повер-
нуть рычаг против часовой стрелки. Однако этому препятствует
возвратная пружина 10, натяжение которой регулируется вин-
том 11. Таким образом, сердечник находится в равновесии под дей-
ствием пружин 6 и 10.
439
Обмотка 12 реле БРО подключена к трансформатору тока ТТ,
установленному в цепи короткозамыкателя.
При включении короткозамыкателя реле срабатывает, его
сердечник притягивается к стопу 13 и сжимает пружину 6.
IP те 2РТВ КО
Рис. 17.25. Схема защиты двухобмоточного транс-
форматора 110/35/10 кв мощностью 6300 ква, под-
ключенного к линии короткозамыкателей и отдели-
телем
После отключения линии прохождение тока в цепи короткозамы-
кателя прекратится, сердечник реле освободится и под действием
пружины и собственного веса опустится вниз. Палец 7—8 при этом
ударит по рычагу 9. Рычаг освободит систему ломающихся рычагов
2—3—4, которые в свою очередь освободят отключающую пружину
440
1. Пружина вытолкнет вверх боек 14, который произведет отклю-
чение.
С помощью реле БРО обеспечивается отключение отделителя
только в бестоковую паузу, после того как прекратится прохожде-
ние тока к. з., поскольку отделитель, как и обычный разъедини-
тель, не может отключать ток к. з.
и токи нагрузки.
Следует отметить, что при по-
вреждении на стороне высшего
напряжения трансформатора в зоне
действия быстродействующей за-
щиты линии одновременно подей-
ствуют быстродействующие защи-
ты линии и трансформатора. При
этом выключатель линии отклю-
чится раньше, чем включится ко-
роткозамыкатель. Блокирующее
реле не успеет сработать и завести
пружину 6. Вследствие этого в бе-
стоковую паузу после отключения
выключателя на питающей под-
станции отделитель не будет от-
ключен, а при включении линии
от АПВ выключатели вновь отклю-
чаются. Такое положение устра-
няется применением на линии
двукратного АПВ (см. гл. XIX).
Установленная на трансформа-
торе защита выполнена на опера-
тивном переменном токе с приме-
нением реле прямого действия типа
РТВ и РТМ, реле косвенного дей-
ствия типа ИТ (Т/В) газового реле
Г, указательных реле 1У, 2У и
промежуточного реле П.
Рис. 17.26. Блокирующее реле
отделителя (БРО)
На трансформаторе предусмотрены следующие виды защиты:
дифференциальная продольная; от внутренних повреждений; от
сверхтоков; от перегрузки.
При продольной- дифференциальной
защите мгновенного действия, имеющей место при междуфаз-
ных коротких замыканиях внутри трансформатора и витковых
замыканиях, учитывается следующее:
первичные и вторичные обмотки силовых трансформаторов имеют
разные схемы соединения (ф/А, А/ф и др.), поэтому их токи имеют
сдвиг по фазе. Для его компенсации вторичные обмотки трансфор-
маторов тока должны иметь схему соединения, обратную по отно-
шению к схеме соединения первичных обмоток;
15В Зак, 2380
Рис. 17.27. Схема устройства газового
реле
из-за неодинаковости коэффициентов трансформации трансфор-
маторов тока в первичной и вторичной цепях возникает ток неба-
ланса, для компенсации которого дополнительно устанавливают
автотрансформаторы в цепи соединительных проводов защиты;
ток срабатывания защиты должен быть отстроен от бросков
намагничивающего тока при включении трансформатора, а также
от токов при внешних коротких замыканиях, что достигается выбо-
ром тока срабатывания
/сб . 3 = (3 4) /ном',
чувствительность защиты может быть повышена применением
реле типа РНТ-562/563, имеющих встроенные насыщающиеся транс-
форматоры и автотрансфор-
маторы. Это дает возмож-
ность отстраивать дейст-
вие защиты только от пе-
риодической составляющей
тока намагничивания, по-
этому ток срабатывания за-
щиты может быть уменьшен
до величины
/сб. з = (1 >4 2) /ном-
Следует отметить, что
для трансформаторов мощ-
ностью 1000 — 6300 ква за-
щиту от междуфазных и
витковых замыканий допу-
скается выполнять токовой
отсечкой, устанавливае-
мой со стороны питания
трансформатора. На транс-
форматорах такой мощно-
сти дифференциальную защиту устанавливают, если токовая отсеч-
ка не удовлетворяет условиям чувствительности; отсутствует га-
зовая защита; максимальная токовая защита от внешних корот-
ких замыканий имеет выдержку времени более 0,5 сек.
Защита от внутренних повреждений
в трансформаторе осуществляется газовым реле Г (рис. 17.27).
Повреждения внутри трансформатора, вызванные витковыми и
междуфазными замыканиями, сопровождаются выделением газа
и понижением уровня масла. При всех видах повреждений образо-
вавшиеся в результате разложения масла и изоляции проводов
газы направляются через реле, установленное на трубопроводе,
соединяющем бак трансформатора с расширителем, и вытесняют
масло из камеры реле в расширитель. В результате этого уровень
масла в газовом реле понижается, установленные в реле поплавки 1
442
опускаются и Поворачивают прикрепленные к ним колбочки с ртут-
ными контактами. При этом действует предупреждающий сигнал.
При бурном газообразовании, сопровождающемся течением
струи масла под давлением, поворачивается поплавок 2 и колбочка
с контактами. Последние, замыкаясь, действуют через указательные
и промежуточное реле на отключение.
Для трансформаторов 6300 ква и выше установка газовой защиты
обязательна; для трансформаторов 1000—4000 ква — обязательна
только при отсутствии дифференциальной или максимально-токовой
защиты с выдержкой времени 1-?0,5 сек, для трансформаторов
400 ква и выше, устанавливаемых внутри цеха, газовая защита обя-
зательна.
Максимально-токовая защита от сверх-
токов при внешних коротких замыканиях осуществляется двумя
реле прямого действия типа РТВ.
Ток срабатывания- максимально-токовой защиты отстраивается
от максимального тока нагрузки в наиболее тяжелом режиме работы
трансформатора (при самозапуске электродвигателей, допускаемой
аварийной перегрузке и др.):
/еб = |^/тах, (17.19)
где /гн = 1,3—1,5.
В некоторых схемах защиты трансформаторов большой мощ-
ности, для которых внешние короткие замыкания не сопровожда-
ются снижением напряжения ниже допустимого (0,9—0,95 от номи-
нального напряжения), максимально-токовая защита осуществляет-
ся с блокировкой минимального напряжения. В этом случае реле
минимального напряжения дает разрешение на включение макси-
мально-токовой защиты только при снижении напряжения ниже
допустимого. Применение блокировки минимального напряжения
дает возможность повысить чувствительность максимально-токовой
защиты за счет снижения тока срабатывания.
Защита от перегрузки осуществляется одним реле
типа ИТ (Т/В) с ограниченной зависимой характеристикой. Ток
срабатывания защиты
/сб.з = ^-х-Дом, (17.20)
rvg Т
где = 1,05.
Защита действует на сигнал или отключение с выдержкой вре-
мени, которая на ступень больше выдержки времени максимально-
токовой защиты от сверхтоков при внешних коротких замыканиях.
Защита трансформаторов цеховых подстанций. На цеховых под-
станциях устанавливаются обычно силовые трансформаторы мощ-
ностью от 100 до 1800 ква. На них устанавливается максимально-
токовая защита, защита от однофазных замыканий на землю на сто-
15В
443
роне низшего напряжения при соединении обмоток звезда — звезда
с нулем; газовая — для внутрицеховых трансформаторов при мощ-
ности от 400 ква и выше.
Схемы указанных защит выполняются в зависимости от уста-
новки на стороне высшего напряжения высоковольтных выключате-
лей, выключателей нагрузки или предохранителей. Применение
последних значительно удешевляет установку и упрощает защиту.
Защита предохранителями и выключателями нагрузки выпол-
няется для трансформаторов мощностью до 1000 ква напряжением
Рис. 17.28. Схемы защиты цеховых трансформаторов без выклю-
чателей
до 10 кв и не более 2500 ква напряжением 35 кв, если отключае-
мая мощность короткого замыкания не превышает 200 000 ква.
Высоковольтные предохранители типа ПК при установке на
них соответствующих плавких вставок обеспечивают защиту транс-
форматора от внутренних повреждений и междуфазных коротких
замыканий на его выводах.
Защита от однофазных замыканий на землю осуществляется авто-
матом с максимальными расцепителями, установленным на стороне
низшего напряжения (рис. 17.28, а), или трансформатором нулевой
последовательности при прямом присоединении к шинопроводу
трансформатора с глухозаземленной нейтралью (рис. 17.28, б, в).
Газовая защита с действием на сигнал и на отключение без выдержки
времени применена в схемах, изображенных на рис. 17.28, а, в,
с учетом установки трансформаторов непосредственно в цехе.
На рис. 17.29 приведены схемы защиты цеховых трансформа-
торов при установке на стороне высшего напряжения высоковольт-
ных выключателей. Схемы, представленные на рис. 17.29, а, б,
с реле прямого действия типа РТМ обеспечивают максимально-токо-
вую защиту и защиту от однофазных замыканий. В схеме, изобра-
444
женной на рис. 17.29, в, защиты выполнены с реле косвенного
действия типа ИТ с зависимой от тока характеристикой.
Защита трансформаторов, питающих специальные установки.
На трансформаторах, питающих дуговые электропечные
установки, устанавливаются в основном те же защиты, что и
для трансформаторов, питающих силовые и осветительные установ-
ки. При этом учитываются особенности работы дуговых электри-
а) 6-35x6 В-35кв 6-35кв
- f— РТМ РТМ РТМ fХО КО
0,4/0,23x6 0,4/0,23x6 0,4/0,23 кЗ
Рис. 17.29. Схема защиты цеховых трансформаторов с вы-
ключателями
веских печей в режиме к. з. (период расплавления металла), а
также наличие в печных установках устройства автоматического
регулирования, при котором установленная защита не должна
действовать.
На рис. 17.30 приведена схема защиты дуговой печи и питающего
ее трансформатора мощностью 1800 ква напряжением 6—10 кв.
На схеме указаны:
максимально-токовая защита без выдержки времени с двумя
реле прямого действия типа РТМ. Ток срабатывания защиты выби-
рается с учетом отстройки от эксплуатационных коротких замыканий
(при расплавлении металла):
/сб.з = (2,5-4)/вом; (17.21)
газовая защита, осуществляемая газовым реле Г, действующая
через реле 1У на сигнал или через реле2У и реле П на отключение;
максимально-токовая защита от сверхтоков при внешних корот-
ких замыканиях и при перегрузке, осуществляемая реле типа ИТ:Т/В
с зависимой от тока характеристикой и с действием на сигнал.
445
Ртутно-выпрямительные агрегаты защи-
щаются от следующих видов повреждений: коротких замыканий
в трансформаторе, на стороне переменного и выпрямленного токов;
обратном зажигании, а также от ненормальных режимов этих агре-
гатов: превышения допустимой температуры трансформаторов и
Рис. 17.30. Схема защиты трансформаторов дуговой
электропечи
выпрямителей, нарушения действия ртутных насосов и режима
питания сеток. Защита от повреждений должна действовать на
отключение, защита от ненормальных режимов — на включение
сигнала. На трансформаторе устанавливается обычно газовая защи-
та; для защиты от коротких замыканий всех видов принимается
токовая отсечка.
Ток срабатывания защиты трансформатора
____ г 1 НОМ
3 — «II ь
*"Т. т
(17.22)
446
Ток срабатывания отстраивается от бросков тока намагничивания
х. х. трансформатора и поэтому коэффициент надежности прини-
мается равным 1,5—2,5.
Со стороны постоянного тока в цепи катода устанавливается быс-
тродействующий воздушный автоматический выключатель (ВАБ).
6-ЮкВ
Рис. 17.31. Схема защиты преобразовательного агрегата
Для агрегатов большой мощности на стороне анода дополнительно
устанавливается быстродействующий выключатель. Для выпрями-
телей большой мощности применяется сеточная защита в анодных
цепях, которая выполняется с помощью быстродействующего токо-
вого реле. Последнее при обратном зажигании снимает с сетки поло-
жительный потенциал и осуществляет запирание вентиля. При-
мер защиты ртутно-выпрямительного агрегата приведен на рис. 17.31.
447
§ 17.6. Защита генераторов
Возможны следующие внутренние электрические повреждения
генераторов: замыкание обмотки статора на корпус, междуфазное
короткое замыкание, замыкание между витками одной фазы, замы-
кание обмотки ротора в одной или двух точках на корпус.
Для генераторов недопустимы также такие длительные откло-
нения от нормального режима работы, как повышение токов сверх
Рис. 1/.32. Схема защиты турбогенератора мощностью 30 Мет
номинальных при перегрузке или внешних коротких замыканиях;
асимметрия токов более чем на 20% для гидрогенераторов и более
чем на 10% для турбогенераторов; повышение напряжения сверх
номинального.
Чтобы предохранить от ненормальных режимов работы и умень-
шить объем повреждений, генераторы оборудуются соответствую-
щими видами релейной защиты. В зависимости от характера по-
вреждения или отклонения от нормального режима работы защиты
генератора действуют либо на отключение его от сети (с отключе-
ниями тока возбуждения и гашением поля), либо на сигнал. В соот-
ветствии с этим, учитывая мощность, напряжение и тип первичного
двигателя (турбогенератор, гидрогенератор), устанавливаются сле-
дующие виды релейной защиты: от замыканий обмотки статора на
448
корпус, продольная дифференциальная, от сверхтоков, возника-
ющих при внешних коротких замыканиях, и максимально-токовая
от перегрузки.
На рис. 17.32 приведена полная схема релейной защиты турбоге-
нератора мощностью 30 Мет с указанными видами защиты.
§ 17.7. Защита электродвигателей
На большинстве предприятий различных отраслей промышлен-
ности часто применяют асинхронные несинхронные электродвига-
тели различных мощностей и напряжений.
Рис. 17.33. Кривые времени срабатывания вставок предохрани-
телей с кварцевым заполнением
Рассмотрим особенности защиты высоковольтных двигателей
от 100 кв и выше.
Электродвигатели мощностью до 300 кет, устанавливаемые на
неответственных механизмах, могут защищаться высоковольтными
предохранителями типа ПК. При кратности пускового тока, равной
6 ~ 7 и ниже, предохранители выбирают по кривым (рис. 17.33).
Ось абсцисс представляет собой токи к. з., соответствующие пуско-
вым токам двигателя; ось ординат — время плавления выбранной
вставки, которое должно быть больше времени, необходимого для
разгона двигателя (максимум 40—60 сек). На соответствующих кри-
44?
вых указаны номинальные токи плавких вставок предохранителей,
которые должны быть больше номинального тока двигателя.
Следует отметить, что применение высоковольтных плавких пре-
дохранителей для защиты от токов к. з. и выключателей нагрузки
для защиты от перегрузки снижает надежность, поскольку пере-
грузка предохранителя в одной фазе может привести к перегоранию
3-В-10-20к6
Рис. 17.34. Схема защиты асинхронного двигателя
мощностью до 2000 мт
предохранителей в двух других фазах, а следовательно, к выходу
из строя защищаемого электродвигателя.
Надо также учитывать, что при подключении электродвигателя
через КСО-3, в которой отсутствует разъединитель, замену пре-
дохранителя приходится производить под напряжением.
В схеме защиты высоковольного двигателя (рис. 17.34) приме-
нены следующие виды защит.
Защита от междуфазных коротких замыканий, ток срабатывания
которой отстраивается от максимального значения периодической
составляющей пускового тока двигателя 7ПусК с введением повышен-
ного коэффициента надежности /гн, принимаемого для реле ЭТ-520
и РТМ— 1,4 н- 1,6 и для реле ИТ — 1,8 4- 2:
/сб р=^^/пУ сГ, (1723)
|у
450
Защита от однофазных замыканий на землю устанавливается
только для двигателей с током замыкания на землю выше 10 а.
Осуществляется она трансформатором тока нулевой последователь-
ности, действующим через токовое реле Т на промежуточное П п
далее на катушку отключения.
Защита от токов перегрузки осуществляется реле типа ИТ Т/В
с зависимой от тока выдержкой времени, включенным, так же как и
реле максимально-токовой защиты РТМ, на разность токов. Защита
Поясняющая
Рис. 17.35. Схема защиты синхронного двигателя мощностью более 2000 кет
Цепи напряжения
Оперативные цепи
от перегрузки действует на сигнал или на отключение в зависимости
от положения переключателя ПУ. Устанавливается она на двига-
телях, когда возможны перегрузка по техническим причинам или
тяжелые условия пуска и самозапуска.
Защита минимального напряжения осуществляется реле напря-
жения типа РНВ, встроенного в привод выключателя. Защита дей-
ствует при напряжении сети Uc ~ (0,6—0,7)[/„ом. Это же напря-
жение обеспечивает самозапуск ответственных двигателей с выдерж-
кой времени 0,5—1 сек и двигателей, отключаемых по условиям
технологического процесса или техники безопасности с выдержкой
времени 5—10 сек.
Перечисленные защиты применяются как для асинхронных, так
и для синхронных высоковольтных двигателей. Кроме того, для
синхронных двигателей большой мощности применяется дополни-
тельная защита и контроль:
дифференциальная защита:
451
защита от асинхронного режима работы осуществляется спе-
циальным реле, включенным в цепь ротора через трансформатор
тока, или используется для этого максимально-токовая защита от
перегрузок, вызванных асинхронным ходом двигателя;
защита от обрывов в роторной цепи осуществляется реле обрыва
поля (РОП или РНТ);
контроль продолжительности пуска производится реле типа ИТ,
которое действует при затяжном пуске и вызванной им перегрузке.
На рис. 17.35 приведена схема релейной защиты синхронного
электродвигателя мощностью 2000 квт и более, предложенная
институтом «Теплоэлектропроект».
В качестве защиты от междуфазных коротких замыканий в дан-
ной схеме установлена дифференциальная защита в однорелейном
исполнении. Реле РТМ включено на разность токов двух фаз. Это
несколько упрощает защиту (ценой загрубления в 1,73 раза) и
позволяет вторую токовую катушку (РТМ) в приводе ППМ-10
использовать для защиты от асинхронного хода.
Для защиты от перегрузок и от асинхронного хода установлено
реле РТ/В (РТ-82), действующее через промежуточное реле РП-341
на дешунтирование токовой отключающей катушки (реле РТМ).
Такое выполнение повышает надежность действия защиты при асин-
хронном ходе электродвигателя, связанном со значительным сниже-
нием и колебанием напряжения на шинах.
Защита минимального напряжения и защита от однофазного
замыкания на землю выполнены так же, как и в схеме, представ-
ленной на рис. 17.34.
§ 17.8. Защита статических конденсаторов
Защита конденсаторных батарей напряжением выше 1000 в
от междуфазных к. з. осуществляется предохранителями высокого
напряжения или максимально-токовой защитой мгновенного дей-
ствия (рис. 17.36).
Номинальный ток плавкой вставки предохранителя и ток сраба-
тывания максимально-токовой защиты выбирают с учетом следую-
щих условий:
/ВС = (0,25 3,0) /ном. к’,
/сб. 3 = (2 2,5) /ном. б,
где /ном. к — номинальный ток одного конденсатора или группы;
/ном. б — номинальный ток всей батареи конденсаторов.
При однофазных замыканиях на землю защита конденсаторных
батарей устанавливается в двух случаях: когда токи замыкания на
землю выше 20 а и когда защита от междуфазных замыканий не
срабатывает.
452
Пример 17.1. Рассчитать для линии 6 кв максимальио-токовую защиту
и токовую отсечку, выполненную с реле времени РТВ и РТМ. Заданы: мак-
симальный расчетный ток линии Zmax = 200 а; минимальный ток двухфазного
короткого замыкания в конце защищаемой линии /к min = 700 а; минималь-
ный ток двухфазного короткого замыкания в начале линии /к min = 6000 а.
максимальный ток короткого замыкания в конце защищаемой линии /клпах
= 850 а; коэффициент трансформации трансформатора тока #т-т = 60. Коэф-
фициенты схемы принимаются из
табл. 17.1.
Решение. Ток срабатывания
реле РТВ максимально-токовой
защиты
. 1-1 л-200
Сб’р~ kB~k^------0-7-60 ,а'
Коэффициент чувствительно-
сти
допускаем k4 = 1,5.
Ток срабатывания реле то-
ковой отсечки РТМ
/ ,__^сх 7К тах
'сб —------г-------
1.73-2-850
60 =49 -
Принимаем /сб = 50 а.
Коэффициент чувствительно-
сти токовой отсечки по току к. з.
в начале линии с учетом сопро-
тивления реле
Рис. 17.36. Схема защиты батареи ста
тических конденсаторов
k4 — К-П11п
. т 7сб
6000
60-50 = 2’
что удовлетворяет условию чувствительности токовой отсечки.
Определяем значения сопротивлений реле, принимая мощность срабаты-
вания реле SC6 = 50 ва:
7 ___ 7 *^сб 50
z.a — £ртв = -и;— = -у ~ 1 ом;
i “сб '
7 _ 7 50
'-а-с “ ZPTM = 5Q2 = 0,02 ом.
Проверяем на перегрузку трансформаторы тока, для чего определяем
кратность первичного тока
7сб &г.т
т == “7----h—
'пом гесх
453
Определяем расчетные и допустимые сопротивления (см. табл. 17.1 и
рис. 17.28). Далее результаты сводим в табл. 17.2. Из нее устанавливаем,
что расчетная нагрузка меньше допустимой для всех видов к. з. и поэтому
выбранные трансформаторы будут работать с погрешностью, не превышающей
10%.
Таблица 17.2
Вид короткого замыкания Расчетное сопротивление 2расч (по табл. 17.1), ом Кратность первичного тока т [по (17.17)] Допустимое сопротивление 2доп (рис. 17.28) ом
Трехфазное 1,03 6,4 2,0
Двухфазное между фазами АС . . Двухфазное между фазами АВ пли 1,04 5,5 2,2
ВС 1,02 И 1,1
ГЛАВА XVIII.
УПРАВЛЕНИЕ, КОНТРОЛЬ, СИГНАЛИЗАЦИЯ
И УЧЕТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
§ 18.1. Щиты управления
Для управления и контроля за работой электрического обору-
дования электростанций и подстанций, устройства дистанционного
управления и сигнализации, измерительные приборы, аппараты
релейной защиты и автоматики размещаются на щитах управления
(ЩУ) и диспетчерских пунктах.
Щиты управления располагаются в общем (вместе с другим обору-
дованием) или специально отведенном помещении. На теплоэлектро-
централях, районных электростанциях и крупных подстанциях соо-
ружается главный щит управления (ГЩУ) (рис. 18.1). На ГЩУ раз-
мещаются аппаратура дистанционного управления и сигнализации,
приборы измерения главной схемы электрических соединений,
аппаратура релейной защиты и автоматики, щит постоянного тока
и средства связи. Помещение для главного щита управления на
ТЭЦ и подстанциях находится в здании главного распределитель-
ного устройства, примыкающего к территории открытой подстан 1
ции.
Кроме главного щита управления, на электростанциях уста-
навливаются местные щиты управления, предназначенные для
управления двигателями, электрическим и тепловым оборудованием
котлов, турбин, щиты автоматики (см. гл. XIX) и др.
Щиты управления состоят из панелей, с лицевой стороны кото-
рых установлены рукоятки ключей дистанционного управления,
сигнальные устройства, измерительные приборы и мнемоническая
схема соединения (рис. 18.2).
Соединения всей аппаратуры, установленной на панели, выпол-
няются с ее задней стороны. Туда же подводятся и подсоединяются
кабели цепей управления, измерений и сигнализации, которые назы-
ваются контрольными кабелями. Переход от проводов в кабели
осуществляется при помощи специальных клемм.
На щите группируются панели генераторов, трансформаторов,
линий, собственных нужд и т. д. Располагают панели так, чтобы
облегчить наблюдение за установленными приборами.
455
Возможны два способа управления выключателями: местное
(ручное) — выключатель включается или отключается я на месте
установки; дистанционное — на расстоянии, со щита управления.
Ручное управление дополняется устройством автоматического
отключения от защиты и в отдельных случаях дистанционным от-
План 2-го этажа.
Рис. 18.1. Диспетчерский пункт:
1 —диспетчерский щит; 2 —диспетчерский пульт; 3 — панель
релейной защиты; 4 — выпрямитель; 5—панель питания;
6 — панель телеизмерения; 7 —полукомплект телемеханиче-
ского устройства; 8 — кросс ввода; 9 — стулья
ключением выключателя при наличии в приводе выключателей неза-
висимых катушек или катушек минимального напряжения.
Обычно местным управлением снабжаются отходящие линии
6—10 кв. Реле и измерительные приборы таких линий и все элементы,
относящиеся к управлению выключателем, размещаются на фасаде
камеры РУ. Отсюда производится включение и отключение выклю-
чателей линии.
456
Рис. 18.2. Панель линии
10 кв щита управления
Местное управление линиями собственных нужд электростан-
ций осуществляется из распределительных устройств 3—6 кв,
питающих крупные электродвигатели собственных нужд.
Все основные электрические цепи электростанции или подстан-
ции управляются с ГЩУ.
К основным цепям относятся цепи генераторов, трансформато-
ров, трансформаторов собственных нужд, линий напряжением
35 кв и выше, а также цепи шиносо-
единительных, секционных и обходных
выключателей на всех напряжениях, где
эти выключатели установлены. Выклю-
чатели снабжаются приводами для ди-
станционного управления (электромаг-
нитными или пневматическими). Иногда
могут устанавливаться пружинно-гру-
зовые приводы.
К схемам дистанционного управле-
ния выключателями предъявляются сле-
дующие основные требования:
1. На щите должен быть предусмот-
рен сигнал, отображающий положение
выключателя в данный момент. После
подачи и исполнения команды на щите
должен появиться другой сигнал, ото-
бражающий новое положение выключа-
теля.
2. Цепи управления, т. е. цепи от-
ключения и включения, должны иметь
контрольные устройства, оповещающие
об их обрыве.
3. Основные катушки электромаг-
нитного привода и катушка промежу-
точного контактора не рассчитаны на
длительное обтекание током, поэтому
импульс каждой команды должен автоматически прерываться после
ее исполнения. Это достигается тем, что в цепи подачи команд на
включение и отключение вводятся блок-контакты, соединенные ме-
ханически с валом выключателя. Если при одном положении вы-
ключателя, например включенном, блок-контакт замкнут, то при
другом положении, отключенном, он разомкнут, а следовательно,
разорвана и цепь отключения.
4. При отсутствии встроенной в привод электромеханической
блокировки от «прыгания» выключателя, т. е. от многократных
повторных включений, необходимо предусмотреть внешнюю элек-
трическую блокировку.
5. Схема должна предусматривать не только дистанционное
включение и отключение, но и автоматическое отключение от реле
457
Защиты, а если нужно, то и автоматическое включение от реле
автоматики (см. гл. XIX).
6. При защите цепей управления предохранителями последние
должны снабжаться в цепи отключения сигнализацией об их
исправности. При защите установочными автоматами они должны
иметь необходимые блок-контакты.
7. Число жил контрольного кабеля, соединяющего вспомога-
тельные устройства для управления выключателем в РУ с команд-
ными устройствами, приборами и реле на щите управления, должно
быть минимальным.
§ 18.2. Контрольно-измерительные приборы,
устанавливаемые в основных цепях
электростанций и подстанций
Контрольно-измерительные приборы, устанавливаемые на элек-
трических станциях, подстанциях и распределительных пунктах,
обеспечивают постоянный контроль за работой отдельных частей
электрических установок.
При помощи контрольно-измерительных приборов осущест-
вляется:
включение на параллельную работу генераторов или несинхронно
работающих частей энергосистемы;
контроль за распределением нагрузок, величиной их активных
и реактивных составляющих, параметрами электроэнергии;
учет выработки, расхода на собственные нужды и отпуска элек-
троэнергии;
определение расхода электроэнергии на работу отдельных меха-
низмов собственных нужд;
определение потерь энергии в сетях;
контроль изоляции;
регистрация некоторых электрических величин при нормальных
и аварийных режимах работы и т. д.
Приборы устанавливаются на щитах управления при наличии
обслуживающего персонала или непосредственно в распределитель-
ном устройстве. Последнее является наиболее экономичным, так как
уменьшает расходы на монтаж цепей вторичной коммутации, сое-
диняющих измерительный трансформатор с приборами.
Минимальное число измерительных приборов, подлежащее уста-
новке на отдельных участках электроустановок, определено прак-
тикой проектирования и эксплуатации электроустановок.
Измерения в системе электроснабжения. Измерение
переменного тока должно производиться:
1) в цепях всех напряжений, где оно необходимо для системати-
ческого контроля технологического процесса;
2) в цепях напряжением выше 1000 в, если трансформаторы тока
необходимы также для других целей;
458
3) в цепях напряжением до 1000 в для измерения общего тока
независимо от числа присоединенных электроприемников; измере-
ние тока каждого отдельного электроприемника допускается
в зависимости от его назначения и ответственности;
4) в цепях силовых трансформаторов мощностью 1000 ква и
более.
В цепях дугогасящих катушек, служащих для компенсации
емкостных токов в сети, должна быть предусмотрена возможность
присоединения регистрирующего или переносного амперметра.
Измерение напряжения должно производиться:
1) на всех секциях сборных шин постоянного и переменного
напряжений, которые могут работать раздельно; допускается уста-
новка одного вольтметра с переключателем на несколько точек изме-
рения;
на подстанциях напряжение можно измерять только на стороне
низшего напряжения, если установка трансформаторов напряжения
на стороне высшего напряжения не требуется для других целей;
2) в цепях генераторов постоянного и переменного тока, син-
хронных компенсаторов, а также (в отдельных случаях) в цепях
крупных агрегатов специального назначения (например, агрегатов
системы генератор — двигатель и т. п.);
3) в цепях возбуждения синхронных машин мощностью 1000 кет
и более, не имеющих глухого присоединения цепей возбуждения;
4) в цепях аккумуляторных батарей.
Регистрация величины напряжения должна производиться, как
правило, на сборных шинах основных напряжений электростанций
(мощностью 12 тыс. кет и более) и на шинах высшего напряжения
крупных подстанций.
Устройства контроля изоляции должны предусматриваться
в сетях с малыми токами замыкания на землю напряжением выше
1000 в, в электроустановках напряжением до 1000 в с изолированной
нейтралью и в электроустановках постоянного тока с изолирован-
ной средней точкой. Они могут выполняться при помощи показываю-
щих приборов; на релейном принципе (светозвуковая сигнализация);
комбинированными.
Измерение мощности должно производиться в цепях:
1) генераторов — активной и реактивной;
2) трансформаторов и линий, питающих собственные нужды
электростанций напряжением 3 кв и выше, — активной;
3) повышающих трансформаторов электростанций (исключая
работающих в блоке с генератором) — активной и реактивной
(на стороне низших и средних напряжений);
4) трансформаторов напряжением 110 кв и выше — активной
и реактивной, напряжением до НО кв — активной. В цепях трехоб-
моточных трансформаторов измерение мощности должно произво-
диться на обмотках среднего и низшего напряжений.
Кроме того, па крупных подстанциях для повседневного кон-
459
троля режимов сети необходимо измерение перетоков мощностей;
при периодическом сезонном контроле режимов сети на подстанциях
должна предусматриваться возможность присоединения переносных
приборов.
В цепях, в которых направление электроэнергии может изме-
няться, должны применяться ваттметры с двусторонней шкалой.
Измерение частоты должно производиться:
1) на каждой секции шин генераторного напряжения электро-
станций;
2) на каждой системе шин высшего напряжения электростанций
с распределением энергии только на повышенном напряжении;
3) в точках возможного деления энергосистемы на несинхронно
работающие части.
Регистрирующие частотомеры должны устанавливаться на дис-
петчерских пунктах энергосистемы и на электростанциях мощностью
50 Мет. и более, а также на электростанциях мощностью 6 Мет и
более, работающих изолированно.
При возможности раздельной работы генераторов электростанций
регистрация частоты должна производиться на шинах каждой из ее
секций, работающих несинхронно.
Погрешность всех регистрирующих частотомеров должна быть
не более 0,25 гц, а на диспетчерских пунктах энергосистем и на
электростанциях, участвующих в регулировании мощности, — не
более 0,1 гц.
Для измерения при точной синхронизации должны предусмат-
риваться следующие электроизмерительные приборы, устанавли-
ваемые на общем щитке или колонке: два вольтметра (или двойной
вольтметр), синхроноскоп (или нулевой вольтметр), два частотомера
(или двойной частотомер).
Для включения генератора на параллельную работу методом
самосинхронизации необходимо определять частоту невозбужденно-
го генератора.
Установка электроизмерительных приборов должна производить-
ся в пунктах, откуда происходит управление аппаратами главной
цепи. Кроме того, электроизмерительные приборы допускается
устанавливать в пунктах, откуда производится регулирование
технологического процесса.
Нормальные щитовые приборы рекомендуется устанавливать
на высоте от 1,2 до 2,2 м. Электроизмерительные приборы большой
точности с мелкой шкалой рекомендуется размещать на высоте не
более 1,7 м.
Корпуса электроизмерительных приборов, устанавливаемых на
заземленных металлических конструкциях, заземлению не подле-
жат.
Электрические измерительные приборы не всегда могут
обеспечить контроль за нормальной работой генераторов, трансфор-
маторов и электродвигателей. Возможны случаи, когда показания
460
электрических измерительных приборов генератора соответствуют
допускаемым для его нормальной работы значениям, а генератор,
например при нарушении работы охлаждающей системы, в действи-
тельности работает ненормально.Поэтому на генераторах, транс-
форматорах и мощных электродвигателях, кроме электрических
измерительных приборов, предусматривают для измерения
температуры термометры: ртутные, манометрического типа
и сопротивления.
Обычный ртутный термометр фиксирует температуру в дан-
ный момент времени.
Ртутно-контактный термометр фиксирует температуру в дан-
ный момент времени и замыкает контакты цепи сигнализации при
предельно допускаемой для данного места измерения температуре.
Термометр манометрического типа фиксирует температуру
в данный момент времени и замыкает цепь сигнализации при темпе-
ратуре, на которую отрегулированы его сигнальные контакты.
Эти термометры применяют для измерения температуры нагрева
масла трансформаторов, охлаждающего воздуха турбогенераторов
и др.
Термометры сопротивления является основным органом устрой-
ства, применяемого для дистанционного измерения температуры
обмоток и стали статора генераторов, синхронных компенсаторов
и мощных электродвигателей, а также воздуха или водорода, охлаж-
дающего их.
Термометры сопротивления изготовляются из медной проволоки.
Для измерения температуры обмотки статора машины термометры
сопротивления закладывают между стержнями обмотки, а для
измерения температуры стали — на дно паза. Всего в машине
закладывают несколько термометров сопротивления в местах наи-
больших предполагаемых температур.
Закладку производят на заводе при изготовлении машин. Концы
катушек термометров сопротивления выводят к зажимам щитка,
монтируемого на кожухе машины в доступном месте.
Контроль в системе электроснабжения. Контроль состоя-
ния изоляции в сети переменного тока. В сетях
с глухозаземленными нейтралями напряжением 380/220 в, 660/380 в,
110 кв и выше замыкание одной из фаз на землю является коротким
замыканием и автоматически отключается защитой. Поэтому в таких
сетях не предусматривают устройств, контролирующих состояние
изоляции.
В сетях с малым током замыкания на землю, т. е. с незаземлен-
ными нейтралями или с нейтралями, заземленными через дугога-
сящие катушки, в нормальных условиях напряжения всех трех
фаз по отношению к земле равны фазному напряжению. В случае
металлического однофазного замыкания на землю напряжение пов-
режденной фазы относительно земли становится равным нулю, а
напряжение неповрежденных фаз увеличивается до междуфазного.
461
Междуфазные напряжения при этом не изменяются, и работа элек-
троприемников не нарушается. Через место повреждения протекает
сравнительно небольшой ток. При таком замыкании сеть может
некоторое время (примерно 2 часа) оставаться в работе. Длительная
работа с замкнутой на землю фазой опасна, так как при пробое на
землю изоляции другой фазы в сети возникает междуфазное корот-
кое замыкание со всеми вытекающими последствиями. Поэтому
в сетях с малым током замыкания на землю предусматривают спе-
циальные устройства для контроля состояния изоляции относи-
тельно земли.
Рис. 18.3. Контроль изоляции сети тремя вольтметрами:
а —в сети до 380 в; б~в сети выше 600 в; в —в сети выше 1000 в
В сетях напряжением до 380 в контролирующее устройство
выполняют с помощью трех вольтметров (рис. 18.3, а). В нормаль-
ных условиях работы сети вольтметры показывают фазные напря-
жения. В случае металлического замыкания на землю одной из фаз
сети показание вольтметра поврежденной фазы становится равным
нулю, а показания вольтметров двух других фаз увеличиваются
в /3 раз, т. е. до междуфазного напряжения.
В сетях напряжением 660 в и выше контролирующее устройство
выполняют с помощью трех вольтметров, присоединяемых к сборным
шинам установки через измерительный трансформатор напряжения
(рис. 18.3, б). Первичную и вторичную обмотки трансформатора
соединяют в звезду; нейтрали заземляют. Заземление нейтрали
первичной обмотки необходимо для измерения напряжения между
фазами и землей; заземление нейтрали вторичной обмотки — для
обеспечения безопасности обслуживающего персонала. В нормаль-
ных условиях работы сети вольтметры показывают фазные напря-
жения. При однофазных замыканиях на землю в сети показание
вольтметра поврежденной фазы равно нулю, а показания вольтмет-
ров двух других фаз — междуфазовому напряжению.
462
В качестве измерительного трансформатора применяют три
однофазных (рис. 18.3, б) или один трехфазный пятистержневой
(рис. 18.3, в) трансформатор напряжения.
Контроль состояния изоляции в сети
постоянного тока. Однополюсные замыкания на землю
в оперативных цепях постоянного тока представляют большую опас-
ность, так как при возникновении
второго замыкания на землю на том
же полюсе, но в другом месте сети
постоянного тока возможны непра-
вильные действия сигнализации, ре-
лейной защиты и аппаратов управ-
ления.
Рис. 18.4. Однополюсное
замыкание на землю в
двух местах оперативной
цепи постоянного тока
Рис. 18.5. Схема контроля изо-
ляции цепей постоянного тока
Из схемы, приведенной на рис. 18.4, видно, что при двойной
«земле» выключатель отключится без срабатывания реле П. Чтобы
избежать подобных явлений состояние изоляции цепей постоянного
тока контролируется. На рис. 18.5 приведена одна из простейших
схем контроля.
§ 18.3. Управление и сигнализация
на электростанциях и подстанциях
Ранее указывалось, что выключатели напряжением выше 1000 в
включаются и отключаются при помощи электромагнитных, грузо-
вых, пружинных, электродвигательных и пневматических приводов.
Различают следующие виды управления: местное, автомати-
ческое, дистанционное. Принципы местного и автомати-
ческого управления рассмотрены в гл. XIX.
Дистанционное управление.— управление на
расстоянии нескольких сот метров; производится оператором, пода-
ющим команду с поста или щита управления путем замыкания
специальным ключом цепи управления приводом выключателя,
разъединителя или двигателя.
463
Надежность действия схемы дистанционного управления опре-
деляется исправностью аппаратуры и цепи управления, что осу-
ществляется введением в схему управления постоянного контроля
fl 1 6а 6 У 30
б)
Типы пакетов л / 6а 6 у 30
Номер контактов г? ШУ А \£Ш \ог-и\ £ й 5j
Обозначение цепи 7 Т 3 4 5 6 7 8 9 10 и 72 13 19
Положение ключа КУ [Условные [обозначения [положений Положения рукоятки ключа
Отключено 0 X — — X X — — >\ — — — — — X
йреоварительно Включено вп х X - - - X - X - - - - —
Включить Ру X — — — X — — X — X — X —
Включено В X X — - — X — X — — - X -
Предварительно отключено Он X - - X X - - X - - - - X ГТТхЛ
Отключить 0; X — - - X - - - - X — XI -
• I • ' III
Рис. 18.6. Ключ управления типа КСВФ:
а —общий вид; б—один из вариантов набора пакетов (в положении отключено);
в—диаграмма ключа (положение контактов при шести положениях рукоятки клю-
ча); г—условное графическое обозначение ключа управления
ее исправности. Выключатель можно отключить ключом управления
со щита или защитой при аварийном режиме, поэтому в схеме
управления предусматривается сигнализация аварийного отключе-
ния.
464
Рассмотрим некоторые применимые схемы управления выклю-
чателями и сигнализации.
Для управления применяют ключ с поворотной рукояткой типа
КСВФ (ключ со светящейся лампой, с фиксацией и возвратом)
(рис. 18.6). Ключ имеет шесть положений: 1 — отключено (О);
2 — предварительно включено (Вп) — поворотом на 90° с фиксиро-
ванным измененным положением контактов; 3 — включить (Bj) —
дополнительным поворотом (доворотом) на 45° с кратковременным
Контроль цепи
Включения____________
Цепь несоответствия Вклю-
чения ключом управления
Включение от реле
автоматики
Контроль цепи
отключения
Цет несоответствия
Отключение ключом
управления
Отключение релейной
защитой
Цепь зВукового
сигнала
Цепь включения
электромагнита
Рис. 18.7. Схема управления и сигнализации выключателя со световым
контролем цепей управления
замыканием контактов и возвратом их пружиной в исходное поло-
жение; 4 — включено’(В); 5 — предварительно отключено (Оп) —
поворотом на 90° в другую сторону с фиксированным неизменным
положением контактов; 6 — отключить (Ot) — поворотом на 45°
с возвратом пружиной в исходное положение. Все положения
(рис. 18.7) показаны вертикальными пунктирными линиями, цепи
контактов — горизонтальными линиями. Ключ КСВФ может управ-
лять четырнадцатью цепями; в рассматриваемой схеме он исполь-
зуется для управления девятью цепями.
Рассмотрим схему управления и сигнализации со световым кон-
тролем цепей управления.
1 — контроль цепи включения. По пей 'производится включение
выключателя, которое в электромагнитных приводах осуществ-
ляется через промежуточный контактор К, воздействующий далее
16 Зак. 2389
465
на цепь включающего электромагнита ЭВ. Такое косвенное включе-
ние привода объясняется тем, что катушки электромагнитов потреб-
ляют значительный ток (до 500 а), а поэтому их прямое включение
контактами ключа управления недопустимо. В цепь введены размы-
кающие блок-контакты выключателя, замкнутые при отключенном
выключателе, при котором горит зеленая лампа ЛО, контролируя
исправность цепи включения. Добавочное сопротивление СД в цепи
введено для ограничения тока до величины, при которой контактор
не срабатывает в случае закорачивания лампы.
Рис. 18.8. Схема пульс-пары для получения мигающего света:
а — свернутая; б — развернутая
2 — цепь несоответствия — положение ключа не соответствует
положению выключателя. Это положение имеет место, когда ключ
включен, а выключатель отключился действием защиты. При этом
лампа ЛО горит мигающим светом. При положении соответствия
(ключ отключен и выключатель отключен) лампа горит ровным све-
том. Мигающий свет получается при помощи двух промежуточных
реле (пульс-пара) РП-1 и РП-2 (рис. 18.8).
Промежуточные реле действуют периодически, закрывая и откры-
вая свои контакты при несоответствии между положением ключа
управления и положением выключателя. Несоответствие имеет
место, когда контакты 13—16 цепи 9 (см. рис. 18.6) замкнуты
(команда на включение), а выключатель отключен действием реле
защиты (блок — контакт выключателя В закрыт). В этом случае
лампа ЛО ftyjxfsv получать мигающий свет, так как на шинку мигаю-
щего света (ШМС) контактами РП-1 будет подаваться изменяющееся
по величине напряжение (за счет периодического замыкания и раз-
мыкания контактов реле). Размыкание и замыкание контактов при-
водит к включению и отключению сопротивления цепи лампы ЛО,
а следовательно, к изменению подводимого к лампе напряжения
и ее миганию.
Ч
466
3 — цепь включения ключом управления. Осуществляется она
путем шунтирования лампы ЛО и сопротивления СД.
4 — цепь включения от реле автоматики. Контактами реле авто-
матики РА может быть дана команда на выключение контактора
К и привода выключателя.
5 — контроль цепи отключения. Контроль осуществляется крас-
ной лампой ЛВ, горящей при включенном положении выключателя.
6 — цепь несоответствия. Включается цепь лампы ЛВ на ШМС
при установке ключа управления на положение «отключено» и
при неотключившемся выключателе (из-за неисправности привода
или по другим причинам).
7 — цепь отключения ключом управления. Осуществляется путем
шунтирования лампы ЛВ и сопротивления СД.
8 — цепь отключения выключателя. Осуществляется замыка-
нием контактов защитного реле РЗ.
9 — цепь сигнализации. Одновременно со световым сигналом и
действием защиты подается звуковой сигнал (сирена), действую-
щий при положениях несоответствия, что характеризуется включен-
ным положением контактов ключа управления (цепь 3 и 13, см.
рис. 18.6) и размыкающим блок-контактом выключателя В. Нали-
чие двух последовательных контактов ключа управления в цепи зву-
ковой сигнализации нужно для того, чтобы один из них размыкал
цепь сигнала при подаче команды на включение, так как до срабаты-
вания привода и включения выключателя будет несоответствие
в схеме между положением ключа и положением выключателя, а
это может дать ложное действие сигнала. Световой и звуковой
сигналы аварийного отключения снимаются поворотом ключа
управления в положение «отключено». Схема приводится в соот-
ветствие, и сигналы прекращаются.
Нижняя цепь — цепь электромагнита включения ЭВ управляется
контактами контактора К (см. цепь 7).
В распределительных устройствах различают следующие виды
сигнализации:
Сигнализация положения соответствующими сиг-
нальными лампами ЛВ и ЛО указывает положение выключателей
«включено» и «отключено».
Аварийная сигнализация — световая и звуко-
вая — приходит в действие при несоответствии между положением
ключа управления и положением выключателя. Прекращение (съем)
сигнала производится установкой ключа управления в положение
«отключено». При этом схема приводится в соответствие, световые и
звуковые сигналы у отдельных аппаратов прекращаются. Инди-
видуальная сигнализация создает некоторые неудобства при нали-
чии большого числа выключателей.
Более удобен в эксплуатации центральный съем звукового сиг-
нала со щита управления с оставлением световых сигналов у отдель-
ных аппаратов.
16*
467
В установках с небольшим числом выключателей, в том числе
на подстанциях промышленных предприятий, применяется схема
аварийной сигнализации с центральным съемом сигнала без повтор-
ного действия (рис. 18.9). При аварийном отключении любого из
выключателей через шинки звуковой аварийной сигнализации ШЗА
замыкается цепь сирены С размыкающими контактами реле РП.
Нажимом на кнопку центрального съема КЦС подается питание
в катушку реле РП и сигнал прекращается, так как происходит
Рис. 18.9. Схема аварийной сигнализации с центральным съемом
звукового сигнала без повторности действия
переключение контактов реле 1—2 и 3—4. После перевода ключа
управления в положение «отключено» схема приходит в начальное
положение.
Для установок с большим числом управляемых цепей приме-
няются более сложные схемы аварийной сигнализации с централь-
ным съемом звукового сигнала и повторным действием. Это дает
возможность получить несколько последовательных сигналов, если
после отключения одного из выключателей произойдет аварийное
отключение выключателей других цепей. Принцип работы таких
схем показан при рассмотрении предупреждающей сигнализации.
Предупреждающая сигнализация обеспе-
чивает сигнализацию при ненормальном режиме работы электро-
установки, сопровождающуюся действием защиты на сигнал: пере-
грузка трансформатора; действие газовой защиты на сигнал; пере-
грев масла в трансформаторах; (однофазные замыкания на
землю и др.
Предупреждающая сигнализация выполняется также с дейст-
вием на звуковой и световой сигналы, поэтому принцип действия ее
тот же, что и аварийной сигнализации.
Схема предупреждающей сигнализации часто применяется
с центральным съемом звукового сигнала и повторным действием,
что достигается введением в схему дополнительного аппарата — реле
463
импульсной сигнализации. Реле состоит (рис. 18.10, а) из транс*
форматора напряжения TH и поляризованного (сигнального)
реле PC с двумя обмотками электромагнита 1, 2, подвижным якорем
3 и постоянным магнитом 4. Обмотка 1 подключается к вторичной
обмотке трансформатора напряжения TH, обмотка 2— к цепи
кнопки центрального съема сигнала КЦС (рис. 18.10, б). При сраба-
тывании любой из защит (см. гл. XVII), действующих на сигнал,
замыкаются соответствующие контакты промежуточных реле РПСЛ
(или РПС-2), работающие без выдержки времени, или реле времени
РВ-1 (или РВ-2) и зажигаются сигнальные лампы Лг -4- Л4.
Рис. 18.10. Схема предупреждающей сигнализа-
ции с центральным съемом звукового сигнала
и повторным действием:
а —реле импульсной сигнализации; б —схема сигнали-
зации
Одновременно получает питание через шинки звуковой преду-
преждающей сигнализации ШЗП первичная обмотка трансформатора
напряжения TH. Во вторичной его обмотке кратковременно наво-
дится э. д. с. и ток, достаточный для притягивания якоря реле PC
и замыкания контактов реле П, что приводит в действие звонок.
Нажимом на кнопку КЦС подается обратный ток к обмотке 2 реле
PC, контакты его размыкаются, и сигнал снимается.
Если после этого подействуют другие виды Защиты, то включится
другая сигнальная лампа, например, Л2. Тогда сопротивление
цепи, питающей трансформатор напряжения TH, уменьшится и
произойдет толчок тока, достаточный для вторичного срабатывания
сирены, чем и достигается повторность действия звукового сигнала.
На главных понизительных подстанциях с дистанционным
469
управлением ключи управления выключателями, сигнальные, изме-
рительные и контрольные приборы, лампы размещаются на панелях
щита управления, где собирается мнемоническая схема электриче-
ских соединений.
§ 18.4. Учет электроэнергии
Расчетным учетом электроэнергии называется учет вырабо-
танной, а также отпущенной потребителям электроэнергии для
денежного расчета за нее. Счетчики, устанавливаемые для расчет-
ного учета, называются расчетными счетчиками.
Техническим (контрольным) учетом электроэнергии называется
учет для контроля расхода электроэнергии электростанций, под-
станций, предприятий, зданий, квщнлгр и т. п. Счетчики, устанав-
ливаемые для технического учета, называются контрольными счет-
чиками.
Учет активной электроэнергии должен обеспечивать определе-
ние количества энергии:
выработанной генераторами электростанций;
потребленной на собственные нужды. электростанций и под-
станций;
выданной электростанциями в распределительные сети;
переданной в другие энергосистемы или полученной от них;
отпущенной потребителям и подлежащей оплате.
Кроме того, учет электроэнергии должен обеспечивать контроль
за соблюдением потребителями заданных им режимов потребления
и баланса электроэнергии, установления удельных норм рас-
хода электроэнергии и проведения хозрасчета.
Учет реактивной энергии должен обеспечивать определение
количества реактивной энергии:
выработанной генераторами электростанций;
выработанной синхронными компенсаторами энергосистемы
или батареями конденсаторов;
полученной энергосистемой или переданной в другие энерго-
системы;
полученной от энергосистемы промышленными предприятиями и
выработанной компенсирующими установками этих предприятий.
Этот учет должен обеспечивать также возможность определения
коэффициента мощности в различных элементах энергосистемы и
у потребителей при мощности их электроустановок 100 ква и более.
Счетчики для расчета энергоснабжающей организации с про-
мышленными потребителями электроэнергии следует устанавливать
на границе раздела сети энергоснабжающей организации и потре-
бителя.
Расчетные счетчики активной электроэнергии на электростан-
циях должны устанавливаться:
470
1) для каждого генератора — с таким расчетом, чтобы учиты-
вать всю выработанную генератором электроэнергию;
2) для каждого повышающего трансформатора — на стороне
среднего и высшего напряжений; при реверсивной работе — два
счетчика со стопорами. При отсутствии отдельных трансформаторов
тока для учета на стороне среднего и высшего напряжений счетчики
должны устанавливаться на стороне трансформаторов, к которой
подведено генераторное напряжение;
3) для всех линий генераторного напряжения; при реверсивной
работе — на каждой линии два счетчика со стопорами;
4) для линий межсистемной связи — два счетчика со стопорами
(с обоих концов линий). При наличии ответвлений на другие энерго-
системы — по два счетчика со стопорами на вводах в подстанции
этих энергосистем. Если от линий или трансформаторов потребите-
лей питается еще несколько электроустановок потребителей, то
счетчики должны устанавливаться дополнительно на границе раздела
сети основного потребителя и других;
5) для всех питающих линий и трансформаторов собственных
нужд:
а) на стороне высшего напряжения трансформаторов собствен-
ных нужд; если трансформаторы собственных нужд электростанций
питаются от шин напряжением 35—ПО кв и выше, допускается
установка счетчиков на стороне низшего напряжения трансформа-
торов;
б) на генераторах собственных нужд; при параллельной работе
этих генераторов с энергосистемой — два счетчика со стопорами;
6) для линий хозяйственных нужд или посторонних потреби-
телей, присоединенных к распределительному устройству собст-
венных нужд электростанций, и непосредственно для объектов,
входящих в номенклатуру собственных нужд.
На электростанциях малой мощности (до 1000 квт) счетчики
электроэнергии должны устанавливаться для генераторов и транс-
форматоров собственных нужд и на питающих линиях.
Счетчики реактивной энергии должны устанавливаться:
1) на электростанциях — для всех генераторов мощностью
1000 квт и более;
2) на подстанциях энергосистем:
а) на обмотках среднего и низшего напряжений трансформатор-
ных групп, в тех же элементах схемы, где и счетчики активной
электроэнергии; при отсутствии трансформаторов тока соответст-
вующего класса точности счетчики на стороне среднего напряже-
ния трансформаторов допускается не устанавливать;
б) на линиях электропередачи напряжением 2—10 кв в случаях,
когда по счетчикам электроэнергии'этих линий производится расчет
с промышленными потребителями;
в) па присоединениях синхронных компенсаторов;
471
3) у промышленных потребителей при расчете с ними по двухста-
вочному тарифу :
а) в тех же элементах схемы, где расположены счетчики активной
электроэнергии, по которым происходит расчет с энергоснабжающей
организацией;
б) на присоединениях батарей конденсаторов мощностью
100 квар и более, синхронных компенсаторов и синхронных электро-
двигателей, если потребление или отдача ими реактивной мощности
учитываются при расчете с предприятием по коэффициенту мощности;
в) в других элементах схемы по усмотрению потребителей.
Если со стороны предприятия (с согласия энергосистемы)
производится отдача реактивной мощности в сеть энергосистемы,
необходимо устанавливать два счетчика реактивной энергии со
стопорами в тех элементах схемы, где установлен расчетный счетчик
электроэнергии. Во всех других случаях в этих элементах схемы
должен устанавливаться один счетчик реактивной мощности со
стопором.
Учет расхода электроэнергии на предприятии в целом и” по
цехам позволяет определять удельный расход электроэнергии на
различные виды выпускаемой продукции, который является одним
из важных технико-экономических показателей работы.
Контрольные счетчики обычно включают в сеть напряжением
до 1000 в, что имеет ряд преимуществ:
установка счетчика на стороне низшего напряжения обходится
дешевле, чем на стороне высшего напряжения;
при наличии счетчиков на линиях низшего напряжения цехо-
вых подстанций можно расчетным путем определить потери в транс-
форматорах и в сети высшего напряжения;
монтаж и эксплуатация счетчиков в сети низшего напряжения
значительно проще.
Требования точности, предъявляемые к контрольным счетчи-
кам, значительно ниже, чем требования к расчетным счетчикам,
поскольку по контрольным счетчикам не производят денежных рас-
четов. Поэтому контрольные счетчики могут подключаться к изме-
рительным трансформаторам тока класса точности 1; причем, кроме
счетчика, к трансформаторам тока могут подключаться еще и дру-
гие измерительные приборы или реле защиты.
У счетчиков начала обмоток обозначены звездочками; направ-
ление электроэнергии показано стрелками. На счетчиках указыва-
ются номинальный ток, напряжение и коэффициенты трансформа-
ции предусматриваемых для счетчика трансформаторов тока и
напряжения.
При применении измерительных трансформаторов с другими
коэффициентами трансформации следует отсчет счетчика умножать
на отношение
ki ky
Люм ном
472
Рис. 18.11. Схема включе-
ния однофазного счетчика
для измерения электроэнер-
гии в четырехпроводной се-
ти напряжением до 1000 в
Рис. 18.12. Схема включе-
ния однофазного счетчика
для измерения электроэнер-
гии в трехпроводной сети
напряжением до 1000 в
Рис. 18.13. Схема включения
трехфазного двухспстемного
счетчика для измерения актив-
ной электроэнергии в трех-
проводной сети напряжением
до 1000 в
Рис. 18.14. Схема включения
трехфазного счетчика для изме-
рения реактивной энергии в ус-
тановках напряжением до 1000 в
163. Зак. 2389
9
Рис. 18.15. Схема включе-
ния трехфазиого двухси-
стемного счетчика электро-
энергии, используемого как
счетчик реактивной энер-
гии в трехпроводной сети
напряжением до 1000 в
где k/ и ky — действительные коэффициенты трансформации
трансформаторов тока и напряжения;
/г/1!ОМ 11 ^упом — номинальные коэффициенты трансформации, дан-
ные на счетчике.
В трехфазных сетях при неравномерной нагрузке фаз приме-
няются двух- и трехсистемные трехфазпые счетчики. На работу
трехфазных счетчиков электроэнергии порядок следования фаз не
влияет.
Однако имеются некоторые типы счетчиков, у которых скорость
вращения немного зависит от порядка следования фаз. На зажимах
таких счетчиков указывается нормаль-
ный порядок следования фаз, который
следует учитывать при монтаже счет-
чика.
В трехфазных сетях с нулевым про-
водом двухсистемный счетчик неприго-
ден, так как сумма токов отдельных фаз
в таком случае уже не равна нулю.
Широкое применение находят счет-
чики с двумя магнитными системами,
включенными по известной схеме двух
ваттметров.
В четырехпроводных сетях при не-
равномерной нагрузке фаз следует при-
менять трехсистемные счетчики или
даухсистемные-бчетчикйс-тремя.тоййвы-
ми обмотками. На рис. 18.11, 18.12,
18.13, 18.14 даны различные схемы
включения счетчиков.
Для измерения реактивной энергии
можно пользоваться и обыкновенными
двухсистемными счетчиками электро-
энергии, сделав незначительные измене-
ния в схеме (разъединение концов обмоток напряжения). При этом
к его обмоткам напряжения вместо линейных напряжений Uав и
Uсв подводят фазные напряжения Uc и U л, чем достигается сдвиг
на 90°. Схема такого присоединения показана на рис. 18.15.
Разные напряжения получены созданием искусственной нулевой
точки при помощи добавочного индуктивного сопротивления Z,
равного сопротивлению обмотки напряжения счетчика. Следует
иметь в виду, что при пользовании такой схемой обмотки напря-
жения счетчика должны быть рассчитаны на фазное, а не на ли-
нейное напряжение данной сети. В противном случае при изме-
рении будет допущена значительная погрешность. Так как напря-
жения, подведенные к обмоткам счетчика, сдвинуты на 90° по срав-
нению с напряжениями в обычной схеме для измерения электроэнер-
гии, то показание счетчика будет пропорционально не cos ср, а
474
sin <p. Следовательно, счетчик измеряет реактивную энергию. По-
скольку вместо линейных напряжений подведены к счетчику фазные
напряжения, показания счетчика умножают еще на ]/~3.
Если гарантирована равномерность реактивной нагрузки, то
можно применить обычный счетчик электроэнергии и без добавоч-
ного сопротивления. Показания счетчика при такой схеме умно-
/Т
жают на
§ 18.5. Блокировка
Одним из самых тяжелых видов аварии в электроустановках,
связанных с серьезными последствиями и опасностью для жизни
персонала, являются неправильные действия с разъединителями
(операции под нагрузкой) и заземляющими устройствами. В связи
с этим для РУ напряжением 35 кв и выше признано необходимым, а
для РУ меньшего на-
пряжения рекомендует-
ся выполнять у разъе-
динителей стационарные
заземляющие устройст-
ва (ножи). Для предот-
вращения ошибочных
действий все разъедини-
тели должны быть сбло-
кированы с соответст-
вующими выключателя-
ми, а заземляющие но-
жи — со своими разъ-
единителями. Отключе-
ние и включение разъ-
единителями цепей, на-
ходящихся под током,
ограничено определен-
ными условиями (см.
гл. II). Поэтому в элек-
трических установках,
оборудованных выклю-
чателями и разъедините-
лями, предусматривают-
ся блокировки, исклю-
чающие возможность от-
ключения разъедините-
ля при включенном вы-
ключателе и включения
Разъединитель
Рис. 18.16. Механическая блокировка между
приводом выключателя и разъединителем
разъединителя при вклю-
ченном выключателе.
16В*
475
Существуют блокировки механические, замковые, электромаг-
нитные.
Механическая блокировка (рис. 18.16) выполнена между при-
водом выключателя типа ПРБА и рычажным приводом разъедини-
теля типа ПРТ. Привод разъединителя имеет на рукоятке упор 1,
который упирается в планку 2, расположенную на рукоятке 3
привода выключателя. При включенном выключателе (ручка
привода находится в верхнем поло-
жении) отключить разъединитель руч-
кой 4 привода ПРТ нельзя; его мож-
Рис. 18.17. Схема устрой-
ства замковой блокиров-
ки разъединителей с вы-
ключателем (направле-
ние .стрелок показывает
последовательность пе-
рестановки ключа);
I, 2, 3 — замки; 4— ключ;
5 — стопорное устройство
Рис. 18.18. Схема устройства электро-
магнитной блокировки между привода-
ми выключателя и разъединителя при
одной системе сборных шин
но отключить только при отключенном выключателе, т. е. когда
планка 2 находится в нижнем положении. Включение разъедините-
ля при включенном выключателе также невозможно, так как этому
препятствует положение рукоятки привода выключателя. Включе-
ние и отключение привода выключателя не зависит от поло-
жения привода разъединителя, т. е. выключатель может включить
и отключить цепь в любом положении разъединителя.
Замковая блокировка (рис. 18.17) осуществляется специальными
замками, устанавливаемыми на приводах разъединителей и выклю-
чателя одной линии. Для всех замков предусматривается один
ключ. Ключ должен находиться в замке выключателя и выниматься
из замка только после отключения выключателя. Ключ вставляют
476
в замок привода линейного разъединителя, отпирают его и отклю-
чают разъединитель. При этом стержень замка переходит из левого
отверстия стопорного устройства в правое. Затем ключ вставляют
в замок шинного разъединителя, отпирают его и отключают разъе-
динитель. Таким образом, включить и отключить разъединители
можно только при вынутом из замка привода выключателя ключе,
а это возможно при отключенном выключателе. Включение и отклю-
чение привода выключателя можно производить, как и при механи-
ческой блокировке, при любом положении разъединителей.
Электромагнитная блокировка осуществляется при помощи
блокировочного замка 1, установленного на приводе разъедини-
теля и специального электромагнитного ключа 2 (рис. 18.18).
В замке имеется запорный стержень 3, который проходит в отвер-
стия 4 и контактные гнезда 5, присоединяемые через блок-контакты
выключателя 6 к источнику постоянного тока.
Отключить разъединитель можно только при отключенном вык-
лючателе, так как только при этом можно отпереть электромагнит-
ный замок, вытянув стержень из отверстия привода разъединителя.
Если при этом ключ вставить в контактные гнезда замка и довести
его намагниченный сердечник до соприкосновения со стержнем
замка, то стержень можно вытянуть из одного отверстия привода,
переставить в другое и отпереть замок привода разъединителя.
Затем рукоятку привода можно повернуть и отключить разъедини-
тель.
Если выключатель включен, то отключить разъединитель нельзя,
потому что ключ не намагничен (цепь тока разомкнута блок-кои-
тактами выключателя).
ГЛАВА XIX.
АВТОМАТИЗАЦИЯ И ДИСПЕТЧЕРИЗАЦИЯ
В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
§ 19.1. Требования и средства автоматизации
Основной задачей автоматизации в электроснабжении является
обеспечение бесперебойной работы промышленного предприятия,
что особенно важно для предприятий, где остановка производст-
венных механизмов может повлечь за собой повреждения оборудо-
вания или брак продукции, а также для предприятий с автоматизи-
рованным поточным производством, остановка которого может
вызвать значительную недовыработку продукции.
Учитывая, что современные промышленные предприятия потреб-
ляют значительную мощность, измеряемую десятками, а иногда и
сотнями тысяч киловатт, отключение больших нагрузок может зна-
чительно влиять на работу энергосистемы и даже создать аварийный
режим.
Автоматизация позволяет перевести большинство подстанций на
работу без постоянного дежурства персонала, что уменьшает экс-
плуатационные расходы и способствует сокращению числа аварий
по вине неправильных операций обслуживающего персонала.
Автоматизация в системах электроснабжения промышленных
предприятий обеспечивается устройствами сетевой автоматики, само-
запуском электродвигателей и диспетчерским управлением. К сете-
вой автоматике относятся устройства автоматического повторного
включения (АПВ); устройства автоматического включения резерв-
ного питания и оборудования (АВР); устройства автоматической
разгрузки по частоте и по току (АЧР и APT).
Учитывая, что устройства автоматизации в системах электроснаб-
жения работают сравнительно редко, основными требованиями,
предъявляемыми к ним, являются простота и надежность. Так,
например, мощные синхронные двигатели после действия АВР
путем применения самозапуска остаются в работе.
Объем телемеханизации электроснабжения промышленного пред-
приятия ограничивается обычно применением телесигнализации.
Экономическая эффективность автоматизации определяется
478
главным образом сокращением числа обслуживающего персонала и
уменьшением простоев промышленного производства. Поэтому счи-
тают, что автоматизация экономически целесообразна, если допол-
нительные ежегодные затраты на нее меньше вероятного ущерба
от простоя при нарушении электроснабжения.
Рассмотрим основные средства автоматизации. В сетях напряже-
нием выше 1000 в применяются масляные или воздушные выключа-
тели с дистанционным приводом, позволяющим осуществить автома-
тическое включение и отключение, в том числе и действие АПВ
и АВР.
В пружинных и грузовых приводах (см. гл. II), кроме включаю-
щего и отключающего электромагнита, встраиваются токовые реле
и реле напряжения прямого действия, что позволяет осуществить
релейную защиту и сетевую автоматику для различных присоедине-
ний на оперативном переменном токе. Следует, однако, учиты-
вать, что эти приводы имеют существенные недостатки: сложность
регулировки и наладки из-за большого количества в приводе меха-
нических деталей.
В установках напряжением выше 1000в, которые были выполнены
до выпуска пружинных или грузовых приводов, а также на многих
выключателях с током более 1000 а применяются электромагнит-
ные приводы на постоянном токе. Применение их приводит к необ-
ходимости устройства аккумуляторной батареи, что удорожает
установку.
В сетях напряжением до 1000 в для автоматизации применяются
воздушные автоматические выключатели (автоматы), которые изго-
товляются на токи до 2000 а с электродвигательным, рычажным
или электромагнитным приводом.
В устройствах сетевой автоматики в основном применяются
релейные схемы, выполняемые в виде комплектных устройств завод-
ского изготовления или в виде набора отдельных реле.
Источником переменного оперативного тока могут служить транс-
форматоры тока или напряжения, специальные трансформаторы для
цепей управления и защиты, силовые трансформаторы.
Для приводов выключателей оперативный постоянный ток необ-
ходим для работы элементов автоматики и релейной защиты. Поэ-
тому для надежности цепи отключения должны иметь независимые
источники питания, обеспечивающие отключение при аварии в ос-
новной сети: аккумуляторные батареи со свинцовыми и железо-
никелевыми элементами на напряжение 48, ПО, 220 в.
Для оперативных цепей включения выключателей с приводами
на большую мощность постоянный ток получают через отдельные
выпрямительные устройства от сети переменного тока. При этом,
если подстанция получает питание от двух источников, то для повы-
шения надежности такое выпрямительное устройство подключают
к обеим секциям или линиям с автоматическими переключениями
на каждую секцию.
479
§ 19.2. Автоматическое включение резерва (АВР)
Бесперебойность в электроснабжении может быть обеспечена
двумя источниками питания: питающими линиями или силовыми
трансформаторами. При этом возможны два случая:
1) источники работают раздельно — каждый на часть нагрузки
потребителя, например, на отдельную секцию шин подстанции;
2) потребитель нормально питается от рабочего источника, а
другой источник находится в резерве.
В первом случае нарушенное электроснабжение на части нагруз-
ки потребителя восстанавливается действием АВР, включающим
нормально разомкнутый секционный выключатель на шинах под-
станции. Питание потребителя при этом переводится на одну линию
или на один трансформатор.
Во втором случае резервный источник питания включается
только после отключения рабочего источника.
Капитальные расходы на устройства АВР в первом случае обхо-
дятся дешевле, чем установка дополнительного резервного оборудо-
вания во втором случае. Следует отметить, что оборудование при
этом в рабочем режиме используется не на полную мощность, но
с достаточно высоким к. п. д.
Устройства АВР могут работать на постоянном и переменном
оперативном токах. Учитывая, однако, сложность получения и экс-
плуатации постоянного тока на подстанциях, при проектировании
новых систем автоматики предпочтение отдается оперативному пере-
менному току.
Устройства автоматического включения резервного питания АВР
должны удовлетворять следующим основным требованиям:
1) действовать при исчезновении напряжения на резервируемом
элементе, вызванном любой причиной, включая и короткое замыка-
ние в нем;
2) исключать ложные срабатывания пускового органа защиты
минимального напряжения при перегорании одного из предохрани-
телей трансформатора напряжения (см. гл. XVII);
3) обеспечивать автоматическую разгрузку при действии АВР
в случае недостаточной мощности источника питания или по усло-
виям самозапуска электродвигателей (см. гл. X);
4) контролировать целость цепей включения выключателей, на
которые действуют устройства АВР.
По условиям самозапуска время действия АВР должно быть
минимальным.
Рассмотрим наиболее применяемые АВР в системе электроснаб-
жения промышленных предприятий.
Схема АВР при напряжении выше 1000 в. Схема АВР на сек-
ционном выключателе с пружинным приводом ППМ-10 приведена
на рис. 19.1.
В исходном положении схемы выключатели IB п 2В включены;
430
секционный выключатель В отключен. Избиратель управления ИУ
установлен в положение АВР. Реле минимального напряжения
1РН—4РН и реле РБ включены. Контакт пружинного привода
Впр замкнут.
При исчезновении напряжения на первой секции срабатывают
реле напряжения 1РН и 2РН и 'включают реле 1РВ. Реле 1РВ
с выдержкой времени через промежуточное^ реле 1РП отключает
Рис. 19.1. Схема АВР на секционном выключателе в сети выше 1000 в с
пружинным приводом
выключатель 1В и его блок-контакт 1В включает электромагнит
Ввкл. Секционный выключатель В включается и восстанавливает
питание первой секции.
При исчезновении напряжения на второй секции схема работает
аналогично.
Блокировочным реле РБ обеспечивается однократность действия
АВР, так как при отключении выключателей вводов 1В или 2В реле
РБ размыкает с выдержкой времени цепь включающего электро-
магнита Ввкл. При нарушении питания на второй секции схема
работает аналогично. При включении на короткое замыкание сек-
ционный выключатель В отключится своей максимальной токовой
защитой.
Приведенная схема АВР широко применяется в сетях промышлен-
ных предприятий, так Как она проста, надежна1'в эксплуатации и
для ее питания'потребуется оперативный постоянный ток.
Принципиальная схема АВР секционного выключателя с элек-
тромагнитным приводом (типа ПС пли ПЭ) остается той же и при-
меняется на подстанциях, где имеется оперативный постоянный ток.
481
Схема АВР при напряжении до 1000 в. Автоматическое включение
резервного питания в этих сетях выполняется главным образом для
потребителей 1-й категории. Устройство АВР для потребителей 2-й
категории целесообразно только при отсутствии АВР в сети высшего
напряжения, так как АВР в сетях напряжением до 1000 в выпол-
няется более простыми, но достаточно надежными схемами.
Устройство АВР выполняется при помощи автоматов с дистан-
ционным электромагнитным и с электродвигательиым приводом и
при помощи контакторов.
Схема АВР на секционном автомате в сети напряжения до 1000 в
приведена на рис. 19.2.
В исходном положении схемы автоматы 1А и 2 А включены; авто-
мат ЗА отключен; избиратель управления И У установлен в положе-
ние АВР\ реле 1РП, ЗРП и РБ включены. Реле минимального
напряжения 1РН—4РН включены, и их контакты в цепях реле
1РВ и 2РВ разомкнуты. Положение конечного выключателя сек-
ционного автомата ЗАК соответствует отключенному положению
автомата (контакты 1—3 разомкнуты, контакты 2—3 замкнуты).
При нарушении питания со стороны трансформатора 1Т отклю-
чаются реле минимального напряжения 1РН и 2РН (уставка этих
реле принимается 0,25[7Ном) и включают реле 1РВ. Реле 1РВ с вы-
держкой времени замыкает цепь отключающей катушки автомата
1КО и автомат 1А отключается. При отключении автомата замы-
кается цепь реле управления РУ. Реле управления включает
электродвигательный привод ДА, который через систему рычагов
производит включение автомата ЗА и восстанавливает питание на
первой секции щита, после чего контакты 1—3 и 2—3 конечного
выключателя ЗАК. размыкаются и реле РУ отключает электро-
двигатель привода автомата. Включившись, автомат ЗА своими
контактами отключает реле ЗРП, чем исключает возможность
повторного включения АВР. Только при помощи ключа КУ авто-
мат может быть включен вручную. Реле блокировки РБ предот-
вращает самопроизвольное повторное включение автомата ЗА,
шунтируемого ключом КУ, или реле ЗРП.
Схема работает аналогично при нарушении питания со стороны
трансформатора 2Т с отключением катушкой 2КО автомата 2А и
последующем включением ЗА.
Приведенная схема применяется для трансформаторов мощностью
до 1000 ква.
При использовании для АВР секционного автомата с электромаг-
нитным приводом постоянного тока схема выполняется аналогично.
Схемы с оперативным постоянным током применяют, когда на под-
станции имеется оперативный постоянный ток.
Схема АВР на контакторах. Схема АВР на секционном контак-
торе для трансформаторов мощностью до 400 ква приведена на
рис. 19.3. В исходном положении схемы автомат А, контакторы 1В,
2В, реле напряжения 1РН, 2РН включены, секционный контактор
482
Таблица.
замыкания контактов ЗАК
к Начало Конец
квот, Включения Включения
Рис. 19.2. Схема АВР па секционном автомате в
сети до 1000 в
483
КС выключен. Избиратель управления ИУ установлен в положе-
ние АВР.
При исчезновении напряжения на трансформаторе 1Т отключает-
ся контактор ввода 1В. Реле напряжения постоянного тока 1РН и
2РН, питаемые через выпрямители СВ{ и СВ2, дают необходимую
выдержку времени при отключении, что позволяет отстроить дей-
ствие АВР при кратковременных нарушениях электроснабжения
в сети высшего напряжения. При длительном исчезновении напря-
Рис. 19.3. Схема АВР на секционном контакторе для трансформаторов
мощностью до 400 кеа
жения реле 1РН своими размыкающими контактами включит сек-
ционный контактор КС, и питание на первой секции восстановится.
При исчезновении напряжения на трансформаторе 2Т схема
работает аналогично.
Питание контактора КС при исчезновении напряжения на одной
из секций должно автоматически переключаться на другую секцию.
В случае, если пропускная способность (по току) одного контак-
тора для установленного трансформатора недостаточна, применя-
ется схема АВР с двумя спаренными контакторами (рис. 19.4).
Один из спаренных контакторов предназначен для подключения
трансформатора к секции распределительного щита, другой — для
резервного питания другой секции.
Указанная схема может применяться для АВР трансформаторов
мощностью более 400 кеа при соответствующем подборе кон-
такторов.
Схема автоматического включения резервного электродвигателя
напряжением 6 кв приведена на рис. 19.5. Установка состоит из
трех асинхронных электродвигателей (два рабочих, один резервный);
при этом любой электродвигатель может быть резервным, что уста-
навливается избирателем управления ИУ.
434
Рис. 19.4. Схема АВР па спаренных контакторах для трансформа-
торов мощностью более 400 ква
1/1
tJl
S i\8
пси сигнализации
Рис. 19.5. Схема АВР электродвигателя 6 кв
‘'О г, — п А
игм, 11 ,бм РиВ В
РАО
Схема предусматривает управление: местное (М), дистанционное
(Д), автоматическое для резервирования (Р). В схеме применен
выключатель с пружинным приводом па оперативном переменном
токе. Защита от коротких замыканий осуществляется с помощью
реле РТ прямого действия; защита от перегрузки — с помощью реле
РТ/В с зависимой характеристикой; защита минимального напряже-
ния — с помощью нулевого реле РН/В прямого действия с механи-
ческой выдержкой времени.
В исходном положении схемы при работе двигателя в качестве
рабочего выключатель В включен, избиратель управления уста-
новлен в положение Д, ключ ДУ находится в нулевом положении,
блокировочное реле 1РБА включено.
При отключении выключателя В от действия релейной защиты
включается реле аварийного отключения РАО и замыкает реле
резервного агрегата РВР; одновременно отключается реле 1РБА,
подавая сигнал об аварийном отключении рабочего электродвига-
теля. Реле РВР, включившись, дает команду на включение резерв-
ного электродвигателя.
Исходное положение схемы резервного электродвигателя:
выключатель В отключен, избиратель управления И У установлен
в положение Р, ключ ДУ после отключения находится в нулевом
положении. После срабатывания реле РВР замыкается промежуточ-
ное реле включения РПВ, которое включает двигатель Д привода
выключателя. После завода его пружины, размыкающим контактом
ВП двигатель отключается, а замыкающим контактом ВП включается
цепь катушки привода Ввкл и резервный двигатель включается
в работу.
Отключение двигателя производится ключом ДУ с действием на
реле РПО или кнопками 1Д с воздействием па отключающую катуш-
ку привода Вотк или защитными реле РТ/В.
§ 19.3. Автоматическое повторное включение (АПВ)
Всякое короткое замыкание в сети сопровождается действием
соответствующей защиты и отключением линии, что приводит к пере-
рыву электроснабжения объектов. Однако в ряде случаев возникаю-
щие короткие замыкания носят кратковременный характер и нару-
шенная изоляция восстанавливается, например, при поверхностных
разрядах на изоляторах, при кратковременном перекрытии про-
водов воздушных линий и др.
Чтобы быстрее восстановить электроснабжение объектов, при-
меняется автоматическое повторное включение линии (АПВ). Наи-
большее применение имеют однократные трехфазные АПВ, когда
включение производится повторно один раз всеми тремя фазами.
Различают два вида АПВ — механическое и электрическое.
Механическое АПВ применяется на ручных пружинных и грузовых
486
приводах; электрическое — на любых приводах с дистанционным
управлением с помощью специальных реле заводского изготовления.
Устройства АПВ, так же как и устройства АВР, выполняются на
постоянном и переменном оперативных токах. АПВ на постоянном
оперативном токе выполняется для выключателей с электромагнит-
ньГм и пневматическим приводами, а на переменном оперативном
токе — для выключателей с грузовыми и пружинными приводами.
Рис. 19.6. Схема АПВ с пружинным приводом
типа ППМ-10
К устройствам АПВ предъявляются следующие основные требова-
ния:
1) при отключении выключателя вручную, дистанционно или
при помощи телеуправления они не должны действовать;
2) должны исключать возможность многократного включения
выключателя на короткое замыкание.
В механических устройствах АПВ включение выключателя про-
исходит за счет энергии заведенной пружины привода или за счет
энергии падающего груза. После каждого срабатывания привода
действует автоматический моторный редуктор для завода пружины.
Достоинством механического устройства АПВ является отсутст-
вие аккумуляторных батарей или компрессорных установок, необ-
ходимых при применении выключателей с электромагнитными
или пневматическими приводами.
Недостатком механического АПВ является невозможность регу-
лирования времени срабатывания и недостаточная надежность рабо-
ты механических деталей привода.
Схема АПВ линий напряжением 6 кв с выключателем, снабжен-
ным пружинным приводом типа ППМ-10, приведена на рис. 19.6.
Защита от коротких замыканий осуществляется при помощи
встроенных в привод реле прямого действия. Завод пружины осуще-
487
ствляется электродвигателем Д при нажатии кнопки К- После заво-
да пружины контакт конечного выключателя ВК размыкается и
отключает электродвигатель. Одновременно замыкается контакт
положения пружины привода КП и подготавливает его к включе-
нию. Ключом управления /<У включается катушка КВ привода,
которая освобождает пружину и включает выключатель В. Затем
снова заводят пружину, после чего загорится сигнальная лампа
ЛС, показывающая готовность АПВ.
При отключении выключателя релейной защитой замыкается
контакт КА (аварийного отключения привода) и через реле PC
подается сигнал. Замыкается цепь включающей катушки КВ
(блок-контактом В, накладкой И и контактами ключа КУ), отчего
происходит мгновенное АПВ.
При неудачном включении АПВ, повторного его действия не
будет, так как пружина привода не заведена и контакт КП в цепи
катушки КВ разомкнут. Кроме того, АПВ не действует, когда вы-
ключатель отключается вручную с помощью ключа управления КУ
Снятием накладки И производят вывод АПВ из работы.
Схема АПВ линий с односторонним питанием, снабженная вык-
лючателем с электромагнитным приводом, приведена на рис. 19.7.
В схеме применено комплектное устройство АПВ заводского изготов-
ления с цепями управления на постоянном токе напряжением ПО—
220 в (очерчено пунктиром).
В исходном положении схемы разъединители и выключатель В
включены, переключатель автоматики ПА установлен в положении
«автоматика», ключ КУ — в нулевом положении; конденсатор С
заряжен.
При срабатывании релейной защиты контактами 1РЗ вклю-
чается соленоид СО, что приводит к отключению выключателя В.
В схему могут вводиться контакты реле защиты 2РЗ, запрещаю-
щие АПВ.
Пуск схемы АПВ происходит при несоответствии между положе-
ниями ключа управления «включено» и выключателя «отключено»,
когда замкнуты контакты ключа КУ и контакты реле положения
1ЭП, и получает питание реле времени 1ЭВ. После установленной
выдержки времени реле 1ЭВ замыкает свой контакт в цепи реле
2ЭП, последнее срабатывает от разрядного тока конденсатора С.
Реле 2ЭП замыкает контакт в цепи контактора К электромагнит-
ного привода, и происходит включение выключателя, что сигнали-
зируется лампами ЛК, ЛЗ. Для достаточно длительного импульса
на включение реле 2ЭП имеет последовательную обмотку, которая
включается в цепь контактора К-
Однократность действия обеспечивается тем, что:
а) при отключении выключателя защитой реле 2ЭП не может
сработать вторично, так как конденсатор С разрядился при его пер-
вом срабатывании;
б) при отключении выключателя В ключом управления реле
488
2ЭП не включится, так как конденсатор С разряжен замкнутыми
контактами ключа КУ через сопротивление;
в) при срабатывании защиты, после которой АПВ не должно
действовать, замыкаются контакты 2РЗ и разряжают конденсатор^?,
что выводит из действия АПВ.
Рис. 19.7. Схема АПВ линии с электромагнитным приводом
В схеме предусмотрена блокировка АПВ при помощи специ-
ального двухобмоточного реле ЗЭП, действующая при неудачном
АПВ и при приварке контактов реле 2ЭП, которые приводили бы
к многократному включению и отключению выключателя В. Реле
ЗЭП, имея последовательную обмотку в цепи соленоида СО, размы-
кает цепь катушки контактора К- Если окажутся приваренными
контакты реле 2ЭП, то реле ЗЭП удерживается во включенном
состоянии под действием второй параллельной обмотки.
В схеме предусмотрены сигнализационное и переключающее уст-
ройство действия АПВ, выполняемое при помощи сигнального реле
PC, ламп проверки ЛП, блокировки ЛБ и переключателя ПУ.
489
Для липни с двусторонним питанием схема АПВ дополня-
ется устройством контроля синхронности встречных напряжений,
которое выполняется с помощью специального реле с двумя обмот-
ками, включенными на напряжение линии и на напряжение данной
подстанции. Если напряжения синхронны, то магнитный поток
в этом реле равен нулю и разрешается АПВ линии.
Схемы АПВ электродвигателей предусматриваются для ответ-
ственных электродвигателей 3—10 кв при кратковременном нару-
шении электроснабжения и служат для обеспечения их самозапуска
(см. гл. X). Схема АПВ электродвигателей действует так же, как
-3808
шамв
Рис. 19.8. Схема АПВ электродвигателя в сети
до 1 000 в
АПВ линии (см. рис. 19.6), от несоответствия положений ключа
управления и выключателя. Выдержка времени АПВ определяется
временем для обеспечения самозапуска других электродвигателей.
АПВ применяются также и в сетях напряжением до 1000 в
для предотвращения отключения ответственных электродвигателей
контакторами при кратковременном перерыве электроснабжения.
Схема АПВ электродвигателя в сети до 1000 в приведена на
рис. 19.8. Электродвигатель включается контактором К. Параллель-
но катушке контактора включено электромагнитное реле времени
РВ, подключенное на выпрямитель КВ и имеющее выдержку
времени на размыкание.
При кратковременном нарушении питания контактор отклю-
чается, но цепь его катушки остается замкнутой контактом реле РВ.
Если питание восстанавливается до размыкания контакта РВ, то
происходит АПВ электродвигателя.
§ 19.4. Автоматическая разгрузка по частоте (АЧР)
и току (APT)
Нарушение баланса между мощностью, вырабатываемой гене-
раторами электростанции или энергосистемы, и мощностью, требуе-
мой промышленными предприятиями, приводит к изменению час-
тоты тока в электрической сети (см. гл. X).
490
Рис. 19.9. Схема устройства
автоматической разгрузки по
абсолютному значению частоты
Автоматические устройства АЧР, действующие на отключение
части потребителей при снижении частоты в сети ниже допустимой,
применяются для поддержания частоты на необходимом уровне.
Существуют два метода АЧР: по
абсолютному значению частоты и по
скорости изменения частоты.
Первый метод АЧР чаще всего
применяется в системе электроснаб-
жения промышленных предприятий.
Он заключается в срабатывании реле
частоты РЧ при определенном ее зна-
чении, задаваемом энергосистемой,
что приводит к отключению части
потребителей через промежуточное
реле РП (рис. 19.9).
Второй метод АЧР с отключением
потребителей в определенной очеред-
ности применяется обычно в энер-
госистемах (рис. 19.10). При сниже-
нии частоты срабатывает частотное реле 14, которое через промежу-
точное реле 1П дает импульс (без выдержки) на отключение пер-
Рис. 19.10. Схема устройства автоматической раз-
грузки по скорости снижения частоты
вой очереди потребителей (контакты 10). Одновременно получает
питание через промежуточное реле 2П специальное электродвига-
тельное реле времени 2В.
491
Если после отключения первой очереди потребителей частота
в сети не восстанавливается, то срабатывает частотное реле 24 и
отключается вторая очередь через промежуточное реле ЗП (контакты
20). Далее через контактное кольцо электродвигательного реле 2В
отключаются остальные очереди (контакты 30—90).
Если после отключения указанных очередей потребителей час-
тота не восстанавливается до уровня 49—50 гц, то через реле 1В
с максимальной выдержкой времени отключается последняя спе-
циальная очередь потребителей (контакты СО).
Автоматическая разгрузка по току APT применяется, когда
при нарушении питания на одной линии или трансформаторе их
нагрузка переключается на другую линию или трансформатор, а их
пропускная способность при этом не покрывает всей нагрузки
предприятия.
При этом следует учитывать допустимую перегрузку линий и
трансформаторов, что определяется предшествующей нагрузкой.
Для разгрузки по току используются токовые реле с зависимой
характеристикой или реле мгновенного действия, работающие сов-
местно с реле времени. Реле разгрузки по току должны быть отстро-
ены от сквозных токов к. з., пусковых токов и токов самозапуска.
Разгрузка по току может быть кратковременной, например при
действиях АВР, АПВ, самозапуске ответственных механизмов, и
длительной — при восстановлении поврежденного участка сети.
§ 19.5. Автоматизация работы компенсирующих
устройств
Чтобы обеспечить экономную работу компенсирующих устройств
(см. гл. XV), применяют автоматическое регулирование мощности
конденсаторных батарей (одноступенчатое и многоступенчатое),
которое может осуществляться в функции напряжения, тока на-
грузки и времени суток.
Регулирование мощности конденсаторной батареи в зависимости
от напряжения на шинах подстанции применяется тогда, когда тре-
буется обеспечить минимальное отклонение величины рабочего
напряжения от номинального. При этом конденсаторные установки,
кроме повышения коэффициента мощности, используются также
для регулирования напряжения (см. гл. IX).
При минимальной нагрузке и повышении напряжения конден-
саторная батарея отключается, а при увеличении нагрузки и пони-
жении напряжения — включается.
На рис. 19.11 представлена схема автоматического одноступен-
чатого управления батареей конденсаторов. Напряжение контроли-
рует реле минимального напряжения 1РН. Так, при снижении
напряжения в сети это реле, включенное в цепь трансформатора
напряжения, замыкает открытый контакт 1РН в цепи реле времени
492
1РВ, которое с выдержкой времени замыкает цепь катушки вклю-
чения привода КВ. Конденсаторная батарея выключателем В
включается. При повышении
замыкается закрытый контакт
которое с выдержкой време-
ни замыкает цепь катушки
отключения выключателя КО.
Конденсаторная батарея от-
ключается. Наличие реле вре-
мени 1РВ, 2РВ обеспечивает
отстройку от кратковремен-
ных повышений или пониже-
ний напряжения в сети. За-
щита конденсаторной батареи
осуществляется контактами
РП промежуточного реле, по-
лучающего импульс через
контакты реле защиты РЗ.
Схемы автоматического ре-
напряжения выше установленного
реле 1РН в цепи реле времени 2РВ,
гулирования мощности кон-
денсаторной батареи по току
нагрузки применяются на
подстанциях с резко изменя-
ющейся нагрузкой. Пусковым
органом в них являются то-
ковые реле, настроенные на
токи срабатывания при мак-
симальной или минимальной
нагрузках, при которых про-
исходит соответственно вклю-
чение или отключение всей
или части конденсаторной ба-
тареи.
В схемах автоматического
управления по времени суток
пусковым органом, дающим
импульс на включение или
отключение выключателя ба-
Рис. 19.11. Схема автоматического од-
ноступенчатого управления батареей
конденсаторов по напряжению
тареи, являются контакты
электрических часов, уста-
новленные па определенное
время включения и отключе-
ния конденсаторной батареи.
На рис. 19.12 приведена схема автоматического многоступенча-
того управления батареей конденсаторов 3—10—20 кв в зависи-
мости от времени суток. Многоступенчатое регулирование осущест-
вляется с помощью комплектов электрических сигнальных часов
493
3~10кб
Рис. 19.12. Схема автоматического многоступенчатого управления
батареей конденсаторов по времени суток:
а — схема подключения батарей конденсаторов; б — цепи автоматического регу-
лирования; в, г, б —цепи управления, J защиты и автоматики батарей /, 2, 3
ЭВЧС, используемых на три сигнальные цепи для включения и
отключения каждой из трех батарей конденсаторов. Индекс у кон-
тактов электрочасов ЭВЧС и промежуточных реле включения и
отключения (7РПВ, 23РПО) указывает часы действия аппаратов.
Например, если нужно с 7 часов включить КБ-1, то замыкается кон-
такт электрических часов ЭВЧС-; и включается реле включения
7РПВ , которое замыкает свой контакт в цепи катушки включения
1КВ выключателя 1В. Аналогично в установленное время контак-
тами 8РПВ и 10РПВ включаются КБ-2 и КБ-3. Для отключения
КБ-3 замыкается контакт ЭВЧС1а и включается реле отключения
16РП0, которое замыкает цепь катушки отключения ЗКО выклю-
чателя ЗВ. Аналогично, контактами 20РПО и 23РПО отключаются
КБ-2 и КБ-1.
Переключателями 1ПВ, 2ПВ, ЗПВ можно перевести схему с руч-
ного на автоматическое управление.
Для отключения конденсаторной батареи контактами защиты РЗ
предусмотрены промежуточные реле РП, которые открытым кон-
тактом РП осуществляют отключение выключателя катушкой КО
или закрытым контактом РП предотвращают включение выключа-
теля катушкой КВ на короткое замыкание.
§ 19.6. Телемеханизация и диспетчеризация
в системах электроснабжения промышленных
предприятий
Автоматизация производственных процессов тесно связана с дис-
петчеризацией и телемеханизацией — управлением и контролем
на расстоянии.
Внедрение автоматики и телемеханики в электроснабжении про-
мышленных предприятий повышает эффективность управления
объектами электроснабжения, позволяет сократить численность
обслуживающего персонала электростанций и подстанций, устра-
няет возможность ошибочных действий обслуживающего персонала,
повышает безопасность обслуживания и надежность электроуста-
новок.
Введение автоматики существенно меняет характер работы об-
служивающего эксплуатационного персонала предприятия. Одно-
временно с внедрением автоматики в электроснабжении промышлен-
ного предприятия появилась необходимость иметь централизован-
ное управление оборудованием электростанций и подстанций с од-
ного пункта. Система централизованного управления электроснаб-
жением промышленного предприятия называется диспетчеризацией.
Создание центрального диспетчерского управления электроснабже-
ния потребовало обеспечения диспетчера средствами информации
о работе объектов электроснабжения и передачи распоряжений
управляемым объектам. Для этого используют средства телемехани-
495
ки, позволяющие осуществить передачу на расстояние относительно
большого количества сигналов по небольшому числу линий связи.
При решении вопроса о целесообразности телемеханизации диспет-
черского управления энергоснабжением, а также при определении
объема телемеханизации необходимо обязательно учитывать тех-
нико-экономический эффект, получаемый от введения телемеха-
низации.
Объем и средства телемеханизации. К средствам телемеханизации
относятся устройства телеуправления, телесигнализации, телеизме-
рения, а также источники питания, диспетчерские пункты и пульты.
Телеуправление (ТУ) — передача на расстояние сигналов управ-
ления, которые воздействуют на исполнительные механизмы уста-
новок.
Телесигнализация (ТС) — передача на расстояние сигналов о
состоянии контролируемых установок.
Телеизмерение (ТЙ)— передача на расстояние сигналов, харак-
теризующих режим работы установок (напряжение, ток, давление,
температура и т. п.).
Ведущими проектными организациями определены основные
объемы телеуправления, телесигнализации и телеизмерения. На
основании этого для конкретных объектов телемеханизации опре-
деляется необходимый минимум, обеспечивающий надежность
электроснабжения промышленных предприятий.
Объем телеуправления включает в себя управление:
1) выключателями на питающих высоковольтных линиях и
линиях связи между подстанциями;
2) выключателями понизительных трансформаторов, если необ-
ходимо производить частые оперативные переключения, что имеет
место при работе предприятия или части цехов в две смены, когда
требуется систематически включать и отключать определенное коли-
чество трансформаторов;
3) автоматами, контакторами или пускателями, установленными
на линиях освещения территории предприятия;
4) выключателями автоматизированных ртутно-выпрямительных
агрегатов, питающих распределительные шины.
Объем телесигнализации включает в себя сигна-
лизацию:
1) положения каждого телеуправляемого объекта (включен,
отключен);
2) положения вводных и секционных выключателей главных
понизительных подстанций и распределительных пунктов;
3) положения выключателей отдельных мощных электроприем-
ников (насосы, компрессоры), которые по характеру эксплуатации
должны управляться с места, из цеха;
4) аварийного отключения любого выключателя подстанции
с подачей сигнала с контролируемого пункта;
5) неисправности телеуправляемого трансформатора или ртутно-
496
Многоканальные устройства ТУ-ТС просты и надежны, имеют
незначительное время передачи каждого сигнала (0,05—0,02 сек),
но требуют значительных затрат на устройство каналов связи.
Малоканальную систему управления (рис. 19.14) целесообразно
применять при наличии числа управляемых объектов более 20 и
при расстояниях между пунктами РП и ИП порядка 1,5 км и
более. В этой системе выполняется общая линия для всех объектов,
расположенных в одном месте.
Для приема и передачи сигналов между распорядительным
(РП) и исполнительным (ИП) пунктами устанавливаются шаговые
Рис. 19.14. Принципиальная схема малоканальной
системы
искатели ИШ1 и ИШ2. Электромагниты ЭМ1 и ДМ 2 шаговых иска-
телей обтекаются одновременно одним током, поступающим от
пульс-пары.
Пульс-пара ПП состоит из двух реле—одно с размыкающими,
другое с замыкающими контактами. Контакты реле импульса РИ
находятся в цепи реле паузы РП и наоборот. Для приведения
пульс-пары в рабочее состояние замыкается ключ К. При этом
срабатывает реле РИ и замыкает контакты РИ, находящиеся в цепи
обмотки реле РП. Реле РП размыкает свои контакты РП, находя-
щиеся в цепи обмотки реле РП. После этого реле РИ размы-
кает свои контакты РИ в цепи обмотки реле РП. Далее процесс
будет повторяться до тех пор, пока ключ К не будет разомкнут
оператором.
Если реле РИ снабжено дополнительной' парой замыкающих
контактов, то их вводят в цепь электромагнитов ЭМ 1 и ЭМ 2 шаго-
вых искателей. И в этом случае шаговые искатели придут в действие,
а щетки искателей будут синхронно перемещаться по пластинкам
искателей.
Если на распорядительном пункте замыкать ключи от Ki до
Кв, то управляемые объекты получат на приемном пункте соответ-
ствующие сигналы и придут в действие.
17'
499
Схемы управления. Рассмотрим одну из схем многоканального
телемеханического устройства, осуществляющего управление и
сигнализацию двухпозиционным-объектом (рис. 19.15, а). В этой
схеме для каждого управляемого объекта имеется однопроводная
Рис. 19.15. Схема телеуправления и телесигнализации (а); диаграмма
замыкания контактов ключа управления (б)
линия связи и одна общая однопроводная линия на весь контро-
лируемый пункт.
На контролируемом пункте устанавливаются реле управления
включения ДУВ и реле управления отключения ДУ О. Схема
построена по принципу пропускания тока одного направления,
500
для этого реле ДУВ и ДУ О включены последовательно с полупро-
водниковыми выпрямителями В(Д и ВС2.
На каждый управляемый объект устанавливается специальный
ключ управления с шестью положениями (рис. 19.15, б).
Рассмотрим управление объектом /. Когда объект отключен,
замкнуты контакты ключа 2—4; горит зеленая лампа ЛСЗ и вклю-
чено сигнальное реле 1РС. Переведем ключ управления на положе-
ние операция «включено». При этом замыкаются контакты ключа
5—8 и через блок-контакты выключателя 1В срабатывает реле 1ДУВ.
Реле 1ДУВ подает импульс на аппаратуру, включающую объект.
Ключ управления самовозвратом установится в положение «вклю-
чено», реле 1ДУВ отключится, а контактами 9—11 включится
сигнальная красная лампа ЛСД. Реле 1РС при этом продолжает
быть включенным последовательно с реле 1ДУ0. Реле 1ДУ0 не
сработает из-за ограничения в ней тока добавочным сопротивле-
нием /?доб.
Переведем ключ управления в положение операция «отключено».
При этом замыкаются контакты ключа 6—7 и контактами реле
1РС шунтируется добавочное сопротивление. Ток в реле 1ДУО
возрастает; реле сработает и отключит объект.
При аварийном отключении объекта, когда ключ управления
находится в положении «включено», сигнальное реле 1РС отклю-
чается и переводит питание сигнальной лапы ЛСД на мигающий
свет, что показывает наличие несоответствия в схеме (объект отклю-
чен, а ключ управления в положении «включено»). Переводом
ключа в положение «отключено» схема управления приводится
в соответствие.
ЛИТЕРАТУРА
Глава I
Директивы XXIII съезда КПСС по пятилетнему плану развития народно-
го хозяйства СССР на 1966—1970 гг. Политиздат, 1965.
В мире энергетики. Сборник под общей редакцией лауреата Ленинской
премии, докт. техн, наук, проф. В. А. Веникова. «Знание», 1967.
Глава II
Правила устройства электроустановок (ПУЭ). «Энергия», 1966.
А. А. Васильев. Электрическая часть станций и подстанций. ГЭИ,
1963.
ГПП Тяжпромэлектропроект. Технические данные по автоматическим вы-
ключателям и предохранителям. ГЭИ, 1956.
Глава III
С. А. Ульянов. Электромагнитные переходные процессы в энергети-
ческих системах. «Энергия», 1964.
Б. А. Князевский, Н. А. Мельников. Аналогии в преобра-
зованиях электрических схем с э. д. с. и трансформациями. ГЭИ, 1951.
Глава IV — V
Л. И. Двоскин и др. Комплектные распределительные устрой-
ства и подстанции. ГЭИ, 1960.
Г. С. Г р и н б е р г, В. Н. С м и р н о в. Комплектные устройства
электрических установок. ГЭИ, 1960.
Б. А. Князевский. Электрическая станция. БСЭ, т. 48.
Глава VI — VIII
Временные руководящие указания по определению электрических на'
грузок промышленных предприятий. ГЭИ, 1962.
Материалы научно-технического совещания по определению электри-
ческих нагрузок промышленных предприятий. ГЭИ, 1957.
Д. С. В о л о б р и н с к и й и др. Электрические нагрузки промышлен-
ных предприятий. «Энергия», 1964.
Б. А. Князевский, В. G. Лившиц. Определение расчетного
максимума нагрузки группы разнородных электроприемников методом услов-
ных максимумов. «Промэнергетика», 1968, № 5.
Б. А. Князевский, В. С. Лившиц. Расчет вариации нагруз-
ки промышленных электроприемников при определении расчетной нагрузки
фидеров. Известия вузов, «Энергия», 1968, № 2.
602
Глава IX
В. А. Веников. Переходные электромеханические процессы в элект-
рических системах. «Энергия», 1964.
Б. А. Князевский, Н. А. Мельников. Энергетическая
характеристика периодических процессов в электрических цепях. Известия
вузов, Энергетика, 1964, № 5.
Глава X
Н. А. Мельников. Регулирование напряжения в электрических
сетях. ВЗЭИ, 1964.
А. А. Тайн, Б. С. М е ш е л ь. Регулирование напряжения и реак-
тивной мощности в электрических сетях промышленных предприятий. ГЭИ,
1960.
Глава XI, XII
Правила технической эксплуатации и безопасности обслуживания элект-
роустановок' промышленных предприятий. ГЭИ, 1961.
Б. А. К и я з е в с к и й, Д. А. Садов. Профилактические испыта-
ния электрического оборудования с помощью передвижной лаборатории.
«Коммунальное хозяйство», 1962.
Б. Ю. Липки и. Электрооборудование промышленных предприятий.
Госстройиздат, 1960.
Глава XIII
Б. 10. Липки и. Электрические сети и освещение машиностроитель-
ных заводов. Машгиз, 1955.
Глава XIV
Б. А. К и я з е в с к и й и др. Электроснабжение промышленных пред*
приятии. «Энергия», 1967.
Б. А. Князевски й и др. Энергетика промышленности. Изд-во
ВПШ, 1959.
Глава XV
Руководящие указания по повышению коэффициента мощности в уста-
новках потребителей электроэнергии. ГЭИ, 1961.
Б. А. Князевский, В. С. Лившиц. О коэффициенте исполь-
зования мощности промышленных электроприемников. «Электричество»,
1968, № 1.
Б. А. К и я з е в с к и и. Компенсация реактивной мощности. БСЭ, т. 22.
Глава XVI
Б. А. Князевский, Н. А. Ч е к а л и и. Техника безопасности
и противопожарная техника в электроустановках. «Энергия», 1968.
М. Р. Н а й ф е л ь д. Заземления и защитные меры безопасности.
«Энергия», 1965.
Б. А. Князевский. Заземление и зануление в энергетике. БСЭ,
т. 16.
Глава XVII
А. М. Федосеев. Основы релейной защиты. ГЭИ, 1961.
Н. В. Ч е р н о б р о в о в. Релейная защита. ГЭИ, 1959.
Глава XVIII
Б. А. Князевский, А. А. Федоров. Электроснабжение про-
мышленных предприятий. ГЭИ, 1951.
Б. Ю. Л и п к и и, В. И. Комаров. Электроснабжение промыш-
ленных предприятий. «Высшая школа», 1965.
503
Глава XIX
И. И. Соловьев. Автоматизация энергетических систем. ГЭИ,
1956.
В. С. Малов. Автоматика в энергетических системах. ГЭИ, 1955.
В. Y. L i р k i п. Electrical equipment for industri. Higher school pul-
lishing House. Moscow, 1967.
Справочники
Справочник «Энергетика промышленных предприятий». Под общей
редакцией А. А. Федорова. Т. 1, II. ГЭИ, 1961, 1963. Справочник по электро-
установкам промышленных предприятий. Т. I, II. ГЭИ, 1963.
Электротехнический справочник. Под общей редакцией М. Г. Чиликина.
Т. I, II, III. «Энергия», 1962, 1964, 1966.
Справочник по проектированию электрического освещения. Под ре-
дакцией Г. М. Кнорринга. ГЭИ, 1960.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Стр.
Предисловие...................................................... 3
Глава I. Общие сведения об электрических системах и электрических
станциях промышленных предприятий
§ 1.1. Основные сведения об электрификации страны и ее энергети-
ческих системах.................................................. 5
§ 1.2. Типы электрических станций и системы управления ими . . 11
§ 1.3. Производство тепловой и электрической энергии на тепловых
электростанциях................................................. 13
§ 1.4. Распределение нагрузки между электростанциями и потребн-
тел^сэлектроэнергии............................................. 17
Глава II. Основное электрооборудование электростанций и под-
станций промышленных предприятий
§2.1. Синхронные генераторы и компенсаторы....................21
§ 2.2 Силовые трансформаторы и преобразовательные агрегаты . . 30
§ 2.3. Изоляторы и шины распределительных устройств............35
§ 2.4. Разъединители, короткозамыкатели, отделители и предохра-
нители .........................................................36
§ 2.5. Выключатели напряжением выше 1000 в и выключатели на-
грузки .........................................................44
§ 2.6. Приводы выключателей....................................59
§ 2.7. Трансформаторы тока и напряжения........................63
§ 2.8. Реакторы................................................67
Глава III. Короткие замыкания в системах электроснабжения и выбор
токоведущих частей и аппаратов
§3.1. Основные понятия и соотношения...........................69
§ 3.2. Определение параметров и выбор расчетных точек цепи корот-
кого замыкания...................................................74
§ 3.3 Способы определения токов короткого замыкания.............81
505
Стр.
§ 3.4. Электродинамические и термические действия токов короткого
замыкания. Ограничение токов короткого замыкания .... 93
§ 3.5. Выбор токоведущих частей и аппаратуры.....................97
Глава IV. Схемы электрических соединений станций и подстанций
§ 4.1. Электрические схемы станций, подстанций и их выполнение . . 105
§ 4.2. Общие рекомендации по выбору схем и напряжения электри-
ческих соединений..............................................108
§ 4.3. Схемы электрических станций промышленных предприятий 111
§ 4.4. Принципы построения и выполнения схем передачи и распре-
деления электроэнергии от энергосистемы до электроустановок
промышленных ^предприятий......................................116
§ 4.5. Схемы подстанций с вторичным напряжением 6—10—20 кв . . 123
Глава V. Конструкции распределительных устройств станций и под-
станций
§5.1. Общие определения........................................130
§ 5.2. Распределительные устройства подстанций НО, 35, 20, 10, 6 кв 131
§ 5.3. Комплектные распределительные устройства напряжением выше
1000 в.........................................................132
§ 5.4. Комплектные трансформаторные подстанции..................140
Глава VI. Применение методов математической статистики и теории
вероятности к анализу работы и проектированию системы
электроснабжения
§0.1. Основные понятия теории вероятностей и математической
статистики.....................................................145
6.2. Нормальный закон распределения...........................147
§ 6.3. Применение вероятностных методов к определению максималь-
ной нагрузки потребителей электроэнергии ..................... 151
Глава VII. Методы определения электрических нагрузок и построение
графиков электрических нагрузок промышленных предприятий
§ 7.1. Потребители электроэнергии и их классификация............154
§ 7.2. Графики электрических нагрузок и коэффициенты, характе-
ризующие режим работы электроустановок.........................157
§ 7.3. Методы определения электрических нагрузок................161
§ 7.4. Определение расхода электроэнергии.......................170
606
Стр.
Глава VIII. Потери мощности и электроэнергии и их Снижение
в системах электроснабжения промышленных предприятий
§8.1. Потери мощности и электроэнергии в воздушных и кабельных
линиях.........................................................174
§ 8.2. Снижение потерь электроэнергии в системе электроснабже-
ния промышленных предприятий...................................179
§ 8.3. Снижение потерь и экономия электроэнергии в энергетических
установках.....................................................181
§ 8.4. Снижение потерь и экономия электрической энергии усовер-
шенствованием технологического процесса........................183
Глава IX. Определение уровней и регулирование напряжения
в системах электроснабжения промышленных предприятий
§9.1. Падение и потеря напряжения..............................187
§ 9.2. Определение уровней и отклонений напряжения..............190
§ 9.3. Колебания напряжения в системах электроснабжения . . . 196
§ 9.4. Оценка качества напряжения...............................199
§ 9.5. Регулирование напряжения в системах электроснабжения . . 203
Глава X. Понятие об устойчивости узлов нагрузки и о режимах работы
систем электроснабжения промышленных предприятий
§ 10.1. Понятие о статической и динамической устойчивости .... 213
§ 10.2. Устойчивость асинхронных и синхронных двигателей .... 217
§ 10.3. Устойчивость узлов нагрузки.............................223
§ 10.4. Активная и реактивная мощность в системе ...............228
§ 10.5. Меры повышения устойчивости.............................231
§ 10.6. Причины возникновения и особенности несимметричных
режимов........................................................234
§ 10.7. Пуск и самозапуск электродвигателей.....................236
Глава XI. Электрические сети внешнего электроснабжения
промышленных предприятий
§ 11.1. Конструктивное выполнение электрических сетей...........242
§ 11.2. Понятие об электрическом и механическом расчете линий и опор
линий электропередачи..........................................252
§ 11.3. Вопросы эксплуатации воздушных и кабельных линий электро-
передачи ......................................................259
607
Стр _
Глава XII. Электрические сети внутреннего электроснабжения
промышленных предприятий
§ 12.1. Общие требования к выбору электрических сетей........... 274
§ 12.2. Схемы и конструктивные выполнения цеховых электрических
сетей .......................................................... 276
§ 12.3. Выбор проводов и кабелей по нагреву..................... 281
§ 12.4. Выбор электрической сети по экономическим соображениям . 288
§ 12.5. Расчет стальных шинопроводов и троллеев................. 291
§ 12.6. Выбор коммутационной и защитной аппаратуры в электри-
ческих сетях напряжением до 1000 в.............................. 299
§ 12.7. Выбор сечений проводов и кабелей с учетом выбора защиты 308
Глава XIII. Электрическое освещение промышленных предприятий
§ 13.1. Световые величины и единицы............................. 316
§ 13.2. Элементы осветительных установок........................ 320
§ 13.3. Методы светотехнического расчета........................ 324
Глава XIV. Подстанции промышленных предприятий
§ 14.1. Схемы подстанций с вторичным напряжением до 1000 в . . . 333
§ 14.2. Выбор типа, схем питания и конструктивного выполнения це-
ховых подстанций................................................ 336
§ 14.3. Преобразовательные подстанции для электролизных установок 340
§ 14.4. Подстанции для дуговых и руднотермических электрических
печей........................................................... 342
§ 14.5. Выбор числа и мощности трансформаторов.................. 344
Глава XV. Повышение коэффициента мощности
§ 15.1. Общие положения......................................... 350
§ 15.2. Мгновенное и средневзвешенное значения коэффициента мощ-
ности .......................................................... 353
§ 15.3. Экономический эквивалент реактивной мощности............ 355
§ 15.4. Понятие о нормативном коэффициенте мощности............. 357
§ 15.5. Мероприятия по повышению коэффициента мощности электро-
установок ...................................................... 360
§ 15.6. Определение расчетных затрат па компенсацию реактивной
мощности....................................................... 362
§ 15.7. Синхронные двигатели, синхронные компенсаторы и статиче-
ские конденсаторы .............................................. 364
608
Стр.
§ 15.8. Распределение конденсаторных установок в радиальных и
магистральных сетях............................................. 367
§ 15.9. Схемы присоединения конденсаторных установок.......... 379
§ 15.10 Статические источники реактивной мощности (ИРМ) с непре-
рывным регулированием........................................... 381
Глава XVI. Заземляющие устройства, защита от перенапряжений
и блуждающих токов
§ 16.1. Основные сведения и определения.......................... 384
§ 16.2. Искусственные и естественные заземлители и заземляющие
проводники...................................................... 388
§ 16.3. Расчет заземляющих устройств в электроустановках напряже-
нием до 1000 в и выше........................................... 392
§ 16.4. Защита от перехода высшего напряжения на сторону низшего
напряжения, защитное отключение, защита от зарядов стати-
ческого электричества.......................................... 400
§ 16.5. Перенапряжения и способы защиты от перенапряжений . . 403
§ 16.6. Защита подземных сооружений от блуждающих токов .... 411
Глава XVII. Релейная защита в системах электроснабжения
промышленных предприятий
§ 17.1. Назначение, параметры и источники питания релейной защиты 414
§ 17.2. Основные типы реле................................... 417
§ 17.3. Максимальная токовая защита.......................... 424
§ 17.4. Защита воздушных и кабельных линий электропередач . . . 434
§ 17.5. Защита силовых трансформаторов....................... 439
§ 17.6. Защита генераторов................................... 448
§ 17.7. Защита электродвигателей............................. 449
§ 17.8. Защита статических конденсаторов..................... 452
Глава XVIII. Управление, контроль, сигнализация и учет
электроэнергии
§ 18.1. Щиты управления.......................................... 455
§ 18.2. Контрольно-измерительные приборы, устанавливаемые в ос-
новных цепях электростанций и подстанций........................ 458
§ 18.3. Управление и сигнализация на электростанциях и подстан-
циях ........................................................... 463
§ 18.4 Учет электроэнергии....................................... 470
§ 18.5. Блокировка............................................... 475
Глава XIX. Автоматизация и диспетчеризация в системах
электроснабжения промышленных предприятий
§ 19.1. Требования и средства автоматизации...................... 478
609
Стр.
§ 19.2. Автоматическое включение резерва (АВР)............... 480
§ 19.3. Автоматическое повторное включение (АПВ)........... 4S6
§ 19.4. Автоматическая разгрузка по частоте (АЧР) и току (APT) . . 490
§ 19.5. Автоматизация работы компенсирующих устройств........... 492
§ 19.6. Телемеханизация и диспетчеризация в системах электроснаб-
жения промышленных предприятий................................. 495
Литература............................................... 502