/
Текст
Б. А. КНЯЗЕВСКИЙ
Б. Ю. ЛИПКИН
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ
ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ
ИЗДАНИЕ ТРЕТЬЕ,
ПЕРЕРАБОТАННОЕ И ДОПОЛНЕННОЕ
Допущено
Министерством высшего и среднего
специального образования СССР
в качестве учебника
для студентов вузов,
обучающихся по специальности
«Электропривод и автоматизация
промышленных установок»
МОСКВА
«ВЫСШАЯ ШКОЛА»
1986
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие^ .................................................................3
Введение . ;.............................................................. 4
Глава 1. Общие сведения................................................. 6
‘ 1.1. Основные сведения об электрификации СССР и современных способах
электроснабжения промышленных предприятий ... . . ... 6
1.2'. Особенности технико-экономических расчетов в системе электро-
снабжения ........................................................... 9
Глава 2. Электрические нагрузки промышленных предприятий ..... 10
§2.1. Потребители электроэнергии и их классификация . 10
§ 2.2. Тепловые воздействия электрической нагрузки на элементы передачи
электрической энергии................................................... 13
§ 2.3. Графики электрических нагрузок и коэффициенты, характеризующие
режимы работы электроустановок . . . . .................. 15
§ 2.4. Методы определения электрических нагрузок и расхода электро-
энергии ................................................................. 19 -
§ 2.5. Потери мощности и электроэнергии.................................. 34
§ 2.6. Способы снижения активных нагрузок потребителей ................... 39
§ 2.7. Способы снижения реактивных нагрузок потребителей.................. 47
Глава 3. Источники питания электроэнергией’. ............. 60
§ 3.1. Основные требования, предъявляемые к энергосистемам как основ-
ным источникам питания потребителей электроэнергией . . . .. '. 60
§ 3.2. Заводские электростанции, их электрические схемы соединений. Уста-
новки гарантийного питания............................................. .74
§ 3.3. Источники и устройства реактивной мощности; их размещение ... 86
§ 3.4. Источники питания вторичных вспомогательных цепей . . . . . . 100
§ 3.5. Отклонении, колебания и регулирование напряжения и частоты . . . 105
’ § 3.6. Устойчивость работы электродвигателей, их самозапуск и режимы
работы ............................................................. ' . 129
§ 3.7. Условия пользования и расчеты за электроэнергию................... 143
Г л а в а 4. Электрические, сети внешнего и внутризаводского электро-
снабжения .,...•.......................................................... 145
§ 4.1. Выбор схем и напряжений электрических сетей....................... 145
§ 4.2. Назначение и конструктивное исполнение электрических сетей . . . 157
§ 4.3. Основные понятия об электрическом расчете сетей и ЛЭП . . . . 170
§ 4.4. Некоторые вопросы эксплуатация кабельных линий.................... 176
§ 4.5. Технико-экономический расчет выбора напряжений и схем внутри-
заводского электроснабжения'. ........................................ 179
Глава 5. Электрические сети внутреннего и внутрицехового электроснабже-
ния промышленных предприятий.............................................. 182
§ 5.1. Общие требований к выбору и прокладке электрических сетей . . . 182
§ 5.2. Схемы и конструктивное выполнение межцеховых и внутрицеховых
электрических сетей .................................................. 186
§ 5.3. Защитная аппаратура в сетях до 1000 В............................. 192
§ 5.4. Выбор сечеиий и защиты проводов и кабелей......................... 200
399
§ 5.5. Выбор электрических сетей по потере напряжения и экономической
плотности тока...................................................... 210
§ 5.6. Расчет троллейных линий н подпиток к ним....................... 216
§ 5.7. Расчет сетей электрического освещения.......................... 220
§ 5.8. Технико-экономическое обоснование выбора системы электроснабже-
ния цеха.............................................................. 222
Глава 6. Короткие замыкаиия в системах электроснабжения. Выбор аппа-
ратов и токоведущнх частей............................................. 234
§ 6.1. Основные понятия и соотношения................................. 224
§ 6.2. Способы расчетов токов короткого замыкаиия..................... 228
§ 6.3. Электродинамические и термические действия токов короткого замы-
кания. Ограничение токов короткого замыкания...................... . 242
§ 6.4. Выбор аппаратов и токоведущих частей . . ...................... 246
Глава 7. Подстанции и распределительные устройства промышленных
предприятий .......................................................... 2S2
§ 7.1. Основные определения и назначение подстанций и распределитель-
ных устройств....................................................... 232
§ 7.2. Схемы главных понизительных, заводских и цеховых подстанций 253
§ 7.3. Открытые распределительные устройства.......................... 262
§ 7.4. Закрытые распределительные устройства ......................... 267
§ 7.5. Конструктивное выполнение подстанций........................... £76
§ 7.6. Выбор числа и мощности трансформаторов и типа подстанций . . . 587
Глава 8. Защита электроустановок........................................ 294
§ 8.1. Классификация способов защиты. Параметры релейной защиты 294
§ 8.2. Применение плавких предохранителей для защиты в сетях свыше
1000 В . .......................... ........................ 296
§ 8.3. Разновидность и элементы релейной защиты....................... 298
§ 8.4. Защита трансформаторов подстанций.............................. 313
§ 8.5. Защита воздушных и кабельных линий и токопроводов ............. 320
§ 8.6. Релейная защита генераторов .................................. <326
§ 8.7. Релейная защита электродвигателей, электропечных и конденеатор-
ных установок..................................................... . . 329
Глава 9. Устройства управления, измерения и сигнализации................ 338
§ 9.1. Виды управления, сигнализации и контроля...................... .338
§ 9.2. Измерения в системе электроснабжения........................... 343
§ 9.3. Учет вырабатываемой и потребляемой электроэнергии...............350
Глава 10. Автоматизация и диспетчеризация в системе электроснабжения
промышленных предприятий ...............................................4353
§ 10.1. Требования и средства автоматизации...........................353
§ 10.2. Автоматическое включение резерва . ................... 856
§ 10.3. Автоматическое повторное включение.......................... 1359
§ 10.4. Автоматическая разгрузка по частоте, и току..................1862
§ 10.5, Автоматизация работы компенсирующих устройств................1364
§ 10.6. Автоматизация управления и учета в системах электроснабжения 1867
Глава 11. Заземляющие устройства. Защита от перенапряжений и элек-
трокоррозии дав
§ 11.1. Режимы нейтралей. Основные сведения о заземляющих устройствах 4Й6
§ 11.2. Искусственные и естественные заземлители и заземляющие провод-
t ники............................................................ Эво
§ 11.3. Расчет заземляющих устройств................................ 384
§ 11.4. Перенапряжения и молниезащита............................... 389
§ 11.5. Защита подземных сооружений от электрокоррозци блуждающими
токами........................................................... . 392
Список литературы................................................... . 395
Предметный указатель . ................................................. 397
ББК 31.29
К54
УДК 658.26
Рецензенты: кафедра «Электроснабжение промышленных пред-
приятий» Новосибирского электротехнического института (зав. ка-
федрой -- канд. техн, наук доп. В. 3. Минусов)
Князевский Б. А., «Пипкин Б. Ю.
К54 Электроснабжение Промышленных предприятий:
Учеб, для студ. вузов по спец. «Электропривод и
автоматизация промышленных установок» — 3-е изд.,
перераб. и доп. — М.: Высш, шк., 1986. — 400 с., ил,
В пер.: 1 р. 30 к.
В книге приведены расчеты токов короткого замыкания, релейной защиты
и нагрузок. Описаны выбор оборудования подстанций и сетей, низковольтные
и высоковольтные сети, режимы работы систем электроснабжения промышленных
предприятий, повышение коэффициентов мощности и др. 3-е издание (2-е вышло
в 1979 г.) пе-реработано и дополнено новыми сведениями.
2302050000— 118
К----------------119—86
001(01) —86
ББК 31.29
6П2.1
Борис Александрович Князевский, Борис Юльевич Лнпкин
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
Зав. редакцией Н. И. Хрусталева. Редактор И. Е. Якушина. Мл. ре-
дакторы Е. В. Растегаева, Т. Ф. Артюхина. Художник В. В. Гарбузов.
Художественный редактор В. И. Мешалкин. Технический редактор -
Т. А. Новикова. Корректор Г. И. Кострикова
ИБ № 5460
Изд. № СТД-460. Сдано в набор 26.06.85. Поди, в печать 21.01.86.
Т-05920. Формат 60Х90'/|,;. Бум. офс. № 2. Гарнитура литературная.
Печать офсетная. Объем 25 усл. печ. л., 25 усл. кр.-отт. 28,18 уч.-изд. л.
Тираж 45 000 экз. Заказ № 545 Цена 1 р. 30 к.
Издательство «Высшая школа», 101430, Москва, ГСП-4, Неглин-
ная ул., д. 29/14.
Ярославский полиграфкомбинат Союзполиграфпрома при Государ-
ственном комитете СССР по делам издательств, полиграфии и книж-
ной торговли. 150014. Ярославль, ул. Свободы, 97.
© Издательство «Высшая школа», 1979
© Издательство «Высшая школа», 1986, с изменениями
ПРЕДИСЛОВИЕ
Учебник «Электроснабжение промышленных предприятий» пред-
ставляет собой переработанное и дополненное 3-е издание (2-е —
в 1979). В нем приведены сведения об энергетических системах
как основных источниках электроснабжения промышленных пред-
приятий, рассмотрены релейная защита, контроль и автоматиза-
ция электроустановок, особенности расчетов сетей внешнего и внут-
реннего электроснабжения, значительно шире изложены по сравне-
нию с предыдущим изданием вопросы снижения активных и реак-
тивных нагрузок потребителей электроэнергии, включен новый
материал цо источникам питания вторичных вспомогательных цепей
электроустановок объяснены условия присоединения и расчетов
за потребляемую электроэнергию с учетом ее качественных показа-
телей. Особое внимание уделено технико-экономическим расчетам
(ТЭР) и рациональному использованию энергоресурсов и капи-
тальных вложений в электроустановках.
Главы 1—4 и 11 написаны Б. А. Князевским, главы 5—10 —
Б. Ю. Липкиным.
Авторы выражают глубокую благодарность рецензенту книги —
коллективу кафедры «Электроснабжение промышленных предприя-
тий» Новосибирского электротехнического института (зав. кафед-
рой В. 3. Манусов), а также лауреату Ленинской премии проф.,
д-ру техн, наук В. А. Веников;, оказавшим большую-научную и ме-
тодическую помощь при подготовке к переизданию книги.
Замечания и пожелания по улучшению содержания книги,
просим направлять в издательство «Высшая школа» по адресу:
101430, Москва, ГСП-4, Неглинная ул., 29/14.
Авторы
1*
ВВЕДЕНИЕ
В 1980 г. исполнилось 60 лет с того дня, когда VIII съезд Сове-
тов принял план развития народного хозяйства на базе электрифи-
кации. План ГОЭЛРО— Государственный план электрификации
России — был первым планом развития всех отраслей народного
хозяйства нашей страны.
В соответствии с решениями партии и правительства осущест-
вляется Энергетическая программа, которая признана крупней-
шим документом перспективного значения. «Реализация Энергети-
ческой программы СССР является одним из необходимых условий
для ускорения перевода экономики страны на интенсивный путь
развития, позволит существенно увеличить энерговооруженность
отраслей народного хозяйства...» Она предполагает «дальнейшее
совершенствование размещения производительных сил страны в на-
правлении приближения их к основным топливно-энергетическим
базам СССР»*.
В настоящее время задача ускорения развития страны приобре-
тает первостепенное политическое, экономическое и социальное раз-
витие.
Ускоренными темпами сооружены энергоблоки мощностью
1 млн. кВт на атомных электростанциях (АЭС) — Чернобыльской
и Курской. Заканчиваются пусконаладочные работы и на других
АЭС — Хмельницкой, Крымской, Ростовской, Ровенской, Костром-
ской, Башкирской и Белоярской на быстрых нейтронах.
Построены ГЭС: Нурекская, Токтогульская, Курпсайская, Бай-
пасинская в Средней Азии, Чебоксарская и Нижнекамская на
Волге, Зейская в Восточной Сибири и самая крупная в мире Саяно-
Шушенская мощностью 6,4 млн. кВт, на которой впервые установ-
лены агрегаты по 640 тыс. кВт каждый. Завершено также строи-
тельство Экибастузской ГРЭС-1 на полную мощность, продолжа-
ется строительство ГРЭС-2, ГРЭС-3. Сооружение этих электро-
станций увеличит мощность энергетической системы страны и обе-
спечит растущие потребности всех развивающихся отраслей народ-
ного хозяйства СССР.
Энергетика страны располагает 96 районными энергосистема-
ми, обеспечивающими одну или несколько областей (Мосэнерго,
Ленэнерго, Челябэнерго и др.) электрической и тепловой энер-
гией. Районные энергосистемы сгруппированы в объединенные
энергосистемы, охватывающие территории целых экономических
районов: Центр, Юг, Средняя Волга, Северо-Запад, Северный Кав-
каз, Закавказье. Они образуют Единую энергетическую систему
европейской части СССР.
В 1978 г. были присоединены к Европейской ЕЭС объединенные
энергетические системы Сибири и Казахстана. Это позволило со-
здать систему мощностью около 220 тыс. МВт, управляемую цен-
тральным диспетчерским управлением СССР.
Объединенными энергосистемами азиатской части СССР явля-
ются: Сибирская энергетическая система, обслуживающая террито-
рию от Омска до Улан-Удэ; энергосистема Средней Азии, охваты-
вающая республики Средней Азии и южные области Казах-
ской ССР, энергосистемы Северного Казахстана и Дальнего
Востока.
В настоящее время продолжаются работы по дальнейшему раз-
витию ЕЭС СССР. Это осуществляется путем объединения ЁЭС
европейской части с объединенными энергетическими системами
Сибири и Средней Азии.
Создание ЕЭС СССР экономически продиктовано тем, что в
азиатской части страны находится около 80% топливных и гидро-
ресурсов, тогда как в европейской части СССР размещается 80%
потребителей энергии. Установлено, что передача больших мощ-
ностей из восточных районов страны в европейскую часть СССР
экономически целесообразна по сверхдальним линиям электропере-
дачи с уникальным высоким напряжением 1150 кВ переменного
тока и 1500 кВ постоянного тока.
Основными потребителями электрической энергии, являются
промышленность, транспорт, сельское хозяйство, коммунальное
хозяйство городов и поселков, причем на промышленность при-
ходится более 70% потребления электроэнергии, которая должна
расходоваться рационально и экономно на каждом предприятии,
участке и установке.
В нашей стране создан мощный высокоэффективный топливно-
энергетический комплекс, экономное и рациональное использова-
ние которого обеспечивает успешное решение народнохозяйствен-
ных планов.
* Основные положения Энергетической программы СССР на длительную пер-
спективу,—М.: Политиздат, 1984,—с. 5,7.
4
ГЛАВА 1
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
§ 1.1. Основные сведения об электрификации СССР
и современных способах электроснабжения промышленных
предприятий
План ГОЭЛРО, принятый Всероссийским съездом Советов
1920 г., воплощал ленинские принципы социалистической электри
фикации в форме конкретного государственного плана развити
народного хозяйства страны на основе электрификации. В это!
плане намечалось сооружение 30 крупных районных электростан
ций. общей мощностью 1750 тыс. кВт, а также линии электропере
дачи напряжением 35 и 110 кВ (11). Большое значение придава
лось строительству крупных' гидростанций, которых дореволюцион
ная Россия не имела. Большинство из электростанций должш
были использовать местные энергетические ресурсы — низкосорт
ные угли, штыб, сланцы и особенно торф.
Осуществление плана ГОЭЛРО началось в тяжелых условия)
когда производство электроэнергии в стране сократилось почт
в четыре раза по сравнению с 1913 г. и составляло всег
520 млн. кВт.-ч. В 1922 г. были пущены в эксплуатацию Кашир
ская ГРЭС на подмосковном угле и ГРЭС «Красный Октябрь» н
торфе под Ленинградом, в 1924 г. — Кизеловская ГРЭС на мест
ном угле на Урале, в 1925 г. — Шатурская и Горьковская ГРЭ<
на торфе.
Широко развернулось строительство гидростанций: в 1926 I
вступила в строй Волховская ГЭС, а за ней Ереванская, Земо
Авчальская, Боз-Суйская и др. В 1927 г. состоялась закладк
Днепровской ГЭС им. В. И. Ленина. План ГОЭЛРО, рассчитанны
на 10—15 лет, был выполнен в кратчайший срок, и выработк.
электроэнергии с 0,52 млрд. кВт-ч в 1920 г. возросла более чем
20 раз. В 1935 г. мощность районных электростанций достиг/!
4,38 млн. кВт, т. е. превысила в 2,5 раза мощность, предусмотрен
ную планом ГОЭЛРО. Производство электроэнергии достиг/!)
26,3 млрд. кВт-ч. За период с 1930 по 1935 г. Советский Союз п(
производству электроэнергии вышел на Третье место в мире. ’
Огромное количество электроэнергии, вырабатываемое генерато
рами различных типов электростанций, передается потребителям
которыми являются промышленность, сельское хозяйство, строи
тельство, транспорт и коммунальное хозяйство городов.
Передача' электроэнергии от источников к потребителям произ-
водится энергетическими системами, объединяющими несколько
электростанций. Длительный опыт эксплуатации энергетических
систем показал' технико-экономическую целесообразность их соеди-
нения между собой. Так, уже в 1933 г. были соединены Горьков-
ская и Ивановская энергосистемы, а затем к ним присоединена
Московская энергосистема. В 1935 г. создана объединенная энерго-
система Донбасса и Приднепровья, осуществленная с помощью
линии электропередачи Днепрогэс — Донбасс напряжением 220 кВ.
К этому времени уже имелось несколько объединенных энерго-
систем — Московская, Ленинградская, Уральская, Поволжья, Кав-
каза, Сибири.
В 1960 г. Москва начала получать электроэнергию от двух
Волжских ГЭС по линии напряжением 500 кВ. После введения в
эксплуатацию в 1963 г. линии электропередачи Волжская ГЭС
им. Ленина — Донбасс напряжением 800 кВ постоянного тока объ-
единились энергосистемы Центра, Юга, Поволжья, европейской
части страны. Этим было положено начало создания Европейской,
а затем и Единой энергосистемы СССР.
Энергосистемы продолжают оставаться основными источниками
электроснабжения потребителей электроэнергии, в том числе наибо-
лее энергоемких, каковыми являются промышленные предприятия.
Основные элементы электрической части энергосистем — раз-
личные типы районных трансформаторных и распределительных
подстанций, главные подстанции предприятий (ГПП) и других объ-
ектов и городов. В соответствии со схемой и принятыми напряже-
ниями они соединяются между собой линиями электропередачи
(ЛЭП) напряжением 750, 500, 220, 110 кВ, являющимися районны-
ми электрическими сетями энергосистем. Распределительные сети
энергосистем напряжением 35, 10 и 6 кВ являются одновременно
электрическими сетями внешнего электроснабжения промышленных
предприятий (см. гл. 4).
В общем балансе страны удельный вес промышленности и стро-
ительства составляет более 70%, поэтому вопросам электроснаб-
жения промышленных предприятий придается большое значение.
Для этого вся система распределения и потребления электроэнер-
гии, получаемой от энергосистем, строится таким образом, чтобы
удовлетворялись основные требования электроприемников, находя-
щихся у потребителей.
Надежность электроснабжения достигается благодаря беспере-
бойной работе всех элементов энергосистемы и применению ряда
Технических устройств как в системе, так и у потребителей: уст-
ройств релейной защиты и автоматики, автоматического ввода ре-
зерва (АВР) и повторного включения (АПВ), контроля и сигнали-
зации (см. гл. 8, 9).
Качество электроснабжения определяется поддержанием на ус-
тановленном уровне значений напряжения и частоты, а также
ограничением значений в сети высших гармоник и несинусоидаль-
ности и несимметричности напряжений.
6
7
Экономичность электроснабжения достигается путем разработки
совершенных систем-распределения электроэнергии, использования
рациональных конструкций комплектных распределительных уст-
ройств и трансформаторных подстанций и разработки оптимизации
системы электроснабжения. На экономичность влияет выбор рацио-
нальных напряжений, оптимальных значений сечений проводов и
кабелей, числа и мощности трансформаторных подстанций, средств
компенсации реактивной мощности и их размещение в сети.
Реализация этих требований обеспечивает снижение затрат при
сооружении и эксплуатации всех элементов системы электроснаб-
жения, выполнение с высокими технико-экономическими показате-
лями планов электрификации всех отраслей народного хозяйства,
надежное и качественное электроснабжение промышленных пред-
приятий. В результате увеличивается электровооруженность труда
в промышленности и в других отраслях народного хозяйства, ко-
торая представляет собой количество электроэнергии на одного
работающего (МВт/(чел • год)), а это в свою очередь обеспечивает
рост производительности труда и степень его механизации.
Таким образом, рост электровооруженности труда определя-
ется не только увеличением выработки электроэнергии на электро-
станциях, которая у нас в стране непрерывно растет, но и фактиче-
ски рациональным ее использованием в различных устройствах и
установках потребителей. С этой точки зрения безусловно рацио-
нальным' является-распределение электроприемников по надежности
электроснабжения на несколько категорий с учетом их значимости
в технологическом процессе производства, безаварийной работы,
оборудования и безопасности его обслуживания.
Для обеспечения надежности электроснабжения электроприем-
ники разделяют на следующие три категории:
первая категория — электроприемники, перерыв в электроснаб-
жении которых может повлечь за собой опасность для жизни людей,
значительный ущерб народному хозяйству, повреждение дорого-
стоящего оборудования, массовый брак продукции, расстройство
технологического процесса, нарушение функционирования особо
важных элементов коммунального хозяйства. В эту категорию вхо-
дит особая группа электроприемников, бесперебойная работа ко-
торых необходима для безаварийного останова производства и
предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреж-
дения дорогостоящего основного оборудования;
вторая категория — электроприемники, перерыв в электроснаб-
жении которых приводит к массовому недоотпуску продукции,
массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного тран-
спорта, нарушению нормальной деятельности значительного коли-
чества городских и сельских жителей;
. третья категория — остальные электроприемники, не подходя-
щие под определение первой и второй категорий.
Электроприемники первой категории должны обеспечиваться
электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих ис-
точников питания; перерыв в электроснабжении при нарушении
электроснабжения от одного из источников питания может быть
допущен лишь на время автоматического восстановления питания.
Для электроприемников второй категории при нарушении электро-
снабжения от одного из источников питания допустимы перерывы
электроснабжения на время, необходимое для Включения резерв-
ного питания.
При наличии централизованного резерва трансформаторов и
возможности замены повредившегося трансформатора за время не
более суток допускается питание электроприемников второй кате-
гории от одного трансформатора.
§ 1.2. Особенности технико-экономических расчетов
в системе электроснабжения
Задачей технико-экономических расчетов (ТЭР) является выбор
оптимального варианта передачи, преобразования и распределе-
ния электроэнергии от источников питания до потребителей. Крите-
рием оптимального варианта ТЭР служат приведенные годовые
затраты, определяемые в соответствии с «Методикой технико-
экономических расчетов в энергетике» (19):
--Рнорм
к+сгод
— РнормА + (С„ —б?а —|— Со) ,
где рНОрЧ — нормативный коэффициент стоимости капитальных за-
трат К; Сгод= С„ + Са + Со — суммарные годовые эксплуатационные
расходы; Ся — стоимость потерь электроэнергии по действующему
тарифу; Са — стоимость амортизационных отчислений; Со — стои-
мость обслуживания.
Для выбора оптимального варианта сравнивают два-три воз-
можных варианта элементов системы электроснабжения. Оптималь-
ным считается вариант с минимумом приведенных годовых затрат.
При этом каждый из рассматриваемых вариантов должен соответ-
ствовать требованиям, предъявляемым к системе электроснабже-
ния, которые даны в ПУЭ и других директивных материалах по
вопросам электроснабжения промышленных предприятий.
Рассматривая отдельные элементы, входящие в систему элект-
роснабжения (сети внешнего и внутреннего электроснабжения,
распределительные устройства (РУ), и трансформаторные подстан-
ции различных назначений, питательные и распределительные се-
ти отдельных цехов и установок), можно по ТЭР выбрать их основ-
ные параметры и конструктивное выполнение, обеспечивающие оп-
тимальный вариант электроснабжения объекта или отдельных его
элементов.
Руководствуясь «Методикой» (19] и практикой проектирования,
можно произвести технико-экономические расчеты с целью выбора:
напряжения для сети внешнего и внутреннего электроснабжения
объекта или отдельных цехов и установок; схемы электроснабжения
и способа питания цеховых комплектных трансформаторных под-
станции (КТП); мощности трансформаторов и компенсирующих
устройств; компенсирующих устройств на высшем и низшем напря-
8
9
жении КТП; числа и мощности трансформаторных подстанций; схе-
мы электроснабжения цеха; способов прокладки, монтажа и защи-
ты цеховых электросетей.
Технико-экономические расчеты по вышеуказанным элементам
системы электроснабжения приведены в соответствующих главах
(см. § 4.5; 5.8; 7.6).-
Во всех ТЭР наиболее целесообразным и экономичным считается
вариант, имеющий наименьшие приведенные затраты, высокие ка-
чественные показатели и отвечающий техническим требованиям.
При выборе вариантов электроснабжения следует учитывать мень-
шие потери и колебания напряжения (см. § 2,6), более низкий
уровень высших гармоник тока в сети (см. § 3.6), более благо-
приятные условия монтажа, удобство эксплуатации и возможность
дальнейшего расширения или реконструкии проектируемого объекта
электроснабжения.
При ТЭР применяют такие методы выбора наиболее рациональ-
ного варианта [17], которые позволяют вести проектирование с
помощью ЭВМ. Следует подчеркнуть, что выбор оптимальных ва-
риантов отдельных элементов системы электроснабжения, перечис-
ленных выше, должен производиться с учетом надежности срав-
ниваемых вариантов, а также ущерба при отключении питания по-
требителей электроэнергии. Указанный ущерб является одной из
составляющих приведенных затрат сравниваемых вариантов и,
естественно, влияет на окончательный выбор отдельных элементов
электроснабжения.
ГЛАВА 2
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ
§ 2.1. Потребители электроэнергии и их классификация
Потребителем электрической энергии называется электроприем-
ник или группа электроприемников, объединенных технологическим
процессом и размещающихся на определенной территории. Прием-
ником электрической энергии (электроприемником) называется
аппарат, агрегат, механизм, предназначенный для преобразования
электрической энергии в другой вид энергии.
Систематизацию потребителей электроэнергии, а следовательно,
и их нагрузок осуществляют обычно по следующим основным экс--
плуатационно-техническим признакам: производственному назначе-
нию; производственным связям; режимам работы; мощности и на-
пряжению; роду тока; требуемой степени надежности питания; тер-
риториальному размещению; плотности нагрузки; стабильности
расположения электроприемников. Однако при определении электриче-
ских нагрузок промышленного предприятия достаточно системати-
зировать потребителей электроэнергии по режимам работы, мощ-
ности, напряжению, роду тока и требуемой степени надежности пи-
тания, считая остальные признаки вспомогательными.
По режимам работы все потребители электроэнергии
можно распределить на ряд групп, для которых’предусматриваются
три режима работы: продолжительный, при котором электрические
машины могут работать длительное время, причем превышение тем-
пературы отдельных частей машины не выходит за пределы, уста-
навливаемые стандартом; кратковременный, при котором рабочий
период не настолько длителен, чтобы температуры отдельных частей
машины могли достигнуть установившегося значения, период же
остановки машины настолько длителен, что машина успевает охла-
диться до температуры окружающей среды; повторно-кратковремен-
ный, при котором рабочие периоды чередуются с периодами пауз,
а длительность всего цикла не превышает 10 мин. При этом нагрев
не превосходит допустимого, а охлаждение не достигает темпера-
туры окружающей среды.
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 отклю-
чения, от нескольких часов до нескольких смен подряд, с достаточно
высокой, неизменной или маломеняющейся нагрузкой работают
электроприводы вентиляторов, насосов, компрессоров, преобразова-
телей, механизмов непрерывного транспорта и т. п. Длительно, но
с переменной нагрузкой и кратковременными отключениями, за
время которых электродвигатель не успевает охладиться до тем-
пературы окружающей среды,'а длительность циклов превышает
10 мин, работают электродвигатели, обслуживающие станки хо-
лодной 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, гидравличе-
ских затворов, всякого рода заслонок и т. п.
В повторно-кратковременном режиме работают электродвигате-
ли мостовых кранов, тельферов, подъемников и аналогичных им
установок, вспомогательных и некоторых главных приводов прокат-
ных цехов. К этой группе относятся и сварочные аппараты, рабо-
тающие с постоянными большими бросками 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 режима работы
которого является резкое изменение нагрузки почти от нуля до мак-
симума в зависимости от времени суток и постоянство нагрузки
во все время, когда освещение включено.
По мощности и напряжению все потребители элек-
троэнергии можно разделить на две группы:
ю
п
потребители большой мощности (80—100 кВт и выше) на напря
жение 3—6—10 кВ, получающие питание непосредственно от сет1
3—6—10 кВ. К этой группе относятся мощные печи сопротивлени!
и дуговые печи для плавки Черных и цветных металлов, питаемы!
через собственные трансформаторы;
потребители малой и средней мощности (ниже 80—100 кВт)
питание которых возможно и экономически целесообразно толькс
на напряжении 380—660 В.
По роду тока все потребители электроэнергии можно раз
делить на три группы: работающие от сети переменного тока нор
мольной промышленной частоты (50 Гц), работающие от сети пе
ременного тока повышенной или пониженной частоты и работаю'
щие от сети постоянного тока. Основной род тока, на котором
работают электроустановки промышленных предприятий, — перемен
ный трехфазный ток частотой 50 Гц.
Отдельные потребители электроэнергии (электроинструмент,
сНециальные станки в деревообрабатывающих цехах, ряд шлифо-
вальных станков в подшипниковой промышленности и др.) исполь-
зуют для питания высокоскоростных электродвигателей токи по-
вышенной частоты (180—400 Гц)_. Установки индукционного и
диэлектрического нагрева требуют токов повышенных и высоких
частот, получаемых от машинных (до частот 10 000 Гц) и электрон-
ных (свыше 10 000 Гц) генераторов.
Для ряда производственных механизмов необходимы широкое
регулирование скорости, поддержание постоянства скорости техно-
логического процесса, повышенный перегрузочный момент при пов-
торно-кратковременном режиме работы, частое реверсирование,
быстрые разгоны и торможения, что вызывает необходимость при-
менения электродвигателей постоянного тока для электроприводов
этих механизмов. Цехи электролиза, электролитического получения
металлов, гальванические цехи и некоторые виды электросварки
требуют также постоянного тока.
Поэтому при построении схемы электроснабжения промышлен-
ного предприятия приходится считаться с наличием на предприятии
потребителей постоянного тока и токов высокой частоты и, следова-
тельно, предусматривать специальные преобразовательные установ-
ки для питания этих потребителей и для обслуживания отдельных
электроустановок или их групп. При незначительном числе и не-
большой мощности отдельных потребителей постоянного тока или
токов высокой частоты, а также при их разбросанности по терри
тории цехов у каждого из этих потребителей устанавливают ин-
дивидуальные преобразовательные агрегаты. Их устанавливают и }
мощных электроприводов, управление которыми производится пс
специальным схемам. При достаточно большом числе и большой
суммарной мощности потребителей предусматриваются централизо
ванные преобразовательные подстанции со статическими полупро
воднико&ыми выпрямителями или двигатель-генераторами. В систе
ме электроснабжения предприятия эти преобразователи электро
энергии являются потребителями переменного тока.
12
§ 2.2. Тепловые воздействия электрической нагрузки
на элементы передачи электрической энергии
Электрические нагрузки характеризуются расчетным током. При
длительной нагрузке проводника током неизменного значения I
установившееся превышение температуры (температура перегрева)
ТУст = Т„/(///ном)2/ (2.1)
где тн — превышение температуры, используемое для расчета дли-
тельно допустимых токов нагрузки указанных в ПУЭ; соответ-
ствует каталожным данным проводов и кабелей.
В табд. 2.1 указаны длительно допустимый нагрев. иж,Норм для
жил проводников в условиях нормальной эксплуатации, максималь-
ное превышение температуры тж.макс, допускаемое в режиме корот-
кого замыкания (к.з.), а также кратковременно допускаемый на-
грев Нпик в моменты пиков нагрузки; в табл. 2.2 — расчетная темпе-
ратура среды г/с.норм, принятая по нормам для вычисления длительно
допустимых нагрузок. По данным табл. 2.1 и 2.2 можно определить
допустимые превышения температуры:
Тн — ^ж.норм ^с.норм- (2.2)
Таблица 2.1
Длительно допусти- мый нагрев жил по Допустимый крат- ковременный нагрев Максимально до- пустимые превыше-
нормам Уж но °C ОМ, жил при перегруз- ния температуры
ках Улик С жил при токах к. з. Т'Ж. макс, С
•Вид проводника
мед- алю- сталь- мед- алю- сталь- мед- алю- сталь-
• ных миние- вых ных* иых ми- лие- вых ных* ных ми- ние- вык ных*
Шины и голые провода 70 70 70/70 125 125 125/125 300 200 100/300
Кабели с бумажной пропитанной изоля- цией, кВ: 125
до 3 80 80 — 125 — 200 200 —
6 65 65 — 100 100 — 200 200 —
10 60 60 — 90 90 — 200 200 —
20 , 50 50 — — — — 125 — —
35 50 50 — — — — 125 — —
Кабели и провода с
резиновой изоляцией:
обычной 55 55 — 100 100 — 150 150 —
теплостойкой 65 65 — но 110 — 200 150 —
Провода с полихлор-
виниловой изоляцией 65 65 — — — — 200 150 —
* Даны для двух случаев: непосредственно не соединенные с аппаратами
(числитель); непосредственно соединенные с аппаратами (знаменатель).
13
Таблица 2.2
Место прокладки проводника Температура среды V с. норм»
Открытая и защищенная прокладка проводов, кабелей и шин в воздухе (внутри помещений) 25
Один кабель с бумажной изоляцией при прокладке непосредс- твенно в земле 15
То же, в земле в трубах Кабели с бумажной изоляцией (независимо от их числа) при прокладке в воде 25
15
Из формулы (2.1) длительно допустимая нагрузка
I Аюмд/^уст/Тн. (2.3)
В переходном режиме через любой интервал времени t, отсчи-
танный от начального времени (0, превышение температуры про-
водника
Т| = туст(1 — е ''"’) +тое^'/г, (2.4)
где т0 — перегрев проводника в момент начала отсчета; Т — по-
стоянная времени нагрева проводника, мин и с.
При включении нагрузки в момент, когда то = О, превышение
температуры (рис. 2.1, кривая 2)
т/='Туст(1 — et/T). (2.5)
При полном отключении нагрузки проводник охлаждается, его
температура перегрева стремится к нулю {туст->-0), при этом
(рис. 2.1, кривая 1) xt = xoe~t/T. При прерывистой работе, характе-
ризующей повторно-кратковременный режим, интервалы Ы вклю-
чения и отключения линии будут соответствовать режиму нагрева
и охлаждения проводников и определяться ломаной кривой 4 и
соответствующей ей кривой нагрева 3. Последняя лежит ниже кри-
вой 2. Следовательно,
при повторно-кратко-
временном режиме до-
пустимая токовая на-
грузка на провода и
кабели повышается
(см..§ 5.4)
Значение Т для
большинства проводни-
ков малого и среднего
сечения составляет око-
ло 30 мин. Этим объяс-
няется, что для выбора
всех элементов системы
электроснабжения при-
14
нят 30-минутный (получасовой) максимум, нагрузки, или Рмакс = Р30.
Для проводов и кабелей с алюминиевыми жилами при одинако-
вом их Сечении с медными жилами, одинаковой конструкции изоли-
рующих и защитных покровов и одинаковом способе прокладки
постоянная времени нагрева может быть принята: для голых прово-
дов— Тал =0,7 Тм; для изолированных проводов — Тал=0,85 Тм;
для кабелей — Тал = 0,9 Т„ (Тал и Т„ — постоянные времени нагрева
проводов и кабелей с алюминиевыми и медными жилами).
При изменении предельно допустимой температуры нагрева про-
вода от Тдоп до ТдоП или температуры окружающей среды от т0 до
допустимый ток изменяется: 1
7доп. — /доп д/(Тд0П То) / (Тдоп То) /доп 'xj(Тдоп То)/(ТдОП то). (2.6)
§ 2.3. Графики электрических нагрузок и коэффициенты,
характеризующие режимы работы электроустановок
Электрические нагрузки промышленных предприятий определя-
ют выбор всех элементов системы электроснабжения: линий элек-
’ тропередачи, районных трансформаторных подстанций, питательных
и распределительных сетей, заводских трансформаторных подстан-
ций и их распределительных сетей. Поэтому правильное опреде-
ление электрических нагрузок является решающим фактором при
проектировании и эксплуатации электрических сетей.
Различают следующие характерные графики нагрузок: суточные
(рис. 2.2, а) и годовые (рис. 2.2,6) графики активной и реактив-
ной нагрузок по продолжительности.
Рис. 2.2. Суточные (а) и годовые (б) графики активной Р и реактив-
ной Q нагрузок
Пиковая нагрузка (мощность) обусловлена пиковым (пуско-
вым) током и характеризуется коэффициентом ^ПИК----------- 7пик/7ном
(см. § 5.6).
Для построения суммарного суточного графика нагрузки
(рис. 2.3) необходимо подсчитать нагрузки потребителей предприя-
15
Рис. 2.3. Суммарный суточный график на-
грузки промышленного предприятия:
1 — график подстанции; 2 — график потреб-
ления; 3 — график потерь
тия Pt, потерн мощности в
трансформаторах и сети и
МОЩНОСТЬ ПОДСТаНЦИИ Рмакс.п/ст.;
Дадим определение основ-
ных величин и различных,
коэффициентов, применяе-
мых при подсчете нагрузок.
Номинальная (установ-
ленная) мощность электро-
двигателей длительного ре-
жима — йаспортная мощ-
ность двигателя, обозначен-
ная ца заводской табличке.
Для двигателей повторно-
кратковременного режима
номинальная мощность при-
водится к длительному ре-
жиму (/7В = 100%):
Рном === Р^П В п , (2.7)
где р„ и ПВп — соответственно паспортная мощность и паспортная
продолжительность включения:
Т75п * ^ВКл/(А1КЛ + U--------- ^ВКл/7ц,
(2.8)
здесь 4кл, t0 — время включения и отключения; Т„— время цикла
ра’боты механизма или установки.
Для сварочных машин и трансформаторов электропечей номи-
нальная мощность
Рном — 5П СОЭфп'у/НВц ,
(2.9)
где sn — паспортная мощность трансформатора и паспортные зна-
чения cos <рп и ПВ„.
Коэффициенты использования индивидуального kH для одного
или группового К« для группы приемников характеризуют исполь-
зование активной мощности и представляют собой отношение сред-
ней активной мощности одного рсм или группы Рсм приемников за
наиболее нагруженную смену к номинальной мощности Р„ом:
== Рсм/рном; Км ==== Рсм/Рном • (2.10)
Для электроприемников одного режима работы значения k„ и К»
совпадают. Для группы электроприемников с разными режимами
работы групповой коэффициент использования.
Км — 2jPcm/2jPh°« — 2j^hPh°m/2jPhom * (2.11)
ii i i
16
Средние значения коэффициентов использования Ки и коэффи-
циентов мощности cos <р, tg <р для приемников электроэнергии раз-
ных режимов работы приведены в табл. 2.3. Коэффициент использо-
вания можно также определить по технологическим коэффициентам
работы оборудования: коэффициентам включения &вкл — ^вкл/Т'ц И на-
грузки =рс/(бвклРн) ~k„/kBw. Тогда для индивидуального и груп-
пового графиков нагрузки
= Ки = КвклКн. (2.12)
Таблица 2.3
Группы электро- приемников Электроприемники COS ф ч>
1 2 3 4 5
Электродвигатели, хорошо загруженные и непрерывно работа- ющие Вентиляторы, насосы, компрессоры, двигатель-ге- нераторы и т. п. 0,65 . 0,8 0,75
Электродвигатели металлообрабатыва- ющих станков Станки универсального назначения (токарные, фрезерные, строгальные, сверлильные, долбежные и т. п.) 0,14 0,6 1,33
Специализированные стан- ки, станки-автоматы, агре- гатные 0,22—0,25 0,65 1,17
Механизмы кузнечных цехов (кривошипные прес- сы, ковочные машины, прессы горячей штамповки и т. п.), литейных Цехов (очистные и галтовочные барабаны, бегуны, шаро- вые мельницы и т. п.) 0,25—0,35 0,65 1,17
Автоматические поточ- ные линии 0,60 0,70 1,00
Электродвигатели механизмов непре- рывного транспорта Транспортеры, конвейе- ры, элеваторы и сблокиро- ванные с ними механизмы 0,60 0,70 1,00
Электродвигатели повторно-кратковре- менного режима ра- боты Краны, кран-балки, тель- феры и т, п. (механичес- кие сборочные и им по- добные цехи) 0,06 0,45 1,98
Электрические пе- чи. Поверхностная закалка и высоко- частотный нагрев Печи сопротивления, нагревательные аппараты, ванны, сушильные камеры периодического действие 0,55 0,95 0,33
Печи сопротивления не- прерывного действия, ме- тодические, конвейерные и толкательные 0,70 О',% 0,33
Индукционные печи низ- кой частоты .0,75 О.З& 2,67
17
Продолжение табл. 2.3
1 i 3 4 5.
То же, высокой частоты 0,60 0,70 1,00
с собственными двигатель- генераторами То же, с ламповыми ге- 0,75 0,8 0,75
нераторами Дуговые плавильные 0,75 0,87 0,56
Электрическая свар- печи Трансформаторы дуговой 0,3 0,35 2,67
ка сварки Аппараты стыковой, 0,35 0,55 1,51
шовной и точечной сварки, нагреватели заклепок Однопостовые сварочные 0,35 0,65 1,17
двигатель- генераторы Многопостовые свароч- 0,70 0,70 1,00
Электрическое осве- ные двигатель-генераторы Лампы накаливания 0,85 1,0 —
щение Люминесцентные лампы 0,85—0,9* 0,95 0,33
* При возможности отключения установленной мощности ламп.
Коэффициент формы индивидуального и группового графиков
нагрузки — отношение эффективной нагрузки к средней нагрузке:
&ф — р^ф/рср; Кф —— Рэф/Рср.
(2.13)
Коэффициент формы характеризует неравномерность графика во
времени. При неизменной во времени нагрузке Кф = 1 (см. § 2.5)
Коэффициент спроса отношение расчетной максимальной на-
грузки Рмакс К номинальной МОЩНОСТИ Р„ом, где Рмакс = /’з0:
Ксп — Р макс/^ном.
(2.14)
Следовательно, коэффициент спроса непосредственно связывает
расчетную максимальную нагрузку с номинальной мощностью, не
учитывая при этом форму графика нагрузки.
В качестве расчетной максимальной активной мощности Рмакс==
= Рзо принимается такая длительная 30-минутная нагрузка, кото-
рая эквивалентна ожидаемой изменяющейся нагрузке по наиболее
тяжелому тепловому воздействию, т. е. по максимальной темпера-
туре или по тепловому износу изоляции проводника или транс-
форматора.
Время использования максимальной нагрузки (см. § 2.5) Т№ЯМ =
-W/P макс» где W — количество израсходованной электроэнергии
(в сутки, в год), Рмакс — максимальная расчетная нагрузка (в сут-
ки, в год).
18
Если известны величины W, Тма1К, то можно определить макси-
мальную расчетную нагрузку: Рмакс = W/TuaKC.
Расход электроэнергии за смену Эсм, необходимый для под-
счета средней мощности Рси, определяется на действующих пред-
приятиях по показаниям счетчиков за время наиболее загружен-
ной смены Тем- Эту же величину можно также подсчитать по рас-
ходам электроэнергии на единицу удельной дауд и произведенной
продукции Л1с„ за Тсм:
№см = щудЛ1см. (2.15)
Тогда средняя мощность
Рсм = W'cm/T’cm. (2.16)
Кроме средних нагрузок для проектируемых электрических се-
тей и установок необходимо знать 'максимальные нагрузки для
выбора электрических сетей по нагреву.
Коэффициент максимума, представляющий собой отношение
расчетного максимума активной нагрузки группы электроприем-
ннков к средней нагрузке за наиболее нагруженную смену, служит
для перехода от средней нагрузки к максимальной:
Кмакс — Рмакс /Рем (2.17)
§ 2.4. Методы определения электрических нагрузок
и расхода электроэнергии
Метод коэффициента спроса. Если требуется определить расчет-
ную максимальную нагрузку узла электроснабжения (цех, пред-
приятие) на стадии проектного задания и неизвестны мощности от-
дельных электроприемников, то величины Рмакс и QMaKC определяют
по коэффициенту спроса Ксп и коэффициенту мощности cos <р, при-
нимаемым для данной характерной группы электроприемников или
отрасли промышленности [35]
(^макс === КспР» , Qmskc === (^макс (2*18)
При указанном методе расчета величина Ксп принимается по-
стоянной независимо от числа и мощности отдельных электропри-
емников. Поэтому этот метод рекомендуется использовать при опре-
делении общезаводских нагрузок и достаточно высоких значениях
КИ и числа электроприемников п.
Метод упорядоченных Диаграмм. Данный метод [21] является
в настоящее время основным при разработке технических и рабо-
чих проектов электроснабжения. По этому методу расчетная макси-
мальная нагрузка группы электроприемников
(^макс == КмаксКнРном :=== (СмакеРем- (2.19)
Здесь групповую номинальную мощность Ряок определяет как
сумму номинальных мощностей электроприемников’, за исключе-
нием резервных.
19
Для группы электроприемников одного режима работы средни!
активная и реактивная нагрузки за наиболее загруженную смен(|
определяются по формулам
Рем = КиРном! Qcm == Рем tg<p, (2.2d
где tg ф соответствует средневзвешенному cos ф (см. § 3.3.), харак]
терному для электроприемников данного режима работй
(см. табл. 2.3). При наличии в группе электроприемников разны|
режимов работы выражения (2.20) изменяются:
Рем - ^Рсм - S&hPhOM, Qcm - Sf/см - ^Рсм (2.21|
Коэффициент максимума активной мощности Кмаке определяю1
по справочным таблицам в зависимости от эффективного числа
электроприемников группы пэф (табл. 2.4) или по диаграмме, прщ
веденной на рис. 2.4 в зависимости от группового коэффициент^
использования /<„, найденного по (2.11) и пэф.,
1 а О л и ц а 2.
Эффективное число электроприемннков Мэф Коэффициент максимума Кмакс прн Ки
0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9
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 2,00 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 1,10 1,04
7 2,88 2,48 2,10 1,80 1,58 1,45 1,33 1,21 1,09 1,04
8 2,72 2,31 1,99 1,72 1,52 1,40 1,30 1,20 1,08 1,04
9 2,56 2,2 1,90 1,65 1,47 1,37 1,28 1,18 1,08 1,03
10 2,42 2,1 1,84 1,60 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 1,50 1,34 1,24 1,20 1,15 1,11 1,06 1,03
25 1,71 1,55 1,40 1,28 1,21 1,17 1,14 1,10 1,06 1,03
30 1,62 1,46 1,34 1,24 1,19 1,16 1,13 1,10 1,05 1,03
40 1,50 1,37 1,27 1,19 1,15 1,13 1,12 1,09 1,05 1,02
50 1,40 1,30 1,23 1,16 1,14 1,11 1,10 1,08 1,04 1,02
60 1,32 1,25 1,19 1,14 1,12 1,П 1,09 1,07 1,03 1,02
80 1,25 1,20 1,15 1,11 1,10 1,10 1,08 1,06 1,03 1,02
100 1,21 1,17 1,12 1,10 1,08 1,08 1,07 1,05 1,02 1,02
140 1,17 1,15 1,Н 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 1,10 1,07 1,06 1,04 1,04 1,04 1,03 1,01 1,01'
Эффективное (приведенное) число электроприемников пэф —
это такое число однородных по режиму работы электроприемников
одинаковой мощности, которое дает то же значение расчетного
максимума РмаКс, что и группа электроприемников, различных по
мощности и режиму работы:
«эф = Йрном]72Ри2ом. (2.22)
I I
20
При числе электроприемников в группе четыре и более допус-
кается принимать пЭф равным п (действительному числу электро-
приемников) при условии, что отношение номинальной мощности
наибольшего электроприемника к номинальной мощности наимень-
шего
/И = (Рном.макс/Рном*мин ) 3. (2.23)
При определении т допускается исключать мелкие электро-
приемники, суммарная мощность которых не превышает 5% номи-
нальной мощности всей группы. В том случае, когда т>3%,
а из-за большого числа разнообразных электроприемников величи-
ну пэф подсчитать по формуле (2.22) трудно, используют гра-
фики, приведенные на рис. 2.5, а, б, по которым находят вспомога-
тельную величину пзф*/^ — относительное эффективное число элек-
троприемников, откуда
пЭф=пЭф*п. (2.24)
Здесь и далее звездочка в индексе означает относительную ве-
личину.
Значения пЭф* находят также в зависимости от двух вспомога-
тельных величин: n* = njn\ Р* = РНОМ i/Рном, где пх — число крупных
электроприемников в группе, мощность каждого из которых не
21
Рис. 2.5. Графики зависимости иэф, от п, при различных Р*
менее половины мощности наибольшего электроприемника; Рио№ i —
суммарная номинальная мощность этих крупных электроприемни-!
ков; Рном — суммарная номинальная мощность всей группы.
В соответствии с практикой проектирования систем электро-,
снабжения установлено, что:
а) при т>3 и Кн>0,2 эффективное число электроприемников
Иэф === 2Рнрмх/Рмакс!, (2.25)
где РНом2 — суммарная номинальная/мощность группы электропри-
емников;-рмакс 1 — мощность одного наибольшего электроприемника
группы.
В тех случаях, когда пЭф>п, следует принимать пзф = п;
б) при п>3 и пЭф<4 расчетная Максимальная нагрузка Рмакс =
=Л32 Рном, гДе k3 — коэффициент загрузки, равный 0,9 для дли-
тельного режима и 0,75 для режима ИВ.
Для электроприемников с практически постоянным графиком
нагрузки величина Кмакс принимается равной единице и максималь-
ная расчетная мощность нагрузки определяется по'средней мощ-
иости нагрузки за наиболее загруженную смену:
Рмакс = Р см == КиРиогл- (2.26)
.Реактивная максимальная расчетная мощность группы электро-
приемников с различными режимами работы
В соответствйи с практикой проектирования принимают QMaKC =
1 э 1 Qcm ПрИ Маф^10, Qmbkc = Qcm 'ПрИ Пэф>10.
Если в группе электроприемников цеха или предприятия име-
ются электроНриемники, работающие с опережающим током, их ре-
активные мощности Qc принимаются со знаком минус и вычитаются'
из общей реактивной мощности. После определения Рмакс н QMaKC'
можно подсчитать полную мощность:
. "$макс = Рмэкс 4“ (Qmukc — Qc)^ • (2.28)
Расчетный максимальный ток дЛя электроприемников соответ-
ственно переменного и постоянного тока
7»акс~= Рмакс/("У^3"^иом СОЭфмэкс) J 7макс = Рмакс/U- (2.29)
Следует отметить, что расчет нагрузок не может быть доста-
точно точным из-за возможных изменений исходных данных и не-
точности-расчетных коэффициентов с учетом динамики изменения
коэффициентов во времени. Поэтому при расчете нагрузок допус-
каются погрешности ±10%.
В качестве примера применения метода упорядоченных диаграмм (коэффициента
максимума) для определения расчетной нагрузки действующего или проектируемого
предприятия рассмотрим график нагрузки линии (рис. 2.6), питающей 154 двигателя
участка цеха металлообрабатывающих станков. Суммарная номинальная мощность
рта = 370 кВт; максимальная пиковая нагрузка Рмэкс.пик = 90 кВт;- расход элек-
троэнергии за смену W = 405 кВт-ч; продолжительность смены = 7,5 ч; мощность
/>„ = 405/7,5 = 54 кВт.
Для такого графика с переменной нагрузкой, безусловно, нецелесообразно выби-
рать проводники по максимальной пиковой нагрузке (90 кВт), так как при этом
они имели бы значительный запас по условиям нагрева. Однако выбирать проводники
по средней нагрузке за смену Рс„ = 54 кВт также недопустимо, так как при этом
перегрев проводников был бы выше допустимых значений. Поэтому проводники долж-
ны быть выбраны по значению расчетной нагрузки Ррасч, меньшей Рмакс, но боль-
шей Рс„, т. ё. по значению Ррвсч = Рсм + АР.
Значения АР (рис. 2.6) находят по значению коэффициента максимума Ки:ж.
Для этого определяют коэффициент использования: = /\м/Рв™ = 54/370 » 0,15.
Принимая т < 3, пэф = п==154, находят Д»акс = 1,15. При этом Ррасч — ДмакРс» =
= 1,15-54 яа 62 кВт.
По приведенному графику нагрузки (рис. 2.Ь) можно определить коэффициент
заполнения графика (коэффициент нагрузки): Р,г = = 1/Р„авс = 1/1,15 ai 0,87;
число часов использования максимума нагрузки Гмам = K„TCV = 0,87-7,5 = 6,5 ч.
Метод удельных плотностей нагрузок. Он применяется на пер-
вых стадиях проектирования электроснабжения для выявления ос-
новных нагрузок по це-
хам, подстанциям и лини-
ям системы электроснаб-
жения. По этому методу,
зная площадь цеха F (м2)
и удельную мощность руд,
определяют расчетную на-
грузку цеха: S =рудЕ.
Для машиностроитель-
ной и металлообрабаты-
вающей промышленности
[8] рекомендуется прини-
мать удельную плотность
нагрузки w в пределах
0,15—0,25 кВ • А/м2 в за-
висимости от характера
производства (мелкосе-
рийного, поточного, авто-
матизированного) .
Рис. 2.6. График нагрузки линии, питающей
участок цеха
22
23
Метод удельного потребления энергии на единицу продукций
Потребную электрическую мощность в целом по предприятию и п
Отдельным его цехам можно определить по данным удельного ра<
хода электроэнергии и>уд (кВт-ч) на единицу продукции. Удельна
расходы электроэнергии для различных производств устанавливг
ются на основе анализа материалов обследования и статистич!
ских отчетных данных действующих предприятий. Данные удел!
ных расходов электроэнергии по видам промышленной продукци
даются в справочниках [24, 25].
Годовое потребление электроэнергии предприятием в целом ил
отдельными цехами
№год = ц!удМг0Д, (2.3(1
где Мгод — годовой выпуск продукции в натуральном выражений
Максимальная расчетная мощность
Рмакс.год W/T
макс j (2.31
где Гмакс — годовое число часов использования максимума активно!
мощности, при котором предприятие потребляет такое же колича
ство электроэнергии, как и при средней годовой нагрузке.
Время использования максимума нагрузки Тма1К определяете!
характером нагрузки потребителей отдельных отраслей промыид
ленности и принимается (ч): для металлургической промышлеи
ности — до 6500; для химической — до 6000; для горнорудной -4
до 5000.; для машиностроительной — до 4000. Следует отметить, чта
этот метод пригоден для расчетов по предприятиям с узкой номен
клатурой и крупносерийным или массовым типом производства
Метод определения электрических нагрузок однофазных элек
троприемников. Однофазные электроприемники, включенные н;
фазные и междуфазные напряжения и распределенные по фаза»
с неравномерностью не выше 15%, учитываются как трехфазны,
той же суммарной мощности. При превышении указанной неравно
мерности расчетная нагрузка однофазных электроприемников при
нимается равной тройной нагрузке наиболее загруженной фазы!
При числе однофазных электроприемников до трех условна!
трехфазная номинальная мощность Р„ом.у определяется следующий
способом:
а) при включении электроприемников на фазное напряжений
Рном у = 3Sn V7TB cos<p = ЗРном.ф, (2.321
где Sn —паспортная мощность; PH0M.$ — номинальная мощности
максимально нагруженной фазы; т
б) при включении однофазных электроприемников на линейное?
напряжение при одном электроприемнике
Риом.у == УТРном’, (2.331
при двух-трех электроприемниках
Рном.у = ЗРном.ф. (2.341
Максимальная нагрузка однофазных электроприемников, вклю-
ченных на фазное или линейное напряжение при числе их более
трех при одинаковых /С и cos <р, определяется по формулам
Рмакс = 3/Си^СмаксР ном.ф, (2.35)
Смаке =1,1 Кн Сиом.ф- (2.36)
Пример 2.1. Три однофазных сварочных трансформатора с указанными ниже
паспортными данными1 включены на линейные напряжения I/, == 380 В. Определить
условную трехфазную номинальную мощность Рном.у, если S, = 80 кВ-A; S2 =
= 30 кВ-A; S3=32 кВ-А; /7В, = 0,5; ПВ2 = 6,65; ПВ3 = 0,65; cos<pf = 0,5;
cos <р2 = 0,53; cos <рз = 0,54.
Решение. Номинальные приведенные мощности трансформаторов:
Р»ом 1 = S] ^ПВ -, cos ср, = 80 /б?5 -0,5 ж 28 кВт; Р„ом2 = 30 /6,65-0,53 « 13 кВт;
Ряом з — 32 /0,65 -0,54 ~ 14 кВт.
Нагрузка наиболее нагруженной фазы при включении трансфррматоров иа соответ-
ствующие фазы:
ра = (риЬ 4- Рса) /2 = (28 4- 14) /2 = 21 кВт; Рь = (РаЬ + Рьс) /2 =
= (28 4-13)/2 = 20,5 кВт; Рс = (Рас 4- Рьс) /2 = (14 4- 13) /2 = 13,5 кВт.
Следовательно, наиболее загруженной является фаза РО = РНОМ. ф = 21 кВт. Условная
трехфазная номинальная мощностьР„т ,у = ЗРа = 3-21 = 63 кВт.
Полная нагрузка и ток при costp = 0,5 для наибольшей нагрузки Sj составят
: 5макс = Рном у / cos <р = 63/0,5 = 126 кВ • А;
/м.кс = 5макс/(/з’-{/л) = 126/( /Г-380) - 190 А.
Расчет электрических нагрузок цехов и предприятий. Для оп-
ределения электрических нагрузок составляют сводную ведомость
установленной, расчетной и суммарной расчетной мощности по
установке., цеху или предприятию.
Силовые нагрузки определяют методом коэффициента макси-
мума упорядоченных диаграмм (см. выше), применяя для каждой
группы электроприемников соответствующие расчетные коэффици-
енты (см. табл. 2.3). Осветительные нагрузки рассчитывают мето-
дом удельной мощности на освещаемую площадь (Вт/м2). Суммар-
ную нагрузку S2 на стороне низшего напряжения (НН) трансфор-
матора определяют без компенсации и с компенсацией реактивной
мощности до заданного коэффициента мощности.
Мощность нагрузки S, на стороне высшего напряжения (ВН)
трансформатора предварительно рассчитывают с учетом активных
(2%) и реактивных (10%) потерь в трансформаторе от номиналь-
ной мощности предварительно намеченного к установке трансфор-
матора: S] = KS2, где коэффициент К зависит от значения cos ф
нагрузки:
costp ..................... 1 0,9 0,8 0,7 0,6
К ..........1,02 1,06 1,08 1,085 1,09
24
25
При проектировании системы электроснабжения по данным рй
четной нагрузки составляют таблицу электрических нагрузок <
дельных цехов, позволяющую выбрать число и мощность трансфс
маторов с учетом компенсации реактивной мощности (см. § 2.1
а также определить число и мощность трансформаторных подста
ций цехов. Далее, в соответствии с заданными параметрами сист
мы электроснабжения, местоположением источника питания (ТЭ1
районной подстанции энергосистемы и др.) и категорией потреб|
теля определяют местоположение, число и мощность трансформ
торов иа Главной понизительной подстанции (ГПП).
После выбора схемы питания цеховых ТП От ГПП или централ!
ного распределительного пункта (ЦРП) (см. гл. 4) определяй
токовые нагрузки, сечения и потери в сети внутреннего электросна|
жения напряжением 6—10 кВ. Окончательные сечения сети уто!
ияют после расчета токов к. з. (ем. г^. 6).
Пример 2.2. Определить максимальную нагрузку группы электроприемников ддд
тельного режима работы по следующим данным:
а) 2180= 160 кВт;2-50 = 100 КВт; К„ = 0,4; costp=0,8;
б) 1-40= 40 кВт; 6-15 = 90 кВт; К„ = 0,6; cosq>=0,8;
в) 14 двигателей разной мощности от 7 до 15 кВт общей мощностью 170 к0|
— 0,2; cos <р = 0,65. / )
Решение. Общая установленная мощность P„OMz = 160+ 100 + 40 + 90+ 170(
= 560 кВт. j
Эффективное число электроприемников п»ф — 2Р,Ю„Х/Рмак<:| =2-560/80 =14. j
Средние активная и реактивная мощности нагрузки за смену: 4
Рси = 0,4-260 + 0,6-130 + 0,2-170 = 216 кВт; >
Qc„ = 104-0,75 + 78-0,75 + 34-1,2» 177 квар. ’
Средний коэффициент использования'Хи.ср = PCM/P„0Mz = 216/560 as 0,39. i
По найденным величинам П,ф = 14 и К„.ср = 0,39, используя табл. 2.4 и рис. 2,
находим Хиакр = 1,31. Тогда максимальные активная, реактивная и полная мощное
соответственно будут
Рмакс = 1,31-216 = 283 кВт; Q»axC — 1,0-177 = 177 квар;
S„aKC= 1775 = 334 кВ-А.
По значению полной мощности можно предварительно подобрать трансформата
для питания группы электроприемннков мощностью 400 кВ • А. Окончательно мош
ность трансформатора следует установить после выбора мощности компенсирующей
устройства (см. § 3.3). j
Выбор местоположения подстанций.. Проектирование систелу
электроснабжения предприятия предусматривает рациональное раз
мещение на ее территории заводской и цеховых подстанций. Дм.
нахождения места их размещения на генплан предприятия нани
сится картограмма нагрузок Pi, представляющая собой окружности
площади которых лЯ? в выбранном масштабе т равны расчетной
нагрузке Р, соответствующих цехов. Следовательно, если Л = л/?п
то
Ri~ Pi/Vnm,
• где т~ масштаб для определения площади круга.
Имея картограмму нагрузок цехов 1—>10 и координаты Xi, i|
их расположения на генплане предприятия (рис. 2.7), можно onpqj
26
Рис. 2.7. Генплан предприятия для нанесения сети внут-
ризаводского электроснабжения и местоположения ГПП
делить центр электрических нагрузок— ЦРП (точку А), координа-
ты которой будут
х0 = 2 PiXi/2 Рс, у0 = 2 р<У‘/ 2 Pi-
(=1 i=l 1=1 1=1
Местоположение заводской (ГПП) и цеховых подстанций (ТП)
должно быть вблизи центра их нагрузок, что сокращает протя-
женность, а следовательно, стоимость и потери в питающих и
распределительных сетях электроснабжении предприятия.
Местоположение ГПП и ТП уточяют с, учетом наличия ограни-
чений по прокладке электрических сетей вне и внутри предприятия
и сравнивают приведенные затраты на их сооружение при различ-
ном местоположении подстанций.
Пример 2.3. Определить электрическую нагрузку ремонтно-механического цеха пло-
щадью 420 м2 и выбрать мощность трансформатора подстанции. Исходные данные
приведены в табл. 2.5; здесь указаны наименование установленного в цехе оборудова-
ния, число электроприемннков п, их номинальные мощности Р„ом с переменным гра-
фиком нагрузки.
Решение. Распределяем установленное оборудование на группы и подбираем
для них соответствующие расчетные коэффициенты (см. табл. 2.3), находим расчетную
мощность для отдельных групп электроприемников. Определяем суммарную расчетную.
мощность на стороне НН трансформатора с учетом н без учета компенсации реактив-
иной мощности (S2) и расчетную мощность на стороне ВН трансформатора с учетом
.дотерь (S.), для чего задаемся предварительно номинальной мощностью трансфор-
матора. Осветительную нагрузку определяем по'задаиной удельной мощностй, равной
1’ Все расчетные данные Для цеха сведены в табл. 2.5.
Пример 2.4. Определить расчетную максимальную нагрузку на шииах 6 кВ рас-
пределительного пункта, от которого питаются подстаицнн.
Подстанция 1: Лом! = 1715 кВт, Рек1 = 702 кВт, QCM1 = 598—300, где
300 квар — мощность компенсирующих устройств; рмакс1 = 36 кВт, пЭф! — 48.
Подстанция 2: Р„„из — 870 кВт, РСИ2 = 597 кВт, QCM2 = 360 квар, риакс 2 —
= 48 кВт, пЭф2= 18..
Подстанция 3: Рномз — 1280 кВт, Рсмз = 668 кВт; 4?Смз = 668 квар, рм,гез =
= 45 кВт, пЭфз= 15.
27
Таблица 2.i
Наименование оборудования Лэф Р ном» кВт ^и.ср cosqj Р см, кВт <2см, квар Лэф Р, кВт <э. квар S, кв-а:
Кмакс
Металлообраба- тывающие станки: 1
нормального режима рабо- ты 28 179 0,2 0,65 35,8 42,0 — — — —
тяжелого ре- жима работы 11 51,6 0,25 0,65 13 15,2 — — — —
Подъемно-транс- портиые механизмы 10 45 0,18 0,45 8,1 16,0 — — — —
Электрические передачи 1 сопро- тивления 2 35 0,7 0,95 24,5 8,1 — — — —
Индукционные печи с ламповыми генераторами 1 48 0,8 0,87 38,5 2 1,9 — / — —
Сварочные трансформаторы 3 36 0,35 0,5 12,6 21,9 — ’ — — —
Сантехнические вентиляторы 15 f 52 0,75 0,8 39,0 29,2 — — — —
Итого: сило- вые электропри- емники 70 446,6 — 0,74 171,5 154,3 — — — —
осветительные Всего на сто- роне НН: — 4,2 0,8 — 3,4 — — . — — —
без компенса- ции — 450,8 0,39 0,75 174,9 154,3 30 1,1 193 170 258
с компенса- , цией Потери в транс- форматоре мощно- стью 250 кВт-А: 0,92 210
активные 2% — — — — - — — — 5,0 —
реактивные 10% Всего на сторо- не ВН: — — — 25 —
без компенса- ции — —, — 0,71 — — — 198 195 278
с компенса- цией — — — 0,92 — — — — — 216
Примечания: I. Выбранная мощность трансформатора 250 кВ-А.
2. Величина Амакс при значениях лЭф и Аи ср и работе силовых приемников
с переменным графиком нагрузки определена по рис. 2.4.
3. Значение мощности компенсирующего устройства может быть указано в
графе для Q со знаком минус.
Решение. Расчетные суммарные мощности по подстанциям:
Рцом z = Рном 1 + Рном а Ч" Рном з — 3865 кВт;
Рсм Z Рем 1 4" Рсм 2 4“ Р см3 = 1 967 кВт;
28
Qcm x — Qcm i + Qcm 2 + Qcm з — 1626 300 квар.
Принимаем эффективное число электроприемников, равное сумме эффективных
приемников отдельных подстанций, т. е. пэфХ = 81. Средний коэффициент исполь-
зования
Ки.ер = Лр/Рномх = 1967/3865 = 0,51.
По найденным значениям Кихр = 0,51 и пЭф = 81 (см. рис. 2.4) находим коэффи-
циент максимума: Ама„ = 1,1. Тогда расчетные максимальные мощности
Ррасч = 1,1 • 1967 = 2164 кВт, Qpac„ = '1,й-1626 —300= 1326 квар,
Spac4 = /21602+ 13262 = 2520 кВ-А.
Расчет электрических нагрузок с помощью ЭВМ. При проекти-
ровании систем электроснабжения выбирают вариант с оптималь-
ными технико-экономическими показателями. Для этого обычно
сопоставляют несколько вариантов системы ' электроснабжения и
определяют электрические нагрузки в отдельных элементах элек-
троснабжения, что требует выполнения значительного количества
расчетов и больших затрат времени. Применение для расчетов
электрических нагрузок ЭВМ значительно сокращает время и
упрощает эти расчеты.
Исходными данными для расчетов электрических нагрузок с
помощью ЭВМ являются: номинальная мощность электроприем-
ников, коэффициенты их использования, значения tg ср при соот-
ветствующих cos ср, число электроприемников. Эти величины фик-
сируются для двух групп электроприемников: с изменяющимся
графиком нагрузки и с постоянным графиком нагрузки. К послед-
ним относят также осветительную нагрузку с заменой коэффи-
циента Кк на коэффициент спроса электрического освещения.
Все указанные величины вводят в машину, что дает возмож-
ность заменить нахождение коэффициента максимума /Сакс с по-
мощью расчетных кривых (см. рис. 2.4) определением Кмакс по
аналитическому выражению
/Сакс = 1 +(1,5/V^7)V(1 - Ка.срУКи.ср • (2.37)
На рис. 2.8 представлена схема программы расчета элек-
трических нагрузок электроприемников до 1000 В. Следует отме-
тить, что вычисление значения /Сакс с помощью ЭВМ с использова-
нием выражения (2.37) дает более точные значения с заниже-
нием не более чем на 10% при Пэф<Ю и /<и<0,2, т. е. для распре-
делительных шинопроводов и других цеховых сетей с электропри-
водами, характерными для машиностроения.
Определение расхода электроэнергии. График электрических
нагрузок строят на основании данных о значениях нагрузки отдель-
ных групп потребителей с учетом режима их работы (см. § 2.3).
Суммируя нагрузки отдельных групп потребителей, получают сум-
марный график нагрузки предприятия (см. рис. 2.3). Суммарная
нагрузка на шинах напряжением выше 1000 В определяется с уче-
29
| Счетчик по 1 |
Нет
Да
_ [EPyeri Aj]Z
ZPgcri nt
"и~ tP^rini
т
|О~Киср)^Усп ni
Киср(£Руст1 nl)
том нагрузки высоковольтных 1
требителей (РВВ, QBB), пот*
мощности в трансформатор
-(А Рт, AQT) и потерь в высо!
вольтной линии (ДРЛ, AQ4.'
большинстве случаев суммарг
нагрузка определяется расчету
а не построением суммарнс
совмещенногографика. ;
До окончательного выбс
мощности трансформаторов и 4
раметров высоковольтной с*
предварительно принимают па
ри в трансформаторах и лини!
> APT = 0,02SH.„; (2.!
AQT = о, 1SH B; , (2.i
АРЛ = 0,03Sh.h, (2J
I
где Sh.h — расчетная мощность
шинах низшего напряжения j
1000 В /за максимальную нагр
женную смену с учетом потере
этой сети. 1
Суммарные активная и рея
тивная мощности нагрузки на н|
нах напряжением выше 1000
Ррасч11*Кнакс1Р*СТ1 ^Нк1
Счетчик по К
До
роверк
к=1
Нет
Ррасч~ %аач1+ррасчП
Чрасч~Ярас<11 +^РасчП
Speo<
Рис. 2.8. Структурная схема программы
расчета электрических нагрузок
Ps=(SPh.„ + 2Рвв 4- АР’ +
+ АРЛ)^ОВМ; (2.Ц
Qs — (SQh.h 4" SQbb 4- AQt 4-
4" AQ л) Ксовм, (2.1
где КCOBM :- коэффициент сов]!
щения максимумов HarpyJ
(0,9—0,95); Рн.н, Qhh — соотв'
ственно активная и реактив®
мощности на шинах низшего л
пряжения до 1000 В. 1
Коэффициент мощности в |
риод максимума:
COS<pM акс ^2макс/5ц,макс
=РХмакс/'у/Рхмакс 4“ Q^MaKci
(21
30
Годовые расходы ^активной 1УГ0Д и реактивной УГОд энергии опре-
деляются как сумма расходов электроэнергии силовых потребите-
лей (й^сил, Усил), осветительных потребителей (Ж,™), активной и
реактивных потерь электроэнергии в высоковольтных линиях (Wx,
Ул) и Трансформаторах (]УТ, Ут):
1У.од = УУснл + №осв + + 1Ул.;
Угод = Усил г|- Ут + Ул-
(2.44)
(2.45)
Годовой расход электроэнергии силовыми электроприемниками
при средней активной Ptv и средней реактивной Qcp нагрузках при
времени Тсял за максимально нагруженную смену соответственно
составит
(2.46)
(2.47)
1Усил = РсрГсил — РсрТ года;
Усил — фсрТсил — ^срГродСБ»
где Ггод — фактическое время работы потребителя в год; а — коэф-
фициент сменности по энергоиспользованию:
а= 1Усил/(РСрГгод). (2.48)
При средней мощности'нагрузки осветительных установок Росв.ср
годовой расход электроэнергии для освещения
-> - (Уа.осв ==:: ^осв.срГосв.ср.
(2.49)
Годовое число часов работы силовых электроприемников Теш,
й число часов горения ламп электрического освещения Г0СВ.сР
в средней полосе для машиностроительного предприятия:
Число смен........................... 1 2 3
Годовое число часов:
Гь„л ............................ 2000 3950 5870
Тос.^........................... 200—340 1600 4100
Зная годовой расход активной и реактивной энергии, .можно
определить средневзвешенный годовой коэффициент мощности:
СОЭфсрв — (Угод/(Угод *4” Угод (2.50)
Если нагрузка мало изменяется при различных сменах, электро-
энергию, потребляемую предприятием, в течение года,, прибли-
женно можно подсчитать по формулам
(У = РемГгод = РмаксГи. (2.51)
гДе Рем и Рмакс — средняя и максимальная мощности за смену;
^гОд — полное годовое . количество часов работы предприятия;
^и(Тмакс) —время использования максимума нагрузки, т. е. коли-
чество часов, при котором предприятие при максимальной нагрузке
31
потребляет такое же количество электроэнергии, как и при средн!
нагрузке в течение года.
Время использования максимума нагрузкй 7’и(7’макс);определябт|
характером нагрузки потребителей отдельных отраслей промышле!
ности. Ниже приведены значения Т’и(ч) для некоторых отрасл|
промышленности:
Металлургическая ....................... 6500—7000
Химическая.............................. 5500—6000
Горнорудная ........................... 5000—5500
Машиностроение ......................... 4000—4500
Пример 2.5. Машиностроительный завод сельскохозяйственного машиностроен|
имеет следующие производственные корпуса: механический и механосборочный ца
общей площадью 30 тыс. м2, в котором установлены две сталеплавильные печи мб|
ностью 1000 кВт каждая и напряжением 6 кВ, литейный корпус площадью 20 тыс. i
вспомогательные цехи площадью 15 тыс. м2, компрессорную станцию с двумя си
хронными двигателями по 1000 кВт и напряжением 6 кВ.
Определить общую расчетную нагрузку по отдельным цехам и заводу, испольЗ!
метод удельных плотностей нагрузок, а также число и мощность цеховых трансфо
маторных подстанций и заводской ГПП. I
Решение. Выбираем по [8] удельные плотности нагрузок для отдельных цех
и составляем расчетную таблицу (табл. 2.6). электрических нагрузок по заводу.
Таблица 2
Наименование цехов или установок Площадь, тыс. м2 Удельная плотность, кВ-А/м2 Расчетная нагрузка, кВ-А Число КТП>Я X число и моя ность траисфя маторов |
Литейный корпус 20 0,3 6000 5X2xiooq
Механический и механо- сборочный корпуса 30 0,1В 5400 3X2X1000-1 -+-1X1X100I
Вспомогательные цехи 15 0,15 2250 3X1X10001
Компрессорная станция (Р„ст = 2000 кВт, coscp = 1, Ксп=1) — — 2000
Сталеплавильные печи (Syc,^ 2X1000 кВ-А, Асп= = 0,8). 1600
Таким образом, для электроснабжения завода потребуется сооружение двенад)
ти КТП с общей мощностью трансформаторов 20 000 кВ-А. При этом потребуй!
сооружение одной ГПП с мощностью трансформаторов 2x10 000 кВ-A, что да«!
нормальном режиме коэффициент загрузки 0,85.
В аварийном режиме при отключении одного трансформатора и работе однй
компрессора мощностью 1000 кВ-А 50% нагрузки вспомогательных цехов 1125 ки
и потребителей 1-й категории (литейного цеха 6000 кВ-А и сталеплавильных пей
1600 кВ-A), а всего нагрузки мощностью 9325 кВ-А А3 = 0,93, что допустимо д
одного трансформатора мощностью 10 000 кВ-А.
Пример 2.6. Завод сельскохозяйственного машиностроения при двухсменной |
боте выпускает 50 000 культиваторов в год. Определить годовой расход элект|
энергии да'год и максимальную мощность Риякс, потребляемые заводом для того, чтсл
получить от энергосистемы технические условия на присоединение завода для обес|
чения его электроснабжения.
Решение. Для выполнения задания применяем метод расчета потребляемой эл|
троэнергии по удельным нормам ее расхода на единицу выпускаемой продукц)
32
По [23] находим удельную норму на изготовление культиваторов — 90Q кВт-ч/шт.
Тогда годовой расход электроэнергии №год = 900• 50 000 = 45 млн. кВт-ч.
Расход электроэнергии на вспомогательные нужды и освещение принимаем рав-
ным Ю.% от производственных расходов, т. е. 4,5 млн.кВт-ч.
Таким образом, общий расход-электроэнергии составит 49,5 млн.кВт-ч. При-
нимая при двухсменной работе завода число часов максимума нагрузки Т'макс = 4500 ч,
определяем максимальную мощность (нагрузку): Р«акс—1Г'гОД/7'макс = 49,5-106/4500==
= 11 000 кВт.
Таким образом, исходными данными для присоединения завода к энергосистеме
являются годовой расход электроэнергии №'ГОД = 49,5 млн.кВт-ч и максимальная
нагрузка Рлтс = 11 000 кВт.. Число, тип и мощность цеховых и заводской подстанций
будут определяться значением предоставляемого энергосистемой напряжения и при-
нятой схемой электроснабжения.
Применение вероятностных методов к определению электриче-
ских нагрузок. Согласно [21], максимальной расчетной (по нагре-
ву) мощностью группы электроприемников является наибольшая
из средних мощностей, потребляемых группой за некоторый рас-
четный промежуток времени 6 (например, получасовой максимум).
Рассмотрим ступенчатые графики осредненных в интервале вре-
мени 9 нагрузок (рис. 2.9) . Осредненную в интервале 0 активную
мощность для отдельного электроприемника обозначим Рв, а для
группы электроприемников — Ре. ’ 4 .
В качестве основных показателей нагрузочного режима отдель-
ного электроприемника принимают среднюю, мощность рср = Л1ре
и среднеквадратичное отклонение сте= -y/Dpe- Чтобы получить
характеристики, не зависящие от мощности электроприемника, эти
показатели относят к его номинальной мощности рИОм, что дает
следующие две основные характеристики:
1) коэффициент использования активной мощности электропри-
емника
k .= Pep /Риом * М Ре / Риом",
2) относительное уклонение мощности продолжительностью 0
0*0 = Од/Риом ==. Ьре /Риом-
Пусть имеется группа из п независимых электроприемников
(например, металлообрабатывающих станков) с номинальными
мощностями риом,, Риом,, ..., р ном. • Для простоты примем, ЧТО би, =
= б„2= ... =йи, И о.е, =О.02= ... G.0., т. е.'что по режиму работы
электроприемники тождественны-
Мощность, потребляемая группой,
Рв^Яре. (2.5Й)
Математическое о&идание и
Дисперсия соответственно
МРв = M^pej—'XfMpe —
~ S^hPhOM = би^рном) (2.53)
Рис. 2.9. График осредненных
нагрузок
33
2-545
ft n n n
DP6 = D(^pa) — 'SjDpo = 2я*еР«ом = а^в^Рном. (2.51
11.1 i
Максимальная мощность, т. e. значение мощности, которое с д<|
стаТочно большой вероятностью не может быть превзойдено,
п in
Рвмакс ~=МРв 4~ DPq = йи£р„ом + РОя.е'У ^Рном, (2-5|
где р — коэффициент, зависящий от закона распределения и а?
роятности, с которой вычисляется Рввак; принимается для расчету
равным 1,65.
Деля выражения (2.55) на номинальную мощность групп!
S Рном, получим' выражение для группового коэффициента спрос?
Рймакг/У.Рном == Йн ^Рном / SPhom Ч~ Р О #0 2 Рио и /2РН0М- (2-SI
1 11 11
Тогда коэффициент спроса
йспв — йн рофв//Пэф , (2.S
При равенстве мощностей всех электроприемников пэф,
=ЙРнои)2/(приом) =п. Следовательно, пэф— эффективное числ
электроприемников равной мощности, обусловливающее то ' и
значение расчетного максимума, что н группа различных по мор
иости, нб однородных по режиму электроприемииков. Если электр|
приемники, различаются мощностями, то п,ф<п.
Пример 2.7. Определить с надежностью, равной 0,95, расчетный 30-мииутн|
максимум активной мощности группы металлообрабатывающих п станков с элект!
двигателями мощностью
2рном= 1 -30 + 3-17 + 5-10+ 6-5 + 3-3 — 170 кВт.
1
Коэффициент использования активной мощности электродвигателей Кн = 0,13
относительное уклонение мощности продолжительностью 0 = 30 мин, а,эо = 0,30.
Решение. Эффективное число электроприемников,,согласно (2.22),
"эф = [ 2 Рном] 2/ 2 рк = 17072444 =11,8.
Коэффициент спроса активной мощности вычисляем по (2.57):
*епзо = О,15 + 1,65-0,30//1X8 = 0,295,
где 1,65 — коэффициент 0.
Искомый расчётный 30-минутный максимум активной мощности заданной rpyrij
п
электроприемииков Рвакс30 = ^спзо^Рном = 0,295-170 as 50 кВт.
1
$ 2.5. Потери мощности и электроэнергии
Электрическая нагрузка, как правило, имеет переменный харэ
тер, и поэтому потери мощности и электроэнергии в линиях бул
34
изменяться с изменениями нагрузки. В зависимости от наличия
данных по проектируемому объекту потери мощности и электро-
энергии можно рассчитывать по среднеквадратичному току /ск,
принимая время действительной работы линии Тт»т» или по макси-
мальному току /макс при времени потерь т.
Среднеквадратичный ток представляет собой эквивалентный
ток, который, проходя по линии за время Тдевств, вызывает те же
потери мощности и электроэнергии, что и действительный изменяю-
щийся ток за то же время. Время потерь т — это расчетное время,
в течение которого линия, работая с неизменной максимальной
нагрузкой /иакс, имела бы те же потерн мощности и электроэнер-
гии, что и при работе по действительному переменному графику
.нагрузки. •
Среднеквадратичный ток определяется по среднему току /ср и
коэффициенту формы графика нагрузки (см. § 2.4):
/ск = М<т, • - : (2.58)
где ' ' .
/ср^/(СОЭфсра). (2.58а)
Здесь W — расход активной электроэнергии (кВт-ч) за время
/действ (сутки, год); ’ cos <рсРв — средневзвешенный коэффициент
мощности. v
С достаточной для практических расчётов точностью принимают.:
а) прн любом числе (более двух) токоприемников.с длительным
режимом работы и числом токоприемников с повторно-кратковре-
менным режимом более 20 коэффициент йф= 1,05-5-1,1;
б) при числе токоприемников с повторно-кратковременным ре-
жимом меньше 20
= V1 + (1 - ПВУ/(п^ -ПВ), (2.59)
где пэф — эффективное (расчетное) число токоприемников с номи-
нальной мощностью Рком и максимальной-мощностью одного дви-
гателя Рмакс [см. (2.25)]; ПВ— относительная продолжительность
включения токоприемников.
Потери активной мощности и электроэнергии в линиях
ЛР = 3/с2к/?-10-3; И7 = (2.60)
Потери реактивной мощности и реактивной энергии
AQ = 3/?КХ-10-3; AV = AQ7\eBcT,„ (2.61)
Где Р — активное сопротивление; X — индуктивное или емкостное
сопротивление воздушной или кдбельиой линии.
Если известны расход электроэнергии W,-.учтенный за опреде-
ленное время (сутки, год), н максимальная нагрузка РмаКС, то
можно найти вре^я /макс, в течение которого данная линия, рабо-
тая с максимальной нагрузкой, может передать эту энергию:
ТМакс W/P
макс- (2.62)
35
2*
Величина 7’маКс = 7’и называется временем использования мак^
мума нагрузки. Она определяется характером и сменностью рабоз
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 W и Тмакс, можно определить максимально
ток за рассматриваемый промежуток времени (сутки, год):
/макс= ^/(Тмаксл/Т t/ном COS<pcpB). (2.^
При расчете потерь мощности и электроэнергии по максимал|
ному току следует учитывать время потерь т, которое зависит
времени использования максимума Тмакс и коэффициента мощной
cos <р. Зная эти величины, время потерь находят по кривым завия
мости %=f (Тмакс, cos ср) (рис. 2.10), а затем определяют активна
и реактивные потери электроэнергии:
A YT = 3/2аксЯт; W = 3/2МакЛт. (2.|
Зная потери электроэнергии, можно найти соответствующ|
потери мощности:
\р = дг/т; Л(? = ДУ/т. (2.1
Следует отметить, что использование графиков зависимое^
т=/(7’мадс, cos <р) (рис. 2.10) при определении потерь мощное!
в эдементах систем электроснабжения приводит к погрешностя
до 10%. Поэтому если требуется определить более точные значен!
потерь, то рекомендуется представить систему передачи мощной
Р и Q в виде Г-образного четырехполюсника с напряжениями |
t/2 и тогда, если сопротивление линии передачи составляет
за время Т потери электроэнергии составят
AiF = (^/t/22x4.aP2 + 4pQ2)?’. (2-i
Рис. 2.10. Графики для опреде-
ления времени потерьт
где йф.а, йф.р — коэффициенты фора
графиков активной и реактивной 11
грузки.
Потери мощности и электроэнерг
в трансформаторах. Потери мощное
в трансформаторах слагаются из i
терь активной (ЛРт) и реактивн
(AQT) мощности. Потери активной мо
ности состоят в свою очередь из i
Терь на нагревание обмоток трансф<
матора ДР, зависящих от тока нагр’
ки, и потерь на нагревание ста
ДРст, не зависящих от тока нагруз*
Потери мощности на нагревание об<|
ток трансформатора
36
SP == 372ЯТ = 3/?T[S/(VTW = RtS2/U2 = Rt№+ Q?)/ u2.
(2.67).
Тогда полные активные потери
АРТ = АР + АРСТ = RT (Р2 + Q2)/772 + АРСТ( (2.681
где Rt — активное сопротивление обмоток трансформатора, опре-
деляемое по величине потерь в меди АРМ, мощности трансформа-
тора S.hom, номинальному напряжению JVhom:
/?t = APmQL/SU. (2.69)
Потери реактивной мощности также слагаются из двух состав-
ляющих: потерь AQ, вызванных рассеянием магнитного потока
в трансформаторе и зависящих от квадрата тока йагрузки, и по-
терь на намагничивание трансформатора AQ,, не зависящих от
тока нагрузки и определяемых током холостого хода tx.x. Потери
мощности, вызванные рассеянием,
Д Q = 3/4 = Х'(Р2 + Q2)/U2. (2.70)
Тогда полные реактивные пбтери
AQT = AQ + AQ, = хт(Р2 +" Q2)/U2 + AQ„ (2.71)
где хт — реактивное сопротивление обмоток трансформатора,
определяемое напряжением короткого замыкания 1Л и сопротив-
лением Рт; AQ,=AQX.X —потери х.х.
По каталожным даннцм потери -мощности в трансформаторах
можно определить иначе. Если даны потери к.з. АРм.ном, соответ-
ствующие потерям в меди при номинальной нагрузке трансформа-
тора 5„ом, и известна его фактическая нагрузка S, то активные
потери
АРТ = АРМ + АРСТ = APM.H0M(S/SH0M)2 + АРСТ = А'Л.ном kl + ЬР„,
(2.72)
где. k3 — коэффициент загрузки трансформатора.
Реактивные потери можно определить также (без учета /?т)
по каталожным данным:
хт = [7Kt/2/(100SHOM); AQr = ixxS„OM/100. (2.73)
Тогда
AQT = 3/2хт + AQ, = 3/2[/K[/2/(/tp0SHOM)+ AQ, =
= [/KS2/(100S„OM)+.ix.xS„OM/100 =(£и>м/Ю0Х£/Л24Л J. (2.74)
Потери электроэнергии в меди трансформатора можно также
определить по его каталожным данным АРМ НОм, максимальной, на-
П’Узке 5макс и времени потерь т, найденным по рис. 2.10:-
АГМ АРм ном(5Макс/5„оМ)2т. (2.75)
37
Потери электроэнергии в стали определяются пготерями мощное!
при х.х. (АРст=АРх.х.) и временем включения трансформатора 7щ|
ДШ'е^АРсДвкл. (2.Я
Тогда суммарные активные потери электроэнергии
Д№ = АРм.иом(Змакс/5вом)2т + АРстТвкл — АРм.вомЙзТ 41- АРстЛхл- ,
(2.71
Суммарные реактивные потери электроэнергии определяют!
по реактивным потерям мощности с учетом времени потерь и в||
меня включения трансформатора?:
ДУ = AQt + ДфцТвкл = МЛ^омТ/ЮО + ГххЗномТвкл/ 100“
5ном([/кй3т + 4хТвкл )/Ю0. (2J
Потери мощности и электроэнергии в реакторах. Потери акт^
иоЙ мощности в реакторах
. ДРр = йзЗАРвом.ф,' (2.^
где /г3 = ///вом — отношение действительного (тока, протекающе
Через реактор, к номинальному току реактбра; ДРНОм.ф — поте]
активной мощности в одной фазе реактора при номинальной и
Грузке (даются в каталогах для определенного типа реакторй
Потери реактивной мощности
дрр = ^ЗД(?ном.ф, (2.|
где ДСном.ф — потери реактивной мощности в одной фазе реакт<3|
при номинальной нагрузке (дается в каталоге для определенна
типа реактора).
Потери активной и реактивной электроэнергии в трех фаз|
реактора:
ДГ = ДРр7'ек.ч.; ДУ = Д$р7'вкл, (2.<
где Твид —время включения реактора.
Пример 2.8. Определить потери активной энертии за год в трехфазной воздуш!
линии напряжением U = 6 кВ, длиной 1 = 8,2 км с' сечением токопровода 95 4
питающей промышленное предприятие с трехсменной работой. Годовой расход элй
троэиергни ТУгод = 4980-103 кВт-ч при максимальной' нагрузке /макс = 100 А и ко|
фициеите мощности cos <р = 0,8.
Решение. По справочнику сопротивление провода сечением 95 мм2 гЛ
= 0,33 Ом/км. .Общее активное сопротивление линии R = г^1 = 0,33-8,2 = 2,7 Я
Максимальная мощность нагрузки Рмакс = VT(7/BaKCcos<p=-/3'-6-100-0,8я*830 Ю
Время использования максимума
Гвак = Т„ = И7г„д/Рмакс = 4980-103/830 = 6000 ч.
Из графика, изображенного на рис.-2.10, находим для ТваКс = б000 ч|
cos<p = 0,8 время потерь т = 4750 ч. Потери электроэнергии
Д1Г = 3/ваасРт-10~3 = 3-1002-2,7-4750-10~3 « 389-103 кВт-ч.
38
Зная среднеквадратичный ток >
Лк = Г/ (Troi j/ЗЧ/ cos ф) = 4980 • 108/ (8760 j/iF- 6 • 0,8) == 73 А,
можно иначе определить потери электроэнергии: ‘ .
A1F = 3/2кД,ТГоД = 3-732-2,7-8760-.10~3 « 389-103 кВт-ч.
Потери активной электроэнергии
Д U7 = 389-103/(4980-103) = 7,8%.
Пример 2.9. Определить годовые потери электроэнергии в трансформаторе мощ-
ностью SHOM = 400 кВ-А и напряжением 10/0,4 кВ. Максимальная нагрузка на
трансформаторе SMaKC = 295 кВ-А при среднем коэффициенте мощности со5ф = 0,8
н времени использования максимума Тма«с = 3500 ч.
Решение. Каталожные данные трансформатора: потери в меди ДР„.аом = 5,5 кВт,
потери в стали ДРСТ — 1,08 кВт. Напряжение короткого замыкания (7а==4,5%; ток
холостого хода »х.х = 2,1 %.
Из графика, изображенного иа рис. 2.10, находим для Тиакс = 3500 ч и costp =
= 0,8 время потерь т == 2300 ч.
Годовые потери активной электроэнергии в трансформаторе
ДЦ7год = 5,5(29Е>/400)2 2300 + 1,08-8760 = 16,3-103 кВт-ч.
Количество передаваемой электроэнергии за год
Ггм = Змакс cos <рТиаас = 295-0,8-3500 = 826-103 кВт-ч
! . ,
Годовые потери активной электроэнергии \
Ду= 16,3-103-100/(826-103)» 2%.
§ 2.6. Способы снижения активных нагрузок потребителей
Общая нагрузка потребителей складывается из мощности его
активных и реактивных нагрузок.
Снижение потребления электроэнергии является одним из важ-
ных показателей производственной деятельности предприятия.
Основной способ снижения потребления электроэнергии — ее эконо-
мия за счет уменьшения потерь электроэнергии в системе электро-
снабжения предприятия (в трансформаторах, реакторах, линиях),
а также за счет рационализации и усовершенствования t техно-'
Логического процесса потребления электроэнергии электродвига-
телями, электротермическими установками, преобразовательными и
осветительными установками и др. [И].
Потери электрической энергии в системе электроснабжения.
Потери электрической энергии в тр3нсформа-
т°Ра х. Они составляют значительную величину, и их необходимо
снижать до возможного минимума путем правильного выбора мощ-
ности и числа трансформаторов, рационального режима их работы,
исключением х.х. при малых загрузках. Число одновременно ра-
ботающих трансформаторов определяет дежурный персонал в зави-
симости от нагрузки из условий минимальных потерь электрической
энергии в трансформаторах.
39
Потери электрической энергии в л и и и и. Q
зависят от сопротивления линии, квадрата тока и времени поте]
Для снижения сопротивления линии при наличии парных лиц
их включают параллельно. Применение повышенных напряже^
20 кВ й 660 В для сетей промышленных предприятий также зна»
тельно сокращает потери электроэнергии в питающих и распредед
тельных сетях промышленных предприятий.
При выборе схем внешнего и внутреннего электроснабжеи
следует сравнивать варианты, при которых на линиях отсутствуй
реакторы, или варианты, при которых потери в установленных j
акторах минимальны.
Потери электрической энергии в ш и н о п р
водах. Эти потери в значительной степени определяются акт»
ным сопротивлением, которое обычно больше их омического conf
тивления в 2—4 раза из-за поверхностного эффекта и дополните^
нык потерь в крепящих строительных конструкциях (железобетон
головках и фланцах изоляторов), а также диэлектрических потё|
в кабелях и др. |
Потери в шинопроводах можно снизить за счет уменьшен!
активного и частично индуктивного сопротивления, вызываемой
«эффектом близости шинопроводов». Это достигается соответству!
щим расположением шйн и конфигурацией шинного пакета (2-|
полосы в пакете), применением спаренных фаз или бифиляра ид
Потери в шнцопроводах можно также снизить за счет правшу
ного выбора экономической плотности тока. Особенно важно з|
учитывать в электролизных установках с большими токами. |
Регулирование графиков нагрузки. Следуа
стремиться к получению равномерного графика нагрузки, чтоб
повысить использование оборудования и снизить потери электп
энергии. Снижение значения суммарного максимума нагрузки и
зволяет при неизменной установленной мощности трансформатощ
г обеспечить питание большего числа потребителей. Снижение знаЧ
ния суммарного максимума и выравнивание графика могут бьи
достигнуты (по договоренности с энергосистемой) смещением вй
мени начала работы предприятий и обеденных перерывов цеха
а также установлением часов работы односменных цехов. ;
Для выравнивания графика нагрузки потребителя особо ва;
ным является установление рационального режима работы энер(
емкого электрооборудования, к которому обычно относятся бо^
шинство электротермических установок, сушильных и холодильн!
камер или теплообменников и др. С целью максимальной эконом
электроэнергии для таких электроприемииков необходимо уста»
вить, какой режим является более экономным — полное отключен
с дополнительными расходами для его пуска или их оставление
работе с дополнительными потерями на х.х. Если измерены pacxi
электроэнергии на пуск оборудования Н^уск и часовой расх
электроэнергии на холостой ход Fx.», то можно определить продс
жительность кратковременного перерыва Др, при котором оба j
жима (отключение или х.х) дают равные потери электроэнерг»
40
TKp=^W^K/P^. ' , (2.82)
Если длительность перерыва не превышает Ткр, то экономичнее
оставлять оборудование на х.х. Если длительность перерыв^ боль-
ше Т’кр, то экономичней полностью отключать оборудование.
Потери электрический энергии' в общепромышленных установ-
ках. Расход электроэнергии в общепромышленных установках со-
ставляет 50—60% от общего расхода электроэнергии, и его сокра-
щение может значительно снизить нагрузку потребителей. Для
наглядности приведем данные о расходах электроэнергии некото-
рыми потребителями общепррмышленных установок в процентах
к общезаводскому расходу электроэнергии и основные способы
снижения нагрузок указанных потребителей:
Компрессорные установки . :......................... 20—25
Вентиляционные установки............................10—20
Водонасосные установки...................- . . . . 5—6
Транспортные устройства................................ 7—8
Электрическое освещение ..... ч.................... 8—10
Компрессорные установки.. В общем балансе элек-
троснабжения промышленных предприятий значительное место за-
нимают компрессорные, насосные и вентиляторные установки.
Поэтому снижение потерь и экономия электроэнергии в этих уста-
новках, находящихся в эксплуатации отделов Главного энергетика
предприятий, имеют большое значение. Потребление сжатого воз-
духа в машиностроении на отдельных предприятиях измеряется
десятками тысяч кубических метров в час. На выработку 1000 м3
сжатого воздуха давлением 600—700 кПа требуется около 100—
125 кВт-ч. Таким образом, расход электроэнергии на выработку
сжатого воздуха очень значителен. Укажем некоторые наиболее
эффективные способы экономии электроэнергии в этих установках:
1) поддержание необходимого давления и допустимое снижение
рабочего давления на компрессоре при прекращении работы потре-
бителей воздуха;
2) обеспечение нормального режима охлаждения, для чего на
каждый кубический метр воздуха следует подавать 4,5—5 л воды
при производительности компрессоров до 600 м3/ч и 3,5—4,5 л воды
при производительности выше 600 *м3/ч;
3) понижение температуры всасываемого воздуха и применение
промежуточных'охладителей в многоступенчатых компрессорах.
Так, при повышении температуры всасываемого воздуха на 1°С
производительность компрессора снижается на 0,3% и повышается
Удельный расход электроэнергии;
4) понижение сопротивления в нагнетательных клапанах и вса-
сывающих трубопроводах, устранение загрязненности и неисправ-
ности приемных фильтров, систематический замер разрежения пос-
ле фильтров;
5) рациональное распределение нагрузки между компрессорами
в соответствии с их параметрами и наиболее экономичн&ми по
расходу электроэнергии;
41
6) экономичное регулирование производительности
ров в зависимости от их конструкции;
ком пре
7) введение системы контроля за утечками сжатого воздуха
отдельных участках, систематическое наблюдение за состояни
прокладок между фланцами, устранение неплотностей в сальник,
установка автоматической запорной арматуры, отключение отде,
ных участков или всей сети сжатого воздуха в нерабочее вре!
Кроме перечисленных способов экономии электроэнергии и ci
жения этим нагрузок компрессорных установок в последнее вре
на ряде заводов пневматические устройства, действующие от к(
прессорных установок, переводятся нВ установки с применена
различных электроприводов.
Примеры установки электроприводов взамен пневматнчес»
устройств: , ;
Г. Выбивка опок в литейных цехах сжатым воздухом приме!
ется вместо выбивной решетки с приводом, создающим колебате
ные Движения решетки с числом колебаний, равным числу оборот
вала, приводимого в движение электродвигателем мощност?
6 кВт’ Для привода же выбивной решетки с сжатым воздухом р
ходуется 1000 м3 воздуха в час, для чего должен работать компр
сор с электродвигателем около 100 кВт.
2. Очистка* литья после выбивки, производимая пескоструйньи
устройствами, заменяется дробеструйными установками, состояця
ми Из камеры, куда загружаются очищаемые детали; на них выбш
сывается турбинкой струя чугунной дроби, которая после отрабя
ки просеивается н вторично подается в камеру. Мощность электи
двигателей на дробеструйной установке составляет около 10 КИ
И расход электроэнергии в четыре раза меньше, чем прн песЯ
струйной очистке деталей. 1
3. Замена пневматических вибраторов н пневматического я
струмента электрическими приводами дает возможность замени
Мощность двигателей на компрессорах, предназначенных для пн!
мати^еских вибраторов и инструмента, на мощность двигатедй
в 2—3 раза меньшую.
Вентиляционные установки. Их применяют как о’
лительно-Вентиляционные (приточно-вытяжная и циркуляцнон]
калориферная вентиляция, тепловые завесы), и как производств;
ную вентиляцию, связанную с технологическим процессом про’
вод^тва. Снижение электрических нагрузок в вентиляционЯ
установках в основном определяется автоматизацией их рабр
в зависимости от режима работы основного оборудования, участ
цеха. Например, на моечных машинах, где изделия проходят п
мывку перед окраской, работа электропривода вентилятора, отса)
вающего влажный воздух и пар, должна быть сблокирован!
рВботой'транспортера, подающего изделия на промывку. Это от
сится также к электроприводу вентиляционных установок, подаюця
воздух' для перемешивания жидкости в цехах металлопокрыт!
ваннах никелирования, обезжиривания и пр., К электропривд
42
тепловых завес, работа которого блокируется с электроприводом
открывания и закрывания дверей, и т. л
В производственной вентиляции для обеспечения технологиче-
ского процесса производства применяют воздуходувки, в которых
воздух с давлением 600—800 мм вод. ст. подается в различные
нагревательные печи (вагранки, мартены и др.). Нормальная ра-
бота печей определяется при подаче в печь количества воздуха,
необходимого для полного сгорания в печах топлива (газа, мазута,
кокса), что обеспечивается при условии поддержания нормального
давления в питающем воздухопроводе. Тар, если на воздухопро-
вод работают несколько воздуходувок, то Одну нз них используют
как резерНную (буферную).
При уменьшении расхода воздуха давление в воздухопроводе
повышается н установленными реле давления резервная воздухо-
дувка отключается Магнитной станцией и устанавливается нормаль-
ное давление. При увеличении расхода воздуха и понижении дав-
ления в йоздухопроводе реле давления, дают команду на включе-
ние резервной воздуходувки и восстанавливается нормальное
давление. ’
Применение указанной автоматики в работе воздуходувок с
периодическим отключением одной нз них,'по имеющимся данным,
дает экономию до 100 кВ-ч электроэнергии за смену.
Насосные установки. Снижение расхода электроэнер-
гии в насосных установках достигается способами: 1) регулирова-
ния производительности и давления насосных агрегатов; 2) сокра-
щения расхода воды на производственные нужды.
Регулирование производительности н давления прн одиночной
работе насосов достигается установкой регулируемых электропри-
водов переменного или постоянного тока или установкой прием-
ных и напорных задвижек. Этот способ является более эконо-
мичным.
При параллельной работе насосных агрегатов (на общий труба
провод) регулирование производительности достигаете^ примене-
нием резервуаров, прн наполнении которых автоматически отклю-
чается один или несколько насосных агрегатов, а также регулиро-
ванием отдельных насосных -агрегатов способами, указанными
выше.
Сокращение расхода воды на -производственные нужды обеспе-
чивается обычно устройствами для утилизации охлаждающей воды
за счет применения циркуляционных систем охлаждения. Такие
системы применяют: в плавильных электропечах, где вода исполь-
зуется для охлаждения экономайзеров, сводов загрузочной двер-
цы; в термических цехах, где вода используется-для. охлаждения
закалочного масла; в прокатных цехах, где требуется охлаждение
труб, по которым перемешаются нагретые слитки, и др.
Широко применяют циркуляционную систему охлаждения сва-
рочных трансформаторов и высокочастотных закалочных устано-
вок. Так, на охлаждение одного сварочного трансформатора мощ-
ностью 50 кВ-А расходуется около 0,5 у3 воды в час, или при двухг
43
сменной работе 2000 м3 воды в год; На охлаждение высокочастотна
ной установки мощностью 100 кВт расходуется 2 М3 в час, или
8000 м3 в год. / ' г
При применении на указанных установках циркуляционной си|
стемы охлаждения суммарный расход воды уменьшится в два раЛ
и составит вместо 10000 м3 только 5000 м3 в год, а расход эле(Я
троэнергии на водоснабжение снизится на 1000 кВт-ч.
Транспортные устройств а..^. Из транспортных средст
наибольшее потребление электроэнергии приходится на мостовы
краны, у которых мощность электродвигателей в ряде случае
значительно превышает мощность, необходимую i для текущи
рабочих перевозок. Это объясняется тем, что грузоподъемност
крана и мощность двигателей нередко выбирают с учётом исполу
зования крана для монтажа многотонного оборудования. Снидсенц
расхода электроэнергии в этом случае можно получить за счет пр»
менения крана с двумя подъемами или установки второго кран
с меньшей грузоподъемностью.
Значительную экономию электроэнергии в транспортных срелЯ
ствах даёт также замена кранов подвесными конвейерами, а |
межцеховом транспорте — замена электрокар конвейерами толкакЦ
щего типа с автоматической адресовкой грузов.
Электрическое освещение. Как указано выше, Hi
электрическое освещение расходуется до 10% от общего расход
электроэнергии предприятиями. Основными мерами для снижен^
расхода и рационального использования электроосветительный
установок являются: содержание в чистоте световЫх проемов и под}
ное использование естественного света, систематическая очистй
осветительной арматуры и электрических ламп, своевременная пс
белка потолков и стен, правильное размещение осветительны
приборов, применение наиболее экономичных светильников и исто»
ников света, схем автоматического управления для включен^
и отключения внутреннего и наружного освещения.
Снижение потерь и экономия электрической энергии усоверше|
ствованием технологического процесса. Экономия электрй
ческой энергии в. машиностроении. Наибольшее
количество электрической энергии расходуется на’электропривод}
различных механизмов, включая различные типы металлорежуш,1|
станков.
Отношение энергии Х^рез, затраченной на процесс резани?
к энергии W, потребляемой электродвигателем за время цикл4
называют КПД цикла: . Эта величина характеризуй
конструктивное совершенство станка и электродвигателя, а такж
рациональность выбора технологического процесса в отношени
расхода электроэнергии и использования установленной мощност!
Многие станки, работающие с продолжительными периодам
холостого хода, имеют низкий КПД цикла (10—15%). Вследствй
такой недогрузки станков понижаются КПД и cos <р двигателе!
Это приводит к увеличению потребляемого тока и потерь в сет
электроснабжения и возрастанию стоимости электроэнергии. 1
44
Уменьшить расход электроэнергии'и повысить среднее значение
cos можно путем выбора метода обработки и характера технрло^’
гического процесса. Например, по сравнению с токарной обработкой
при строгании на единицу массы снятого металла расходуется
энергии.больше в 1,5 раза, при сверлении — в 2 раза, при фрезеро^
вании— в 3—3,5 раза, а при шлифовании — в 20—30 раз.
Расход энергии на единицу массы снятого металла зависит
также от подачи: чем она больше, тем меньше удельный расход
энергии. При совмещении, операций удельный расход энергии
уменьшается, так как при этом повышается загрузка двигателя.
Загрузка значительно увеличивается при скоростном резании, а
также при таком процессе обработки деталн^ при котором КПД
станка, КПД и cos <р электродвигателя повышены. Эффективное
средство увеличения КПД и cos ф — автоматизация подвода и от-
вода инструмента, зажима детали, измерения ее и других операций,
что достигается в станках с программным управлением.
Коэффициент загрузки приводов станков можно увеличить пу-
тем замены недогруженного электродвигателя электродвигателем
меньшей мощности. Однако при этом следует учитывать, что чем
ниже номинальная мощность электродвигателя, тем меньше номи-
нальное значение его КПД и cos ф. Замена электродвигателя осо-
бенно эффективна в том случае, когда фактическая нагрузка.
меньше половины номинальной мощности электродвигателя. Так,
если обмотки статора электродвигателя при указанной загрузке
включены треугольником, то для повышения его энергетических
показателей их переключают на звезду. При этом фазовое на-
пряжение обмотки статора понижается в раз, вследствие чего
уменьшаются ток х.х. и потери в стали. Следует отметить, что
электродвигатели при напряжении 380 и 660 В выпускают с соеди-
нением статорных обмоток звездой и такое переключение осущест-
вить нельзя.
Одним из способов повышения энергетических показателей элек-
тродвигателя 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 (рис. 2.11). При
включении по этим схемам по мере увеличения ндгрузки напряже-
ние, подаваемое в каждую секцию, должно возрастать. Поэтому
Рис. 2.11. Схемы секционирования обмоток двигателя
45
применение секционированных двигателей повышает КПД и сок)
электродвигателя при малых его нагрузках. Однако в этом случЙ
услржняется конструкций обмотки двигателя и переключайте
аппаратуры, а также уменьшается пусковой момент двигател
Кроме того, необходимо постоянное наблюдение за соответствие
между нагрузкой ётанка и схемой, на которую включены обмотг
двигателя. Но несмотря на эти недостатки, секционирований
двигатели широко применяют в электроприводе станков. ч
У' многих станков для экономии электроэнергии применяв
ограничители х.х., которые автоматически отключают двигатеа
при паузах больше определенной длительности. л
С целью снижения потерь и1 экономии энергии в приводах НС
которых станков применяют два электродвигателя разной мощия
сти. При малых нагрузках станка включается двигатель мала
мощности, а при больших нагрузках — большой мощности. Пи
значительных нагрузках включают оба двигателя, которые вслед
ствие достаточной их нагрузки будут работать с высокими КП|
и cos <р. В этом случае обычно применяют, автоматическое включ!
ние и отключение, электродвигателей в зависимости от нагрузи
Решающее значение в совершенствовании технологического про
цесса, снижении потерь ,и экономии электроэнергий в машинострси
нии приобретает внедрение автоматических поточных и роторцы
линий, программного управления, счетно-решающих устройств, н|
вых единых серий электродвигателей с повышенной изоляцией о|
моток, (а также разработанных новых систем регулирования элед|
троприводов и станков. ?
Экономия электроэнергии в металлургии®
с ко м производстве. Металлургическое производство явля
ется весьма крупным потребителем электроэнергии, поэтому снижЯ
ние потерь и экономия электроэнергии в нем имеют большое н|
роднохозяйственное значение. Это достигается в основном улучш!
нием технологических и электротехнических режимов.
До 60% электроэнергии расходуется на подачу воды для охлаЛ
дения доменных печей. Поэтому существенную экономию электр!
энергии по доменным цехам дает снижение расхода воды на охлая
дающие устройства без нарушения режимов работы системы о|
лаждения.
В доменных цехах снижение расхода электрической энергии я
перевозку сырых материалов может быть достигнуто путем их ра
грузки непосредственно в приемные бункера. Значительное кол
чество энергии в доменном цехе затрачивается на подачу возду!
ного дутья. Экономия электрической энергии на дутье достигает*
за счет снижения удельного расхода кокса на тонну чугуна, устр
нения утечек дутья, а также повышения загрузки воздуходувнй
машин.
В мартеновских цехах значительный расход электрической энеЯ
гии приходится на долю кранового электрооборудования. Поэтом
эффективным мероприятием для снижения расхода электроэиерг®
46
является максимальная загрузка электроприводов крановых двига-
телей по Их номинальной' мощности, а также поддержание, в трол-
лейных линиях Номинального^ напряжения.
§ 2.7. Способы снижения реактивных нагрузок потребителей
Снижение реактивных нагрузок потребителей может осущест-
вляться: выполнением мероприятий, не требующих устанрвки ком-
пенсирующих устройств, снижающих реактивную мощность; уста-
новкой компенсирующих устройств для частичной или полной ком-
пенсации реактивной мощности. ' •
Реактивная мощность потребляется как элёктроприёмникамй,
так и элементами сети. Например, суммарная реактивная мощность,
потребляемая трансформаторами энергосистемы, обычно превышает
реактивную мощность, потребляемую всеми асинхронными двигате-
лями, присоединенными к ее сетям. Потребление реактивной мощно-
сти, по существу, не связано с потреблением активной мощности
и обусловлено параметрами сети переменного тока и режимами ее
работы. Реактивная мощность потребляется любым элементом элек-
трической сети, в которой ток отстает от приложенного напряжения.
Реактивная мощность генераторов, даже в сумме с реактивной
мощностью, генерируемой линиями передач, недостаточна для по-
крытия потребности-в ней, особенно в режимах наибольших на-
грузок. ,
Вследствие неэкономичности передачи реактивной мощности
потребителям компенсирующие устройства устанавливают непо-
средственно в распределительных сетях. Они обеспечивают, регули-
рование их мощности в соответствии с изменяющейся нагрузкой
сети. •
Для любой электрической сети должен существовать баланс
полной мощности при соблюдении условий поддержания Анормаль-
ного режима с обеспечением необходимой пропускной, способности
сетей. При этом необходимо обеспечить баланс реактивной мощно-
сти как для системы в целом, так и, для отдельных узлов питающер
сети с наличием в них необходимого резерва реактивной мощности
для возможности регулирования напряжения (см. § 3.5).
Баланс реактивной мощности следует предусматривать для каж-
дого характерного режима работы сети в отдельности. К этим ре-
жимам относятся:
а) наибольшая реактивная нагрузка при наибольшем потребле-
нии реактивной мощности и наибольшей необходимой мощности
компенсирующих устройств; ,
б) наибольшая активная нагрузка, связанная с наибольшей .
загрузкой генераторов активной мощностью и наименьшей их реак-
тивной мощностью;
в) наименьшая активная нагрузка, связанная с отключением
части генераторов и невозможностью генерации ими заметного ко-
личества реактивной мощности;
г) режимы послеаварийные и ремонтные, связанные с наиболь-
47
шими ограничениями на передачу реактивной мощности по сетй
Рассмотрим явления, влияющие на передачу реактивной мой!
кости по электрическрй сети, и их воздействие Иа технико-экоиойй!
ческие показатели системы электроснабжения.
Как следует из. формулы, потери напряжения At/» (Pr+Qx) /U
Такйм образом, с увеличением реактивной мощности возрастают по
терй напряжения в сети и, следовательно, снижается активна:
мощность, что влечет за собой увеличение мощности оборудована
электрических станций и тем самым дополнительные расходы ц
выработку электроэнергии. Увеличение передаваемой реактивно
мощности вызывает также рост потерь реактивной мощности к
следовательно, общее увеличение реактивной мощности в систем^
электроснабжения.
Следует также отметить и вторичное явление, связанное с увеЯ
личением потери напряжения из-за увеличения реактивной мощ|
иости, — снижение напряжения у электроприемииков, что при ие|
изменном значении .их мощности приводит к увеличению токов и
снижению пропускной способности всех элементов системы электрсЯ
снабжения. д
Учитывая, что снижение напряжения в сети обычно связана
с недостатком реактивной мощности, а повышение напряжения -Ц
с ее избытком, в системе электроснабжения большинства промыпи
ленных предприятий рекомендуется применять при изменяющей^
во времени нагрузке автоматически управляемые батареи конденсй
торов (см. § 10.5), чем можно обеспечить поддержание баланс!
реактивной мощности и устойчивого режима отдельных узлов на-
грузки (см. § 3.6). j
Потребители электроэнергии, например асинхронные двигател^
для нормальной работы нуждаются как в активной, так и в реа^
тивной мощности. Оба вида мощности вырабатываются синхронны
ми генераторами и передаются по системе электроснабжения трех
фазного переменного тока от электростанции к потребителя^
В процессе передачи потребителям активной (Р) и реактивно!
(Q) мощностей в сетях системы электроснабжения появляются
потери активной мощности
АР = 3I2R = Хр = ^%Lr = £-R + = АРа + АРр,
Р .и и (О
где АРа и ДРр — потери соответственно активной и реактивно
мощностей. .
Коэффициент мощности cos <р = P/S — Р/ VР2 + Q2 , откуда •<
Р2 + Q2 = P2z/cos2<p; .. (2.84
подставляя значение (2.84) в (2.83), находим
bP = &Pa + &Pv = P2R/(U2cos2<p). л (2.8Е
Следовательно, потери активной мощности обратно пропорций*
налрны квадрату коэффициента мощности. Этим подтверждаете^
48
значение коэффициента мощности при передаче электроэнергии от
источников питания к потребителям.
Из (2.83) следует, что при снижении передаваемой реактивной
мощности (Q) потеря активной мощности в сети снижается с
величины ДР] до. АР2. Это может быть достигнуто применением
компенсирующих устройств. Получаемое при этом снижение потерь
активной мощности АР = АР] — АР2 п0 отношению к передаваемой
реактивной мощности Q называется коэффициентом снижения по-
терь или экономическим эквивалентом k3K. Последний составляет
0,02—0,12 кВт/квар и зависит от cos <р схемы электроснабжения
предприятия и его удаленности от источника Нитания.'
Реактивная мощность, потребляемая промышленными предприя-
тиями, распределяется между отдельными видами электроприемни^
ков следующим образом: 65—70% приходится на асинхронные дви-
гатели, 20—25% — на трансформаторы и около 10% — на воздуш-
ные электрические сети и другие электроприемники (люминесцент-
ные лампы, реакторы, индуктивные приборы и т.п.). Увеличение
потребления реактивной мощности электроустановкой вызывает
рост тока в проводниках любого звена системы электроснабжения
и снижение коэффициента мощности электроустановки cps <j>.
Повышение cos <р зависит от снижения потребления реактивной
мощности. При снижении потребления реактивной мощности Q до
Q — Qkomh, где Qkomh — мощность компенсирующего устройства, угол
<Pt также уменьшается до <р2 (рис. 2.12) ч, следовательно, коэффи-
циент мощности увеличивается с cos <р1 до cos <р2.
Применение устройств, компенсирующих реактивную мощность,
несколько удорожает эксплуатацию электрических установок. Кро-
ме того, в них создаются некоторые дополнительные потери актив-
ной мощности АРкомп, которые, Однако, значительно меньше потерь
мощности ДР (см. . (2^85) ].
В каждый момент времени текущее значение коэффициентов
мощности промышленного предприятия
coscp,-= P./S,-= Р</VpF+QF; tgcjpi = Qi/Р,, (2.86)
где Р,, Si и Q, — соответственно ак-
тивная, кажущаяся и реактивная
мощности в момент времени кВт,
кВ « А, квар.
Снижение потребления реактив-
ной мощности без применения ком-
пенсирующих устройств. К меро-
приятиям для снижения реактивной
мощности в этом случае относятся:
1) упорядочение технологическо-
го процесса, ведущее к улучшению
энергетического режима оборудова-
ния, а следовательно, и к повыше-
нию коэффициента мощности;
Рис. 2.12. .Векторная диаграмма
компенсирующего устройства
49
2) переключение статорных обмоток асинхронных двигателей
напряжением до 1000 В с треугольника на звезду, если их загрузка
доставляет менее 40%; • ’
3) устранение режима работы асинхронных двигателей без на-
грузки (х;х.) путем установки ограничителей х.х., когда продолжи-
тельность межоперационного периода превышает 10 мин;
4) замена, перестановка и отключение трансформаторов, загру-
жаемых в среднем, менее чем на 30% от их номинальной мощ-
ности;
5) замена малозагруженных двигателей двигателями меньшей
мощности при условии, что изъятие избыточной мощности влечет
за собой уменьшение суммарных потерь активной энергии в энерго-
системе и двигателе;
6) замена асинхронных двигателей синхронными двигателями
той же мощности, где это возможно по технико-экономическим
соображениям; '
7) применение синхронных двигателей для всех новых устано-
вок электропривода, где это приемлемо по технико-экономическим
соображениям;
8) регулирование напряжения, подводимого к электродвигателю
при тиристорном управлении;
,9) повышение качества ремонта двигателей с сохранением их
номинальных данных.
Снижение потребления реактивной мощности компенсирующими
устройствами. Основные принципы компенсации реактивной мощ-
ности:
1. Выбор типа, мощности, места установки и режима работы
компенсирующих устройств должен обеспечивать наибольшую эко-
номичность при соблюдении всех технических требований.
2. Компенсирующие устройства выбираются одновременно со
всеми элементами питающих и распределительных сетей. .
Выполнение технических требований должно обеспечивать:
допустимые режимы напряжении в питающих и распределительной
сетях; допустимые токовые нагрузки всех элементов Сетей; режймы
работы источников реактивной мощности в заданных пределах;
необходимый резерв реактивной мощности в узлах сети; статиче-
скую устойчивость работы сетей и электроприемников.
4. Критерием экономичности является минимум приведенных
затрат, цри определении которых следует учитывать: затраты на
установку компенсирующих устройств и дополнительного оборудо-
вания — коммутационных аппаратов, устройств регулирования
и т. п.; снижение стоимости трансформаторных подстанций и стои-
мости сооружения питающей и распределительной сетей, обуслов-
ленное снижением токовых нагрузбк; снижение потерь электро-
энергии в питающей и распределительной сетях; снижение установ-
ленной мощности электростанции, обусловленное уменьшением
потерь активной мощности.
5. Источники реактивной мощности: генераторы электростанций
и синхронные двигатели; воздушные и кабельные линии электри-
50
ческих сетей; дополнительно устанавливаемые компенсирующие ус-
тройства — синхронные компенсаторы, батареи конденсаторов по-
перечного включения, вентильные установки специального назна-
чения и др.
6. Наибольший экономический эффект достигается при размеще-
нии средств компенсации в непосредственной близости от потреб-
ляющих реактдйную мощность электроприемников.
Передача реактивной мощности из сети напряжением 6—35 кВ
в сеть до 1000 В‘ экономически невыгодна, если требует увеличе-
ния числа цеховых трансформаторов. Для электроустановок не-
большой мощности, присоединяемых к сетям 6—10 кВ, экономи-
чески оправдана компенсация реактивной мощности на стороне
низкого напряжения (до 1000 В).
7. Нерегулируемые конденсаторные установки в сетях до 1000 В
должнй размещаться в цехах у групповых распределительных
пунктов, если окружающая среда допускает такую'установку. Мес-
то установки регулируемых конденсаторных установок в сетях до
1000 В должно определяться с учетом требований регулирования
напряжения в сети или регулирования реактивной мощности. Уста-
новка конденсаторных батарей на стороне 6—10 кВ цеховых под-
станций не рекомендуется.
Индивидуальная компенсация может быть целесообразна лишь
у мощных электроприемников с низким cos <р и большим числом
включений.
8. Для контроля наибольшей реактивной мощности, передавае-
мой из сетей системы потребителю в режиме наибольшей активной
нагрузки, используются реактивные счетчики с указателями 30-ми-
нутного максимума и с реле времени. Для контроля «реактивной
энергии», выдаваемой потребителем в сеть энергосистемы в период
ночного провала.активных нагрузок, используют счетные механиз-
мы реактивных счетчиков со стопором.
9. Мощность компенсирующего устройства QKOMn должна опре-
деляться как разность между реактивной мощностью Нагрузки
предприятия Q и предельной реактивной мощностью Q3, предостав-
ляемой предприятию энергосистемой по условиям режима ее ра-
боты:
<?комп=(? — Q3 = P(tg<p — tgcp,), (2.87)
где Q = P tg ф'— расчетная мощность реактивной нагрузки пред-
поиятия в пункте присоединения к питающей энергосистеме; Q,—
мощность, соответствующая установленным предприятию условиям
получения электроэнергии от энергосистемы; Р, — расчетная мощ-
ность активной нагрузки предприятия в том же пункте; tg ф —
= Q/P— тангенс угла, соответствующий коэффициенту мощности
нагрузки предприятия Р; tgфэ = Qэ/P—тангенс угла, отвечающий
Установленным предприятию условиям получения мощности Q3,
который указывается в технических условиях на присоединение
и является оптимальным коэффициентом мощности.
51
10. Мощность компенсирующих устройств во избежание недо-
компенсации в часы 'максимальной нагрузки и при отсутствии
вышеуказанных точных данных рекомендуется принимать по наи-
большей. реактивной мощности наиболее загруженной смены
Q = Qcm = Рем 1g ф. -
11. Выполнение мероприятий по повышению коэффициента мощ-
ности нагрузки потребителей, не требующих наличия компенсирую-
щих устройств (см. выше), следует учитывать при определении
расчетной нагрузки, по которой выбирается мощность компенси-
рующего устройства.
12. Компенсирующие устройства могут размещаться в сетях
напряжением до 1000 В и выше; при этом, их суммарная реактивная
мощность должна быть равна Общей расчетной мощности компен-
сирующего устройства.
Перечисленные принципы компенсации реактивной мощности по-
ложены в основу «Инструкции по системному расчету компенсации
реактивной мощности в электрических сетях» (1981 г.).
Основные положения инструкции:
1. При выборе компенсирующих устройств,, устанавливаемых
в сетях напряжением 6—20 кВ и ниже, исходными данными яв-
ляются: *
а) экономически обоснованное значение реактивной мощности
Q3i, которую можно передать из энергосистемы в режиме ее наи-
большей активной нагрузки в сеть потребителя;
б) экономически обоснованное значение реактивной мощности
Q92, которую можно передать в сеть потребителя из энергосистемы
в режиме ее наименьшей реактивной нагрузки;
в) значение реактивной мощности Qa, которую можно передать
из энергосистемы в послеаварийных режимах в сеть потребителя.
2, В соответствии с Прейскурантом № 09-01 определяются скид-
ки и надбавки к тарифам за компенсацию реактивной мощности
в электроустановках потребителей:
а) для потребителей с присоединенной мощностью трансформа-
торов и высоковольтных двигателей 750 кВ-А и выше — на основа-
нии задаваемых энергоснабжающей организацией значений Q3)
И Qa2,
б) для потребителей с присоединенной мощностью менее
750 кВ-А—на основании задаваемой энергоснабжающей органи-
зацией мощности компенсирующего устройства QK0Mn.3, которое
должно быть установлено у потребителя, и графика его работы.
3. Для выполнения задаваемых энергоснабжающей организаци-
ей условий потребления реактивной мощности потребитель должен
снизить ее потребление в режиме наибольших нагрузок энерго-
системы на
<2 = <?Ф1 — Qsi, (2.88)
где Q$i — фактическая нагрузка йотребителя в режиме наиболь-
ших нагрузок энергосистемы.
Если Фф1<<2э1, то допустимо увеличение потребления реактив-
52
ной мощности за счет присоединения новых электроприемников.
Для компенсации реактивных нагрузок элементов энергосистем
(потери, реактивной мощности в линиях и трансформаторах) могут
потребоваться дополнительные источники реактивной мощности,
которые должны устанавливаться ,в сетях энергоснабжающей «ор-
ганизации.
4. Системным называется расчёт, определяющий оптимальные
взаимоувязанные значения величин, перечисленных в п.' 1 и 2, во
всех узлах сети при учете эффекта от компенсации'реактивной
мощности как в сетях энергосистемы, так и потребителей элек-
троэнергии.
5. В соответствии с Прейскурантом № 09-01 значения Q3i и
должны задаваться потребителю для каждого квартала года. Эти
значения определяют, исходя из фактических нагрузок фф/и
, (i — номер квартала) и предварительно определенного значения
Q3i для квартала максимальной годовой активной нагрузки си-
стемы (как правило, для четвертого квартала — Q^). При этом
предполагается, что для обеспечения потребления реактивной мощ-
ности, не превышающего значения Q™, потребитель должен устано-
вить дополнительно компенсирующие устройства мощностью
QM = Q$-Q’Y, (2.89)
которые могут использоваться в любое время года. Если Q^>
то <2к.д принимается равным нулю.
6. На шинах 6—20 кВ понизительной подстанции 220—35/6—20
или 6—20/0,4—0,69 кВ значение определяют как меньшее из
указанных значений:
О', = Q$ -0,7Q'vM; (& = аР$, (2.90)
где P^\, Q^, — фактические значения активной и реактивной на-
грузки на шинах 6—20 кВ понизительной подстанции или электро-
станции в режиме наибольшей активной нагрузки энергосистемы
.на прошедший год; QivM — дополнительная реактивная мощность
установленных у потребителя синхронных машин; а — счетный ко-
эффициент (тдбл. 2.7).
< Таблица 2.7
Район объединенных энергосистем Значение коэффициента а при высшем напряжении понизительной подстанции
35 кВ 110—150 кВ 220 кВ и выше
Северо-Запад, Центр, Средняя Вол- Га, Юг, Северный Казахстан 0,23 0,28 0,37
Средняя Азия 0,30 0,35 z- 0,47
Сибирь 0,24 ,0,29 0,40
Урал 0,27 0,31 0,42
' Северный Кавказ, Закавказье 0,22 0,26 0,34
Дальний Восток 0,20 0,25 0,32
53
7. Для потребителей с присоединенной' мощностью менее
750 кВ- А расчетное значение необходимой мощности компенсирую-
щего устройства ,
Qkomh., = (0,2+ 0,5оа c9)S„P, (2.91)
где ва с, — доля установленной мощности асинхронных двига-
телей и сварочных трансформаторов в составе низковольтной: на-
/ грузки; S„p — присоединенная мощность потребителя.
Технико-экономические расчеты. Технико-экономические расчеты
при выборе компенсирующих устройств должны выполняться в
соответствии с (19]. Расчетные затраты на компенсацию при по-
стоянных текущих затратах
3=ЕиорнЛ+Я. ' (2-92)
где К — капитальные затраты на сооружение объекта; И — теку-
щие затраты; Енорм — нормативный коэффициент эффективности
капитальных вложений — 0,12 (все расчеты — в рублях).
Текущие затраты включают отчисления на амортизацию, Обслу-
живание и оплату потерь электроэнергии. Если принять, что сум-
марные ежегодные отчисления (%) соответственно составляют
Енорм+ Еа + Ео = Е (см. табл. 2.10), то 3 = ЕК+С (С — стоимость
потерь электроэнергии и активной мощности в электрической сети
и в источниках реактивной мощности).
Расчетные затраты на генерацию реактивной мощности
3 —30+ 3^ + 32 Q2, (2.93)
где 30 — постоянная составляющая затрат, не зависящая от гене-
рируемой мощности; 3] удельные затраты на 1 Мвар генерируе-
мой мощности; 32 — удельные затраты на 1 Мвар2 генерируемой
мощности; Q — генерируемая реактивная мощность.
Реактивная мощность, генерируемая воздушными и кабельными
линиями,
Q = U2,Q0l, (2.94)
где — относительное напряжение сети по отношению к номи-
нальному; Qo — удельная реактивная мощность на 1 км (опреде-
ляется* по справочникам); I—длина линии.
Мощность, генерируемая синхронными двигателями (СД), зави-
сит от коэффициентов загрузки по активной 0 и реактивной а,мощ-
ности и относительного значения подведенного напряжения Ucn*-
Максимальная реактивная мощность, которую может генериро-
вать СД,
^макс в ®макс+ ном 1^фном/Пном, (2.95.
где Рном — номинальная активная мощность; tg <рНом, т]ном—^номи-
нальные данные СД; амакс — коэффициент наибольшей допустимой
йерёгрузКи СД по реактивной^ мощности (табл. 2.8). ;
54
Таблица 2.8
Тип двигателя», номинальное напряжение, частота вращения Отношение на- пряжения CfeTH к номинальному н. Значения коэффициента а при
₽ .= 0.9 0 = 0,8 0 = 0,7
СДН, 6—10 кВ, все частоты 0,95 1,31 1,39 1,45
вращения 1,00 1,21 1,27 1,33
1,05 1,06 1,12 1,17
СД, СДЗ, 380 В, все частоты 0,95 1,16 1,26 1,36
вра щения .1,00 1,15 1,24 1,32
1,05 1,10 1,18 1,25
1,10 0,90 1;06 1,25
Потери активной мощности в синхронных двигателях типа СДН
на генерацию реактивной мощности Q при номинальной реактивной
мощности Qhom и коэффициентах Dx и D2, приведенных в табл. 2.9,
AP = (DI/QHOM)Q + (D2/Q2OM)Q2. (2.96)
Затраты для группы из W однотипных СД составляют
30 — fperXperj 3] = C0[D,/Q„OM + 2D2Qnp/(Q2oMAf)];
32=C0D2/(Q„2oHA9, (2.97)
где /Сper, ДРег — стоимость регулятора и величина отчисления;
Со —стоимость потерь-ДРмакс, тогда С = СоДРмакс.
Таблица 2.9
Частота вращения, об/мин Номинальная мощность КПД п, % Коэффициенты
Р»оя, кВт Qhomi квар Di пг
1000 1000 011 95,37 5,09 3,99
1250 633 95,95 4,74 4,42
1600 812 95,75 ' 6,65 6,80
2000 1010 96',06 8,06 7,53
2500 1260 96,50 8,13 7,74
3200 1610 96,75 10,30 8,91
4000 2000 96,43 14,10 11,80
500 400 209 92,66 3,88 2,97
500 257 93,45 5,05 3,63
630 327 93,82 5,16 4,72
800 412 94,15 6,48 5,54'
1.000 511 94,89 6,61 5,88
1250 637 94,78 8,44 6,09
1600 816 95,39 8,63 7,61
2000 1020 95,95 9,22 8,29
2500 1265 95,79 11,50 9,36
3200. 1615 96,29 10,20 11,70
4000 2010 96,60 11,30 13,20
Примечание. и D2 — постоянные для каждого двигателя (коэффициенты),
определяемые прн аппроксимации кривой ДР == f(a), где а — наибольшая допусти-
мая перегрузка по реактивной мощности.
55
Мощность, генерируемая батареей конденсаторов поперечного
включения (БК), пропорциональна квадрату напряжения на ее
зажимах:
Q = ([4/£4k)2QHom
(2.98)
где 1/бк*> — относительные номинальные напряжения конден-
саторов и сети в пункте их присоединения (^вк* = 1 для напряже-
ний до 1000 В; LZbk* = 1,05 для напряжений 6—10 кВ).
Удельные потери в конденсаторах ДРбк составляют для напря-
жений до 1000 В и 6—10 кВ соответственно 4,5 и 2,5 кВт/Мвар.
Для БК затраты
30 — ЕК04~ЕрегКрег’, 3] — ЕКуд(1/бк*/^*)2 + С0ДРбк; 32 — 0,
(2.99)
где Ко — стоимость вводного устройства; Куд — удельная стоимость
БК (составляет 6 тыс. руб/Мвар для БК на 6—10 кВ и 12 тыс. руб/
Мвар для БК на 380 В);1 Крег — стоимости регулирующего устрой-
ства; Со — удельная стоимость потерь-активной мощности; Е —
суммарные ежегодные отчисления (их составляющие даны в
табл. 2.10).
Т а б л н ц а 2.10
Параметры \ Норма- тивный коэффи- циент эффек- тивности £иорм Отчисления иа амортизацию Еъ Затраты на обслу- жнвание Ео (экс- плуата- цию) Всего отчислений
полное восста- новление капиталь- ный ре- монт включая р ^-норм без £нор
Напряжения линий, кВ воздушных на метал- лических железобетон- ных опорах: до 20 12 3,6 0,6 - 2,0 17,6 5,6
35 н выше 12- 2,0 0,4 0,4 14,8 2,8
воздушных на деревян- ных опорах нз пропи- танной древесины: до 20 z 12 4,0 1,7 2,0 19,7 7,7
. 35—220 12 3,3 1,6 0,5 17,4 5,4
воздушных на деревян- ных опорах нз непропи- танной древесины до 20 12 6,0 2,0 2,0 22 10,0
кабельных с алюми- ниевой оболочкой до 10 проложенных: в земле 12 4,0 0,3 2,0 18,3 6,3
\ в помещении 12 2,0 0,3 2,0 16,3 4,3
кабельных до 10 с. пластмассовой изоляци- ей, проложенных в земле или помещениях 12 5,0 ' 0,3 2,0 - 19,3 7,3
56 .
Продолжение табл. 2.10
Параметры Норма- тивный коэффи- циент эффек- тивности £*иорм Отчисления на амортизацию Е, Затраты иа обслу- живание £0 (экс- плуата- ций) Всего отчислений
полное восста- новление капиталь- ный ре- монт включая £норм без £„Ор„
Электродвигатели (ошностыо, кВт до 100 12 9,5 3,1 1,0 25,6 13,6
более 100 12 5,3 2,8 1,0 21,1 9,1
Оборудование подстан- 1ИЙ . 12 3,5 2,9 1,0 19,4 7,4 -
Пример 2.10. Определить затраты на генерацию реактивной мощности Q =
= 1,5 Мвар тремя СД при t/B0U = 6 кВ и PmK = 1 000 кВт; при коэффициенте
загрузки 0 = 0,8, если напряжение сети составляет 5J кВ (I/, = 0,95), а частота
вращения может рыть 1000 или 500 об/мин. В расчетах принимается = 200 руб.,
Со = 60 руб/кВт.
Решение. По табл. 2.8 для двигателей типа СДН при заданных параметрах
коэффициент а =1,39. Тогда суммарная максимальная реактивная мощность от
трех двигателей с номинальной реактивной мощностью 0,511 Мвар (см. табл. 2.9)
QM = 3-0,511 • 1,39 = 2,14 Мвар, что больше требуемой Q = 1,5 Мвар.
На основании значений D| и D2 для двигателей СДН (см. табл. 2.9) определяем
по (2.97) значения 30, 3], 32 для двигателей с частотой вращения п = 1Q00 и
500 об/мин. Результаты расчета приводим ниже:
л, об/мин 1000 500
<?„, Мвар 0,511 0,511
D], кВт 5,09 6,61
D2, кВт . , . • . . . . 3,99 5,88
з0, руб . . . . . , . 162 162
Зь руб/Мвар 596 770
32, руб/Мвар2‘... . . . 306 450
3, руб ...... . 1742 2330
3, о. е 1,0 1;34
Примечание. Применение СД той же мощности при
частоте вращения 250 и 100 об/мин увеличивает затраты
на генерацию реактивной мощности соответственно до*
1,77 и 2,56 о.е. по отношению к СД с частотой вращений
1000 об/мин.
Выбор средств компенсации реактивной мощности. Правиль-
ный выбор средств компенсации, для сетей промышленного пред-
приятия напряжения до 1000 В и 6—10 кВ можно выполнить только'
при совместном решении всех задач проектирования.
На предприятиях основные потребители реактивной мощности
присоединяются к сетям до 1000 В. Компенсация реактивной мощ-
ности этих потребителей может осуществляться с помощью СД или
батарей конденсаторов (БК), присоединенных непосредственно к
сетям до 1000 В; реактивная мощность может также передаваться
в сеть до 1000 В со стороны 6—10 кВ от СД, БК, от местных ге-
57
нераторов или сети энергосистемы. Источники реактивной мощно
сти на напряжение 6—10 кВ экономичнее источников на 1000 В,
но передача их реактивной мощности в сеть до 1000 В может при-
вести к увеличению числа трансформаторов и увеличению потерь
электроэнергии в сети и трансформаторах. Поэтому следует выб-
рать оптимальный вариант компенсации реактивной мощности на
стороне 1000 В.
Предприятие с присоединением к сети на-
пряжением 6—10 кВ большого числа трансфор-
маторов. Учитывая, что стоимость комплектных подстанций
значительна, а передача реактивной мощности со стороны сети
6—10 кВ в сеть до 1000 В может привести к увеличению числа
устанавливаемых трансфррматоров, найдем минимально возможное
число трансформаторов N, принимая, что cos <р — 1:
jv = P/(₽SHOMcos<p) = 'P/(₽SHOM.-l), ' . (2.100)
где Р — суммарная потребляемая активная мощность в сетях до
1000 В с учетом коэффициента загрузки 0 и номинальной мощности
одного трансформатора SH0M.
Следует отметить, что увеличение числа трансформаторов на
1—2 против расчетного не приводит к изменению суммарных по-
терь, так как одновременно снижаются потери в обмотках транс-
форматоров и несколько повышаются потери х.х.
Наибольшая реактивная мощность, которая может быть Переда-
на от сети 6—10 кВ в сеть до 1000 В числом трансформаторов /V,
Qi = V0V₽SHOM^-P2. (2.101)
Далее рассматриваются варианты с увеличением числа транс-
форматоров на один или два по сравнению с N и определяются
расчетные затраты для каждого варианта. При этом для первого
варианта с минимальным числом трансформаторов учитываются
затраты на генерацию реактивной мощности на стороне 6—10 кВ
и затраты на установку БК в сети до 1000 В, мощность которых
необходима для баланса реактивных мощностей в этих сетях. Для
последующих вариантов с повышенным числом трансформаторов
учитываются дополнительные затраты на их установку.
Пример 2.11. К шинам одной секции 10 кВ РП присоединены два двигателя СДН,
мощности которых 4000 кВт, частота вращения 1000 об/мяи, коэффициент загрузки
0 = 0,8 при номинальном напряжении на Гиннах (рис. 2.13). Потребляемая мощность
в сетях-до 1000-В — активная Ра = 4МВт, реактивная Qs = 3Meap; потребляемая
мощность в сети 10 кВ реактивная == 3 Мвар. На предприятии устанавливаются
трансформаторы 10/0,4 кВ по 1000 кВ-A с р = 0,7. Стоимость установки БК на
380 В КуЛ— 12 руб/квар, стоимость установки одной подстанции на 1000 кВ-А
К) = 17 000 руб., удельная стоимость потерь электроэнергии Со = 70 руб/кВт. Реак-
тивная мощность, предоставляемая предприятию энергосистемой, Q, = 2 Мвар
(по 1 Мвар на каждую секцию РП);
Определить оптимальное число устанавливаемых на предприятии трансформато-
ров и мощность БК иа 380 В с учетом передачи части реактивной мощности из сети
10 кВ в сеть 380 В. Для установленных СД с Риои = 4 МВт номинальная реактивная
мощность Q«om “ 2,01 Мвар, Л] = 10,6 кВт, = 1 Г,8 КВТ [20].
58
Рис. 2.13. Схема к при-
меру 2.11
Решение. Реактивная мощность, которою должны
скомпенсировать СД на стороне 10 кВ с учетом полу-
чения 1 Мвар на секцию РП со стороны системы.
(2СД = С?Л —<?з= 3 — 1 = 2Мвар.
Удельные затраты при передаче генерируемой
реактивной, мощности СД в сеть 380 В, согласно (2.97);
о 10,6 , 2-11,8-2 \ ... к/м
3' = 70^ + 2 ()']Г.2"/ ~ 778 РУб/Мвар ;
32 “ 70 ТбЛг = 102 РУб/МваР2-
Принимая 1/Бк=1, £=0,223, Куд=12 000 руб./Мвар,
Дрвк = 4,5 кВт/Мвар, Со — 70 руб/кВт, определяем
по (2.99) удельные затраты на установку БК на 380 В:
3, = £КУд({/бк*/14*)2 + СоЛрвК =
= 0,223-12000(1/1 )2 + 70-4,5 = 3000 руб/Мвар.
Затраты иа установку одной ТП мощностью 1000 кВ-A составляют. 3, =
= 0,223 • 17 000 яа 3800 руб.
Минимальное число устанавливаемых трансформаторов N =А/( 1 • 0,7)=6 шт.
Реактивная мощность, передаваемая от СД в сеть 380 В, Q, = У(6-0,7-1)—42 =
= 1,3 Мвар. Затраты при минимальном числе трансформаторов 3/= 778-1,3 +
+ 102 • 1,32 + 3000(3 -1,3) = 6280 руб. .
При увеличении числа трансформаторов на Один Q2 = ^(7-0,7 • \)2 — A2 =
= 2,85 Мвар. Здесь затраты 32 = 778-2,85+ 102-2,852 + 3800 + 3000• 0,15 = 7300 руб.
Прн увеличении числа траисформаторор на два Q3 = д/(8-0,7 • I)2 —42 =
• = 3,9 Мвар. Следовательно, в этом случае вся необходимая реактивная мощность
3 Мвар в сети 380 В может быть передана от СД на 10 кВ. Затраты З3 =
= 778-3+ 102-32 +2-3800= 10850 руб.
Таким образом, оптимальным является вариант с минимальным числом транс-
форматоров (6-1000 кВ-A), для которого резерв реактивной мощности от СД с
учетом коэффициента перегрузки а = 1,27
<2ма«с= 1,27-2-2,01 =5,1 Мвар.
Резерв реактивной мощности
Срез = Смаке — Сэ ~ С1 = 5,1 — 2 — 1,3 = 1 ,8 Мвар,
илн 30%.
Суммарная мощность БК на стороне 0,380 кВ
С».». = Св — Ci =Д -^1,3= 1,7 Мвар.
Следует подчеркнуть, что если вместо СД на стороне 10 кВ устанавливается БК
на Ю кВ илн реактивная мощность в сеть до 1000 В передаётся от энергосистемы,
то порядок расчета остается прежним, меняются лишь затраты на генерацию
реактивной мощности в зависимости от экономических показателей ее источника.
Предприятие с небольшим числом устанав-
ливаемых трансформаторов. Если на предприятии
устанавливаются один-два трансформатора 6—10/0,4 кВ, то при
изменении степени компенсации реактивной мощности в сети до
1000 В число трансформаторов обычно не изменяют, а меняют их
59
В кВ мощность. При этом методика расчета, изло-
*" | 1 JL женная выше, сохраняется, но определяется не
L минимально возможное число трансформаторов,
Lj а минимально возможная их мощность: SH0M ==
= P/(P?/cos<p). Сравниваются варианты установ-
ку , ки трансформатора с минимально возможной
| 380В мощностью и мощностью трансформатора на
-L Т ступень рыше.
Пример 2.12. К шинам РП 6 кВ' (рнс. 2.14) промышлен-
Рис. 2.14. Схема к ного предприятия присоединяют одш трансформатор
примеру 2.12 6/0,4 кВ для покрытия нагрузки: Р = 0,9 МЙт, Q=0,8 Мвар
при Р = 1 и cos<p = I. Компенсация реактивной мощности
может осуществляться установкой БК на стороне 6 кВ или
380 В. Определить оптимальные мощности трансформатора ч БК на 6 кВ и 380 В
Расчетные данные: для БК на 6 кВ стоимость вводного устройства 30 = 670 руб.
Зн = 1600 руб/Мвар. Для БК на 380 В стоимость Зю = 3000 руб/Мвар. Стои-
мость ТП мощностью STi=1600 кВ-A выше стоимости ТП мощностью ST2 =
= 1000 кВ-A на К= 5000 руб.
Решение. Минимально возможная мощность трансформатора 3Н0м “ 0,9/(1 И-1) =
= 0,9 МВ-А. '
Первый вариант. Установка БК на 6 кВ н 380 В; ST2 = 1000 кВ.А- Реактивная
мощность БК на 6 кВ Qt = -у/12 — 0,92 = 0,44 Мвар.
Дополнительная реактивная мощность БК на 380 В для полной компенсации
при cos<p = 1 ,
Qo — Q — Q, = 0,8 — 0,44 = 0,36 Мвар.
Расчетные затраты 3i = 3o + 3nQi + 3ioQ2 = 67O+ 1600-0,44-1-3000.0,36= 2450 руб.
Второй вариант. Установка трансформатора мощностью ST| = 1600 кВ-А н БК
на 6 кВ; Q, = 1,62 — 0,94 = 1,4 Мвар, что больше требуемой мощности для пол-
ной компенсации, поэтому принимаем Q, = Q = 0,8 Мвар; Slo = 0.
Расчетные затраты 32 = 30-р Зц)?, + риК = 670-fc-1600.0,8-рО,223-5000 =
= 3060 руб., где ря — коэффициент амортизационных отчислений.-
Третий вариант. Полная компенсация реактивной мощности Q = 0,8 Мвар в
сети 380 В при трансформаторе с минимально возможной мощностью 100Q кВ-А
З3 = 3000-0,8 = 2400 руб. при стоимости Куд = 3000 руб/Мвар. Таким образом,
третий вариант является оптимальным.
ГЛАВА 3
ИСТОЧНИКИ ПИТАНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЕЙ
§ 3.1. Основные требования, предъявляемые к энергосистемам
как основным источникам питания потребителей электроэнергией
Для промышленных предприятий основным источником электро-
снабжения являются электрические станции, объединенные в энер-
гетические системы. Установки по производству, преобразованию,
распределению и потреблению электроэнергии и теплоты, связан-
ные между собой электрическими и тепловыми сетями с общим ре-
жимом управления, называют энергетической системой, а электри-
ческую часть энергосистемы [генераторы, преобразовательные и
распределительные устройства, линии электропередачи (ЛЭП)
60
и потребители электроэнергии] — электрической системой. Ё качес-
тве примера на рис. 3.1 приведена схема электроэнергетической
системы. Если напряжение генераторов теплоэлектроцентрали
(ТЭЦ) составляет 6—20 кВ, то экономически целесообразно снаб-
жать электроэнергией на указанном напряжении потребителей,
расположенных вблизи такой ТЭЦ. Для электроснабжения потре-
бителей, удаленных на значительные расстояния, и для связи
ТЭЦ с энергетической системой применяют напряжения выше гене-
раторного. С этой целью на ТЭЦ (гидростанциях ГЭС-1 и ГЭС-2'
Ни тепловых районных электростанциях ГРЭС-1 и ГРЭС-2) устанав-
; ливают трансформаторы для повышения генераторного напряжения
до 110—150 кВ. Трансформаторные районные подстанции п/ст1—
‘,п!ст4 и узловые распределительные подстанции УРП1— УРП4
j предназначены для преобразования напряжения и связи отдель-
ных частей системы и питания мощных, потребителей, а трансфор-
i маторные подстанции ТП — для питания потребителей меньшей
i мощности, расположенных вблизи районных подстанций.
i Электрическая энергия передается и распределяется с помощью
Г линий электропередачи (ЛЭП) и электрических сетей различных
г напряжений. Напряжение линий выбирают в зависимости от мощ-
‘ ности, передаваемой по ним, и их протяженности; при этом потери
и стоимость сооружения линий должны быть возможно меньшими.
В настоящее время производство, передача, распределение и
потребление электроэнергий в СССР осуществляются в основном
на трехфазном переменном токе частотой 50 Гц. Это объясняется
61
относительной простотой преобразования переменного тока и широ-
ким применением для привода промышленных механизмов Неслож-
ных надежных, трехфазных асинхронных двигателей. С помощью
различных выпрямителей (двигатель-генераторов и полупроводни-
ковых выпрямителей) преобразуют трехфазный переменный ток в
постоянный.
' Для сокращения количества исполнений электрооборудования
ГОСТ 721—77 устанавливает номинальные значения напряжений
генераторов, трансформаторов, сетей и приемников электроэнер-
гии напряжением до и выше 1000 В переменного тока, приведен-
ные соответственно в табл. 3.1 и 3.2.
Таблица 3.1
Номинальные напряжения се- тей и приемников электриче- ской энергии, В Номиналь- ные напря* жения гене- раторов трехфазиого тока, В Щеждуфаз- 'иое) ' г 1 1 1 * 11 —Г~«- 1,1 Номинальные напряжения трансфор- маторов, В
трехфазного тока (междуфазное) однофазного тока
трехфазного тока однофаз* ного тока
между- фазиое фазное первичные обмоткн вторичные обмотки первичные обмотки вторичные обмотки
— 127 127 1 — — — 127 133
220 220 220 230 220 230 220 230
380 380 380 400 380 400 380 1
660 — — 690 660 690 660 •*—
Таблица 3.2
Номинальные на- пряжения сетей и приемников электрической энергии, кВ Номинальные на- пряжений гене- раторов, кВ Номинальные напряжения' трансформаторов, кВ Наибольшие рабочие напря- жения,, кВ
первичные об- моткн вторичные об- мотки
3* 3,15* ' 3* и 3,15* 3,15* и 3,3* 3,5*
6 6,3 6 и 6,3 6,3 н 6,6 6,9
10 10,5 10 н 10,5 10,5 н 11,0 11,5
20 21 20 и 21 21 н 22 23
35 — 35 > 38,5 40,5
ПО — ПО 121 126
150 — 150 165 172
220 1— 220 242 252
330 — 330 347 363
500 — . 500 525 525
750 — 750 787 787
* Для вновь проектируемых сетей не рекомендуются.
61
Как видно из 'таблиц, .номинальные Напряжения генераторов,
вторичных обмоток трансформаторов и приемников| электроэнергии
несколько отличаются друг от друга. Объясняется это тем, что
для обеспечения нормальной работы1 приемников электроэнергии
с учетом потерь напряжения в сети отклонения напряжения на них
не должны превышать ±5% от номинального (см. § 3.5).
Напряжение переменного тока преобразуется с помощью повы-
шающих трансформаторов на электростанциях и понижающих —
на подстанциях'у потребителей.
На генераторах электростанций и электростанциях между собой
допускается параллельная работа. Этим повышается надежность
электроснабжения, уменьшается количество резервного оборудова-
ния, снижается стоимость электроэнергии, обеспечивается более
равномерная загрузка оборудования.
В зависимости от рода первичного двигателя и способа пре-
образования различных видов энергии электрические станции мо-
гут быть тепловыми ( в том числе и атомными) и гидравлическими.
Тепловые электростанции, в свою очередь, делятся на станции с
паровыми турбинами, двигателями внутреннего сгорания и газо-
выми турбинами-. ‘
, В настоящее время наиболее распространены тепловые стан-"
ции с паровыми турбинами. Станции с двигателями -внутреннего
сгорания обычно имеют небольшую мощность и могут применяться
для гарантированибгр питания на промышленных предприятиях,
имеющих группу потребителей, не допускающих перерывов в пита-
нии. С созданием мощных газовых турбин электростанции с таки-
ми турбинами займут надлежащее место в энергетике.
Строительство АЭС будет продолжаться по мере удешевления
производства электрической энергии на них; в первую очередь
их будут сооружать в районах с недостаточными энергоресурсами.
Тепловые электростанции с паровыми турбинами могут быть
трех типов: 1
а) конденсационные (КЭС), снабжающие потребителей только
электроэнергией и располагающиеся в районе энергетических за-
пасов (угля, торфа, газа и т. д.). Турбины КЭС работают на кон-
денсационном режиме, при котором весь пар проходит последова-
тельно через все ступени турбины, после чего конденсируется
в конденсаторе;
б) теплофикационные (ТЭЦ), снабжающие потребителей элек-
трической и тепловой энергией и располагающиеся в районах
потребления. Турбины на ТЭЦ работают с промежуточным отбором
пара или с противодавлением;
в) атомные, в которых вместо котла применяется атомный ре-
актор с теплообменными устройствами.
Гидроэлектростанции располагаются вблизи гидроресурсов, по-
скольку на них' в качестве первичного двигателя применяются
гидравлические турбины. Электростанция должна вырабатывать
столько энергии, сколько ее требуется в данный момент для обес:
печения нагрузки потребителей, собственных' нужд и потерь в сетях.
63
Поэтому оборудование станции должно быть всегда готово ко вся-
кому изменению нагрузки потребителей в течение дня или года.
Кроме того, нарушение электроснабжения ряда потребителей недо-
пустимо, так как это может привести к авариям и человеческим
жертвам, •вызвать простои и недовыпуск промышленной продукции,
расстроить работу коммунальных предприятий, транспорта и т. д’
Поэтому к работе энергосистем и отдельных электростанций предъ-
являются следующие основные требования, определяющие оптими-
зацию режима их работы: выполнение государственного плана вы-
работки и распределения электроэнергии с покрытием максимумов
нагрузки; надежная и бесперебойная работа всего оборудования
станций, сетей и систем в целом; обеспечение необходимого качест-
ва отпускаемой потребителям электроэнергии (напряжение, часто-
та) и надежного их электроснабжения.
Для обеспечения указанных -требований энергосистемы оборуду-
ются диспетчерскими пунктами, которые оснащаются средствами
контроля, управления, связью и четкой мнемонической схемой рас-
положения электростанций, линий электропередачи и подстанций.
Диспетчерская служба полностью отвечает за работу электро-
станций, электросетей и за электроснабжение потребителей: Рас-
поряжение диспетчера является законом и должно быть безогово-
рочно выполнено всеми звеньями энергосистемы.
Для управления сложными энергосистемами в настоящее время
целесообразно применять кибернетику—науку об управлении
сложными динамическими системами. Кибернетика энергетических
систем рассматривает принципы управления работой автоматизи-
рованной энергетической системы при оптимальном по экономиче-
ским условиям режиме и обеспечении заданной надежности работы
системы.
В процессе нормальной эксплуатации электрическая система
непрерывно подвергается возмущениям, в результате чего возни-
кают случайные колебания. Это главное для установления значе-
ний передаваемых мощностей, при которых обеспечивается устой-
чивость системы.
Для оптимизации режима работы системы и надежности экс-
плуатации оборудования необходимо знать: свойства и характе-
ристики системы; состояние технологического процесса на элек-
тростанциях: расход воды и топлива, параметры пара, частоты
вращения турбин и т. д.; электрические параметры режима: напря-
жения, токи,-активные и реактивные мощности, частоту и. т. д.;
какие элементы системы (линии, трансформаторы, генераторы,
нагрузки, котлы, паропроводы) в данный момент находятся в ра-
боте, а какие отключены.
Вся обширная информация о работе энергосистемы должна
перерабатываться и использоваться для оптимизации режима ее
работы.
Работа электростанций в системе дает возможность за счет-
большого числа параллельно работающих генераторов повысить на-
дежность электроснабжения потребителей, полностью загрузить
64
наиболее экономичные агрегаты электростанций, снизить стоимость
выработки установленного резервного оборудования, обеспечить
более высокое качество электроэнергии, отпускаемой потребителям-,
увеличить единичную мощность агрегатов и т. д.
Для улучшения технико-экономических показателей и повыше-
ния надежности работы системы наиболее целесообразно вводить
в работу станции в такой последовательности:
1) ТЭЦ по необходимому тепловому графику, учитывая, что
КПД ТЭЦ значительно вьнпе, чем у других тепловых электро-
станций;
2) ГЭС, когда запасы воды достаточны для длительной работы
станции с полной нагрузкой;
3) КЭС с распределением нагрузки между ними в зависимости
от единичной мощности агрегатов, их параметров, сорта топлива,
сжигаемого на станции, и т. д.;
4) ГЭС с регулируемым водостоком, когда имеющиеся запасы
воды используются только для снятия пиковых нагрузок и аварий-
ного резерва системы.
При распределении нагрузок между станциями энергосистемы
учитываются также пропускная способность линий электропереда-
чи, наличие и размещение резервов в системе и технико-экономи-
ческие показатели отдельных станций и агрегатов.
Количество электрической энергии, вырабатываемой генерато-
рами станций и энергосистемы, в Каждый момент должно быть рав-
но ее потреблению, поэтому соответственно должны быть равны
и их активные мощности:
Рт = РпРс.н 4~ ДРг,
где Рг — суммарная' активная нагрузка генераторов системы;
Ря — суммарная активная нагрузка потребителей системы; Рс.н —
суммарная активная мощность, потребляемая на собственные нуж-
ды всей системы в целом; ДРз — суммарные потери активной
мощности во всех звеньях электрической системы.
Поскольку нагрузка системы все время Изменяется, это равен-
csbo нагрузок может постоянно нарушаться. Если изменения на-
резки находятся в допустимых для данной энергосистемы преде-
лах, то благодаря автоматическому выпуску энергоносителя (Нара,
•Юды и др.) в турбины это равенство нагрузок немедленно восста-
-4Юйится и система придет в состояние динамического равновесия.
<зди же нагрузка потребителей превысит допустимую нагрузку
АДя турбин системы, то произойдет длительное нарушение равен-
ства нагрузок. В этом случае обороты турбин, а следовательно,
и частота вращения системы начнут снижаться; это может нару-
шить нормальную работу механизмов собственных нужд электро-
станций, привести к недопустимой-перегрузке-генераторов станций
и нарушить устойчивость работы потребителей (см. § 3.6). Поэтому
Особое значение для надежного электроснабжения Потребителей
Имеет наличие достаточных резервов мощности в энергетической
системе. Для этого необходимо, чтобы суммарная установленная
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
оезерв 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 на-
грузкой, а другая — в холодном, т. е. должна быть подготовленной
к вводу в эксплуатацию. Энергетические системы должны также
располагать установленной резервной мощностью для покрытия/
нагрузок потребителей в связи с расширением производства.
Учитывая, что некоторая часть наиболее ответственных по-
требителей энергетической системы не допускает никаких отклю-
чений и отклонений от нормального режима работы, в энергосис-
темы вводят-дополнительные устройства автоматической частот-
ной разгрузки. Этн устройства при снижении частоты в системе
до определенных пределов автоматически отключают часть менее
ответственных потребителей, благодаря .чему восстанавливается
баланс активных мощностей и, следовательно, поддерживается
необходимая частота в системе (см< § 3.5).
, В энергетических системах частоту обычно регулирует одна',
а в крупных системах — йесколько мощных электростанций, график
нагрузки которых в этом случае /будет вынужденным. Станции, на
которые возлагается регулирование частоты, называются ведущи-
ми, а станции, на которых работают по заданному графику на-
грузки,,— базисными.
В энергетических системах потребление активной мощности со-
провождается 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 н на-
пряжения.
Реактивная мощность в электрических системах создается * ге-
нераторами при их перевозбуждении и высоковольтными линиями
большой протяженности. При нормальной работе системы выраба-
тываемые и потребляемые в ней реактивные мощности должны
быть равны, т. е. н и
’ . ’О
> Qr -f- Q.i — Qn + Qc н -(-Дфл -)-AQr,
где Qr — суммарная реактивная мощность, вырабатываемая гене-
раторами системы; фл— суммарная реактивная емкостная мощ-
ность, генерируемая линиями (с учртбм компенсирующих уст-
ройств); Q„ — суммарная реактивная мощность потребителей
электроэнергии (с учетом компенсирующих устройств); QtH"
суммарная реактивная мощность потребителей собственных нужД
66
Зсей системы в целом; AQfl AQT — потери реактивной мощности
1Иний и в трансформаторах системы.
Реактивная мощность в основном создается генераторами, по-
этому при полной загрузке генераторов по активному току в сис-
семе может возникнуть дефицит реактивной мощности. Бели же
реактивная нагрузка потребителей значительно ревысит возмож- !
ную реактивную мощность генераторов (например, при отключении
части из них), то произойдет такое понижение напряжения, при
котором ток потребителей значительно увеличится, что приведет
к дальнейшему снижению напряжения и т. д. Такое снижение на- ,
пряжения в системе называется лавиной напряжения. В современ-
ных системах для предохранения от аварийной лавины напряжения
все генераторы снабжаются автоматическими регуляторами напря-
жения и быстродействующей форсировкой возбуждения. Следова-
тельно, в системе всегда должен быть определенный резерв реактив-
ной мощности. Для этого в местах ее наибольшего потребления
устанавливают синхронные компенсаторы, синхроннее двигатели
и батареи статических конденсаторов, которые разгружают линии
от протекания по ним некоторой части реактивной мощности,,
а следовательно, уменьшают потери мощности и напряжения в сети
(см. § 3.3).
Выполнение схем электроснабжения промышленных предприя-
тий для присоединения к энергосистеме зависит от требований
надежности и бесперебойности электроснабжения потребителей
электроэнергии, наличия электростанции на предприятии и возмож-
ности присоединения ее к энергетической системе, расположения
объекта электроснабжения по отношению к источнику питания и
электрическим сеГям энергетической системы (сЫ. § 4.1).
К потребителям 1-й категории относятся предприятия и от-
дельные цехи металлургической, химической и горнорудной про-
мышленности. Такие потребители должны питаться от двух неза-
висимых источников, например от собственной ТЭЦ (или КЭС)
и районных подстанций системы, или путем подключения питаю-
щих линий объекта к шинам подстанции системы, присоединенным
к двум независимым источникам, что обеспечивает восстановление
питания действием АВР. Независимым источником питания называ-
ется источник питания данного объекта, на котором сохраняется
вапряжение при исчезновении его на других источника1х. К неза-
висимым источникам питания относятся РУ двух электростанций
или центров питания, а также две секции сборных шин электро-
станции нли подстанции при одновременном соблюдении следую-
щих 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 отключаю-
щуюся при нарушении нормальной работы одной из них'.
К потребителям 2-й категории относятся предприятия машино-
строительной и легкой промышленности, а также других отраслей
народного хозяйства, которые не могут быть отнесены к потреби-
я*
67
телям 1-й категории,- восстановление питания для них обеспечи-
вается дежурным персоналом или выездной бригадой,
К потребителям 3-й категории относятся вспомогательные и об-
служивающие цехи предприятий; восстановление питания должно
быть обеспечено в пределах одних суток.
Силовые трансформаторы. Они являются основным электриче-
ским оборудованием, обеспечивающим передачу энергии от электри-
ческих станций к потребителям и ее распределение.
С помощью трансформаторов осуществляется повышение напря-
жения до значений (35, 110, 220, 330, 500 кВ), необходимых для
линий электропередачи энергосистем, а также многократное сту-
пенчатое прнижение напряжений до значений, применяемых не-
посредственно в приемниках электроэнергии (10; 6,3; 0,66; 0,38;
0,22; 0Д27 кВ).
Силовые трансформаторы выпускаются номинальной мощно-
стью, кратной мощности 10, 16, 25, 40, 63 кВ-А, в трехфазном и
однофазном исполнении.
Для компенсации потерь напряжения (см. § 3.5) в электриче-
ских сетях повышающие трансформаторы имеют на высшей стороне
напряжение на 10% выше номинального напряжения сети, а пони-
жающие трансформаторы — низшее напряжение, на 5——10% выше
номинального напряжения сети. На повысительных и понизитель-
ных подстанциях применяют трехфазные трансформаторы или груп-
пы однофазных трансформаторов с двумя или тремя раздельными
обмотками — двух- и трехобмоточные. Обмотки высщего, среднего
и низшего напряжений принято сокращенно обозначать соответ-
ственно ВН, СН, НН. В настоящее время изготовляются трансфор-
маторы с обмотками следующих напряжений: 6, 10, 20, 35, ПО, 220,
330, 500 кВ. Каждый трансформатор характеризуется номинальны-
мй данными: мощностью, токами первичной и вторичной обмоток,
потерями холостого хода АРх.х, потерями короткого замыкания ДА
(или потерями в меди АР„), напряжением короткого замыкания мк,
током холостого хода ^х (или i0), а также группой соединения и
видом охлаждения.
Напряжение короткого замыкания трансформатора — это на-
пряжение,’ которое необходимо подвести к одной из обмоток при
замкнутой накоротко' другой, чтобы в этой последней протекал
номинальный ток. Напряжение к. з. в процентах от номинального,
отнесенное к мощности наиболее мощной обмотки, приводится 6
каталогах и составляет в зависимости от мощности трансфорМ^
тора 4,5—12%. Ток холостого хода — ток, который при номинёЛЬ;
ном напряжении устанавливается в одной обмотке при разомкну-
той другой обмотке. Потери х.х. А А.х определяются током i0, вы-
раженным в процентах от тока соответствующей обмотки. Группа
соединения — угловое (кратное 30°) смещение векторов между од-
ноименными вторичными и первичными линейными напряжениями
обмоток трансформатора [24]. Наиболее распространены на элек-
трических станциях и подстанциях следующие схемы и группы сое-
динений двухобмоточных трансформаторов: «звезда—звезда» ( Y/Y^
68
0; Y/Y—6) и «звезда—треугольник» (Y/Д— 1;. Y/A—— 11; Y/Д—7;
Y/Д—5). Цифра справа — число угловых смещений по 30° между
ректорами линейных ЭДС. В трехфазных трехобмоточных транс-
форматорах наиболее часто применяют соединение «звезда — звез-
да — ноль — треугольник» (Y/Y—0/Д—11). -
- Регулирование коэффициента трансформации можно осущест-
влять при включенном (под нагрузкой) илн отключенном трансфор-
маторе. Трансформаторы с регулированием напряжения под на-
грузкой (РПН) применяют на электрических станциях н районных
'Подстанциях (см. § 3.5). Регулирование надряжения трансформа-
торов с переключением'без возбуждения (ПБВ) производится на
подстанциях промышленных предприятий.
Номинальные токи обмоток трансформатора приводятся в ката-
логах. Под номинальной нагрузкой следует понимать нагрузку,
фйвную номинальному току (номинальной мощности), которую
трансформатор может нести непрерывно в течение всего срока
службы (20—25 лет) при номинальных температурных условиях.
Эти условия соответствуют максимальной температуре ( + 40сС)
it*‘среднегодовой ( + 5°С) при установке трансформатора на откры-
Wk воздухе.
и' В процессе работы трансформатора его изоляция изнашивается.
Срок службы изоляции трансформатора в основном определя-
емся температурой Нагрева его обмоток, зависящей от нагрузки н
Условий охлаждения. Для трансформаторов, работающих в усло-
виях максимальной температуры’ воздуха +40°С, превышение тем-
пературы (перегрев) обмоток над температурой воздуха не должно
быть более + 65°С. Таким образом, наибольшая допустимая тем-
пература нагрева обмоток составляет 40 Н-65= 105° С.
Если трансформатор всё время работает при температуре нагре-
ва обмоток 105°С, то срок его службы не достигнет и двух лет.
В,реальных условиях работы трансформаторов температура окру-
жающего воздуха изменяется как в течение суток, так н по сезо-
нам. Так как при этом температура нагрева обмоток изменяется
рт,; предельного до некоторого меньшего значения, то износ
дефляции обмоток уменьшается, а срок службы' трансформатора
Соответственно увеличивается. При номинальных температурных
уровнях охлаждения и номинальной нагрузке срок службы транс-
фокатора равен примерно 20—25 годам. Температура нагрева
трансформатора обычно контролируется по температуре верхних
-ЭДР.ев масла. Эта температура по правилам технической эксплуа-
тации не должна превышать +95°С для системы охлаждения М, Д
(см. ниже). 1
Для всех трансформаторов в зависимости от условий эксплуа-
тации, определяемых резервом мощности, графиком нагрузки и
температурой окружающей среды, могут быть допущены перегруз-
ки. При необходимости допущения длительных перегрузок н, сле-
довательно, перегревов рекомендуется применять форсированное
охлаждение трансформатора (обдув с помощью вентиляторов).
Силовые трансформаторы допускают перегрузки в часы макси-
Рис. 3.2. Кривые перегру-
зочной способности транс-
форматоров
мума нагрузки за счет недогрузки в часы
минимума нагрузки потребителей, и, та-
ким образом, износ изоляции трансфор-
маторов остается в пределах технических
норм (см. §7.6).
Для различных типов трансформато-
ров и/определенных условий их эксплуа-
тации, времени перегрузки и значений
коэффициента Ki (отношения эквива-
лентной начальной нагрузки hngo к номи-
нальной /иом.т) на рис. 3.2 дана кривые
перегрузочных способностей, определяе-
мые коэффициентом К2 — отношением эк-
вивалентного максимума нагрузки 1зы.«ак
к нрминальной /вом т-
Допускаемая перегрузка трансфор-
матора в часы максимума нагрузки мо-
жет быть рассчитана как SAon = K2S„0M.T.
В обмотках и в стали магнитопровода
трансформатора, включенного под на-
грузку, выделяется, значительное коли-
чество теплоты. Чтобы поддерживать температуру нагрева тран-
сформатора в допустимых пределах, необходимо в течение всего
срока эксплуатации непрерывно отводить выделяющуюся в нем
теплоту в окружающее пространство.
. Функции изоляции и охлаждающей среды выполняет трансфор-
маторное масло, заполняющее бак. При работе трансформатора
масло в нем непрерывно циркулирует, уак как оно поглощает.тепло-
ту, выделяющуюся в обмотках и магнитопроводе, нагревается и
поднимается вверх. Затем нагретое масло движется вниз вдоль
охлаждающих поверхнрстей — по стенкам бака, трубам, или радиа-
торам, отдавая теплоту в окружающее пространство.
В - зависимости от мощности трансформаторов применяют раз-
личнее виды охлаждения: естественное масляное (М);'масляное
с воздушным дутьем (Д); то же, с принудительной циркуляцией
масла (ДЦ) ; масляно-водяное с естественной циркуляцией" масла
(МВ); то же, с принудительной циркуляцией масла (Ц); с естест-
венным воздушным охлаждением в трансформаторах с сухой изо-
ляцией (С); с негорючим диэлектриком (Н).
Виды охлаждения указываются в обозначениях заводского типа
трансформаторов. При этом буквы и цифры означают: Т — трех-
фазный или О — однофазный; Р — наличие расщепленной обмот-
ки НН; Н — выполнение одной . из обмоток с устройством РПН.
После буквенного обозначения типа трансформатора в числителе
дроби указывается номинальная мощность (кВ*А), в знаменате-
ле— напряжение обмотки ВН (кВ). В соответствии с этим, напри-
мер, трансформатор типа ТРДН-25000/110 представляет собой
двухобмоточный трансформатор с расщепленной обмоткой НН;
вид охлаждения — млсляное с дутьем и естественной циркуляцией
70
масла, с устройством РПН мощностью 25 000 кВ-А; напряжение
обмотки ВН 110 кВ.
Автотрансформаторы. Во .многих случаях при преобразовании
переменного тока более экономично вместо трансформаторов при-
менять автотрансформаторы, в которых используются магнитная
рвязь обмоток, и электрическая связь частей обмоток ВН и НН.
Силовые автотрансформаторы широко применяют для сетей смеж-
ных напряжений, например ПО и 220 кВ; 220 и 500 кВ. Мощные
Автотрансформаторы изготовляют как в однофазном, так и в трех-
фазном исполнении, например автотрансформатор типа АТДЦТН-32/
$20, в котором имеются обмоткн ВН—220 кВ, СН—ПО кВ, НН—6,
•Ц или 38,5 кВ.
( Номинальной или проходной мощностью автотрансформатора
Называется предельная мощность, которая может быть передана
через автотрансформатор на стороне ВН.
> Благодаря непосредственному электрическому соединению пер-
вичной и вторично^ обмоток передача Мощности в автотрансфор-
маторе осуществляется и электромагнитным, и электрическим
путем.
Типовой или расчетной мощностью называется мощности, пере-
даваемая электромагнитным путем. Отношение типовой мощности
к номинальной SHOM называется коэффициентом выгодности
Автотрансформатора а=(1 — l/k). Здесь k — коэффициент транс-
[формацйи. Учитывая, что a = STHn/SH0M, получим STHn = aSHOM. Следо-
вательно, типовая мощность, передаваемая электромагнитным
'путем, составляет часть вторичной, номинальной мощности. Поэто-
му автотрансформатор с номинальной мощностью SHOM эквивалентен
по размерам и затрате материалов на его изготовление трансфор-
матору с номинальной мощностью aSH0M? Чем ближе коэффициент
трансформации к единице, тем меньше коэффициент выгодности
и тем меньше по размерам и дешевле автотрансформатор по срав-
нению с трансформатором. Поэтому автотрансформаторы целесо-
образно применять при небольших k. Например, при k = 220/127
н соответственно" при a =0,45, если проходная номинальная мощ-
ность составляет 40 МА-А, типовая (расчетная) мощность составит
Только 0,45-40 = 18 MB-А и габаритные размеры такого автотранс-
форматора будут эквивалентны габаритным размерам трансформа-
тора мощностью 18 МВ-А.
' В трехобмоточных автотрансформаторах обмотки ВН и СН
обязаны электрически и соединены в звезду. с заземленной ней-
тралью, а обмотка НН соединяется в треугольник для улучшения
формы кривой напряжения (см. § 3.6).
< Автотрансформаторы можно применять в сетях с большими
Токами замыкания на землю, имеющих глухое заземление нейтрали
фри напряжениях выше 35 кВ, так как без указанного заземления
замыкание одной фазы высшего напряжения на землю приведет к
«допустимому повышению напряжения на двух других фазах сред-
вето напряжения. Для защиты обмоток автотрансформатора or
71
перенапряжений (см. гл. ,11) устанавливаются разрядники, присое-
диняемые с обеих сторон на вводах ВН и СН.
Одно из,основных требований, предъявляемых к энергосисте-
мам, — обеспечение необходимой надежности электроснабжения по-
требителей электроэнергии. Надежность — свойство системы элек-
троснабжения, обусловленное ее работоспособностью, долговеч-
ностью и ремонтопригодностью и обеспечивающее нормальное вы-
полнение заданных функций. Степень необходимой надежности
обусловливается повреждаемостью и ремонтопригодностью электро-
оборудования и сетей, категорией потребителей и величиной ущерба
при перерывах электроснабжения. Надежность систем электроснаб-
жения обеспечивается обоснованным выбором схем, конструктив-
ных элементов, их резервированием и проведением планово-преду-
предительных ремонтов.
Отказ — нарушение работоспособности системы. В расчетах на-
дежности пользуются методами теории вероятностей и математи-
ческой статистики и исходят из того, что отказ представляет собой
случайное событие, характеризуемое параметром потока отказов
7 Х(<). При рассмотрении показателей различных вариантов системы
х электроснабжения следует учитывать вероятность отказов ее от-
дельных элементов и связанный с этим ущерб. Тогда приведенные
годовые затраты для каждого варианта 3=ртрмК+С+У, гдернори —
нормативный коэффициент капитальных затрат К; С — суммарные
гоДОвые эксплуатационные затраты (см. § 1.2); У— годовой
ущерб, связанный с перерывами электроснабжения предприятия
из-за отказов.
При оценке ущерба от перерывов электроснабжения принято
различать прямой, или непосредственный, ущерб и дополнитель-
ный ущерб, вызванный недовыработкой продукции.
Прямой ущерб включает оплату простоев рабочих, брак про-
дукции, порчу сырья и материалов, повреждение оборудования,
затраты на восстановление технологического процесса, общецехо-
вые и общезаводские издержки. Дополнительный ущерб создается
стоимостью недовыпуска продукции.
Следует учитывать, что остановка предприятия не всегда свя-
зана со всеми указанными расходами, которые в первую очередь
зависят от характера технологического процесса и длительности
перерыва электроснабжения. Так, для предприятий машинострои-
тельной промышленности с наличием автоматических поточных ли-
ний перерыв электроснабжения на несколько секунд приводит к
существенному расстройству технологического процесса, на восста-
новление которого затрачивается часто несколько часов. На элек-
тролизных и электротермических установках перерывы электро-
снабжения приводят к остыванию ванн и электропечей' и к значи-
тельному увеличению расхода и стоимости электроэнергии на
единицу продукции. Поэтому при определении ущерба при пере-
рыве электроснабжения необходимо тщательно анализировать
технологический процесс каждого предприятия.
Как установлено ПУЭ, для потребителей 1-й категории надеж-
72
ность электроснабжения обеспечивается питанием от двух-трех
независимых источников, одновременное отключение которых мало-
вероятно. Поэтому ущерб для предприятий 1-й категории не рас-
сматривается. При технико-экономических расчетах по предприя-
тиям 2-й категории учитывается только дополнительный ущерб Уд,
увязанный е уменьшением выпуска продукции при перерывах элек-
троснабжения:
Уд = [(рК + И)/.Т](/эл +/тех +/бр— /эл— /тех),
ЭДг р — процент отчислений на амортизацию; К — стоимость основ-
ных и оборотных фондов (капитальные затраты); Я,—постоянная
часть годовых издержек; Т — плановое число часов работы пред-
приятия; /эл — время перерыва электроснабжения; /тех — время
для наладки и восстановления технологического процесса; /бр =
>'/7бр//7о — приведенное время выпуска брака;' 1'з^—Пзл/П0 — при-
веденное время перерыва электроснабжения; 7те-х=77тех/77о— при-
^денное время пускового периода; /7оР — объем продукции; /7ЭЛ —
объем продукции, выпущенной за время /эл; /7тех — объем продук-
ции, выпущенной за время /тех; По — часовой выпуск продукции
тфн нормальном режиме работы. »
- Как видно, пользование приведенной формулой расчета допол-
нительного ущерба, вызванного перерывом электроснабжения, тре-
бует тщательного анализа технологического процесса и технико-
экономических показателей работы предприятия. Более простой,
!ЯЬ несколько менее точный способ определения ущерба — расчет
ло удельным значениям его стоимости, отнесенным к 1 кВт-ч
-недоотпущенной электроэнергии. В табл. 3.3 приведены ориентиро-
вочные значения удельного ущерба У для некоторых промышленных
предприятий.
г Табл ица 3.3
Предприятия У, руб/(кВт • ч) Предприятия У, руб/(кВт-ч)
^Аеталлургическир 0,25 Котельный 0,48
Сельскохозяйственных машйн 0,30 Масложировые Кожевенные 0,37 0,61
Конечно-прессового обо- - Рудования У^ектровозостроительные 0,34 0,24' Обувные 1,60
5 Для пользования значениями данного удельного ущерба необ-
ходимо знать количество недополученной предприятием электро-
энергии за время нарушения электроснабжения. Мощность, потреб-
ляемая предприятием, меняется в течение суток и года в пределах
От Рмакс до Рмин и определяется для указанных периодов времени
73'
При полном отключений количество недополученной
электроэнергии за период Т составит (кВт-ч)
= Рср/восстАТ,
где РСр — средняя нагрузка, за период Т, кВт; /В0Сст — среднее время
восстановления пйтания, ч; к — средний параметр потока отказов,
1/год [13].
При частичном ограничении со стороны системы
потребляемая предприятием максимальная мощность РмаКс снижа-
ется до величины Рогр. Количество недополученной .электроэнергии
при этом можно определить, зная закон распределения суточных
получасовых максимумов нагрузки.
Для распределения суточных максимумов по закону равномер-
ной плотности [8] среднее значение дефицита мощности
APJp = (Рмакс + Рогр)/2 — Рогр. (3-1)
Приближенно коэффициент вероятности дефицита мощности
R 7=- 1 — Р*огр == 1 —”Рогр/Рмамс- (3.2)
Тогда количество недополученной электроэнергии (кВт-ч)
. ' = \P'cpMMmTR. (3.3)
Пример 3.1. Определить ущерб от нарушения электроснабжения предприятия
сельхозмашиностроении по следующим данным: Риак= 1000 кВт; Р0ГР = 850 кВт;
7 = 10 лёт при параметре потока отказов А. = 1/1 год, времени восстановления
питания/Ю0Ст = 10 ч.
. Решение. Среднее значение дефицита мощности, согласно (3.1),
‘ А/^р = (1000 + 830) /2 - 850 = 170 кВт.
Коэффициент вероятности дефицита мощности [ см. (3.2)] R — 1 —0,85 = 0,15-
Количество недополученной электроэнергии [см. (3.3)] Д1ГН == 170-1 • 10-10-0,15 =
= 170X15 = 5100 кВт-ч.
Ущерб от недополученной электроэнергии при у — 0,3 руб/(кВт-ч)
У ==УАГИ = 0,3-5100= 1530 руб.
$ 3.2. Заводские электростанции, их электрические схемы '
соединений. Установки гарантийного питания
Заводские7 электростанции предприятий, а также агрегат^ ава-
рийного (га,рднтийного) питания относят к местным источникам
активной энергии. Наличие местных источников питания должйо
^обосновываться технидо-экономическими расчетами, основанием
для которых являются: j
1) невозможность или нецелесообразность питания потребителя
: от сетей энергосистемы, находящихся на большом от него расстоя-
нии;
2) технико-экономическая целесообразность сооружения ТЭЦ,
. работающей на отходах или низкосортном топливе, обеспечиваю-
щей производство необходимым количеством теплойой и электриче-
74
сКой энергии. Работа ТЭЦ используется при этом для покрытия
пиковых нагрузок энергосистемы;
3) повышенные требования к надежности электроснабжения
всех установок потребителя или ёго отдельных объектов для обеспе-
иения их гарантированного независимого питания при отключении
рсновного источника электроснабжения (энергосистемы).
В зависимости от назначения источников местного питания в
качестве агрегатов на них могут использоваться при значитель-
ных мощностях паротурбинные, газотурбинные и дизельные уста-
новки, а при- небольших мощностях, для обеспечения гарантирован-
ного питания, также установки с карбюраторными двигателями*'и
аккумуляторные батареи. Во всех случаях источники местного пи-
тания должны иметь минимально возможное время для запуска,
что обеспечивает гарантированное питание от них ответственный
потребителей. К последним, не допускающим перерывов в электро-
снабжении . на Промышленных предприятиях, относятся: вычисли-
тельные центры и вычислительные устройства; цепи защиты И авто-
матического управления главных узлов электроснабжения и глав-
ных понизительных подстанций (ГПП) предприятий; особо важные
участки с аварийным освещением.
Рассмотрим технологию производства электроэнергии на завод-
ской ТЭЦ. Поступившее на ТЭЦ “твердое топливо до подачи в топ-
ку котла обычно подвергают ’ предварительной подготовке: уголь
вначале дробят, а затем размалывают и подсушивают. Для полного
сгорания угольной пыЛи в топку нужно подавать воздух, что вы-
полняется специальными вентиляторами с мощными электропри-
водами.
Современные котлоагрегаты могут быть барабанными и прямо-
точными. В барабанных котлах вода предварительно подогревается
уходящими дымовыми, разами в водяном экономайзере-подогрева-
теле, а затем идет в барабан ротла. Из барабана пар поступает
в пароперегреватель, где из насыщенного он превращается в пере-
гретый и в таком состоянии направляется в турбину. Прямоточные
котлы используют в установках с высокими начальными параметра-
. ми пара. Это обогревательный змеевик, в один конец которого
подается вода, а из другого непрерывно поступает в турбину пере-
гретый пар. Пар и вода прогоняются по трубам насосом. Котлы
этого типа называют котлами с принудительной циркуляцией.
-ваеПар от котлоагрегатов по системе паропроводов . поступает
1Лв>рабочий орган турбины, называемый ступенью, в которой ёго
дапловая энергия превращается в механическую. Если энергию пара
/Использовать в одноступенчатой турбине, то это приведет к очень
большим частотам вращений турбин — порядка нескольких десят-
ков тысяч оборотЬв в минуту. Снйженйе частоты Вращения турби-
ны, соединяемой с синхронным генёратором, максимальная частота
вращения которого 3000 об/мин, может быть достигнуто применени-
ем многоступенчатых турбин. Давление' пара в них уменьшается
постепенно по мере прохождения паром отдельных ступеней турби-
75
ны. Это ограничивает скорость истечения пара из сопл, а тем самым
частоту вращения турбины.
Работа ТЭЦ экономична в том случае, если обеспечено постоян-
ное использование вырабатываемой теплоты, например при питании
паром какого-либо непрерывно действующего технологического обо-
рудования. Если потребление теплоты неравномерно, например при
отоплений жилищ, то работа по такой схеме неэкономична. “Поэто-
му на ТЭЦ в большинстве случаев устанавливают турбины с так
называемым отбором пара. В .таких турбинах весь поступающий
в них пар пропускается через ступени высокого давления, где его,
давление снижается от начального 9—13 до 0,1—0,2 МПа. Затем
одна часть пара направляется потребителям теплоты, а другая —
в ступени низкого давления и в конденсатор. Такая схема дает воз-
можность изменять соотношение между количеством тёплоты, от-
пускаемой потребителям, ' и направляемой на выработку электрр-,
энергии.
На ТЭЦ количество теплоты, используемой на получение ра-
бочего пара, составляет около 82% от теплоты сожженного топ-
лива. Но количество полезной энергии, отпускаемой с ТЭЦ, равно
59%, так как в электрическую энергию превращается примерно
27% тёплоты и около 32% теплоты сожженного топлива отводится
в Виде отработавшего пара в теплофикационную систему и исполь-
зуется для теплоснабжения потребителей; только 23% теплоты от-
водится с охлаждающей водой по конденсационной схеме. Из. срав-
нения тепловых балансов ТЭЦ и конденсационной электростанции
видно, что на ТЭЦ теплота топлива используется значительно
лучше.
Принципиальная схема системы теплофикации показана на
рис. 3.3. 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.
Генератор вырабатывает электроэнергию, которая поступает в элек-
трическую сеть. Часть пара расширяется в турбине до низкого:
давления и отводится из турбины в конденсатор 4, где он превра-
щается в воду (конденсат).
Конденсат с помощью спецц-
альиого насоса 5 откачивается;
в деаэратор 6 — аппарат,
предназначенный для осво^о-,
ждения конденсата от растдо-;.
ренного в нем воздуха. Други
гая часть отработавшего пара
отбирается из промежуточной
ступени турбйны при более вы-
соком давлении и направляется
в теплофикационный коллек-
тор 7 для использования в си-
стеме теплоснабжения. Приме-
няют две системы теплоСнабже-
. Рис. 3.3. Принципиальная схема системы
теплофикации .
76
нНя— паровую и-водяную. В первой теплоносителем является пар,
во второй —вода. ' '
При паровой системе теплоснабжения пар из коллектора 7 на-
правляется в паровую линию 8, а из неё в теплопотребляющие ап-
параты 9. В процессе отдачи теплоты в тепловых аппаратах пар
конденсируется и конденсат отводится в сборные баки 11, откуда
с помощью насосов 12 перекачивается по конденсатной линии 10
в деаэратор, а оттуда в котел.
При водяной системе- теплоснабжения пар из коллектора посту-
пает в пароводяные подогреватели 15, где отдает теплоту вОде,
циркулирующей в тепловой сети. В процессе отдачи теплоты пар
конденсируется, а вода, проходящая через пароводяные подогрева-
тели, нагревается. Конденсат из пароводяных подогревателей от-
качивается с помощью конденсатных насосов в деаэратор, а нагре-
тая вода поступает по линии тепловой сети 16 в отопительные
и вентиляционный установки 14, установки горячего водоснабже-
ния 13 и т. д.
Вода, охлажденная в местных теплопотребляющих системах по-
требителей, возвращается по обратной линии тепловой сети на
с'ганцию и вновь поступает на подогрев в пароводяные подогрева-
тели. Циркуляция воды в тепловой сети создается сетевыми насо-
сами 17.
' На. рис. 3.4 приведены схемы электрических соединений станций
с одиночной системой шин.
Схема электрических соединений электростанций с одиночной
несекциоиированной системой сборных шин (рис. 3.4, а). По этой
схеме станции выдают всю мощность с шин генераторного напря-
жения. Здесь имеется одна несекционированная система сборных
шин СШ, к которой через выключатели В и шинные разъединители
Рш подключены генераторы Г1, Г2, трансформаторы собственных
нужд Т1, Т2 и отходящие линии Л. На отходящих линиях установ-
лены линейные разъединители Рл с заземляющими ножами Р3, пред-
назначенными для отделения и заземления линии при ее плановом
отключении.
' Схема имеет минимально необходимое количество аппаратов и
уйройств, что увеличивает надежность и делает ее экономичной.
Надежность схемы увеличивается и за счет того, что все операции
отключения и включения элементов установки производятся лишь
сйловыми выключателями. Это значительно уменьшает число оши-
бочных действий с разъединителями и снижает число аварий по
вййе персонала. Разъединители здесь служат лишь для отсоедине-
ния отключенного выключателя на время его ремонта или ревизии.
Однако эта схема имеет ряд существенных недостатков, из-за кото-
рых ее используют лишь для станций небольшой мощности. Ниже
Перечисляются основные из этих недостатков:
а) при чистке и ревизии сборных шин и шинных разъедините-
лей прекращается работа всей станции, включая й собственные
нужды. Это приводит к неоправданному иедоотпуску электрической
77
Рис. 3.4. Схемы электрических соединений электростанций с одиночной
системой шин
энергии Потребителям, к простою предприятий, ухудшению бытовых
и культурных условий населения района обслуживания;
, б) 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 участ-
ка о! неповрежденных;
в) в случае отказа релейной защиты присоединений, отходящих
от шин, срабатывает защита всех генераторов, чтО приводит к
остановке станции и прекращению питания всех потребителей;
г) ревизия и ремонт линейных выключателей илй разъедините-
лей связаны с прекращением питания подключенных^ к данной ли-
нии потребителей на Все время производства работ.
Схема электрических соединений электростанций с одиночной
секционированной системой сборных шин (рис. 3.4,6). Деление
схемы на две секции (/ и 2) секционным выключателем Всекц делает
ее более гибкой и обеспечивает бесперебойность питания потреби-
телей. В этом случае при ревизии, осмотре, очистке изоляторов
или ремонте шии одной из секций теряется мощность лишь части
станции. При аварии на одной из секций или при отказе в работе
78 -
релейной защиты отходящих линий Вначале отключается секцион-
ный выключатель, релейная защита которого имеет меньшую вы-
держку времени, чем защита генераторов, а потом генераторы по-
врежденной секции. Это приводит^ локализации-аварии одной сек-
ции и сохранению нормальной работы второй.
При наличии резерва вывод выключателя в ревизию не вызыва-
ет недоотпуска электрической энергии, поскольку потребители, нор-
мально питающиеся от отключаемой линни, могут на время ревизии
получить питание от другого источника, ' / -
При достаточной, генерирующей мощности, питании ответствен-
ных потребителей, по двум линиям, подключенным к разным сек-
циям, и достаточном резерве, по сети рассмотренная схема удов-
летворяет всем требованиям^ предъявляемым к главной схеме элек-
трических соединений станций средней мощности.
Схема электрических соединений электростанций с одиночной
реактированной секцией и линейным присоединением генераторного
напряжения (рис. 3.4, в). Если между секциями, установить секци-
онный реактор СР, то при большой мощности станции можно Вос-
пользоваться легкими выключателями типа ВМП-10. При выборе
секционного реактора на 60^-70% от мощности секции и его индук-
тивном сопротивлении порядка 10% предельную мощность станции
с легкими Линейными выключателями можно увеличить примерно
в 1,5 раза по сравнению со схемой без секцониого реактора. При
наличии, линейных реакторов ЛР (рис. 3.4, г) схема пригодна и для
станций большой мощности. Секционные реакторы в данном случае
служат для облегчения аппаратуры. 1
Схема с одиночной и обходной системами сборных шин (рис. 3.5).
При отсутствии резерва по сети, но достаточной резервной мощно-
сти станции можно восполь-
зоваться данной схемой эле-
ктрических соединений. Ука-
занные выше соображения
6 резервировании питания
ответственных потребителей
Й, реактировании остаются
в‘ силе и для такой схемы.
ая система шин (УШ
л с секциями главных’
Шин СШ соответствующими
обходными выключателями
Добх и через разъединители'
Р«Гк — с ОТХОДЯЩИМИ линия-
ми Л1—Л4. В нормальных
Условиях обходные выклю-
чатели и их разъединители
отключены. При выводе в
Ревизию линейного выклю-
чателя В, включаются соот-
ветствующие разъединители
9£х°дн
свйзана
Рис. 3.5. Схема электрических соединений элек- ’
трос4анций с одиночной и обходной системами
шин
79
ке
из секции
системы
. обходного выключателя, обходной выключатель и обходной разъ-
единитель Робх линии, после чего отключаются линейный, выклю-
чатель Вл и его разъединители. При этом рсуществляется питание
линии чере^ обходное устройство, а соответствующий выключатель
выводится из схемы без прекращения работы линии. !
При большом числе секций и отходящих линий, что имеет место
при значительной мощности станции и большой выдаче энергии
с шии генераторного напряжения, такая схема становится громозд-
кой. По этим причинам схемы с обходной системой шин применяют-
ся редко в устройствах генераторного напряжения и обычно исполь-
зуются в, установках повышенного напряжения на 110 кВ и выше.
Схема'электрических соединений электростанций с двойной сис-
темой сборных шин (рис. 3.6). Эту схему используют при отсут-
ствии резерва в сети и большом количестве линий генераторного
напряжения. Система шин 1 (рис. 3.6, а) считается рабочей, 2 —
резервной. Каждое присоединение подключено к шинам через раз-
вилку из разъединителей Р1 и Р2 и один выключатель; шины свя-
заны между собой шиносоединительным выключателем ЩСВ. Рабо-
чая система шин иногда секционируется секционным выключателем
Всекн (рис. 3.6,6) и при необходимости — секционным реактором,
На каждой секции устанавливается свой Шиносоединительный вы-
ключатель, что увеличивает гибкость схемы. При ревизии или чист-
н все присоединения этой
секции переводятся на ре-
зервную систему без пре-
кращения нормальной ра-
боты.
Рассматриваемая схе-
ма является более гибкой,
чем схема с одиночной
системой шин. Вместе с
тем она более сложная и
дорогая, поскольку в ней
больше чем вдвое увели-
чиваются число разъеди-
нителей, выключателей,
опорных изоляторов, рас-
ход токоведущих мате-
риалов и объем строи-
тельных работ. Кроме то-
го, снижается надежность
работы схемы как за счет
увеличения количества ап-
паратуры, так и за счет
возможных ошибочных
действий персонала с
разъединителями.
В данной схеме разъ-
единители являются опе-
Лана а
Х-2
— /
Pt
S)
111 “'®' «и2111
Секцияi
Рис. 3.6. Схемы электрических соединений электро-
станций с двойной системой шнн
80
ративными аппаратами, с помощью которых производится нужное
изменение оперативной схемы без прекращения ее работы. При
ошибочных действиях с разъединителями возможно включение
«ли, что еще хуже, отключение ими нагрузки. В результате на
контактах разъединителя возникает электрическая дуга, которая
перекроет фазовую и линейную изоляцию й вызовет либо замы-
кание на землю, либо к. з. Чтобы избежать подобных аварий,
осуществляется так называемая запретная блокировка выключа-
телей и соответствующих разъединителей, при которой невозможно
включать или отключать разъединитель рабочей системы шин дан-
ного присоединения при включенном выключателе и совершать опе-
рации с разъединителями другой системы шин при отключенном
шиносоединительном выключателе.
Для облегчения работы аппаратуры и токоведущих частей мощ-
ных электростанций рабочая Система шин секционируется и реак-
тируется. Кроме того, на отходящих линиях устанавливают линей-
ные реакторы. Последние выбирают 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, обладающие большой токоограничиваю-
щей способностью в аварийном режиме и малой индуктивностью
в нормальных условиях. На электрических станциях расщеплен-
ные реакторы обычно используют как токоограничивающие
аппараты.
Установки и механизмы собственных нужд электрических стан-
ций и подстанций. На современных электростанциях производст-
венный процесс полностью механизирован с помощью различных
механизмов, устанавливаемых на основных агрегатах, а также на
Вспомогательных устройствах станций и подстанций. К установкам
й механизмам собственных нужд электростанций относят приводные
Двигатели Механизмов, их источники питания, внутристанционные
электрические сети, распределительные устройства установок.
На тепловых электростанциях имеются следую-
щие механизмы собственных нужд:
- топливоподачи и топливных складов (разгрузочные краны, скре-
перы, перегружатели, транспортеры и т. д.);
!! угледробильной установки и приготовление угольной пыли (гро-
хоты, дробилки, угольные мельницы, пйтатели угля, мельничные
Вентиляторы и др.);
котельных агрегатов (питатели угольной пыли, дутьевые вен-
тиляторы, Дымососы, питательные насосы, механизмы золоудале-
ния); '
турбоагрегатов (насосы конденсатные, циркуляционные, масля-
ные, газоохлаждения и др.);
теплофикационных установок (насосы сетевые бойлерного уст-
ройства, конденсатными др.);
। вспомогательного оборудования (дренажные и пожарные насо-
«1
сЫ, вентиляторы, мостовые краны, подъемники и лифты, задвижки,
двигатель-генёраторы и др.);
вспомогательных цехов станции- (химводоочистка, масляное хо-
зяйство, компрессорные установки, механические мастерские и др.).
На гидростанциях имеются следующие механизмы соб-
ственных нужд: 1
гидротурбин и генераторов (масЛяные и водяные насосы систем
регулирования и,охлаждения генераторов, смазки агрегатов н др.);
подъемных механизмов (краны, лебедки, тельферы, лифты и др.);
эдектрообогрева (решетки, пазы щитов и затворов, электриче-
ское отопление и др.);
вспомогательного оборудования (дренажные и пожарные насо-
сы, двигатель-генераторы и др.); '
вспомогательных цехов станций (механические мастерские, мас-
ляное хозяйство, компрессорные установки й др ).
На трансформаторных подстанциях потребителями собствен-
ных нужд могут быть осветительные и вентиляционные установки,
зарядные агрегаты, компрессорные и насосные станции, механизмы
механических мастерских и др.
Установки собственных нужд питаются, как Правило, от генера-
торов станции, что обеспечивает надежность их работы. Для круп-
ных двигателей мощностью 200 кВт и выше применяют напряжение
6 кВ, для остальных двигателей — 380 В. На рис, 3.7 приведена
схема питания установок и механизмов собственных нужд ТЭЦ, на
которой установлены турбогенераторы Г1 и Г2 напряжением
6—10 кВ и три паровых котла (один резервный). Для цитация мощ-
ных электродвигателей Ml «используется напряжение 6 кВ, для
питания остальных двигателей и осветительных установок —
380/220 В. При генераторном напряжении 6 кВ питание трех сек-
ций собственных, нужд (по одной секции на каждый котел) осущест-
вляется тремя кабельными реактированными линиями Л1—ЛЗ
через выключатели В1—ВЗ. Прн генераторном напряжении 10 кВ
этц линии питаются через трансформаторы Т1-гТЗ напряжением
10/6 кВ (показаны штриховой линией). Для обеспечения надежно-
сти питания механизмов собственных нужд предусмотрена резерв-
ная линия Лрез, которая выключателями B4pt3 — В6рез с помощью
устройства автоматического включения резерва (АВР) может под-
ключаться к любой из секций собственных нужд.
Токоприемники, подключаемые на напряжение 380/220 В, пита;
ются через трансформаторы Т4^~Т6 и могут подключаться также
через резервный трансформатор Грез и соответствующие автомати-1
ческие выключатели на любую секцию шин напряжением 380/220 В.
Электродвигатели напряжением 6 кВ присоединяются к сборным
шинам распределительного устройства через масляные выКлюч'ате-
, ли, а электродвигатели М2—М7 напряжением 380 В — к шинам
распределительного щита через предохранители, рубильники и маг-
нитные пускатели, а также через автоматические выключатели.
По назначению и характеру работы механизмы собственных
нужд делят на ответственные и неответственные. Ответственными
8?
Рис. 3.7. Принципиальная схема питания установок и механизмов собствен-
ных яужд ТЭЦ
механизмами считают механизмы, остановка которых вызывает
снижение выработки электрической и тепловой энергии, ведет к
остановке основных агрегатов станции, порче оборудования и пр.
, Неответственными механизмами считают механизмы, остановка
. Которых не приводит к снижению выработки электрической или
тепловой энергии, например иа тепловых электростанциях — меха-
низмы топливоподачи, компрессорные и вентиляционные установ-
ки и др.
Основным требованием при выборе привода механизмов собст-
венных нужд является обеспечение:
1. ) разворота механизма до полной частоты вращения и работы
его с полной производительностью;
2) регулирования частоты вращения и производительности ме-
ханизма;
83
3) надежности. и удобства в эксплуатации и экономичности
в работе; х z
4) соответствия формул и типа исполнения двигателя условиям
эксплуатации; '
5) самозапуска ответственных механизмов при восстановлении
напряжения после кратковременного отключения (см. § 3.6),
Условия самозапуска являются более тяжелыми, чем пуска, так
как при самозапуске разворот механизма производится при полной
нагрузке, причем возможен одновременный разворот группы элек-
тродвигателей. »
- Практикой эксплуатации установлено, что механизмы собствен-
ных нужд надежно разворачиваются при самозапуске, если напря-
жение сети составляет 50—60% от номинального. Для обеспечения
указанного напряжения, гарантирующего в первую очередь разво-
рот ответственных механизмов, неответственные механизмы релей-
ной защитой отключаются от сети при напряжении, равном 60—
65% от номинального, с выдержкой времени около 0,5 с.
р-ж
Рис. 3.8. Принципиальные схемы питания механизмов собственных нужд транс-
форматорных подстанций
К установкам собственных нужд относятся также источники'
постоянного тока, предназначенные для питания цепей оператив-
ного тока. На подстанциях небольшой мощности для питания соб-
ственных нужд обычно устанавливается один трансформатор
(рис. 3.8, а), а на мощных подстанциях — два трансформатора л
(рис. 3.8,6). На рис. 3.8, в приведена схема питания собственных '
нужд для подстанции, на которой в качестве оперативного тока
релейной защиты и автоматики используются . переменный, ток.
Трансформаторы собственных нужд Тс.„ мощностью до 100 кВ-А
подключаются непосредственно к выводам обмоток низшего напря-
жений (зона дифференциальной защиты — см. гл. 8). Это дает воз-
можность после подключения к сети одного из главных трансфор-
меторов и при наличии напряжения 380/220 В производить опера-
ции с выключателями 6—10 кВ.
84
Следует отметить, что применение для трансформаторов соб-
ственных нужд схемы соединения «звезда — треугольник» (Y/Д)
вместо схемы «звезда — звезда» (Y/Y) увеличивает значения токов
к. з. на землю на низшей стороне трансформатора и тем самым
повышает чувствительность срабатывания защиты установок соб-
ственных нужд подстанций. Л
В настоящее время для питания механизмов н установок собст-
венных нужд станций и подстанций наряду с аккумуляторными ба-
тареями применяют, специальные выпрямительно-распределитель-
ные устройства различной мощности.
Агрегаты гарантийного питания (АГП). Потре-
бители, нарушение электроснабжения которых может сопровож-
даться тяжелыми последствиями (гибелью людей, пожарами,
взрывами и т. д.), а также правительственные учреждения, особо важ-
ные оборонные объекты, узлы связи и радиоцентры государствен-
ного значения и объекты гражданской обороны относятся к особой
группе потребителей. К ней же относят некоторых потребителей
в различных отраслях промышленности: устройства автоматики,
контрольно-измерительные приборы (КИП) и автоматические си-
стемы управления производством, автоматические системы управ-
ления производством (АСУП) с ЭВМ. Для этой группы потреби-
телей обычно предусматривается установка АГП" как третьего
источника питания, чем исключаются перерывы в работе указанных
объектов. -
Выбор АГП рбусловлей требованиями, предъявляемыми к рабо-'
те объекта при отключении основных источников питания. Эти
агрегаты различают по мощности, напряжению, роду тока и часто-
ты источника энергии, времени его пуска и длительности работы.
В них в качестве первичных источников энергии используют акку-
муляторные батареи различной мощности, дизель-Тенераторные
агрегаты мощностью от единиц до 1000 кВт и бблее, газотурбинные
установки, а также передвижные автоматизированные электростан-
ции мощностью до 1600 кВт, напряжением 6,3 кВ,
Ниже рассматриваются некоторые возможные схемы АГП.
На рис. 3.9i приведен^ схема АГП с использованием дизеля,Д, на
ваду которого помещены маховик Мах, электромагнитная муфта
ЭД1 н синхронный генератор Г. В нормальном режиме синхронный
гедератор присоединен к сети автоматическими выключателями
АВ1 и АВ2и работает в качестве компенсатора. При исчезновении
напряжения в сети генератор за счет маховика сохраняет напря-
жение при несколько сниженной частоте, что используется для
получения импульса на запуск дизеля и включения муфты; при этом
Время пуска (и, следовательно, восстановления питания) не пре-
вышает 5—10 с. Эту схему можно применять для дйзедей мощно-
стью до 500 кВт.
На рис. 3.10 приведена схема АГП с использованием дизеля
без махойика. При исчезновении напряжения в сети автоматически
Включается дизельный агрегат и питание восстанавливается в те-
85
Режим ММ 402 ЭМ
Нормальный X X
Аварийный X X
Рис. 3.9. Схема АГП с дизелем, махови-
ком и электромагнитной муфтой:
ШРП — шина резервного питания; X —'
режим включения
Режим АШ «2
Нормальный X
Аварийный X
Рис. 3.10. Схема АГП с
дизелем без маховика
чение 15—120 с в зависимости от
мощности. Схему можно приме-
нять для дизелей мощностью до
1000 кВт.
На рис. 3.11 приведена схема
АГП, применяемая в устройствах
АСУП с ЭВМ, где время восста-
новления питания не должйо пре-
вышать 10 мс. В нормальном ре-
жиме аккумуляторная батарея
АБ заряжается через выпрями-
тель В. При исчезновении напря-
жений в сети А 5 через тиристор-
ный инвертор И питает шины
резервного питания LUPIJ. Время
восстановления питания — не-
сколько миллисекунд; время ра-
боты определяется емкостью ба-
тареи и составляет 30 мин и более.
АВТ
ч|—if” аб
Режим №1 АВ2 «3
Нормальный X X
Аварийный X
Рис. 3111. Схема АГП со стати-
ческими преобразователями и ак-
кумуляторной батареей
$ 3.3. Источники и устройства реактивной мощности;
их размещение
Энергетические системы питают потребителей как активной, так
и реактивной энергией. Себестоимость реактивной энергии
[руб/(Мвар-ч)}
Ьр — ЬЛ^ + с(р + Ел)/Тует, (3.4)
где — себестоимость активной энергии, руб./(МВт-ч) • AU7—
потери активной энергии для генерирования или передачи реактив-
86
ной энергии, Вт-ч/(вар-.ч); с — удельные затраты на устройства
генерирования или передачи реактивной энергии, руб/квар; р—
нормативный коэффициент окупаемости капитальных вложений,
численно равный 1/Гнорм; Гнорм — нормативный срок окупаемости,
год; — амортизационные отчисления (см. табл. 2.10); Густ —
время использования установленной мощности, ч/год.
Из общей потребляемой реактивной мощности около 80% по-
крываются синхронными генераторами электростанций, и синхрон-
ными компенсаторами энергосистем, а около 20% — собственными
источниками потребителей, в основном синхронными двигателями й
конденсаторными батареями (табл. 3.4).
Таблица 3.4
Вид источника Потери активной энергии AW', мВт • ч/(вар -?ч) Удельные за- траты с, руб/^вар Стоимость реак- тивной энергии bf, руб/(Мвар • ч) _д
Синхронный генератор (10— \ ->
300 МВт) 5—15 0,1 —1,0 0,05—0,1
То же, с учетом передачи
реактивной энергии потребите- лю (до трех ступеней трансфер-
маций) 20—100 0,2—5 0,2—1,0-
Синхронный компенсатор (6—10 кВ, 10—100 Мвар) 10—30 8-12 0,2—0,5
Тиристорный компенсатор (6-35 кВ, 10—300 Мвар) 5—10 6—12 0,2—0,5
Синхронный двигатель (0,4— 10 кВ, 0,05 Мвт) Конденсаторные батареи на- пряжением, кВ: 7—70 1—3 0,15—0,4
0,22 1—4 12—20 0,3—1,5
0,38 1—4 6—10 0,3—1,5
0,66 1—4 4—8 0,3—1,5
1—20 0,5—3 2-6 0,2—0,3
Примечания: 1. Обозначения показателей соответствуют формуле (3.4). 2. Ук-
рупнение величии некоторых показателей выражено в целых числах. 3. Пределы
показателей соответствуют приведенным пределам напряжений мощностей источни-
ков. 4. При подсчете показателей по формуле (3.4) принято: себестоимость активной
анергии ba = 7 руб/(МВт-ч), время использования установленной мощности
’Ли=4000 4-6000 ч/год, нормативный коэффициент окупаемости ркор>1=0,1б4-0,20,
амортизационные отчисления а = 0,06-5- 0,1.
Для генерирования реактивной мощности кроме синхронных
Двигателей и конденсаторных батарей используют также статиче-
ские источники реактивной мощности (тиристорные компенсаторы),
основными элементами которых являются емкость и накопители
электромагнитной энергии (регулируемая индуктивность) в сочета-
нии с управляемыми тиристорными преобразователями.
Одной из разновидностей статических источников реактивной
мощности (ИРМ) является, схема устройства (рис. 3.12), представ-
ляющая собой два трехфазных выпрямителя 1—3—5 и 2—6—4,
87
Рис. 3.12. 'Схема статического источника реактивной
мощности
включенных на разделенные схемные обмотки одного трансформа-
тора 7 по схеме «звезда — обратная звезда». Благодаря такому
включению обмоток трансформатора ток I, потребляемый из сети,
не имеет четных гармоник.
Принцип работы устройства основан на использовании периоди-,
ческого обмена запасенной энергии между накопителем электромагу
нитной энергии реактором 8, включенным в цепь выпрямительного
тока, и сетью. Энергия, запасенная в реакторе к моменту зажигания
очередного главного вентиля (1—6) тиристорного преобразователя,
выдается в сеть в промежуток времени, длящийся от момента от-
крытия одного вентиля до момента перехода напряжения соответ-
ствующей фазы через нуль. В дальнейшем реактор вновь начинает
запасать энергию, с тем чтобы снова ее отдать, в последующую
фазу при открытии очередного вентиля.
Устройство может работать в режиме потребления, и режиме
88
генерации реактивной мощности. В последнем! случае осуществля-
ется зажигание очередного главного вентиля !в,такой промежуток-
времени, в котором напряжение Ud, приложенное к этому вентилю
со стороны сети, имеет отрицательное значение. Для этого в схему
кратковременно вводится предварительно заряженный конденса-
тор 5, поднимающий напряжение на аноде очередного вентйля до
значения, необходимого для работы вентиля. Конденсатор включа-
ется в схему с помощью одного из вспомогательных вентилей
(/'— 6'). Вследствие относительной малости времени, в течение
которого этот конденсатор включается в цепь, и времени, необхо-
димого для зажигания очередного главного вентиля, требуемая
мощность конденсаторной батареи оказывается значительно меньше
мощности всего устройства.
Значительная разница в стоимости конденсаторных батарей низ-
кого и высокого напряжения (выше 1 кВ) объясняется тем, что
толщина диэлектрика между обкладками конденсаторов при напря-
жении до 1 кВ определяется минимально допустимым числом слоев
диэлектрика и минимально возможной толщиной каждого слоя.
При этом потери активной мощности в конденсаторных батареях
до 1 кВ с бумажным диэлектриком выше, чем в конденсаторных
батареях с бумажно-полипропиленовым диэлектриком.
Источниками}реактивной мощности могут быть (см. табл. 3.1)
также генераторы станций при малой их удаленности от потреби-
телей (например, станций типа ТЭЦ), что особенно важно в после-
аварийных режимах, когда генерация реактивной мощности ограни-
чивается другими Источниками.
Рассмотрим условия получения от синхронных генераторов мак-
симальной реактивной мощности, большей их номинальной реактив-
ной мощности. Допустимая нагрузка генератора определяется до-
пустимыми значениями тока в обмотках статора и ротора и при
активной нагрузке ограничивается током статора, а при реактивной
нагрузке — током ротора. Если учесть оба указанных условия, то
для определения реактивной мощности можно построить графики
зависимости Q = f(P) для номинального режима (кривая 1) и для
режима недогрузки (кривая 2) по активной мощности (рис. 3.13)
[21]. Рассмотрение этих зависимостей пока-
зывает, что при недогрузке по активной
мощности можно получить максимальную
реактивную мощность и использовать ее
ДЛя поддержания уровня напряжения и по-
вышения устойчивости узлов нагрузки пот-
ребителей.
Особенности некоторых компенсирующих
Устройств. Синхронные двигате-
л и. Синхронные двигатели по сравнению -с
асинхронными имеют следующие преиму-
щества:
а) возможность использования их в ка-
честве компенсирующих устройств при срав-
Рис. 3.13. Зависимость ре-
активной мощности син-
хронного генератора от его
активной мощности
89
нительно небольших дополнительных первоначальных затратах,
поскольку при работе с опережающим коэффициентом мощности
Полная мощность синхронного двигателя Зн'омси, определяющая его
стоимость, растет в гораздо меньшей степени, чем его компенси-
рующая способность:
Номинальный Коэффициент cos<p . . 1 . . 1,0 0,9 0,85 0,8
Полная мощность SHOM CH, % ; .... 0 11 17 25 '
\ Компенсирующая способность
(<2д..сЯ/Р,ои.с«) 100% . О 48 62 75
б) экономичность изготовления на небольшую частоту враще-
ния; при этом отпадает необходимость в промежуточных передачах
между двигателем и рабочей машиной;
в) меньшую зависимость вращающего момента от колебаний на-
пряжения: у синхронного двигателя момент пропорционален напряг
жению в первой степени, у асинхронного — во второй степени;
г) более высокую, производительность рабочего агрегата При
синхронном электроприводе, поскольку скорость двигателя не за-
висит от нагрузки; ,
д) меиьшие потери активной мощности, так как КПД синхрон-
ных двигателей выше, чем КПД асинхронных двигателей.
Компенсирующая способность двигателя определяется нагруз-
кой на его вйлу, напряжением, подведенным к зажимам двигателя,
и током возбуждения. При токе возбуждения ниже номинального
компенсирующая способность двигателя снижается.
Обычно в практических условиях нагрузка синхронных'двигателей
на. валу составляет 50—100% от номинальной. При такой нагрузке,
а также при регулировании напряжения, подводимого к электро-
двигателю (см. § 3.5), можно использовать электроприводы с син-
хронными двигателями в качестве компенсаторов реактивной мощ-
ности при работе их с опережающим коэффициентом мощности
(см. § 2.7). , у
еинхр'ониые компенсаторы. Компенсатор — это син-
хронный двигатель, работающий в режиме х.х., т. е. без нагрузки
на валу. Это позволяет специально изготовлять синхронные компен-
саторы с. меньшим воздушным зазором и облегченным валом по1
сравнению с обычными синхронными двигателями. При перевозбуж-
дении синхронный компенсатор генерирует опережающую реактив-
ную мощность, а при иедовозбуждении потребляет отстающую ре-
активную мощность. Это свойство синхронных компенсаторов
используется как для повышения коэффициента мощности, так "й'
для регулирования напряжения в электрических сетях (см. § 3.5).
Преимуществами синхронных компенсаторов, являются возмож-
ность автоматического плавного регулирования напряжения в боль-
шом диапазоне, чем обеспечивается увеличение статической и ди-
намической устойчивости в энергетической системе, а также доста-
точно высокая надежность работы.
Недостатки синхронных компенсаторов (см. табл. 3.1): относи-
тельно высокая стоимость и, следовательно, высокие удельные ка-
питальные затраты на компенсацию; значительно большие удельные
90
потери активной мощности на компенсацию по сравнению со стати-
ческими конденсаторами; большая занимаемая производственная
площадь и, шум при работе. 4 .
Указанные особенности синхронных компенсаторов, а также
возможность их пуска только от источников питания большой мощ-
ности ограничивают их применение на подстанциях энергетических
систем. . . •
Статические конденсаторы. Статические конденса-
торные установки изготовляют. из определенного числа конденса-
торов, которые'в зависимости от рабочего напряжения и расчет-
ной реактивной мощности соединяют между собой параллельно,
последовательно или параллельно-последовательно.
Компенсация реактивной мощности электроустановок промыш-
ленных предприятий, осуществляется с помощью статических кон-
денсаторов, включаемых обычно параллельно электроприемникам
(поперечная компенсация). В отдельных случаях при резкоперемен-
ной нагрузке сетей, например при питании дуговых печей, свароч-
ных установок и др., может оказаться целесообразным последова-
тельное включение конденсаторов (продольная компенсация).
Размещение конденсаторов в сетях напряжением до 1000 В и
выше должно удовлетворять условию наибольшего снижения по-
терь активной мощности от реактивных нагрузок. При этом воз-
можна компенсация:
1) индивидуальная — с размещением конденсаторов непосред-
ственно у токоприемника. В этом случае от реактивных токов раз-
гружается вся сеть системы электроснабжения (сети внешнего н
внутреннего электроснабжения и распределительные сети до токо-
приемников). Однако недостатком такого размещения является не-
полное использование большой установленной мощности конденса-
торов, размещенных у токоприемников;
2) групповая — с размещением конденсатЬров yj силовых шка-
фов и шинопроводов в цехах. В этом случае распределительная
сеть до токоприемников не разгружается от реактивных токов, но
значительно увеличивается время использования батареи конденса-
торов по сравнению с индивидуальной компенсацией;
3) централизованная — с подключением батареи на шины 0,38,
6—10 кВ подстанции; при этом:
а) от реактивных токов разгружаются трансформаторы под-
станций, но не питающая и распределительная сеть низшего на-
пряжения;
б) от реактивных токов разгружаются только сети энергосисте-
мы, а трансформаторы подстанций не разгружаютсй.
Конденсаторы напряжением 6—10 кВ следует устанавливать на .
Цеховых подстанциях, имеющих распределительные устройства на-
пряжением 6—10 кВ, на распределительных пунктах и, как исклю-
чение, на ЦРП или ГПП. На бесшинных цеховых подстанциях эти
, конденсаторы устанавливать не рекомендуется. Мощность рассмат-
риваемых батарей кондейсаторов должна быть не менее 400 квар
, при присоединении конденсаторов 'через отдельный выключатель и
91
Рис. 3.14. Присоединение конденсаторов к ши-
нам иа напряжение 380 В
РиС. 3.15. Присоединение конденсаторов к ши-
нам 6—10 кВ
не .менее 100 квар — при
присоединений конденса-
торов через общий вы-
ключатель ' с силовым
трансформатором, асин-
хронным двигателем и
другими электроприемни-
ками.. Мощность конден-
саторных батарей, уста-
навливаемых у групповых
Щитков, рекомендуется
принимать не менее
30 квар.
При* определении мес-
та установки статических
конденсаторов Следует учи-
тывать возможное увели-
чение мощности электро-
оборудования цехов про-
мышленных предприятий
и электроснабжение це-
хов от комплектных
встроенных подстанций
типа КТП с трансформа-
торами до 1000 кВ • А и
выше. В этих случаях ос-
новным способом повыше-
ния коэффициента мощ-
ности cos <р становится
установка конденсаторов
на шинах 0;38 кВ КТП.
При этом чаще применя-
ют групповую компенса-
цию с размещением" кон-
денсаторов у силовых
щитов и магистральных
шинопроводов, . так как
большинство типовых проектов (ТП или ТП-РП) не пррдусматрй-
ваёт места для установки комплектных конденсаторных установок
(ККУ). -
Схемы присоединения и размещения конденсаторных установок
В зависимости от назначения, напряжения и мощности батарей-
кондейсаторов (БК) схемы соединений конденсаторных установок
выполняют одно- и трехфазными с параллельным или параллельно-
последовательным соединением конденсаторов. В осветительных и
силовых сетях напряжением 220 и 380 В применяют главным обра-
зом трехфазные конденсаторные установки с параллельным соеди-
нением конденсаторов по схеме треугольника. В осветительных се-
тях Трехфазные БК обычно подключают непосредственно (без вы-
92
ключателя) к групповым линиям этих сетей. после выключателя.
В силовых сетях трехфазные конденсаторные установки могут под-
ключаться к шинам распределительных щитов общим выключа-
телем (с электроприемником) или отдельным выключателем.
Подключение трехфазных конденсаторов на напряжение 380 В
показано на рис. 3.14, а—в, где приведены возможные варианты
установки защитной й коммутационной аппаратуры (автоматиче-
ский выключатель АВ, рубильник Р с предохранителем П, предо-
хранитель П с контактором КТ или магнитным пускателем).
При необходимости комплектования конденсаторной установки
напряжением 380 В большой мощности применяют секционирован-
ные схемы, состоящие из нескольких отдельных конденсаторных
установок, которые через отдельный, выключатель подключаются
к шинам распределительного щита.
Соединение однофазных конденсаторов напряжением 6—10 кВ
в треугольник показано на рис. 3.15. В этой схеме номинальное
напряжение конденсаторов соответствует номинальному йапряже-
нию сети. В качестве высоковольтной коммутационной аппаратуры
на рис. 3.15 указаны: а — разъединитель Р и выключатель В,
б — высоковольтные предохранители ПК.
В схемах конденсаторных батарей предусматривают специаль-
ные активные или индуктивные сопротивления,. которые подклю-
чают параллельно конденсаторам. Эти сопротивления необходимы
для разряда конденсаторов после их отключения, так как естествен-
ный саморазряд происходит медленно.
Разряд конденсаторных батарей должен осуществляться авто-
матически после каждого отключения батареи от сети. Поэтому
к ней должно быть постоянно и непосредственно (без промежуточ-
ных разъединителей, рубильников и предохранителей) подключено
рпециальное разрядное сопротивление, например сопротивление
трансформатора напряжения TH „к батарее напряжением выше
1000 В (рис. 3.16, а) или омическое сопротивление СР к батарее
напряжением до 100Q В (рис> 3.16,6).
Отключение БК и разрядных сопротивлений СР (или ПР) в
К.КУ производится автоматическим выключателем АВ и егг блок-
контактами АВ (рис. 3.17).
' После отключения БК проис-
ходит разряд ее на сопротивление
ЗД 3—5 мин, т. е. за время, необ-
ходимое для получения на бата-
рее допустимого остаточного на-
пряжения не свыше 50 В. При
дистанционном автоматическом
управлении конденсаторной ба-
тареей эту выдержку-времец' сле-
дует учитывать при подаче им-
пульса на включение батареи.
Рис. 3.16. Схемы включения разрядных
сопротивлений
93
Разрядное сопротивление
граз = 15(t7|/Q). Ю6, (3.5)
где U$ — фазное напряже-
ние; Q — мощность батареи.
, Например, при 1/ф = 0,4кВ
и Q = 300 квар необходимое
разрядное сопротивление
Граз = 8 КОм.
Комплектные конденса-
торные установки. Широкое
применение статических кон-
денсаторов, используемых
ддя повышения коэффици-
ента мощности и регулиро-
вания напряжения в системе
электроснабжения, потребо-
вало организации промыш-
ленного изготовления ККУ
с последующим монтажом
их на отдельных участках
сетей напряжением 0,38 и
6—10 кВ. В ККУ применяют
конденсаторы из бумаги, пропитанной минеральным маслом, со-
волом или другим жидким диэлектриком. Эти конденсаторы раз-
личаются по напряжению, числу фаз, роду установки и роду про-
питки.
Изготовляются конденсаторы следующих типов: КМ1< КМА,
КС, КС2, КС2А. Например, КМ 1-0,38 означает, что конденсатор
косинусный, с пропиткой минеральным маслом, для внутренней
установки, первого габарита, на напряжение 380 В; КС2-6.3 — ко-
синусный, с пропиткой соволом, для внутренней установки, второго
габарита, на 6,3 кВ; КС2А-6.3 — то же, для наружной установки.
Конденсаторы напряжением до 1000 В изготовляет однофазны-
ми и трехфазными, мощностью 4,5—50 квар; напряжением выше
? 1000 В — однофазными, мощностью 18—75 квар.
Комплектная конденсаторная установка состоит из соответ-
ствующего числа конденсаторов определенной мощности и вспомо-
гательного оборудования для включения, отключения и защиты;
изготовляется в виде одной или нескольких ячеек. Если в помеще-
ниях, где устанавливаются ККУ, температура воздуха превышает
30рС, то необходимо применять принудительную вентиляцию.
Для напряжений 0,38 кВ ККУ мощностью до 100 квар
выполняют в виде Одного комбинированного шкафа, в верхней час-
ти которого устанавливают автоматический выключатель, а в ниж-
ней части размещают конденсаторы.
Комплектная конденсаторная установка мощностью НО квар
и выше (табл. 3.5) комплектуется из отдельного шкафа вводя и
94
Таблица 3.S
Тип установки Номинальная мощ- ность QH0M, квар Число н мощность регулируемых сту- пеней, шт • квар
УК-0,38-11 ОН НО ' 1X110
УК-0.38-220Н 220 2X110
УК-0.38-320Н 320 3X110
УК-0.38-430Н 430 4X110
УК-0.38-540Н 540 5x110
УК-0,380-150Н 150 1X150
УК-0.38-ЗООНЛ, НП 300 2X150
УК-0.38-450НЛ, НП. . 450 3x150
УК-0.38-600НЛ, НП 600 4X150
УК-0.38-900НЛ, НП 900 6X150
Примечание. Установленные аппараты защиты и управления —
предохранители ПН-2 и контакторы Кт-6000.
нескольких шкафов с конденсаторами. В шкафу ввода размещается
вся вспомогательная аппаратура — предохранители с контакторами
Или автоматическими выключателями, трансформаторы тока, раз-
рядные сопротивления, измерительные устройства н устройства
автоматического регулирования.
На рис. 3.18 приведена конденсаторная установка К^.У-38-V на
напряжение 380 В мощностыд 220 квар, состоящая нз шкафа ввода
Рис. 3.18. Конденсаторная установка на напряжение 380 В н мощность 220 квар:
A, IB, 1W, 2В — измерительные и защитные приборы
95
и двух шкафов с конденсаторами, которое Защищены автоматиче-
скими выключателями типа АВ-10НВ.
На напряжение 380 В выпускаются ККУ серии УК-0,38 мощно-
стью НО—540 квар (выпускаются устройства мощностью 150—
ОСЮ квар) с левым (Л) илй правым (П) расположением вводной
ячейки, с устройством для автоматического регулирования (Н)
(см. табл. 3.5). s
На напряжение 6—10 кВ выпускаются ККУ серии УК-6/10 мощ.
иостью 450—1800 квар с левым (Л) и правым (П) расположением
вводной ячейки, с устройством для автоматического рёгулирова-
ния мощности по напряжению (Н) для внутренней и наружной ус-
тановки (табл. 3.6, рис. 3.19).
Размещение конденсаторных установок. Электроснабже-
И не ра д и а л ьи й м и линиями. В этом случае от шцн глав-
ного распределительного щита ТП осуществляется питание всех
РП по радиальным линиям. Суммарная мощность Qc должна опти-
мально распределяться между различными пунктами сети. При этом
возможны два случаям
I. Суммарная мощность всех БК больше заданной суммы реак-
тивных нагрузок РП. Тогда к шинам главного распределительного
щита должна быть присоединена БК, мощность которой Qm = Qc —
— Qpn, где Qpn — суммарная реактивная мощность распредели:
тельных пунктов. В этом случае мощность БК для каждого РП
Т а б л и ц а 3.6
Тип установки Номинальная мощ- ность Qhou, квар Число и мощность регулируемых сту- пеней, шт • квар
УК-0,38-ПОН ПО 1X110
УК-0.38-220Н 220 2x110
УК-0.38-320Н 320 ЗхПО
УК-0.38-430Н 430 4x110
УК-0.38-540Н 540- 5X510
УК-0,38-150Н 150 1X150
УК-0.38-300НЛ, НП 300 2X150
УК-0.38-450НЛ, НП 450 3X150
УК-0,38т600НЛ, НП 600 4X150
УК-0.38-9ООНЛ, НП 900 6x150
УК-6/10-450ЛУЗ, ПУЗ 450 —
УК-6/10-675ЛУЗ, ПУЗ 675 —
УК-6/10-900ЛУЗ, ПУЗ . 900 —
УК-0/1О-1125ЛУЗ, ПУЗ 1125 —
УК-6/10Н-900Л, П 900 1X900
УК-6/1ОН-1350Л, П 1350 1 X 1350
УК-€/10Н-1800Л, П 1800 1X1800
Примечания: 1. В установках типа УК-0,38 аппараты защиты и
управлений — предохранители ПН-2 и контакторы КТ-6000. 2. В УК--6/10
на вводах,установлены разъединители, а в УК-6/ЮН — выключатели.
3. УК Комплектуются конденсаторами со встроенными разрядными
сопротивлениями,-
96
Рис. 3.19. Конденсаторная установка на напряжение 6—10 кВ и мощность 450 квар
^определяется его реактивной нагрузкой с подбором номинальных
. мощностей БК из существующего стандартного ряда.
2. Суммарная мощность БК меньше или равна сумме реактив-
' ных нагрузок всех РП. Тогда БК к шинам главного распределитель-
ного щита не присоединяется. Для получения минимума затрат на
генерацию и передачу реактивной мощности она должна распреде-
ляться по методу Лагранжа, для каждого РП:
<2/=<2г»кв/г/, (36)
Где Q — поступающая к главному щиту реактивная мощность;
ГэкВ=1/(2 1/п) (3-7)
— эквивалентное сопротивление радиальных линий от щита к РП;
г/— сопротивление линии, по которой передается мощность Q; к
^данному РП.
*
Пример 3.2. К главному распределительному щиту подстанции (рис. 3.20)1
непосредственно присоединена реактивная нагрузка 400 квар, остальная реактивная
нагрузка мощностью 660 квар присоединяется к РП]—РП4:- Q(=85 квар, Q2 —
== 135 квар, Q3 = 240 квар, Q« = 200 квар.
Реактивная мощность, поступающая из сети 6—10 кВ через цеховой трансфор-
матор, составляет 160 квар и недостаточна для компенсации реактивных нагрузок.
Расчетная оптимальная мощность устанавливаемых БК на 380 В составляет
Q. = 900 квар. ,
Определить мощность ВК, присоединяемых к шинам щита и к каждому РП,
?ври которой снижение потерь в сети 380 В было бы максимальным.
97
*—545
, Решение. Подбираем из стандартного ряда номинальную мощность каждой Б К
которая должна быть ближайшей к реактивной мощности соответствующих Ppp.
Qi = 75 квар, Qi — 150 квар, Qi = 225 квар, Qi = 225 квар. Всего QPn = 675 квар
Мощность БК, присоединяемая к шинам главного щита, <?щ= Qc—QPII
= 900— 675 = 225 квар.
Провернем баланс реактивных нагрузок и мощности компенсирующих устройств:
QH = 440 + 660 = 1100 квар; QKy'=* 675 + 225 ф- 160 — 1050 квар.
Следовательно, условия баланса реактивных нагрузок практически выполня-
ются.
Пример 3.3. К главному распределительному щнту- яодстанпи-н- (рис, 3.21)
поступает нз сети напряжением 6—10 кВ реактивная мощность 360 квар, которая
распределяется к РП1—РП5 по пят.и радиальным линиям, Сопротивления которых,
соответственно 0,02, 0,005, 0,04, 0,015, 0,035 Омг Реактивные нагрузки: Q| = 85 квар,
Qi = 135 квар, Оз = 400 квар, Qt — 240 квар, Q6 = 225 квар; всего Qpn = Ю85 квар^
Расчетная оптимальная мощность устанавливаемых БК иа 380 В составляет
Qc = 700 квар. Определить мощности БК, устанавливаемых на РП.
РП2
РПЗ
РПЦ
360
380В г*0,020м РЛ1 \—^~85*.fop
Рис. 3.21. Схема к примеру 3.2
Рис. 3.20. Схема к примеру 3.1
Решение. Так как заданная суммарная мощность БК составляет 700 квар и
меньше реактивных нагрузок РП (1085 квар), БК к шинам главного щита не
присоединяется, распределение мощностей по отдельным РП определяется по фор-
мулам (3.6), (3.7):
1
Ги“ ” 1/0,02 + 1/0,005 4- 1/0,04 + 1/0,015 ф- 1/0,035 = °’0027 °"’
Qpxct । = 360-0,0027/0,02 = 49 квар; QpaC42 = 360-0,0027/0,005 = 194 квар.
К распределительному пункту РП2 присоединена реактивная нагрузка <?2 =
= 135 квар, что меньще полученной расчетной 194 квар и показывает неэконо-
мичность установки КУ иа РП2. Принимаем <2расч == 135 квар и учитываем эту
мощность при пересчете передаваемых реактивных. мощностей на остальные РП,
а также пересчитываем значение гэ|1В без сопротивления гг линии к РП.2'.
Г“‘ “ 1/0,02 ф- 1/0,04 ф- 1/0,015 4-1/0,035 “ °-00587 Ом;
Q' = (360 — 135) -0,00587/0,02 = 1,32/0,02 = 66 квар, Qi = 1,32/0,04 = 33 квар,
Qi = 1,32/0,015 = 88 квар, Q's = 1,32/0,035 = 38 квар.
98
Определяем мощности БК для РП с. учетом стандартного ряда мощностей:
Qlc = 85 — 66== 10 квар меньше 75 квар (наименьшая стандартная БК), по-
•этому на РП1 БК не устанавливается;
Q3c = 400 — 33 = 367 квар, принимается БК 450 квар;
Q4c = 240 — 88= 152 квар, принимаете^ БК 150 квар;
Q5c = 225 — 38 = 187 квар, принимается БК 150 квар.
Суммарная мощность БК на 380 В 750 квар.
Проверяем баланс реактивных нагрузок и мощности компенсирующих устройств:
Q„=Qpn = 1085' квар, Qkv — Qc + Qcpn s 360 4- 750 = 1110 квар.
Перекомпенсация в 25 квар вызвана подбором стандартных БК и является
допустимой. ' ,
Пример 3.4. От КТП'отходит магистральный шинопровод (рис. 3.22), на ко-
тором имеются четыре ответвления с реактивными нагрузками: Q, = 380 квар,
Qt = 200 квар, Q) = 180 квар, Q, = 130 квар. Всего 890 квар. Определить мощ-
ность комплектных БК, устанавливаемых в местах ответвлений, и установить необ-
ходимое значение реактивной мощности, получаемой из сётя 6—ДО кВ.
Решение. В соответствии с реактивной нагрузкой ответвлений подбираем бли-
жайшие стандартные мощности БК начиная с конца шинопровода :дая Qi**
= 130 квар мощность конденсаторной батареи 0^= 150 квар; для Qs=180KBap
q3c= 150 квар; для) Q2»=200 квар Qjc=220 квар; для. Qi=380 квар Qtc=220 квар.
Общая мощность устанавливаемых БК составляет 740 квар, что меньше сум-
марной реактивной нагрузки 890 нВар, и поэтому 150 квар необходимо получить
от сети 6—10 кВ илн соответственно увеличить мощность БК Qic на первом ответ-
влении.
f 2’ 3 4
iso I w I ю го I
И» 03-г!)0 Oj-180 9^130 Оар
о^гго а^гго q№*i50 o^ix^ap
Рис. 3.22. Схема к примеру 3.3
ass
P+JO-SDOxtop
Рис. 3.23. Схема для определения
места присоединения БК
Выбор точки присоединения одной БК к ши-
нопроводу 380 В. Если устанавливаемая на шинопроводе БК
выбирается по суммарной мощности всех.средств компенсации и
нагрузка равномерно распределена по шинопроводу, то точка при-
соединения БК определяется оптимальным расстоянием от ТП до
Места установки БК из условия минимума потерь в шинопроводе.
Это расстояние (рис. 3.23) определяется по формуле
If= U = /0 + [ 1 ~ Qc/(2Q)]/,
где 10 — длина магистральной части шинопровода; I — длира рас-
пределительной части шинопровода; Qc — мощность БК; Q — сум-
марная реактивная нагрузка шинопровода. -
Пример 3.5. Нагрузка участка цеха присоединяется к шинопроводу и равио-
: Мерно распределена по его длине I = 100 м. Длина магистральной части шинопро-
в°Да (до начала ответвлений) /0 = 130 м. Суммарная потребляемая реактивная
99
4»
Мощность 500 квар. Определить расстояние oj ТП до места установки; БК мощно-
стью 400 квар нз условия минимума потерь в шинопроводе.
Решение. Расстояние 6т ТП до места установки БК
i,„ = 130+(1--3^)100 =» 190 м.
• \ Z • DVv z ’
§3.4. Источники питания вторичных вспомогательных цепей
К вторичным вспомогательным цепям относят цепи питания:
, а} измерительных приборов и приборов контроля и учета (см. гл. 9);
б) аппаратов заШиты, сигнализации и цепей управления коммута-
ционных аппаратов (выключателей, отделителей и других аппара-
тов с дистанционным управлением). Эти аппараты питаются от
специальных источников оперативного тока. Совокупность источ-
ников питания и относящихся к ним элементов образует систему
оперативного тока, являющуюся составной и юсобо ответственной
частью всякой электроустановки, так как безотказная ее работа
обеспечивает надежность работы всего электроооборудования в
нормальных и особенно в аварийных режимах. Рассмотрим системы
оперативного тока на станциях и подстанциях.
Переменный оперативный ток. В качестве источников питания
используют трансформаторы собственных нужд станций н подстан-
ций, а также измерительные трансформаторы тока и напряжения
защищаемых элементов.
Переменный оперативный ток применяют на подстанциях напря-
жением 35/6—10 кВ с-масляными выключателями на стороне 35 кВ,
а также на подстанциях напряжением 35—220/6—10 кВ без выклю-
чателей на стороне высшего напряжения, а выключатели напряже-
нием 6—10 кВ снабжены пружинными приводами.
Схема питания переменным оперативным током приведена на
рис. 3.24, где источником пита-
ния служат трансформаторы
собственных нужд с двухсек-
ционным щитом и два стаби-
лизатора СТ1 и СТ2 напря-
жения иа стороне 220 В мощ-
ностью 1,7—3 кВ • А. Наличие
двух стабилизаторов и автома-
тического устройства, состоя-
щего из промежуточных реле
РП1, РП2, дает возможность
использовать каждый из ста-
билизаторов как рабочий и как
резервный. В схеме предусмот-
рено разделение оперативных
цепей управления и сигнали-
зации (шинами ШУ и ШС) от
других цепей собственных нужд
подстанций, что повышает на-
дежность оперативных цепей.
/Г щиту СИ
Рнс. 3.24. Схема питания оперативным
переменным током:
1 измерение напряжения и контроль изоля-
ции; 2 -г телемеханика; 3 — связь
100
- i' 1 '
Выпрямленный оперативный ток. В качестве источника питания
использук>т различные выпрямительные устройства и блоки пита-
ния, в которых переменный ток преобразуется в постоянный. Вы-
прямленный оперативный переменный ток применяют на подстанци-
ях напряжением 35/6—10 кВ с маслянымй выключателями на сто-
роне 35 кВ, на подстанциях напряжением 35—220/6—10 кВ, 110—
220/35/6—10 кВ без выключателей на стороне высшего напряже-
ния, когда выключатели снабжены электромагнитными приводами.
Для выпрямления переменного тока используют > б л о к и п и-
тания (БП), которые делят на токовые (БПТД002) и напряже-
ния (БПН-1002). Токовые блоки включаются в цепи трансформа-
торов тока. Они являются надежными источниками, питания опера-
тивных цепей прй режиме короткого замыкания, когда такой ток
создает достаточную) мощность на выходе блока питания. Бло-
ки напряжения подключают к трансформаторам напряжения
или трансформаторам собственных нужд. Они надежно работают
при поддержании на них необходимого уровня напряжения.
Блоки питания (токовые и напряжения) предназначены для пи-1
тания выпрямленным током аппаратуры релецной защиты, сигнали-
зации и управления, выполненной на номинальное напряжение
ПО и 220 В. Их можно включать на входное напряжение перемен-
ного тока 100, 220, 380 В. Мощность нагрузки не должна превы-
шать 1500 Вт при кратковременном режиме.
Блок питания стабилизированным напряжением типа БПНС-1
предназначен для питания стабилизированным выпрямленным нап-
ряжением аппаратуры релейной защиты, сигнализации и управ-
ления, выполненной на номинальное напряжение 220 В, прн кратко-
временной односекундной мощности до 2500 Вт. Блок подключа-
ется к трансформатору собственных нужд или к трансформатору
напряжения и обеспечивает надежную работу всей включенной на
него аппаратуры при напряжении на входе не менее 50% от номи-
нального.
Устройства питания комплектные типа УКП предназначены
Для питания выпрямленным током электромагнитов включения
приводов выключателей. Устройство состоит из двух сборочных
единиц (шкафов), которые при необходимости можно соединить
Между собой. Шкаф УКП-1 представляет собой силовой выпрями-
тель с полупроводниковыми вентилями- типа B20Q.-14-УЗ и
В200-5-УЗ и выпрямитель для питания приводов выключателей
типа Д1004 для питания цепей сигнализации. Шкаф содержит рас-
пределительное устройство выпрямленного тока напряжением 220 В
иа шесть присоединений (2x320 и 4x150 А). Шкаф УКП-2 — это
Дополнительное устройство в комплекте УКП, если требуется обес-
печить полное включение масляного выключателя, когда при вклю-
чении выключателя на к. з. исчезает переменное напряжение на
входе выпрямительного устройства. В этом случае УКП-2 использу-
ют как индуктивный накопитель энергии, обеспечивающий довклю-
чение выключателя с посадкой механизма привода на защелку.
Схема питания выпрямленным, оперативным переменным током
101
f К щиту СН
S)
' .! К щиту СН
Рис. 3.25. Схема питания цепей выпрямленным переменным током:
а — питание цепей управления и защиты, сигнализации и блокировки; б — питание цепей
электромагнитов включения (ШП)-, /, 2 — трансформаторы тока; 3— измерение и контроль
• изоляции; ВУ1, ВУ2 — силовые выпрямители с устройствами УКП-1 и УКП-2
цепей управления, защиты, сигнализации и электромагнитных
приводов выключателей приведена на рис. 3.25. Для питания це-
пей управления, защиты и автоматики предусмотрены блоки ста-
билизированного напряжения БПСН-1.И токовые блоки БПТ-1002.
Шиики управления ±ЩУ панели выпрямленного тока, получающие
питание от блока &ПНС, соединяются кабелем с шинками ±ШУ
102
в рУ подстанции. Шиики сигнализации ±ШС и шинки блокировки
till Б питаются от отдельных блоков напряжения БПН-1002. Такое
разделение, источников питания и цепей управления, защиты, авто-
матики повышает надежность всей системы оперативного тока,
я следовательно, и надежность работы электрооборудования под-
станции.
Для питания цепей электромагнитов выключателей в схеме пре-
дусмотрены устройства типа УКП. Питание электромагнитов при
fjoKe включения до 150 А осуществляется от УКП-2, питающего
Гшинки ±ШП в РУ напряжением 6т10 кВ. Питание электромагни-
тов включения масляных выключателей на иапряжение ПО кВ осу-
ществляется непосредственно от выходов на 320 А УКП-1 снловЬго
выпрямителя ВУ1, ВУ2.
Блоки питания и заряда типа БПЗ-401 и БПЗ-402 предназначе-
ны для заряда конденсаторных батарей, которые затем используют
Щля питания устройств и аппаратуры релейной защиты (кратковре-
менный режим заряда) или для питания выпрямленным током це-
пей автоматики^ управления и релейной защиты (длительный ре-
жим блока питания).
Потребляемая мощность при кратковременном режиме (заряд
конденсаторов) соответственно сротавляет для БПЗ-401 и БПЗ-402
г400 и 550 В-А; потребляемая мощность при длительном режиме
•(питание нагрузки) 220 н 550 В-А. Блоки БПЗ-401 включаются
.на номинальное напряжение 100, НО, 127,,220 В от трансформато-
ров напряжения TH или от трансформаторов собственных нужд
цСН. Блоки БПЗ-402 включаются через трансформаторы тока на
разность токов двух фаз АС (рис. 3.26, а) или на ток одной фазы
В (рис. 3.26,6). .
Рис. 3.26. Схемы включения блоков БПЗ-401 и БПЗ-402
Блоки конденсаторов серии БК-400 используют‘для приведения
в действие отключающих электромагнитов лриводов выключателей,
реле защиты и других устройств автоматики. Емкость конденсато-.
Ров указанных блоков типа БК-401, БК-402, БК-403 соответственно
*0, 80, 200 мкФ. Так, блок БК-402 обеспечивает действие отключа-
вших электромагнитов приводов МП-67, ПЭ-11, ПЭ-20, ПЭВ-12.
103
Рис. 3.27. Схема включения аккумуляторной батареи:
1—электромагниты приводов 110 кВ и выше; 2 — электромагниты приводов 35—6-кВ;
3 — резервный агрегат связи; 4 — ввод от щита 380/220 В; 5 — аварийное освещение; й —
управление, защита; сигнализация, автоматика; 7 — контроль уровня напряжения и мигаю-
щий свет; 8 — контроль изоляции /
Постоянный оперативный ток. В качестве источника питания ис-
пользуют аккумуляторные батареи. Постоянный оперативный ток
применяют на подстанциях ПО—220 кВ; имеющих сборные шины
этих напряжений, на подстанциях 35—220 кВ без сборных шин с
масляными выключателями и электромагнитным приводом, для ко-
торых не гарантируется включение электромагнитов от выпрями-
тельных устройств. Для аккумуляторных батарей применяют эле-
менты типа СК/CH на напряжение 220 В н шкафы управления опе-
ративного тока типа ШУОТ01. В качестве зарядно-подзарядных
устройств для указанных аккумуляторных батарей применяют вы-
прямительные агрегаты типа ВЗП-380/260/40/80.
. Потребителей, получающих питание от аккумуляторных батарей,
подразделяют йа три группы:
1) постоянно включенная нагрузка, к которой относят аппара-
туру управления, блокировки сигнализации и релейной защиты,
находящуюся под током, и выделенную часть аварийного осве-
щения;
2) временная нагрузка, подключаемая при аварийном исчезно-
104
вении переменного тока на время Q,5~~ 1,5 ч, к которой относят
аварийное освещение, устройства резервного питйння средств связи
и телемеханики и другие ответственнее механизмы;
3) кратковременная нагрузка длительностью до 1 с, создаваемая
в основном токами включения и отключения электромагнитных при-
водов выключателей. Выбор аккумуляторной батареи сводится , к
определению длительной и получасовой аварийной нагрузки потре-
бителей постоянного тока, которые не должны превышать 20 А.
Схема включения аккумуляторной батареи АБ приведена на
рис. 3.27. Батарея нормально работает в режиме постоянного под-
заряда, для чего используются выпрямительные устройства Bl, В2.
Щит постоянного тока имеет главные шины ±ШП и шины управле-
ния ±ШУ. Основные 108 элементов батареи присоединяются к ши-
нам ±ШП, от которых питаются аварийное освещение, резервный
агрегат связи и цепи питания приводов выключателей 6—35 кВ.
Дополнительные^ элементы {сверх 108), количество которых мо-
жет составлять 6—20, присоединяются к дополнительной шине по-
вышенного напряжения —ШП, используемой для питания приводов
выключателей ПО. кВ и выше. При дозарядке батареи при напря-
жении 2,3 В на элемент во избежание повышения напряжения
иа шинах управления ШУ выше допустимого значения (230—*
235 В) выполняется дополнительная отпайка от 100-го элемента
аккумуляторной батареи. Щнна + ШМ предназначена для питания
цепей мигающего света. *
§ 3.5. Отклонения, колебания и регулирование напряжения
и частоты
Определение уровней и отклонений напряжения. Электрическая
энергия, вырабатываемая источниками питания и предназначенная
для работы электроприемников, должна иметь определенные каче- '
ственные показатели, которые определяют надежность и экбнрмич-
иость.их работы. Качественные показатели электроэнергии норми-
руются государственными стандартами; на эти нормы ориентиро-
ваны технические условия работы всех электроприемннков.
Показателями качества электроэнергии в соответствии с ГОСТ
13109—67 являются:
а) для однофазных сетей — отклонения и колебания напряже-
ния и частоты и несинусоидальность формы кривой напряжения;
б) для трехфазных сетей — показатели, перечисленные в п. а),
и дополнительно смещение нейтрали й несимметрця напряжения
основной частоты.
В ПУЭ указывается, что вся сеть от ЦП до электропрнеминков
Должна быть проверена на допустимые отклонения напряжения
с учетом режима напряжения на шинах ЦП. В том случае, если
отклонения напряжения больше соответствующего предела, необхо-
димо- предусмотреть в сетях соответствующие технические меро-
приятия по регулированию напряжения.
Рассмотрим рсобенностн расчетов сети по допустимым отклоне-
105
иням напряжения. Напряжение в любой точке сети может изменять-
ся с течением времени. Различают медленно н кратковременно про-
текающие изменения напряжения.
Отклонениями напряжения называются медленно протекающие
изменения напряжения, возникающие из-за изменения режима ра-
боты ЦП или нагрузки. Колебаниями напряжения называются
кратковременные изменения напряжения, возникающие при нару.
шеннях нормального режима работы, например при включении
мощного двигателя прн к. з. и т. д.
Колебания напряжения оцениваются размахом V=(l/MaKC —
— U»m) /Uw>» и частотой F — m/T изменения напряжения,* где m—
количество изменений напряжения со скоростью более 1% ад
время Т= 1 с.
Отклонение напряжения Ус сети представляет собой разность
между фактическим (А и номинальным Uном напряжениями, которая
выражается в процентах:
Ус==(Цс-Цио^00/£/иом.
Отклонения напряжения будут положительными прн Uc > Ueoit
и отрицательными прн Uc< и№Оц.
Если для рассматриваемого момента времени отклонение на-
пряжения в начале линии Составляет Vit, а потеря напряжения в
ней равна &Ut, то отклонение напряжения в конце линии для
этого времени Vzt — Vit—
Если цепь состоит из нескольких звеньев, то отклонение на-
пряжения в конце цепи «= Vu — Z&Ut.
t Если в цепь включены регулирующие устройства, то к отклоне-
нию напряжения в начале цепи необходимо алгебраически приба-
вить добавочные напряжения, создаваемые регулирующими устрой-
ствами. Тогда отклонение напряжения в любой точке сети
Ус,«=2У(-2Д[/(, (3.8)
где 2У< — алгебраическая сумма добавочных напряжений, создава-
емая ЦП н регулирующими устройствами; 2 Д(Л— сумма Потерь
напряжения во всех звеньях расчетной церв в расчетный момент
времени.
Напряжение на зажимах приемника электроэнергии, ближайше-
го к источнику питания, не должно превышать номинальное на-
пряжение больше чем на заданную величину. Тогда для наиболее
близких и наиболее удаленных приемников, подключенных к сети,
получим ДЛЯ режима максимальных нагрузок соответственно зна-
чения верхнего и нижнего пределов отклонения:
Уверх Уш— ДЦнм; Уииж Уш — ДЦнб,
где Уш — отклонение напряжения на шинах ЦП сети; Д(7Нм —
потеря напряжения (наименьшая) до ближайшего приемника;
Д£/н« —* потеря напряжения (наибольшая) до наиболее удаленного
приемника.
106
Значение верхнего предела отклони* а)
ния обычно положительно, значение ниж- /
иего — отрицательно. Из последних вы- х
ражений следует, что
At/нб^ Иверх Иннж “Ь At/нм-
(3-9)
Vtepx
Цу*
Если ближайший приемник присоеди-
ни»
нен к шинам ЦП или потеря напряжения ₽ис 328 Схема (д) и гра.
до него незначительна, то можно принять фик (б) отклонений и потерь
д[7„м = 0, тогда
напряжения
Ai/нб Кверх Иииж-
(ЗЛО)
Например, при допустимых отклонениях напряжения на зажи-
мах приемника ±5% потери напряжения в сети не должны пре-
вышать Ч
А67„б = Иверх- Иниж = 5 —( —5) = 10%.
Это графически показано на рис; 3.28.
В табл. 3.7 приведены предельно допускаемые значения откло-
нений напряжений на зажимах различных приемников.
Таблица 3.7
Виды нагрузок
Отклонения напряжения, %
верхний предел
нижний предел
Освещение жилых зданий, внутрен-
нее, наружное и аварийное
Внутреннее рабочее освещение про-
мышленных предприятий и общест-
венных зданий, а также прожектор-
ных установок наружного освещения
-5
Питание асинхронных электродвн- + 5
гателей
' +5
+ 5 (в отдельных
случаях +10)
-2,5
-5
+ 5
Наиболее чувствительны к отклонениям напряжения осветитель-
ные установки. Так, при снижении напряжения на 5% 1 световой
поток ламп накаливания снижается на 20%. Это обусловило уста-
новление нижнего предела отклонения напряжения для осветитель-
ных сетей промышленных предприятий 2,5 % и верхнего предела
отклонения напряжения 5% для сохранения4 срока службы ламп в
пределах 1000 ч.
Как известно, основными потребителями электроэнергии в про-
мышленности являются асинхронные двигатели; для них допускае-
мые отклонения напряжения определены в .пределах ±5%, при ко-
торых сохраняется момент двигателя в пределах 0,9—Г,05 от номи-
нального и изменение частоты вращения не превышает ±0/2—0,3%.
107
Для некоторых производств й механизмов, производительность ко-
торых определяется частотой вращения (некоторые тйпы металло-
режущих автоматов, насосно-компрессорные установки и Лр.), на-
пряжение ниже 5% от номинального и соответственно частота вра-
щения ниже 0,3% от номинальной приводят к снижению их
паспортной производительности.
Некоторые технологические установки, производительность ко-
торых пропорциональна квадрату напряжения (электропечи для
плавки и отжига цветных металлов, машины контактной сварки, ус-
тановки горячей вулканизации резины и др ), еще более чувстви-
тельны к отклонениям напряжения; большие отклонения сопровож-
даются значительным перерасходом электроэнергии, а в некоторых
случаях браком продукции.
Следует особо подчеркнуть чувствительность к отклонениям на-
пряжения маломощных устройств автоматики, КИП н др., для кото-
рых поддержание необходимого уровня напряжения обеспечивается
специальными стабилизаторами нлн стабилизирующими узлами
собственных схем. ‘
Для основных электропрйемннков — силовых и осветительных —
поддержание уровня напряжений производится регулированием от-
клонений напряжения на вторичной стороне трансформаторов путем
выбора ответвлений на первичных обмотках.
Если известны напряжение Ux, подведенное к первичной обмотке
трансформатора, и коэффициент трансформации kt, то можйо опре-
делить напряжение t/2 или отклонение напряжения Уп на вторич-
ной стороне с.учетом потерь в трансформаторе Д1/т.
Трансформаторы с переключением без возбуждения . (ПБВ),
применяемые на подстанциях промышленных предприятий, имеют
на стороне ВН основное и несколько дополнительных ответвлений.
Основное ответвление соответствует номинальному напряжению
сети 6, 10, 20г кВ и номинальному коэффициенту трансформации.
При других положениях регулировочного ответвления должна учи-
тываться дополнительная ЭДС (добавка напряжения) трансфор-
матора:
Рабочее положение регулировоч-
ного ответвления, %..........-1-5 +2,5 0 —2,5 —5
Добавка напряжения трансформа-
тора, % . 0 +<2,5 +5 +7,5 +10
Если расчет выполняется в относительных единицах, то напря-
жение сети со стороны первичной Ui и вторичной Uu обмоток транс-
форматора Ui =И + Vi; {7ц = 1 + Уц. Относительный коэффициент
трансформации с учетом отклонений от номинального напряжения
Л = U.x/U.u = (1 + Уном1 + Voi)/(1 + Von),
где Уном 1 — отклонение от номинального напряжения сети ВН для
основного регулировочного ответвления обмотки ВН.
Если напряжение регулировочного ответвления равно номиналь-
ному, то Уиом 1=0; Кок—отклонение напряжения принятого регули-;
108
ровочного Ответвления; Vo и — отклонение номинального напряже-
ния вторичной обмотки трансформатора от номинального напря-
жения сети НН.
Потери напряжения в трансформаторе
Д UT == Р(/?т coscp + Хт sintp =
= S /A^kccos^+J/k (3.11)
*^ном ' *^ном / ^ном
Напряжение на вторичной стороне трансформатора Un —
= U\/kt — &UT. Подставляя значения Ui и feT в выражение для Un,
получим с учетом значения V0T
Un = 1 - = (1 - Vi) (1 + Von)/(1 + V„Omi + Vor) - ДСЛ.
После преобразований и исключения величин второго порядка ма-
лости получим значение отклонениянапряжения на вторичной сторо-
не трансформатора:
Vn = Vi+ Von — Vhomi — Voi—At7T=Vi+£'—(3.1(2),
где E = Voii — Vhomi — Voi —добавка напряжения при регулирова-
нии. Из (3.12) следует, что в трансформаторе осуществляется пе-
реход от отклонения Vi одной ступени напряжения к отклонению Vn
другой ступени напряжения.
Пример 3.6. На цеховой подстанции установлен трансформатор типа ТМ-400/10 '
мощностью SHO„ = 400 иВ• А, напряжением короткого замыкания 17к = 4,5%, поте-
рями мощности короткого замыкания ДРМЯКС = 5,5 кВт. Нагрузка трансформатора
S = 380 кВ, А при cos<p = 0,8. Трансформатор имеет номинальные напряжения
выводов 10 ±2X2,5%/0,4 кВ. ,
На стороне ВН трансформатора поддерживается напряжение 10,5 кВ (V] =
= 5%, У„ои1 — 0). Определить отклонение напряжения на стороне НН трансфор-
матора при включении его ответвлением ± 2,5%(Voi=2,5% и Von=5%).
Решение. Потери напряжения в трансформаторе при заданной нагрузке и
параметрах трансформатора определяем по (3.11):
Д1/т = ~ .-0,8 +0,‘45-0,б)= 0,95(1,12 ± 2,7)- 10~2 = 3,6-10~2=3,6%.
400 \ 400 /
Отклонение напряжения нй стороне НН трансформатора находим по (3.12) с
учетом заданных отклонений при включении его ответвлением ±2,5%:
Уп = 5 ±5 — 0—2,5 —3,6 = 3,9%, что вполне допустимо..
Пример 3.7. На ГПП предприятия установлен трансформатор типа
ТДН-16000/115 мощностью 16 000 кВ-А с устройством РПН (регулирование под
нагрузкой) н диапазоном регулирования ±16% (±9 ступеней по 1,78%). Номи-
нальное напряжение основного вывода на стороне ВН Пяом1 = 115 кВ (Уйо«| — 4,4%)
и на стороне НН 1/яомп — 11 кВ (Уо11=10%). Напряжение короткого замыкания
10,5%.
В режиме наибольших нагрузок Pt — 15 МВт, Q = 7 Мвар, на стороне ВН
трансформатора поддерживается напряжение 1/1=118 кВ (У1== 7,2%), на сторо-
не НН желаемое напряжение Uu — 10,5 кВ (Ун = 5%).
В режиме наименьших нагрузок Р = 5 МВт, Q = 3 Мвар, tG = 115 кВ
(У] = 4,4%), желаемое напряжение на стороне НН 7/ц = 10 кВ (Уц = 0%). Про-
верить при указанных режимах достаточность диапазона регулирования трансфор-
матора с РПН ±16%.
109
Решение. Потери напряжения в трансформаторе в режиме наибольших и наи-
меньших нагрузок [см. (3.11)1
ДП,в = 7-10,5/16 = 4,6%. , At/,, =3-10,5/16 = 2%. '
Для определения Необходимого рабочего положения ответвления в режиме
наибольших нагрузок находим значение Voi по (3.12): V0i = Vi+.V0ii — Vhi—V|1 —
—Д1/т=7,2+10—4,4—5—4,6=3,2%; для него ближайшим стандартным является
ответвление 2X1. 78%. То же, в режиме наименьших нагрузок: Vel = 4,4-)-10 —
—4,4—0—2=8%; для него'ближайшим является ответвление 4X1,78%.
Следовательно, диапазон регулирования в устройстве РПН, установленном на
трансформаторе ТДН-16000/115, обеспечивает поддержание необходимого уровня
иаприжеиия на стороне НН трансформатора как при наибольших, так и при
наименьших нагрузках.
Пример 3.8. На ГПП промышленного предприятия установлены трансформа-
торы ТМ.Н-6300 напряжением 115/6,6 кВ с устройством для регулирования на-
пряжения РПН с девятью ступенями по 1,67%, или ±16%. Напряжение иа вводе
ГПП в период максимальных нагрузок составляет ПО кВ (отклонение напряже-
ния 0), в период минимальных нагрузок —115 кВ (отклонение напряжения
+4,55%).
Нагрузка на шинах 6 кВ ГПП в период максимальных нагрузок составляет
7,5 MB-А При созф|=0,9, в период минимальных Нагрузок — 2,25 MB-А при
cos фа = 0,75.
Нагрузками иа ГПП являются пять ТП и одно РП1 напряжением 6 кВ,
к которому присоединены четыре синхронных двигателя напряжением16 кВ по
625 кВт и одно из ТП (ТП-4)) ТП-1 присоединено непосредственно на шины ГПП.
В табл. ЗЗ приведены исходиые данные для расчета: установленные (номиналь-
ные) мощности Звон трансформаторов ТП, их максимальные (в числителе) и мини-
мальные (в знаменателе) нагрузки и соответствующие им коэффициенты загрузки
(С03фмакс/С05фмнн) И МОЩНОСТИ (Аэ.мм/Аэ.мнн)-
' Т а б л и ц а 3.8
ТП и РП *$иом> МВт • А Римме Р МММ МВт СО8фмаке COS финн *$МЙКС Змия . МВт 1 S 1 .
ТП.-1 2X1 1,3/0,4 0,95/0,75 1,37/0,535 , 0,68/0,27
ТП-2 2X0,63 0,75/0,23 0,96/0,72 0,78/0,32 0,62/0,25
ТП-3 2X1 1,1/0,35 0,9/0,7 1,22/0,5 0,61/0,25
ТП-4 2X1 1,2/0,3 0,85/0,75 1,4/0,4 0,7/0,2
ТП-5 2X0,63 0,8/0,25 0,91/0,7 0,88/0,36 0,7/0,28
РП1 Т“ 3,6/0,8 1/0,8 3,6/1,0 —
Примечание. Нагрузка ТП-4 составляет 1,2/0,3 МВт, синхронных двигателей —
2,4/0,5 МВт, а всего нагрузка иа РП Г 3,6/0,8.
На основании данных таблицы составить расчетную схему и определить от-
клонения Напряжения на шинах отдельных ТП напряжением 0,4. кВ в периоды
максимальных и минимальных нагрузок.
Решение. Для определения потери напряжения в трансформаторах ГПП
2X5300 кВ-A находим по каталожным данным значения ДРк=0,05 МВт, 10,5%,
тогда для двух трансформаторов
Ат « ((/яон/Зион.т)4 ДРн/2 = (115/6.3)2-0,05/2 = 16,5 Ом/2 = 8,25 Ом.
XT=t/50Mtu,/(S„0U.T• 100-2)=1152-10,5/(6,3-100)=220Ом /2=1Ю0м.
ПО
Потери напряжения в трансформаторах при максимальных нагрузках 7,5 МВт
(^С-О5.У+^2П.У>.
^макс ' ^вом т ' 119 \ *15
Потерн напряжения в трансформаторах при минимальных нагрузках 2,25 МВт
... 2,25 / 8,25-0,75+110-66 \ . qe.o,
А£7-"-=-ПГ (---------Пб“------1 ’35%-
Для определения потерь напряжения в трансформаторах ТП пользуемся таб-
лицей потерь напряжения при полной нагрузке трансформаторов (Д1Д) . при раз-
личных коэффициентах мощности ]27] с введением поправочного коэффициента на
[загрузку йэ=5ям,.т/5я1г. Тогда действительная потеря напряжения S-U'^k,.
I Расчетные значения А (Л для отдельных ТП вносим в табл. 3.9.
Т а б л и ц а 3.9
Номер тяговой подстанции +. % А1+, % ЛУт, %
1 0,68/0,27 2,82/4,46 1,92/1,21
2 0,62/0,25 2,66/4,6 1,65/1,15
3 0,61/0,25^ 3,44/4,68 2,1/1,17
4 0,7/0,2 3,86/4,46 2,7/0,9
5 0,7/0,28 3,3/4,67 2,3/1,31
Для определения потерь напряжении в кабельных линиях пользуемся таблицей
удельных потерь напряжения AZ7J на 1 МВт-км прн различных значениях
cos<p [27]. Тогда по расчетным значениям Р, L (МВт-км) кабельных линий опре-
деляем действительную потерю напряжения Д1Л = А(Д.Р дли максимальных и ми-
нимальных нагрузок. Значения Л£/к вносим в табл. 3.10.
Таблица 3.10
Участок сети Сечение кабеля s, мм! Длина линии L, км Р макс Р мнн МВт СОЗфмин А£/к.макс Al/к.мни РцлксЬ Р к.макс At/к.МИИ
ГПП:ТП-2 2(3X50) 0,1 0,75/0,23 0,96 0,72 1,85 2,0 0,075 0,023 0,14 , 0,046
ГПП-ТП-3 2(3x50) 0,05 1,1/0,35. 0,9 0,7 1,89 2,01 0,055 0,018 0,105 /0,36
ГПП-РП-1 1 2(3X50) 0,25 3,6/0,8 5 1 0,8 0,584. 0,733 0,9 0,2 0,53 0,15
ГПП-ТП-5 2(3X50) 0,075 0,8/0,25 0,91 , 0,7 1,88 2,01 0,06 0,019 0,11 0,038
. Для определения суммарных отклонений напряжения на шииах
ТП напряжением 0,4 кВ следует предварительно задаться положе-
нием ответвлений на трансформаторах ГПП с РПН и на трансфор-:
маторах ТП с ПБВ. Принимаем, что РПН и ПБВ поставлены в по-
ложение О, что соответствует в обоих случаях отклонению 4-5%.
Ш
На основании данных о Добавке напряжения от энергосистемы
(сеть НО кВ) от трансформаторов ГПП и ТП за счет'РПН и ПБВ,
а так^ке расчетных данных о потерях напряжения в трансформато-
рах ГПП и ТП и кабельных линиях (см. табл. 3.10) составляем
сводную таблицу отклонений (табл. 3.11).
Таблица З.Ц
Номер ТПиРП " "Т~ " - — - Добавка напряжения (+),% Потерн напряжения (—), % Всего на шинах 0,4 кВ
9 сеть иа , НО кВ на трансформаторы в трансформаторах в кабель- ных ли- ниях
ГПП ТП ГПП ТП
I 0 \ + 5 4-5 -3,32 1921,21 — 4-4,76
4,55 +5' 4-5 1,3 1,21 4-12,04
2 0 4-5 4-5 3,32 1,55 0,14 4-4,89
4,55 + 5 4-5 1,3 1,15 0,046 4- 12,054
3 б 4-5 4-5 3,32 , 2,1 0,105 4- 4,475
4,55 4-5 4-5 1,3 1,17 0,036 4- 12,044
4 б 4-5 4-5 3,32 4,7 0,53 4- 3,45
4,55 4-5 4-5 1,3 0,9 0,15 4- 12,2х
5 0 4-5 .4-5 . 3,32 2,3 0,64 4-3,74
РП1 4,55 4-5 4-5 1,3 1,31 0,188 4- 11,812
Основные выводы. Из таблицы расчетйых отклонений напряже-
ния следует, что в режиме максимальных нагрузок отклонения на
стороне 0,4 кВ находятся в норме и обеспечивают поддержание
Напряжения на необходимом уровне — до —5% в силовых сетях
и до —2,5% в осветительных установках. Однако в режиме мини-
мальных нагрузок отклонения напряжения превышают допустимые
в, пределах до +12%, что может привести к недопустимому повы-
шению напряжений у электроприемников. Во избежание этого сле-
дует использовать встречное регулирование с помощью устройств
РПН на трансформаторах ГПП со снижением напряжения на пять
ступеней по 1,67%, или на —8,3%. Тогда при наиболее повышенном
напряжении на ТГГ4 при указанном регулировании напряжение на
шинах 0,4 кВ составит 12,2 — 8,3 = 3,9%, что вполне допустимо.
Таким образом, предварительно выбранное положение Переклю-
чателей у трансформаторов ТП на положении 0 ( + 5%) обеспечи-
вает поддержание необходимого напряжения у силовых и освети-
тельных электроприемников. !
Колебания напряжения. Причинами колебания напряжения в
основном являются пуск короткозамкнутых асинхронных электро-
двигателей, работа сварочных аппаратов, дуговых печей, различных
вентильных установок. Особенно колебание напряжения, как ска-
зано выше, отражается на работе осветительных приемников, что
112
сопровождается «миганием» ламп, снижением зрительного восприя-
тия работакнцих и в силу этого повышением утомляемости и сниже-
нием производительности труда.
Допустимые колебания напряжения (%) на зажимах. освети-
тельных ламп и приборов электронной автоматики установлены
ГОСТ 13109—67 в зависимости от частоты их повторений:
V(=l+6/n=l-H/10, (3.13)
где п — число колебаний в час; t — средний за час интервал между
последующими колебаниями, мин. В соответствии с этим допуска-
ются колебания напряжения осветительных ламп от 1,5 до 4% при
частоте колебаний не более 10 раз в час, а при колебаниях выше
4% — не более 1 паза в час. Для установок с резкопеременной на-
грузкой (прокатные станы, экскаваторы, тяговые установки и др.)
допускаются колебания напряжения в сети до 1,5% при любой
частоте колебаний в час. '
Для остальных электроприемииков колебания напряжения не
нормируются, однако следует учитывать, что для силовых цеховых
сетей, в которых преобладают магнитные пускатели и станции уп-
равления; кратковременные снижения напряжения более чем иа
15% номинального могут привести к отключению указанных
аппаратов.
Кроме того, кратковременные пусковые токи асинхронных двй\
гателей, в которых преобладают составляющие реактивного тока,
создают при значительном реактивном сопротивлении сети (шино-
проводы, реакторы) снижение напряжения в сети, при котором на-
рушается нормальная работа действующих или самозапускающихся
двигателей (см. § 3.6).
Таблица 3.12
Мощность дви- гателя, кВт Значения колебаний, %, прн номинальных мощностях трансформато- ров, кВ • А
25 40 63 ) 100 160 250 400 630, 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
20,0 12,8 6,7 3,8 2,2 1,2
28,0 10,2 5,9 3,3 1.9 1,4
40,0- 15,6 9,1 5,1 2,9 2;2 1,6
55,0 12,3 6,9 4,0 3,0 2,2
75,0 15,3 7,7 5,0 3,7 2,8
100,0 16,4 5,9 4,5 3,4
ИЗ
Особо резкие и частые толчки нагрузки сооздают при включении
мощные двигатели, регулируемые сварочные аппараты, ртутные вы-
прямители.
По данным проектных организаций, в табл. 3.12 приведены зна-
чения V (%) при пуске электродвигателей напряжением до 1000 В
в зависимости от их мощности и мощности трансформаторов.
В таблице выделены зоны j допустимых отклонений напряжения.
При работе мощных синхронных двигателей с быстропеременной
нагрузкой отклонения напряжения следует рассчитывать с учетом
переходных процессов. Приведем формулы для ориентировочных
расчетов отклонений напряжения.
Если мощность системы не ограничена и активным со-
противлением линии можно пренебречь, то определяющим является
изменение реактивной мощности электроприемнйков AV=±AQ/SK
(SK — мощность к. з. в точке системы, в которой проверяется от-
клонение напряжения; AQ — изменения реактивной трехфазной
мощности электроприемника). '
Если мощность системы ограничена, то отклонения на-
пряжения будут в допускаемых пределах при соотношении мощ-
ностей
^(РмаКс-Рмин)100/Р2<5-г 10%,
I '
где Рмакс, Рмин — наибольшая и наименьшая нагрузки электродвига-
теля; Ps — суммарная мощность системы.
Колебания напряжения иа шинах электростанции или подстан-
ции могут распространиться на всю систему электроснабжения.
Колебания напряжения на отходящих линиях могут отразиться,
иа всех потребителях электроэнергии, подключенных к этой линии,
а также (в меньшей степени) на потребителях других линий. Коле-
бания напряжения во вторичной сети системы электроснабжения
обыкновенно ограничиваются участком сети, ближайшим к источ-
нику этих колебаний.
Для ограничения колебаний напряжения при проектировании
систем электроснабжения следует: приближать электроприемиики
с резкоперемеиной нагрузкой к основным наиболее мощным источ-
никам питания; уменьшать индуктивное сопротивление линий
внешнего электроснабжения (например, отказом от шинопроводов,
уменьшением индуктивности реакторов); предусматривать питание
крупных электроприемнйков с резкопеременной нагрузкой от от-
дельных линий, идущих непосредственно, от источников питания
(ГПП,ТЭЦ и др.); ограничивать пусковые токи и токи самозапуска
двигателей; применять автоматическое регулирование возбуждения
мощных синхронных/ двигателей; использовать параллельную
работу питающих линий и трансформаторов на ГПП (при замкну-
тбм секционном выключателе); предусматривать питание освети-
тельных' нагрузок от отдельных трансформаторов.
Эффективное средство для снижения колебаний напряжения
в,линиях с большой индуктивностью при больших толчках нагруз-
ки — это применение устройств продольной емкостной компенсации
114
(УПК). Продольная компенсация обеспечивает мгновенное регули-
рование напряжения, предотвращая его сильные колебания. Попе-
речная емкостная компенсация не снижает размеров колебаний
напряжения и может даже несколько их усилить. j
Некоторые электроприемники (например, ЭВМ) требуют особых
мер для предотвращения резких колебаний напряжения; их целесо-
образно питаТь от отдельных трансформаторов.
Оценка качества напряжения. Как сказано выше, о качестве
напряжения у потребителей судят по наибольшим его отклонениям
от номинальных значений. Однако такая оценка недостаточна. При
одних и тех же предельных значениях напряжения у потребителей
характер его кривой может, быть самым разнообразным, а, следова-
тельно, неодинаково и качество напряжения в целом.
Средйее отклонение также не может служить достаточным кри-
терием качества напряжения, так как одно и то же его значение
может быть как при высоком, так и при низком качестве напряже-
ния у потребителя. Например, отклонениям ±1 и ±10% соответ-
ствует одно и то же среднее отклонение, равное нулю. Необходим
более точный критерий качества напряжения.
Отклонение напряжения, зависящее от множества факторов слу-
чайного характера, относится к величинам, называемым в теории
вероятностей случайными. В качестве показателя величины раз-
броса случайной величины в теории вероятостей и математической
статистике принято среднеквадратичное отклонение. Именно эта
величина (или ее квадрат) может служить количественным кри-
терием качества напряжения.
Количественная оценка медленных изменений напряжения в рас-
пределительных ёетях производится по среднеквадратичному откло-
нению напряжения от номинального (%) за время Г:
(3.14)
1 о
где Vt = (U — Uno*) /(7Н0М — отклонение напряжения в момент вре-
мени /; U — фактически измеренное' напряжение в момент
времени t. '
Величину называют неодинаковостью напряжения. При рас-
четах за единицу неодинаковости напряжения принято считать
1/10 000 или (1%)2. Например, если К?к=(25%)2, то квадрат от-
клонений напряжения составляет 25/10 000, тогда как среднее от-
клонение напряжения от номинального V25/10 000 = 5/100, или
5% из этого следует, что величина = (10%)2 сдответствуёт хо-
рошему качеству напряжения, а У?к=(Ю0%)2 — самому низкому
качеству напряжения.
В отличие от среднеквадратичного отклонения напряжения сред-
нее отклонение Напряжения (%) за время Т:
т
Vcv^Xvdt. (3.15)
' о
115
Величины У?к и Vcp, взятые в отдельности, не являются доста-
точной характеристикой качества напряжения, но содержат исход-
ные данные для дальнейших расчетов. Их можно измерить с по-
мощью интегрирующих или статистических вольтметров*. В состав
этих приборов входят три счетчика, измеряющих три величины:
т т
\(U-U„0K)dt, ^(U~Umu)2dt и Т.
о о
. Разделив показания первого и второго счетчиков соответствен-
но на выражения UmKT/\00 и UhOMT/10 ООО, получим величины
Vcp и Vck- Так как экономический ущерб от некачественного напря-
жения зависит от расхода энергии, то для узла нагрузок средние
величины VCp и V?P следует вычислять с учетом энергии, израсхо-
дованной каждым электроприемником или отдельной их группой,
пользуясь выражениями
= VC2K = 2 WC2K/S№,
где U7 — энергия, потребляемая отдельным электроприемником или
их группой в точке измерения.
При таком подсчете средняя величина в математической ста-
тистике называется средневзвешенной арифметической величиной.
Еслй нагрузка электроприемника за период измерения изменяется,
то следует произвести взвешивание по энергии для каждого элек-
троприемника или их группы в соответствии с графиком нагрузки;
тогда
Vcp = $ Vpdt/^pdt-, (3.16)
п о
V?K= ^pdt/^pdt, (3.17)
о 0
7
где p — мгновенное значение мощности; $ pdt=W— расход энер-
о
гии за время Т.
С помощью показаний счетчиков интегрирующего вольтметра
можно получить информацию о характере изменения отклонений
напряжения. Для этого необходимо знать закон распределения слу-
чайной величины, устанавливающий связь между возможными зна-
чениями случайной величины и соответствующими ,им вероят-
ностями.
Отклонение напряжения в данной точке сети зависит от мно-
жества причин, основная часть которых носит случайный харак-
* Вольтметр называется интегрирующим, так как его счетчики путем сумми-
рования определяют значения интегралов. Указанный вольтметр можно назвать
также статистическим, так как его показания являются исходными при дальнейших
расчетах с применением методов теории вероятностей и математической статистики.
116
тер. Большое влияние на отклонение оказывает потеря напряжения
в сети до данной точки, изменяющаяся с изменением нагрузок. На-
грузки же зависят от многочисленных не зависимых друг от друга
электроприемников. Поэтому естественно предположить, что откло-
нение напряжения, будучи случайной величиной, подчиняется Нор?
мальному закону распределения.
Как указывалось выше, для анализа качества напряжения необ-
ходимо знать среднее отклонение напряжения в процентах от его
номинального значения за рассматриваемый промежуток времени Т
по (3.15) и за промежуток времени ty + T
КР = -^-'$ vdt, (3.18)
а также дисперсию о2 случайной величины, характеризующую
меру рассеивания или разбросанности (отклонение от среднего зна-
чения) случайной величины.
Из теории вероятностей известно, что дисперсия равна разности
между квадратами среднеквадратичного и среднего отклонения на-
пряжений от их номинального значения:
a2 = V2K-V2p. {3.19)
Если Vcp —0, дисперсия равна среднему значению квадрата слу-
чайной величины: <т2 = К?Ск — 0 = У?к и а = Кск.
Согласно (3.14) получим средневзвешенную величину неодина-
ковости напряжения для группы электроприемников в данном пунк-
те системы электроснабжения:
У2к2 = 2рК2к/2р. (3.20)
Аналогично, квадрат дисперсии
а2 = Spc^/Sp,
где р и о2 — соответственно мощность и дисперсия отдельных
электроприемникбв данного узла системы электроснабжения'
При нормальном распределении случайной функции отклонения
напряжения зависимость, отображающая закон распределения,
имеет вид
/у = ГсрМ2«2). (з 21)
а-у/2л V ’
В соответствии с теоремой Ляпунова вероятность того, что
отклонение напряжения V — Кср не превзойдет некоторой величины
а = to, (3.22)
может быть определена по интегралу вероятностей:
-4= С e-,/2dt = С e~‘^dt = Ф(0-
117
Зная значения интеграла вероятностей,- можно определить ве-
роятное время работы сети с различными отклонениями напря-
жения.
Пример 3.9. По показаниям интегрирующего вольтметра, установленного в узле
нагрузок V«= (13%)2; Vq> = —2%, требуется определить вероятность того, 4то
абсолютное значение отклонения напряжения не превысит а = 4%, т. е. будет
находиться в пределах ±4% среднего уровня напряжения или в пределах от
—6 до +2% от номинального значения напряжения U„„„.
Решение. Согласно (3.19),
<?= 13 - (-2? = (9%)2,
откуда 0 = 3%. Тогда из (3.22) t = a/o = 4/3 = 1,33.
Пользуясь'таблицами интервала вероятности [7], находим, что для /=1,33
вероятность равна 0,82. Это значит, что за 82% всего времени работы отклонения
напряжения в рассматриваемом узле не превышали заданного значения ±4%.
Возникновение отклонений напряжения в интервале от —6 до +2% от номи-
нального имеет вероятность, меньшую 1—0,82 = 0,18, нли 18%.
Способы регулирования напряжения. Из рассмотренного ранее
следует, что регулирование напряжения — это процесс воздействия
на его режим в соответствии с изменением мощности источников,
мощностей нагрузок потребителей и параметров электрической сети.
Регулирование напряжения обеспечивает компенсацию потерь на-
пряжения, возникших при изменении параметров источника и по-
требителей, и поддержание у потребителей заданного уровня на-
пряжении' при необходимых технико-экономических показателях.
Выполнение условий регулирования возможно с помощью спе-
циальных средств и устройств регулирования напряжения. В соот-
ветствии с ПУЭ они должны поддерживать напряжение на тех
шинах напряжением 6—20 кВ электростанций и подстанций, к ко-
торым присоединены распределительные сети напряжением не ниже
105% номинального в период наибольших нагрузок и не выше
100% номинального в период наименьших нагрузок этих сетей.
Для выявления способов и средств регулирования рассмотрим
выражение, определяющее' напряжение у потребителей U2 при
напряжении источника питания добавочном напряжении (/ДОб,
создаваемом регулирующими устройствами, мощностях нагрузок
потребителя Рм»кс и Смаке, наличии у него компенсирующих уст-
ройств мощностью QK и параметров сети /?, xl, хс:
U2~ ± (/доп — [Рмакс/? +(Смакс—Q*\Xl -г- Хс)]/(/ном- (3.23)
Анализ выражения (3.23) показывает, чтр при малоизменяю-
щихся (/], /?, хс, не прибегая к регулированию величин Рмякс и
Смаке, напряжение у потребителей в основном можно регулировать
средствами воздействия на добавбчное напряжение источника пи-
тания (Удов и компенсирующую мощность QK.
Вопросы компенсации реактивной мощности Ск рассмотрены
в § 3.7, здесь же из средств компенсации рассмотрим устройства,
обеспечивающие регулирование добавочного напряжения источ-
ников питания.
118
Продольная емкос’тная« компенсация конден-
саторами. Установка последовательно включенных в линию
конденсаторов (УПК) дает возможность компенсировать индуктив-
ное сопротивление и потерю напряжения в линии (рис. 3.29).
Величину 4\ХС можно рассматривать как отрицательное падение
напряжения или как дополнительную ЭДС, вводимую в цепь.
Для УПК отношение емкостного сопротивления конденсаторов
хс к индуктивному сопротивлению линии xl, выраженное в процен-
тах, называется процентом компенсации, т е. c—(xc/xl) 100. На
практике применяют лишь частичную, или неполную, компенсацию
(с <100%) реактивного сопротивления линии. Полная, или избы-
точная, компенсация (с> 100%) в сетях, непосредственно питаю-
щих нагрузку, обычно не применяется, так. как это связано с воз-
можностью появления в сети напряжений выше допустимых. Осо-
бенную опасность представляют случаи внезапного увеличения тока
нагрузки (например, при пуске крупных электродвигателей), когда
наблюдаются значительные перенапряжения, а также явления ре-
зонансного характера. Поэтому на время пуска наиболее крупных
электродвигателей параллельно конденсаторам включают активные
сопротивления или закорачивают конденсаторы.
Рис. 3.29. Последовательное включение Конденсаторов в линию:
а — схема включения; б — векторная диаграмма
Установки последовательно включенных конденсаторов улуч-
шают режимы напряжения в сетях. Однако следует учитывать, что
надбавка напряжения, создаваемая такими конденсаторами, не
может регулироваться, так как она зависит от значения и фазы
тока, проходящего через установку. Поэтому последовательные
конденсаторы используются в основном для снижения отклонений
напряжения на перегруженных распределительных радиальных ли-
ниях.
Попе-речная компенсация конденсаторами.
Конденсаторы, подключаемые параллельно к сети (рис. 3.30, а, б),
обеспечивают поперечную компенсацию. В этом случае конденса-
торы, генерируя реактивную мощность, повышают коэффициент
мощности и одновременно регулируют напряжение, так как умень-
шают потери напряжения в сети. В периоды малых нагрузок, когда
напряжение повышено, должно быть предусмотрено отключение
части батарей конденсаторов БК. При отключенной нагрузке
119
(рис. 3.30, в) ток линии чисто емкостный и напряжение в конце
линии выше, чем в начале. При включений нагрузки (рис. 3.30, г)
возникает потеря напряжения от тока 72. Без установки конденсато-
ров напряжение в точке сети 1 было бы (7; = (72 + /2гл. При включе-
нии конденсаторов появляется опережающий напряжение (72 ток
/к, который создает потерю напряжения Агл, и в результате напря-
жение источника будет Вектор суммарного тока проходящего
в цепи,' отстает от вектора напряжения (Jt на угол Следователь-
но, наличие конденсаторной батареи уменьшает потерю напряже-
ния в линии и увеличивает угол сдвига между напряжениями в
начале и конце линии.
Рис. 3.30. Параллельное включение койденсаторов:
а — схема включения; б — схема замещения; в, г—векторные диаграммы
при отключенной и включенной нагрузках
Реактивная мощность, генерируемая параллельно включенными
конденсаторами,
' Q — U22nfC. (3.24)
Следовательно, указанная реактивная мощность, завися от квад-
рата напряжения сети, даже при незначительном его понижении
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 активной нагрузке,
что определяется разностью между потерями напряжения в линии
до и после включения конденсаторов:
Af/ = Af/1-Ai/2 = [P1r + Q1x-(P2r4-Q2x)]/[/2OM> (3.25)
где Р и Q -г- активная и реактивная мощности; г и х — сопротив-
ления сети.
120
При установке конденсаторов введением дополнительной реак-
тивной мощности Q снижается реактивная нагрузка сети (Q2 =
= Qi —<?)• Так как Р,=Р2> то из (3.25) получим относительное
повышение напряжения регулирования:
^7*рег == 0.x/U нои, (3.26)
откуда
Q=(/H2oMf/#per/x. (3.27)
Следовательно, мощность конденсаторов определяется напряже-
нием сети и ее реактивным сопротивлением; при этом с уменьше-
нием сопротивления сети возрастает потребная удельная мощность
конденсаторов.
В отличие от продольной компенсации, при которой добавка
напряжения, создаваемая последовательными конденсаторами, пря-
мо пропорциональна току нагрузки линии, повышение напряжения
в сети, создаваемое поперечной компенсацией, не зависит от тока
нагрузки и определяется параметрами сети и емкостным током,
так как снижение потери напряжения в сети пропорционально /кхл
(рис. 3.30, г). Поэтому при постоянных значениях мощности кон-
денсаторной батареи и тока конденсаторов повышение напряжения
на участке сети будет наибольшим в конце линии (у потребителя),
где хл = хМакс, и наименьшим в начале линии, где хл = 0. Таким обра-
зом, регулирующий эффект последовательно включенных конденса-
торов проявляется плавно вдоль всей линии в отличие от парал-
лельно включенных конденсаторов, изменяющих напряжения ступе-
нями в точке нх установки.
Условие экономического использования батарей параллельных
конденсаторов — отключение части батарей для изменения генери-
руемой ими мощности, что выполняется автоматически в зависи-
мости от изменения нагрузки или напряжения потребителя
(см. § 10.5). ‘
Регулирование напряжения трансформато-
рами и автотрансформаторами.. Для регулирования
напряжения трансформаторы и автотрансформаторы, выполняют
с переключением ответвлений обмоток без возбужден и.я
(ПБВ), т. е. после отключения трансформатора от сети, и с пере-
ключением ответвлений обмоток под нагрузкой (РПН) без
отключения.
Устройство ПБВ позволяет изменять коэффициент трансформа-
ции в пределах ±5% с тремя ответвлениями со стороны нулевой
точки (рис. 3.31, а) или в пределах ±2x2,5% с шестью ответвлени-
ями в середине обмотки (рис. 3.31,6).
В первом случае переключение выполняется поворотом вала пе-
реключателя 3 с сегментом 2, замокающим неподвижные контак-
ты 1 ответвлений обмотки X, У, Z, чем изменяется число витков
первичной обмотки трансформатора и регулируется напряжение
в пределах ±5%.
Во втором случае переключение выполняется переключателями
121
барабанйого типа, установленными на каждой фазе. При замыка-
нии роликом 4 переключателя соответствующих контактов А2—А7
напряжение повышается или понижается на 2,5 и 5%.
Необходимость отключения от сети усложняет эксплуатацию,
поэтому регулирование без возбуждения используют только как
сезонное.
Более совершенным является регулирование под нагрузкой
(РПН), осуществляемое без разрыва цепи.
У трансформаторов с РПН регулировочные ответвления распо-
лагаются обычно в обмотке высшего напряжения, что позволяет
облегчить переключающую аппаратуру и сохранить постоянным
напряжение на виток, а следовательно, и магнитную индукцию не-
зависимо от изменения напряжения сети. .
В зависимости от мощности и напряжения регулируемые транс-
форматоры имеют различные схемы соединения обмоток и диапа-
зоны регулирования. На рис. 3.32 показана принципиальная схема
.включения обмоток и переключателей ответвления трансформато-
ров. Они имеют первичные (35, 10 и 6 кВ), вторичные (11; 0,4;
0,23 кВ) напряжения и выполняются на мощность до 630 кВ-А.
Регулирование напряжения таких трансформаторов осуществляется
шестыд ступенями по 2,5% от Unon (от +10 до —5%) }4х( + 2,5%)
и2х(—2,5%)}.
Переключатель помешается в общем баке трансформатора над
магнитопроводом и приводится в- действие электродвигателем.
Приводной механизм оборудован конечными выключателями, раз-
122
Рис. 3.32. Схема регулирования напряжения
трансформаторов под нагрузкой (РПН):
1 — трансформатор; 2 — переключатель ответв-
ленный; 3, 4, 5 — контакты переключателя; 6 —
редуктор; 7 — двигатель привода; 8 — устрой-
ство автоматического управления; 9, 10 — обмоткн
низшего и высшего напряжений трансформатора
мыкающими цепь питания
двигателя при достижении
контактами переключателя
крайних положений. ' Пере-
ключение ответвлений обыч-
но автоматизировано.
При централизованном
регулировании можно осу-
ществить встречное регули-
рование напряжения. Для
этого на шинах станций или
на вторичных шинах понизи-^
тельных подстанций с пер-
вичным напряжением 35 кВ
и выше в часы максимума
нагрузки поддерживается
повышенное, а в часы минй-
мумй — пониженное напря-
жение; что соответствует
регулированию напряжения
от 0 до +5% от номиналь-
ного напряжения сети.
Для централизованного
регулирования напряжения
на ГПП устанавливаются
трансформаторы с переклю-
чающими устройствами,
имеющими большое число
ступеней и размещенными в
отдельном баке. Так, на
трансформаторах ГПП,
снабженных РПН и. предна-
значенных для напряжений
би 10 кВ мощностью 1—6,3 МВ • А, установлены пределы регули-
рования ±8X1.25%, для напряжений 35 кВ — пределы ±6X1,5%,
для мощностей выше 10МВ-А— пределы ±8X1,5%, для транс-
форматоров иа НО кВ мощностью 6,3 МВ-А и более — пределы
±9X1,78%.
В комплект РПН входят переключающее устройство и блок
автоматического управления приводом. Переключающее устройство
изготовляют с индуктивными (реактивными) или активными токо-
ограничивающими сопротивлениями. Переключающее устройство
реакторного типа РНТ-13 (рис. 3.33, а) состоит из трех сдвоенных
переключателей, трех пар контакторов, трехфазного, реактора и
приводного механизма типа ПДП-4У. В каждом сдвоенном пере-
ключателе имеется два подвижных контакта /7/ и /72, которые
одновременно переводятся на соседние ступени с предыдущего про-
межуточного (сплошные линии) на последующее промежуточное
(пунктир) положение. Токоограничивающий рёактор Р ограничи-
123
вает ток части обмотки, замыкаемой в момент переключения.
С помощью контакторов К/ и К2 осуществляется разрыв цепи тока.
Переключающее устройство с токоограничивающими активными
сопротивлениями типа РНТА (рис. 3.33, б) состоит из быстродей-
ствующего контактора с токоограничивающими сопротивлениями
ТС. Устройство комплектуется также трехфазным избирателем для
выбора ответвлений обмотки при переключении и приводным меха-
низмом типа ПДП-4У.
Устройства РПН предусматривают режим как ручного (пере-
ключатель ПР), так и дистанционного и1 автоматического управ-
ления. Последнее осуществляется автоматическим регулятором
напряжения трансформатора (АРНТ), который, срабатывая, по-
дает питание на привод ПДП-4У.
Рис. 3.33. Схема многосту-
пенчатого регулирования
напряжения трансформа-
торов под нагрузкой
|РПН):
а — переключателем типа
PHT-13 (одна фаза); б —'
переключателем типа РНТА
(одна фаза)
- Цольтодобавочные трансформаторы и линейные регулировочные
автотрансформаторы наряду с трансформаторам^, регулируемыми
под. нагрузкой, широко применяют для регулирования напряжения.
Вольтодобавочные трансформаторы имеют одну обмотку, включен-
ную последовательно с линией, в которой регулируется напряжение.
Эта обмотка питается от вспомогательного или возбуждающего
трансформатора, а первичная обмотка последнего — от сети или
постороннего источника тока. В. зависимости от схемы соединения
обмоток вольтодобавочные трансформаторы могут создавать доба-
вочную ЭДС, сдвинутую при фазе относительно основного напряже-
ния или совпадающую с ним.
На рис; 3.34, а, б приведены принципиальные схемы включения
обмоток вольтодобавочных трансформаторов для поперечного и
продольного регулирования напряжения и векторные диаграммы
фазных напряжений (для одной фазы),
Для поперечного регулирования напряжения к возбуждающей
обмотке вольтодобавочного трансформатора подводится напряже-
ние, сдвинутое по фазе на 90° по отношению к напряжению рас-
сматриваемой фазы. Так, для создания добавочного напряжения
124
Рис. 3.34. Принципиальные схемы включения и векторные диаграммы
вольтодобавочных трансформаторов для поперечного (а) и продоль-
ного (б) регулирования напряжения
£Рег в фазе А к возбуждающей обмотке этой фазы подводят линей-
ное напряжение Ubc- Тогда вектор добавочного напряжения £рег
будет перпендикулярен вектору фазного напряжения £?л,, а вектор
напряжения на выходе регулятора 0лг будет сдвинут на угол а по.
отношению к вектору Оа^ При этом угол а может быть как опере-
жающим, так и отстающим. При продольном регулировании к каж-
дой фазе возбуждающего трансформатора подводится напряжение
той же фазы. Тогда вектор добавочного напряжения £рег будет сов-
падать по фазе с вектором Ua,, а вектор напряжения на выходе
регулятора Ua2 будет равен алгебраической сумме векторов, 0А,
И £"Рег •
В радиальных распределительных сетях, где. требуется только
изменение уровней напряжения, применяют продольное регулиро-
вание. В замкнутых электрических сетях для перераспределения
активных мощностей применяют поперечное регулирование напря-
жения. В тех случаях, когда требуется как поперечное, так и про-
дольное регулирование напряжения, можно получить наиболее эко-
номичный режим работы сети.
Линейные регулировочные автотрансформаторы или линейные
регуляторы (ЛР) имеют наибольшее значение для промышленных
электрических сетей. Так, ЛТМН-16000/10 с напряжением на входе
6,6 и И кВ и на выходе соответственно (6,6± 15) % и (11 ±15)%
обеспечивает необходимые диапазоны регулирования в сетях про-
мышленных предприятий. Принципиальная схема соединений ЛР
приведена на рис. 3. 35. Линейные регуляторы состоят из регулиро-
125
Рис. 3-35. Принципиальная схема
линейного регулирования автотранс-
форматора
вечного автотрансформатора, после-
довательная обмотка** которого 1
включается в линию так, что ее вы-
вод х подсоединяется к стороне
регулируемого напряжения, а вы-
вод А — к стороне отрегулирован-
ного напряжения. Возбуждающая
обмотка 2 питается от обмотки 3,
вывод которой а подключается к
стороне отрегулированного напря-
жения.
Регулирование напря-
жения синхронными ком-
пенсаторами. Установка на
ЦП и у потребителей синхронных
компенсаторов позволяет автомати-
чески и плавно регулировать уро-
вень напряжения путем изменения
режима возбуждения синхронного
компенсатора. Потери напряжения в
сети в режиме перевозбуждения
компенсатора A[/=[Pr-|-(Q —
—Q')x]/U, в режиме недовозбужде-
ния компенсатора A(7=[Pr-|-(Q4-
+ Q")x]t/, где Р и Q — соответ-
ственно активная и реактивная
мощности нагрузки сети; Q' и Q" —
реактивные мощности нагрузки компенсатора при перевозбуждении
и недовозбуждении.
В настоящее время на ГПП предприятий применяют автомати-
ческое регулирование напряжения на трансформаторах (рис. 3.36).
С помощью переключателя А1 осуществляется выбор способа
управления: / — автоматический, 2— дистанционный, 3 — отклю-
чение. Дистанционное управление возможно также осуществить пе-
реключателем А2 или от устройства автоматики.
Устройство автоматического регулирования трансформатора
(APT) состоит из блока автоматического регулирования БАР
и датчика тока ДТ. Контролируемое напряжение подводится к
блоку БАР от трансформатора напряжения TH, а токовая погреш-
ность при регулировании контролируется1 трансформаторами тока
ТТ2 и ТТЗ, подключенными к ДТ.
Изменение напряжения на шинах 6—10* кВ ГПп воспринимает-
ся блоком БАР, который подает команду на приводной механизм
АВ: при повышении напряжения — «убавить» (зймыканием кон-
тактов К2), при понижении напряжения — «прибавить» (замыка-
нием контактов К1).
Контроль действия и исправности механизма АВ осуществляет-
ся контактами промежуточных реле К/, воздействующими иа реле
КЗ и К4, находящимися в блоке> БАР. При всех неисправностях
126
Неисправность
цепей регулирования
К т абло
„Регулирование блокировано"
Рис. 3.36. Схемы автоматического регулирования напряжения иа силовом транс-
форматоре:
а — принципиальная схема; 6 — цепи управления; в — цепи сигнализации
привода процесс регулирования прекращается и восстанавливается
после его исправления. Устройство регулирования напряжения вы-
водится также из работы действие^ соответствующих реле и кон-
тактов ВТ при перегрузке от трансформатора тока ТТ1, снижении
температуры масла от датчика температуры крайних положений
-переключателей привода (К1„. КП), а также при отключении вы-
ключателя В и потере при этом питания от шии регулируемого на-
пряжения.
127
Исправность цепей регулирования контролируется промежуточ-
ным реле К4 с подачей сигнала дежурному персоналу по проводам
Связи или через потенциометрическую связь через преобразователь-
ПР и логометр ЛКМ.
Регулирование частоты. Регулирование активной мощности оп-
ределяет необходимый уровень частоты в сети. Отклонения часто-
ты — разность между фактическим и номинальным значением час-
тоты — допускаются в пределах ±1 Гц. Колебания частоты — раз-
ность между наибольшими и наименьшими значениями основной
частоты при скорости её изменения не менее 0,2 Гц/с. Допускаемые
колебания не более 0,2 Гц.
Основные причины колебания частоты — короткие замыкания
в сети, сопровождающиеся переходными процессами, а также пе-
риодически' возникающие ударные нагрузки электроприемников
большой мощности, например электроприводов прокатных станов
с мощными синхронными двигателями. У таких приводов периоди-
ческое изменение нагрузки сопровождается изменением частоты
вращения или «качанием» (аналогичное явление наблюдается при
работе синхронных генераторов). Колебания частоты ограничива-
ются специальными устройствами автоматического регулирования
возбуждения синхронных двигателей, а также установками про-
дольно-емкостной компенсации УПК (см. выше).
При снижении частоты активная мощность нагрузки снижается
за счет уменьшения мощности синхронных и асинхронных электро-
двигателей. Так, если частота снижается на 1%, то активная на-
грузка уменьшается на 1,5—2,5%. Снижение частоты ниже номи-
нальной (/«ом) приводит к увеличению потребляемой реактивной
мощности за счет роста реактивной составляющей тока, обуслов-
ленного увеличением магнитной индукции в синхронных двигателях
и трансформаторах. Так, при снижении частоты на 1% реактивная
мощность возрастает на 1 —1,5%.
Зависимость изменения активной Р и реактивной Q мощностей
от частоты f показана на рис. 3.37. Зависимость изменения актив-
ной и реактивной мощности от напряжения U для системы электро-
снабжения промышленных предприятий показана на рис. 3.38. На-
пример, уменьшение напряжения в сети до 80—85% от номиналь-
ного снижает реактивную нагрузку на 20—-25%. Однако при даль-
Рис. '3.37. Зависимость мощ-
ностей Р и Q от настбты f
Рис. 3.38. Зависимость
мощностей Р и Q от на-
пряжения U
128
нейшем снижении напряжения воз-
растают потери реактивной мощно-
сти в индуктивных сопротивлениях
асинхронных двигателей, трансфор-
маторов и линий передачи, а также
снижается зарядная компенсирую-
щая мощность линий; Поэтому ре-
активная мощность в сети будет
лавинообразно увеличиваться, спо-
собствуя дальнейшему снижению
напряжения.
Частота в энергосистеме зависит
от баланса активных мощностей, а
напряжение — от баланса реактив-
ных мощностей. Следовательно, не-
обходимый уровень напряжения и
системы может быть обеспечен при
активных и реактивных мощностей.
Рис. 3.39. Регулирование частоты в
системе
частоты в отдельных точках
определенном распределении
Частота обычно, регулируется одной из станций, работающей
параллельно с остальными. В мощных энергосистемах для регули-
рования частоты могут выделяться несколько электростанций. Про-
цесс регулирования частоты представлен зависимостью f==<p(Plf
Р2) на рис. 3.39. Одна станция, условно представленная как гене-
ратор Г1, — регулирующая (ведущая) и работает параллельно с
другими станциями (базисными), представленными как генератор
Г2. НагрузкА Ро при частоте fH0M распределяется между генерато-
рами соответственно их статическим характеристикам: P0—Pt 4-
4- Р2. При росте нагрузки в системе на величину ДР частота |НОм
понизится до ff и нагрузка генераторов будет P(=Pi 4-ДР(; ?2 —
= Р24-ДР2. ;
При Р = Р\ 4- Р2 наступит равновесие вращающего и тормоз-
ного моментов генераторов при пониженной частоте в системе. Ре»
гулятор частоты, реагируя на ее снижение, воздействует на регуля-
тор скорости турбины регулирующего (ведущего) генератора Г1,
который за счет добавочного пуска пара (или воды) примет на себя
дополнительную нагрузку ДР2, снимая ее с генератора Г2: Процесс
регулирования генератора Г1 осуществится между точками а и Ь.
Частота в системе достигнет нормальной величины fH0M, и нагрузка
генератора Г2 примет первоначальное значение.
§ 3.6. Устойчивость работы электродвигателей, их самозапуск
и режимы работы
Устойчивость асинхронного двигателя. Среди электроприемци-
Ков промышлейных предприятий преобладают асинхронные двига-
тели, и поэтому с некоторым приближением узел нагрузок можно
заменить некоторым эквивалентным двигателем, статические'харак-
теристики которого полностью соответствуют реальным статиче-
ским характеристикам данного узла нагрузок.
5—545 129
Для исследования переходных процессов, возникающих при на-
рушениях устойчивости режима работы узла нагрузок, Требуется
айализ статических и динамических характеристик этого узла. Рас-
смотрим переходный процесс и критерии устойчивости иа примере
отдельного агрегата, состоящего из асинхронного двигателя и при-
водного механизма. Для такого агрегата уравнение переходного
процесса
Щдии =s—Tjds/dt =. m?JI — /Ист, (3.2.8)
где тД|)|) — относительный динамический момент; Tj — механиче-
ская постоянная инерции агрегата; s — относительное скольжение
ротора двигателя; тзл относительный электромагнитный момент
двигателя; тСт — относительный статический момент механизма.
Относительный электромагнитный момент двигателя при посто-
янной частоте подводимого к двигателю напряжения равен (в от-
носительных единицах) мощности, передаваемой со статора на ро-
тор двигателя, т. е. тзл = Р. С-учетом этого (3.28) для малых от-
клонений будет иметь вид
Tjds /dt == —(dP/ds — dme-r/dsjs. (3.29)
Отсюда критерием устойчивости асинхронного двигателя будет
(dP/ds — dm„/ds) > 0. (3.30)
В то же время, как это следует из упрощенной схемы замеще-
ния асинхронного двигателя (рис. 3.40),
р == 3/2/?/s = №/(xiBs* + R2). (3.31)
Рис. 3.40. Упрощенная схема
замещения асинхронного дви-
, гателя
Р
Рис. 3.41. Механическая ха-
рактеристика асинхронного
двигателя
Из (3.27) видно, что мощность двигателя при неизменности под-
веденного напряжения является функцией только скольжения. Если
принять момент Сопротивления механизма независимым от сколь-
жения, т. е. dm„/d's = 0, то критерий устойчивости двигателя
(dP/ds) > 0. (3.32)
130
Из теории электропривода известно, что устойчивая работа дви-
гателя обеспечивается в восходящей части характеристики, выра-
жающей зависимость мощности {или момента) от скольжения Р =s=
= f(s)(pHC. 3.41).
Приравнивая производную dP/ds нулю и решая ее относительно
5, найдем значение скольжения, соответствующее максимальному
значению Мощности двигателя. Это значение скольжения называет^
ся критическим и определяется из равенства
dP/d5=^/?(/?2-x^p)/(/?2+«p)? = 0. (3.33)
Отсюда f '
5кр = Л/Хдв. (3.34)
Подставляя значение $кр в (3.31), получим наибольшее значе-
ние мощности двигателя, соответствующее опрокидывающему (кри-
тическому) моменту [15]:
. Рмакс=1/7(2Хдв). (3.35)
' X
Опрокидывающий момент, .таким образом, зависит от второй
степени изменения напряжения и резко падает при его снижении.
Из (3.35) следует, что критическую' напряжением называется
напряжение, при котором опрокидывающий момент соответствует
рабочей нагрузке:
-ик? = V Ро • 2хдв. (3.36)
Поэтому если напряжение на зажимах двигателя станет меньше
критического (7кр, то наступит момент опрокидыванйя. Критическое
напряжение может служить показателем степени устойчивости дви-
гателя. Чем выше значение критического напряжения, тем менее
устойчив двигатель.
Из (3.36) следует, что если Ро = ш3Р^0„ (где т3 — коэффициент
загрузки), то критическое напряжение и запас устойчивости дви-
гателя зависят от коэффициента загрузки двигателя и электриче-
ской удаленности двигателя от точки системы, в которой напряже-
ние можно считать неизменным (l/c = const), т. е.
U= л^'2щзРномХдв • (3.37)
При учете сопротивления системы критическое напряжение
t/с.кр = V2 Шз Рном(ХдВ + Хе) • (3.38)
При применении поперечной емкостной компенсации
(рис. 3.42, а, б) критическое напряжение зависит от степени ком-
пенсации, определяемой соотношением индуктивного сопротивления
внешней сети и двигателя. .
Самозапуск электродвигателей. Для повышения устойчивости
и надежности Электроснабжения наиболее ответственных устйно'-
вок при кратковременных снижениях лли исчезновении напряже-
5*
131
Рис. 3.42. Схемы замещения при поперечной
компенсации
ния на источнике питания
применяют систему самоза-
пуска электродвигателей.
При наличии средств ав-
томатического восстановле-
ния питания перерыв пита-
ния потребителей при нару-
шении электроснабжения
обычно составляет 0,5—5 с.
По характеру самозапус-
ка после восстановления пи-
тания потребители можно разделить на три группы:
1. Приемники, у которых при самозапуске могут возникнуть
несчастные случаи, поломки механизмов, расстройство технологиче-
ского процесса (большинство станков, подъемно-транспортные уст-
ройства, поточные линии и др.).
2. Приемники, которые по своей значимости не требуют быстро-
го автоматического запуска (вспомогательные механизмы и уст-
ройства).
3. Приемники ответственных механизмов и устройств, требую-
щие быстрого автоматического самозапуска (ряд металлургических
установок, электрохимические и электротехиологические установки,
установки собственных нужд электростанций).
Электроприемники при перерыве питания могут оставаться
включенными в сеть или отключаться от сети соответствующей за-
щитой (см. гл. 8), а затем автоматически включаться после вос:
становления питания. Такие электроприемники при самозапуске
создают в сети переходные процессы, характер которых определя-
ется видами электроприводов потребителей: *
1. В электроприводах с нерегулируемыми асинхронными дви-
гателями напряжением до и выше 1000 В пусковые и переходные
процессы зависят от степени снижения скорости двигателей при
перерыве питания и сохранения магнитного поля ротора при по-
даче полного напряжения на статорную обмотку после восстанов-
ления питания. Снижение скорости за время перерыва может быть
ниже критической (п < пкр) и выше критической (п > пкр).
Если п < пкр, ток самозапуска практически равен номинальному
пусковому току двигателя и остаточное магнитное поле существен-
но не влияет на переходный процесс.
Если п > пкр, переходный процесс зависит от электромагнит-
ной постоянной ротора и длительности отключения. При отключе-
ниях более 1 с электромагнитные процессы к моменту самозапуска
практически закончены и в силу этого ток самозапуска можно при-
нимать равным номинальному току двигателя. При отключениях
менее 1 с у двигателей мощностью 50 кВт и выше обычно сохра-
няется остаточное магнитное поле, создающее тормозные моменты,
что увеличивает токи самозапуска выше их номинального значения.
2. Электроприводы с нерегулируемыми синхронными двигателя-
ми напряжением до и выше 1000 В используют в приводах значи-
132
тельной мощности и с большими механическими постоянными вре-
мени, поэтому при отключениях практически они не изменяют свою
скорость. При этом двигатель может остаться в синхронизме с
сетью или выйти из синхронизма. В первом случае при самозапуске
толчков тока практически не наблюдается, во втором случае дви-
гатель нужно перевести в пусковой режим путем отключения об-
мотки возбуждения.
3. Тиристорные электропривЬды переменного и постоянного тока
и другие сложные электроприводы автоматически переводят в пус-
ковой режим.
4. Электротермические установки с постоянной времени осты-
вания более 1 мин могут быть включены в сеть после окончания
переходных процессов у других потребителей, так как это время
значительно больше времени отключения питания.
*5. В автоматических сварочных установках ток самозапуска
практически равен их номинальному току.
6. Люминесцентные лампы низкого давления зажигаются через
0,5--5 с после восстановления питания, и прэтому при большой
мощности осветительной установки ее пусковой ъок превышает но-
минальный ток освещения.
Для определения потерь напряжения при самозапуске необхо-
димо знать начальный ток самозапуска
Дз -----AiycKl “Н ^ном2,
(3.39)
где /Пуск1 — пусковой ток группы электррприемников, которые в .мо-
мент подачи напряжения после перерыва питания могут считаться в
пусковом режиме; 1иоя2 — номинальный ток группы электроприем-
ников, которые при самозапуске могут считаться в номинальном
(рабочем) режиме.
Для поддержания на источниках, питания во время самоза-
пуска напряжения на необходимом уровне и обеспечения само-
запуска ответственных электроприемников применяют снижение вы-
держек времени защиты, установление очередности подключения
отдельных групп электропоиемников с отключением во время само-
запуска менее ответственных групп потребителей.
При снижении напряжения Пост или полном отключении (Пост =
=0) самозапускаемые электро-
двигатели начинают- выбег до
промежуточного значения сколь-
жения, время которого зависит
от длительности нарушения пи-
тания и характеристики момента
Механизма (рис. 3.43). После
восстановления питания начина-
ется разгон электродвигателей
До нормальной скорости что
сопровождается повышенными
токам-и и сниженными пусковы-
ми и максимальными моментами
Рис. 3.43. Кривые выбега электродви-
гателей с постоянным моментом
133
Рис. 3.44. Кривые зависимостей кратностей вращаю-
щего момента mtft и пускового тока электродвига-
телей от скольжения э»
электродвигателей (рис.
3,44) при одновремен-
.. ном повышении нагре-
ва их обмоток, ЧТО
ограничивает число и
мощность двигателей,
оставляемых для само-
зануска.
На процесс выбега
и разгона электродви-
гателей значительное
влияние оказывает так-
же электромеханиче-
ская постоянная време-
, ни [см. (3.51)].
, Для обеспечения самозапуска определяют допустимое число и
суммарную мощность неотключаемых электродвигателей, при рабо-
те которых остаточное напряжение Utxl дает вращающий момент
Л4ДВ > AfCT (Мст — статический момент механизма). Для расчета
самозапуска определяют:
1. Скольжение — по примерным кривым выбега, т. е. зависи-
мости относительной скорости и* от времени пуска 1пуск (рис. 3.43):
> ' , 1 «,== 1 —«. • . (3.40)
2. Пусковой ток и пусковую мощность — по кривым зависи-
мостей относительных моментов (статического тСт„ и вращающего
Щвр#) и кратности пускового тока /гпуСк от скольжения s* (рис. 3.44):
/лУск === ^пускДом ; (3.41)
5вуск -“ /\ом&пуск/(^]ном СОБфном ) . (3.42)
3. Сопротивления одного электродвигателя zlt xt или группы
электродвигателей гдв:
Z] = Uдв1 /(V5~А1Уск); X] ==5б(/ном/(5пуск^б); 2ДВ = z^/n, '(3.43)
где S6. Цб — базисные мощность и напряжение; п — число одина-
ковых по мощности электродвигателей.
4. Остаточное напряжение-на двигателях.
Uoct == ^расч2дв/(2!дв-|-Хг), (3.44)
где Орасч — расчетное напряжение, приведенное к стороне НН, при
питании электродвигателей через трансформатор с коэффициентом
трансформации k,; Хт — икиИ0М/(100 ST)—сопротивление транс-
форматора.
5. Момент асинхронных электродвигателей, при сниженном на-
пряжении t/ост* и скольйсёнии s* находят по кривым рис. 3.44. Если
Мдв > Мет, то самозапуск возможен.
134
6. Кратность напряжения, при которой обеспечивается само-
запуск:
V1 1 raiCT */гагВр*. (3.45)
7. Пусковую мощность двига'телей и число га неотключаемых
двигателей при самозапуске:
5пуск === ^пуск 7\b/(т]ном СОЗфном) — ЙпускУЗ”/ном Uном j (3.46)
°-,347>
Кратность пускового тока /гпуск при значениях моментов гагст*,
Шир* и расчетном скольжении s, находят' по кривым рис. 3.44, где
указанные величины даны для режима асинхронного пус-
ка.
Если при самозапуске-нескольких синхррнных двигателей на-
пряжение снижается до значения, при котором невозможно вхож-
дение в синхронизм, то следует определить эквивалентное сопро-
тивление двигателей хд», которые можно оставить в режиме самр-
запуска: ,
x;iB = xc(7/(t/„0M — t/), (3.48)
где хс— сопротивление системы; U-—напряжение, обеспечиваю-
щее самозапуск. >
Учитывая, что пуск синхронных двигателей производится в асин-
хронном режиме с использованием пусковой обмотки, выбег и на-
пряжение при самозапуске синхронных двигателей определяются
так же, как и асинхронных, Наиболее тяжелой при самозапуске
является зона входного момента («„ = 0,05).
Для доведения синхронного двигателя до критического сколь-
жения необходимо, чтобы входной момент с учетом пониженного
напряжения удовлетворял условию
гагВх*^дв* 0,055raicT#/sKP*, (3.49)
где raiax* — входной момент при s =0,05; — напряжение на
зажимах двигателей при самозапуске; — статический момент
механизма; sKp* — критическое скольжение.
Под критическим скольжением синхронного двигателя понима-
ется максимальное скольжение, при котором после Дтодачи воз-
буждения обеспечивается вхождение его в синхронизм. Критиче-
ское скольжение
SkP* = 0,06 V (1,2/Пмакс„ — Ь,6гагст»)/Га, (3.50)
где /гамаке* — максимальный синхронный момент; гагст* — статиче-
ский момент;
Та= 10,967га2/РНОм (3.51)
135
— электромеханическая постоянная времени электродвигателя и
механизма; 1 — момент инерции; п — частота вращения.
Следовательно, чем больше критическое скольжение, тем мень-
ший входной момент требуется для обеспечения самозапуска.
Время нарушения электроснабжения (нар, в течение которого
электродвигатель не выйдет за пределы критического скольжения,
(нар = (0,06/ШСт*)л/ ТаС/Имакс* 0,6/71ст»), (3.52)
где /Ист* = const.
. На основании (3.52) построены зависимости допустимого вре-
мени нарушения электроснабжения (йар от электромеханической
постоянной времени агрегата «двигатель — механизм» Та при раз-
личных значениях кратности максимального асинхронного .момента
mime* и статическом моменте = 0,8/Пном.Дрис. 3.45).
Пример 3.10. Рассчитать возможность самозапуска двух асинхронных электро-
двигателей после отключения короткого замыкания через t — 1 с. Каждый из дви-
гателей имеет следующие данные: Рт„ — 500 ' кВт, U = 6000 В, /ном = 57,5 А,
Га = 5 с.
Двигатели питаются от системы неограниченной мощности через трансформа-
тор мощностью ST — 10 MB-А, напряжением V = 115/6,3 кВ, Us— 10,5% и при-
водят в движение механизм с постоянным Ьтатическим моментом тст=0,8. Напря-
жение при к. з. принимается равным нулю.
Решение. Относительное время пуска tnycK* == t/T„ = 1/5 = 0,2.
Определяем расчетное значение скольжения в момент отключения к. з., для
чего по кривым рис. 3.43 при /„,„*=0,2 и U0„t = 0 найдем относительную ско-
рость и* — 0,8. Тогда s* — 1 — и* = 1 — 0,8 = 0,2.
Для этого значения скольжения s* = 0,2 и С/„ст* — 1 (см. рис. 3.44) кратность
пускового тока kayCK — 3,45. Тогда пусковой ток одного двигателя
/пус» = ЛпускЛом = 3,45 • 57,5 = 198,3 А.
Пусковое сопротивление п двигателей
Рис. 3.45.Зависимость времени /,,ар наруше-
ния электроснабжения от электромехани-
ческой ПОСТОЯННОЙ Га
198,3-2) = 0,87 Ом.
Сопротивление трансформатора
xr=uK(7S„M/(100ST) = 10,5 • 60002/
/(100 • 10000) =0,38 Ом.
Расчетное приведенное напря-
жение трансформатора
1Р = 115-6,3/115 = 6,3 кВ.
Остаточное напряжение на за-
жимах двигателей (принимая хдв =
”2ДВ)
-—- (7 Хдв/ (хлв-|- Хт) =6,3 X
Х0.87/ (0,87 + 0,38)= 0,7(7 .
При (/„,,*= 0,7 и s. = 0,2, m„p „
= 0,9, т,, = 0,8, т. е. тЛР1>те<,
Следовательно, самОзапуск двух
двигателей мощностью по 500 кВт
возможен.
136
Пример 3.11. Синхронный двигатель напряжением 6 кВ'подключается к элек-
тросети предприятия напряжением 10 кВ через блок-трансформатор напряже-
нием 10/6 кВ, мощностью ShoM.t= 1000 кВ-A, «к = 5,5%. Данные двигателя:
Рт„ — 500 кВт, (ЛИм = 6 кВ, COS фном -- 0,8, Ином -— 0,935, /Имзкс* ~~ 2, /Ипуск* 0,9,
Щвх*— 1,2, fenycK — 5,5, тст* — 0,6, 7\ — 15 с.
Проверить возможность самозапуска указанного двигателя при нарушеннн элек-
троснабжения продолжительностью 1„ар = 1,5 с.
Решение. Относительное время пуска 1Пус«» — <»аР/Та = 1,5/15 = 0,1. По кривой
рис. 3.43 при ;„уск* = 0,1 и t/ = 0 находим и* = 0,9, откуда s* = 1—0,9 = 0,1. .
При 5* = 0,1 и Пост* = 1 (см. рис. 3.44) находим fenycK = 2,7.
Расчетная пусковая мощность
5пуск = fe„ycSPB0M/(1]ком cos<pHOM) = 2,7-500/(0,935-0,8) = 1800 кВ-A.
Индуктивное сопротивление трансформатора и двигателя прн
Se = Sm>, т = 1000 кВ /1 и U6 = 6,3 В;
xr. = uj 100—5,5/100 = 0,05;
хдв* = 5б(/2ом/(Хпу„С/7 = 1000 67(1800-6,32) = 0,5.
Относительное напряжение на зажимах двигателя при самозапуске с учетом
и t = 1,03П„ом
и, = П|ХДВ/ (хя1,+ Хт) = 1,03-0,5/(0,5 + 0.05) = 0,94.
Критическое скольжение по (3.50)
sKp. 0,06 ^(1,2-2 - 0,6-0,6)/15 = 0,032.
Возможность самозапуска определяется из условия необходимого входного мо-
мента по (3.49): «1ах*(7дВ*^^ 0,055/7iCT*/sKp*.
В данном случае 1,2-0,942 = 1,06 больше 0,055-0,6/0,032= 1,03 при П* = 0,94,
«к,,* = 0,032, = 0,6.
Таким образом, при пониженном напряжении входной момент достаточен для
доведения двигателя до критического скольжения, поэтому самозапуск двигателя
мощностью 500 кВт при заданных условиях возможен.
Пример 3.12. В механическом цехе предприятия установлены следующие элек-
троприемники с общей установленной мощностью 724 кВт, в том числе: электро-
приводы разных типов металлорежущих станков в количестве 40 шт., с асинхрон-
ными двигателями мощностью Р = 155 кВт; фрикционно-винтовые прессы 2X30 =
= 60 кВт; мостовой кран грузоподъемностью 30/5 т — 87 кВт; компрессоры
2X75= 150 кВт; сантехнические вентиляторы 2X15 — 30 кВт; испытательная стан-
ция с выпрямительным агрегатом 36 кВт; электрические печи 2X42 = 84 кВт;
сварочные трансформаторы 2X30 = 60 кВт; электрическое освещение с люмине-
сцентными лампами 26 кВт. Требуется распределить электроприемники по группам
в процесссе самозапуска после восстановления питания через 1,5 с, определить
ток самозапуска и создаваемую при этом потерю напряжения при питании электро-
приемников от ШРА-73.
Решение. Распределяем электроприемники в соответствии с ранее приведенными
рекомендациями на три группы:
1. Электропрнемники станков, прессов, мостового крана, которые прн перерыве
питания от сети отключаются.
2. Ответственные электроприемникн для обеспечения технологического процесса
(один компрессор, один сантехнический вентилятор и выпрямительный агрегат).
3. Электротермические и сварочные установки и электрическое освещение уча-
ствуют в самозапуске после окончания переходных процессов у других электро-
приемников.
Определяем составляющие, тока самозапуска от электроприемииков второй
группы, автоматически включаемых при восстановлении питания:
/к„„ = Л/(./з7/cos ф1|) = 75/(/7380-0,85-0,95)= 141 А.
' 137
При /гПуск = 6,5 ток Ау<+ = 6,5 • 141 = 916 А;
Лен = 15/( /3" • 380• 0,8 -О,85) = 34 А; 2 = 6 • 34 = 204 А;
A«„P = 36/(/Т-380-0,8-0,85) = 81 А; /п,га3 = 5,5-81 = 445 А.
Тогда общий ток самозапуска
Ауск Ауск I + Ауск'2 4-Лускз = 916 + 204 + 445 = 1565 А.
Определяем номинальные токи второй группы установок (печных, сварочных,
осветительных), участвующих при самозапуске: ,
7ном==Аеч + Ли + Асе,
где Ae'4 = 84/(VT-380-0,95)= 135 А; А. = 60/(VT-380-0,5)= 182 А; Асе =
= 26/(V3~-380-0,95) = 42 А.
Тогда общий номинальный ток при самозапуске — 135+182 + 42 = 359 А.
Суммарный ток при самозапуске
\ А = /еу« + Аом= 1565 + 359= 1924 А.
Прй подключении электрбпрнемников к шинопроводу ШРА-73, для которого
Го = 0,13 Ом/км, х0 = 0,1 Ом/км, длина шинопровода А = 50м =0,05 км, cos<p=0,8,
sin q> = 0,6, потеря напряжения при самозапуске
ДА = /Г- 100/[АНОМ (r0'cos <р + х0 sin <р) А • L] = /3 • 100/[380(0,13 - 0,8 +
+0,1-0,6) 1924-0,05] = 7%.
Потеря напряжения 7% поддерживает напряжение на катушках пускателей
0,93А„ои, что обеспечивает подключение к сети всех электроприемников после окон-
чания самозапуска. t
Несимметричные и несинусоидальные режимы работы электро-
двигателей. Несимметрия напряжений в основном результат вклю-
чения в трехфазную сеть однофазных приемников. Сопутствующими
причинами являются различия параметров фаз на отдельных участ-
ках сети. 1
В результате наложения иа систему прямой последователь-
ности напряжений системы обратной последовательности
(рис. 3.46, а) получаются несимметричные системы фазных и меж-
дуфазных напряжений. При наложении на систему прямой после-
довательности напряжений системы ^девой последовательности
(рис. 3.46, б) получается несимметричная система фазных напря-
жений и остается симметричной система междуфазных напряже-
ний.
Несимметрия трехфазиой системы характеризуется коэффици-
ентом несимметрии, выражается относительным значением напря-
жения обратной или нулевой последовательностей основной час-
тоты и допускается до 2% для любого приемника электроэнергии.
ГОСТ 13109—67 установлен'также коэффициент несбалансирован-
ности напряжений, определяемый как отношение напряжения ну-
левой последовательности к фазиому напряжению.
Допустимое значение напряжения обратной последовательности
иа зажимах двигателей- (до 2%) ограничивает дополнительный
138
нагрев частей ротора,, учитывая также влияние составляющих выс-
ших гармоник в несинусоидальном напряжении (см., ниже).
-Для ограничения несимметри'и могут применяться симметрирую-
щие устройства, состоящие из двух регулируемых батарей конден-
саторов, включаемых в две фазы, и индуктивности, включаемой в
третью фазу.
Если мощность источника питания достаточно велика по срав-
нению с мощностью однофазных приемников, то применение сим-
метрирующих устройств оказывается экономически нецелесообраз-
ным; установка их рекомендуется в том случае, если мощность
однофазных приемников превышает 2% от мощности короткого
замыкания в данной точке сети.
Рис. 3.46. Наложение на систему прямой последовательности напряжений:
а — системы обратной последовательности; б — системы нулевой последова- s
тельности
Несинусоидальность напряжений и токов является результатом
нелинейности отдельных элементов сети и создает искажение на-
пряжений в сетях. Так, трансформаторы при холостом ходе, а так-
же различные вентильные и тиристорные преобразователи имеют
нелинейные характеристики и несинусоидальные Составляющие их
напряжений усиливают искажения напряжений в сети.
Несинусоидальность формы кривой напряжения характеризует-
ся:
а) составом высших гармоник, каждая из которых определя-
ется действующим значением Uv;
б) эквивалентным действующим значением всех высших нечет-
ных гармоник
v = 3,5,...
(3.53)
которое не должно превышать 5% действующего значения напря-
жения основной частоты. Для вентильйых преобразователей экви-
валентное действующее значение гармоник напряжения может про-
139
(3.54)
изводиться по расчетным данным преобразователей:
£/экву -/’Сй.Г^ЭКВ.НОМ-^ЭКВ.НОМПу / t/фаз
где /(„.г. = КиКфКд — гармонический коэффициент использования;
Лка.ном — сумма номинальных токов вентильных преобразователей,
А; Хэкв.ном — суммарное эквивалентное условное сопротивление схе-
мы замещения сети, Ом; nv — число учитываемых гармоник, опре-
деляемое числом фаз выпрямления; принимается равным четырем
при 6-фазных схемах выпрямления и двум при 12-фазных схемах
выпрямления; {/фаз — номинальное фазное напряжение сети, В;
Кн — коэффициент использования по расчету нагрузок тиристор-
ных устройств, принимаемый равным 1; — коэффициент, учиты-
вающий несовпадение фаз гармоник, принимаемый равным 0,9;
Кл.— коэффициент, учитывающий дополнительное влияние намаг-
ничивающих токов трансформаторов и различных преобразовате-
лей, принимаемый равным 1,3. '
Выпрямленное напряжение содержит переменную составляю-
щую, характеризуемую коэффициентом пульсации К„с, представ-
ляющим собой отношение действующего значения всех гармоник
выпрямленного напряжения к его постоянной составляющей. Коэф-
фициент Км для двигателей постоянного тока не должен превы-
шать 8%. Для снижения данного коэффициента, например в сетях
электрифицированного транспорта, применяют резонансные шунты
из конденсаторов и индуктивностей, настроенные на разные гар-
моники.
Для сохранения синусоидального напряжения у потребителей
можно применять следующие способы:
отделять от сети дополнительными реакторами или фильтрами
потребители, генерирующие в сеть высшие гармоники и чувстви-
тельные к высшим гармоникам;
разделять потребители на отдельные секции двухтрансформа-
торных подстанций: на одну секцию включаются источники выс-
ших гармоник, например электроприводы тиристорных электропри-
водов, и потребители, нечувствительные к высшим гармоникам, а
на другую секцию — потребители, чувствительные к высшим гар-
моникам.
Высшие гармоники напряжений и токов приводят к дополни-
тельным отклонениям напряжений у осветительных и нагреватель-
ных приборов, вызывают дополнительный нагрев массивных частей
роторов электродвигателей и диэлектриков в конденсаторных ус-
тановках, увеличивают потери мощности в сетях и приемниках,
снижая технико-экономические показатели систем электроснабже-
ния. Последнее объясняется тем, что прохождение токов высших
гармоник сопровождается увеличением сопротивления проводников
за счет поверхностного эффекта и эффекта близости. Такое увели-
чение сопротивлений вызывается соответствующими частотами в
пределах 50—250—350, 550—650 Гц при наличии 1, 5, 7, 11, 13 гар-
моник. Кроме того, наличие высших гармоник в сетях с емкостью
140
в виде батарей конденсаторов может сопровождаться явлением*
резонанса токов и повреждением конденсаторов. Для предотвра-
щения явления резонанса токов последовательно с сопротивлением
конденсаторной батареи подключают реактор'.
Следует отметить, что действие высших гармоник усугубляется
при несимметричном включении нелинейных приемников. В резуль-
тате этого оказывается несимметричной система напряжений и то-
ков каждой гармоники в отдельности: в их составе появляются
прямые, обратные и нулевые последовательности, что усиливает
искажение параметров напряжения сети.
В сетях с повышенным содержанием высших гармоник (у по-
требителей с нелинейными характеристиками) применение средств
компенсации реактивной мощности с помощью конденсаторных ба-
тарей может привести при частотах до 1000 Гц к возникновению
резонанса токов, искажению формы кривой напряжения и выходу
из строя конденсаторной батареи. Поэтому в сетях с нелинейными
нагрузками рекомендуется вместо конденсаторных батарей приме-
нять специальные фрльтрокомпенсирующие (ФКУ) и фильтросим-
метрирующие (ФСУ) устройства. В них одновременно обеспечи-
ваются компенсация реактивной мощности, фильтрация высших
гармоник, уменьшение отклонений и колебаний напряжения.
В состав ФКУ для нелинейной нагрузки И входит (рис. 3.47)
реактор с управляемыми тиристорами УК и ряд звеньев фильтров
Ф. Параметры звеньев фильтров настроены в резонанс на частбты
гармоник 5, 7, 11, 13, которые недопустимы для сетей системы
электроснабжения, а их емкость обеспечивала бы заданную ком-
пенсацию реактивной мощности.
Суммарная реактивная мощность ФКУ при полном открывании
вентилей ,УК соответствует разности мощности Q, генерируемой
фильтрами, и мощности, потребляемой реакторами:
Ффку = Фук — фл„ (3.55)
где QyK — мощность, потреб-
ляемая управляемыми реакто-
рами; фф — мощность, гене-
рируемая фильтрами.
По мере закрывания венти-
лей УК мощность, потребляе-
мая реакторами, уменьшается
и при полном их закрывании
Фук = 0. Тогда мощность, гене-
рируемая ФКУ, становится
равной мощности фильтров,
т. е. <2фКу = <2ф,
Устройства ФКУ и ФСУ
установки электрометаллургии,
электросварки, кузнечно-прес-
сового оборудования являются
Рис. 3.47. Схемы присоединения (а) и за-
мещения (б) ФКУ
141
эффективными в сетях электроснабжения промышленных предприя-
тий для уменьшения влияния в этих сетях динамических нагрузок с
нелинейными" потребителями.
Пример 3.13. На КТП компрессорной стайции установлены два трансформатора
мощностью ST = 1000 кВ-A, напряжением 6/0,4 кВ, «„ = 5,5%. к двум секциям
шин напряжением /7 = 0,4.кВ подключены:
1. Чет'ыре тиристорных возбудительных устройства к четырем синхронным дви-
гателем типа СТД-8000-2 (по два иа каждую секцию): типа ТВУ-2-247/320 мощно-
стью 79.кВт, т] = 93,7%, cos <р = 0,47 с трансформаторами ТСП-160/0,6-68.
2. Шесть асинхронных двигателей мощностью Р = 55 кВт, т]но„ = 91%,
cos<p = 0,89, «„ом = 980 об/мин, fenycK==6,5, = 2,3.
‘ 3. Два трансформатора собственных нужд По 100 кВ-А, 380/220/127 В, и„ = 10%.
Мощность'к. з. на стороне 6 кВ составляет S„ = 150 МВ-А. Определить действую-
щее значение высших гармоник напряжения в сети напряжением 220 В и сравнить
его с допустимым значением по ГОСТ.
Решение. Ток двух ТВУ, включенных на каждую секцию шин,
/тву = $/( /И/) = 2-160/( /Г- 0,38) = 485 А.
Для определения условного эквивалентного сопротивления высшим гармоникам,
принимаемого для сопротивления первой гармоники тока находим:
1) реактивное сопротивление системы, отнесенное к напряжению 0,4 кВ,
Хс =-//2-1000/S„ = 0,42-1000/150 = 1,07 мОм;
2) реактивное сопротивление трансформатора мощностью 1000 кВ-А
xt = u„(?-1000/(100ST) = 5,5-0,42-1000/(100- 1) = 8,8 мОм;
3) результирующее сопротивление системы"и трансформатора на стороне 0,4-кВ
%э == 1,07 + 8,8 = 9,87 мОм;
4) полную пусковую мощность асинхронного двигателя мощностью 55 кВт
Snyc„ = Pfe„yc„/(n cos q>) = 55-6,5/(0,91 - 0,89) = 440 кВ-A;
5) полное сопротивление двигателя при пуске
г№ = U2 1000/Snyc„ = 0,382 • 1000/440 = 0,328 Ом = 328 мОм.
Принимая у = 0,33 — отношение потерь в обмотке статора при номинальной
нагрузке к полным потерям, получим значение номинального скольжения
So = «о — Пно„/«о = 1000 — 980/ 1000 = 0,02.
Тогда коэффициент мощности при пуске
[[ ЙГмаксЛ "1
,---+ У (1 —пУек J —
(1 So) Кпус„
(1ДоЖ:6,5 + °’33(‘ ~ °-91)-6,5] = 0,378,
откуда sin <рпус„,= 0,93.
Реактивное сопротивление двигателя при пуске
хА„ = 2М sin ф = 328 • 0,93 = 306 mQm.
При работе шести Двигателей их эквивалентное сопротивление будет
306/6 = 51 мОм.
142
.. Реактивное сопротивление трансформатора, мощностью, 100 кВ-А;
Хт 1000/(1005,) = 10.0,4s-1000/(100-0,1) = 160 мОм.
Цкнм образом, схема замещения для предлагаемого примера может рассмат-
риваться как генератор высших гармоник, представляющий собой выпрямительное
устройство, включенный на три параллельных реактивных сопротивления (х,,
х2, х3):.
Хрез Х^, , Хдв == Х2, , X, в Х3.
Тогда суммарное эквивалентное условное сопротивление при преобразовании
расчетной звезды сопротивлений в треугольник составит
х,х2х3 9,87-51-160 . . „„„„ п
*эГ’“ x.xHx^+XjX, “ 9,87-51+51-160+160-9,87 — 7,9 мОм ~ °’0079 Ом’
Действующее значение гармоник напряжения по (3.50)
=== Ан7т/экв7номХэкв7ном /rtV- lOO/t/ф.
Принимаем — /Тву — 485 А, хэкв.нои == xWBz = 0,0079 . Ом, (7Ф = 220 В,
nv = 4 прн шестнфазной схеме выпрямления k„,r =j= = 1-0,9-1,3= 1,17. Под-
ставляя указанные значения в (3.54), получим
U„ = 1,17-485-0,0079 /Г• 100/220=4,1 %,
что меньше допустимого (по ГОСТ — 5%) уровня гармоник в сетях промышленных
предприятий.
§ 3.7. Условия пользования и расчеты за электроэнергию
Разрешение и технические условия на присоединение электро-
установок к энергосистеме выдаются в соответствии с <Правилами
пользования электрической и тепловой энергией» [31]. В техниче-
ских условиях указываются следующие основные данные: источник
электроснабжения, его напряжение и точка присоединения, ожи-
даемые расчетные токи к.з., требования к автоматике, релейной
защите и учету электроэнергии, включая рекомендации по компен-
сации реактивной мощности.
Все вновь присоединяемые и реконструируемые электроустанов-
ки должны быть выполнены в соответствии с ПУЭ. До пуска в экс-
плуатацию электроустановок, должны быть проведены испытания
и приемка вновь смонтированного оборудования с составлением
необходимой документации по форме, указанной в СНиПе [32],
Тарифы для расчетов за отпущенную потребителям электроэнер-
гию могут быть Двухставочными и одноставочными. Двухставочный
тариф состоит из основной и дополнительной ставок. За ос-
новную принимается годовая плата заявленной потребителем мощ-
ности, участвующей в максимуме нагрузки электросистемы, сти-
мулирующая деятельность промышленных предприятий,, выравни-
вающих суточную нагрузку энергосистемы. Так, если предприятиё
во время прохождения максимума системы отключает свои основ-
ные'нагрузки, то такое предприятие освобождается от оплаты за
143
электроэнергию по основной ставке тарифа. Контроль за соблю-
дением потребителем максимальной заявленной мощности может
производиться по счетчикам, фиксирующим максимальную полу-
часовую нагрузку потребителя при прохождении максимума на-
грузки энергосистемы. .
Двухставочный тариф с оплатой за заявленную потребителем
мощность в периоды максимума системы применяется на предприя-
тиях с годовым максимумом не ниже 500 кВт. На предприятиях
с годовым максимумом ниже 500 кВт, а также на предприятиях,
на которых отсутствует контроль за Нагрузкой, в часы (максимума
системы, применяется двухставочный тариф с оплатой зд присоеди-
ненную мощность в кВ-А или МВ-А.
. Присоединенной мощностью считается суммарная] мощность
трансформаторов вне зависимости от места их установки, а также
мощность электродвигателей напряжением свыше 1000 В с учетом
номинальных значений коэффициента мощности и КПД.
Дополнительная ставка двухставочного тарифа представляет со-
бой плату за электроэнергию, учтенную счетчиками; при этом она
различна в различных энергосистемах и колеблется в пределах
0,4—1,7 коп/(кВт-ч). Кроме того, энергосистемы устанавливают
указанную дополнительную ставку тарифа в зависимости от места
установки электросчетчиков. Так, если электросчетчики устанавли-
вают на стороне первичного напряжения абонентских трансформа-
торов, то применяют пониженную ставку тарифа, а при установке
электросчетчиков на стороне вторичного напряжения абонентских
трансформаторов — повышенную ставку тарифа, предусматриваю-
щую оплату потребителем потерь электроэнергии в трансформа-
торах.
Двухставочные тарифы применяют для всех видов предприя-
тий промышленного, железнодорожного, строительного и комму-
нального значения; по этим тарифам оплачивают электроэнергию,
израсходованную на производственные нужды и освещение произ-
водственных и непроизводственных цехов и территории предприя-
тий. Электроэнергию, израсходованную на нужды, не связанные
с производством (в рабочих поселках, общежитиях и различных
домах бытового назначения), оплачивают по одноставочному та-
рифу.
Одноставочный тариф включает в себя только плату за потреб-
ленную электроэнергию, учтенную счетчиками. По одноставочным
тарифам оплачивают электроэнергию:
промышленные потребители с присоединенной мощностью до
100 кВ-А;
электрифицированный железнодорожный и городской,транспорт;
производственные и непроизводственные потребители, присоеди-
ненные к городским и поселковым электрическим сетям, включая
бытовое электропотреблеиие населения.
Расчет за электроэнергию (кроме расчетов с населением) про-
изводится по электрическим <счетчикам, установленным на границе
раздела электрических сетей .энергосистемы щ потребителя; при
144
этом потери электроэнергий относят на потребителя или на энер-
госнабжающую организацию в зависимости от того, йа балансе
какого предприятия находится участок сети от места раздела сетей
до места установки счетчика.
Компенсация реактивной мощности можёт осуществляться кон-
денсаторными батареями и синхронными двигателями, при этом
у потребителя снижается или повышается стоимость электроэнергии
в зависимости от степени применения им указанных- компенсирую-
щих устройств.
Предприятия, имеющие в своем составе синхронные двигатели,
используемые в качестве электроприводов различных механизмов,
могут их использовать и как компенсирующие устройства. Поэтому
таким потребителям скидка с тарифа за использование электро-
энергией предоставляется в уменьшенном размере:
С = (1-Рсд/РУеТ)2Сшк, (3.56)
где Рсд, Руст — мощность синхронных двигателей и установленная
мощность всех электроприемников предприятия, кВ-А; Сшк—скид-
ка по шкале.
ГЛАВА 4
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВНЕШНЕГО
И ВНУТРИЗАВОДСКОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
§ 4.1. Выбор схем и напряжений электрических сетей
Основные принципы построения схем электроснабжения про-
мышленных предприятий:
а) максимальное приближение источников высокого напряже-
ния 35—330 кВ (районных и узловых подстанций системы УРП)
к электроустановкам потребителей с подстанциями глубокого ввода
.(ПГВ), размещаемых рядом с энергоемкими производственными
корпусами;
б) резервирование питания для отдельных категорий потреби-
телей должно быть заложено в самой схеме электроснабжения.
Для этого все элементы (линии, трансформаторы) должны нести в
нормально»^ режиме постоянную нагрузку, а в послеаварийном ре-
жиме после отключения поврежденных участков принимать на себя
питание оставшихся в работе потребителей с учетом допустимых
для этих элементов перегрузок (см. гл. 7);
в) секционирование всех звеньев системы электроснабжения на-
чиная от шин УРП, ГПП, ПГВ, РП и ТП с установкой на них си-
стемы автоматического ввода резерва (см. гл. 10) для повышения
надежности питания. При этом в нормальном режиме работы сле-
дует обеспечивать раздельную работу элементов системы электро-
снабжения, что снижает токи к.з., облегчает и удешевляет комму-
тационную аппаратуру и упрощает релейную защиту (см. гл. 6, 8).
145
Систему электроснабжения можно подразделись на систему
внешнее о. электроснабжения (вбздушные и кабельные линии от
узловых подстанций энергосистемы до ПГВ; ГПП, ЦРП) и систему
внутреннего электроснабжения (распределительные линии от
ПГВ, ГПП, ЦРП до цеховых трансформаторных подстанций).
Существует следующая классификация сетей электроснабжения:
а) сети внешнего электроснабжения — от места присоединения к
энергосистеме (районная подстанция) до приемных пунктов на
предприятиях (ПГВ, ГПП, ЦРП, РП); б) сети внутреннего элект-
роснабжения — внутризаводские, межцеховые и внутрицеховые.
Схемы внешнего и внутреннего электроснабжения выполняют с уче-
том особенностей режима работы потребителей, возможностей даль-
нейшего расширения производства, удобства обслуживания и т. д.
Электроснабжение промышленного объекта может осуществ-
ляться от собственной электростанции (ТЭЦ), от энергетической
системы, а также от энергетической системы при наличии собст-
венной электростанции (при этом последняя имеет связь с систе-
мой и работает с ней параллельно).
Электроснабжение От собственной электростанции. Если собст-
венная электростанция находится в непосредственной близости от
цехов предприятия, а напряжение распределительной сети совпада-
ет с напряжением генераторов электростанции, то распределение
электроэнергии по предприятию осуществляется по схеме, изобра-
женной на рис. 4.1. При этом близлежащие цеховые трансформа-
Рие. 4.1. 'Схема электроснабжения от
собственной электростанции
Рнс. 4.2. Схема электроснабжения от
энергетической системы при напряжении
6—20 кВ
торные, подстанции присоединяются. непосредственно к шинам РУ
электростанции, В удаленные потребители (подсобные хозяйства,
насосные, жилпоселки и др.) — черев трансформаторы.
Электроснабжение от энергетической системы при отсутствии,
собственной электростанции. В зависимости от напряжения источ-
ника питания электроснабжение выполняется двумя способами:
а) по схемам, представленным на рис. 4.2; а, б, при напряжении
6—20 кВ; б) по схеме, изображенной иа рис. 4.3, при напряжении
14б
35—220 кВ. В указанных и приводимых далее схемах разъедини-
тели и реакторы не показаны, Количество выключателей , и Их
типы должны изменяться в зависимости от категории потребителя,
конструктивного выполнения линии и расстояния до источника пи-
тания. Например, схему, представленную на рис. 4.2, а, можно при-
менять для питания потребителей 3-й категории, а схему с секцион-
‘ ным разъединителем (рис. 4.2, б) — для питания потребителей 2-й
1-и 3-й категорий. Если при отключении одной из линий питание
i секции должно восстанавливаться автоматически, то вводный и
> секционный разъединители заменяют выключателями.
Приведенные схемы с напряжением 6—10 кВ применимы в том
случае, если промышленное предприятие находится на расстоянии
ие более 5—10 км,от подстанции системы.
В схеме, представленной на рис. 4.3, на стороне 35—220 кВ
вместо выключателей применены отделители и короткозамыкатели.
Мощность трансформаторов и сечение проводов линий Л], Л2 вы-
бирают так, чтобы в нормальном режиме они были загружены на
60—70% (т. е. работали бы в наиболее экономичном режиме), а
прн возможном отключении одной из линий и трансформатора
другая линия и трансформатор могли бы обеспечить, хотя и с до-
пустимой перегрузкой, бесперебойную работу предприятия.
Рис. 4.3. Схема электроснабжения
от энергетической системы при напря-
жении 35—220 кВ
Рис. 4.4. Схема электроснабжения от энер-
гетической системы При наличии современ-
ной электростанции
В тех случаях, когда приходится периодически (по графику на-
грузки) с целью экономии электроэнергии отключать и включать
трансформаторы, применяют схему моста.
Электроснабжение от энергетической системы прн наличии соб-
ственной электростанции. Схема, изображенная на рис. 4.4, а, при-
меняется, когда промышленное предприятие питается от энергосис-
темы напряжением 6—20 кВ, совпадающим с генераторным напря-
жением, и когда собственная электростанция расположена в центре
нагрузок. В этом случае распределительное устройство электро-
147
станции используется одновременно и как ЦРП. Самостоятельное
здание ЦРП сооружается только в том случае, если электростан-
ция расположена далеко от центра нагрузок предприятия.
Схему, представленную на рис. 4.4, б, применяют, если про-
мышленное предприятие питается от энергосистемы повышенным
напряжением 35—220 кВ, которое понижается на территории пред-
приятия до напряжения генераторов электростанции. В этой схеме
генераторы и распределительное устройство собственной электро-
станции на 6—10 кВ не показаны. Распределительное устройство
ГПП располагается в центре нагрузок; србственная электростанция
предприятия — в зависимости от расположения подъездных путей
для обеспечения топливоснабжения, расположения источника водо-
снабжения и др.
Рассмотрим принципы построения некоторых типичных схем
внутризаводского электроснабжения от ГПП до цеховых подстан-
ций. Электроснабжение при этом может осуществляться по ради-
альным и магистральным схемам различных модификаций.
Распределение электрической энергии на напряжение выше
1000 В по радиальной схеме (рис. 4.5). Преимущества-радиальных
схем — простота выполнения и надежность эксплуатации, возмож-
ность применения простой и надежной защиты и автоматизации.
Недостатком такой схемы является то, что при аварийном отклю-
чении питающей радиальной линии
на
цеховом PH нарушается
электроснабжение не-
скольких цеховых транс-
форматорных подстанций.
Для устранения этого не-
достатка радиальную схе-
му питания иногда допол-
няют резервной линией от
ГПП, которая заводится
на цеховые подстанции.
Кроме того, для повыше-
ния надежности при пита-
нии по радиальной схеме
применяют АВР. При на-
рушении питания одной
из секций шин цехового
РП автоматически вклю-
чается нормально разомк-
нутый секционный выклю-
чатель и питание обеих
секций осуществляется по
одной линии.
Применение радиаль-
ных схем электроснабже-
ния увеличивает количе-
ство высоковольтных ап-
паратов, что, в свою оче-
Рис. 4.5. Радиальная схема электроснабжения
148
редь, увеличивает капи-
тальные затраты.
Распределение элект-
рической энергии ро маги-
стральной схеме (рис.
4.6). При данном распре-
делении электроэнергии
делают ответвления от
воздушной высоковольт-
ной линии на отдельные
подстанции или заводят
кабельную линию пооче-
редно на несколько под-
станций. По системе глу-
бокого ввода при напря-
жении 35 кВ и выше на
предприятиях могут уста-
навливаться понизитель-
ные трансформаторы
110/6—10, 35/6—10 или
35/0,4 кВ, что удешевляет
Такие схемы электроснабжения дают возможность снизить ка-
питальные затрат^ за счет уменьшения длины питающих линий,
уменьшения количества высоковольтных аппаратов и, следователь-
Рис. 4.7. Схема электроснабжения сквозными двой-
ными магистралями
Рис. 4.6. Магистральная схема электроснабжения
установку и снижает потери мощности.
но, упрощения строи-
тельной части подстан-
ций. Особенно выгодно
применять эти схемы
при питании цеховых
трансформаторных под-
станций малой мощно-
сти, располагаемых
вдоль цеха.
Основной недоста-
ток магистральной схе-
мы — меньшая по
сравнению с радиаль-
ными схемами надеж-
ность электроснабже-
ния, так как поврежде-
ние магистрали ведет к
отключению всех по-
требителей, питающих-
ся от нее. Для повыше-
ния. надежности элект-
роснабжения при пи-
тании по магистраль-
ной схеме применяют
различные ее модифи-
149
кации: схему сквозных двойных магистралей (рис. 4.7), когда две
магистрали от одного распределительного пункта поочередно заво-
дятся на каждую секцию подстанции (/и 2); двухлучевую схему,
корда питание подстанций обеспечивается от двух РП. Эти схемы
дают возможность при отключении одной из двух магистралей вос-
становить вручную или автоматически питание всех потребителей.;
Выбор напряжения. Для получения наиболее экономичного ва-
рианта электроснабжения предприятия в целом напряжение каж-
дого звена системы электроснабжения необходимо выбирать преж-,
де всего с учетом напряжений смежных звеньев. Выбор напряжений,
основывается на сравнении технико-экономических показателей
различных вариантов в случаях, когда:
1) от источника питания можно получать энергию при двух
(или болеС) напряжениях;.
2) при проектировании электроснабжения предприятий прихо-
дитсд расширять существующие подстанции и увеличивать мощ-
ность заводских электростанций;
' 3) сети заводских электростанций связывают с сетями энерго-
систем. х
Предпочтение при выборе вариантов следует отдавать варианту
с более высоким напряжением даже при небольших экономических
преимуществах (не превышающих 10—25%) низшего из сравни-
ваемых напряжений. '
Для питания крупных и особо крупных предприятий следует
применять напряжения 110, 150, 220, 330 и 500 кВ. На первых сту-
пенях распределения энергии на таких крупных предприятиях сле-
дует применять напряжения 110, 150 и 220 кВ.
Напряжение 35 кВ в основном рекомендуется использовать для
распределения энергии на первой ступени средних предпрйятий при
Отсутствии значительного . числа электродвигателей напряжением
выше 1000 В, а также для частичного распределения энергии на
крупных предприятиях, где основное напряжение первой ступени
равно 110—220 кВ. В частности, напряжеине 35 кВ можно приме-
нять для пОлного или частичного внутризаводского распределения
электроэнергии при наличии: мощных электроприемников на 35 кВ
(сталеплавильных печей, мощных ртутно-выпрямительных устано-
вок и др.); электроприемников повышенного напряжения, значи-
тельно удаленных от источников питания; подстанций малой и
средней мощности напряжением 35/0,4 кВ, включенных по схеме
«глубокого ввода».
Напряжение 20 кВ следует применять для питания? предприятий
средней мощности, удаленных от источников питания и не име-
ющих своих электростанций; электррприемников, удаленных от
подстанций крупных предприятий (карьеров, рудников и т. п.); не-
больших предприятий, населенных пунктов, железнодорожных уз-:
лов и т. п., подключаемых к ТЭЦ ближайшего предприятия. Целе-
сообразность применения напряжения 20 кВ должна обосновывать-
ся технико-экономическими сравнениями с напряжениями 35 и
10 кВ ,с учетом перспективного развития предприятия.
150
Напряжение 10 кВ необходимо испольэрвать для внутризйвод*
ского распределения энергии на предприятиях: с мощными двига-
телями, допускающими непосредственное присоединение к сети
10 кВ; небольшой и средней мощности при отсутствии или незна-
чительном числе двигателей на 6 кВ; имеющих собственную элек-
тростанцию с напряжением генераторов 10 кВ.
Напряжение 6 кВ обычно применяют при наличии на предприя-
тии значительного количества электроприемииков на 6 кВ, собст-
венной электростанции с напряжением генераторов 6 кВ. Приме-
нение напряжения 6 кВ должно обусловливаться наличием электро-
оборудования на 6 кВ и технико-экономическими показателями при
выборе напряжения.
При напряжении распределительной сети 10 кВ двигателей сред-
ней мощности (350—1000 кВт) следует применять напряжение 6 кВ
с использованием ' в необходимых случаях схемы блока «транс-
форматор—двигатель» при небольшом количестве двигателей иа
6 кВ.
Выбор варианта схемы электроснабжения. После определения
электрической нагрузки и установления категории надежности по-
требителя намечаются возможные варианты электроснабжения с
питанием кабельными или воздушными линиями различных напря-
жений. Окончательный выбор одного из вариантов определяется
сравнением технико-экономических показателей. Обычно рассмат-
риваются два-три варианта с выявлением капитальных затрат, еже-
годных эксплуатационных расходов,, расходов цветного металла,
суммарных затрат (см. § 1.2).
Капитальные затраты на сооружение кабельных и воздушных
линий определяются по укрупненным показателям стоимости соо-
ружения' 1 км линии и стоимости оборудования отдельных элемен-
тов проектируемой системы электроснабжения /(трансформаторов,
коммутационной, защитной и измерительной аппаратуры в комп-
лектном исполнении).
Ежегодные эксплуатационные расходы
С = сА^ + ра/</100 + р0/(/100=Сп + Са + Со, (4.1)
годовые издержки производства
Я^Яп + Яа + Яо+Яу, (4.1а)
где с — удельная стоимость потерь электроэнергии; &W — годовые
потери энергии; ра, р0 — соответственно отчисления на амортиза-
цию и капитальный ремонт, текущий ремонт и обслуживание
(табл. 4.1); К — капитальные затраты,.идущие на сооружение объ-
екта электроснабжения; Сп, Са, Со — стоимость потерь, амортизации
и обслуживания; Иа, Иа, Ио. Иу — годовые издержки потерь, амор-
тизации, обслуживания и отключений.
Стоимость электроэнергии определяется расчетной себестоимо-
стью электроэнергии, вырабатываемой энергосибтемой или промыш-
ленной электростанцией [24]. Отчислений, идущие на амортиза-
151
цию, ремонт и обслуживание, приведены в табл. 4.1. При этом
процент на амортизацию устанавливается таким, чтобы к концу
срока службы линии или оборудования полностью окупились рас-
ходы, затраченные на их установку. Так, если установлен .срок
службы оборудования 20 лет, то процент на амортизацию соста-
вит 100/20 == 5%.
, Таблица 4.1
Наименование объекта сети Отчисления, %
иа амортизацию и капитальный ремонт иа текущий ре- монт и обслу- живание всего
Воздушные линии, устанавли; ваемые на деревянных опорах с железобетонными пасынками 5,3 1,о 6,3
Воздушные линии, устанавли- ваемые на железобетонных и ме- таллических опорах 3,5 0,5 4,0
, Кабельные линии до 10 кВ, про- кладываемые в земле 3,0 1,5 4,5
Электрооборудование, установ- ленное на подстанциях 6.3 1,0 7,3
Себестоимость передачи 1 кВт-ч электроэнергии [коп/(кВт-ч)]
с- = Сэ.„/Г, . (4.2)
где W, См — количество и стоимость электроэнергии за год.
В соответствии с принятыми номинальными напряжениями ли-
ний энергосистем' электроэнергия может передаваться и распре-
деляться:
от энергосистемы до ГПП предприятия напряжением НО—
220 кВ с понижением на ГПП до 35, 20, 10 и 6 кВ;
. от энергосистемы напряжением 35 кВ с распределением электро-
энергии внутри предприятия тем же напряжением;
от энергосистемы до ГПП предприятия напряжением 35 кВ (на
ГПП напряжение понижается и распределяется на 20, 10, 6 кВ);
от энергосистемы напряжением 20, 10, 6 кВ с распределением
электроэнергии внутри предприятия теми же напряжениями.
Для определения технико-экономических показателей намечает-
ся схема внешнего электроснабжения рассматриваемого варианта.
Аппаратура и оборудование намечаются ориентировочно исходя
из подсчитанной электрической нагрузки предприятия. Затем оп-
ределяются стоимость оборудования и другие расходы.
Капитальные затраты К включают в себя стоимость оборудо-
вания, установленного в камерах (выключателей Кгаы, коротко-
замыкателей Kfl, линии К, и трансформаторов А,).
Выключатели выбирают по току, напряжению и мощности от-
ключения. Сечение проводов (экономическое сечение) линии (см.
152
§ 5.5) предварительно определяют по экономической плотности
тока: '
£эк==///эк. (4,3)
Экономическое сечение s,K проверяется на нагрев расчетным
током, допустимую потерю напряжения и возможность появления
короны. При этом выбирают сечение проводов, удовлетворяющее
перечисленным условиям.
Трансформаторы выбирают по расчетной мощности и значению
напряжения рассматриваемого варианта.
Эксплуатационные расходы (С) складываются из стоимости по-
терь СП и амортизационных отчислений Са (см. табл. 4.1). При этом
стоимость издержек на обслуживание Са (или Ио) обычно не учи-
тывается, так как она мало влияет на технико-экономические по-
казатели сравниваемых вариантов схем электроснабжения. Стои-
мость потерь 'Сп = CS.PT (&Р— суммарные потери мощности в.
линиях и трансформаторах; Т— число часов работы предприятия
в год).
Потери в линии
ьрл = \PmMkll == Др^асч2/, (4.4)
где ДРном — удельные потери при номинальной загрузке линии; k3 =
= /рас«//доп — коэффициент загрузки линии по току; Др — потери
мощности; I — длина линии [16].
Потери в трансформаторах: реактивные потери х.х.
AQx х = Shom т/x х/ 100; (4-5)
реактивные потери к.з.
Д(? = ShomtMk/100. (4.6)
Приведенные потери активной мощности к.з. в меди
ДРм = ДРм ""l- ЙэкДф,
где k3K — коэффициент потерь, называемый также экономическим
эквивалентом реактивной мощности (см. § 2.7).
Приведенные потери активной мощности Х.х.
&Рх * = ДРх.хЧ" ^экДфх.х. (4.7)
Полные приведенные потери в трансформаторах
ДА=;п(ДИх + ^Д7’м), (4.8)
где п — число трансформаторов; k3 = р ==S/SHOm.t — коэффици-
ент загрузки трансформатора^
Стоимость амортизационных отчислений
Сн = ро/(о+рт/С + рл/(л, (4.9)
где ро, рт и. рл — амортизационные отчисления на оборудование,
трансформаторы и линии по табл. 4.1; К,, К.»— стоимость обо-
рудования, трансформаторов и линии.
153
Масса провода
G = ml, (410)
где т — масса 1 км провода; I — длина линии.
Суммарные затраты
3=С + 0,125/(3, (4.11)
где С — суммарная стоимость потерь и амортизационных отчис-
лений; — капитальные затраты при нормативном коэффициенте
амортизации, равном 12,5%.
Из рассматриваемых, вариантов выбирается наиболее рацио-
нальный в техническом и экономическом отношениях.
Пример 4.1. Определить технико-экономические показатели двух вариантов
схемы (рис. 4.8) внешнего электроснабжения предприятия 1-й категории,, работаю-
щего в три смены (Гго1=6300 ч), при питании напряжениями t/ = U5 и 35 кВ.
Первый вариант. Электроснабжение напряжением 115 кВ.
' Решение. Для определения суммарных затрат рассчитываем их составляющие:
капитальные затраты и эксплуатационные расходы. При этом капитальные затраты
на отдельные виды оборудования и сооружение линии принимаются ро справочным
данным (23]. -
I. Капитальные затраты. 1. Выключатели выбирают по току, напряжению и
мощности отключения с учетом прокладки двух линий:
/расч= SpaC4/( /3’17)= 17850Д /з“. 115) == 89,5 А;
SOTK_, = Sc/xc = 1000/0,5 = 2000 MB • А,
Рис. 4.8. Схема к примеру 4.1
где 5С.— мощность системы.
По условиям надежности электроснабжения
на районной подстанции энергосистемы, устанав-
ливаются два выключателя типа МКП-110-3500/600.
Стоимость установки этих выключателей и
технико-экономические показатели варианта
электроснабжения не включаем, так как она при
любом варианте не изменяется.
2. Открытое распределительное устройство
(ОРУ) предприятия включает в себя два блока
с короткозамыкателями и отделителями стои-
мостью Ко = 2 • 14,9 тыс. руб. =29,8 тыс. руб.
3. Линия — двухцепиая, воздушная; со ста-
леалюминиевыми проводами АС и железобетон-
ными опорами.
Экономическое сечение при работе пред-
приятия в течение Т„ > 5000 ч в год определяет-
ся для экономической плотности тока / = 1 А/мм'
при расчетном токе одной линии /'асч — 89,5/5 =
- 44,75 A; sSK = /£асч// = 44,75/1 = 44,75 мм2.' ...
Для <*галеалюмИниевыд проводов минималь-
ным сечением по механической прочности яв-
ляется сечение 25 мм2, ио по условиям воз-
можного короиирования при напряжении 110 кВ
(см, §4.2) следует принять сечение 70 мм2, кото-
рое заведомо больше экономического сечения.
Стоимость 1 км двухцепной линии указанного
сечения, установленной на. железобетонных опо-
рах, 11,6 тыс. руб/км. Тогда при двух линиях
Z=6,5 km; Кя=2-11,6X6,5=151 тыс. руб.
154
4. В соответствии с нагрузкой предприятия устанавливают две трансформа-
тора типа ТДН-110/10 Мощностью по 16 MB-А. Паспортные данные трансформа-,
торов: «, = 10,5%; = 0,7%; ДРМ = 85 кВт; ДРжд = 26 кВт. Стоимость транйф6{>-
маторов /<т = 2 • 44,0 = 88,0 ,тыс. руб. Суммарные капитальные затраты
=/(„-НС,+ Хт = 29,8+151 +88 = 268,8 тыс. руб.
II. Эксплуатационные расходы. 1. Потери в линии определяют по Удельным
потерям Др, которые для принятого провода АС сечением 70 мм2 составляет
1,3 Вт/(А-км). Тогда для расчетного тока одной линии /'раы = 44,75 А активные
потерн в линии ДРЛ = Др/р2сч21 = 1,3-44,75г-2-6,5 = 34 кВт,
2. Потери в трансформаторах: реактивные потери х.х
AQX X = гх х5„„„.т/100 = 0,007-16 000 як НО квар;
реактивные потерн к.з.
. AQX.X = uxSHOMT/100 = 0,105-16000= 1680 квар.
Приведенные потери активной мощности при к. з.
АР’„ = АР„ + fcsxAQx = 85 + 0,06-1680 = 185 кВт,.
где Лэк = 0,06 кВт/квар (см. § 2.7).
Приведенные потери активной мощности при х.х,
ДРХХ= ДРХ х -j|- ЛэкЛС?хх = 26 + 0,06-110 « 32 кВт.
Полные потерн в трансформаторах
ДРТ = 2(ДР'.х + kl&P’„) = 2(32 + 0,562-185) = 178 кВт,
где Л3 = 17 850/32 000 = 0,56.
3. Полные потери в линЯн и трансформаторах
АР = АР„ + ДРТ = 34 + 178 = 212 кВт.
К
Стоимость потерь при с„ як 0,8 коп/(кВт-ч), С„ = 0,8-212-6300 = 10,7 тыс. руб.
4. Средняя стоимость амортизационных отчислений (см. табл. 4.1, рах — 6,3%)
С3 = 0,063X2: = 0,063-268,8= 16,9 тыс. руб. ' .
5. Суммарные годовые эксплуатационные расходы Сгод = С„ + Са = Ю,7 +
+ 16,9 = 27,6 тыс. руб.
III. Суммарные затраты 3 = Сгод + 0,125Хх = 27,6 + 0,125-268,8 = 60,5 тыс. руб.
IV. Потери электроэнергии AW = АРТ1М = 212-6300= 1370 мВт-4.
V. Расход цветного металла (алюминия) G = g-2I = 0,27-2-6,3'= 3,5 т.
Второй вариант. Электроснабжение напряжением 35 кВ.
I. Капитальные затраты. 1. Открытое'распределительное устройство состоит из
двух блоков с короткозамыкателями КЗ-35 и отделителями 0ДЗ-2-35 стоимостью
Хору = 2-8,63= 17,32 тыс^руб.
2. Линия — двухцепная, воздушная, со сталеалюминиевыми проводами! Рас-
четный ток иа одну линию /расч = 5с/(2--уТU) =? 17850/(2--/3"-37) = 139 А.
Экономическое сечение при /расч = 139 А и плотности / = 1А/мм2 составит около
120 мм2, что значительно больше необходимого сечения провода марки АС по меха-
нической прочности (25 мм2) и нагреву (35 Мм2) при 7ДОП = 175 А. Сечение 35 мм2
соответствует также условиям короиироваиия (4.12), и допустимой потере напряже-
ния AU = 5% при /доп.о = 1,34 км/1% [23]. Тогда допустимая длина линии /дм =
= 1допоДП/доп/7расч = 1,34-5-175/139 = 8,5 км > 1зад = 6,5 км.
Для указанного провода сечением 35 мм2 стоимость 1 км линии, установленной
на железобетонных опорах, составляет 9,2 .тыс. руб/км. Тогда прн двух, линиях
I = 6,5 км,
Хл = 2 • 9,2 • 6,5 = 118 тыс. руб.
3. В соответствии с нагрузкой на ГПП предприятия устаййвливаются ’два
трансформатора типа • ТД-16000-35/10 мощностью 16000 кВ-A, напряжением
35/10 кВ. 1
155
Паспортные данные трансформаторов: uK = 8%, ;х.х — 0,6%, ДРМ = 90 кВт,
ДРХХ = 21 кВт. Стоимость трансформаторов
Кт = 2-26 тыс. руб. = 52 тыс. руб.
Суммарные капитальные затраты при U = 35 кВ
Ах = Кору + Кл + Кт = 17,32 +118 + 52= 187,32 тыс. руб.
II. Эксплуатационные расходы. 1. Потери в линии при выбранном сечении
35 мм2 определяют по удельным потерям для указанного сечеиия: Др =
= 2,7 Вт/(А-км) [8]. Тогда при расчетном токе одной линии /расч = 139 А.
ДРЛ = Др/расч2/= 2,7-1392-13 = 67 кВт.
2. Потери в трансформаторах: реактивные потери холостого хода и короткого
замыкания:
AQX X = !х.х5„„„.т/Ю0 = 0,006-16 000 = 96 кВт;
AQK = ukS„om.t/100 = 0,08-16000 = 1280 кВт.
Приведенные потери активной мощности при (fe3K = 0,06 кВт/квар) коротком
замыкании и холостом ходе:
ДР' = 90 + 0,06-1280 « 167 кВт;
ДР(.Х = 21 + 0,06-96 27 кВт.
Полные потери в трансформаторах при Лзт = 0,56
ДРТ = 2(27 + 0,562-167) = 156 кВт.
3. Полные потери в линии и трансформаторах
APv = ДРд + ДРТ = 67 + 156 = 223 кВт.
4. Потери электроэнергии ДИ7 = 223-6300= 1450 тыс. кВт-ч. Стоимость потерь
электроэнергии при тарифе 0,8 коп/(кВт-ч)
Сп= 0,8-1450 тыс. кВт-ч = 11,6 тыс. руб.
5. Стоимости годовых амортизационных отчислений при ра = 6,3% и Кх =
= 187,32 тыс. руб.
Са = 0,063-187,32 = 11,4 тыс. руб.
Суммарные годовые эксплуатационные расходы
Сгод = С„ + Са = 11,6 + 11,4 = 23 тыс. руб.
III. Суммарные затраты
3 = Сгод + 0,125К = 23 + 0,125 • 187,32 = 46,4 тыс. руб..
IV. Расход металла провода АС сечением 35 мм2 и g = 0,15 т/км:
G = g-2Z = 0,15-2-6,5= 1,95 т.
Таким образом, наиболее рациональным является второй вариант,'так как при
напряжении линии электропередачи 35 кВ дешевле суммарные годовые затраты
(60,5—46,4=14,1 тыс. руб), меньше расход цветного металла" на провода АС
воздушной линии (3,5— 1,95= 1,55 т), ио потери электроэнергии больше на
80 тыс. кВт-ч, или на 5,5%.
Расчетные данные вносят в табл. 4.2 сравнения технико-экономических пока-
зателей вариантов. Из таблицы видно, что при предоставлении энергосистемой
156
для электроснабжения предприятия напряжения 35 кВ указанное напряжение явля-
ется оптимальным по сравнению с напряжением 110 кВ.
Т а б ли ц а 4.2
Варианты электроснаб- жения Суммарные капитальные затраты Ki, тыс. руб. Суммарные го- довые эксплу’а- атационные расходы Сгод, тыс. руб. Суммарные • затраты 3, тыс. руб. Масса про- водникового материа- ла G, т Потери элек- троэнергии ДГ. тыс. кВт • ч
1 268,8 27,6 60,5 3,5 1370
2 187,32 \ 23 46,4 1,95 1450
§ 4.2. Назначение и конструктивное исполнение электрических
сетей
Электрические сети могут быть выполнены воздушными и ка-
бельными линиями, шинопроводами и токопроводами.
Воздушные линии (ВЛ). Это устройства для передачи электро-
энергии по проводам, расположенным на открытом воздухе и при-
крепленным с помощью изоляторов и арматуру к опорам.
Прово д а. По конструкции провода могут быть одно- и много-
проволочиыми. Однопроволочные провода изготовляют сечением 4,
6 и 10 мм2; многопроволрчные — сечением свыше 10 мм2. Мини-
мальный диаметр проводов устанавливается в зависимости от пе-
редаваемой мощности, необходимых запасов прочности, потерь
«на корбну» номинального напряжения ВЛ. Для ВЛ применяются
в основном медные, алюминиевые, сталеалюминиевые, стальные
провода.
В воздушных линиях и гибких токопроводах в настоящее время
в качестве проводникового материала в основном применяют алюми-
ний, обладающий необходимыми для проводникового материала
свойствами (удельной проводимостью, необходимой механической
прочностью). Для дополнительного повышения механической проч-
ности алюминиевых проводов и химической стойкости в контактных
соединениях применяют:
сталеалюминиевые провода с соотношением сечений стального
сердечника и многопроволочиого алюминиевого наружного слоя
. 0,2—0,24.
алюминиевые провода, покрытие битумными замазками для за-
щиты от коррозии;
сварные и спрессованные соединения.
По условию механической прочности, согласно ПУЭ, на ВЛ вы-
ше 1000 В могут применяться алюминиевые провода сечением не
менее 35 мм2,- сталеалюминцевые и стальные — не менее 25 mnt2.
На пересечениях с линиями связи, железнодорожными линиями,
водными пространствами, наземными трубопроводами и канатными
Дорогами сечение алюминиевых проводов должно быть не менее
70 мм2.
157
Медные голые провода марок М (многожильные) и МГ (одно-
жильные) имеют высокую проводимость у=53 м / (Ом-мм2) и
большое сопротивление на разрыв о = 400 МПа,
< Алюминиевые многопроволочные провода марок А и АКП с
у = 32 м/ (Ом • мм2) и о = 150, МПа имеют пониженное сопротивле-
ние на разрыв.
Сталеалюминиевые провода марок, АС, АСКС, АСКП обладают
большой механической прочностью, которую создает стальной сер-
дечник, имеющий 0 = 1100 4-1200 МПа, токоведущей является
алюминиевая наружная часть из миогопроволочных жил.
На линиях до 10 кВ с небольшими нагрузками применяют сталь-
ные миогопроволочные провода марок ПС, ПМС и однопроволоч-
ные провода марки ПСО, имеющие низкую проводимость у =
= 7,52 м/(Ом • мм2) и большое сопротивление на разрыв о =
= 700 МПа. Для защиты ВЛ от перенапряжений применяют сталь-
ные тросы марки С.
При выборе проводов ЛЭП напряжением 35 кВ и выше,учиты-
вается возможность возникновения дополнительных потерь в ли-
ниях, вызванных появлением «короны». Это явление обусловлено
ионизацией воздуха около проводив, если напряженность (гра-
диент) электрического поля у поверхности провода превышает
электрическую прочность воздуха. По мере повышения напряже-
ний линии местная корона, вызванная неровностями поверхности
провода, загрязнениями и заусенцами, переходит в общую корону
по всей длине провода.
' Напряженность поля (кВ/чсм) у поверхности провода, соот-
ветствующая появлению общей короны,
£o = 3O,3m6(l+0,3/V^6), (4.12)
где т — 0,82 — коэффициент негладкости многопроволочных прово-
дов линии; г0 — радиус проводов, см; о—относительная плотность
воздуха, определяемая атмосферным .давлением и температурой
. воздуха (для районов с умеренным климатом принимается равной
.1,04—1,05).
Согласно ПУЭ, максимальное значение напряженности электри-
ческого поля должно составлять не более 28 кВ/см. Поэтому наи-
меньшие диаметры проводов (марки АС и АСК), обеспечивающие
допустимые потери на коронированйе, должцы составлять, напри-
' мер, для напряжений 110 и 220 кВ при одном проводе в фазе соот-
ветственно 11,3 и 21,6 мм; для напряжений 500 кВ при двух или
трех проводах в фазе — соответственно 37,1 и 27,2 мм.
В линиях 330—500 кВ для уменьшения индуктивного сопротив-
ления и потерь на корону применяют расщепленные провода; т; е.
подвеску двух (и более) проводов в одной фазе линии.
Изоляторы. Для ВЛ применяют следующие типы изoля^
торов,:
при напряжении 6—10 кВ — штыревые фарфоровые и стеклян-
ные типов ШФ6-А и ШФ10-А, ШФ10-Б, ШСС-10 и ШССЛ-10;
158
при напряжении 20—35 кВ — штыревые фарфоровые типрй
Ц1Ф20-А, ШФ20-Б, ШФ35-А, ШФ35-Б, ШФ35-В; СШ-35;
при напряжении от 35 кВ и выше — подвесные фарфоровые изо-
ляторы типов ПФ-6А, ПФ-6Б, ПФ-6В, ПФ-16А, ПФ-20А, а также
подвесные стеклянные изоляторы типов ПС-6А, ПС-11, ПС-16А,
ПС-16Б и др. (цифры указывают испытательную нагрузку в тоннах).
Штыревые изоляторы крепятся к опорам на крюках или штырях;
на воздушных линиях 35 кВ и выше в зонах загрязнения должны
применяться специальные грязестойкие изоляторы типов ПР-3,5;
НС-2; НЗ-6. При напряжениях НО кВ и выше должны применяться
только подвесные изоляторы на гирляндах.
Гирлянды подвесных изоляторов бывают поддерживающие и
натяжные. Поддерживающие гирлянды располагаются вертикально
на промежуточных опорах. Натяжные гирлянды размещаются на
анкерных опорах почти горизонтально. На ответственных участках
ЛЭП применяют сдвоенныелтрехцепныё и многоцепные гирлянды.
Количество изоляторов в гирлянде зависит от номинального
напряжения и требуемого уровня изоляции. На деревянных опорах
при напряжении 35 кВ ставят два подвесных изолятора в гирлянде;
на металлических опорах— на один-два изолятора больше. На воз-
душных линиях напряжением выше 220 кВ для защиты’ гирлянд
от повреждений при Возникновении дуги к. з. применяют защитные
рога и кольца. ' ।
В последние годы наряду с фарфоровыми и стеклянными изоля-
торами применяют эпоксидные опорные, а также полимерные гиб-
кие стержневые подвесные изоляторы с сердечникам из стеклово-
локного или капронового каната и с наружным ребристым покро-
вом из полимеров, каучука и фторопласта.
Опоры. Воздушные линии прокладываются на деревянных,
металлический, железобетонных н комбинированных опорах. По
назначению опоры могут быть промежуточными, анкерными, от-
ветвительными, угловыми и концевыми, а также одноцепными и
двухцепными, с тросом для защиты от перенапряжений и без тро-
са. Промежуточные опоры поддерживают провода на прямых участ-
ках линий и составляют около 80% всех опор. Анкерные устанавли-
ваются через определенное число пролетов. Они имеют жесткое зак-
репление проводов и рассчитываются на'аварийный обрыв прово-
дов. Ответвительные устанавливаются на ответвлениях: Угловые и
перекрестные служат для изменения направления и при перекрещи-
вании линии. Концевые устанавливают в начале и в конце лийии.
При сооружении опор воздушных линий должны соблюдаться
установленные ПУЭ расстояния между провода'ми, от поверхности
земли и от других предметов, находящихся в непосредственной
близости от линии.
На рис. 4.9, а, б приведены схемы промежуточных одностоечных
одноцепных опор с креплением изоляторов на крфках и на шты-
рях для линии напряжением до 10 кВ. Стойка 1 укреплена
на стуле 3 проволочными бандажами 2; штыревые изоляторы
закреплены на траверсе 4 и на верхушке опоры 5.
159
Рис. 4.9. Деревянные промежуточные
опоры ЛЭП напряжением 6—10 кВ'.
а — на крюках; б — на штырях
Для ВЛ до 10 кВ применяют
деревянные, железобетонные и
комбинированные опоры, выпол-
няемые нз дерева и железобетона,
когда последний используется в
качестве пасынка. Линии напря-
жением 35—220 кВ обычно мон-
тируются на деревянных и желе-
зобетонных опорах, й напряже-
нием 500 кВ — на металлических
опорах.
Деревянные опоры для линий
напряжением 35—ПО кВ выпол-
няются портального типа, свобод-
но стоящими, одноцепными. На
рис. 4.10 показана промежуточ-
ная, а на рис. 4.11 — анкерная
деревянные опоры.
Железобетонные опоры при-
меняют для линий 35—220 кВ внешнего электроснабжения промыш-
ленных предприятий. Примеры выполнения одноцепных промежу-
точных железобетонных опор ЛЭП на 35, ПО, 220 кВ приведены
на рис. 4.12, а—в.
Рис. 4.10. Деревянная про-
межуточная опора ЛЭП
напряжением 35—НО кВ
Рис. 4.11. Деревянная анкерная опора
ЛЭП напряжением 35—НО кВ
Стоимость ВЛ относительно мало зависит от сечения проводов
и номинального напряжения. Например, стоимость одноцепной ли-
нии до 1 кВ на железобетонных опорах при сечениях проводов в
пределах 16—120 мм2 составляет 1,7—2,1 руб/км, а стоимость одно-
цепной линии 35 кВ на деревянных опорах при сечениях проводов
50—150 мм2 составляет 2,7—3,6 руб/км (табл. 4.3).
160
Воздушные линии по тех-
нико-экономическим расчет
там дешевле кабельных ли-
ний, если пропускная мощ-
ность линий менее 3 МВ-А.
При этом следует учитывать,
что наличие ВЛ высокого
напряжения связано е отво-
дом части территории пред-
приятия под охранные поло-
сы и сопровождается обыч-'
но удлинением всех видов
коммуникаций мёжду цеха-
ми, в том числе электриче-
ских;
Кабельные линии*. Как
правило, кабельные линии
прокладывают в местах, где
затруднено > строительство
ВЛ (в городах, населенных
е
пунктах, на территории промышленных предприятий). Они имеют
определенные преимущества перед ВЛ — закрытая прокладка,
обеспечивающая защиту от атмосферных воздействий, большая
надежность и безопасность в эксплуатации. Поэтому, несмотря на
их большую стоимость и трудоемкость сооружения, кабельные ли-
нии широко применяют в электрических сетях внешнего и внут-
реннего электроснабжения.
Кабель сострит из .токоведущих жил, изоляции и защитных
оболочек. По числу жил кабели выполняются одно-, двух-, трех-
Таблица 4.3
Номинальное напряжение, кВ' Сечение прово- да, мм2 Материал опор Стоимость линий, руб/км
. одноцепной. двухцепной
1 16—120 Железобетон Древесина 1,7—2,1 1,1 —1,8
10 25—120 Железобетон Древесина 2,4—3,4 2,0—3,0 -—
35 50—150 Железобетон Сталь Древесина 4,4—5,6 6,3—8,7 2,7—3,6 7,0—10,0
110 95— 240 Железобетон Сталь 6,7—10,7 7,8—11,3 8,7—12,1 10,7—16,7
Примечание. Стоимость прокладки воздушных линий определенного сечения
находят интерполяцией для пределов стоимостей, указанных в таблице.
* Допустимые токовые нагрузки на кабели см. в гл. 5.
6-545
161
и четырехжильными. Жилы, изготовляются из медной или алюми-
ниевой проволоки и могут быть одно- и многопроволочными.
Изоляцию кабелей до 1000 В выполняют из резины, а кабелей
свыше 1000 В — из многослойной пропитанной бумаги и различных
пластикатов (полиэтилена, поливинилхлорида и др.).
Защитные оболочки, препятствующие проникновению влаги, га-
зов и кислот, выполняют из свинца, алюминия и хлорвинила. Для
механической защиты оболочек на них накладывают стальную и
проволочную броню, поверх которой для кабелей, прокладываемых
в земле и в воде, кроме того, накладывают защитную рубашку из
пропитанной джутовой пряжи.
На ГПП предприятий для вводов 35—110 кВ в настоящее вре-
мя широко применяют маслонаполненные кабели с бу-
мажной изоляцией, пропитанной минеральным маслом, которое на-
ходится в кабеле под давлением до 0,3 МПа. Эти кабели имеют
алюминиевые оболочки и лучше кабелей со свинцовой оболочкой,
так как допускают повышение давления до 0,5 МПа.
При монтаже кабельных линий применяют соединительные, от-
ветвительные и концевые кабельные муфты и' концевые воронки.
Для кабелей свыше 1000 В используются свинцовые муфты, кото-
рые после разделки кабеля (снятия наружного покрова, брони,
и свинцовой оболочки) заливают битумной кабельной массой или
специальными эпоксидными компаундами. При сухой разделке ка-
беля с применением липкой ленты и лака на основе полихлорви-
ниловых смол кабельные муфты и воронки кабельной массой не
заливаются, что ускоряет монтаж и обеспечивает необходимую
электрическую и механическую прочность соединения. Кабели про-
кладывают в земляных траншеях, туннелях, каналах, блоках, по
стенам зданий и других сооружений.
Прокладка кабелей в земляных траншеях
(рис. 4.13). Она является наиболее простой и дешевой. Защита
от механических' повреждений при этом обеспечивается прикры-
тием кабеля кирпичом или бетонными плитами. В качестве ка-
бельной подушки применяют просеянную землю или песок. Глубина
прокладки кабеля не менее 0,7 м от поверхности земли. При про-
кладке на меньшей, глубине (0,5 м), например при вводе в здание,
Рис. 4.13. Прокладка кабелей в земляных траншеях
162
кабель долЖен иметь надежную защиту от механических повреж-
дений, т. е. должен быть заключен в металлическую или асбо-
цементную трубу.
Расстояние между кабелями при параллельной прокладке долж-
но быть не менее: 100 мм между силовыми кабелями напряже-
нием до 10 кВ; 100 мм между силовыми и контрольными кабелями;
500 мм между силовыми кабелями на напряжение более 1Q кВ и ка-
белями связи.
Вдоль различного рода сооружений силовые кабели проклады-
вают на расстоянии не менее: 0,6 м до фундаментов зданий; 0,5 м
до трубопроводов; 2 м до теплопроводов. t
В местах пересечений с железнодорожными путями*и автогуже-
выми дорогами кабели для защиты от механических повреждений
заключают в металлические или асбоцементные трубы.
Рис. 4.14. Прокладка кабелей в каналах:
а — наружная; б — внутренняя .
Прокладка ка-
белей в каналах,
(рис. 4.14). Она может
быть наружной и внутрен-
ней. Железобетонные ка-
налы для прокладки мо-
гут быть подземными с
заглублением на 300—
700 мм или полуподзем-
ными, выступающими на
150—350 мм над плани-
ровочными отметками.
Размещение кабелей * в
канале на конструкциях
показано на рис. 4.15.
Прокладка кабелей вну-
три зданий — в цехах —
осуществляется в кана-
лах, перекрытых несго-
раемыми плитами (рис.
4.14, б), а также в трубах
Рис. 4.15. Размещение кабелей в канале иа кон-
струкциях: ,
/ — кабельные конструкции; 2 — огнестойкая перего-
родка; 3, 4 — силовые кабели напряжением соответ-
ственно выше 1 кВ н до 1 кВ; 5 — контрольные кабели;
6 — контрольные кабели/или кабели связи
61
163
Рис. 4.16. Размещение кабелей в туннелях:
/, 2 силовые кабели напряжением соответ-
ственно выше 1 кВ и до 1 кВ; 3 — полки для
укладки муфт; 4 — контрольные кабели; 5 —
кабели связи
по стенам и потолкам с кре-
плением на скобах. Если чи-
сло кабелей, прокладывае-
мых в одном направлении,
невелико, то их либо протя-
гивают через трубы, либо
прикрывают швеллерным
или уголковым железом.
Прокладка кабе-
лей в туннелях (рис.
4.16). Это наиболее дорогой
способ прокладки, поэтому
его можно применять при
большом числе кабелей (30
и более) л при отсутствии
возможности сооружения
кабельной эстакады откры-
того или закрытого типа.
При прокладке кабелей в
туннелях на территории про-
мышленных предприятий
должны быть предусмотрены
противопожарные меры (деление туннеля на отсеки с независимой
вентиляцией, наличие люков для пожаротушения .и др.).
Прокладка кабелей на эстакадах. В последнее
время этот способ широко применяют на предприятиях ряда от-
раслей промышленности с большими концентрированными на-
грузками и при наличии в грунте химических реагентов, блуждаю-
щих токов и различных почвенных коррозионных агентов, исклю-
чающих прокладку кабелей другими способами.
Преимущества данной прокладки кабелей — удобство монтажа
и эксплуатации, возможность ведения монтажных работ вне зави-
симости от полной готовности всего объекта, малая вероятность
механических повреждений.
Кабельные эстакады строят в виде открытого наружного соору-
жения или в виде кабельной галереи открытого типа. Для про-
кладки кабелей можно также использовать эстакады с технологи-
ческими трубопроводами.
Блочная прокладка. Кабельным блоком называют под-
земное сооружение с каналами, предназначенными для прокладки
кабеля (рис. 4.17). Для сооружения кабельных блоков используют
обычно одноотверстные (одноканальные) гончарные, асбоцемент-
ные или бетонные трубы, которые укладывают в один или несколько
рядов в траншею на бетонное основание; после стыковки трубы
скрепляют бетоном в общий блок. Для блочной прокладки применя-
ют сборные многоканальные бетонные блоки. В местах соединений
и ответвлений кабелей, а также на прямых участках длинных кабе-
-бельных линий (более 150 м) для облегчения протяжки кабелей
через отверстия блоков устраивают, колодцы, в которые вводят трубы
164
п-п
Рис. 4.17. Размещение кабелей в блоках
блока. Блоки и колодцы, сооружаемые в сырых грунтах или ниже
уровня грунтовых вод, покрывают гидроизоляцией. Трубы в блоках
укладывают с небольшим уклоном к колодцам, куда стекает слу-
чайно попавшая вода.
Таблица 4.4
Способ прокладки Стоимость одного кабеля с жилами се- чением 16—240 мма (без строительной части), руб/м Стоимость строи- тельной части, руб/м
алюминиевыми медными
В траишее (до 10 ка- белей) :
без переходов 2,1—8,6 3,2—8,4 0,4—2,3
с переходами — — 1,1—7,2
*По лоткам и стройкои- струкциям 1,9—8,4 3,0—13,2 0,2—1,5
В каналах (0,9—0,6 м):
с плиточным покры- тием с заглублением в — — 8—20
землю — — 40—60
В туннелях (2,0 X 2,2 м) ' — — 70—130
По эстакадам — — 30—120
В трубах В железобетонных бло- 3,0—9,0 3,3—14,0 5—20
ках — — 18—30
Примечания: 1. Стоимость кабельной прокладки для определенного сечения
кабеля находят интерполяцией для пределов стоимостей, указанных в таблице.
2. Стоимость кабелей до 1 кВ с алюминиевыми жилами тех же сечеиий составляет
1,2—6,4 руб/м, а тех же кабелей с медиыми жилами — 1,4—II руб./м. 3. Стоимость
рытья и засыпки Траншей указана при машинном способе.
165
Рис. 4.18. Открытый ' токопровод с опорными
изоляторами
Прокладка кабеля в туннелях, каналах и блоках обеспечивает
хорошую защиту их от механических повреждений и облегчает ре-
монт, который при таких видах прокладки производят без земляных
работ, не нарушая пешеходного, автомобильного и других видов
движения. Однако такая прокладка кабеля стоит значительно доро-
же и поэтому применяется только для особо ответственных линий
или магистралей с большим числом прокладываемых кабелей.
Стоимость прокладки кабельных линий приведена в табл. 4.4.
Данные этой таблицы, а также табл. 4.3 могут быть использованы
для технико-экономических сравнений стоимости прокладки воздуш-
ных и кабельных линий.
Токопроводы напряжением 6—35 кВ. В последнее время для
внутреннего и внешнего электроснабжения промышленных пред-
приятий применяют токопроводы различных исполнений.
Открытые токо-
проводы с жест-
кой ошиновкой. Их
используют преимущест-
венно при напряжениях
6 и 10 кВ, реже при на-
пряжениях 35 кВ. Кон-
струкции токопроводов
различаются взаимным
расположением фаз, ти-
пом изоляторов и их креп-
лений, материалом, фор-
мой и размерами шин,
что определяется значе-
ниями напряжения и то-
ковой нагрузки.
Шины токопроводов
изготовляют В ОСНОВНОМ
из алюминия или из его
сплавов. При токах до
2000 А пакет состоит из
плоских шнн, а при боль-
ших токах — из шин
швеллерного профиля.
Конструкция открыто-
го токопровода с верти-
кально расположенными
и опорными изоляторами
для наружной установки
приведена на рис. 4.18.
Над токопроводами пре-
дусмотрена кровля. Кон-
струкция открытого токо-
провода с жесткими ши-
нами и подвесными изоля-
166
торами приведена на рис. 4.19. Шинные пакеты держатся на рас-
тяжке из подресных изоляторов. Чтобы при пробое од^о^о изолято-
ра не произошло междуфазного замыкаиия, между фазами уртанар-
ливают по два изолятора (с заземлением средней точки), а между
крайними фазами и землей — по одному.
Применяют также подвесные токопроводы напряжением '6—
35 кВ с жесткими шинами и опорными изоляторами, где токоведу-
щне шииы расположены по углам равностороннего треугольники,
(рис. 4.20). Опорные изоляторы закреплены на общей (подвешен-
ной к опорам) стальной конструкции, вместе с которой они образу-
ют симметричную трехлучевую звезду. Тип изоляторов выбирают
н зависимости от напряжения и ударного тока к.з., а также от усло-
вий прокладки.
167
Рис. 4.20. Подвесной токопровод с жесткими закрепленными
шинами на звездообразной конструкции
Подвесные токопроводы монтируют из типовых секций, заранее
изготовленных на предприятиях или монтажно-заготовительных
участках, что позволяет ускорить производство монтажных работ.
Секции выполнены швеллерными алюминиевыми шинами 2(100 X
Х45Х6), 2(125X55X6,5), 2(150x65x7) и 2(175 X 80 X 8). с
пропускной способностью по нагреву соответственно 3500, 4640,
5650 и 6430 А. Секции рассчитаны на ударные токи трехфазного
к. з. от 60 до 200 кА.
Изготовляются также токопроводы в унифицированном испол-
нении, где на каждую фазу устанавливается 4, 6, 8, 10 алюминие-
вых шин по 600 мм2 с пропускной способностью соответственно 2416,
3624, 4832, 6040 А.
Гибкие трехфазные токопроводы (рис. 4.21).
Эти токопроводы выполняют на напряжение 6—35 кВ. Их применя-
ют для соединения генераторов с трансформаторами, а также гене-
раторов и трансформаторов с шинами распределительных уст-
ройств. Такие токопроводы можно использовать, и в открытых рас-
пределительных устройствах ГПП напряжением НО кВ, При этом
каждая фаза выполняете^ из нескольких голых гибких проводов,
скрепленных с помощью специальных крепежных деталей. Фазы
размещают в горизонтальной плоскости или по углам равносторон-
него треугольника и крепят на подвесных изоляторах.
Гибкие токопроводы изготовляют, как правило, из алюминиевых
и сталеалюминиевых проводов. Медные провода применяют лишь
в исключительных случаях (в среде, агрессивной по отношению
К алюминию).
В открытых шинопроводах, используемых для передачи больших
мощностей на сравнительно небольшие расстояния на генератор-
ном и повышенном напряжениях, кроме плоских прямоугольных
шин из многополосных пакетов применяются также трубчатые, ко-
робчатые, многоугольные и двутавровые шины большого сечения,
168
выполненные из чистого алю-
миния (марки А5, А6). При
больших механических нагруз-
ка^, возникающих при к. з>,
можно применять алюминие-
вые сплавы (АД31).
Для напряжений НО кВ и
выше, включая проектируемые
линии на напряжение 1150 кВ,
предназначенные для полного
формирования Энергетической
системы СССР (см. §1.1), пер-
спективным является примене-
ние трубчатых токопроводов с
элегазовой, изоляцией.
При проектировании и экс-
плуатации токопроводов сле-
дует учитывать необходимость
компенсации теплового удлине-
ния шин с установкой через
каждые 10—20 м шинных ком-
пенсаторов, а также обеспечи-
вать возможность проверки на-
грева контактных соединений.
Закрытые ток о пр о-
в о д ы. Их выполняют на токи
до 20 кА и напряжение до
35 кВ. По сравнению с открыты-
ми они имеют ряд преимуществ:
уменьшают вероятность меж-
дуфазных к. з.; повышают бе-
зопасность обслуживания; ог-
раничивают место возникнове-
ния электродинамических уси-
лий между фазными шинами
при к. -в.
Применяют следующие ис-
Рис. 4.21. Подвесной гибкий трехфазный
токопровод:
а — на 6—10 кВ; б — на 35 кВ
полнения закрытых токопроводов:
а) фазы помещены в одном кожухе, не разделенном перегород-
ками; у
б) фазы находятся в общем кожухе, разделенном перегород-
ками на отсеки;
в) кажда^ фаза заключена в отдельный кожух из алюминия
или алюминиевого сплава.
Закрытые токопроводы значительно дороже открытых и поэтому
менее распространены. Такие токопроводы применяют при блочной
схеме «генератор — трансформатор».
169
$ 4.3. Основные понятия об электрическом расчете сетей и ЛЭП
Основы расчета электрических сетей. Прохождение переменного
тока по сети (воздушным и кабельным линиям, шинопроводам)
связано с возникновением дополнительного индуктивного сопротив-
ления' На рис. 4.22 приведена векторная диаграмма для одного
провода трехфазной линии, обладающей индуктивным сопротивле-
нием и питающей индуктивную нагрузку иа конце линии. Вектор Оа
изображает напряжение (7Ф2 в конце линии. Под углом <р2, определя-
емым coscp йагрузки потребителя, отложен вектор тока /. Падение
напряжения в линии определяется треугольником падения напря-
жения abc, в котором вектор ab совпадает по фазе с вектором тока
и изображает падение напряжения в активном сопротивлении ли-
нии, а вектор Ьс — падение напряжения в индуктивном сопротив-
лещщ. Вектор ас, называемый падением напряжения, в линии
(А(7Ф), представляет; собой геометрическую разность между напря-
жениями в начале и конце линии:
д£7ф=£/ф1 — (7Ф2. (4-13)
Отрезок ad представляет собой алгебраическую разность между
напряжениями в начале и конце линии (если пренебречь отрез-
ком de) и называется продольной составляющей падения напряже-
ния или потерей напряжения. Потеря напряжения учитывается при
выборе сечений проводов линий напряжением до 35 кВ г
А(7 = (7Ф| — (7ф2. (4-14)
Продольная составляющая падения напряжения, или потеря
напряжения А(7Ф — dd, определяется из выражения А(7ф=ай=
=af + fd, где af = /rcos<p; fd—Ixsin <р. Следовательно,
А(/ф= Zrcostp-b/xsinq?. ; (4.15)
Линейная потеря напряжения при этом определяется из соотно-
шения между линейными и фазными напряжениями:
А(7 = УЗ~А(7Ф = V3~(/rcos<p-|-/xsin(p) (4.16)
или
A U = U) + Qx/(vT (7)] = (Pr + Qx)/U. (4.17)
Для линий напряжением выше 35 кВ учитывается поперечная
составляющая падения напряжения bU$, численно равная отрез-
ку cd:
8U^ = cd — cg — dg = cg — bf — Ixcostp — Irsmtp. , (4’18)
. Тогда пойеречная составляющая для линейного напряжения
6(7 — д/Тб(7ф= VJpxcoscp — Ir sirnp) =
= V3-[Px/(V3_(7)-Qr/(V3_[7)] = (Px-Qr)/(7. (4.19)
170
Рис. 4.22. Схема (а) и векторная диаграмма (б) линии с на-
грузкой иа конце
Из рис. 4.22 следует, что поперечная составляющая определяет-
ся углом сдвига фаз 0 между напряжениями в начале и конце ли-
нии. Поэтому в длинных линиях электропередачи емкостный ток
линии увеличивает поперечную составляющую и тем самым увели-
чивает угол 0, что связанб также с устойчивостью работы электро-
приемников ,(см. §3.6).
Линейные напряжения в начале и конце линии с учетом выра-
жений (4.17) и (4.19) определяются по формулам
(P2r + <?2х)/(/]2 + [(Р2х - Q2r)/U2?; (4.20)
(P.r + Qrf/Utf + [(P.x - Qrf/Utf , (4.21)
где P(, Qlf P2, Q2 — соответственно мощности в начале и конце
линии; г, х — активное и"реактивное сопротивления линии.
Электрический расчет линий электропередач. При электрическом
расчете ЛЭП следует учитывать, что провода воздушных и кабель-
ных линий обладают не только активными и индуктивными сопро-
тивлениями, но также емкостями относительно друг друга и относи-
тельно земли. Эти емкости создают в линиях высокого напряжения
дополнительное емкостное сопротивление или реактивную (емкост-
ную) проводимость: 1 '
Ьо == <ос0 = 7,58/lg (Dcp/r), (4.22)
где с0 — удельная емкость; £)ср>— среднее расстояние между про-
водами; г — радиус провода.
Емкостная проводимость линии длиной I составляет
В = Ьо1. (4.23)
Под действием напряжения U$ и емкостной проводимости ли-
нии Ьо создается емкостный, или зарядный, ток линии
1ь0 = U*b0 = илЬ0/ /Т. (4.24)
171
Наличие емкостного тока и приложенного напряжения Ул (кВ)
создает зарядную мощность, или реактивную емкостную мощность,
линии
' = /Тил1ь0 = /Г илилЬ0//37 - и2лЬ0. (4.25)
Как следует из. (4.24), емкостный ток определяется в основном
напряжением и длиной линии, поэтому для протяженных ВЛ напря-
жением 35 кВ и йыше его учитывают при электрических расчетах.
Для кабельных линий напряжением 6—35 кВ, имеющих относитель-
но небольшую протяженность, даже при значительно больших значе-
ниях их емкостной проводимости емкостные токи обычно не учиты-
ваются. Для кабельных линий напряжением 110—220 кВ даже при
небольшой протяженности следует при расчетах учитывать емкост-
ный ток и соответствующую ему зарядную мощность. Таким обра-
зом, электрический расчет сетей напряжением выше 35 кВ должен
базироваться на общих положениях расчета электрических сетей
[см. (4.13)—(4.21)], но при этом следует учитывать особенности
линии 35 кВ и выше [см. (4.22)—4.25)].
При электрическом расчете линии схему внешнего электроснаб-
жения представляют в виде трех звеньев (рис. 4.23). Звенья 1 и 3
1 звена 2 звено 3 звено
Рис. 4.23. Схемы линии электропередачи (а) и за-
мещения (б)
Рис. 4.24. Векторные диаграммы
напряжений ЛЭП
соответствуют повышающим и пони-
жающим трансформаторам подстан-
ций энергосистемы и ГПП предприя-
тия; звено 2 соответствует ЛЭП
напряжением 35—110 кВ внешнего
электроснабжения предприятия.
При расчете линии могут быть за-
даны напряжение' в конце линии kJ4,
активна^ Р4 и реактивная Q4j нагрузки.
Расчет начинают со звена^^ля ко-
торого определяют падение напряже-
ния и его составляющие (рис. 4.^24,.а).
При этом продольная составляющая
Д{/34 = (Р4Я34 + Q4X34)/U4; (4.26)
172
поперечная составляющая
6f/34 = (/>4^4 Q4^34)/^4’ (4-27)
Напряжение в начале звена 3 (на шинах понизительной подстан-
ции) ___________________________
U3 = + ДТ/34)г + (6t/34)2 • (4.28)
Потери мощности в звене 3
*Р3< = ЦР? + QD/W34, Л<2з4 = + Q2)/^] V (4.29)
Мощность в начале звена 3
Р3 = Р. + ДР34; <2з = Q4 + Д<Эз4- (4.30)
Так же подсчитывают составляющие потери напряжения и мощ-
ности в звеньях 2 и 1 линии электропередачи, после чего находят
аналитически или сложением векторов (рис. 4.24, б) напряжения
и мощности в начале звена 1, т. е. в начале линии:
U = U.+AUf, Р1=Р4 + ДР2; Qt = Q4 + AQ2, (4.31)
где AU-z—Д[/34 + Д^2з + Д^2 — сумма потерь напряжения; ДРх,,
Дфх — сумма потерь мощности.
Далее определяют расчетный ток линии:
7pac4=.S1/(yT 7/,)= /Р? + Q* /(/Т Ut). (4.32)
По значению тока выбирают экономически ’наиболее выгодное
сечение, проверяя его по условию образования короны.
Линии.можно также рассчитывать по заданной мощности конца
линии, выраженной в комплексной форме, и по напряжению начала
линии (обозначения на рис. 4.23). Если зарядная мощность, соот-
ветствующая емкостной проводимости Ьо, равномерно распределена
по линии, то мощность, подводимая к концу звена,
S2 — Р2 —f jQz — Р2 j(Q'z Qbz)- (4.33)
Мощность, подводимая к началу звена,
$! = Ру - jQy =\Pz + &Р) - i(Qz - Qbz 4- AQ), (4.34) .
где ДР, AQ определяют по формулам (4.29).
При этом мощность, поступающая в линию,
— Pj — jQj —
= Р~j(Qi — Qbi)- (4.35)
Для радиальных ВЛ напря-
жением 6—35 кВ, питающих п
подстанций и соединенных в
цепочку (рис. 4.25), потеря
Рис. 4.25. Расчетная схема радиальной
ЛЭП с несколькими нагрузками
173
напряжения на отдельных участках линии между подстанциями
At/ = (SP„rn + SQnO/tZ НОМ
(4.36)
где Рп и Q„ — активная и реактивная составляющие мощностей
нагрузки на каждом учйстке с учетом потерь активной и реактивной
мощностей в трансформаторах; гп и хп — активное и реактивное
сопротивления участков линии. /
Актйвная и реактивная составляющие мощностей нагрузки со-
ответственно
Ра == S cos<p + АЛ; QH = S sin <р + AQt, (4.37)
где S — расчетная мощность подстанции на вторичной стороне
трансформаторов; АРТ и AQT — потери! активной в реактивной мощ-
ностей в трансформаторах подстанции.
При расчете схемы ЛЭП, изображенной на рис. 4.25, рекомен-
дуется вводить коэффициенты совпадения максимумов для отдель-
ных участков цепи, равные 0,9—0,95.
Пример 4.2. Выполнить электрический расчет высоковольтной ЛЭП напряже-
нием (/==110 кВ, длиной I — 65 км, предназначенной для электроснабжения
предприятия, имеющего 50% потребителей 1-й категории (рис. 4.26).
Максимальная расчетная мощность нагрузки составляет Р„ак, = 27 МВ-А при
cos ф = 0,8 и Гмакс = 4000 ч. Источник питания — электростанция с генераторным
напряжением 10,5 кВ. Напряжение на ГПП 'предприятия для внутреннего электро-
снабжения 1/ГПп =6,3 кВ.
Рис. 4.26. Схема к примеру 4.2
Решение. Рассчитываем сечение проводов ЛЭП: = 7„асч//== 178/1,1 =
= 162 мм2, где расчетный ток /расч = P„aKC/(V3~Z/cos<p) = 27- 10®/(уЗ~-110-0,8) =
= 178 А; / = 1,1 А/мм2 — экономическая плртность тока.
Для потребителей 1-й категории применяем двухцепную линию с проводами
АС-95, допустимый ток нагрузки 330 А.
Выбираем мощность трансформаторов повысительной и понизительной подстан-
ций (на ГПП предприятия) с предварительным учетом потерь мощности в линии,
равных 5%, что соответствует передаваемой мощности 1,05 Рма||<.; тогда S, =
= 1,05 P„aKC/cos<p= 1,05-27/0,8 = 35,8 МВ-А.
С учетом роста1 нагрузки и регулирования напряжения принимаем1 для повы-
сительной подстанции два трансформатора типа ТРДН мощностью по 25 МВ-А,
Напряжением 10,5/121 кВ.
С учетом возможной перегрузки в часы максимума для понизительной под-
станции ГПП, принимаем два трансформатора ТДН мощностью по 16 МВ-А, на-
пряжением 115/6,3 кВ. Каталожные данные: для трансформатора ТРДН Рх.х —
= 36 кВт, Рк = 120 кВт, Zo = 0,85%, их — 10,5%; для трансформатора ТДН
Рхх = 26 кВт, Рк = 85 кВт, /0 = 0,85%, и, = 10,5%.
Составляем схему замещения ЛЭП (см. рис. 4.23) и находим ее параметры
для провода А-95: г0 = 0,33 Ом/км, х0 = 0,4 Ом/км, 50 = 2,74-10~“ Ом~'/км.
Тогда Я23 = г0//2= 0,33-65/2= 10,7 Ом; лг23 = x0Z/2 = 0,4-65/2 = 13 Ом, В, =
= B3 = 6o2Z/2 = 2,74-10~r’-2-65/2 = 1,78-“ Ом-'.
174
Определяем активные и индуктивные сопротивления обмоток трансформаторов
повысительной и понизительной подстанций;
Я12==Рк^оМ Т/(Зкп) = 0,12-1212/(252-2) = 1,4 Ом;
Х,2= ик(/2„„„т/(1005номп)= 10,5 -1212/( 100 4»25 • 2) = 31,2 Ом;
/?34 = 0,085 • 1102/(1 б2 • 2) = 1,97 Ом; Х34 = 10,5 • 1102/(100 • 16 • 2) = 39,3 Ом..
Определяем реактивную мощность х. х. группы п трансформаторов:
AQx.x । =/05п/100 = 0,85-25-2/100 = 0,42 Мвар;
AQx.s2 = 0,85-16-2/100 == 0,27 Мвар. '
Рассчитываем ЛЭП по звеньям (см. рис. 4.23,6 и 4.26). i
Третье звено'. По условию, активная мощность потребителя в конце звена
Pt — 27 МВт, cos<p = 0,8. Тогда реактивная мощность Q4 = P4tg<p=27-0,75 =
= 20,2 Мвар. Потери мощности в звене
др3 = (р2 Q2)R34/2 = (272+20,22) 1,97/1 102 = 0,18 МВт;
\Q3 = (Р2 + Q2) Х34/U\ = (272 + 20,22) 39,3/1102 = 3,65 Мвар.,
Потери напряжения в звене
Дс/3 = (Р4Р34 + Q4X34)/t/4 = (27-1,97 + 20,2-39,3)/110 = 7,7 кВ;
6(У3 = (Р4Х34 - Q4/?34)/t/4 = (27-39,3 — 20,2-1,97)/1102 = 6,1 кВ.
Мощности и напряжения в начале третьего .звена
Р3 = Р4 +ДР3 = 27+0,18 = 27,18 МВт, Q3 = Q4+AQ3 = 20,2 + 3,65 = 23,85 Мвар,
(73 = /((А+Д(У3)2+б(Д = /(Н0 + 7,7)2 + 6 I2 да 117,5 кВ.
Второе и первое звенья. Их рассчитывают аналогично третьему звену с опре-
делением; а) передаваемых активных мощностей в конце (Р2, Р,) и в начал?
(Р2, P'i) звеньев, а также реактивных мощностей в конце (Q2, Qi) и в начале
(Q2, Qi) звеньев;
б) потерь мощности (ДР2, ДР], МВт; AQ2, AQi, Мвар);
в) потерь напряжения (А(72, Д(7], кВ; 6(У2, 6£/t, кВ);
г) напряжений в конце (Т/2, Д/,, кВ) и в начале (Т/2, U'h кВ) звеньев.
При определении реактивной мощности, передаваемой по звеньям, следует так-
же учитывать; а) потери х.х. трансформаторов (AQXX2, AQxxi) с уточнением их
значений прн действительном расчетном напряжении, на которое включены транс-
форматора; б) зарядную (емкостную) мощность (Мвар) линии со знаком минус:
Qc = —В(72.
Расчеты ЛЭП по звеньям приведены в табл. 4.5, в -примечании к которой ука-
зано определение приведенных в ией значений. ,
Из табл. 4.5- находим основные техиико-экоиомические показатели рассчиты-
ваемой ЛЭП. Коэффициент полезного действия передачи г) = Р4/Р] = 27/28,13 =
= 0,96; при этом tg<p = Q\/P~ 23,02/28,13 = 0,82, откуда cosqi = 0,77.
Общая потеря напряжения в линии ^U = Ut—(72 = 130,8— 110 = 20,8 кВ
(19% от НО кВ).
Напряжение иа генераторах станции в период максимальной нагрузки , Ur =
= Qr.«oM U\ I i = 10,5-130,8/121 = 11,3 кВ.
Выводы по электрическому расчету ЛЭП: >
1. Выбранная мощность и тип трансформаторов, размещенных иа повыситель-
ной и понизительной подстанциях, а также сечеиие (3X95) и марка проводов
2ХАС ЛЭП обеспечивают передачу предприятию запланированной расчетной мощ-
ности Ррасч = 27 МВт с достаточно высоким КПД передачи я = 0,96.
2. Несколько увеличенное значение пбтери напряжения в период максимальной
нагрузки вызывает необходимость регулироваийя напряжения на генераторах стаи-
175
ции в период максимума, а также регулирования напряжения на трансформаторах
повысительной подстанции (ТРДН мощностью 25 МВ-А), а при необходимости
также иа линии путем установки статических конденсаторов (см. § 3.5).
Т а б л и ц а. 4.5
Номер звена Напряжение в конце зве- на Uy кВ Мощность в конце звена Потери мощ- ности Потерн на- пряжения Мощность в начале звена Напряжение в начале звена U', кВ
р, МВт <2, Мвар АР, МВт AQ, Мвар AU, кВ 6U, кВ P'i МВт Q', Мвар
3 но 27 20,2 0,18 3,65 7,7 6,1 27,18 23,85 117,5
2 117,5 27,18 21,64 0,94 1,14 4,85 0,91 28,02 22,78 122,4
1 122,4 28,02 20,13 о,н 2,47 8,3 6,9 28,13 23,02 130,8
Примечание. В качестве примера приведен расчет (с учетом вышеуказанных
условий) реактивных мощностей в конце второго (Q2) и первого (QJ звеньев,
а также в начале первого (Q() звена.
Qi — Оз + AQx.xs / (Д—B3U\2 =
=•23,85 + 0,27 • 117,5/110—1,78 • 10-6 • 117,52 = 21,64 Мвар;
Q1 = Q'-B2{;;2 = 22,78- 1,78 • 10~6 • 122,42 .= 20,13 Мвар;'
Q( = Q, + AQ, + AQxxl =20,13 + 2,47 + 0,42 = 23,02 Мвар.
$ 4.4. Некоторые вопросы эксплуатации кабельных линий
Испытание кабельных линий. Для этой цели применяют стацио-
нарные и передвижные установки. Стационарные, испытательные
установки предназначаются для электростанций и подстанций, где
имеются РУ с большим числом присоединенных кабельных линий.
Передвижная установка состоит из передвижного пульта управ-
ления, размещенного на колесах, трансформатора и. кенотронной
выпрямительной приставки. К установке прилагается штанга, ис-
пользуемая для заземления.
. При испытании постоянным током кенотронную приставку уста-
навливают на откидной дверце пульта управления, куда подают
напряжение. С помощью регулятора поднимают напряжение до
испытательного значения (по шкале, градуированной в киловоль-
тах) и измеряют ток утечки (в микроамперах).
Широко применяют также испытательные установки, смонти-
рованные на автомашинах (рис. 4.27). Они позволяют выпрямлен-
ным током испытывать изоляцию кабельных линий, а переменным
током — оборудование РУ. На автомашине смонтирован специаль-
ный барабан со шланговым проводом длиной 30 м, с помощью кото-
рого установка присоединяется к сети. Кроме того, имеется бара-
бан с проводом для присоединения испытуемого объекта к установ-
ке и барабан с голым медным проводом для заземления самой ма-
шины и испытуемого объекта. В комплект входят изолирующие
стойки для крепления провода и каната, ограждающего машину
при испытаниях.
176
к каввм
~220В
Рис. 4.27. Схема установки, смонти-
рованной на автомашине для испы-
тания кабеля:
1 — регулировочный трансформатор с
переключателем питания; 2 — испыта-
тельный трансформатор; 3 — кенотрон-
ная лампа; 4 — трансформатор накала
Определение мест повреждений
кабельных линий. Повреждения в
кабельных линиях подразделяют на
следующие виды; повреждение изо-
ляции, вызывающее замыкание од-
ной д^илы на землю; повреждение
изоляции, вызывающее замыкание
двух-трех жил на землю либо двух-
трех жил между собой; обрыв од-
ной, двух или 'трех жил без замы-
кания на землю или с замыканием
на землю оборванных и необорван-
ных жил; заплывающий пробой изо-
ляции; повреждение кабеля одно-
временно в нескольких местах, каж-
дое из которых может относиться
к одному из вышеуказанных видов.
Для установления характера по-
вреждения кабельной линии во мно-
гих случаях бывает достаточно из-
мерить с обоих концов линии сопро-
тивление изоляции каждой токове-
дущей жилы по отношению к зем-
ле, сопротивление изоляции между
токоведущими жилами и определить
целостность токоведущих жил. Эти
измерения производят мегомметром
типа МС-06 на 2500 В или типа
М-1101 на 100—1000 В. Перед из-
мерением кабельную линию необхо-
димо отключить разъединителями с
обоих концов.
Если мегомметром не удается обнаружить характер поврежде-
ния изоляции, то дополнительно высоким напряжением испыта-
тельной установки поочередно испытывают 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 необходи-
мого предела, прожигая изоляцию в месте повреждения. Прожига-
ние производят с перерывами в течение нескольких часов, а иногда
и суток. При этом сопротивление резко меняется, то снижаясь, то
возрастая, пока не начинает плавно снижаться. В некоторых слу-
чаях в процессе прожигания место повреждения заплывает, изоля-
ция восстанавливается и пробои прекращаются.
Методы определения места пбвреждения кабелей можно подраз-
делить на относительные (лабораторные) и непосредственные (на
трассе). Ниже рассмотрены непосредственные методы.
177
Индукционный метод. Его применяют для определения
мест повреждения при пробое изоляции между двумя-тремя жила-
ми и малом переходном сопротивлении в месте повреждения. Метод
основан на обнаружении магнитного поля над кабелем, по которому
пропускается ток звуковой частоты (800— 1100 Гц). Генератор зву-
ковой частоты соединяют с поврежденными жилами кабеля. Повы-
шая напряжение генератора, добиваются тока в кабеле не менее
15 А. Оператор, снабженный микрофонной-рамкой, усилителем и
телефоном, передвигается по трассе кабельной Линии и прослуши-
вает звуковые сигналы от генератора; эти сигналы будут слышны
на том участке, где по кабелю протекает ток, т. е. на участке от ге-
нератора до места повреждения. Перед местом повреждения зву-
ковые рйгнаЛы усиливаются, а за местом повреждения прекраща-
ются. На рис. 4.28 показаны определение места повреждения и кри-
вая слышимости звука над кабелем.
Следует иметь в виду, что при заглублении кабеля более чем
на 1,5 м'звук ослабевает, что может привести к ошибке в определе-
нии места повреждения.
Акустический метод. Этот метод используют при про-
бое изоляции жилы на землю. Метод основан на прослушивании
с поверхности земли с помощью звукового приемника с телефоном
или деревянного стетоскопа электрического разряда в месте пов-
реждения кабельной линии. Электрический разряд создается испы-
тательной кенотронной установкой. На рис. 4.29, а показана схема
для определения места повреждения кабельной линии в муфте при
заплывающих пробоях. В муфте между жилой и металлической
оболочкой кабеля происходит сильный искровой разряд, который
прослушивается с поверхности земли.
На рис. 4.29, б показана схема для определения места повреж-
дейия кабельных линий при других видах повреждений. В схему
вводят разрядник Р и конденсатор С. При такой схеме, являющей-
ся фактически схемой ге-
нератора импульсов, в ме-
сте повреждения создает-
ся искровой разряд, кото-
рый прослушивается с по-
Рис. 4.28. Определение места
повреждения кабеля индук-
ционным методом
Рис. 4.29. Определение места повреждения
кабеля акустическим методом
178
верхности земли. Чтобы обеспечить выделение максимальной энер-
гии искрового разряда в месте повреждения, необходимо устанав-
ливать конденсатор большой емкости. Тогда напряжение заряда
конденсатора будет достаточным, чтобы вызвать искровой разряд в
поврежденном месте. Однако чрезмерно большое повышение найря-
жения заряда конденсатора может вызвать при разряде поврежде-
ние изоляции в других ослабленных местах.
Вместо конденсаторов иногда используют емкость неповрежден-
ных жил кабеля (рис. 4.29, в). При этом генератор импульсов при-
соединяется' к ^поврежденной кабельной линии, на которую подают-
ся импульсы с периодичностью порядка одного импульса в секунду.
В зоне повреждения оператор, проходя по трассе кабельной линии,
ставит приемник звуковых сигналов на землю и через телефон про-
слушивает разряды: Над местом повреждения кабельной линии
будет наибольшая слышимость искровых разрядов.
§ 4.5. Технике-экономический расчет выборе напряжений и схем
внутризаводского электроснабжения
Стандартными напряжениями для сетей внутризаводского элек-
троснабжения являются напряжения 6, 10, 20, 35, НО кВ. При этом
напряжение 20 кВ применяют редко, так как выпуск электроаппа-
ратуры для РУ на указанное напряжение пока не налажен.
Напряжение 35 кВ применяют в том случае, когда отдельные
подразделения предприятия расположены на значительном расстоя-
нии от основного производства (в горнорудной, угольной, нефтедо-
бывающей промышленности); когда производственные цехи занима-
ют большую площадь и размещены на значительном расстоянии
друг от друга и для питания подстанций электропечных установок,
преобразователей и других приемников большой мощности.
Напряжение НО кВ используют для предприятий с большой по-
требляемой мощностью с несколькими ГПП, ПГВ, размещенными
у энергоемких цехов; при этом напряжение НО кВ вводят только
в производственные корпуса с электропечными подстанциями.
Таким образом, для большинства предприятий основные напря-
жения из числа перечисленных выше — 6 и- 10 кВ. Применение
в проектируемых и реконструируемых системах электроснабжения
одного из указанных напряжений решается на основе выполнения
нескольких вариантов технико-экономического расчета и сопостав-
ления приведенных затрат, потерь мощности и расхода цветного
металла, аналогично проектированию сетей внешнего электроснаб-
жения (см. пример 4.1).
Напряжение 10 кВ следует применять в качестве основного, как
более экономичное по сравнению с напряжением 6 кВ. Однако при
проектировании, новых объектов электроснабжения, особенно при
их реконструкции, приходится учитывать наличие у потребителей
электроприемников, рассчитанных на напряжение 6 кВ. К ним в
первую очередь относятся двигатели мощностью 200 кВт и выше,
изготовляемые на напряжение 6 кВ. Поэтому при наличии на пред-
179
приятии значительного числа двигателей на 6 кВ приходится рас-
сматривать вариант электроснабжения предприятия при напряже-
нии 10 кВ для распределительной внутризаводской сети и преду-
сматривать установку промежуточных трансформаторов 10/6 кВ
для питания двигателей, рассчитанных на напряжение 6 кВ. Сле-
дует отметить, что для предприятий, где применяется напряжение
660 В (в горнорудной промышленности и др.), необходимость в
установке таких промежуточных трансформаторов отпадает, так
как на это напряжение изготовляются двигатели мощностью 200—
630 кВт.
В табл. 4.6 приведены основные параметры сетей 6 и 10 кВ при
установке промежуточных трансформаторов 10/6 кВ на 1000 кВ • А.
Т а б л и ц а 4.6
Параметры сети Напряжение сети, кВ Эффективность (±) сети 10 кВ перед сетью 6 кВ
6 10
Мощность, кВ • А 1000 1000
Ток, А 100 58
Сечение провода, мм2 25 16 + 35%
Удельные потери р, Вт/км 5,9 3,8 + 35%
Стоимость сети, тыс. руб./км Стоимость ТП напряжё- 2,03 2,13 -0,1%
нием 10/6 кВ, тыс. руб. — 5340 — 5,34 ру§/(кВ А)
Из таблицы следует, что:
1) применение напряжения 10_кВ более целесообразно, так как
при этом напряжении увеличивается пропускная способность линий
и снижаются, потер и напряжения и мощности в сети;
2) при наличии у потребителей двигателей на 6 кВ следует
сравнивать получаемую экономию в стоимости потерь электроэнер-
гии при напряжении 10 кВ с дополнительными затратами на уста-
новку промежуточных трансформаторов 6/10 кВ и учитывать
уменьшение расхода цветного металла с распределительной сети
напряжением 10 кВ.
Таким образом, эффективность применения напряжения 10 кВ
с одновременной установкой трансформаторов 6/10 кВ будет до-
стигнута, если выполняется условие Cni — С„2 > рК, где Cni — стои-
мость потерь электроэнергии при напряжении ё кВ; С„2 — стои-
мость потерь электроэнергии при напряжении 10 кВ; рК — годовые
затраты на сооружение трансформаторной подстанции напряже-
нием 10/6 кВ.; К — капитальные затраты; р — амортизационные
отчисления.
При этом учитывается также, что при напряжении 10 кВ стои-
мость прокладки сети при напряжении 10 и 6 кВ остается практи-
чески одинаковой, но при напряжении 10 кВ расход цветного метал-
ла уменьшается на 35% (табл. 4.6).
180
Пример 4.3. Для электроснабжения механического корпуса завода намечено
соорудить четыре КТП с установкой на каждой трансформатора мощностью
1000 кВ-А, напряжением 6/0,4 кВ и коэффициентом загрузки йзт = 0,7. Напря-
жение 6 кВ принято на заводе из-за наличия значительного числа двигателей на
это напряжение. '
Для резервирования питания на стороне 0,4 кВ предусматриваются кабельные
перемычки между соседними КТП. Расстояние от РП завода до заводских КТП1
и КТП2— 125 м, до КТПЗ и КТП4— 175 м. Требуется составить схему питания
четырех КТП при радиальном и магистральном подключении их к РП завода и
выбрать оптймальный вариант по ТЭР для обеспечения нормального и аварийного
режймов работы трансформatopoB КТП.
Решение. I вариант. Питание КТП четырьмя радиальными линиями.
Принимаем к прокладке линий РП—КТП кабель ААБ-6 в канале. Расчетный ток
кабельной линии при питании одного трансформатора
/расч = SH0M.TJfe3.T/( A U) = 1000- 0,7/( А • 6) = 68 А.
Расчетный ток линии в аварийном режиме при отключении одного трансфор-
матора и включении перемычки
/расч.ав = 2/расч. = 2-68 = 136 А.
Сечение кабеля принимаем по /расч.ав с учетом необходимости проверки' сечеиия
по токам к.з. (см. гл. 6). Принимаем сечение провода ААБ-6 равным 3X70 мм,
допустимый ток /доп = 136 А. Длина кабеля 2(175+ 125) = 600 м = 0,6 км.
Стоимость прокладки кабеля с учетом амортизационных отчислений:
Сдаб = 0,16-2790-0,6 = 267 руб.
Годовые потери мощности при удельных потерях руд = 1,4 Вт/км в нормальном
режиме
Др = рУд/2асч//1000 = 1,4-682-0,6/1000 = 3,9 кВт.
Стоимость потерь электроэнергии при Т„ = 4500 ч, т = 2300 ч, с0 =
= 0,8 коп/(кВт-ч).
' См = с„Др/ = 0;08-3,9-2300 = 72 руб.
Общие затраты
3] — Скаб\+ Сзд = 267 + 72 = 339 руб.
II вариант. Питание КТП двумя магистральными линиями. Расчетный ток
магистральной линии при питании двух трансформаторов
/расч=2/)агр.т = 2-68= 136 А.
Расчетный ток магистральной линии при аварийном отключении одного транс-
форматора
/расч-.а» = 3/расч =3-68=204!А.
С учетом допустимой аварийной перегрузки кабелей &пер = 1,3//расч ав =
= 204/1,3= 156 А. Принимаем сечение кабеля ААБ-6—3X120 мм, допустимый
ток /доп = 190 А. Длина кабеля 2X175 = 350 м = 0,35 км.
Стоимость прокладки кабеля
Сааб = 0,16-3750-0,35 = 210 руб.
Потери мощности в двух магистралях при руд = 0,8 Вт/км
\р = 2(руд/расч Ui) + 2(рУд/расч 2/2) = 2(0,8 • 1362 • 0,125) +
+2 (0,8-682-0,05) = 4,05 кВт.
181
Стоимость потерь электроэнергии
См = 0;08-4,05-2300 = 74 руб.
. Общие затраты
Зц » Скаб 4~ Сэл= 210 4~ 74 == 284 руб.
' - \
Таким .образом, 11 вариант с магистральным питанием дешевле 1 варианта с
радиальным питанием иа 16%, поэтому принимается магистральное питание, при
котором экономится ,250 м кабеля, который имеет, однако, несколько большее
сечение.
ГЛАВА 5
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВНУТРЕННЕГО
И ВНУТРИЦЕХОВОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ
§ 5.1. Общие требования к выбору и прокладке
электрических сетей
Способы прокладки проводов и кабелей. Передачу и распреде-
ление электрической энергии к цеховым потребителям промышлен-
ных предприятий осуществляют электрическими сетями. Потреби-
тели электроэнергии присоединяются к внутрицеховым подстанциям
и РУ с помощью защитных и пусковых аппаратов.
Электрические сети промышленных предприятий выполняют
внутренними (цеховыми) и наружными. Применение
наружных сетей напряжением до 1000 В весьма ограничено, по-
скольку на современных промышленных предприятиях цеховые на-
грузки питаются от внутрицеховых встроенных или пристроенных I
трансформаторных подстанций. ' / !
Прокладка электрических цепей производится изолирован- i
ними и неизолированными проводниками. |Изолирован-
ные проводники выполняются защищенными и незащи-
щенными. Защищенные проводники поверх электрической изо-
ляций имеют металлическую или другую оболочку, предохраняю- I
щую изоляцию от механических повреждений. Йезащищенные про-
водники таких оболочек не имеют.
Изолированные проводники делят на провода и кабели. К неизо-
лированным проводникам относятся алюминиевые, медные, сталь-
ные шины и голые провода.
В электрических сетях предприятий широко применяют также
шинопроводы. Они могут быть открытымии закрытыми.
По назначению их разделяют на магистральные и рас-
пре Д ё л ител ьные. Магистральные шинопроводы выполняют
из алюминиевых шин, распределительные — из алюминиевых или
медных шин.
Силовые кабели применяют в сетях до 1000 В и выше.
Кабельные линии напряжением До 1000 В больших сечений
предназначаются Для питания мощных приемников, распредели-
ла
• тельных щитов или шкафов, а также электроприемников, установ-
ленных в среде с особыми условиями, где ограничена прокладка
проводов в трубах.
Прокладка проводов в защитных трубах. Эта
прокладка обеспечивает достаточно надежную защиту of механи-
ческих повреждений проводов, что важно для цеховых сетей про-
; мышленных предприятий, но связана с дополнительным расходом
; труб (тонкостенных стальных, пластмассовых и др.). Следует отме-
► тить, что прокладка проводов в трубах, особенно в стальных, связа-
j на с возможностью повреждения изоляции и с, неудобствами в эк-
f сплуатации при необходимости замены поврежденных проводов.
| Такая прокладка, согласно ПУЭ, обязательна для взрывоопасных
| помещений, для чего предназначены специальные типы кабелей
ВБВ и АББВ.
Прокладку проводов в защитных трубах выполняют на стойках
(рис. 5.1) и под полом (рис. 5.2), при которых обеспечивается вы-
сокая надежность и хорошая механическая защита проводов. Осо-
бенно удобны указанные виды прокладок в цехах, в которых по
условиям эксплуатации требуется хорошая обозреваемость установ-
ленного оборудования.
Рис. 5.1. Стоечная' прокладка проводов Рис. 5.2. Прокладка проводов под no-
fl трубах
лом с распределительными коробками
Разновидность прокладки под полом — модульная подпольная
прокладку, выполняемая в стальных, полиэтиленовых и винипласто-
вых трубах с выходом труб на колонки, к каждой из которых под-
ключается группа потребителей. Ее применяют там, где требуется
особая чистота производственных помещений, например в приборо-
строительной промышленности.
Открытая прокладка проводов. Эта прокладка
с креплением на роликах, изоляторах, тросах и других открытых
конструкциях является наиболее простой и дешевой, но не обеспе-
чивает достаточной надежности и защиты проводов от механиче-
j ских повреждений. Более совершенна прокладка проводов в лотках
г и коробах, которые выпускают в виде фасонных секций. Особенно
i Удобен этот вид прокладки (рис. 5.3) при большом количестве про-
L 183 ' ' 1
водов и кабелей для сложных мндгодвигательных агрегатов и авто-
матических линий.
Для осветительных сетей наиболее современной проводкой явля-
ются осветительные шинопроводы типа ШОС-67 и ШОС-73, выпол-
ненные четырьмя медными изолированным^ проводами сечением
6 мм2. Технические данные применяемых шинопроводов приведены
в табл. 5.1.
Светильники подключают через штепсельные окна, в которые
вставляют штепсельные вилки с фазным, нулевым рабочим и нуле-
вым защитным проводами. Шинопроводы ШОС-67 можно устанав-
ливать совместно с силовыми шинопроводами типа ШРА (рис. 5.4).
Рис. 5.3. Прокладка проводов и кабелей
в лотках
Рис. 5.4. Подключение светильников к
шинопроводу ШОС-67, размещенному
I под шинопроводом ШРА
Шинопроводы типа ЩОС-73А на 63 А можно использовать для пи-
тания однофазных и трехфазных приемников небольшой мощности.
Прокладка троллейных токопроводов. Ее при-
меняют для питания перемещающихся приемников (мостовых кра-
нов, тельферов,, тележек и др.). Троллейные Токопроводы (трол-
леи) выполняют из профильной стали (обычно уголковой) или
троллейными шинопроводами с медными ШТМ и алюминиевыми
шинами ШТ А (табл. 5.1). Они имеют различные способы крепления
в зависимости от расположения и конструкции токосъемника.
Вместо троллеев из уголковой стали для питания крановых уста-
новок применяют троллейные токопроводы . защищенного испол-
нения.
В соответствии с ПУЭ производственные помещения в зависи-
мости от характера окружающей среды делят на сухие,’влажные,
сырые, особо сырые, жаркие, с химически активной средой, пожаро-
и взрывоопасные. Поэтому род прокладки сети и марки проводов
или кабелей выбирают в зависимости от характеристики окружаю-
щей среды производственных помещений [И, 29].
Для электрических сетей следует применять проводники с алю-
миниевыми жилами. Проводники с медными жилами из-за дефицит-
ности меди допускается использовать только в особых случаях,
установленных ПУЭ, например для ответвлений к зданиям от дей-
184
Таблица 5.1
Тий Номинальный ток /нОМ, -А Динамическая стой- кость, кА Сечение рабочей шины, мма
с Магистральные переменного тока 2(90 x 80)
Ц1МА-73, ШЗМ-16 1600 70
Ц1МА-68Н 2500 70 2(120X10)
4000 100 ' 1 (160X12)
Магистральные постоянного тока
ШМАД-70 1600 60 2(80X8)
ШМАДК-70 2500 80 3(80x8)
4000 110 3(120X10)
6300 125 3(160X12)
Распределительные четырехпроводные
Ш РА-73 250 15 35x5
400 25 50X5
630 35 80x5
ШРМ-75 10Q 10 3,5x11
Осветительные четырехпроводные
ШОС-67 - 25 3 6
ШОС-73А 63 5 3,5х 11
ШОС-73 100 5 3,5X11
Троллейные трех- й четырехпроводные
ШТМ-76 100 5 40
ШТМ-73 250 10 70
ШТМ-72 400 25 100
Примечание.' На номинальный ток 63 А используют алюминиевые шины, на
100 А — медные шины.
ствующих воздушных линий с медными проводами, для питания
электроприводов в механизмах передвижений крановых установок
и взрывоопасных помещений классов В-i и В-1а.
Основными требованиями при выборе типа способа прокладки
различных проводников (проводов, кабелей и шинопроводов) явля-
ются: стойкость проводников изоляции наружных покровов к воз-
действиям окружающей среды, механическая прочность, электро- и
пожаробезопасность, гибкость изменения схемы сети и трасс пита-
ния отдельных линий к электроприемникам, минимальные годовые
затраты на монтаж электросети. При этом следует учитывать, что
кабельные линии низкого напряжения, прокладываемые открыто
(по стенам и стройконструкциям), могут оказаться дешевле про-
кладки проводов в трубах при длине линий более 100 м.
При изготовлении и прокладке изолированных проводов необхо-
димо:
широко применить пластмассовую изоляцию (поливинилхлорид-
ную, полиэтиленовую, фторопластовую и др.);
185
применять полимерные трубы и каналы для прокладки проводов
(полипропиленовые, поливинилхлоридные, полиэтиленовые и др);
преимущественно использовать сварку для неразъемного соеди-
нения проводов;
вместо стальных труб для прокладки проводов в помещениях
с тяжелыми условиями окружающей среды использовать алюминие-
вые трубы, обладающие лучшими монтажно-техническими и эксплу-
атационными свойствами; отказываться от менее надежных и менее
удобных в эксплуатации способов проклаДки проводов (открытой,
в бумажно-металлических трубах, заделанных в строительные кон-
струкции, и т. п.).
, При изготовлении и прокладке кабелей следует:
использовать полиэтиленовую изоляцию, особенно с переплетен-
ной кристаллической структурой. Этот материал отличается высокой
теплостойкостью, большой электрической прочностью, малыми ди-
электрическими потерями, хорошей теплопроводностью; может при-
меняться для кабелей при всех напряжениях, встречающихся в
электроснабжении промышленных предприятий;
применять плоские подвешиваемые кабели, имеющие достаточ-
ную механическую надежность для питания подвижных электро-
прйемников (кранов, тельферов); пластмассовые поливинилхлорид-
ные и полипропиленовые трубы для прокладки кабелей в земле;
покрывать кабели, проложенные в каналах, туннелях и поме-
щениях, обмазочными составами, защищающими кабели при пожа-
ре; применение полимерных материалов в кабельных муфтах при их
заливке в холодном состоянии.
При изготовлении и прокладке шинопроводов необходимо: при-
менять пятишинные шинопроводы для основных, нейтральных и
заземляющих шин, штепсельных шинопроводов с надежными и
безопасными в эксплуатации коммутационными узлами, изоляцион-
ные кожухи вместо металлических; расширять диапазон номиналь-
ный токов от 30 до 4000 А и увеличивать их разновидности по сте-
пени защиты и способам прокладки и т. д.
$ 5.2. Схемы и конструктивное выполнение межцеховых
и внутрйцеховых электрических сетей
Схемы электрических сетей должны обеспечивать надежность
питания потребителей Электроэнергии, быть удобными в эксплуата-
ции. При этом Затраты на сооружение линии, расходы проводнико-
вого материала и потери электроэнергии должны быть минималь-
ными.
Цеховые сети делят на питающие, которые отходят от
источника питания (подстанции), и распределительные,
к которым присоединяются электроприемники.
Схемы электрических незамкнутых сетей могут выполнять ра^
диальными и магистральными. , , ’
Радиальные, схемы. Они характеризуются тем, что от
источника питания, например от распределительного щита транс-
186
форматорной подстанции ТП, отходят
линии, питающие мощные электропри-
емники (двигатели М) или групповые
распределительные пункты, от которых,
в свою очередь, отходят самостоятель-
ные линии, питающие прочие электро-
приемники малой мощности (рис. 5.5, а).
Примерами радиальных схем являются
сети питания насосных или компрессор-
ных станций, а также сети взрывоопас-
ных, пожароопасных и пыльных произ-
водств. Распределение энергии в них
производится радиальными линиями- от
распределительных пунктов, вынесен-
ных в отдельные помещения. Радиаль-
ные схемы обеспечивают высокую на-
дежность питания; в них легко могут
быть применены элементы автоматики.-
Однако радиальные схемы требуют
больших затрат на установку распре-
делительных щитов, проводку кабели и
проводов.
Магистральные схемы.
Такие схемы в основном применяют
при равномерном распределении на-
грузки по площади цеха (рис. 5.5, б).
Они не требуют установки распредели-
тельного щита на подстанции, и энер-
гия распределяется по совершенной
схеме блока «трансформатор — маги-
страль» (рис. 5.5, в), что упрощает и
удешевляет сооружение цеховой под-
станций. При магистральных схемах,
выполненных шинопроводами ШМА и
ШРА, перемещение технологического
оборудования не вызывает переделок
сети. Наличие перемычек между ма-
гистралями отдельных подстанцйй обе-
я Д™
Шинопровод^
шГГтУтттг
Я П 4ТТГГГ-
7ТТГТГТТТГ
Рис. 5.5. Схемы питания элек-
троприемииков до 1000 В:
а — радиальная; б — магистраль-
ная; в — блок «трансформатор —
магистраль»
спечивает надежное электроснабжение при минимальных затратах
на устройство резервирования. Таким резервированием может быть
обеспечено надежное электроснабжение приемников 2-й и 3-й кате-
горий. При магистральных схемах возможны применение сборных
конструкций шинопроводов и быстрый монтаж сетей.
К недостаткам магистральных сетей следует отнести недоста-
точную надежность электроснабжения, так как повреждение маги-
страли после трансформатора ведет к отключению всех потреби-
телей.
Смешанные схемы. Учитывая особенности радиальных
и магистральных сетей, обычно применяют смешанные схемы в за-
187
висимости от характера производства, условий окружающей среды
и т. д. Например, в механических цехах машиностроительной про-
мышленности- при системе блока «трансформатор — магистраль»
электроснабжение выполняется магистральным шинопроводом, к
которому присоединяют распределительные штепсельные шинопро-
воды, и от них радиальными линиями осуществляется питание всех
электроприемииков цеха. На некоторых участках цеха устанавли-
вают распределительные пункты для питания электроприемииков,
которые присоединяют к ближайшим магистральным или распре-
делительным шинопроводам. В прокатных, кузнечных, литейных
и других цехах распределительная сеть подключается к распреде-
лительным пунктам.
Замкнутые (кольцевые) с х е м ы. Кроме незамкнутых
магистральных, радиальных и смешанных схем применяют замк-
нутые схемы сетей напряжением до и выше 1000 ,В. Разновидность
этих схем — кольцевые магистрали и многократные замкнутее схе-
мы с несколькими центрами (узлами) питания, распространенные
в городских распределительных сетях. Преимущества замкнутых
схем — меньшие потери напряжения и мощности в них и большая
надежность питания потребителей, получающих питание из несколь-
ких узлов. Однако при замкнутых сетях значительно повышаются
токи к.з. и усложняется система их защиты (см. гл. 8).
Наиболее распространены закрытые магистральные шинопрово-
ды (токопроводы) серии ШМА и распределительное закрытые ши-
нопроводы серии ШРА с алюминиевыми шинами (см. табл. 5.1).
Шинопроводы серии ШМА (рис. 5.6, а—в) служат для передачи
электрической энергии трехфазного тока промышленной частоты
при напряжении до 660 В в цехах и установка*, не содержащих
токопроводящей пыЛи, химически активных газов и испарений. Их
комплектуют из отдельных секций; крепят либо на нижнем поясе
металлических ферм, либо на кронштейнах или специальных
стойках.
Распределительный шинопровод серии ШРА (рис. 5.7, а—в)
предназначен для распределения электрической энергии трехфаз-
ного тока промышленной частоты при напряжении до 400 В в цехах
с нормальной окружающей средой. Новую серию ШРА-73В при-
меняют для вертикальных участков сети.
Быстрое подключение приемников без снятия напряжения с ши-
нопровода выполняется через ответвительные коробки штепсель-
ного исполнения. Ответвительные коробки выпускают с предохра-
нителями и установочными автоматами. При открывании крышки
коробки приемник отключается от шинопровода. Цели ответвление
к приемнику не требует защиты,'то на крышке коробки устанав-
ливают ножи, которые при закрытой крышке входят в губки пат-
ронодержателя. Управление установочным аппаратом, смонтиро-
ванным внутри Ответвительной коробки, производится рукояткой,
укрепленной на стенке коробки
Подключение ШМА к распределительным устройствам (шка-
фам) подстанций типа КТП производится через присоединитель-
188
a)
Рис. 5.6. Магистральный шинопровод серии ШМА:
а — прямая секция; б — угловая секция; в — разрез
Рнс. 5.7. Распределительный шинопровод серии ШРА:
а, б — прямая и угловая секции; в — вводная коробка
ные секции ШМА, которые соединяются с коммутационно-защит-
ной аппаратурой, размещенной в шкафах КТП. Распределитель-
ные шинопроводы к шинам подстанций присоединяют кабелем или
проводом, который подводится к вводной коробке (рис. 5.7, в), ус-
танавливаемой в месте соединения двух секцйй шинопровода. К ма-
гистральным шинопроводам их обычно присоединяют через вводную
коробку, установленную на распределительном шинопроводе, ко-
торая соединяется с ответвительной секцией магистрального шино-
провода кабельной перемычкой. Подключение электроприемииков
к шинопроводам в цехе показано на рис.^5.8.
Осветительные нагрузки цехов при радиальных схемах силовой
сети питаются отдельными линиями от щитов подстанций; при
магистральных схемах и схемах подстанций, выполненных по си-
стеме блока «трансформатор — магистраль», — от головных участ-
ков магистралей (рис. 5.9).
В крупных, цехах при радиальной или магистральной схеме от
щита подстанции до распределительного щита, установленного в
цехе, прокладывают самостоятельную осветительную сеть, которую
190
Рис, 5.8. Подключение к шинопроводам электроприемников
называют, так же как и в силовых сетях, питающей. От распре-
делительных щитов осуществляется питание групповых щитков.
В небольших цехах распределительные
щиты могут не устанавливать, а питаю-
щую сеть от источника питания подводят
непосредственно к групповым щиткам.
Питающие линии осветительной сети
присоединяют к групповым щиткам через
установленные на них аппараты защиты
и управления. Групповые щитки устанав-
ливают в местах, доступных для обслужи-
вания. В производствах, где перерыв пи-
тания освещения недопустим, а также где
может потребоваться эвакуация работаю-
.щих, применяют питание групповых щит-
ков аварийного освещения от двух источ-
ников. Для осветительной сети, а также
сети переносных механизмов и инструмен-
тов используют шинопровод ШОС-67 с
нулевой шиной на напряжение 380/220 В
и ток 25 А (см. рис. 5.4).
Изложенные общие требования,
предъявляемые к схемам электрических
сетей, не исчерпывают всех особенностей
Силовая
Освещение магистраль
Рис. 5.9. Схема питания элек-
трического освещения
191
их проектирования и выполнения, диктуемых технологическим про.
цессом производства, планировкой зданий, условиями окружающей
среды отдельных отраслей промышленности. Эти особенности
естественно, должны учитываться для обеспечения достаточной
надежности и технико-экономической целесообразности. Отметиц
особенности выполнения электрических сетей для потребителей 1-й
и 2-й категорий некоторых отраслей промышленности.
В химической и нефтеперерабатывающей промышленности боль-
шинство потребителей относится к 1-й категории, перерыв в пита-
нии которых приводит к длительному расстройству технологиче-
ского процесса. Кроме того, наличие взрывоопасных, коррозионных
и загрязненных цехов требует выполнения электрических сетей
(межцеховых и цеховых) с повыщенной степенью надежности
Поэтому здесь применяют прокладку кабелями или проводам^
с механической защитой и подключением потребителей по. радиаль-
ной схеме к распределительным щитам, имеющим автоматическое
или ручное включение резервного питания.
В машиностроительной промышленности потребители, как пра-
вило, относятся ко, 2-й категории и допускают отключения. Провалы
в суточном графике достигают для отдельных видов промышлен-
ности 40—60% средней суточной нагрузки. Нагрузки 1-й катего-
рии .составляют незначительную долю. К>ним в основном относятся
электроприводы дутья вагранок, разливочные краны литейных
цехов, пожарные йасосы, значительная часть установок электро-
сварки и электропечей, устройства связи и сигнализации. Большая
часть электроприводов малой мощности для металлообрабаты-
вающих станков равномерно распределена по всей площади цеха,
что предопределяет технико-экономическую целесообразность вы-
полнения сети шинопроводами (см. рис. 5.8).
§ S3. Защитная аппаратура в сетях до 1000 В
В руководствах по проектированию цехового электроснабжения
в сетях напряжением до .1000 В указывается на необходимость
широко применять простые и дешевые электроконструкции и ком-
мутационные аппараты, в том числе плавкие предохранители вместо
автоматических выключателей.
Во всех Случаях, когда не требуется автоматического восста-
новления питания, рекомендуется применять предохранители с на-
полнителем с рубильником или блок «предохранитель — выклю-
чатель* (БПВ).
Предохранители. Их применяют для защиты электрических ус-
тановок от токов к. з. Защита от перегрузок с помощью предохра-
нителей возможна только при условии, что защищаемые элементы
установки будут выбраны с запасом по тбку, превышающим при-
мерно на 25% номинальный ток плавкик вставок.
Плавкие вставк^ предохранителей выдерживают токи на 30—
50% выше номинальных токов в течение 1 ч и более. При токах,
192
превышающих номинальный ток плавких вставок на'60—100%, они
плавятся за время, меньше^ :! ч.
Наиболее распространенными предохранителями, применяемыми
для защиты электроустановок напряжением до 1000 В, являются:
ПР2 — предохранитель разборный; НПН — насыпной предохра-
нитель неразборный;- ПН2 — предохранитель насыпной разборный.
Основные типы предохранителей рассчитаны на номинальные
токи 15—1000 А, т. е. практически мо^ут быть применены почти Для
всех существующих электроустановок промышленных предприятий.
По конструктивному выполнению предохранители можно разде-
лить на две группы: с наполнителем (например, ПН2, НПН, ПП17,
ПП18), наполненные мелкозернистым кварцевым песком; без на-
полнителя (например, ПР2). Технические данные наиболее приме-
няемых плавких предохранителей приведены в табл. 5.2.
Таблица 5.2
Тнп Номинальное напряжение ^НОМ* , В Номинальный ток /ном, А Предельный от- ключаемый ток, кА (прн U = = 380 В)
предохрани- теля плавкой выставки
ПНП-60 ~500 60' 6, 10, 15, 20, 25, 30, 40, 60 10
ПН2-100 100 30, 40, 50 60, 80, 100 100
ПН2-250 ~380; 250 80, 100, 120, 150, 100
-220 200, 250
ПН2-400 400 200, 250, 300, 400 40
ПН2-600 600 300, 400, 500, 600 25
ПП17-39 — 380; —440 1000 500, 630, 800, 1000 НО
ПП18-33 160 50, 63, 80, 100, 125, 160 —
ПП18-34 250 125, 160, 200, 250 —
ПП 18-37 • 660; -440 400 250, 320, 400 —
ПП18-39 630 400, 500, 630 —
ПП18-41 1000 630„ 800, 1000 —
ПР2 ~ 220 15 6, 10, 15 8
60 15, 20, 25, 35, 45, 60 4,5
Плавкие предохранители делят на инерционные — с большой
тепловой инерцией, т. е. способностью выдерживать значительные
кратковременные перегрузки; безынерционные — с малой тепловой
инерцией, т. е. с ограниченной способностью к перегрузкам. К пер-
вым относятся все установочные предохранители с 'винтовой резь-
бой и свинцовым токопроводящим мостиком; ко вторым — трубча-
тые предохранители с медным токопроводящим мостиком, а также
предохранители со штампованными вставками открытого типа.
Предохранители обладают по сравнению с другими аппаратами
защиты (автоматическими выключателями для сетей до 1000 В и
устройствами релейной защиты в установках выше 1000 В) рядом
7-545
193
преимуществ, к которым относят меньшую стоимость, простоту и
надежность в эксплуатации, большую разрывную способность, бы-
стродействие и токоограничиваюшую способность, особенно при
к. з. в сетях выше 1000 В (см. гл] 8). К недостаткам предохрани-
телей по сравнению с указанными выше другими устройствами
защиты следует отнести обеспечение ими в основном защиты от
токов к. з. и в меньшей степени от токов перегрузок, возможность
работы приемников на двух фазах при перегорании одного предо-
хранителя, одноразовость действия с ошибочной .заменой плавкой
вставки или патронов с нестандартным сечением. Поэтому разра-
батываются и применяются новые типы предохранителей, не обла-
дающие указанными недостатками (управляемые предохранители,
в которых обеспечивается трехфазное перегорание предохранителей,
предохранители многократного действия с натриевым элементом
и др.). '
Для надежной защиты сетей и электроприемииков предохра-
нителями особо важным является правильный выбор тока плавкой
вставки предохранителя. •
Номинальный ток плавкой вставки /вст для инерционных пре-
дохранителей определяется только по значению длительного рас-
четного тока -линии
Act Ал* . (5*1)
Номинальный ток плавкой вставки для безынерционных предо-
хранителей должен удовлетворять двум условиям, одно из которых
, выражается соотношением (5.1), другое > — одной из , формул
(5.2)-(5.4).
Номинальные токи плавких вставок предохранителей должны
кратностям допустимых длительных токов
соответствовать: а)
£эащ (см. табл. 5.9 и пример 5-1);
б) кратностям токов однофазных за-
мыканий в сетях с заземленной ней-
тралью k (см. табл. 11.3 и при-
мер 11.3).
Нй рис. 5.10 приведена типичная
характеристика предохранителя, из ко-
торой видно, что плавкая вставка не.
перегорает при кратности тока £<2,5
и времени действия короткого замыка-
ния <^8с; при кратности тока £^1,6 и
времени /<10 с. Поэтому при выборе
плавких вставок предохранителей для
электродвигателей со 1 значительными
пусковыми токами, превышающими
номинальные, токи, вводится коэффи-
циент снижения, пускового тока а,
который при ,редких и легких пусках
принимается равным а=2,5, а при тя-
желых пусках 0=1,6. . Поэтому при
194
защите ртветвления, идущего к< одиночному электродвигателю
(электродвигатели металлообрабатывающих станков, вентиляторов,
насосов и т. п.), ток вставки
' /вст /руСк/2,5. \(5-2)
При защите ответвления, идущего к одиночному электродвига-
телю с частыми пусйами или большой длительностью пускового
периода (электродвигатели кранов, центрифуг, дробилок и т.п.),-
/вст /пуск/(1,б4~2). (5-3)
При защите магистрали, питающей силовую или смешанную
нагрузку,
/Вст >-/Кр/2,5. (5.4)
В формулах (5.2) — (5.4) /ПуСК — пусковой ток электродвига-
теля, А; ,/кр — максимальный кратковременный ток линии:
/кр ==== /пуск “|" /дл, (5.5)
где /£уск — пусковой ток одного электродвигателя или группы
электродвигателей, включаемых одновременно, при пуске которых
кратковременный ток линии достигает наибольшего значения, А;
/дЛ — длительный расчетный ток линии до момента пуска одного
электродвигателя или группы электродвигателей, определяемый без
учета рабочего тока пускаемых электродвигателей, А.
При защите электродвигателей Ответственных механизмов ток
вставки выбирают с учетом формулы (5.3), где знаменатель прини-
мается равным, 1,6 независимо от условий пуска электродвига-
телей,
Номинальный ток плавкой вставки для защиты ответвления,
идущего к сварочному аппарату, выбирается из соотношения
/вст> 1,2/св у77В , (5.6)
где /св — номинальный ток сварочного'аппарата при номинальной
продолжительности включения, А.
Номинальный ток плавкой вставки для защиты ответвления,
идущего к сварочному аппарату, можно принимать равным допус-
тимому току провода, идущего к этому аппарату.
Селективность (избирательность) защиты плавкими предохра-
нителями магистральной линии с ответвлениями достигается по-,
следовательиым возрастанием номинального тока плавких вставок
на отдельных участках линии по мере приближения к пункту
питания.
Чтобы обеспечить селективность защиты при возможных откло-
нениях парамётров вставок, допущенных при их изготовлении, а
также при различных условиях работы предохранителя (в зависи-
мости от места его установки), необходимо подбирать соответст-
венно номинальные токи плавких вставок предохранителей на двух
смежных участках линии.
7*
195
Автоматические выключатели. О^и предназначены для замены
рубильников и предохранителей.^ Автоматические выключатели се-
рии АВМ (табл. 5.3) выпускают двух- и трехполюсными в откры-
том исполнении и рассчитаны на установку в помещениях с нор-
мальной средой. Изготовляют выключатели невыдвижные — с пе-
редним присоединением шин и выдвижные —. с втачными контак-
тами, расположенными с обратной стороны панели.
Выключатели АВМ выпускают с регулируемыми электромаг-
нитными расцепителями максимального тока: типа 1 мгновен-
ного действия — отключает выключатель без выдержки времени;
типа 2 с часовыми механизмами — с обратно зависимой от тока
' .Таблицам
Тип авто- мата Номинальный ток, А Уставки тока срабатывания максимальных расцепителей, А
автомата катушки максималь- ного расце- ‘ пител-я
йа шкале, обратно за- висимой от тока ха- рактеристики йа шкале, не зависи- мой от* тока характе- ристики (отсечка)
АВМ-4Н 400 120 __ • 100, 150, 200
150 .— 150, 225, 300
250 — 250, 375, 500
400 — 400, 600, 800
АВМ-4С 400 120 150, 250 ’960, 1300
150 190, 300 1200, 1650
250 250, 400 1600, 2200
250- 310, 500 2000, 2750
300 375, 600 2400, 3300
400 500, 800 3200, 4400
АВМ-ЮН 1000 600 .— 600, 900, 1200
800 ,— 800, 1200, 1600
1000 .— J000, 1500, 2000
АВМ-ЮС 1000 500 625, 1000 4Q00, 5500
600 750, 1200 4800, 6600
800 1000, 1600 6000, 8000
1000 1500, 2000 8000, 10 000
АВМ-15Н 1500 1000 1000, 1500, 2000
1 ,1200
1500 —» 1500, 2200, 3000
» АВМ-15С 1600 1000 1250, 2000 8000, 10 000
1200 1500, 2400 8000, 10 000
1500 1800, 3000 8000, 10 000
АВМ-20Н ’ 2000 1000 — 1500, 2000
1200 — 1500, 2400
1500 ..— 1800, 3000
2000 — 2500, 4000
АВМ-20С 2000 1000 1250, 2000 8000, 10 000
1200 150Q, 2400 8000? 10 000
1800, 3000 8000,' 10 000
Примечание. Буквенные обозначения типов АВМ: Н — неселективный, т. е. с
расцепителем типа 2; С — селективный, т. е. с расцепителем типа 3. Цифровые
обозначения: 4 — на номинальный ток до 400 А; 10 — до 1000 А; 15 — до 1500 А;
-20 - до 2000 Л.
196
выдержкой времени при перегрузках и с мгновенным отключением
при к. з.; типа 3 с часовыми механизмами и с механическим
замедлителем расцепления — отключает выключатель при перегруз-
ках с обратно зависимой, а при к. з. — с независимой от значения
тока выдержкой времени.
Автоматические выключатели включают вручную или электро-
двигательным приводом.
Следует подчеркнуть, что при выборе Лет предохранителей в се-
тях с глухозаземлеиной нейтралью (см. гл. 11) должно быть обес-
печено срабатывание предохранителя и отключение линии при одно-
фазных замыканиях на землю при токе /к. мин.
Автоматические выключатели серии АВМ. Их при-
меняют на стороне низшего напряжения трансформаторов; на
трансформаторных подстанциях, где предусматривается автомати-
ческое включение резерва; на шинопроводах и отходящих от шита
линиях (см. табл. 5.1), а также в цепях генераторов постоянного
тока, работающих параллельно с аккумуляторными батареями?
Автоматические выключатели серии АЗ 100. Они
применялись ранее на номинальные токи до 600 А в однб-;. двух-
и трехполюсном исполнении.
Выключатели выпускались с нерегулируемыми расцепителями
следующих трех видов: тепловым с обратно зависимой от тока
нагрузки выдержкой времени (на токи до 50 А); электромагнит-
ным, осуществляющим мгновенное отключение выключателя /при
токахл больших тока уставки; комбинированным, имеющим и тепло-
вой, й электромагнитный элементы.
Автоматические выключатели серии АЗ 100 находятся в эксплуа-
тации на действующих установках, но в новых разработках не
применяются Й постепенно заменяются новыми сериями А3700
(табл. 5.4), АЕ-2000.
Автоматические выключатели серии А3700. Их вы-
пускают в следующих исполнениях: :
1. Токоограничивающие с полупроводниковым и электромагнит-
ным расцепителем максимального тока (А3710Б — А3740Б) соот-
ветственно на токи 40—630 А с динамической устойчивостью
18—150 кА. Выключатель имеет на. полупроводниковом расцепи-
теле: а) зону регулирования при перегрузке. При установке тока
трогания 1,25/„ом время срабатывания регулируется в пределах
4, 8, 16 с; б) зону регулирования при к. з. При установке, тока .:
трогания в пределах (34-10) /иом выключатель срабатывает бёз
выдержки времени. На электромагнитном расцепителе ток трога-
ния установлен 10 1И0К.
2. Токоограничивающие с электромагнитным расцепителем мак-
симального тока (А3711Б—А3742Б) соответственно на токи 160—»
630 А: а) без полупроводниковых расцепителей и регулированием
тока трогания и времени срабатывания; б) на электромагнитном
расцепителе ток трогания установлен 10 /НОм.
3. Селективные с полупроводниковым расцепителем максималь-
ного тока (А3733С — А3744С) соответственно на токи 250—630 А.
197
Таблица 5.4
Тип автомати- ческого выклю- чателя е Вид расцепителей максимального тока Номинальный ток ^НОМ, А Устабка то- ка расцепи- теля, А Предельный ток отклю- чения /откл выключателя при U — . = 380 В, кА
выклю- чателя расцепителя
А3710Б Электромагнит- ные, полупровод- никовые и элект- ромагнитные 40 20, 25 32, 40 400, 630, 1000, 1600 18
80 40, 50, 63, 80 ' 36
160 80, 100, 125, 160 75
А3720Б А3730Б 250 160, 200, 250 1600, 2000, 2500 75
400 160, 200, 250, 320, 400 2500, 3200, 4000 100
А3740Б 630 250, 320, 400, 500, 630 4000, 5000, 6300- 150
А3710ФУЗ Электромаг- нитные 160 160 400, 630, 1000, 1600 25
А3720ФУЗ 250 250 1600, 2000, 4000 35.
А3730ФУЗ 630 400 2500, 3200, 4000 50
630 4000, 5000, 6300
Примечание. У — климатическое исполйенйе (умеренный климат), 3 — катего-
рия размещения (в закрытых помещениях с естественной вентиляцией).
На полупроводниковом расцепителе имеется: а) зона регулирова-
ния тока при перегрузке с установкой тока трогания и регулиро-
ванием времени’ срабатывания 4, 8, 16 с; б) зона регулирования
при к. з. с установкой тока трогания (3-? 10) 1Я0К и регулированием
времени срабатывания 0,1, 0,25, 0,4 с. Электромагнитный расцепи-
тель в этом выключателе отсутствует.
Кроме выключателей сернн А3700 начато производство автома-
тических выключателей серин А3700Ф в фенопластовых корпусах,
с термобиметаллнческнми н электромагнитными расцепителями,
имеющими те же электрические данные, что и А3700, и могут заме-
нять выключатели старой, серии А3100. Автоматические выключа-
198
тели А3700 используют в КТП единой серии при мощности Транс-
форматоров до 400 кВ • А. '
Из автоматических выключателей, широко применяемых в совре-
менных установках переменного и постоянного тока, кроме серии
А3700 отметим следующие.
Автоматические выключатели серии «Эдектрон».
Они предназначены для электроустановок постоянного тока на-
пряжением До 440 В и переменного тока до 660 В. Их выпускают
в исполнениях замедленного (ЭЗ) и мгновенного действия (ЭМ)
на токи 250—4000 А с соответствующей динамической устойчиво-
стью 50—160 кА. Полупроводниковый расцепитель автомата имеет:
а) зону регулирования при перегрузках в пределах (0,8ч-1,5)/ном
и соответственно временем действия защиты 100—200 с; б) зону ре- ;
гулирования при к. з. в пределах (4-=-8) /иом и соответственно
с временем действия защиты 0—0,7 с. ' t '
Выключатели на токи 250—630 А (Э06) изготовляются с руч-
ным и электромагнитным приводом, рассчитанным на напряжение
110—220—380 В, а выключатели на токи 1000—4000 А (ЭЮ—
Э40) — с дистанционным электродвигательным приводом на напря-
жение ПО—220В.
Выключатели могут быть стационарные и выкатиые (В) для
использования их в комплектных трансформаторных подстанциях
КТП единой серии (см. гл. 7): при мощности трансформаторов
до 630 кВ • А — типа Э06В, Э10В, Э16В; при мощности трансфор-
маторов lOCfo—2500 кВ • А — типа Э10В, Э16В, Э40В.
Автоматические выключатели серии АЕ-2000-
Назначение и область их. применения, а также характеристики рас-
цепителей те же, что и для выключателей старой серий А3100 на
токи до 100 А. Выключатели АЁ-2000 выпускают в одно-, двух- и
трехполюсном исполнении с .комбинированными и электромагнит-
ными расцепителями следующих типов: АЕ-2010 — номинальный
ток комбинированного расцепителя 0,6—10 А, динамическая устой-
чивость до 5 кА, такая же, как и для АЕ-2030; АЁ-2030 — номи-
нальный ток комбинированного расцепителя 10—25 А; АЕ-2040 —
номинальный ток комбинированного расцепителя 10—63 А, динами-,
ческая устойчивость 10 кА; АЕ-2050 — номинальный ток комбини-
рованного расцепителя 16—100 А, динамическая устойчивость
20 кА.
Автоматические выключатели. АЕ-1000. Это одно-
полюсные выключатели, предназначенные для защиты осветитель-
ных сетей жилых, административных и производственных зданий. Они
выпускаются с тепловыми расцепителями на номинальные токи 6,
10, 16, 20, 25 А и электромагнитными расцепителями с отключе-
нием без выдержки времени при токах более 18/НОм, а также с ком-
бинированными расцепителями (тепловой и электромагнитный рас-
цепитель).1
Из рассмотрения основных типов автоматических выключате-
лей следует, что защита от перегрузки обеспечивается:
199
1) тепловыми расцепителями, действующими с выдержкой вре-
мени, обратно зависимой от тока перегрузки;
2) расцепителями с часовым механизмом автоматических вы-
ключателей (с обратно зависимой от тока характеристикой);
3) электромагнитными расцепителями с выдержкой времени,
достаточной для снижения пускового тока’ электродвигателя до
нормального;
4) тепловыми реле с нагревательными элементами магнитных
пускателей. / <
Для защиты от к. з. применяют электромагнитные расцепители
мгновенного действия или с выдержкой времени, обеспечивающей
селективность. Чтобы обеспечить селективность в системах элект-
росетей, защищенных автоматическими выключателями рассмот-
ренных серий, необходимо, чтобы выдержка времени защитного
аппарата была тем меньше, чем ближе он к защищаемому электро-
приемнику.
Одновременная защита линий от перегрузок и к. з. осуществля-
ется применением комбинированных расцепителей.
§ 5.4. Выбор сечений и защиты проводов и кабелей
Значения длительно допустимых токовых нагрузок для прово-
дов с резиновой или поливинилхлоридной изоляцией с алюминие-
выми жилами приведены в табл. ’5.5; для кабелей с алюминиевыми
жилами с резиновой или пластмассовой изоляцией в свинцовой,
поливинилхлоридной и резиновой оболочках, бронированных и не-
бронированных — в табл. 5.6; дЛя кабелей с алюминиевыми жи-
лами с бумажной изоляцией, пропитанной маслоканифольной и
Таблица 5.5
Сечение жилы,, мм2 Ток, А, для проводов, проложенных
открыто в одной трубе
двух ОДНО- ЖИЛЬНЫХ трех одно- жильных четырех од- ножильных одного двухжиль- И0(*О одного трехжиль- ного
2,5 24 20 19 19 19 16
.4,0 32 28 28 23. 25 21
6,0 39 36 ‘32 30 31 38
10,0 60 50- 47 39 42 38
16.0 75 60 60 55 60 55
25,0 105 85 80 70 75 65
35,0 130 100 .95 85 95 75
50,0 165 140 130 . 120 125 105
70,0 210 175 165 140 150 135
95,0 255 215 200 175 190 165
120,0 295 ' 245 220 200 230 - 190
150,0 340 . 275 255 —- , — _
200
Таблиц а 5.6
< Сеченне жн- лы* мм2 Длительно допустимый ток, А, для кабелей
одножильных двухжильных трехжнльных
в воздухе в воздухе в земле в воздухе в земле
2,5 < 23 21 34 19 29
4,0 31 29 42 . '27 38
6,0 38' 38 55 32 46
10,0 60 • 55 80 42 70
16,0 75 70 105 60 90
' 25,0 105 90 135 75 115
35.0 , 130 105 160 90 140
50.0 165 135 205 НО 175
70,0 210 165 245 140 . 2 < с -
95,0 250 200 . 295 170 255
120,0 295 230 340 200 : 295
150,0 340 270 390 235 1 335
185,0 390 310 . 440 .270 385
Примечание. Для четырехжильных кабелей с пластмассовой изоляцией на
напряжение до I кВ допустимые токи выбирают, как для трехжильных (Абелей с
коэффициентом 0,92.
нестекающей массами (в свинцовой или алюминиевой оболочке),
прокладываемых в земле, — в табл. 5.7, в воздухе — в табл. 5.8.
Длительно допустимые токовые нагрузки, приведенные в табли-
цах, определены при следующих условиях:
а) допускаемая! температура жил: 65°С для проводов' 80еС для
кабелей напряжением до 3 кВ и 60°С — до 10 кВ; температура
окружающей среды:’воздуха +25°С, земли + 15°С;
б) нулевой рабочий проводник четырехпроводной системы трех-
фазного тока, а также заземляющие и нулевые защитные провод-
ники при определении количества проводников, прокладываемых
в одной трубе (или жил множильниго проводника), в расчет не
принимаются;
в) допустимые длительные токи для проводов и кабелей, про-
ложенных в коробах и лотках пучками, должны приниматься соот-
ветственно как для проводов, проложенных в трубах (см- табл. 5.5),
и как для кабелей, проложенных- в воздухе (см. табл, 5.6);
г) при количестве проводов бойее четырех, проложенных в тру-
бах, коробах и лотках пучками, токовые нагрузки принимают
как для проводов, проложенных открыто, со снижением допусти-
мых нагрузок примерно на 12% при числе проводов 7—9;
д) для проводов, тгроложенных в лотках не пучками, токовые
нагрузки принимают как для проводов, проложенных в воздухе
! (открыто);
е) для кабелей, проложенных в .земле, допустимые токовые на-
грузки (см. табл. 5.7) даны для прокладки в траншее одного кабе-
201
Таблица 5.7;
Сечение жнлы, мм2 Ток, А, для кабелей
одножиль- ных до 1 кВ двухж ИЛЬ- НЫХ до 1 кВ трехжильных напряжением, кВ четырех- жильных до 1 кВ
до 3 6 10
6 60 55
10 1'10 80 75 60 — 65
16 135 ПО 90 80 75 90
25 180 140 125 105 90 115
35 220 ' 175 145 125 115 135
50 275 210 180 155 140 165
70 340 250 220 190 165 200
р5. 400 290 260 225 205 240
120 460 305 300 260 240 270
150 520 385 335 300 275 305
185 580 — 380 340 310 345
1 240 675 — 440 390 ' 355
300 770 — . — —
Таблица 5.8
I
Сечение ЖИЛЫ, мм2 •'л. Ток, А, для кабелей
одножиль- ных ДО I кВ двухжиль- ных до 1 кВ трехжильных напряжением,! кВ четырех- жильных до 1 кВ
до 3 6 10.
6 ;—' 42 35
1Q ' 75 55 46 42 — 45
16 90 75 60’ 50 46 60
25 125 100 80 70 65 75
35 155 115 ’ 95 85 80 95
50 190 140 120 ПО 105 НО
70:' ' 235 175 155 135 130 140
95 . .. 275 210 190 165 155 165
120 320 245 220 190 185 200
150' 1 360 290 ’ 255 225 210 230
185 405 — .. .290 250 235 260
240 . - 470 ‘ • — 330 290 270
300 555 — — —
ля на глубине 0,7—1,0 м, при удельном сопротивлении грунта
Q= 120 Ом • град/Вт. При прокладке нескольких кабелей и другом
значении q грунта к допустимым токовым нагрузкам, указанным
в табл. 5.7, следует применять поправочные коэффициенты, приве-
денные в [29]. ;
При выборе сечений проводов и кабелей следует учитывать,
что допустимая плотность тока для проводов большого сечения
ниже, так как увеличение сечения сопровождается увеличением
202
поверхности охлаждения пропорционально диаметру провода;
сечение же провода возрастает пропорционально квадрату диамет-
ра, поэтому <в проводах и кабелях большого сечения отношение
охлаждающей поверхности к сечению меньше, чем в проводах ма-
-лого сечения, что ухудшает условия охлаждения и приводит к
необходимости снижения допустимой плотности тока. Для облегче-
ния условий прокладки в ряде случаев вместо одного кабеля боль-
шого сечения выбирают два (или больше) кабеля меньшего се-
чения.
В повторно-кратковременном режиме работы (см. § 2.2) при
токе /кр с /7В<40% и сечениях медных проводов более 10 мм2, а
алюминиевых — более 6 мм2 рекомендуется заменять toki/kp на
ток расчетной длительной нагрузки /дл, с тем чтобы
/дл = /крУЛВ /0,875. (5.7)
Допускается кратковременная церегрузка кабелей, проложенных
в земле, в пределах 1,2—1,35 от номинальной нагрузки при дли-
тельности максимума 0,5 ч, если, коэффициент предварительной
загрузки составлял 0,6—0,8 и кратковременная перегрузка в ава-
рийных режимах была в пределах 1,35—1,5 в течение 1 ч при тех
же условиях.
Сечение проводов и кабелей для напряжения до 1000 В по усло-
вию нагрева определяется из табл. 5.5—5.8 в зависимости от рас-
четного значения длительно допустимой токовой нагрузки при нор-
мальных условиях прокладки из двух- соотношений: по условию
нагрева, длительным расчетным током
' . /норм доп ,/дл//?попр; (5.8)
по условию соответствия выбранному аппарату максимальной то-
ковой защиты
/норм.доп ^защ/дащ/^попр, (5*9)
где /гпопр — поправочный коэффициент на условия прокладки про-
водов и кабелей; к3аШ — коэффициент защиты или кратность за-
щиты, т. е. отношение длительно допустимого тока для провода или
кабеля к номинальному току или току срабатывания защитного
аппарата (табл. 5.9); /заш — номинальный ток или ток срабаты-
вания защитного аппарата, А.
При нормальных условиях прокладки fenonp — 1 н соотношения
(5.8) и (5.9) упрощаются;
Дюрм.дьп 3^ /дЛ; (5.10)
/норм.доп ^защ/защ- (5.1 1)
Значения £защ определяют из табл. 5,9 в зависимости от назна-
чения принятого вида защиты, характера сети, изоляции проводов,
кабелей и условий их прокладки.
Согласно ПУЭ, сети делят на две группы: защищаемые от пере-
203
Таблица 5.9
Ток и тип защитного аппарата Коэффициенты защиты Азаш или кратность
длительно допустимых токов для сетей при обязательной защите от перегрузки токов, не требующих защиты от перегрузки
провода с резиновой и аналогичной по тепловым характеристикам изоляцией кабели с бу- мажной изо- ляцией
взрыво- и пожароопдс- иые^помеще- иия, жилые, торговые по- мещения и т. п. невзрыво- и непожаро- опасные про- изводствен- ные помеще- ния промыш- лениях предприятий
Номинальный ток" плавкой вставки предохранителей 1,25 1,0 1,0 0,33
Ток уставки автоматического выключателя, имеющего только максимальный мгновенно дей- ствующий расцепитель 1,25 1,0 1,0 0,22
Номинальный ток расцепите- ля автоматического выключате- ля с нерегулируемой обратно зависимой от тока характерис- тикой (независимо от наличия или отсутствия отсечки) 1.0 1,0 1,0 1,0
Ток трогания расцепителя автоматического включателя с регулируемой, обратно зависи- мой от тока - характеристикой (црн наличии, на автоматиче- ском выключателе отсечкн ее крайность тока не ограничи- вается) 1.0 1,0 0,8 0,66
Примечание.
Коэффициенты защиты
могут быть выражены
в процентах.
грузки и токов к. з., защищаемые только от токов к. з. Защите
от перегрузки подлежат сети: а) внутри помещений, проложенные
открыто незащищенными изолированными проводниками с горючей
оболочкой; б) внутри помещений, пррложенные защищенными про-
водниками в трубах, в несгораемых строительных конструкциях
и т. п.; в) осветительные — в жилых, общественных и торговых
зданиях, служебно-бытовых помещениях промышленных предприя-
тий, а также сети для бытовых и переносных .электроприемников
в пожароопасных производственных помещениях; г) силовые —
на промышленных предприятиях, в жилых и общественных зданиях,
в торговых помещениях, когда по условиям технологического про-
цесса или режиму работы может возникать длительная перегрузка.
204
проводов и кабелей; д) сети всех видов во взрывоопасных поме-
щениях и взрывоопасных наружных установках независимо от
условий технологического процесса илн режима работы. Все осталь-
ные сети не требуют защиты от перегрузки и защищаются только
от токов к. з. ' ' .
Если длительно допустимая токовая нагрузка, найденная по
формулам (5.9)и (5.11), не совпадает с данными таблиц допусти-
мых нагрузок ПУЭ, разрешается за исходный брать ближайший
проводник меньшего сечения при условии, что это сечение не
должно быть менее требуемого при определении допустимей нагруз-
ки по (5.8) и .(5.10) .
Номинальный ток защищающего от перегрузки теплового рас-
цепителя автоматического выключателя или нагревательного эле-
мента теплового релё .магнитного пускателя выбирают только по
длительному расчетьоь.) току линии:
/т>/дЛ. (5.12)
Номинальный ток электромагнитного /эл или комбинированно-
го расцепителя автоматических выключателей выбирают также по
длительному расчетному току линии:
/,л>/дл. (5.13)
Ток срабатывания (отсечки) электромагнитного или комбини-
рованного расцепителя /ср6 эл проверяется по максимальному крат-
ковременному току линии:
^срб.эл 1,25/кр. (о. 14)
Для ртветвления к одиночному электродвигателю максималь-
ный кратковременный ток линии равен пусковому току электродви-
гателя. Коэффициент 1,25 в (5.14) учитывает неточность в опреде-
лении максимального кратковременного тока линии при разбросе
характеристик электромагнитных расцепителей автоматических
выключателей. Для большинства из них этот коэффициент исклю-
чает ложное отключение линии при пуске электродвигателей, так
как разброс характеристик не превышает ±15%.
Ток срабатывания расцепителя автоматического выключателя
с регулируемой обратно зависимой от тока характеристикой
Арб.р< 1,25/дд. (5.15).
Сеченце проводов и кабелей для ответвления к двигателю с
короткозамкнутым ротором во всех случаях выбирают в соответ-
ствиис (5.8) и (5.10), в которых длительный расчетный ток линии
для невзрывоопасных помещений равен номинальному току двига-
теля, а для взрывоопасных помещений — 125% номинального тока
двигателя. Выбранное сечение провода или кабеля должно быть
проверено по (5.9) и (5.11) согласно требованиям ПУЭ для сетей,
защищаемых только от к. з.
205
Во всех случаях должно быть рбесцечено надежное отключение
к. з. защитными аппаратами. Это условие выполняется, если ток
однофазного к. з. в сетях с изолированной нейтралью в 3 раза н
более превышает номинальный ток плавкой вставки предохрани-
теля . и . номинальный ток расцепителя автоматического выключа-
теля, имеющего ;ббратно зависимую -от тока характеристику, и
в 1,1 раза и более — ток срабатывания автоматического выклю-
чателя, имеющего только электромагнитный расцепитель.
Для сетей во взрывоопасных помещениях допустимые кратно-
сти тОка к. з. увеличиваются до четырех по отношению к номиналь-
i ному току плавкой вставки предохранителя и до шести по отно-
шению, к Номинальному току расцепителя автоматического выклю-
чателя с обратно зависимой от тока! характеристикой.
Для сетей, защищаемых только от токов к. з., в случае, необхо-
димости допускается завышение кратностей токов плавких вставок
предохранителей и уставок расцепителей автоматов для.надежной
отстройки от токов самозапуска двигателей. Это делается 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, 5.1. 'Магистральная (лнния силовой сети промышленного предприятия
напряжением 380/220 В питает группу электродвигателей.. Линия прокладывается
в помещении бронированным трехжильиым кабелем с алюминиевыми жилами и бу-
мажной изоляцией при температуре Окружающей среды 25°С.' Длительный расчет-
ный ток линии составляет /ш„а(., = 100 А, а кратковременный ток ,при пуске двига-
телей /,р = 500 А; пуск легкий. 1
Определить номинальный ток плавких вставок предохранителей, типа ПН2,
защищающих линию, и выбрать сечение кабеля для следующих условий: ' 1
а) производственное помещение иевзрывоопасное и иепожароопасиое, Линия
должна быть защищена от перегрузки; .
б) помещение пожароопасное, лиикя должна быть защищена от перегрузки;
в) линия должна быть защищена только от .токов к.зг. i
.Решена^. Номинальный ток плавких вставок’ предохранителей, защищающих
линию, по длительному току /аст »= 100 А; яо кратковременному току /кт = 500/2,5 =
= 200 А. Выбираем предохранитель типа ПН2-250 (см. .табл. .5.2) с плавкой встав-
кой, йа 200 А.
I. Для кабеля с бумажной изоляцией, защищаемого от перегрузки и прохо-
дящего в иевзрывоопасиом и непожароопасном помещении, коэффициент защиты
(см. табл. 5.8) Дзащ= 1. При этом длительно допустимая токовая нагрузка ка кабель
/я„„=>,ащАаш =,1-200 =20.0 А. ' '
Подбираем по табл. 5.8 трехжильный кабель на
напряжение до 3 кВ с алюминиевыми жилами .сече-
нием 120 мм2 для прокладки НЦ воздухе, для кото-
рого допустимая, нагрузка /д<1„=220 А.
2. Для кабеля, проходящего в пожар<у>пас-
йом помещении и защищаемого от перегрузки (см.
табл. 5.8), йзащ-*^-1,25; тогда /дбп“- 1,25/аащ 1,25^Х
Х200=250А. В этом случае сечеиие кабеля при-
нимаем равным -150 мм2, /дО„=255 А.
3. Для кабеля', защищаемого только от тОков
к. з., получим при fejaul=O,33 ' допустимый ток
/*««=*0,33 /,„=0,33X200=66 А, что соответствует
по табл. 5.8 сечению кабеля 50 мм2 и’ /яо„= 120 А.'
Пример 5.2. От шин главного распределитель-
ного щита (рис. 5.11) получает питание силовой
206
распределительный щиТ с автоматическими выключателями, к которому прнсоедиия-
йггся шесть асинхронных электродвигателей (1—6) с короткозамкнутым ротором.
Электродвигатели 3 и 4 установлены во взрывоопасном помещении класса В1-а
остальные электродвигатели, распределительное пункты и пусковая 'аппаратура —
в Помещении, с нормальней средой. Технические данные электродвигателей* приве-
дены в табл. 5.10.
Таблица 5.10
/ 1 •
Номер элек- тродвигателя Тип электро- 1 двигателя. Номинальная мощность, кВт Номинальный ток, А Кратность пу- скового Тока Пусковой ток, А
-'1 ' АО-82-4 40,0 73,1 6.0: 437,0
2 АО-82-4 40,0 73,1 6,0 437,0
3 В АО-72 30,0 69,0 > 6,5 448,0 . .
4 ВАО-41 . 4,0 10,5 5,0 52,5
5 .АО-51-4 4,5 7,7 6,0 , 46,2
6 AO-5L-4 4,5 7,7 6,0 46,2
Режим работы двигателей исключает возможность. длительных-;перегрузок,
условия пуска легкие, самозапуск крупных двигателей исключен., Один из двнга-,
телей (1 или 2) находится в резерве, остальные могут работать одновременно.
Требуется определить Номинальные токи расцепителей автоматических выключа-
телей н выбрать сечения проводов и кабеля из условий нагрева и соответствия
токам расцепителей. ' .
Решение. Так как температура воздуха в помещениях равна 25°С, то попра-
вочный коэффициент k„' — 1, 'что учитывается при выборе сечений цроводов и
кабеля., 1 . ‘ '
Линия к электродвигателю 1 (или 2), Выбираем комбинированный расцепи-
тель (автоматический выключатель типа А3710Б на 160 А, см. табл. 5.4) по для?
тельному току лннни /„ = 73,1 А, равному в данном случае номинальному току
электродвигателей (рм. табл. 5.10). 1 « '
При выборе номинального тока электромагнитного расцепителя автоматического
выключателя, встроейного в шкаф, следует' учитывать тепловой поправочный ко-
эффициент 0,85. Таким образом, ==73,1/0,85 *=86 А.
Выбираем расцепитель с номинальным Током 100 А н током мгновенного сра-
батывания 1600 А.
Устанавливаем невозможность срабатывания автомата при пуске: /СрМ =
= 1,25-437 = 550 А; 1600 А >5,50 А. .
Для линий, идущих к электродвигателям, установленным а невзрывоопасйом
помещении, сечения проводов «подбирают по длительному Току, исходя нз условия
Лоп>/лл, с их последующей проверкой /доп йзаш/заш. Следовательно, /„„„> 73,1 А.
Подбираем по табл. 5.5 одножильный провод с алюминиевыми жилами мар-
ки АПРТО сечейием 25 мм2, для которого допустимая токовая нагрузка равна 80 А.
Проверяем выбранное сечение по коэффициенту защиты аппарата. Так как в авто-
матических выключателях серии А3700 ток уставки не-регулируется, то кратность
допустимого тока линии должна определяться по отношению к номинальному току
расцепителя, в данном случае равному /звщ = 100 А, Находим значение для
сетей, не требующих защиты от перегрузки для номинального тока расцепителя
автоматического выключателя с нерегулируемой обратно зависимой от тока харак-
теристикой (см. табл. 5.9): йзвщ = 1.
Подставляя числовые значения в (5.11): /гзвл7звщ = 1 • 100 — 100 А > /до„ = 80 А,
находим, что требуемор условие ие выполняётся. Поэтому окончательно выбираем
сечение Провода равным 50 мм2, для которого /„„ = 130 А. В этом случае условйе
/мп > <гзашАа1ь выполняется, так как 130 А> 1-100 А.
Для остальных лцний результаты расчетов приведены в табл. 5.11 ,и ниже
даются только-пояснения, связанные с особенностями каждой линий.
Таблица 5.11
Линии Расчетный ток ли- нии, А Номинальный ток расцепителя, А Уставка тока мгно- венного срабатыва- Коэффи- циент защиты Допустимая токо- вая нагрузка на провод (кабель), А Марка и сечение , провода (кабе- ля,^, ММ2
НИЯ , А
1&Л /«р /раеч Атр 7расч / пр &заш /расч А»р
К двигателям 1, 2 73,1 437 86 100 • 550 1000 1 100 130 АПРТО-3 (1X50)
К двигателю 3: от силового пункта к пускателю 69 448 81,5 100 5бд 1000 1 100 130 АПРТО-3 (1 X 50)
от пускателя к дви- гателю 86,3 4 100 100 ПРТО-3 (1X25)
К двигателю 4: от силового пункта к пускателю 10,5 46,2 12,4 15 58 400 1 15 19 АПРТО-3 (1X2,5)
от пускателя к дви- - гателю 13,1 1 15 25 ПРТО-3 (1 Х2,5) -
К двигателям 5, 6 15,4 87,6 18 20 но 400 1 20 32 АПРТО-3 (1Х4)>
Магистраль от РП до РЩ 168 547 168 250 682 , 1600 0,66 16® 190 Д'АБГ-Зх95
Примечания: 4. К двигателям 4, 5 и 6 устанавливается автоматический ' выключатель АЗ^ОБ. 2: Обозначения токов:
Лф» /расч» ^пр — соответственно длительный, кратковременный расчетный и принятий.
Линия к электродвигателю 3. Двигатель 3 установлен во взрывоопасном по-
ношении класса Bl-а, в связи с чем: 1) за расчетный +ок при выборе сечения линии
принимается номинальный ток ДвигаТёля, увеличенный в 1,25 раза; 2) не разре-
шается применение проводов и кабелей с алюминиевыми жилами; следовательно,
линйя от магнитного пускателя до электродвигателя должна быть выполнена про-
водом с медными жилами (марки ПРТО),
Линия к электродвигателю 4. Сечение провода ПРТО от магнитного пускателя
до двигателя принято-равиым 2,5 мм2, так как меньшее сечение для силовых сетей
во взрывоопасных помещениях не допускается ПУЭ. !
Линия к электродвигателям 5 и 6. Расчетный ток линии определяется суммой
токов двигателей 5 и 6.
Магистральная линия. Расчетную длительно допустимую токовую нагрузку
линий определяют суммой токов всех электродвигателей, за исключением тока одного
из электродвигателей, (/ или 2): Дл == 73,1 +69+ 10,5 + 2-7,7 = 168 А. Кратковре-
' менную токовую нагрузку определяют из условий пуска двигателя 3, у которого
толчок пускового тока наибольший: Др — 448+73,1 + 10,5 + 2-7,7 = 547 А.
Выбираем электромагнитный расцепитель автоматического выключателя АВМ-4С
на 400 А (см. табл. 5.3) по длительному току линии из условия /,(0„.в = 400 А > Дл =
= 168 .А. \
кратковременную токовую нагрузку определяют из условий пуска двигателя 3,
у которого толчок пускового тока наибольший: /кр — 448 + 73,1 + 10,5 + 2-7,7 =
= 547 А.
Выбираем ток срабатывания 250 А по шкале, зависимой от .тока характе-
\ ристики, и 1600 А по шкале, не зависимой от тока характеристики, (отсечка с
выдержкой времени). Устанавливаем невозможность срабатывания автоматического
выключателя при пуске двигателя 3: Др.эл=1,25 /кр; 1600 > 1,25-547 = 682 А.
По длительному току линии Дл = 168 А подбираем (см. табл. 5.6) трехжиль-
ный кабель с алюминиевыми жилами на - напряжение, до 3 кВ сечением 95 мм2,
с допустимой нагрузкой 190 А. '
Для,сетей, не требующих защиты от перегрузки, при токе срабатывания рас-
цепителя автоматического выключателя с регулируемой, обратно зависимой от тока
характеристикой Др.,л — 250 А и k3am = 0,66 (см. табл, 5.9) Дрп > k33mI3am =
= 190/>0,66 250 = 165 А. Следовательно, требуемое условие, выполняется.
Пример 5.3. К КТП веха размером 30X70 м присоединены четыре распредели-
тельных шинопровода, к которым подключаются отдельные электроприемники с
суммарной нагрузкой мощностью Р = 420 кВт при coscp = 0,8 и напряжении
380/220 В.-Наибольшая мощность одного электродвигателя PMaKCi = 40 кВт, До„1 =
= 70 А, /пуск =435 А.
Выбрать тип распределительного шинопровода, сечение и Марку кабелей для.
присоединения каждого ШРА и КТП, тип автомата п установку его защиты.
Решение. Расчетный ток одного шинопровода 1„ах=4шм=Р/ /Tt/cos<p-4)=
= 420/(д/3”-380-С»,8--4) =.200 А. Кратковременный ток при пуске наибольшего по
мощности двигателя.
ДР = Дуск + (Домх — Дом i) = 435 + (200 — 70) = 565 А.
• По длительному току /шра = 200 А выбираем: распределительный шинопровод
ШРА-73 на 250 А, автоматический выключатель типа АВМ-4С на 400 А с электро-
магнитным расцепителем на Дащ = 250 А больше /шра==200 А на шкале, зависимой
от тока характеристики, и /Отс на 1600 А на шкале, не зависимой от тока харак-
теристики.
Устанавливаем невозможность срабатывания автоматического выключателя при
пуске наибольшего двигателя 'й Др = 565 А; Дт=1600 А больше 1,25/кр=
= 1,25-565 = 710 А. ; ‘ •
По расчетному току ШРА /ШРА =200 А выбираем кабель марки ААБГ до 3 кВ
сечением 3X120 мм: До„ = 220 А.
Проверяем сечение кабеля по коэффициенту защиты, который составляет для
автоматических выключателей типа АВМ с регулируемой от тока характеристикой
Дащ = 0,66, тогда /доп = 220 А больше Дац1Дащ = 0,66-250 = 165 А. Следовательно,
выбранное сечение кабеля и уставки автоматического выключателя на линии к
шинопроводу ШРА-73--25& выбрано правильно.
209
Пример.5.4. Четыре щииопройода типа ШРА-73-250 (см. пример 5.3) под-
ключаются к КТП не через, кабельные линии, а через магистральный шинопровод.
Выбрать тип магистрального шинопровода, тнп автоматического выключателя и его
уставки для защиты шинопровода н проверить потерю напряжения в магистральном
и распределительном шинопроводах до последнего электроприемника. < •
Решение. Найдем расчетный ток магистрального шинопровода ШМА, считая
расчетную нагрузку на подключаемых к нему шинопроводах ШРА одинаковой и
составляющей 200 А:
: . = Лпма ==4/iiipa = 4-200 = 800 А.
Кратковременный ток магистрального шинопровода ШМА нрй одновременном
пуске-двух наибольших двигателей по 40 кВт и их пусковом токе 2-435 А = 870 А
/вр = /пуск + (/ном — /макс i) — 870 -р (800 — 70) — 1600 А,
Flo расчетному току /Н9м = 800 А выбираем магистральный шинопровод
ШМА-73-1600, а также автоматический выключатель типа ABM-ЮС с электромаг-
нитным расцепителем на шкале, зависимой от тока характеристики /заш =
= 1000 А>/щма = 800 А, и на шкале; ие зависимой от тока характеристики
/»л = 10 000 А. . . 1 '
Устанавливаем невозможность срабатывания автоматического выключателя при
кратковременном токе /кр = .1600 А; /„«= 10000 А больше 1,25/кр= 1,25-1600 =
= 2000 А. , . '
Повышенное значение тока /отс = 10 000 А принято с учетом Возможного значе-
ния тока к.э. на сторойе 0,4 кВ для КТП до 630 кВ-А (см. гл. 6).
Проверяем потерю напряжения на линии ШМА — ШРА Нрй прокладке ШМА
поперек цеха (/ = 30. м) и установке ШРА по длине цеха (I — 70 м).
Удельная потеря напряжения для ШМА-73-1600 — 9,7 В/100 м, удельная по-
теря напряжения для ШРА-73-250 — 9,5 В/100 м (см. табл. 5.1). Тогда максималь-
ная потеря напряжения до наиболее удаленного электроприемника составит
: A(/z = At/шмл + ДТ/шра = 9,7-0,3 4- 9,5-0,7 = 9,6 В, или 2,5%,
i
Что соответствует допустимой потере напряжения для силовых сетей.
§ 5.5. Выбор электрических сетей по потере напряжения
и экономической плотности тока
Расчет электрических Сетей по' потере напряжения. Электриче-
ские сети, выбранные по току нагрузки й рассчитанные иа нагрев,
за исключением силовых сетей, питающихся от встроенных и при-
строенных комплектных подстанций (см. гл. 7), как правило, необ-
ходим© проверять пр потере напряжения. Согласно ПУЭ, для
силовых сетей отклонение напряжения от номинального должно
составлять ие более ±5%. Для сетей электрического' освещения
промышленных предприятий и общественных зданий допускаются
отклонения напряжения от 4-5 До —2,5%, а для сетей электриче-
ского освещения жилых зданий и наружного освещения — откло-
нения, ±5%.> Эти требования обусловлены тем, чТо вращающий
момент электродвигателей зависит от квадрата подведенного напря-
жения и его уменьшение ниже допустимого не обеспечит пуск меха-
низмов; в сетях электрического освещения снижение напряжения
Приводит к резкому снижению светового потока.
Рассмотрим особенности расчета сетей переменного тока- Для
линий, выполненных медными или алюминиевыми проводами,
210
активные сопротивления при переменном токе соответствует йх
омическим сопротивлениям при постоянном токе. Для линий, выпол-
ненных стальными' проводами с большой магнитной проницаемо-
стью, активные сопротивления значительно, больше омических, что
обусловлено образованием внутри проводи переменного магнит-
ного поля. Это поле наводит большую ЭДС в центре провода и
меньшую ЭДС на поверхности, что является причиной Смещения
(вытеснения) тока к поверхности, благодаря чему активное со-
противление стальных проводов по сравнению с их омическим
сопротивлением увеличивается.
Линии переменного тока обладают помимо активного также до-
полнительным индуктивным (реактивным) сопротивлением, вызван-
ным переменным магнитным Полем, возникающим как вне провода,
так и внутри его. ОбЬдеё индуктивное сопротивление одной фазы
провода (Ом/км) трехфазиой линии
х0 = <o(4,611g(Dcp/r) + 0,5p)10-4 (5.16)
где Dcp --- среднее расстояние между осями проВодбв, см; г — внеш-
ний радиус провода, см; (л — относительная магнитная проницае-
мость материала провода, принимаемая - для алюминия и меди
равной единице. Формулу (5.16) можно представить в виде
i х0 — (»4,61 lg (£>Ср/г)10-4 <|УО,5ц1О~4,
ИЛИ
х0т=х'0 + х%, (5.17)
' где ' ‘
4==0,1441g(2Dcp/d) (5.1i8)
— индуктивное сопротивление, вызванное внешним магнитным по-
лем; . . ;
х" = 0,016ц (5.191)
— индуктивное сопротивление, вызванное внутренним магнитным,
полем.
Таким образом, индуктивное сопротивление проводов.учитыва-
ется в воздушных и кабельных высоковольтных н низковольтных
линиях, выполненных из любого материала, при расстоянии между
проводами более 400 мм, что обусловливает наличие а также
в линиях, выполненных стальными_проводами и шинопроводами,
с магнитной проницаемостью ц > 1, что обусловливает наличие,
г"
ЛО .
Рассмотрим особенности расчета сетей переменного тока до
1000 В, обладающих активным и индуктивным сопротивлениями.
На рис, 5U2 приведена векторная диаграмма для линии трех-
фазного тока с двумя индуктивными нагрузками: и i2. Расчетный
ток первого участка сети Ц находят как геометрическую сумму на-
грузочных токов ij и i2. Направление вектора Ц определяет общий
угол сдвига фаз <р, на основании чего находят напряжение 1/ф2, на-
211
Рис. 5.12. Схема (а) и векторная диаграмма (б) линии трехфазного
тока с двумя нагрузками
пряжение в конце первого участка обозначено через Уф1; напряже-
ние' в начале линий УФа находят так, Как указано на рис. 4.21.
Общая потеря напряжения в фазе представляет собой сумму
потерь напряжения на обоих участках. Следовательно, на осно-
вании формулы (4.15)
АУФ == l2r2 cos<p2 + sin<р2 + Iiri costpi + /(х, sinq)s. (5.20)
Учитывая соотношение между линейными и фазными напряже-
ниями, для любого числа ответвлений получим
XU — j/У А Уф — /У 2 (/г cosrp 4- lx sirup). . (5.21)
.. Если расчет потерь напряжения ведется не по токам участков
линии, а по нагрузочным токам (i) потребителей, что более удобно,
то, учитывай соотношение между указанными токами и сопротивле-
ниями (г, R), получим
АУ = j/3~ 2 (iR cosrp -Е iX sin<р) (5.22)
' или в процентах
АУ — (/3~ • 100/УИОМ) S (iR cos<p 4- iX sin ср). (5.23)
Провода и кабели электрической сети р большинстве случаев
выполняют из одного материала с одинаковым сечением. Поэтому
если у потребителя cos<p<2 1 на всех силовых нагрузках, то
ДУ = (/3~ • 100/УНОМ) (г0 со8фх0 sin<p) 14/, (5.24)
где г0, х0— активные и индуктивные сопротивления, Ом/км; / —
расстояние потребителя от источника, км;
/ — р’ 103/( /Т Уном cosxp). (5.25)
212
Подставляя в (5.24) значение тока, получим
MJ = [105/((7„ОМ costp)] (r0 cos<p + х0 sin<р)£pl. (5'.26)
Пример 5.5. Составить расчетную схему и определить потерю напряжения в
воздушной лийии трехфазногб тока, выполненной алюминиевыми проводами сече-
нием 10 мм2 при Uao'„ — 380 В, если на линии имеются нагрузки 10; 5 и 2,5 кВт
с расстояниями их до питательного пункта соответственно 50, 80 и 120 м при <р = 0,8.
Решение: )) активное сопротивление линии сечением 10 мм2 по справочнику
г0 = 3,14 Ом/км; ' ''
2) индуктивное сопротивление линии по среднему значению х0 = 0,4 Ом/км.
При этом иаходрм потерю напряжения по (5.26):
Д£7
• г •
OOJVQ-(3,14-0,8 + 0,4-0,6)(10-0.05 + 5-0,08 + 2,5-0,12) =2,77%.
38(Г • 0,8
В ряде случаев для практических расчетов потерь напряжения используют
справочные таблицы [24].
Выбор электрической сети цо экономической плотности тока.
Потери энергии при передаче по линии возрастали- с увеличением
сопротивления линии, которое, в свою очередь, определяется сече-
нием провода: чем больше сечение провода, тем меньше потери.'
Однако при этом возрастают расходы цветного металла и капи-
тальные затраты На сооружение линии. Чтобы выбрать экономи-
чески наиболее целесообразную линию, сЛедует сравнить капиталь-
ные затраты и ежегодные эксплуатационные расходы для несколь-
ких вариантов линий (не менее двух). Отчисления на амортизацию,
текущий ремонт и, обслуживание возрастают с увеличением сече-
ния проводов и кабедей, так как при этом увеличиваются капиталь-
ные затраты. Сумма указанных составляющих годовых затрат 3 —
= f(s) будет иметь Минимум (рис. 5.13) при так называемой эко-
номически целесообразной плотности тока и сечении провода s3b
(табл. 5.12).
Правилами устройства электроустановок установлены значения
экономических плотностей тока /эк, зависящие только от материала,
конструкции провода и продолжительности использования макси-
мума нагрузки ТМакс (см. табл. 5.11). При этом не учитываются та-
кие факторы, как стоимость
электроэнергии и напряжение
линии. Экономически целесооб-
разное сечение определяется
предварительно по расчетному
току линии /расч и экономиче-
ской плотности /эк:
i
S3K —— Урасч//эк- (5.27)
Необходимо отметить, что в
сетях напряжением до 1000 В
сечение, выбранное по эконо-
мической плотности, тока, в 2—
Рис. 5.13. График зависимости годовых
затрат от сечения провода
213
Таблица 5.12
Продолжитесь-' кость использо- вания максиму- ма нагрузки в. ГОД Тмакс» И Экономическая плотность тока /эК, А/мм2
для неизолированных проводов н шин для кабелей с бумаги-! ной изоляцией и про-1 водой с резиновой и поливинилхлоридной изоляцией для кабелей с рёзнно- , вой и пластмассовой изоляцией
медных алюминие- вых медных алюминие- вых медных алюминие- вых
1000—3000 ' 3000— 5000 5000— 8760 2,5 2,1 1,8 1,3 , 1,1 1,0 3,0 2,5 2,0 1,6 1,4 1,2 3,5 3,1 2,7 1,9 1,7 1,6
Примечание. Значения экономической плотности тока даны для районов
европейской части СССР, Закавказья, Забайкалья и Дальнего Востока.
3 раза превышает сечение, выбранное по другим техническим тре-
бованиям (нагреву, потере напряжения, механической прочности).
Для устранения такого несоответствия допускается: а) повышать
для изолированных проводов сечением 16 мм2 и менее экономиче-
скую плотность тока на 40%; б) не проверять на экономичёскую
плотность при продолжительности использования максимума ме-
нее 4000—5000 ч электрические сёти напряжением до 100043, все от-
ветвления к отдельным токоприемникам до 1000 В, осветительные
сети и сети временных сооружений, а также шины распределитель-
ных устройств и подстанций. Однако следует учитывать, что в дей-
ствительности зависимость 3 = f(s) для различных сечений прово-
дов ,не является линейной и поэтому выбранные по графику
(рис. 5.13) сечения будут хотя и экономически целесообразны-
ми, ио не . оптимальными. Для Определения оптимальных сечений
проводов и. способов их прокладки был предложен метод экономи-
ческих, интервалов, для которых строят номограммы’/ = f(o), где
о = (Енорм -Ь p.i)/(тСэл); £ноРм,. — нормативный и амортизацион-
ный коэффициенты отчислений; т — время максимальных потерь
(см. рис. 2.10); Сэл — стоимость потерь электроэнергии для от-
дельных районов [38]. 1
На основании номограмм / — f(o) [38] определяют зону с ко-
ординатами/ й о и соответствующее им Экономическое сечение про-
вода. $
Учитывая перечисленные допускаемые отступления от значения
экономической плотности, правильным считают выбор экономически
целесообразного сечения, которое находят путем экономического
сопоставления двух сечений, из которых одно больше, а другое
меньше сечеиия s3K; для намеченных сечений сравнивают годовые
затраты:
214
' 3 = С+ 0,125 К, (5.28)
где С — годовые эксплуатационные расходы: суммарная стоимость
потерь электроэнергий, стоимость амортизационных отчислений
и стоимость ремонта'и эксплуатации (см. гл. 4); 0,125/С — годовые
капитальные затраты с учетом нормативного, коэффициента, рав-
ного 0,125,—-это величина, обратная сроку окупаемости в 8 лет.
При расчете сети внутрицехового электроснабжения условно
принимают, что питательные сети выполняются магистральными
^шинопроводами (ШМА), подключенными к трансформатору. От
|ШМА питаются распределительные шинопроводы (ШРА), пролог
[ женные вдоль пролета цеха. Расчетный ток ШМА принимается по
f номинальному току силового трансформатора^ Ток участка распре-
делительной сети '
/ = iH/ = feMaKCSl/(/3-t/J,S0. (5.29)
' • ' ,
где iB — ток нагрузки на 1 м, А/м; I —- длина расчетного участка
сети распределительного шинопровода, м; kMaKCS —суммарная ра-
счетная максимальная нагрузка цеха без электрического освещения
с учетом коэффициента максимума Л„акс, кВ-А; (/лнапряжение
линии, кВ; 2/—-ДЛииа всех распределительных шинопроводов
цеха, м.
Потеря- напряжения в питающем шинопроводе ие должна пре-
вышать 1,5-—1,8% и определяется пр формуле
MJ == (/Т 2/piU- 100/1/л) (г costp +.xsin<p), (5.30)
где 2/расч/— сумма моментов токовЫх нагрузок Линии (шинопро-
вода), А • КМ. )
Для распределительных шинопроводов с равномерной нагруз-
кой .потеря напряжения не должна превыЩать 2—2,5% и опре-
деляется по формуле . ' 1
ДС/ = (1/Т-0,51н/-100/(/л) (/?cos<p+ Xsincp), (5.31)
где (J =/. ’ - . ‘ ‘
Следует учитывать, что изменение местоположения цеховых под-
станций связано в ряде случаев с изменением сечения и протяжен-
ности высоковольтной линии, а также с заменой выключателя, уста-
новленного на ГПП или ЦРП завода.
Для окончательного выбора схемы электроснабжения цеха или
группы цехов необходимо выявить технико-экономические показа-
тели каждого из намеченных вариантов. , '
' Капитальные затраты определяются по укрупненным показате-
лям стоимости оборудования, строительства и монтажа одного эле-
, мента схемы (камеры трансформатора, ячейки высоковольтного
[ выключателя, 1 км кдбеля и др.).
Принимаем в ,(5.28) переменной только стоимость потерь. Что-
бы определить стоимость потерь электроэнергии, подсчитаем по-
215
тери (кВт • ч/год) для: а) магистрального шинопровода при не-
скольких распределенных нагрузках:
ЛГщма = ,32/расчГГ- ю1; (5.32)
б) распределительного шинопровода при равномерно распреде-
ленной нагрузке:
АИ7ШРД = /2/?т-10'3. (5.33)
В формулах (5.32), (5.33) /расч и I — соответственно расчетный
ток линии и ток участка линии (шинопровода), A; R и г — соот-
ветственно сопротивление линии и участка линии (шинопровода),'
Ом. ~ -
Число часов использования максимума нагрузки ТиСТмакс) опре-
деляется характером нагрузки отраслей промышленности. Стои-
мость годовых потерь электроэнергии
С — с(Д WzinMA + AU^uipa) , (5.34)
где с — стоимость электроэнергии, принимаемая по одноставочному
тарифу (см. § 3.7). По двуставочному тарифу стоимость электро-
энергии с состоит из основной оплаты, например для Мосэнерго за
1 кВт максимальной нагрузки принято 43 р. 10 к. или. за 1 кВ • А
оплачиваемой мощности установленных трансформаторов и двига-
телей напряжением выше 1000 В — 22 руб. и дополнительно 8 коп.
за 10 кВт • ч, учитываемой счетчиками электроэнергии на вторич-
ной стороне; ДИТфмА и AIFimpa — потери электроэнергии в магист-
ральном р распределительном шинопроводах.
На основании полученных данных о стоимости капитальных за-
трат и годовых потерь сравниваемых вариантов определяют годо-
вые затраты и выбирают вариант с минимумом годовых затрат.
§ 5.6. Расчет троллейных линий, и подпиток к ним
Расчет троллейных линий. Троллейные провода применяются
в крановых установках для двигателей подъема, тележки и моста.
Двигатели кранов работают в повторно-кратковременном режиме
с низким коэффициентом использования.
Троллейные линии крановых установок, где в качестве материа-
ла применяют угловую сталь или шинопроводы ШТМ, можно рас-
считать методом, который сводится к выбору размеров угловой ста-
ли или серии ШТМ, удовлетворяющих условиям нагрева и допу-
стимой потере напряжения.
Первое условие проверяют сравнением тока /30 — активной 30-
минутной нагрузки — с допустимым током для данного профиля
угловой стали (табл/5.13) или шинопровода серии ШТМ [36]:
Лакс /30 = + (Ры tg'T)* /(/3" U), (5.35)
где Рпотр — потребляемая мощность, определяемая по номинальной
мощности Риок и КПД р: Р„птр = РПОм/р; k30 — коэффициент спро-
216
Т а б л и ц а 5.13
Номер, профиля Размеры угловой стали, мм Длительно допусти- мый перёменный ток, А Омическое сопро- < тивление, Ом/км
2; 5 . 25x25x3 155 1,01
2; 5 25x25x4 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 0,27
6 60X60X6 416 0,17
7; 5 75X75X8 545 0,08
са, определяемый по рис. 5.14 в зависимости от режима работы
крана и эффективного числа двигателей пЭф (см. § 2.4).
Пиковый (кратковременный) ток группы приемников, напри-
мер крановых двигателей, с достаточной для практических расчетов
точностью определяется как
Д1И'к - Ауск.макс “|~ (7макс Люм ) ,
гдб /пуск.макс — наибольший из пусковых токов двигателей в груй-
пе; /макс — максимальный расчетный_ток, принимаемый для кранов
/30; Лом — номинальный ток наибольшего двигателя.
При расчетё’ троллеев следует учитывать, что для кранов малой
грузоподъемности с короткозамкнутыми двигателями коэффициент
мощности coscp = 0,45 4- 0,5 и для кранов болыйой грузоподъем-
ности с двигателями с фазным ротором coscp — 0,6. При питаний
от одной троллейной линии двух кранов расчетную длину троллеев
умножают на 0,8, трех кранов — на 0,7, учитывая маЛук> вероят-
ность работы кранов в конце линии.
Пример 5.6. Выбрать троллейный ши-
нопровод для двух мостовых кранов со
средним режимом работы грузоподъем-
ностью 10 и 15 т. На первом кране
установлены короткозамкнутые двигатели
с номинальной мощностью Р[=33 кВт
। (подъема — 16 кВт, тележки — 2 кВт,
передвижения моста — 2x7,5 кВт); на
втором кране — с номинальной мощно-
стью Рп=52 '.кВт; подъема — 22; те-
лежки — 5,0; передвижения моста 2Х
Х~,5 кВт. Проверять выбранный трол-
лейный шинопровод на потерю напря-
жения при (7=38О В, расчетном пролете
LpaC4=65 м с учетом потерь в магистраль-
ном шинопроводе ШМА-73, от которого
питается троллейный шинопровод ШТМ-70
(см. табл. 5.1)? '
Рис. 5.14. Коэффициент спроса для
крановых установок при режимах ра-
боты:
I — весьма тяжелом; 2 — тяжелом; .3 —
среднем; 4—легком; 5—особо легком
217
Решение. Номинальный и пусковой ток наибольшего по мощности двигателя
при i] = 0,91, cos <р —0,65 и £пус« = 6,0 ,
/«о» 1 = Р/ /У -380-0,65-0,91) = 50 А; .
- /пуск! = 6/я011 = 6-50 = 300 А.
Суммарная номинальная мощность двигателей двух кранов
Рг ной?= Pi + = 33 + 52 = 85 кВт,, ' /
'Потребляемая мощность при т] = 0,91 ( *
г Р„0ТрР1в01,7т] = 85/0,91 =93'кВт. ,
1 ’ Эффективное число электроприемииков
ном/(Р? + /’ll) = 852/(332 + 522)«2.
По рис: 5.14 находим при-среднем режиме работы кранов коэффициент спроса
<г30 = 0,4? Определяем по Формуле (5.35) максимальный расчетный ток троллеев при
работе двух кланов, Принимая cos<ppaC4 = 0,45 и tg<ppaC4 = 1,98:
7 /мйкс = /зо п= /(93-0,4)? + (37- 1.98У'/(/У-380)= 125 А.
Кратковременный пусковой ток при пуске наибольшего двигателя и работе,
остальных двигателей .
/кр =/пуск?+(/зо “/но» i) ~300 + (125—-50) =375 А.
Выбираем троллейный шинопровод ШТМ-70 (см. табл, 5-1) на номинальны!)
ток 200 А, что больше максимального расчетного тока /макс = 125 А.
Для выбранного шинопровода ШТМ-70 [36] /?=0,315 Ом/км, Х=0,164 Ом/км.
z Тогда потери напряжения в ШТМ-70 при. пусковом токе 7кр Пу<-к = 375 A, cos<p = .0,6
и sin<p= 0,8, tpaM = 0,065 км
At/штм = /У(/?СР5<р + Xsin tp) /кр „£км « /У-0,32-375-0,065= 13,5 В,
Потери напряжения в шинопроводе ЩМА-73 составляют 9,7 41 иа 100 м
(см- табл. 5.1). Тогда при длине шинопровода ШМА-73, равной 30 м, '
, Д//ШМа —9,7.0,3 = 2,91 В.
. Общие потери напряжения до наиболее удаленной точки троллеев At/MaKC =
- = Л(7щМА+Д(/штм = 2,91 + 13,5=16,41 В, или 4,2%, что вполне допустимо для
ТроЛлеиных линий.
Расчет подпиток для троллейных линий. При больших длинах
троллейных, линий и пиковых токах Для снижения потери напря-
жения применяют секционированные линии, или подпитки. Подпит-
ку можно выполнить двумя способами: 1)'кабелем или проводом
в трубках в виде шлейфов и 2) алюминиевой лентой,, прокладывав-’
мой параллельно троллеям непосредственно по держателям. При
первом сйрсобе шаг Подпитки равен расстоянию между точками
присоединения подпитки к троллеям. Такай подпитка; называете»!/
безындукционной. , /
njpi+f втором споСрбе шаг подпитки равен расстоянию между J
держателями троллеев;. Такая подпитка является индукционной,1
гак как между троллеями й Подпитками возникает взаимоиндукция.
Техиико-экоцдмическими расчетами установлено, что при ин-:
218
дукционной подпитке лентой ’расход алюминия примерно на 25%
больше' Однако по капитальным затратам и простоте выполнения
монтажных работ этот способ ймеёт < значительные преимущества
перед кабельной безындукционной подпиткой и поэтому применя-
ется чаще. . • 1 . ,
Расчёт индукционной подпитки сводится к определению мини-
мального сечения алЮмиииевой ленты, при котором потеря напря-
жения в троллейной лииии не превысят допустимого значения, Для
этого определяем максимальный пиковый ток в троллее 7п.т, исходя
из допустимой потери напряжения:
Лт=АПо/(АПт41О~3), .
где At/о — допустимая потеря напряжения, В;.Д1/Т — то же, на 1 км
линии (см. табл.,- 5.14.}; — длина троллейной линий от точки
питания до наиболее удаленного конца, км.
Пиковый ток подпитки в ленте /п.л = 4 —L. Наивыгоднейшее
соотношение токов у‘= z„/Zf ==/п.т//п.л. По табл. 5.14, исходя из
значения у, подбираем размеры леиты. . л
1 ' Т абл и ц а 5.14
Параметры троллеев 1- . Параметры подпитки Наивыгодней- шее отношение У®=2„/Лт . //
размеры уг- ловой ста- ли, мм сопротивле- ние zT, Ом > потеря напря- жения Д(/т прн cos<p=e да»0,5, В/км размеры алю- миниевой лен- ты, мм сопротивле- ние zn, Ом
„ 20x3 30x3 0,583 0,425 0,280 0,204
50x50x5 2,08 3,32 . 40x3 50X3 60X3 . 80X3 0,348 6,320 0,248 6,210. 0,167 i0,154 . 0,119 0,101
Пример 5,7, Рассчитать подпитку при напряжении лийии 380 В, длине лцинн
от ТП до тоЧкн присоединения к троллею /ф = 60 м, длине троллейной линии,
выполненной из угловой етали 50X50X5, от точки присоединения фидера до наи-
более удаленной точки троллеев 1Т — НО м, максимальном токе нагрузки /м = 120 А,
пиковом токе /„ = 355 A, cos<p = 0,5, допустимой Потере напряжения А/70='5,7%,
или 2Г,7 В. . . . ' < • .
Решение. Максимальный ток, допускаемый в троллейной лннни, исходя из
А(/, = 3,32 В (табл. 5.14)
/„.т = А1/0/(А//ЛЮТ3) ^ 21,7/(3,32-110-Ю”3) = 59 А.
• и: - : 1 г :‘
При этом ток. подпитки в ленте /„.„ = /„—/„> = 355 — 59 = 296 А. Наивы'годнейшее
соотношение токов ‘
у = z„/zT =/„,//„.„ = 59/290 = 0,199.
Соответственно по табл. 5.14 подбираем ближайшее значение ,у = 0,204, прн котором
Размер алюминиевой леиты будет 30X3 мм.
219
§ 5.7. Расчет сетей электрического освещения
\ ' I
Согласно ГОСТ 13109—67, отклонение напряжения в сетях элек-
троосвещения допускается в пределах от 4-5 до —2,5% от номи-
нального. - >
При использовании в сетях напряжением 380/220 В совместного
питания осветительной и силовой нагрузок следует учитывать ко-
лебания напряжения при пуске электродвигателей, сопровождаю-
щиеся миганием ламп. Если такие колебания напряжения повто-
ряются более 10 раз в час, согласно правилам они не должны пре-
вышать 4% от номинального напряжения ламп. Если колебания
напряжения превышают указанное значение, то осветительная на-
грузка должна подключаться на отдельный трансформатор. По-
этому сеть электроосвещения, выбранную по условиям нагрева,
нужно проверить на допустимую потерю напряжения. Обозначим
величину 2р/ в формуле (4.27) через 2Л4 — сумму моментов на- :
грузок, а величину U~2(у • 10“) —через коэффициент с, завися-
щий от напряжения сети, системы распределения электроэнергии .
и материала провода у и определяемый по табл. 5.15. ,
Таблица 5.15
Номинальное напряжение се- ти, В / Система сети и род тока ' Коэффициент с
для медных проводов для алюминие- вых проводов
380/220 380/220 220 220/127 220/127 127 120 120 110 36 24 12. Трехфазная с нулевым проводом Двухфазная с нулевым проводом Двухпроводная переменного или постоянного тока Трехфазная с нулевым проводом Двухфазная с нулевым проводом Двухпроводная переменного или постоянного тока Трехфазная Двухпроводная переменного или постоянного тока 77 34 12,8 25,6 11,4 . 4.3 7,6 3,8 3,2 0,34 0,153 - 0,038 * 46 20 7,7 , 15,5 6,9 2,6 4,6 2,3 1,9 0,21 0,092 0,023 1
Тогда при активной нагрузке (электроосвещении) и равномер-
ном ее распределении пользуются формулами, применяемыми для
любого участка (costp = 1):
At/==2M/(cs); s = 2Л4/(сД17). (5.36).
' Полная потеря напряжения в осветительнбй электросети от ис-
точника до последней лампы
220
= (Ug— 1/л)/иты.л, (5.37)
где Uo — вторичное напряжение х.х трансформатора; U,L — напря- 1
жение последней лампы, принимаемое по нормам и равное 97,5%
от номинального напряжения лампы; U, ном.л. ' номинальное напря-
жение лампы, соответствующее номинальному напряжению сети.
Полная потеря напряжения распределяется между потерей на-
пряжения в трансформаторе Д(А и потерей напряжения'в сети
7 MJ = MJ, + Д(/с.
Потеря напряжения Н трансформаторе
ДО, = a|3(ua costp -|- Up sin<p),
где а == Uq/Uw>* — коэффициент, равный отношению вторичного
'напряжения трансформатора при х.х. к номинальному напряже-
нию сети; р = 3/3Ном — коэффициент загрузки трансформатора;
иа, Up — активная и реактивная составляющие напряжения корот-
кого замыкания ик. Значения их определяют,/ по формулам
Ua — /\Рм/(10SHOM) , Up — u'i иа,
где ДРм — потери в меди трансформатора, Вт.
Потери напряжения в сети
MJQ—MJ—&Ut=U0—-{/л/Пном.л—сф(иа cosq>4-Up sintp). (5.38)
Следовательно, А (Л определяется мощностью трансформатора,
его загрузкой и coscp (табл. 5.16).
Таблица 5.16
Мощность тран- сформатора, кВ • А Коэффи- 1 циеит иа- грузки Потери напряжения, %, при коэффициенте мощности
1 0,9 0,8 0,7 0,6
0,8 6,1 4,7 4,4- 4,2 3,9
160—250 0,7 6,3 5,0 4,8 4,6 4,3
0,6 6,5 5,3 . 5,2 5,0 4,7
0,8 6,3 4,9 4,6 4,3 4,0
400 0,7 6,4 5,2 5,0 4,7 4,4
0,6 6,5 5,5 5-,4 5,1 4,8
Пример 5.8. Рассчитать сеть электрического освещения при ширине цеха 20 м,
Длине 85 м и расстоянии между светильниками -и рядами светильников 3,6 м. При
ширине цеха 20 м число рядов светильников составит 20/3,6 = 6 рядов; в каждом
Ряду при длине цеха 85 м бу'дет 85/3,6 = 24 светильника при мощности ламп
24-2-80 = 3820 Вт, или 3,82 кВт, общая мощность освещения при 6 рядах составит
6-3,82 = 23,2 кВт.
Решение. Определяем расчетный ток магистральной линии от КТП До освети-
тельного щитка типа СУ9442-17 на 6 рядор с двумя вводными автоматами А3163
и шестью автоматами типа АЗТ61 на групповых линиях:
/«г = P/'(/Tb'cos<f.) = 23,2/(/Т -380-0,95) ж 37,5 А.
221
Выбираем по табл/5.8 четырехжнльный кабель ААБГ 3X10+1X6 мм пои!
/д„„=45 А > /расч =< 37,5- А. ' р |
Проверяем сечение кабеля по коэффициенту защиты, принимая А3=.1 и ток
расцепителя автомата /расц = 40 А /расч — 37,5 А. • , J
Групповые распределительные линии к отдельным рядам светильников прокла-
дываем в коробах тйпа КЛ-1. Определяем расчетный ток одного ряда при прокладке
к нему трехпроводнойлннии (две фазы и, нуль, напряжение 220 В).. " i
/гр=ьР/((7фсо5<р) = 3,82/(220-0,95)» 18,5 A. J
Выбираем провод АПРТО-ЗХ2,5 мм, /яоп=19 А >/гр=18,5 А. Ток расцепителей
автоматов типа А3161 на 20 А. ’ .
'Проверяем потери напряжения в магистральной и распределительной сети при
расчетной длине'магистральной сети 20 м и распределительной сети 50/2 = 25 м:
AV-ar = PlftCs) = 23,2-20/(46-10)= 1%; А1/раы1р = 3,8-25/(20-2,5) = 1,9%.
Общая потеря напряжения 2,9%, что меньше допустимой (А(7яоа = 4,3%) при'
совместном питании силы и-света от трансформаторов мощностью до 400 кВ-А
(см. табл. 5.14).
§ 5.8. Технико-экономическое обоснование выбора системы
. электроснабжения цеха
Пример 5.9. Выбрать по технико-экономическим показателям оптимальный ва-
риант .электроснабжения и прокладки кабеля для механического цеха площадью
30X70 м и установленной мощностью Руст = 655 кВт.
Вариант I. Электроснабжение цеха осуществляется от КТП соседнего цеха
на! расстоянии 1|=200.м. Прокладывается кабель ААБ напряжением до 1 кВ'в
траншее и кабель АПВГ в лотках к распределительным шинам н электропрнемни-
' кам./ Устанавливается шесть распределительных щитов (по три щита иа стенах
по длине цеха). .
Принимаем, что'до цеха прокладывается два кабеля ААБ напряжением 1 кВ,
сечением 3X120 мм с допустимым током /я„а| = 2X300 = 600 А н длиной L\ — 200 м.
Внутри цеха прокладывается кабель АПВГ длиной Z." = 50 м и сечением 3X70 мм.
Решение. Принимая cos<p = 0,8, /<с = 0,4, находим расчетный ток:
7расч I =* рл - 655/( УТ - 380 • 0,8) = 497,6 А.
-Стоимость прокладки кабеля ААБ сечением 3X120 мм и длиной 200 м
.(2-2716 + 2270)0,2= 1540 руб.
Стоимость прокладки кабеля АПВГ сечением 3X70 мм и. длиной 50 м
(2052 + 1222)0,05 = 164 руб.
Общая стоимость прокладки питающих кабелей с учетом амортизационных
•отчислений (16%)
Скав = 0,16(1540+ 164)» 270 руб.
Принимая сечение кабеля АПВГ в лотках (150 лотков по 2 м) равным 3X16 мм,
длину линий 300 -М = 0,3 Км, стоимость кабеля на, 1 Км 864 руб. и одного лотка
1 руб. 75 коп., получим общую стоимость сети с учетом амортизационных отчис-
лений; , ’
Сс = 0,16(864-,0,3 + 1,75-150) » 84 руб.;
Стоимость шести щитов с установочными автоматами по 420 руб. за каждый
Сш = 0,22-6-420 » 555 руб.
Общие капитальные затраты
Зат = 270 + 84 +.555 = 909 руб.
222
Потери мощности в кабеле сечением ЗХ120 ,*м,₽ри полной Нагрузке (300 А на
один кабель) составляют ДР, = 90 кВт/km, Принимая средний коэффициент за-
грузки кабеля К3=0,7 при длине кабеля 2X200=0,4 км, найдем расчетную потерю
мощности: • ‘ ,... . '
-. , ДРк=К|ДРя(=0,72-90-0,4^.18 кВт.
. Потери, мощности в распределительной сети при усредненном сечении 16- ММ2
составляют при полибй нагрузке ВО кВт/км. ^Принимая средний коэффициент за-
грузки распределительной сети /(,==0,6 при длине сети 300-м, найдем расчетную '
потерю мощности: ДРС== 0,62-60-0,3 = 7,5 кВт.
Принимая работу цеха в две смены, максимальное-число .часов использования
Г„ = 3500 ч, время потерь с = 2300 ч. Тогда годовые, потерн электроэнергии. '.
'ДИ7„Д| .= (ДР^+ ДРе)т = (18 + 7,5)2300 = 58,7-103 кВт-ч.
Стоимость потерь при тарифе.0,8 коп/(кВт-ч)
. СП1 = 0,8-58,7- 1(Я/100 = 470 руб.
Общие затраты’
Зх, = 3Kt + Сп1 = 909 + 470 = 1379 руб.
- -' 1 ‘ . - <1
Вариант И. Электроснабжение осуществляется от КТП, установленной в данном
цехе и присоединенной к проходящему у цеха кабелю ААБ напряжением .10 кВ И
сечением 3X35 мм. Электррприемники питаются от шинопроводов.' ШРА и трех
распределительных щитов. Мощность КТП определяется по: расчетной мощности
Рр„„ == $»Ру« = 0,4 • 655 = 260 кВт н Qpac4 = Рр.с, tg<p = 260 • 1 .= 260 квар. Следова-
тельно, полная расчетная мощность составит 360 кВ-А и мощность КТП JX400 кВ*А.
Решение. Стоимость КТП, аключая стоимость монтажных работ с учетам
амортизационных отчислений (0,22-2300 = 506 руб.) и стоимость работ по присоеди-
нению кабеля ААБ (50 руб), составит
Сцтп 506 + 50 = 556 руб.
Принимаем установку и монтаж трех шинопроводов ШРА-73 длиной 50 м каж-
дый на ток 400 А. ./ /
Общая длина 150 м или 50 секций по 3 м Каждая стоимостью 25 руб.
4 Стоимость шиидпроводов ШРА с учетом амортизационных отчислений
СШРА = 0,22-25-50 = 275 руб.
Стоимость Йонтажиых работ составит 30% от стоимости шинопроводов, ШРА,
т. е. 83 руб. Стоимость установки трех распределительных щитов ’
Сш = 3-420-0,22 « 280 руб.
Потери электроэнергии в трансформаторе мощностью .400 кВ-А составляют
16-103 кВт-ч (см. пример 2.9). , •
Принимаем потерю напряжения в ШРА длиной 150 м равной 11,5 В иа каждые
100 м [36], расчетный ток /расш = 24.0 А, коэффициент1 загрузки Ка = 0,6. Опре-
деляем: потери мощности А/’шра= V3--11,5-150-240-0,8 = 5,8 кВт; потерн электро-
энергии ДЙ^годи = 5,8-2300 = 13-103 кВт-ч; стоимость потерь Ся = 0,8(16-10* +
+ 13 -103) я* 232 руб; общие затраты
32И = СКтп + С1ИРА + Сш + С„ = 556 + 278 + 83 + 280 + 232 ® 1430 руб.
’ - , f .
Вывод. 'Установка отдельной КТП для электроснабжения Механического цеха
и распределение электроэнергии шинопроводами ао капитальным затратам равно-
ценна варианту с прокладкой кабелЯ и кабельной, разводкой по-цеху, ио при этом
экономия электроэнергии при установке Отдельной КТП за Счет снижения, потерь
составит (58,7 — 29)103 як 30-1(г кВт-ч в год.' Поэтому вариант П является более
ЭКОНОМИЧНЫМ. 1 / ' J.I .1
Примечание. Стоимость оборудования и прокладки сети принята по [23, 36].
223
ГЛАВА 6
КОРОТКИЕ ЗАМЫКАНИЯ В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ.
ВЫБОР АППАРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ
§ 6.1. Основные понятия и соотношения
В электрических установках могут возникать различные виды
к.з., которые сопровождаются резким увеличением тока. Все элект-'
рооборудование, устанавливаемое в системах электроснабжения,,
должно быть устойчивым к токам к.з.. и выбираться с учетом этих
токов. Различают следующие виды к.з.: трехфазное, или'вимметрич-
ное, когда три фазы соединяются между собой; двухфазное — две
фазы соединяются между собой без соединения с землей; однофаз-
ное — одна фаза соединяется с нейтралью источника через землю;
двойное замыкание на землю — две фазы соединяются между со-
бой и с землей.
Основными причинами возникновения к.з. в сети могут быть:
повреждение изоляции отдельных частей электроустановок; непра-
вильные действия обслуживающего персонала; перекрытия токо-
ведущих частей установок.
Короткое замыкание в сети может сопровождаться: прёкраще- -
нием питания потребителей, присоединенных к точкам, в которых
произошло к.з.; нарушением нормальной работы других потребите- >
лей, подключенных к неповрежденным участкам сети, вследствие
понижения напряжения на этих участках; нарушением нормаль- ;
ного режима работы энергетической системы.
Для предотвращения к.з. и уменьшения их последствий необ-
ходимо: устранять причины, вызывающие к/з.; уменьшать время
действия защиты, действующей прн к. з.; применять быстродейству-
ющие выключатели АРВ для'быстрого восстановления напряже-
ния генераторов; правильно вычислять токи к. з. и по ним выби-
рать необходимую аппаратуру, защиту и средства для ограниче-
ния токов к. з.
Рассмотрим причины возникновения, особенности протекания
к. з. и расчет токов к. з. С момента возникновения к. з. до его пре-
кращения в короткозамкнутой цепи протекает переходный процесс,
характеризуемый наличием двух составляющих тока^ к. з.: перио-
дической (колебательной) и апериодической.
На рис. 6.1 приведены кривые изменения тока'к. з.’ системы не-
ограниченной мощности1 (Sc = со). Здесь И Далее при рассмотре-
нии явлений, вызванных к. з., приняты следующие обозначения то-
ков: i„6 — мгновенное значение тока нагрузки в момент k.i3.; iy —
-мгновенное значение ударного тока к.з. через полпериода (0,01 с)
после возникновения к. з. (по величине iy проверяют электрические
аппараты, шины и изоляторы на динамическую устойчивость) , /п.макс
ёп — соответственно максимальное и мгновенное значения периоди-
ческой составляющей тока к. з.; /а;;акс, 4о — соответственно мак-
симальное н мгнореннбе значения апериодической составляющей
тока к. зл /„о — действующее значение установившегося тока к. з.
224
Рис. 6.1. Кривые изменения тока при коротких замыканиях
(по величине Iж проверяют электрические аппараты и токоведущие
части на термическую устойчивость) ;/"=» Z„o — начальное дейст-
вующее значение периодической составляющей тока к. з. (сверх-
переходНый ток к. з.).
Действующее значение полного тока к. з. для произвольного
момента времени t определяется соответствующими составляющи-
ми — периодической in( и апериодической ia( к. з. Периодическая
составляющая тока к. з. изменяется по гармонической кривой в
соответствии с синусоидальной ЭДС генератора; апериодическая
составляющая определяется характером затухания тока к. з., ко-
торый в свою очередь определяется активным сопротивлением цепи
и обмоток статора генератора. В цепи напряжением выше 1000 В,
где значение активного сопротивления мало, время затухания апе-
риодической составляющей 0,15—0,2 с.
Известно, что в цепи, содержащей индуктивность, всякое изме-
нение тока вызывает изменение магнитного потока, который наво-
дит в этой цепи ЭДС самоиндукции. Под действием последней
в цепи устанавливается апериодический ток обратного направле-
ния (рис. 6.1), который в начальный момент (/ = 0) равен разности
мгновенных значений токов нагрузки рабочего режима z„o и перио-
дической Доставляющей тока к. з. ino *=1п. макс.:
^а0 35 ^и0 *п.макс>
(6.1)
8-545
225
Следовательно, благодаря инерции магнитного потока не проис-
ходит мгновенного изменения тока, так как возникновений аперио-
дической составляющей ие позволяет в начальный момент корот-
кого замыкания мгновенно изменяться Току от 1и0 до /й «w
Основные соотношения между токами к. з. Связь между значе-
нием ударного тока /у и начальным действующим значением перио-
дической составляющей тока к. з. 1п0 устанавливается из следую-
щих соотношений.
Г. Апериодическая составляющая затухает пр экспоненциаль-
ному закону, определяемому уравнением
4 = Л.макс^'/Та, (6.2)
где /а маКс — амплитудное (максимальное) значение апериодиче-
ской составляющей; Та — постоянная времени затухания аперио-
. дЮгесКой Составляющей, определяемая соотношением между Индук-
тивностью н активным сопротивлением гк.цепн к. з.:
П = Тк/Гк- . (6.3)
Учитывая, что при ы = 2я/ном = 2л/к индуктивное сопротивление
хк = со£ —3144, откуда £ = хк/314, получнм
V 1 Та = Тк/гк = Ха/(314Гк). (6.3а)
2. Ударный ток, соответствующий времени /^0,01. с, т. е, через
полпернода, (рис. 6.1) после возникновения к. з.,
iy — 4“ Тъмаке» (6.4)
где /« . макс V2~/„0 — максимальное значение периодической со-
ставляющей.
Подставляя в (6.4) значения (6.2), находим
iy А.макс^ . / а"Ь At.маю- (6.5)
В момент t—О ток 1п.иак<, = 1*^, Тогда
«у *= Смаке + 1П.тМе~1/Т“ = /л.„аке ( 1 + £Г'/Та)=₽ /2'7ПО( 1 е‘/7'а ) .(6.6)
Обозначая величину
1 4- g-o.oi/r. feyj (6.7)
получим 111
<у = £у/27П0. <9(8)
Следовательно, ударным Коэффициентом Ау учитывается (через
постоянную времени затухания Та.) соотношение между активным
и индуктивным сопротивлениями цепи к. з., т. е. расстоянием к. з.
'от генератора. ' ‘ .
Для воздушных линий напряжением выше 1000 В постоянная
226
времени Г«=0,05 с; тогда по
формуле (6.7). найдем fey=
= 1,8 и по формуле (6.8) —
ударный ток:
() .== 1,8уТ/П0=2,55/„р. (6.9)
Если ЭДС источника не-
изменна (например, при пи-
тании от сети неограничен-
ной мощности), то и перио-
дическая составляющая то-
ка к. з. будет неизменна:
Рис. 6.2. Кривая для определения ударного
коэффициента fey
/" = 7„О=7К. (6.IO)
При вычислении токов к. з. в удаленных от генератора точках,
где активное сопротивление значительно (за трансформаторами
малой мощности, в кабельной сети), ударный коэффициент опре-
деляют по кривой зависимости (рис. 6.2) fey = f(Ta) =f[x/(314r)].
Наибольшее действующее'значение полного тока к.з. в течение
первого периода/к. з., а так же как и для мгновенных значений
тока к. з., \
. /у = /7* Чг & • (6.Н)
По величине /у проверяются аппараты на динамическую устой-
чивость (в течение первого периода к.з.). Так как для / = 0,01 с
7а/ --- /у /ц.макс *— fey7n.MHKC 7П-Макс -------------- )72 7nO*(fey 1), (6.12)
то, заменяя 7„0 на /к из (6.12), получим
/у= + [уТЩу - I)]2 ==/к j/l + 2(fey - I)2 =/к7, (6.13)
где q = /1 4-2(fey—I)2.
Значения коэффициентов fey и q зависимости от места к. з. при-
ведены в табл. 6.1.
Таблица 6.1
Место короткого замыканий Коэффициенты
Я
Выводы явнополюсного гидрогенератора: без успокоительной обмотки 1,95 1,68
С успокоительной обмоткой 1,93 1,65
Выводы турбогенератора 1,91 1,63
В цепи без учета активного сопротивления 1,8 1,52
На стороне НН трансформаторов, кВ • А 630—1000 1,3
100—400 • 1,2 1,09
Удаленные точки к. з. с учетом активного сопротивления По рис. 3.6 —
8*
227
§ 6.2. Способы расчетов токов короткого замыкания
Для вычисления токов к.з. составляют расчётную схему,
соответствующую нормальному режиму работы системы электро-
снабжения при параллельном (для повышения надежности) вклю-
чении всех источников питания. В этой схеме учитывают сопро-
тивления питающих генераторов, трансформаторов, высоковольт-
ных линий (воздушных и кабельных), реакторов. По расчетной
схеме составляют схему замещения, в которой указывают
сопротивления всех источников и потребителей и намечают вероят-
ные точки для расчета токов к. з.
Для генераторов, трансформаторов, высоковольтных линий и
коротких участков распределительной сети обычно учитывают
только индуктивные сопротивления. При значительной протяжен-
ности йети (кабельной и воздушной) учитывают также их актив-
ные сопротивленйя, так как в удаленных от генераторов точках к. з.
сказывается снижение ударного коэффициента. Целесообразно учи-
тывать активное сопротивление, если rv>xs/3, где г2, хх — суммар-
ные активные и реактивные сопротивления распределительной сети
от генератора до места к. з.
Для отдельных элементов схемы принимаются следующие зна-
чения индуктивных сопротивлений:
а) для синхронных генераторов х'к выражается в относительных
единицах; оно представляет собой сверхпереходное реактивное со-
противление по продольной оси полюсов. Для турбогенераторов
ха — 0,125; для гидрогенераторов с успокоительной обмоткой —
0,2; без успокоительной обмотки — 0,27;
б) для синхронных и асинхронных двигателей х"=0,2;
в) для трансформаторов, если пренебречь их активным сопро-
тивлением, напряжение к.з. ик (%) (дается в каталогах) численно
равно их индуктивному сопротивлению х (%);
г) для воздушных линий напряжением выше 1000 В значение
хо=О,4 Ом/км;
д) для кабельных линий напряжением 6—20 кВ величина
хо=О,О8 Ом/км;
е) для реакторов сопротивление дается в процентах и перево-
дится в относительные или именованные единицы.
.Активное сопротивление линии r0= 1000/(ys), выражаемое
в Ом/км, учитывают при их большом сопротивлении и в расчете
определяют по выбранному сечению s или находят по справочным
таблицам.
В схеме замещения все указанные сопротивления выражаются
в именованных (Ом) или в относительных единицах (обозначаются
«*» в индексе).
Расчет токов к. з. в относительных единицах. При этом методе
все расчетные данные приводят к базисному напряжению и базис-
ной мощности. За базисное напряжение принимают номинальные
напряжения £/ном = 0,23; 0,4; 0,69; 3,15; 6,3; 10,5; 21; 37; 115;
230 кВ.
228
За базисную мощность Se можно выбрать мощность, принимае-
мую при расчетах за единицу, например мощность системы, сум-
марные номинальные мощности генераторов станции или транс-
форматоров подстанции или удобное для расчетов число, кратное
десяти.
Реактивное и активное сопротивление в относительных едини-
цах представляют собой отношение падения напряжения на данном
Сопротивлении при номинальном токе к номинальному напряжению:
;= /У/homx/Uhom = /3"SH0Mx/(/Tt/L) = xSH0M/t/L; (6.14)
Г* ==^ /ном / t/ном === Г *^ном / t/ном (6.15)
Исходя из этого относительное базисное сопротивление опреде-
ляется по следующим формулам (с индексами «б.»):
1) если сопротивление для линий и кабелей задано в омах на
фазу, то из (6.14) и (6.15)
х«, = хЗном/С/?оМ; (б-16)
Гб. = гЗномМом, (6.17)
где единица величии х и г —Ом; SH0M — МВ • A; UurM — кВ;
2) если сопротивление для генераторов и двигателей задано в
относительных единицах, Vo
хб. = x.S6/S„0M. (6.18)
Для трансформаторов (при SH>630 кВ • А) относительное со-
противление х* соответствует напряжению к. з. в относительных
единицах, т. е. UKt = Q,O\UK (%). Поэтому для таких трансформа-
торов'
хб. — x.S6/SKOtt. (6.19)
При мощности трансформаторов SHOm<630 кВ • А, для которых
обычно учитывается относительное активное сопротивление г*,
х6. = — dS6/SHoM; r*=APM/Sno^, (6.20)
где ДРМ — потери в металле трансформатора (по каталожным
Данным), кВт. .
Относительное активное сопротивление трансформатора
гб. = r.S6/SB0M; (6.21)
3) если известно сопротивление реакторов хр (%), то
Хр. =(хр/100) /6(/„ом/(/ном^б). (6.22)
Мощность к.з. St для времени t определяется током для ука-
занного периода времени:
St = /У U It. (6:23)
229
Расчет токов к. а. в именованных единицах. При расчете то-
ков к. з. в именованных единицах (Ом, мОм) можно применить
закон Ома для схемь! замещения, но при этом следует учитывать
наличие в схеме электроснабжения: а) нескольких ступеней транс-
формации от генератора до точки к. з.; б) нескольких источников
питания (например, энергосистема и ТЭЦ).
Для составления схемы замещения выбирают базисную ступень
трансформации и все электрические величины остальных ступеней,
приводятся к напряжению основной ступени. Приведение произво-
дится (знак «°» над буквой) на основании соотношений
U = U(kik2k3...kn); I = I[l/(klk2k3...kn)]; z = z(kik2k3...kn'f,
где kt — коэффициенты трансформации. Аналогично z определя-
ются х и г.
При перемножении коэффициентов трансформации напряжения
всех промежуточных ступеней сокращаются и остается лишь отно-
шение основной (базисной) ступени к Ступени с напряжением
вер ном, для которой производится расчет токов к. з., например
и = ииб/исриок-, /==/С/ср,0М/(Д; X = х ((A/Ucp.Ho»)2. (6.24)
При этом средние номинальные напряжения принимаются по
шкале 0,4; 3,15; 6,3; 10,5; 21; 37; 115; 230 кВ.
В схеме замещения намагничивающими токами трансформато-
ров пренебрегают и цепи изображаются электрическими связан-
ными. После приведения ЭДС и сопротивлений к базисной ступени
напряжения схема замещения упрощается (свертывается) относи-
тельно точки к. з. Это значит, что точки приложения ЭДС объеди-
няют, а их величины заменяют эквивалентной ЭДС (E3liB). Затем
определяют суммарное (результирующее) сопротивление zs или
и ток в точке к. з. [см. (6.33)].
Для получения действительного токораспределения по отдель-
ным ветвям необходимо схему развернуть в обратном направле-
нии, найти токи для основной базисной стунени трансформации,
а затем пересчитать их для других ступеней в соответствии с вы-
ражением
°I = IUcp.„0M/U6. (6.25)
Если ЭДС источников не равны, то эквивалентная ЭДС для
двух ветвей схемы
Ежв — (Е1У1 + Е2у2)/{у{ -f- t/2), (6.26)
где у{ = \/х{ и у2=\/х2. Если ЭДС источников равны, то Еэкв =
=Е^=Е2. <
Схема замещения, составленная для расчета токов к. з. (рис. 6.3),
представляет собой обычно схему соединения звездой, преобра-
зованную в схему соединения треугольником. В такой схеме токи
230
от каждого, источника можно вычис-
лить с помощью коэффициентов рас-
пределения. Коэффициенты распреде-
ления Ci и С2 показывают, какая
доля (часть) тока к.з., принятого за
единицу, создается источником пита-
ния данной ветви. Например, для слу-
чая двух йетвей С!4-с2=1, тогда
С1 =x/xi-,
с2 = х/х2,
(6.27)
где х=х1х2/(х1 + х2) — суммарное
сопротивление схемы до точки объе-
динения лучей, или
,Рис. 6.3. Схема к расчету тока ко-
роткого замыкания с помощью ко-
эффициента распределения
С1 = x2/(xi + х2); с2 = Xi/(Xi 4- х2). (6.28)
Сопротивления, связывающие источники питания с точкой к. з.
К, определяют из выражений
Х-,кв 1 —“ Xs/C|, Хэкв 2 1— Xs/C2, (6.29) •
где х2 = х1х2/(х1+х2) +х3.
Подставляя в (6.29) значения xs, Ci и с2, получим
Хэкв ! = х3 + х, + x3xi/x2;)
। । / । (6.30) .
xskb2 = х2 + Х3 + X2X3/Xi. ]
Сравнивая (6.30) с формулами преобразования схемы звезды
в треугольник, устанавливаем, что сопротивления хЭКВ1, Хэквг — это
стороны эквивалентного треугольника сопротивлений.
Если расчет производится в именованных единицах, а сопро-
тивления схемы заданы в относительных номинальных единицах
(генераторы, реакторы, трансформаторы), то производят пересчет
сопротивлений с заменой базисных величии иа номинальные:
X — Х*ном6^иом/( 1^3 Люи ) — Х*ном / Shom > (6.31)
Г === Г*110м C/ном/ ( /Т/кОМ ) === Г*ном ^ном/^ном- (6.32)
Если токи трехфазного к. з. /3) определяются без учета актив-
ного сопротивления, то
I" = = /«) = иср/( /Тх2) = t/cp/[/Т(хс + х,„)], (6.33)
где хх — результирующее индуктивное сопротивление цепи к. з.,
состоящее из сопротивления системы Хс и внешнего сопротивле-
ния хнн.
Максимально возможное значение трехфазиого тока к. з. при
231
повреждении за любым элементом расчетной схемы (линией, транс-
форматором, реактором и др.) определяется при хс = 0:
£/ср/(/3"Хвн). (6.34)
Сопротивление системы хс неограниченной мощности определя-
ется при хвн = 0. Тогда по (6.33) при заданном токе /(3) или мощ-
ности S<3>
xc = Vcp/(/3-/3)), (6.35)
или
хс = U™/S™ = m./So™, (6.36)
где Sotkji — мощность отключения установленного аппарата. Мощ-
ность к. з. при напряжении Ucp. ИОм
S‘3) = |/Т(Лр.ном/(3). (6.37)
Наиболее употребительные соотношения при пересчете имено-
ванных величин в относительные базисные величины и относитель-
ных номинальных в относительные базисные величины приведены
в табл. 6.2.
Табл ица 6.2
Характер пересчета Величины, под- лежащие пере- счету Расчетные выражения для ос- новной ступени трансформа- ции
Из именованных в относительные базисные величины и и/иб
I 1/16
X xS6/Ul
Из относительных номинальных в относительные базисные величины X •^ном* ^б^ном/(Лои^б)
•^НОМ*^б/AiOM
^ном^^б^ном/(5вом ^б)
^НОМ*5б/5ном
Пример 6.1. Определить токи к. з.Лв точке К (за реактором) при наличии двух
источников питания: системы неограниченной мощности и ТЭЦ. Расчетные данные
приведены на рис. 6.4.
Решение. Расчет выполняем в именованных единицах, пользуясь коэффициен-
тами распределения. За основную (расчетную) ступень трансформации принимаем
напряжение 115 кВ. Сопротивления схемы замещения (рис. 6.4, б) указаны в числи-
теле порядковыми номерами. Получим
для электрической системы [см. (6.36)]
х, == 11572100 = 6,3 Ом,
232
для ЛЭП НО кВ
х2 = 0,4-20 = 8 Ом.
для трансформатора и генератора
[см. (6.31)]
х3 = 0,105-1152/15 = 92,5 Ом;
х< = 0,125-1152/15= НО Ом;
для реактора [см. (6.22), (6.24)]
х5 = [0,04 • 6,3/(VT- 0,4)1 (115/6,3)2 =
= 121 Ом.
Сопротивление цепи к.з. от электриче-
ской системы до точки А х\=х1+х2 +
;+х3=6,3 + 8 + 92,5= 106,8 Ом. То же, что
от генератора хп=х4 = 110 Ом. Коэффи-
циент распределения для системы по
формуле (6.28) С1=110/(106,8-|-Ю0) =
=0,508, для генератора Сц=1—Cj=l —
-0,508=0,492.
Эквивалентная ЭДС от двух источни-
ков [см. (3.26)]
Х'^0,125
Е.'1=б,В кВ
Рис. 6.4. Расчетная схема (а) и схема
замещения (б) к примеру 6.1
„ 115-1/106,8+124-1/110 _
=------1/106,8~+1/110-----= 1 >9 кВ.
Результирующее сопротивление и эквивалентные сопротивления ветвей
xs= 106,8-110/(106-1- 110) + 121 = 175,2 Ом;
хэкв1 = 175,2/0,508 = 345 Ом; хЭК11И = 175,2/0,492 = 356 Ом.
Суммарный ток к. з. С в точке К; приведенный к расчетной ступени при напря-
жении 115 кВ [см. (6.33)], 7= H9/(V3’-175,2) = 392 А. Ток от системы./(=
= 119/(УТ-345) = 199 А. Ток от генератора /ц = 119/(73"-356)= 193 А.
Приводим указанные токи к ступени точки к.з. К при 6,3 кВ [см. (6.25)]:
Л = 119-115/6 3 = 3640 A- Zu = 193-115/6,3 = 3520 А. Суммарный ток 1К =
= /, + /„ = 3640 + 3520 = 7160 А.
Расчет токов к. з. от источника неограниченной мощности.
Если мощность источника питания велика по сравнению с суммар-
ной мощностью приемников (система неограниченной мощности),
ЭДС его неизменна и точка к. з. значительно удалена от источника
питания, то периодическая составляющая тока к. з. считается неиз-
менной:
/„ = /к = /б/2б., (6.38)
где /б — базисный ток, определяемый по выбранной базисной
МОЩНОСТИ Зб При 1/б = 1/нои’-
/^=S6/(/T7„0M); (6.39)
z6* — полное сопротивление, выраженное в относительных едини-
цах и приведенное к базисной мощности;
z6. = уМ* + %б* . (6.40)
233
sc=~
xo=0
xf=0,4 Ом/км
1 = 40 km
1=1км
Sr=30MB-/l
РП
При этом сопротивле-
ние системы до точки при-
соединения потребителя
принимается равным ну-
лю и периодическая сос-
тавляющая определяется
только сопротивлениями
отдельных элементов цепи
к.з. Если приведенное ак-
тивное сопротивление
гб.<0,3<Хб., то оца не
учитывается, а ток и мощ-
ность к.з. соответственно
А = /б/хб.; (6.41)
SK = S6/x6.. (6.42)
“3
*1
1
< 0,12
2
0,35
Ki
1ном~ 800A
*расч’‘**7в
у-6,3 кВ
Pf 0,26 Оу/км
х< = 0,08 Ом/км
^QJBki^*3
Р5=0,Т1 Ом^км
*5=0,08 Ом/км
1,п
l\=0,33
XfO,1
*2
r>s=1,43
xs=0,16
Указанные формулы
Рис. 6.5. .Расчетная схема (а) и схема замеще-
ния (б) к примеру 6.2
применяют
расчетное
Храсч 3, Т.
гда нельзя
расчетными
рис. 6.6).
также, если
сопротивление
е. тогда, ко-
пользоваться
кривыми (см.
Пример 6.2. Рассчитать токи к. з. для точек К„ К2, К3 при питании'потреби-
теля от системы неограниченной мощности. Расчетные данные приведены иа рис. 6.5.
Решение. Расчет производим в относительных единицах. Принимаем базисную
мощность S6 = 100 МВ-А.
По формулам (6.14) —(6.23) вычислим базисные относительные сопротивления:
х, —сопротивление ЛЭП иа 115 кВ; х2— сопротивление трансформатора подстан-
ции; х3 — сопротивление реактора; х4 .— сопротивление кабельной линии от подстан-
ции до РП; х5 — то же, от РП до ТП. Определим эти сопротивления в относитель-
ных единицах: х;=0,4-40- 100/Ц52=0,12; х2=0,105-100/30=0,35; х3=0,04Х
Х9,2-6/(0,8-6,3) = 1,17, где /б = 100/(1,7--6,3) = 9,2 кА; х4 = (0,08/2)-1(100/6,З2) =
= 0,1; г4 = (0,26/2)-1(100/6,3) = 0,33; х5 = 0,08-0,8- 100 /6,32 = 0,16; г6 = 0,71-0,8Х
X ЮО/6,32= 1,43.
Ток и мощность к. з. для точки А,
/К1 = /б/Х11 == 9,2/0,47 = 19,57 кА; iyl = йу1 - у'Т IK = 1,8 • /Т • 19,57 = 49 кА;
Sx, = Se/xx, = 100/0,47 = 213 MB • А,
где х* = х, +%2 = 0,12-4-0,35 = 0,47.
Ток и мощность к. з. для точки А2
1Кг = /в/хх, = 9,2/1,74 = 5,3 кА; Су2 = 1,8 • /2" • 5,3 = 13,5 кА;
Sx, ==-Se/xi, = 100/1,74 = 57,5 МВ-А,
гДе Xi, = х, 4- х2 + х3 -4- х4 = 0,47 + 1,17 4*0,1 = 1,74.
Ток и мощность к. з. для точки К,
1к, = 4/zj, = 9,2/ /i ,76s + 1,92 = 9,2/2,6 = 3,5 кА.
где rzs у= г44-г5 = 0,33 4-1,43= 1,76; хх, = х£14-х5 = 1,74 4-0,16= 1,9.
234
Рис. 6.6. Кратность периодической составляющей
тока трехфазиого короткого замыкания при питании
от турбогенератора с АРВ.
Так как х^/гх, = 1,9/1,76; то /гу3 = 1,05 (см. рис. 6.2). Тогда /з = 1,05-V2”-3,5 =
= 5,15 кА, Sk, = S«/zs,= 100/2,6 = 38,6 МВ-А.
Расчет токов к. з. по расчетным кривым. Бели точка к. з. нахо-
дится вблизи источника питания (иа шинах электростанции или иа
линии, расположенной поблизости от нее), то периодическую со-
ставляющую тока к. з. можно определить по расчетным кривым
(кривым затухаийя). Указанные кривые (рис. 6.6) представляют
собой зависимость кратности kt периодической составляющей тока
к. з. от расчетного сопротивления храсч« (ддя йремеии, принимае-
мого от начала возникновения к.з.). Йтн кривые были построены
в 1940 г. для геиератрров до 100 МВт. В 1975 г. были разработаны
новые расчетные кривые для современных генераторов с большими
мощностями [5, 38].
При этом следует учитывать, что указанные кривые рассчи-
таны для одного турбогенератора или гидрогенератора с АРВ.
Еели считать, что генераторы системы однотипны и сопротивления
235
линий (от генераторов до точки к. з.) одинаковы, то указанные
кривые можно использовать для расчета периодической составляю-
щей тока к.з. в точках, близких к источникам питания.
Расчетное сопротивление храсч« представляет собой результирую-
щее сопротивление схемы замещения, отнесенное к суммарной
номинальной мощНЪсти источника питания:
Храсч*==Хб*-5НймХ/5б, (6.43)
где Shomz — суммарная номинальная мощность источников питания.
Если при расчете принять 5б = 5ВОмь то
Храсч * ”— Хб*.* (6.44)
Периодическая составляющая тока к. з. при пользовании рас-
четными кривыми
/( = fef/sHOM = С/ном), (6.45)
где — суммарный ток источника питания; £/ном — напряжение
ступени, для которой рассматривается к. з.
Мощность к.з. пропорциональна току к.з.; следовательно,
S/ = ^/Shom2. (6.46)
Расчетными кривыми можно пользоваться также для определе-
ния тока двухфазного к. з.:
7)2) = (6.47)
Кратность /г)2) тока при двухфазном к.з. находят (рис. 6.6),
принимая л^асч* = 2х^3,сч* (при трехфазном к.з.)
Следует отметить, что при храсч>3 ток двухфазного к. з. /)2) меньше
тока 7)3) трехфазного к. з., так как соотношение между указанными
токами /З~ 7)3)/Т)2) = 2хРасч«. Следовательно,
Л2) = /у Л3)/(2храсч.) = 0,865/)3). (6.48)
Пример 6.3. Определить токи и мощность к. з. на шинах, электростанции, на
которой установлены три турбогенератора мощностью но 15 МВ-А с относительным
сопротивлением х" — 0,125. Турбогенераторы снабжены АРВ. Расчетные данные при-
ведены на рис. 6.7.
Решение. Принимаем за расчетную базисную мощность суммарную мощность
турбогенератора станции = ЗНОмх — 3-15 = 45 МВ-А.
Расчетные сопротивления турбогенератора и н,а шинах станции храсч=
— x"SH(,„x/S6 = 0,125-45/15 = 0,37.5, храсчш = 0,125.
По расчетным кривым (см. рис. б.б) при расчетном сопротивлении храсч = 0,125
находим кратность тока к. з. kt == 8. Начальный ток к. з. i0 = kds. = 8-4,1 = 32,8 кА,
где/s = S6/(VTH) =45/(VT-6,3) = 4,l кА.
Мощность к.з. SK = &(ShomS = 8-45 = 360 МВ-А. Ударный ток к.з. |'у =
= Ы?/0 =1,9л/Т-32,8 = 89' кА.
Для точки /С2 токи и мощность к. з. рассчитывают аналогично, но с учетом
дополнительного сопротивления реактора храсч» = 0,97 (6.22).
Расчет токов к. з. на понизительных подстанциях. В зависимо-
сти от условий задания возможны следующие варианты расчета.
236
15МВ-А 15МВ-А 15 MB-А
X"^0,12S ^0,125 X" ^0,125
Рис. 6.7. Расчетная схема (а) и схемы замещения (б) и (в)
к примеру 6.3
Вариант Й Заданы: мощность системы Sc, сопротивление
системы, до точки к.з. —хс«, приведенное к мощности системы,
напряжения иа понижающих трансформаторах U} и U2, номиналь-
ные мощности St и напряжения к. з. трансформаторов ик.
Если понижающая подстанция имеет схемы, приведенные иа
рис. 6.8, а, б, то токи к. з. для точки можно рассчитать следую-
щем образом:
а) при хС‘<3 по расчетным кривым (см. рис. 6.6) находим зна-
чение kt, тогда
(6.49)
где
= sc/(/Tt/1); (6 50)
б) при х>3 х
/к = /2/хс.. (6.51)
Для точки К2 ток рассчитываем для иаихудших условий с уче-
том сопротивления трансформаторов хт. при параллельной работе:
Л<2 — /х/(хс* + хт«) = 5с/[/У (72(Хс« 4- Xr«)J. (6.52)
Рис. 6.8. Расчетная схема (а) и схема заме-
щения (б) для расчетов токов к. з. иа пони-
зительных подстанциях
237
Вариант 2. Заданы значения S" = SK, xt, до шин понизитель-
ной подстанции, а также паспортные данные трансформаторов
(St, uk). Тогда:
а) при Хс„<3 мощность, ток системы и ток к. з. 4
Sc = S"/kr, , (6.53)
/6 = Sc/(/Tt/,); (6.54)
I" — (6.55)
Значение кратности тока к. з. находят по кривым рис. 6.6
для времени 1 = 0 при заданном значении Хе„;
б) при Хс4>3 мощность системы Sc = S"xc„ так как S" = S(./xCj.
При этом ток к. з.
I" = /к = Zc/z2., (6.56)
где/с — суммарный ток системы (источника питанйя) [см. (6.54)];
z2. — полное сопротивление цепи до точки к. з.
Вариант 3. Заданы мощность к. з. S"=SKi для точки К\, а
также. Паспортные данные трансформаторов подстанции. Учиты-
вая, что мощность системы не дана, за базисную мощность при-
мем суммарную номинальную мощность трансформаторов (St2).
Тогда для точки К2
S" == St2/(xc* + хт»), (6.57)
где
хс. = S6/S" = St2/S"; хт. = ukt». (6.58).
Тогда _
,Z?==S'7(/3V2). (6.59)
Если мощность подключаемой подстанции значительно меньше
мощности системы, то хс« может быть принято равным нулю.
В этом случае для точки К2
Sfc'2 = S12/xT.. (6.60)
Пример 6.4. Определить токи к. з. в точке Кг на шинах вторичного напряжения
подстанции (рис. 6.8), если заданы: Sc = 300 MB-А, S„ = 750 МВ-А, (/, — 115 кВ,
t/2 = 6,3 кВ, ик = 10,5%.
Решение. Принимаем Se = St = 300 МВ -А. Задачу решаем ио варианту 2.
так как заданы Sc и Sk. При этом определяем ki — SK/S,. = 750/300 = 2,5. По крп
вым рис. 6.6 при I — 0 и ki = 2,5 находим сопротивление системы, которое состав-
ляет 0,4. Сопротивление одного трансформатора .Vi — uKS6/( 100ST) — 10,5Х
X 300/(100-10) = 3,15.
Общее сопротивление в точке Л'2 прн — 0,4 и параллельной работе транс
форматоров х2 = 0,4 + 3,15/3 = 1,45. "
По. расчетным кривым рис. 6.6 при — 1,45 и / = 0 находим &т = 0,75. Опре-
деляем базисный ток: A, = S,/( /374) = 300/ ( /3-6,3) =27,5 кА. Начальное действую
шее значение тока к.з. /" = Wn = 0,75-27,5 = 20,7 кА. Ударный ток к.з. iv =
= 2,55-20,7 = 51 кА.
Находим действующее значение установившегося тока к. з., для чего определяем
при t— со и х2 = 1,45 значение k, — 0,82, тогда — 0,82-27,5 = 22,55 кА.
Расчет токов к.з. в установках напряжением до 1000 В. При
этом должны учитываться активные сопротивления цепи к. з. (воз-
238
Дурных и кабельных линий, обмоток силовых трансформаторов,
трансформаторов тока, шин и коммутационной аппаратуры). Для
указанных установок считается, что мощность системы не ограни-
чена и напряжение на стороне высшего напряжения трансформа-
тора является неизменным. Это выполняется, если мощность си-
стемы примерно в 50 раз больше мощности цехового трансформа-
тора, нацрнмер при мощности системы более 50 МВ-А и мощности
цеховых трансформаторов до 1000 кВ • А.
При расчете токов к. з. на шинах низшего напряжения транс-
форматора , в кабеле (рис. 6.9) или другой точке низковольтной*
сети с сопротивлением xi* + x«h.h необходимо знать мощность питаю-
щей системы или технические данные выключателя.
Рассмотрим применяемые способы расчета токов к. з.
1. Известны или заданы значения токов Г' — 1,ю и /«, на шинах
районной подстанции энергосистемы. При этом расчет ведут в такой
последовательности (с учетом хт«). Определяют коэффициент
и по кривым зависимости p/z = f(xpac4*) (рис. 6.10) нахо-
Рис. 6.10. Кривые зависимости —
= /(Храеч.) для турбогенератора / и
гидрогенератора 2
Рис. 6.9. Схема для
определения тока
к. з. в установках
до I кВ
дят расчетное сопротивление системы до места к. з. (в относитель-
ных единицах). Мощность питающей системы
Sc = /3'7"храст(Л1ОМ, (6.61)
где I". — действующее значение сверхпереходиого тока к. з., кА;
(/вои — номинальнЬе напряжение в месте к.з., кВ.
За базисную принимают мощность системы S< и определяют
хб.2 =хс» + /т» [см. (6.52)] и ток к. з.:
239
A =5= /б/Хб»х, (6.62)
где /6 = S6/( /ТUmM) = Sc/(*/Т{/„ом).
2. Известны или заданы технические данные выключателя,
установленного в точке, для которой определяются значения то-
ков к. з. При этом принимают, что отключающая мощность выклю-
чателя S0TKJ1 равна мощности к. з. системы (S") и тогда
/к—I /==SOTKJ!/( /Tt/HOM). (6.63)
3. Известны сопротивления цепи к. з., выраженные в миллиомах
(мОм). При этом ток к. з. можно найти следующим образом.
' Относительное номинальное сопротивление любого элемента схе-
мы х. выражают в миллиомаХ, зная номинальное напряжение
t/ном и номинальную мощность элемента Shom’-
Х== Х»1/Ном/Shom- ’ (6.64)
Сопротивления в схеме замещения приводят к напряжению
ступени 1/н.н. (низшего напряжения):
x=x»(t/?0M/S„0M) (t/L/t/^ом) =x.t/L/SH0„. (6.65)
Сопротивление системы можно определить, отнеся ее мощность
Sc к мощности отключения S0TM выключателя:
--Sc /SOTKn. (6.66)
Тогда, учитывая (6.65), а также то, что в данном случае SH0M =
= SC, получим
I » = (Sc/So-гкл ) (t/„2H/SHOM) = t/K2H/SQTKJ1. (6.67)
После того как все сопротивления (активные rv и индуктивные Xs)
выражены в миллиомах, найдем наибольшее значение периодиче-
ской составляющей тока к.з. при трехфазном к.з.:
№= и/( /3~ /4+х1), (6.68)
где U — линейное напряжение ётупени к. з.
Ударный ток определяем с учетом ударного коэффициента
(см. рис. 6.2) fey = f[x/(314r)J.
Приближенно для трансформаторов 'с ST = 630-? 1000 кВ-А,
«к = 5,5% значение fey = 1,3; для трансформаторов мощностью
ST = 100-?400 кВ • А значение fey = 1,2; для удаленных точек сети
fey « 1.
Токи к.з. асинхронных двига?ёлей, присоединеннйх непосред-
ственно к месту к. з., учитываются только при определении пол-
ного ударного тока к. з.:
/у === fenycK /2 /ном 2, (6.69)
где йпуск = /п//ном«=4,5-?7 — кратность пускового тока к.з. двига-
телей; /ном2 — номинальный ток одновременно работающих двига-
телей, кА.
240
. Сйедует отметить, что в рассматриваемых устанойках Напря-
жением до 1000 В рекомендуется учитывать увеличение активного
сопротивления проводников г при их нагреве значительными то-
мами к. з. Для этого в произведенном предварительном расчете
токов к. з. делается поправка на значение изменившегося сопро-
тивления:
/=ФЪт«(т)’]- <67°)
где т — коэффициент (для меди т = 22,5; для алюминия ш = 6);
i — время к. з., с; Оо — температура до наступления к. з., град;
$ — сечение провода, мм2.
Ток к. з. при новом значении г'
/к= t/ном/(1/Г 1/^+4). (6.71)
Расчет токов короткого замыкания при напряжении до 1000 В
следует предварительно начинать с определения максимально воз-
можных токов(К.з. на зажимах вторичной обмотки трансформа-
тора:
/к.макс === 7ном/7к*. (6.72)
Считается, что если указанное максимальное значение тока
к.з. не превышает допустимых значений для выбираемой аппара-
туры, то более точный расчет токов к. з. при напряжении 1000 В не
обязателен.
Для проверки надежного срабатывания защиты при однофаз-
ных замыканиях на землю в сетях НН с заземленной нейтралью
проверяют минимально возможное значение 7К. ми„ в конце защи-
щаемого'участка (петля «фаза — нуль»).
Увеличение минимального значения тока к. з. для надежного
срабатывания защиты в сетях НН может осуществляться: 'прибли-
жением подстанций к потребителям, что сокращает длину линий
и уменьшает их сопротивление; увеличением сечений нейтральных
(нулевых) проводников до сечений фазных проводников; проклад-
кой нулевой шины в непосредственной близости к фазным шинам,
что снижает их реактивное сопротивление.
Пример 6.5. Определить ток к. з. на шинах напряжением £/ио„=0,4 кВ цехо-
вой КТП. В питающей сети на 6 кВ установлен выключатель нагрузки типа ВНП
с мощностью отключения 5ОТКЛ = 200 МВ-А. Трансформатор присоединен К щиту
^т = 0,4 кВ алюминиевыми шинами размером 80X8 мм и длиной 5 м через автомат
типа АВМ-15.
Данные трансформатора: ST = 630 кВ-А, 17 = 6/04 — 0,23 кВ, ик = 5,5%, ДРМ=
-= 8,5 кВт, cos<p„OM = 0,84, ц„0„ = 0,92.
Решение. .Принимая 5ОТКЛ — SK, определяем сопротивление системы [см. (6.67)}:
хс = 1/7$от1и, = 4007(200-106) = 0,8 мОм.
Сопротивления трансформатора в относительных единицах
г-т = ДР„/3Т = 8,5/630 = 0,0135;
х.т = /«f- Д = /0,0552 - 0,0135s =0,053. .
241
Сопротивления трансформатора, приведенные к напряжению 0,4 кВ == 400 В
[см. (6.65)],
г, = r.Tt/?/S, = 0,0135-4007(630-103) = 3,4 мОм;
А = 0,053-4007 630== 1.3,5 мОм.
При расстоянии между шинами 250 мм и удельных сопротивлениях х0==
= 0,179 Ом/м, го = О,О6 Ом/м сопротивления шин хш — 0,179-5 = 0,9 мОм; r,„
= 0,06-5 = 0,3 мОм. '
Переходное сопротивление контакта автоматического выключателя и переходные
сопротивления в контактах шин принимаем равными 15 мОм |28]. '
Общие результирующие сопротивлении до места к.з. Гг = 3,4-]-0,3-|- 15 =,
= 18,7 мОм; хх = 0,8 + 13,5 + 0,9 =15,2 мОм. .
Полное сопротивление + х2 =-^ 18,74-|- 15,22 = 24,1 мОм.
Ток к. з.
/« = 4(Х)/(/Т -24,1 • 10'1) = 9,6 кА.
Ударный коэффициент
x2/rs = 15,2/18,7 = 0,81, 7=1,03.
Ударный ток iy = V2- 1,03-9,6= 14 кА.
Действующее значение полного тока к.з. [см. (6.13)]
А = 9,6 )/1 +2(1,03 - I)2 » 9,6 кА.
Без учета сопротивлений в местах контакта шин к. з. значения токов К. з. были
'бы значительно больше и составляли: /<3) = 14,6 кА; Лу=1;42; /. = 29,3 кА;
/у== 17,1 кА.
Ток к. з. от электродвигателей при номинальном токе
= пР1ШЛ/( /3" COS <р„„м) = 2 • 150 • 107( 1,73• 380 • 0,92 • 0,84) = 0,59 кА.
Ударный ток от электродвигателей |см. (6.69)]
' iy — 6,5• Ь,59 = 3,8 кА.
Полное знамение ударного тока от системы и электродвигателей
iyy = 14 4- 3,8 = 17,8.кА,
$ 6.3. Электродинамические и термические действия токов
короткого замыкания. Ограничение токов короткого замыкания
Электродинамические действия,токов к. з. При коротких замы-
каниях в результате возникновения ударных токов tv. з. в шинах
и других конструкциях распределительных устройств возникают
электродинамические усилия, создающие изгибающие моменты и,
следовательно, механические напряжения в металле, которые долж-
ны быть меньше максимально допустимых напряжений для дан-
ного металла.
Электродинамическое действие ударного тока к.з. при трехфаз-
ном к, з. определяется силой взаимодействия между проводниками
при протекании по ннм ударного тока iy. Наибольшая сила (Н),
действующая иа шину средней фазы при условии расположения
242
Яроводйиков (шин) в одной плоскости (без учета механических
колебаний шинной конструкции),
/;’(3)==(/372)2,O4ty//a= l,76(//a)i2(3'-10~8, (6.73)
где у/3’/2 — коэффициент, учитывающий несовпадение мгновенных
значений ударного тока в фазах; I, а — длина и расстояние
между токоведущимн частями, см.
Рассматривая шину как равномерно нагруженную многопролет-
ную балку, получим изгибающий момент (Н • м), создаваемый
ударным током:
M = F(3)//10. (6.74}
Тогда наибольшее механическое напряжение в металлах (МПа)
при изгибе
o = M/№=I,76-IO~3(?/7(a№), (6.75)
5 где I — расстояние между опорными изоляторами, см: а — рас-
стояние между осями шин смежных фаз, см; W — момент сопро-
тивления, см3.
При расположении шин плашмя (рис. 6.11, а) :
W=bh2/b. (6.76)
При расположении шин на ребро (рис. 6.11,6)
W=hb2/6. (6.77)
Расчётные напряжения в шине орасч должны быть меньше до-
пустимых напряжений <тяоп.
Термические действия токов к. з. Трковедущие части, в том
числе и кабели, при к. з. могут нагреваться до температуры значи-
тельно большей, чем при нормальном режиме. Чтобы токоведущие
части были термически устойчивы к токам к. з., расчетная темпе-
ратура Трасч должна быть не выше допустимой температуры тдоп для
данного материала (°C):
Для шин:
медных........................................ . 300
алюминиевых . . . ............................, 200
стальных, без непосредственного соединения и с не-
посредственным соединением к аппаратам . . . 400/300*
Для кабелей с бумажной пропитанной изоляцией:
до 10, кВ ...................................... 200
20—220 кВ.................................... 125
Для кабелей и изолированных проводов с медными и
алюминиевыми жилами н изоляцией:
поливинилхлоридной и резиновой..................... 150
полиэтиленовой . ’. . . • • • • 120
Для медных неизолированных проводов при тяжеииях
менее и более 20 МПа............................f . 250—200*
Для алюминиевых неизолированных проводов при тя-
женнях менее и более 10 МПа........................ 200—160*
Для алюминиевой части сталеалюмиииевых проводов . 200
* Большие температуры даны при меньших тяжениях и наоборот.
243
Рис. 6.12. Кривые приведенного време-
ни периодической составляющей тока
к. з. при питании от турбогеиера-'
тора с АРВ
За действительное время
протекания тока к. з. принима-
ют суммарное время действия
защиты 4ащ и выключающей
аппаратуры /ВЬ|КЛ:
/3.11ц "I- /выкл •
При проверке токоведущих
частей на термическую устой-)
чивость обычно используют I
приведенное время /пр, в тече- ;
ние которого установившийся
ток к. з. /„ выделяет то же ко-
личество теплоты, что и изме-
няющийся во времени ток к. з.
за действительное, время t.
Приведенное время опреде-
ляется составляющими времени
периодической и апериодиче-
ской составляющих тока к. з.:
(6.78)
Величину /прп при действи-
тельном времени /<5с нахо-
дим по кривым зависимости
/пр.п = f(P") (рис. 6.12), где
Г = (6.79)
При действительном време-
ни t > 5 с величина /„р.„ =
= 4p.s4-G —5), где znp.5 — при-
Рис. 6.13. Кривые нагрева токоведуших
частей при к. з.:
1 — для стали; 2 — для меди; 3 — для
алюминия
244
веденное время для 7=5 с. Приведенное время апериодической
доставляющей
1 /яр.а = 0,005Гг.
(
При действительном времени /<1 с величину /пр. а не учитывают!
Токоведущие части рассчитывают на термическую устойчивость
ро кривым нагрева различных металлов, представляющих собой
Зависимость (рис. 6.13) t = f(A) = f(/2/np), где j = I/s — плотность
|(йса, А/мм2; /пр — приведенное время действия тока к.з., с.
tT, Если определены величины и /пр, то, зная максимально до-
пустимую температуру для данного металла тДОп, по указанным
кривым нагрева находят величину A =(/»/s)2/np, откуда определяют
Щенение 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 Анач. Обозначим через
величину, пропорциональную полному количеству теплоты,,
выделяемой в проводнике после к. з. Тогда
I Акон=А 4-Анач', (6.80)
ри
^КОН === (A»/ s'ftnp -Е А нач* (6.81).
р Сечение кабеля на термическую устойчивость для трехфазного
кз. проверяют по формуле
sMH«==/ao/ср/с, (6.82)
тде с = АК0Н—Аиач — коэффициент, соответствующий рдзности выде-
ленной теплоты в проводнике после и до к. з. (для кабелей напря-
•жением 6—10 кВ с медными жилами с = 141; с алюминиевыми жи-
лами с = 85; для алюминиевых шин с = 88; для медных шин с=171;
Для стальных шин с = 60).
Ограничение токов к. з. При питании электроустановок промыш-
ленных предприятий от мощных энергосистем приходится значи-'
тельно повышать сечение токоведущих частей и габаритных раз-
меров аппаратов, выбирать их по условиям нормального режима,
а также динамической и термической устойчивости. Это увеличи-
вает капитальные затраты и расход цветного металла. Ограниче-
ние токов к. з. является одним из способов уменьшения стоимости
сооружения и эксплуатации электрических установок.
Наибольшее применение находит установка реакторов на линиях
потребителей, подключаемых непосредственно на шины электриче-
ских станций, а также на районных подстанциях большой мощ-
ности, питающих маломощные заводские подстанции. Схемы элект-
рических соединений для ограничения токов к. §. в цепи генерато-
ров, на сборных шинах станций и подстанций, на отходящих от
Электростанций и подстанций линиях см. в § 3.2.
245
$ 6.4. Выбор аппаратов и токоведущих частей
\ Токоведущие части (шины, кабели) и все виды аппаратов (вы.
ключатели, разъединители, предохранители, измерительные транс."
форматоры для электроустановок) должны-выбираться в соответ^
ствии с вычисленными максимальными расчетными величинам^
(токами, напряжениями, мощностями отключений) для нормал^
ного режима и к. з. Для их выбора сравнивают указанные рае,
четные значения с допускаемыми для токоведущих частей и высо)
ковольтного оборудования; составляют таблицу сравнения указанны)
расчетных и i допустимых значений. Для обеспечения наде^
иой безаварийной работы расчетные значения должны быть меньщ
допустимых.
Выбор шин и изоляторов. Шины распределительных устройсц
выбирают по номинальным параметрам, соответствующим нор
мальиому режиму и условиям окружающей среды, и проверяют щ
режим к.з. Ниже приведены наибольшие допустимые иапряжени)
оДоп при изгибе для различных шин, МПа:
Напряжение оя<1„,
МПа ......
Для шни ............
При температуре I, °C .
80 170
алюминие- медных
вых А1 МГМ
200 300
190
стальных
400
Изоляторы выбирают иа номинальное напряжение и номиналь
ный ток и проверяют на механическую нагрузку при к. з. Расчет
ная нагрузка (Н) на опорные изоляторы = 1,76 • 10~2(//a)i^
Получёииое значение Fpaq4 не должно превышать 60% 9т разрушай»
щей нагрузки'для данного типа изолятора. ]
Пример 6.6. Выбрать н проверить шины РУ на динамическую устойчивост
к токам к.з. при расчетном токе нагрузки /„== 1200 А, ударном токе /у=50 кА
Шины установлены на изоляторах плашмя, расстояние между фазами а = 350 мМ
между изоляторами в пролете I— 1300 мм. 1
Решение. Выбираем по расчетному тАку шниы алюминиевые размером 80X8 м|
С допустимой токовой нагрузкой 1320 А. Момент сопротивления шин при установи
их плашмя 117 = fe/i2/6 = 0,8-82/6 = 8.54 см2. Расчетное напряжение в метали
шин [см. (6.75)] I
а|)а„ = 1,76-10“3-1302-502/(35-8*54) = 250 кгс/см2 = 25 МПа, |
Так как оЯ0П = 80 МПа больше, чем орпсч = 25 МПа, то выбранные шины динамя
чески устойчивы. J
Выбор кабелей. Кабели, как и шины, выбирают по номинОи
ным параметрам”(току, напряжению) и проверяют на термичейкуя
устойчивость при к. з. I
Максимально допустимыми кратковременными температурам?
нагрева при к. з. считаются: для силовых кабелей до 10 кВ с алю
миниевыми жилами — 200°С; для силовых кабелей на 20—35 к|
с медиыми жилами — 220°С; для шин алюминиевых — 200°С; Д-Ч
медиых — 300°С. |
246
Сечение кабеля на термическую устойчивость к Токам к.з. про-:
j-ряют по (6.82).
Пример 6.7. Кабель марки' ААБ на напряжение 10 кВ выбран по расчетному
му 95 А сечением 35 мм2 (см. табл. '5.6). Проверить кабель на термическую
Еойчивость к токам к. з. при /р = /,х.= 6500 А. Расчетное (приведенное) время
Иствия тока к.з. /пр — + /з»т= 0,15-j-0,45 = 0,6 с; уточненное значение
Ердят по рис. 6.12. ,
^Решение. Минимальное сечение кабеля
SMm — 6500 /ОЛ/85 « 60 мм2.
Ьбранный кабель сечением 35 мм2 не удовлетворяет условиям термической устой-
Еости. Снижаем время действия защиты до /,аш — 0,35 с и намечаем кабель сече-
|£м 50 мм2, тогда /пр = 0,5 с и
= 6500 Дб /85 як 50 мм2-.
Выбранный кабель сечением 50 мм2 отвечает условиям термической устойчи-
lfj-и к токам к. з.
Выбор реакторов. Наиболее эффективным способом снижения
ограничения токов к. з. является включение в сеть специальных
прлнительиых сопротивлений — реакторов и различных резистор-
1х комплектов (см. выше), что требует дополнительных кали-
льных затрат. Поэтому реакторы устанавливают в том случае,
ли перечисленные ниже способы ограничения токов к. з. оказы-
Ются недостаточными. К ним относят:
. автоматическое разъединение отдельных частей сети, например
Йций подстанций с параллельно включенными трансформаторами;
;,замыкаиие защищаемых элементов или участков сети накоротко
[помощью короткозамыкателей, разрядников и др.);
применение коммутационных аппаратов, обладающих токоогра-
ГЧительными свойствами (плавких предохранителей ВН и НН, а
Йже токоограничивающих автоматических выключателей НН, в
м числе выключателей с тепловыми расцепителями).
Для определения реактивного сопротивления реактора хр при
Б|.р, приведенного к "базисным условиям /<->, Ue, предварительно
числяют относительное сопротивление реактора:
. Х*р-X*pe3 X*s, (6.83)
Ее *>3 = /бо™ — результирующее сопротивление всей цепи
прн заданном токе отключения выключателя /„ом.откл.; х.х —
Ммарное сопротивление цепи до точки к.з. без реактора (зада-
Йнили рассчитывается),
(Когда сопротивление реактора (%)
Хр = Х*р/11ом.р/^б. (6.84)
< Пример 6.8. Выбрать токоограничивающий реактор по следующим, данным:
100 МВ.А, 7/б = 10,5 кВ, х*х = 0,45; предусмотрена установка выключателя
"а ВНБ-ЮК, я= 5,3 кА, /НОВ.Р = 630 А.
Решение. Базисный ток /р =* 100/(уЗ~-10,5) = 5,5 кА.
247
Определяем сопротивление:
• Хрез*т—^ном.откл “— 5,5/5,8 —' 0,95.
Сопротивление реактора [см. (6.83) и (6.84) [
х.р = 0,95 - 0,45 = 0,5;
хр = 0,5-0,63/5,5 = 5,8%.
Вычисленным данным соответствует реактор РБ-10-630-0,56.
Выбор высоковольтных выключателей. Выбор выключателей
производится по отключающей способности, с учетом параметров
восстанавливаемого напряжения. Отключающую способность вы-
ключателей проверяют с учетом периодической (/„) и апериодиче-
ской (ia) составляющих тока к. з. в момент размыкания дугогася-
щих контактов, соответствующий времени t отключения выклю-
чателя:
/п /нОМ.ОТКЛ , (6.85)
Рнорм^ном.откл» (6.86)
где I
ном.откл номинальный ток отключения выключателя; рнорм —
нормированное относительное значение апериодической составляю-
щей тока отключения, определяемое по кривым зависимости
Рнорм == f(0 [28]. Если условие (6.86) не выполняется, то можно
применить условие, учитывающее обе составляющие тока к. з.:
4^2”/п "Е А 4^2”(1 рнорм) /ном.откл* (6.87)
Для выключателей ускоренного действия (типа ВМПЭ-10)
и небыстродействующих (типа ВМГ-10), для которых собственное
время отключения более 0,08 с, значение РноРм<0,2 и в расчетах
принимается рнорм = 0. Поэтому апериодическую составляющую
можно не учитывать при проверке отключающей способности та-
ких выключателей. Тогда
/2"/ном.откл. (6.88)
Для выключателей сверхбыстродействующих (типа МКП-110М)
и быстродействующих (типа ВЭМ-10) собственное время отключе-
ния составляет 0,04—0,05 с и соответственно рнорм = 0,4 и рнорм =т 0,3.
При проверке отключающей способности таких выключателей
необходимо учитывать апериодическую составляющую тока к. з.
Высоковольтные аппараты проверяются также на термическую
и динамическую стойкость к токам к. а., для чего должны быть
выполнены условия
B</?iT; («Ж
/уС/дин; (6Я
/ Al.НОМ -/ном.откл , (6-91)
где В — тепловой импульс тока к.з. с учетом периодической А
и апериодической А составляющих тока к. з., определяемых момен-
248
том времени tK действия тока к. з. и постоянной времени зату-
хания Та. Для высоковольтных распределительных сетей промыш-
ленных предприятий Та<0,66/к. В этом случае
В=/2П(<К+Та). (6.92)
Если для указанных сетей Та не превышает 0,03—0,035 (см.
рис. 6.2), то ее значением, учитывающим влияние апериодической
составляющей иа тепловой импульс тока к. з., можно пренебречь.
Тогда
В=/Г/к</?/т. (6.93)
В формулах (6.89) — (6.93) /т, U — нормированные ток и время
термической стойкости аппарата; iy, гдин — ударный ток и ампли-
тудный ток динамической стойкости аппарата; /„. н. — нормирован-
ное начальное значение периодической составляющей. При провер-
ке выключателей иа термическую стойкость по среднеквадратич-
ному току /Ск при <к<Х иа основании (6.93)
/ск = /В/Г* = = /„ < Д, (6.94)
при tK>tT
Cl-rftT- (6.95)
Выбор высоковольтных предохранителей. Их выбирают по кон-
структивному выполнению, номинальным напряжению и току, пре-
дельно отключаемым току /0WJI и мощности отключения So™.. Усло-
вие стойкости высоковольтных предохранителей к токам к. з. выпол-
няется, еСЛИ /откл^^/ /расч ИЛИ 5откл^^5расч. ТОК /откл И МОЩНОСТЬ
5откл выбирают по каталогу.
Выбор разъединителей и отделителей. Их выбирают по номи-
нальному току и напряжению и конструктивному выполнению с
проверкой на динамическую и термическую стойкость, путем срав-
нения соответствующих расчетных и каталожных данных токов к. з.
Разъединители и отделители, не предназначенные для отклю-
чения токов к. з., из отключаемую способность не проверяют.
Выбор трансформаторов тока. Их выбирают по номинальному
току и напряжению, нагрузке первичной и вторичной катушек,
классу точности и допускаемой погрешности и проверяют иа дина-
мическую и термическую стойкость к токам к. з., а также иа
10%-ную погрешность в цепях защиты (см. гл. 8).
Электродинамическая стойкость выполняется, если
&днн /ном !, (6.96)
^Лдин — динамическая кратность (дается в каталогах на транс-
форматоры тока); /„ом! — номинальный первичный ток трансфор-
матора тока.'
Термическая стойкость трансформатора тока выполняется, если
Шиловой импульс
В =/*/к<(/гт/ном))Ч. (6.97)
249
Номинальная мощность вторичной обмоткн выбранного трэд
форматора тока S2 должна быть не менее суммы мощности, рЗ
требляемой приборами Snp„6, и мощности, теряемой в проводах^
переходных контактах:
52^5приб + /2(Гпр + Гк), (6.9|
где гПр, гк — сопротивления проводов и контактов.
Сопротивление всех переходных контактов принимается pag
ным 0,1 Ом, ток 12 = 5А. Тогда сопротивление проводов межД
трансформатором тока и измерительными приборами
r„P=(S2— S„p„6 — (6.9|
Схему соединения трансформаторов тока см. в гл. 8. При соед|
нении в неполную звезду двух трансформаторов тока сечена
соединительных проводов (мм2)
s(2)= /3“ 1/(уГПр).
Прн соединении в полную звезду трех трансформаторов той
s(3)==//(vr„p). (6.101
При установке1 одного трансформатора тока сечение (мм2)
s<»=2//(vrnp). (6.Ю
Выбор трансформаторов напряжения. Их выбирают по ном
нальным параметрам, классу точности н нагрузке, определяем?
мощностью, которая потребляется катушками электроизмеритеЛ
ных приборов, подключенных к данному трансформатору. Ном
нальная мощность трансформатора напряжения должна бы1
равна или больше суммарной активной н реактивной мощное^
потребляемой параллельными кадушками приборов н реле:
ShoM>S2> /ИТоГ, (бла
где Рх = Snpit6cos<р„р — суммарная активная мощность, потреблю
мая катушками приборов; Qs = PnPK6tg<p — реактивная мощное]
Значения мощностей Рцрнб, потребляемых параллельными й
тушками приборов, и их cosq> даются в справочниках [26].
Пример 6.9. Выбрать масляный выключатель, разъединитель н траисформа!
тока для линии, напряжением (7„.>м=10 кВ при /„„<., — 350 А, /«—/„ = ‘10*
/у = 18 кА, /от«,| = /«= 2,2 с.
' Решение. Выбираем, масляный выключатель типа ВМПЭ-10-630, разъединит,
РВЗ-Г-20-630, трансформатор тока ТПЛМ-10/400-0,5/Р с двумя вторичными!
мотками (для учета и реле защиты), ЙД„„=16О, А, = 65. Для указанной апН
туры составляем табл. 6.3 сравнения расчетных и каталожных данных, рукоЧ
ствуясь формулами (6.94)—(6.97).
250
Таблица 6.3
Данные выключателя Данные разъединителя Данные трансформатора тока
расчетные допустимые расчетные допустимые расчетные допустимые
t/HOM= 10- кВ t/HOM= 10 кВ Уном=10 кВ (/кам = Ю КВ Уном =10 кВ /Лом = 10 кВ
/расч = 350 А , /яом==630 А /расч=350 А Лом =400 А /расч = 350 А /иом=400 А
Z,18 кА /«=/«.= Ю кА /п = V2- * 10= = 14,1 кА II < Г г ю М S = = 00 Г ~ II II Ж И II К> К > II . II о Ю < * я ? «1 о > > о II ('у =18 kA /„=/„=10 кА . ^доп — 50 кА /доп —" 1 0 кА при /т = 10 с (у= 18 kA fit • Inp—— = 102-2,2=222 кА2, с Zaon ’ ^данЛ^2 X /влч 1 == = Г60 /2".0,4=90кА (М,)2- 1=(65Х Х0,4)2 -1=800 кА2 • с
Примечания: 1. Учитывая, что iOT = iK = 2,2 с меньше времени термической стойкости для выключателя /т = 4 с, а для разъеди-
нителя ZT= 10 с, проверка их термической стойкости произведена по (6.94). 2. Для трансформаторов тока время термической
стойкости f,= I с. ,
ГЛАВА 7
ПОДСТАНЦИИ И РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
$ 7.1. Основные определения и назначение подстанций
и распределительных устройств
Каждая подстанция имеет распределительные устройства (РУ),
содержащие коммутационные аппараты, устройства защиты и авто-
матики, измерительные приборы, сборные и соединительные шинЫ,
вспомогательные устройства.
По конструктивному выполнению РУ делят на открытые и За-
крытые. Они могут быть комплектными (сборка на предприятии-
изготовителе) или сборными (сборка частично или полностью на
месте применения). Рассмотрим наиболее распространенные на
подстанциях промышленных предприятий комплектные РУ.
Открытое распределительное устройство (ОРУ) — распредели-
тельное устройство, все или основное оборудование которого рас-
положено на открытом воздухе; закрытое распределительное
устройство (ЗРУ) — устройство, оборудование которого располо-
жено в здании.
Комплектное распределительное устройство (КРУ) — распре-
делительное устройство, состоящее из шкафов, закрытых полно-
стью или частично, ид и блоков с встроенными в них аппаратами,
устройствами защиты и автоматики, измерительными приборами и
вспомогательными устройствами, поставляемое в собранном или
полностью подготовленном для сборки виде и предназначенное
для внутренней установки.
Комплектное распределительное устройство наружной установки
(КРУН) это КРУ, предназначенное для наружной установки.
Комплектная трансформаторная (преобразовательная) ‘‘Под-
станция (КТП) — подстанция, состоящая из трансформаторов
(преобразователей) и блоков КРУ или КРУН, поставляемых в
собранном или полностью подготовленном для сборки виде.
Распределительный переключательный пункт (РП) — распре-
делительное устройство, предназначенное для приема и распреде-
ления электроэнергии на одном напряжении без преобразо-
вания и трансформации.
Камера — помещение, предназначенное для установки апг^ара-
тов и шин: закрытая камера закрыта со всех сторон и имеет сплош-
ные (не сетчатые) двери; огражденная камера имеет проемы,
защищенные полностью или частично несплошными (сетчатыми
или Смешанными) ограждениями.
Каждая подстанция имеет три основных узла: РУ высшего на-
пряжения, трансформатор, РУ низшего напряжения.
Назначение и классификация подстанций. Подстанцией назы-
вается электроустановка, состоящая из трансформаторов или дру-
гих преобразователей энергии, распределительных устройств на-
252-
пряжением до 1000 В и выше, служащая для преобразования и
распределения электроэнергии.
В зависимости от назначения подстанции выполняют трансфор-
маторными (ТП). или преобразовательными (ПП) — выпрями-
тельными. . J
Трансформаторные подстанции являются основным звеном си-
стемы электроснабжения. В зависимости от положения в энерго-
системе, назначения, значения первичного и вторичного напряже-
ний их можно подразделить на районные подстанции, подстанции
промышленных предприятий, тяговые подстанции, подстанции го-
родской электрической сети и др.
Районные и узловые подстанции питаются от районных (основ-
ных) сетей энергетической системы и предназначены для электро-
снабжения больших районов, в которых находятся промышленные,
городские, сельскохозяйственные и другие потребители электро-
энергии. Первичные напряжения районных подстанций составляют
750, 500, 330, 220, 150 и НО кВ, а вторичные — 220, 150, ПО, 35,
20, 10 или 6 кВ.
На территории промышленных предприятий размещают транс-
форматорные подстанции следующих видов:
Заводские подстанции, которые выполняются как: а) главные
понизительные подстанции и подстанции глубокого ввода с откры-
тым РУ для приема электроэнергии от энергетических систем на-
пряжением НО—35 кВ и преобразования ее в напряжение завод-
ской сети 6—10 кВ для питания цеховых и межцеховых подстанций
и мощных потребителей; б) подстанции и распределительные
пункты с закрытыми РУ, С установкой на них высоковольтного
оборудования на 6—-10 кВ типа КСО или КРУ и трансформаторов
на 6—10/0,4 кВ.
Цеховые подстанции, предназначенные для питания одного или
нескольких цехов, выполняются: а) отдельно стоящими, пристроен-
ными и встроенными с установкой трансформаторов в закрытых
камерах и распределительных щитов на напряжение 0,4—0,23 кВ;
б) внутрицеховыми в основном как комплектные типа КТП с уста-
новкой на них одного-двух трансформаторов мощностью 400 кВ-А
и выще, размещаемыми в отдельном помещении цеха или непосред-
ственно в цехе в зависимости от условий окружающей среды и
характера производства.
§ 7.2. Схемы главных понизительных, заводских и цеховых
подстанций
Схемы электрических подстанций. Схемы электрических
соединений ГПП и ПГВ. Эти схемы должны проектироваться,
Как правило, без сборных шин и без выключателей на первичном
напряжении 35—220 кВ при питании как от тупиковых, так и от
транзитных линий электропередачи, При этом рекомендуется приме-
нять схемы:
с короткозамыкателями, отделителями и разъединителями —
253
для подстанций, присоединяемых к Ответвленийм от проходящих
транзитных линий напряжением 35—220 кВ. Не рекомендуется к
одной линии присоединять более четырех однотрансформаторных
подстанций прн мощности трансформаторов до 25 МВ-А каждый
н более двух-трех подстанций с трансформаторами большей мощ-
ности;
с короткозамыкателями (без отделителей) — для подстанций,
где каждый трансформатор питается от отдельной радиальной
кабельной или воздушной линии по схеме блока «линия — транс-
форматор:»;
с разъединителями и стреляющими предохранителями для
подстанции с трансформаторами мощностью до 40 МВ • А. включи-
тельно. Эти схемы обеспечивают селективное отключение трансфор-
маторов, просты в обслуживании и экономичны;
с разъединителями или с глухим присоединением на первичной
стороне — для подстанций с трансформаторами: а) мощностью
до 6300 кВ-А включительно (не требующих газовой защиты) с ра-
диальным питанием по схеме «линия — трансформатор»; б) любой
мощности с радиальным питанием при относительно близком рас-
положении источника питания (до 3 км), когда целесообразно
дистанционное управление выключателями головного участка пи-
тающей линии.
Схемы электрических соединений трансформа-
торных подстанций 6—10 кВ. Их, как и схемы ГПП, следует
проектировать без сборных шин первичного напряжения при ра-
диальном и магистральном питании. Глухое присоединение цехо-
вого трансформатора применяют при радиальной схеме питания
«линия — цеховой трансформатор», за исключением случаев, когда
подстанции значительно удалены от питающего пункта н когда по
условиям защиты необходимо установить отключающий аппарат,
например перед трансформатором с питанием подстанции по воз-
душной линии.
Подстанции со сборными шинами. Их используют
только при невозможности применения блочных схем. При этом
следует применять одну секционированную систему шин и предус-
матривать автоматическое резервирование питания потребителей
1-й категории. Применение двух систем шин допускается только
На мощных подстанциях ответственного назначения с большим
числом присоединений. На всех присоединениях малой и средней
мощности при напряжении 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.
Схемы подстанций с вторичным напряжением:
6—10---20 кВ. Распределительные ; пункты, сооружаемые обычно
в сетях напряжением 6—20 кВ, являются узлом, связывающим
районные подстанции системы с трансформаторными подстанциями
одного или нескольких предприятий (рис. 7.1). Поэтому часть РП
совмещается с РУ одной из подстанций предприятия. Они позво-
254
ляют^уменьшить число выходных питающих линий энергосистемы,
сечение их и расходы на сооружение электрической сети. Выпол-
няют РП с одной системой шин, секционированной выключателями
или разъединителями в зависимости от числа и мощности питаю-
щих и отходящих линий.
На промышленных предприятиях с большой территорией и
большим числом разбросанных потребителей в ряде случаев соору-
жают несколько РП и питающие линии энергосистемы подводят
к каждому РП. При повреждении одной из питающих линий элект-
роснабжение восстанавливается через перемычку, проложенную
между ними.
Рис. 7.1. Схема РП напряжением 6—20 кВ
Подстанции с вторичным напряжением 6—10—20 кВ являются
главными понизительными подстанциями ГПП. Они питаются от
энергосистем напряжением 35—220 кВ и преобразуют его в напря-
жение 6—20 кВ, которое подается иа цёховые трансформаторы
подстанции. На ГПП устанавливается один или два трансформа-
тора. При установке одного трансформатора резервирование потре-
бителей 1-й категории может быть обеспечено наличием на стороне
НН резервного источника питания; складской ’ трансформаторный
резерв допустим только для потребителей 2-й и 3-й категорий.
Возможные способы присоединения ГПП к сетям энергосистемы
показаны на рис. 7.2. На стороне НН напряжением 6—10—-20 кВ
трансформатора (рис. 7.2, а) выключатель ВЗ устанавливается,
если возможно питание подстанций от сети 6—10—20 кВ. Уста-
новка выключателя на стороне ВН трансформатора иецелесообраз-
255
на, так как отключать трансформатор (при необходимости вывода
его в ремонт) можно выключателем В1 на районной подстанции
и разъединителем Р1 (рис. 7.2, б) на ГПП. Большинство трансфор-
маторов после снятия с них нагрузки можно отключать разъеди-
нителем или отделителем без отключения выключателя на районной
подстанции.
В схеме на рис. 7.2, б со стороны НН к шинам без коммутацион-
ной аппаратуры наглухо присоединен трансформатор, что значи-
тельно упрощает схему подстанции.
Рис. 7.2. Схемы присоединения ГПП к сетям энергосистемы напряжением
35—220/6—10—20 кВ:
ВС — выключатель секционный
Наиболее рациональной и достаточно надежной считается схема
с короткозамыкателями КЗ или отделителями, установленными
на стороне ВН ГПП (рис. 7.2, в, г). При повреждении внутри
трансформатора действует релейная защита, которая замыкает
цепь привода короткозамыкателя КЗ', при этом ножи короткоза-
мыкателя включаются. Создается к. з/ на линиях Л1, Л2, что при-
водит в действие защиту, установленную на питающей конце линии,
и онр отключается вместе с трансформатором. Таким образом, ко-
256
роткозамыкатель заменяет установку выключателя на стороне ВН
трансформатора.
В схеме на рис. 7.2, г на стороне ВН трансформаторов примене-
на перемычка с разъединителями, которые могут быть заменены
отделителями. При повреждении одной линии после отключения
выключателя на стороне ВН трансформатора можно включить пере-
мычку и осуществить питание двух трансформаторов Tt, Т2 от
одной линии (Л1 или Л2).
Аналогично могут выполняться схемы районных подстанций
энергосистемы (рис. 7.3, 7.4). Например, понизительная подстан-
ция (рис. 7.3) с двумя трансформаторами мощностью до 16 МВ • А,
ЛЗП 110хВ
Рис. 7.3. Схема электрических соединений подстанции с двумя транс-
форматорами напряжением 110/10 кВ мощностью до 16 МВ-А
9-545
257
Рис. 7.4. Схема, электрических соединений блочной подстанции типа КТПБ
110/35/6-10-2x16-35:
I—IX — камеры с одинаковыми комплексами оборудования
напряжением 110/10 кВ предназначена для электроснабжения про-
мышленных предприятий и покрытия Коммунальных нагрузок горо-
да. Подстанция присоединяется двумя отводами от двухцепной
линии ЛЭП напряжением ПО кВ, соединяющей мощные ТЭЦ и
РРЭС энергосистемы. На напряжении НО кВ применяется схема
«отвод от линии — трансформатор» с установкой на стороне ПО кВ
в цепи трансформаторов отделителей и короткозамыкателей. На на-
пряжении 10 кВ применяется схема с одной системой шин, секцио-
258
35 нВ
35кв
6-10 кВ
6-10 кВ
Рис. 7.5. Схема электрических соединений
подстанции с двумя трансформаторами
напряжением 35/6—10 кВ, мощностью до
4000 кВ-А
нированной на две части вы-
ключателем. В каждой секции
/ и 2 присоединено по шесть
кабельных линий напряжением
10 кВ и по две резервные 'ли-
нии. Схема подстанции типа
КТПБ (рис. 7.4) выполняется
блочной. В обозначении типа
КТПБ указывается: номиналь-
ное напряжение (110/35/6 —
10 кВ), число трансформаторов
(10) и их мощность (2x16),
тип шкафов КРУН (серия К-35).
На рис. 7.5 приведена схема
соединений подстанции 35/6 —
10 кВ промышленного пред-
приятия с трансформаторами
до 4000 кВ • А. Для защиты в
схеме использукхгся плавкие
предохранители. Подстанция
может снабжать потребителей,
допускающих перерывы пита-
ния на время ручных переклю-
чений выключателями со сторо-
ны НН. В нормальном режиме
секционный выключатель на-
пряжением 6—10 кВ отключен
и трансформаторы работают раздельно. Для отключения х.х., транс-
форматора служит разъединитель на 35 кВ. Перед отключением
разъединителя трансформатор разгружается со стороны НН.
Схема электрических сое-
динений подстанции с двумя
трансформаторами напряже-
нием «35—110/6—10 кВ'
мощностью 16 МВ-А и бо-
лее приведена на рис. 7.6.
В нормальном режиме сек-
ционные выключатели от-
ключены и трансформаторы
работают раздельно.
Трансформаторы присое-
диняются к шинам РУ на-
пряжением 6—10 кВ через
сдвоенный реактор и выклю-
чатели типа ВМП-1,0 на ток
3000 А. На отходящих лини-
ях напряжением 6—10 кВ
устанавливаются выключа-
тели типа ВМП-10 на ток
Рис. 7.6. Схема электрических соединений
подстанций с Двумя трансформаторами на-
пряжением 35—110/6—.10 кВ, мощностью
16 МВ-А и более
9*
259
до 1500 А. Наличие сдвоенных реакторов дает возможность иметь
в РУ напряжением 6—10 кВ 2—4 секции сборных шин ^секционны-
ми выключателями.
В схеме электрических соединений РУ иа 6—10 кВ предусмотре-
на установка двух трансформаторов Т1, Т2. на €—10/0,23 кВ соб-
ственных нужд Ген мощностью по 63 кВ • А, двух трансформато-
ров напряжения типа НОМ для питания устройств автоматики,
включаемых через плавкие предохранители непосредственно на
выводы трансформаторов со стороны напряжения 6—10 кВ. Кроме
того, на каждую секцию сборных шин 6—10 кВ устанавливаются
пятистержневые измерительные трансформаторы напряжения типа
НТМИ для цепей измерения и контроля изоляции.
Схемы подстанций с вторичным напряжени-
ем до 1000 В. К таким подстанциям относятся главным образом
цеховые подстанции промышленных предприятий, получающие пи-
тание от ГПП и РП, размещаемых на территории предприятия.
Если потребитель имеет приемники 2-й и 3-й категорий, то на прд-
Рис. -7.7. Схема
электрических со-
единений цеховой
однотрансформатор-
ной подстанции ра-
диального присое-
динения
Рис. 7.8. Схема
электрических со-
единений цеховой
бднотрансформатор-
иой подстанции ма-
гистрального при-
соедннеиияд
Рис. 7.9. Схема электрических , соеди-
нений двухтрансформаторной, подстан-
ции для силовой и осветительной на-
грузок:
В1—ВЗ —выключатели
260
Рис. 7.10: Схема электрических соеди-
нений двухтрансформаторной двухлу-
чевой подстанции
станции может устанавливаться
один трансформатор без сборных
шин на стороне ВН. Наиболее
простыми и надежными в этом
случае считаются схемы цеховых
Подстанций, подключаемые ради-
ально к ГПП или РП, с выклю-
чателями нагрузки или предохра-
нителями на стороне ВН и с авто-
матами или рубильниками с пре-
дохранителями на стороне НН
(рис. 7.7).
При магистральном подключе-
нии цеховых подстанций к ГПП
или РП на стороне ВН подетащ
ции устанавливаются предохра-
нители или выключатели (рис.
7.8). При мощности трансформа-
торов 630 кВ • А и выше допол-
нительно устанавливается транс-
форматор напряжения для пита-
ния цепей газовой защиты. При
наличии у потребителя приемников
1-й категории бесперебойность их электроснабжения должна быть
обеспечена резервированием, осуществляемым автоматически со
стороны НН другой цеховой подстанции. Более надежным считается
электроснабжение потребителей 1-й категории при использовании
на цеховой подстанции двух трансформаторов с устройствами АВР,
установленных на стороне НН.
Если силовые и осветительные приёмники питаются раздельно,
а потребитель имеет нагрузки с резко колеблющимся графиком,
требующим регулирования включенной трансформаторной мощ-
ности, то иа цеховой подстанции устанавливают более двух транс-
форматоров для силовой и осветительной нагрузок.
Схема двухтрансформаторной подстанции приведена на рис. 7.9.
Подстанция выполняется с выключателями на вводах на стороне
ВН. "Выключатель ВЗ в нормальном режиме отключен, и каждая
секция шин питается от своего ввода. При аварийном отключении
одного из вводов с помощью устройства АВР включается секцион-
ный^ выключатель ВЗ и электроснабжение подстанции переводится
на Один ввод (I или П).
На рис. 7.10 приведена схема подстанции, в которой на стороне
ВН питание осуществляется по двум лучам (магистралям). Под-
станция имеет устройство АВР на стороне НН, работающее при
отключении одного из’трансформаторов. Защита трансформаторов
со стороны ВН осуществляется плавкими предохр!анитеЛями с квар-
цевым наполнением типа ПК, со стороны НН и отходящих к потре-
бителям линий — плавкими предохранителями типа ПН2.
261
§ 7.3. Открытые распределительные устройства
Для напряжений 35 кВ и выше обычно сооружаются открытые
распределительные устройства (ОРУ) с применением для отдельных
элементов крупноблочных узлов заводского изготовления. Кон-
струкции ОРУ разнообразны и зависят от высшего и низшего на-
пряжений, принятойсхемы электрических соединений, наличия иа
стороне ВН выключателей или заменяющих их короткозамыкателей
и отделителей (см. ниже) и их размещения по отношению к воз-
душной ЛЭП и трансформатору.
Распределительные устройства высшего напряжения. На ГПП
промышленных предприятий РУ напряжением 110—35/10 кВ, как
правило, выполняют открытыми и лишь для производств с сильным
загрязнением воздуха при отсутствии свободной территории, при
очень низких температурах окружающей среды или в случае особых
требований — закрытыми.
Применение ОРУ уменьшает стоимость и сокращает сроки соо-
ружения подстанций. При замене и демонтаже электрооборудова-
ния ОРУ по сравнению с закрытыми более маневроспособны. Одна-
ко обслуживание ОРУ несколько сложнее, чем закрытых. Кроме
того, для наружной установки требуется более дорогое электрообо-
рудование, способное выдержать прямые атмосферные воздей-
ствия.
Для опорных конструкций в ОРУ используется железобетон или
металл, ошиновка, выполняется чаще всего гибким проводом, кото-
рый с помощью гирлянд изоляторов крепится к опорам. Контактные \
соединения осуществляются сваркой или на прессуемых зажимах.
Изоляция (опорная, подвесная, оттяжная) применяется нормаль-
ная или грозостойкая.
Трансформатор. Конструкция ОРУ должна обеспечивать свобод-
ный доступ к трансформатору при эксплуатации. При ремонте
трансформатора с массой выемной части 10 т и более иа подстан-
ции следует предусмотреть установку грузбподъемных устройств
для поднятия выемной части из кожуха. Необходимо также обеспе-
чить возможность перевозки трансформатора к месту ремонта.
Соединение трансформатора с РУ низшего напряжения выпол-
няется обычно гибким проводом или пакетом шин (токопроводом).
При схеме блока «трансформатор — токопровод» токопровод при-
соединяют непосредственно к выводам трансформатора и тогда РУ
низшего напряжения отсутствует. ,
Распределительные устройства низшего напряжения 3—6—
10 кВ. Их можно выполнять, как комплектные распределительные
устройства закрытые (КРУ) и открытые (КРУН). >
В КРУН аппараты и приборы управления, учета и защиты, чув-
ствительные к низкой температуре, должны иметь колпаки и обо-
грещ включаемый при температуре ниже допускаемой для этих
аппаратов и. приборов. Приводы выключателей также должны иметь
обогрев при температурах окружающего воздуха — 5°С и ниже.
Оборудование и аппаратура подстанций дблжны иметь защиту от
262
атмосферных и коммутационных перенапряжений. На подстанциях
должны заземляться все нетоковедущие металлические части.
Короткозамыкатели (рис. 7.11). Это аппараты, пред-
назначенные для искусственного создания к. з. в тех случаях, когда
ток при повреждениях в трансформаторе может оказаться недоста-
точным для срабатывания релейной защиты. Короткозамыкатели
применяют на подстанциях без выключателей иа стороне ВН. Они
предназначены для наружной установки.
Короткозамыкатели типа КЗ-35 на напряжение 35 кВ выполня-
ют в виде двух отдельных по-
люсов, соединяемых при мон-
таже в один двухполюсный
аппарат. Короткозамыкатели
типа КЗ-110 и КЗ-220 изготов-
ляют в виде однополюсных ап-
паратов. При включении корот-
козамыкателя КЗ-35 происхо-
дит двухфазное к.з. на землю,
а при включении короткозамы-
кателя КЗ-Г10 или КЗ-220
однофазное к.з. на землю.
Управление короткозамыка-
телями осуществляется приво-
Рис. 7.11. Короткозамыкатель
типа КЗ-35 (размер без скобок)
' и КЗ-110 (размер в скобках)
895
Рис. 732. Отделитель типа ОДЗ-35 С но-
жами заземления
263
дом ШПКМ, который выполняется с двумя реле максимального тока
и катушкой отключения. Короткозамыкатедь включается автомати-
чески под действием пружинного механизма при срабатывании при-
вода от релейной защиты. Отключается короткозамыкатель вруч-
ную (см. гл. 8).
Отделители (рис. 7.12). Они представляют собой двухко-
лонковые разъединители с ножами заземления ОДЗ (без ножей —
ОД), управляемые общим приводом, размещенным в шкафу
(ШПОМ.) при напряжении до 110 кВ. Отделители на 220 кВ выпол-
няют в виде трех отдельных полюсов с самостоятельными привода-
ми. Ножи заземлителей типа ЗОН управляются приводами наруж-
ной установки ПРНУ-10. Отделители отключаются под действием
пружин при срабатывании блокирующего реле или отключающего
электромагнита (см. п/к 8). Включаются они вручную. Отделитель
новой конструкции с элегазовым наполнением типа ОЭ-110 выпол-
няется с автоматическим включением и отключением..
Отделители могут отключать токи намагничивания трансформа-
торов мощностью до 16 МВ • А при напряжении 35 кВ и до
63 МВ • А при напряжении ПО кВ.
Горизонтально установленными трехполюснымн отделителями
разрешается отключать и включать намагничивающий ток силовых
трансформаторов и зарядный ток воздушных и кабельных линий
при напряжении 20—35 кВ и наименьшем расстоянии между осями
полюсов 2 м; при этом отключаемый намагничивающий ток равен
П А, зарядный ток — 3,5 А; при напряжении НО кВ н наименьшем
расстоянии 3 м — соответственно 14,5 и 5,0 А.,
На рис. 7.13 приведен общий вид ОРУ однотрансформаторной
подстанции типа 1КТП-110/6—10 кВ с короткозамыкателем н отде-
лителем мощностью от 6,3 до 16 кВ • А. Подстанция представляет
собой РУ на 110 кВ, комплектуемое силовыми трансформаторами
типов ТД-6300/110, ТД-10 000/100, ТД-16000/110 и КРУН,. выпол-
ненного шкафами серии K-XIII. ,
Три полюса отделителя ОД-НО с приводом ШПО и короткоза-
мыкатель КЗ-110 с приводом ШПК установлены на трехстоечной
металлокрнструкции. Включение отделителя н отключение коротко-
замыкателя производятся вручную. Отключение отделителя и вклю-
чение короткозамыкателя производятся пружинами, встроенными
в этн аппараты. ,
Схемы вторичных соединений КТП-НО (защита, сигнализация,
управление и автоматика) выполнены на оперативном переменном
токе 220 В от трансформатора собственных нужд мощностью
63 кВ • А, напряжением 6—10/0,23 кВ, с изолированной нейтралью.
В ОРУ двухтрансформаторной подстанции (рис. 7.14) припот-
ключении питающей линии предусмотрено устройство АВР (см.
гл. 10) секционного выключателя 6—10 кВ, включаемого от реле
минимального напряжения, а также автоматический возврат к пер-
воначальному режиму работы подстанции после восстановления
напряжения на питающей линии.
Подстанции с трехобмоточцыми трансформаторами 110/35/6—
264
Рис. 7.13. Открытое РУ одиотраисформаторной подстанции типа 1КТП-П0/6—10 кВ
, мощностью до 16 МВ-А:
/—ограждение; 2 — разъединитель РЛНД-2-110; 3— отделитель ОД-110; 4 — разрядник
РВП-110; 5—молниеотвод; 6 — кронштейн трансформаторный; 7 — силовой трансформа-
тор; 8 — заземляющий разъединитель; 9 — шкафы КРУН
10 кВ (см. рнс. 7.4) имеют РУ 6—10 кВ закрытого типа или выпол-
няются в виде шкафов КРУН и РУ 35 кВ открытого типа с присое-
динением к трансформатору через блоки, состоящие из выключате-
ля ВМ-35, линейных и шинных разъединителей и шкафа управления
и Защиты.
Для ОРУ на напряжение 110—220 кВ разработаны КРУЭ, т. е.
КРУ, заполненные элегазом, которые должны применяться на пред-
приятиях черной и цветной металлургии и химии, в зонах с загряз-
ненной средой и при высокой плотности застройки предприятий.
Площадь, занимаемая КРУЭ на НО кВ, составляет всего около
41М2. Это дает возможность поместить его в центре нагрузок пред-
приятия и тем самым сократить и удешевить сети 6—10 кВ, отхо-
дйщие от КРУЭ.
•5/>/В настоящее время в СССР изготовляют элегазовые ячейки
Липа ЯЭ-110Л-23УЧ на напряжение ПО кВ и номинальный ток для
бборных шин 1600 А, для отводов 1250 А; ток отключения выклю-
чателя 40 кА [7].
В ОРУ кроме голых жестких шин на опорных изоляторах и го-
лых гибких проводов на подвесных и натяжных изоляторах (см. гл. 4)
265
Рис. 7.14. Плтан и разрезы ГПП 110/6—10 кВ с двумя трансформаторами мощно
; стью 25—40 МВ-А:
а — план; б — разрез; / — ЗРУ 6—10 кВ; 2 — трансформатор; 3 — ОРУ ПО кВ; 4 —
ВЛ НО кВ; 5 — ремонтная площадка; 6 — разъединитель; 7 — отделитель; S — коротко-
замыкатель; 9 — разрядник; 10— железнодорожный путь; 11— выводы от расщепленных
обмоток трансформатора; 12 — защитный трос; 13 — молниеотвод
применяют также трубчатые шины с непосредственным креплением
к шинным разъединителям, а также шины с элегазовой изоляцией.
Унифицированная комплектная подстанция с отделителями и
короткозамыкателями типа КТПБ блочного исполнения на 110/6—
10 кВ с трансформаторами мощностью от .10 до 40 МВ • А приведе-
на в [7]. ,
§ 7.4. Закрытые распределительные устройства
КРУ напряжением выше 1000 В. КРУ, выполненные на напряже-
ние до 10 кВ и токи До 3000 А, широко распространены на промыш-
ленных и городских подстанциях, главных РУ электростанций сред-
ней и малой мощности, РУ .собственных нужд мощных электростан-
ций. КРУ различных конструкций изготовляют на предприятиях
электропромышленности и электромонтажных организаций в виде
камер типа КСО (камера стационарная, одностороннего обслужи-
вания) или шкафов типа КРУ.
Камеры и шкафы КРУ изготовляют различных серий с различ-
ными схемами первичных и вторичных цепей. Наличие шкафов с
различными схемами первичных цепей позволяет комплектовать их
согласно принятой схеме электрических соединений установки. Рас-
смотрим конструктивные особенности камер КСО и шкафов КРУ.
Камеры КСО-272 на напряжение 6—10 кВ одностороннего об-
служивания, с одной системой сборных шии представляют собой
модернизацию камер КСО-266 и применяются в РУ промышленных
предприятий. На рис. 7.15 приведены типовые варианты 1—8 комп-
лектования электрических присоединений из камер серии КСО-272.
Камеры вводов и отходящих линий рассчитаны на ток 400, 630
и 1000 А. Они комплектуются выключателями типа ВМГ-10, ВЭМ-
10Э с приводами ПН-67 и ПЭ-11. В камерах КСО-272 можно вза-
мен выключателей устанавливать выключатели нагрузки BHJ13-16
Рис. 7.15. Схемы комплектования камер КСО-272:
I—8 — камеры с одинаковыми комплектами оборудования
267
и ВНП3-17 с заземляющи-
ми ножами, исключающие
при эксплуатации оши-
бочные операции.
На рис. 7.16 приведе-
на камер,а КСО-272 с вы-
ключателем нагрузки ВНП.
Камеры КСО-272 могут
быть укомплектованы вы-
ключателями, выключате-
лями нагрузки, трансфор-
маторами напряжения, ма-
ломощными трансформа-
торами собственных нужд,
разрядниками и,др. Это
дает возможность унифи-
кации всего РУ, а в слу-
чае необходимости при
большом числе отходя-
щих линий — смешанной
компоновки камерами се-
рий КСО-272 и КСО-366.
Камеры КСО-366 од-
ностороннего обслужийа-
ния, с одной''системой
сборных шин представля-
ют собой ' модернизацию
камер КСО-3. Их приме-
няют в РУ промышленных
предприятий с мощностью
отключения до 200 МВ-А.
Камеры вводов и отхо-
дящих лиАнй рассчитаны
на ток 200, 400 и 600 А.
Они комплектуются разъ-
Рис. 7.16. Кайера . КСО-272 с выключателем едннителями РВЗ-10 И
нагрузки внп выключателями нагрузки
ВНП3-16, ВНП3-17 о при-
водами типов ПР-17, ПРА-17,- Если на вводе необходимо иметь
выключатели, то в торце камеры КСО-366 можно установить,.ка-
меру КСО-272 с выключателем ВМГ-10. На рис. 7.17 приведена
камера КСО-366 с выключателем нагрузки и предохранителя-
ми ВНП. Корпус камер, состоящий из листовой стали толщиной
2,5—3 мм, представляет собой жесткую сварную конструкцию.. ^,,
Всю аппаратуру первичной коммутации размещают в предела^
камеры; сборные шины — вне камеры. Выключатели устанавливаю.'^'
в отсеке, отделенном от сборных шин н шинных разъединителей;
от кабельных присоединений выключатели отделены горизонтальны-
ми перегородками из листовой стали. Приводы коммутационных
268
Рис. 7.17. Камера КСО-366 с
выключатёлем нагрузки ВНП
аппаратов, элементы блокировки, приборы защиты, измерения и
сигнализации размещают в левой части фасада камеры. В правой
части фасада предусматривают проем с сетчатой дверью.
КРУ внутренней установки выкатного исполнения. Они предназ-
начены для закрытых РУ Напряжением 3—10 кВ, с одинарной си-
стемой сборных шин. Их выполняют из соединенных между собой
металлических шкафов с встроенными электрическими аппаратами,
приборами измерения и защиты, с вмонтированными цепями пер-
вичной и дторичной коммутации.
Наиболее часто применяемые комплектные устройства выкатно-
го исполнения приведены в табл. 7.1.
КРУ серий КРУ2-10Э и КРУ2-10П (рис. 7.18) широко применя-
ют на подстанциях и в РУ промышленных предприятий.
КРУ серии K-XII/80 (рис. 7.19) представляют собой модифика-
цию КРУ серии-K-XII за счет установки выключателя ВМП-10-31,5
йа большую динамическую и термическую устойчивость. В указан-
ных КРУ введены дополнительные устройства оперативной блоки-
ровки безопасности выкатных элементов н заземляющих разъеди-
нителей, что повысило надежность их работы.
КРУ серии КР-10/500 (рис. 7.20) в нормальном и тропическом
269
A
Рис.,7.18. Шкаф КРУ2-10П:
1 ~ выкатная тележка; 2 — заземляющий разъединитель; 3 — трансформатор земляной
защиты; 4 — трансформатор тока; 5 — отсек трансформаторов тока и кабельной разделки;
6 — отсек шинного разъединяющего контакта; 7 — прочодно») изолятор; 8 — сборные шины;
9 — отсек сборных шин; 10 — опорный изолятор; //—отсек вторичной аппаратуры;
12 — выключатель ВМП-10К; 13 — привод выключателя; 14— отсек выкатной тележки
исполнении применяют для электроснабжения установок с быстро-
переменной ударной нагрузкой (например, для питания приводов
кузнечно-прессового оборудования и т. п.), а также в сетях с повы-
шенным уровнем токов к. з. (электропечных установках).
КРУ серии K-XXI (рис. 7.21) применяют в основном для элек-
троснабжения собственных нужд электростанций, имеющих элек
троприводы на 6 кВ. Указанные КРУ укомплектованы выключате-
лями с электромагнитным гашением дуги, рассчитанным на частые
включения и отключения..
Кроме КРУ выкатного типа (см. табл. 7.1) применяют КРУ уни-
фицированных серий, изготовляемых с учетом (окружающей средьь
при их установке и условий режима работы потребителей.
270
Таблица 7.1.
Показатели Технические данные для комплектных устройств
КРУ2-10Э, . КРУ2-10П К-ХП/80 КР-10/500 ) ' K-XXI
Номинальное напря- жение, кВ До 10 До 10 До 11 6,0
Номинальный ток, А 630, 1000, 630, 1000, 630, 1000, 800, 1000,
1600, 2000, 1500 1250, 3200 1500, 2000
Отключаемая мощ- ность, МВ • А 2750 350 350 500 400
Динамическая устой- чивость, кА ' 52 80 75 100
Термическая устойчи- вость, кА 1 . 14 20 29 38,5
Тип выключателя вэм-юэ, ВМП-10-31,5 ВМП-10/500 ВЭМ-6
Тип привода ВМПЭ-10, вмп-юк. ПЭ-11, ПЭ-11 ПЭВ-ПА ПЭ-22
ПЭВ-12, ЦП-67 ПП-67
818
Рис. 7.19. КРУ серии К-ХП/80 с .выключателем ВМП-10-31,5
271
1600 (ширина 13S0mm)
Рис; 7.20. КРУ серии КР-10/500 с выключателем ВМП-10/500
272
Рис. 7.21. КРУ серии K-XXI с выключателем ВЭМ-6
Серия КРУ2-10-20УЗ по техническим параметрам и габаритным
размерам аналогична КРУ серий КРУ2-10Э и КРУ2-10П и применя-
ется в большинстве промышленных установок.
Серия КР-10/31.5УЗ, так же как и серии KP-10/500.K-XII/80,
используется в электрических сетях с повышенным уровнем токов
к. з. (в прокатных станах, дуговых электропечах).
Серия КРУ-ЮД10УЗ, как и серия K-XXI, применяется для вво-
273
Рис. 7.22. Шкаф КРУН серии K-XIII с масляным выключателем ВМП-10К.
дов от мощных трансформаторов, для секционирования сборных
шин, электроснабжения собственных нужд электростанций.
Серии КЭ-10/20УЗ и КЭ-10/34,5 с электромагнитными выклю-
чателями имеют такую же область применения, как и КРУ2-10-
20УЗ и КР-Ю/31.5УЗ в обычных и частых коммутационных опера-
циях.
Разработаны также две новые серии малогабаритных КРУ с ко-
лонковыми и вакуумными выключателями. Последние предназначены
для частых коммутационных операций.
Изготовляемые разными предприятиями КРУ имеют одинаковую
общую компоновку, но отличаются конструкциями выкатных теле-
жек и габаритными размерами. Шкафы состоят из трех основных
отсеков (см. рис. 7.19): отсека сборных шин /, линейного отсёка 6
с трансформаторами тока и кабельными заделками 5, отсекй’ вы-
катной части 4 с выключателем 3 или другими аппаратами (раз-
рядники, предохранители и др.) В камере размещаются такжё'ре-
лейный шкаф 2 с аппаратами управления и защиты, штепсельный
разъединитель 7 и заземлитель 8. На передней части выкатиой те-
лежки монтируется привод выключателя со вспомогательной аппа-
ратурой. Наблюдение за аппаратурой, установленной на тележке
и в шкафу, осуществляется через смотровое окно.
274
,Рис. 7.23. Шкаф КРУН серии К-33 для ввода в КРУН серии К-ХШ:
1 —j- штепсельный разъем; 2 — релейный шкаф; 3— трансформатор тока ТПЩЛ-10' 4—
шкаф с аппаратурой; 5,6 — нижние и верхние разъединяющие контакты; 7 — проходной
изолятор; 8— сборные шниы; 9 — шинный ввод в шкаф; 10—проходные изоляторы на-
ружной установки; 11 —блок ввода; 12 — тележка с масляным выключателем ВМП-ЮЭ/3000
с приводом ПЭВ-12; 13 — механизм доводки
Конструкции шкафов КРУ предусматривают установку выклю-
чателей с приводом, трансформаторов напряжения, разрядников,
силовых предохранителей, трансформаторов собственных нужд
мощностью до 5 кВ * А.
КРУ наружной установки (КРУН). Они заменяют закрытые РУ
напряжением 6—10 кВ. Ниже рассматриваются некоторые КРУН,
наиболее распространенные на подстанциях промышленных пред-
приятий.
КРУН серии К-ХШ выполняются на базе шкафов серии К-ХП
и применяются для комплектования подстанций, напряжением
35/6—10, 110/6—10 и 110/35/6—10 кВ. В шкафах этой серии, рас-
считанных на токи 1000—2000 А, устанавливаются выключатели
типа ВМП-10К с приводом ПЭ-11 на постоянном оперативном токе
275
или ПП-67 на переменном оперативном токе, а также выключатели
типа ВМП-10П с встроенным пружинным приводом на переменном
оперативном токе. Шкафы КРУН имеют нагревательные элементы
для обогрева.
Шкафы КРУН серии K-XIII выполняются с выкатными тележка-
ми и без них при глухом присоединении шинного ввода для питания
потребителей собственных нужд. Они состоят (рис. 7.22) из следую-
щих элементов: корпуса шкафа 2, в котором размещаются транс-
форматоры тока, кабельные разделки, неподвижные размыкающие
контакты, заземляющий разъединитель; выкатной тележки 1, на
которой устанавливаются масляный выключатель с приводом,
трансформаторы напряжения, разрядники и подвижные разъеди-
няющие контакты; блока шин 3 с металлоконструкцией для крепле-
ния опорных и проходных изоляторощ шкафа 4 для установки
аппаратуры защиты, измерения, учета, управления и сигнализации.
КРУН серии К-33 (рис. 7.23) предназначены для ввода и секцио-
нирования в КРУН серии K-XIII с током более 1500 А. Шкафы
серии К-33 выкатного исполнения рассчитаны ' на токи 2500 и
3000 А, комплектуются выключателями ВМП-10Э/3000 со встроен-
ным электромагнитным приводом ПЭВ-12 на мощность отключения
350 МВ-А при напряжении 10 кВ и ударный ток 52 кА.
§ 7.5. Конструктивное выполнение подстанций
Комплектные трансформаторные подстанции (КТП). Их постав-
ляют заводы-изготовители в полностью собранном виде, подго-
товленными для монтажа на месте установки. Они используются
в постоянных и во временных электроустановках промышленных
предприятий, так как транспортабельны и просты для монтажа и
демонтажа. Комплектные трансформаторные подстанции изготовля- _
ются .аля внутренней (КТПВ) и наружной (КТПН) установки; они
могут быть закрытыми и открытыми.
В КТПВ и закрытых КТПН, у которых все электрооборудование
и открытые токоведущие части находятся внутри корпуса, пре-
дусматривается установка одного-двух трансформаторов мощнос-
тью не более 1 МВ-А со вторичным напряжением 6—10 или
0,4—0,23 кВ.
В открытых КТПН устанавливаются трансформаторы мощно-
стью до 16 MB-А с первичным напряжением 220, ПО, 35, 10 и.6 кВ
и вторичным напряжением 6—10 или 0,4—0,23 кВ.
Размеры КТП меньше обычных подстанций тех же схем и мощ-
ностей, что позволяет размещать их близко к центру нагрузки.
В КТП коммутационная и Защитная аппаратуры имеют обычное
исполнение.
ОснойНым конструктивным исполнением КТПВ является модуль-
ная шкафная компоновка его основных элементов с передним об-
служиванием трансформатора, шкафов ВН и НН, имеющих метал-
лические или полимерные защитные кожухи.
При конструировании КТПН применяют бетонный строительный
276
модуль со съемной крышкой для удобства транспортировки и мон-
тажа. Высота подстанции при этом снижается до 1,8 м от уровня
земли путем частичного углубления подстанции в землю, что важно
для нормальной работы внутризаводского транспорта.
Комплектные трансформаторные подстан-
ции внутренней установки на напряжение
6—10/0,4—0,23 кВ. Наиболее широко их применяют для непосред-
ственного электроснабжения токоприемников промышленных объек-
тов. Они устанавливаются в цехах и других помещениях в
непосредственной близости от потребителей, что значительно
упрощает и удешевляет распределительные сети и дает возмож-
ность выполнять их совершенными в конструктивном отношении
магистральными (ШМА) и распределительными (ШРА) шинопро-
водами (см. гл.- 5).
Для безопасности эксплуатации на КТП применяют трансфор-
маторы, заполненные негорючей жидкостью с сухой изоляцией или
с баком повышенной прочности.
Цеховые КТП выполняются напряжением 6—10/0,4—0,23'кВ
с трансформаторами до 2500. кВ-А. На сравнительно небольшой
площади, занимаемой КТП, размещаются силовой трансформатор,
коммутационная, защитная и измерительная аппаратура и при
необходимости секционный автомат для присоединения второго
комплекта двухтрансформаторной КТП. В КТП на стороне ВН при-
меняют предохранители ПК и выключатели ВНП, на стороне НН —
предохранители ПН-2 или автоматические выключатели АВМ.
На рис. 7.24 изображена КТП для внутренней установки с
трансформатором мощностью до 1000- кВ, с баком повышенной
прочности без расширителя. На стороне ВН имеется шкаф, в кото-
ром установлены выключатель нагрузки с предохранителями.
В шкафу предусмотрено место для подключения двух кабелей.
Питание шин РУ НН осуществляется через секционный автоматиче-
ский выключатель АВМ-20.
Рис. 7.24. КТП внутренней установки с трансформатором до WOO кВ-A напряже-
нием 6—10/0,4—0,23 кВ
277
Рнс. 7.25. Габаритные и установочные размеры
(а, б) и принципиальная схема присоединения (в)
КТП-630 н КТП-1000:
1 — кабель высшего напряжения; 2 — шкаф ввода "выс-
шего напряжения; 3 — силовой трансформатор; 4 —
шкаф ввода низшего напряжения; 5 — отсек приборов;
6 — шкаф отходящих линий; 7, 10 — ячейки автоматов;
8 — шкаф секционный; 9 — шинный короб; 11 — привод
автомата; 12 приборы предупредительной сигнали-
зации
1 ионе г чяча 3 ми i 4 штили 5 1 6 чеса 7 VO 1 т нюя 9 ю BW1 11 1-0 12 13 wept 14 i ячеек а 15 ялю в ияхл п v ап 1В w{ 20 1Л! 22 23 24 а 2f
I Л. JL. П К It Т т X JL. и а д Д д д д д Д д Д Д Д д 1_ 13ЖМЫЯ
Комплектные трансформаторные подстанции» внутренней уста-
новки состоят из трех основных элементов: вводного устройства
(6 или Ю кВ), силового тр'ансформатора и распределительного
устройства (0,4 кВ).
Вводное устройство высокого напряжения типа ВВ-1 представ-
ляет собой металлический шкаф, укрепленный на баке силового
трансформатора; вводное устройство типа ВВ-2 — закрытый шкаф
с встроенными в него выключателем нагрузки типа ВНП-17 с
предохранителями типа ПК- Выключатель нагрузки предназначен
для отключения трансформатора со стороны ВН при х.х. или при
номинальной нагрузке. При к.з. трансформатор отключается пре-
дохранителями. Для отключения одной из линий в шкафу типа
ВВ-2 имеются съемные шинные накладки. Разделка высоковольт-
ного кабеля предусмотрена сухая.
Силовой трансформатор типа ТМЗ имеет естественное масляное
охлаждение и герметичный бак повышенной прочности (рассчитаны
на давление 80 кПа и вакуум 40 кПа) с азотной подушкой. На-
пряжение регулируется при отключенном от сети трансформаторе.
Трансформаторы снабжают электроконтактными мановакууммет-
рами для контроля внутреннего давления. Повышение давления,
вызванного бурным газообразованием при внутренних поврежде-
ниях, контролируется реле давления.
Трансформаторы снабжают также термосигнализаторами для
измерения температуры верхних слоев масла. Уровень масла в
баке контролируется маслоуказателем.
Распределительное устройство. НН состоит из набора металли-
ческих шкафов с аппаратурой, ошиновкой и проводами. Защитно-
коммутационной аппаратурой РУ являются автоматические воздуш-
ные выключатели серии АВМ-4, АВМ-10 выдвижного исполнения,
которые расположены в закрытых шкафах и управляются ручками
или ключами, расположенными на дверцах шкафов. Измерительные
приборы и реле размещены в отсеках приборов и на дверцах шка-
фов. При двухрядном расположении КТП ряды соединяются шин-
ным мостом, состоящим из металлического короба с соединитель-
ными шинами и проводами.
На рис.. 7.25 даны габаритные и установочные размеры КТП-630
и КТП-1000. В новых сериях КТП-М-1000-1600 и КТП-2500 приме-
няют автоматические выключатели типа «Электрон» на токи до
4000 А.
На рис. 7.26 приведена внутрицеховая комплектная подстанция
с двумя трансформаторами 1 по 1000 кВ-А каждый.
Трансформаторы на стороне НН присоединяются через вводные
шкафы 2 с автоматическими выключателями. В шкафу 3 установлен
секционный автоматический выключатель для обеспечения АВР.
Питание потребителей от КТП производится по токйпроводам 4
типа ШМА на напряжении 380 В, укрепленным на колоннах 6
и стойках 5.
Комплектные трансформаторные подстан-
ции наружной установки. Они выполняются для различ-
279
W2S
3753
Рис. 7.26. Внутрицеховая комплектная подстаиция серии КТП-2Х1000 кВ-А,
6—10/0,4—0,23 кВ
ных напряжений и предназначаются для электроснабжения строи-
тельных объектов промышленных предприятий и отдельных райо-
нов. Их можно использовать для установки на открытом воздухе,
но не для работы в атмосфере с токопроводящей пылью, хими-
чески активными газами и испарениями.
На рис. 7.27, а, б приведены схема и конструкция подстанции
типа КТПН с кабельными и воздушными вводами и выводами ВН
и НН. Она изготовляется двух габаритов, рассчитанных на
мощность трансформаторов 160—250 и 400—630 кВ-А и имеет
портал 4 для выводов сети НН и портал 1 воздушного ввода
ВН для размещения разрядников, шинного спуска и разъединителя
при кабельном вводе ВН. Присоединение трансформатора 3 произ-
водится через ячейку ввода 2, где установлены разъединитель и
предохранитель. Для подключения подстанции к воздушным сетям
6—10 кВ на ближайшей опоре устанавливается вводной разъеди-
нитель с заземляющими ножами.
Подстанции типа КТПН в зависимости от мощности трансфор-
матора, типа аппаратов ВН й НН имеют различные конструктивные
варианты от КТПН-72-160 до КТПН-1Ю00.
Подстанции наружной установки типа КТП-35 изготовляют на
напряжения 35/6 — 10 кВ и выполняют с одним или двумя транс-
форматорами. .
По типу аппарата, устанавливаемого на стороне ВН, различают
подстанции:
280
3340
Рис. 7.27. Схема (а) и конструкция (б) комплектной пЬдстанции наружной установки
КТПН напряжением 6—10/0,4—0,23 кВ с воздушными и кабельными вводами и
выводами:
РТ — разрядник трубчатый
а) с силовыми предохранителями ПСН-35 (СКТП-35) — приме-
няют для подстанций мощностью 630— 1000 кВ-A; ,
б) с короткозамыкателями КЗ-35 и отделителями ОД-35
(СКТП-35) — применяют для подстанций мощностью 1600 —
6300 кВ-А;
в) с выключателями ВМ-35 (СКТП-35-У) — применяют для "под-
станций мощностью 2500 — 6300 кВ-А.
На всех указанных подстанциях на стороне 6—10 кВ устанав-
ливают выключатели ВМГ-10,
Комплектные трансформаторные подстанции наружной установ-
ки блочного типа КТПБ-110/6— 10 кВ выполняют бёз выключате-
лей, на стороне 110 кВ, что упрощает схемы и конструкции ГПП
и снижает их стоимость. Они рассчитаны на установку одного или
двух трансформаторов типа ТМН мощностью 2500, 6300 кВ-А или
типа ТД мощностью до 40 МВ- А.
Конструкция однотрансформаторной КТПВ 110/6 — 10 кВ ана-
логична конструкции КТП-110/6— 10 кВ (см. рис. 7.13).
При установке на ГПП двух трансформаторов мощностью
25-*-40 МВ-А конструкция КТПБ 110/6— 10 кВ аналогична кон-
струкции ГПП 110/6— 10 кВ (см. рис. 7.14). Промышленные ГПП
обычно выполняют по упрощенным схемам с применением коротко-
замыкателей и отделителей на высшей стороне и открытой установ-
кой трансформаторов и аппаратуры напряжением 35— НО кВ, а
ячейки КРУ 6—10 кВ устанавливаются в Закрытом помещении
или выполняются в виде шкафов типа КРУН и КРУЭ.
Если по условиям окружающей среды или генплана предприя-
тия требуется защита от окружающей среды, то применяется за-
крытая установка трансформаторов на 35—НО кВ.
Трансформаторы питаются по- блочной схеме «ЛЭП — транс-
форматор» цли с помощью устройства дополнительного моста меж-
ду отделителем и трансформатором, что обеспечивает работу двух
трансформаторов от одной ЛЭП.
Отдельно стоящие, пристроенные и встроенные подстанции. Кро
ме комплектных подстанций для электроснабжения предприятий
цехов и отдельных установок применяют отдельно стоящие, при-
строенные и встроенные подстанции'с трансформаторами мощно-
стью до 1000 кВ • А и выше, напряжением 6—10/0,4—0,23 кВ.
На рис, 7.28 приведена отдельно стоящая подстанция на 6—
10 кВ с кабельными вводами и двумя трансформаторами 1 по
630 кВ • А каждый. Подстанция имеет РУ 6—10 кВ, оборудованное
камерами КСО-366 с двумя отсеками 2 и 3 для обслуживания от-
дельно персоналом энергосистемы и потребителя. Щит НН разме-
щается в помещении 4, батарея конденсаторов с пятью шкафами —
в помещении 5.
Пристроенные (к цехам) и встроенные (в цех) подстанций
комплектуют таким же электрооборудованием, как и отдельно стоя-
щие. Щит НН размещается в ртдельном помещении или в цехе.
Трансформаторы устанавливаются в камерах.
Распределительные щиты на стороне НН применяют на транс-
282
форматорных и преобразовательных подстанциях, а также в ма-
шинных залах электростанций, для питания собственных нужд, рас-
пределительных пунктов в цехах промышленных предприятий и т. д.
Распределительные щиты выполняют с односторонним или дву-
сторонним обслуживанием. В последнее время распределительные
щиты мало применяют в связи с широким внедрением комплектных
подстанций с автоматическими выключатёлями с втычными кон-
тактами, а также распределительных пунктов типа ПРС. Поэтому
распределительные щиты обычно ^применяют на мощных станциях
и подстанциях в сочетании со щитами другого назначения — управ-
ления, релейными, оперативного тока и т.' п.
В качестве коммутационных и защитных аппаратов на распре-
делительных щитах могут устанавливаться рубильники, предохра-
нители, блоки «выключатель предохранитель», установочные и
универсальные автоматические выключатели, а такж^ трансформа-
торы тока и приборы учета. ,
Для сокращения размеров РУ на стороне НН, снижения расхо-
дов на их монтаж и простоты и безопасности обслуживания в по-
следнее время применяют в ошиновке изолированные жесткие
шины с возмЬжностью их крепления друг к другу и к отдельным
металлическим отсекам. Такие шины выполняют в виде модульной
системы сборки с применением вертикально расположенных пре-
дохранительных блоков и кожухов, из поликарбонатовых прозрач-
ных крышек. «
Подстанции для электролизных установок. Для питания электро-
лизных установок применяют преобразовательные подстанции с
полупроводниковыми кремниевыми выпрямителями. На риё. 7.29
приведена схема тадой подстанции с трансформатором типа
283
ТДНПВ-25000/ГО (выпрямленный ток 25 кА, напряжение 425 В,
мощность 13 200 кВ • А). Трансформатор выполнен с одной первич-
ной обмоткой 1, переключающейся со звезды на треугольник, и
четырьмя вторичными обмотками 2, соединенными в звезду н тре-
угольник. Схема предусматривает регулирование выпрямленного
напряжения в пределах 140—450 В, что достигается путем пере-
ключения обмоток со звезды на треугольник и наличием ступеней
регулирования на обмбтке ВН. В четырех выпрямительных шкафах
4 размещаются 192 кремниевых вентиля, аппаратура их защиты и
сигнализации. Вентйли соединяются (по схеме Ларионова) в тре1-
фазный мост и дают выпрямленный ток 6250 А и напряжение 425'В
(от каждого шкафа). Для плавного регулирования выпрямленного
напряжения в плечи выпрямительных мостов включаются дроссеЯи
насыщения 3 с регулируемой индуктивностью. На выводах НН
трансформатора для защиты выпрямительной установки предусмот-
рены быстродействующие короткозамыкатели. После срабатывания
короткозамыкателей выпрямительная установка на стороне 10 кВ
отключается от сети. Блоки отключаются от сборных шин постоян-
ного тока разъединителями 5 или автоматами.
Йис. 7.29. Схема выпрями-
тельной подстанции с крем-
ниевыми выпрямителями
Рис. 7.3(1. Принципиальная схема одноагрегат-
ной КВПП
284
Преобразовательные подстанции размещаются вблизи ГПП с
ВН до 220 кВ. Шинопроводы от трансформаторов ГПП (220/11/11 кВ)
присоединяются к распределительным устройствам (10 кВ) крем-
ниевых преобразовательных подстанций.
Комплектные выпрямительные полупроводниковые подстанции
(КВПП) предназначены для питания цеховых сетей постоянного
тока напряжением 230 В. Их устанавливают в акрытых. помеще-
ниях с нормальной средой и снабжают отоплением и вентиляцией:
при этом вытяжная вентиляция должна быть рассчитана на пяти-
кратный обмен воздуха в течение часа. Первичная обмотка сило-
вого трансформатора КВПП соединена звездой, вторичная обмот-
ка — в две обратные звезды с уравнительным реактором (рис. 7.30).
В комплект КВПП (рис. 7.31) входят: трансформатор 2, кабельный
Рис. 7.31. Комплектная выпрямительная полупроводниковая
подстанция
ввод 1, шинный короб 3, выпрямительные шкафы 4, шкаф управ-
ления, защиты и сигнализации 5, шкафы 6 распределительного
устройства на напряжение 230 В постоянного тока. Распредели-
тельное устройство состоит из шкафов, оборудованных автомати-
ческими выключателями, от которых питание можно подавать по-
требителям кабелем или шинами.
Комплектные подстанции выполняют двух типов: КВПП-2000 с
номинальной первичной мощностью 520 кВ • А, выпрямленным на-
пряжением 230 В, выпрямленным током 2000 А и КВПП-4000 —
соответственно 1054 кВ • А, 230 В и 4000 А.
В установках для электрохимической обработки металлрв при-
меняют кремниевые преобразовательные устройства с напряже-
нием 6, 12, 18, 24 и 48 В. Указанные выпрямительные устройства
выполняют в виде агрегатов на тиристорах. Они могут работать
в режиме автоматического и ручного регулирования выпрямлен-
ного напряжения и тока, как нереверсивные типа ВАК и рёверсив-
285
ные типа ВАКР (рис. 7.32). Например, выпрямительный агрегат
типа ВАК-Ю0-24-У4 имеет диапазон регулирования напряжения
24—12 и 12—3 В, диапазон регулирования тока 100—10 А при
мощности 3,8—2,0 кВт. Кроме трансформатора и блока тиристоров
он включает в себя системы управления СУТ, защиты и сигнали-
зации СЗС, автоматического регулирования САР, питания СП. (
Подстанции для дуговых и рудно-термических электрических
печей. Для питания дуговых и рудно-термических печей применяют
трансформаторы специальной конструкции с вторичным напряже-
нием до'200—250 В мощностью 20 МВ • А и выше. Трансформа-
торы устанавливают в цехе вблизи печи с целью снижения потерь
в токопроводе.
При питании напряжением 35—ПО кВ трансформатор присоеди-
няют к питающей линии наглухб, что исключает необходимость
сооружения в цехе РУ, а оперативные отключения и включения
трансформатора производят выключателем на напряжение 35—
110 кВ, установленное на ГПП или ПГВ.
Дуговые печи создают значительные пиковые токи и неравно-
мерное потребление мощности за цикл плавки, поэтому мощность
трансформатора используется только при плавлении шихты. Рудно-
термические печи имеют продолжи-
тельный режим работы и меньшие
эксплуатационные толчки тока. \*
Для компенсации реактивной мощ- X
Рис. 7.33. Схема пи-
тания дуговой ста-
леплавильной печи
Рис. 7.32. Принципиальная схема
выпрямительного агрегата типа ВАК
286
ности, обусловленной- низким коэффициентом мощности, в уста-
новках дуговых печей монтируются компенсирующие устройства иа
напряжение 6—10 и 35—НО кВ.'
На рис. 7.33 приведена схема питания дуговой сталеплавильной
печи емкостью 20 т. В цепи напряжением 6—10 кВ трансформатора
2 для ограничения тока устанавливается трехфазный реактор 3,
шунтируемый выключателем .5. Возможно также (вместо реактора)
применение переключающего устройства 6 для переключения обмо-
ток трансформатора с треугольника на звезду, поскольку в зави-
симости от режима работы электрической печи 1 (плавлениё" или
рафинирование) подводимое к ней напряжение может изменяться.
Трансформаторы тока установлены на стороне низшего напря-
жения 7 в трех фазах для управления передвижением электродов
каждой фазы, на сторону высшего напряжения 4 — в двух фазах
для защиты трансформатора при к. з. и перегрузках.
Рис. 7.34. План подстанции для дуговой сталеплавильной печи
На рис. 7,34 показан план подстанции•для дуговой сталепла-
вильной печи емкостью 20 т. Трансформатор располагается в ста-
леплавильном цехе рядом с печью. Связь Между трансформато-
ром и электродами печи (короткая сеть) осуществляется гибким
шлейфом, позволяющим перемещать печь во время сливания,
стали. Пространство под трансформатором используется для уста-
новки вспомогательных устройств, предназначенных для автомати-
ческого управления печью.
$ 7.6. Выбор числа и мощности трансформаторов
и типа подстанций
Выбор числа трансформаторов, типа и схемы питания под-
станций обусловлен величиной и характером электрических йагру-
287
зок, размещением нагрузок на генеральном плане предприятия,
а также производственными, архитектурно-строительными н экс-
плуатационными требованиями. Должны учитываться, кроме того,
конфигурация производственных помещений, расположение техно-
логического оборудования, условия окружающей среды, условия
охлаждения, требования пожарной и электрической безопасности
и типы применяемого электрооборудования.
Следует широко применять КТП и КРУ.
Выкатные тележкн КРУ рекомендуется применять: а) в крупных
и ответственных установках, 6 которых необходима быстрая взаи-
мозаменяемость прн повреждении основного аппарата — выключа-
теля; б) в машинных залах металлургических и .химических пред-
приятий; компрессорных, насосйых и других электромашинных
помещениях; в) в электроустановках с числом камер более 15—20,
когда по условиям общей компоновки подстанции возможно дву-
стороннее обслуживание камер.
Камеры типа КСО рекомендуется применять: для подстанций,
на которых возможно применение выключателей типа ВМП или
выключателей нагрузки типа ВНП; для временных подстанций,
строительных площадок и т. п.
Трансформаторные подстанции должны размещаться как можно
ближе к центру потребителей. Для этого должны применяться
внутрицеховые подстанции, а также встроенные в здание цеха
или пристроенные к нему ТП, питающие отдельные цехи (корпуса)
или части их.
Трансформаторные подстанции должны размещаться вне цеха
только при невозможности размещения внутри его или при рас-
положении части нагрузок вне цеха.
Выбранная подстанция должна занимать минимум полезной
площади цеха, удовлетворять требованиям электрической и пожар-
ной безопасности и не должна создавать помех производственному
процессу. Ограждение КТП следует применять в цехах, насыщен-
ных оборудованием, или в цехах с интенсивным движением тран-
спорта.
Применение внешних отдельно стоящих цеховых подстанций
целесообразно: а) при питании от одной подстанции нескольких
цехов, Когда пристройка или сооружение самостоятельных под-
станций в каждом, цехе экономически не оправданы; б) при на-
личии- в цехах взрывоопасных производств; в) при невозможности
размещения'подстанций внутри цехов по соображениям производ-
ственного характера.
Однотрансформаторные цеховые подстанции применяют при пи-
тании нагрузок, допускающих перерыв .электроснабжения на время
доставки «складского» резерва, или при резервировании, осущест-
вляемом по перемычкам на вторичном напряжении.
Двухтрансформаторные цеховые подстанции применяют при пре-
обладании потребителей 1-й и 2-й категорий, а также при наличии
неравномерного суточного илн годового графика нагрузки.
Цеховые подстанции с числом трансформаторов более двух ис-
288
пользуют лишь при надлежащем обосновании необходимости их
применения, а также в случае установки раздельных трансформа-
торов для питания силовых и осветительных нагрузок.
Радиальное питание небольших однотрансформаторных подстан-
ций (до 630 кВ «А) производят по одиночной радиальной линии
без резервирования на стороне ВН при отсутствии нагрузок 1-й
категории.
Взаимное резервирование в объеме 25—30% на однотрансфор-
маторных подстанциях следует осуществлять с помощью перемычек
на напряжении до 1000 В (при схеме «трансформатор—магист-
раль») для тех отдельных подстанций, где оно необходимо.
Радиальные схемы цеховых двухтрансформаторных бесшинных
подстанций следует осуществлять от разных секций РП, питая
каждый трансформатор отдельной линией. Каждую линию и транс-
форматор рассчитывают на покрытие всех нагрузок 1-й и основ-
ных нагрузок 2-й категорий при аварийном режиме. При отсут-
ствии точных данных о характере нагрузок каждая линия и каж-
дый цеховой трансформатор можно выбрать предварительно, при-
чем мощность трансформатора должна составлять 80—90% от сум-
марной расчетной мощности нагрузок, подключаемых к под-
станции.
Магистральные схемы питания подстанций должны применяться:
а) при линейном расположении подстанций, обеспечивающем
прямое прохождение магистралей от источника питания до потре-
бителей. Число трансформаторов, присоединяемых к одной маги-
страли, должно быть два-три при мощности трансформаторов
1600—2500 кВ «А и четыре-пять при мощности 250—630 кВ>А;
б) при необходимости (по условиям бесперебойности питания)
резервирования подстанции от другого источника в‘случае плано-
вого вывода из работы или выхода из строя основного питающего
пункта;
в) во всех других случаях, когда магистральные схемы имеют
технико-экономические преимущества по сравнению с другими,
схемами.
При выборе чисда и мощности трансформаторов подстанций
рекомендуется [28]:
1) применять трансформаторы мощностью более 1000 кВ-А
при наличии группы электроприемииков большой мощности (напри-
мер, электропечей) или значительного числа однофазных электро-
приемников, а также при наличии электроприемииков с частыми
пиками нагрузки (например, электросварочных установок) и в це-
хах.с высокой удельной плотностью нагрузки;
2) стремиться к возможно большей однотипности трансформато-
ров цеховых подстанций;
3) выбирать при двухтрансформаторных подстанциях, а также
при однотрансформаторных подстанциях с магистральной схемой
электроснабжения мощность каждого трансформатора с таким рас-
четом, чтобы при выходе из строя одного трансформатора остав-
шийся в работе трансформатор мог нести всю нагрузку потреби-
Ю-545
289
телей 1-й и 2-й категорий (с учетом допустимых нормальных и
аварийных нагрузок); при этом потребители 3-й категории могут
временисУ отключаться. Для этого номинальная мощность транс-
форматоров двухтрансформаторной подстанции принимается рав-
ной 70% от общей расчетной нагрузки цеха. Тогда при выходе из
строя одного из трансформаторов второй иа время ликвидации
аварии оказывается загруженным не более чем на 140%, что до-
пустимо в аварийных условиях.
Электроснабжение потребителей цеха, группы цехов или всего
предприятия может быть обеспечено от одной или нескольких ТП.
Практикой проектирования электроснабжения установлена целесо-
образность сооружения внутрицеховых одно- или двухтрансфор-
матбрных подстанций по технико-экономическим показателям, с
питанием приемников по схеме «трансформатор — магистраль».
Чтобы выбрать наиболее рациональный вариант электроснаб-
жения,’ обычно рассматривают не менее двух вариантов числа
и мощности трансформаторов на подстанции, сравнивая их по тех-
нико-экономическим показателям (см. гл. 4).
Число и мощность трансформаторов можно выбирать по:
графику нагрузки потребителя и подсчитанной средней и мак-
симальной мощности;
техрико-экономическим показателям отдельных намеченных ва-
риантов числа и мощности трансформаторов с учетом капитальных
затрат и эксплуатационных расходов.
Мощность цеховых трансформаторов с большей точностью мож-
но определить по средней потребляемой мощности Рсм за наибо-
лее загруженную смену; а не по максимальной расчетной нагрузке,
за исключением резкопеременного графика нагрузки.
Наивыгоднейшая загрузка цеховых трансформаторов зависит
от категорий питаемых электроприемников< числа трансформато-
ров И способа резервирования.
Согласно указаниям [33], рекомендуется применять следующие
коэффициенты загрузки трансформаторов:
а) при преобладании нагрузок 2-й категории при двухтранс-
форматориых подстанциях = 0,654-0,7;
б) при преобладании нагрузок 2-й категории при однотранс-
форматорных подстанциях и взаимном резервировании на вторич-
ном напряжении k3 = 0,74-0,8;
в) при преобладании нагрузок 2-й категории при наличии цен-
трализованного (складского) резерва трансформаторов, а также
при нагрузках 3-категории = 0,94-0,95.
Коэффициенты загрузки для п. а) и б) установлены исходном®
необходимости взаимного резервирования при выходе из работы
одного из трансформаторов и с учетом допустимой перегрузки
трансформатора, оставшегося в работе.
При малом числе часов использования максимума нагрузки
(на предприятиях с односменной работой с неответственными на-
грузками, на стройплощадках, предприятиях с сезонной работой
и др.) целесообразно выбирать трансформатор с минимальной
290
мощностью, используя полностью нагрузочную способность трансф-
форматора, а в случае роста нагрузки предусматривать установку
в камере или на фундаменте трансформатора с большей мощ-
ностью.
t Ориентировочно число и мощность трансформаторов можно вы-
брать по удельной плотности нагрузки (кВ -А/м2) и соответствую-
щей расчетной .нагрузке объекта (кВ-А) (см. § 2.4). При удель-
ной плотности более 0,2—0,3 кВ-А/м2 и суммарной нагрузке бо-
лее 3000—4000 кВ-A целесообразно применять цеховые трансфор-
маторы мощностью соответственно 1600—2500 кВ*А. При удельной
плотности и суммарной нагрузке ниже указанных значений наибо-
лее экономичны трансформаторы мощностью 400—630—1000 кВ-А.
Число и мощность трансформаторов выбирают по перегрузочной
способности трансформатора. Для, этого по суточному графику
нагрузки потребителя устанавливается продолжительность макси-
мума нагрузки t (ч) и коэффициент заполнения графика
^з.г -Sep /*5макс,
где Sep, Змакс — средняя и максимальная нагрузки трансформатора.
По значениям k3 г и t определяется коэффициент кратности
допустимой нагрузки (рис. 7.35):
\
—/макс/ / ном
Smskc
/Shom,
откуда SНОМ SmHKc/^H.
Если в летнее время максимум нагрузки меньше номинальной
мощности трансформатора на величину
пускается перегрузка трансформатора
на ту же величину, но не более чем на
15%. Суммарная перегрузка за счет
суточной и летней недогрузок должна
быть не более 30% для трансформато-
ров, установленных на открытом воз-
духе в местностях, где среднегодовая
температура воздуха принята 4-5°С,
а максимальная + 40°С. Допустимые
суммарные перегрузки для трансфор-
маторов, установленных внутри поме-
щений, не должны превышать 20%.
После выявления верх перечислен-
ных показателей сравниваемых ва-
риантов рассматривают вопрос об обес-
печении необходимой надежности и ре-
зервировании электроснабжения при
выходе из строя одного из трансфор-
маторов.
При отсутствии на подстанции собг
ственного трансформаторного резерва
обычно пользуются складским или
р, то в зимнее время до-
Рнс. 7.35. Кривые кратностей
допустимых нагрузок Транс-
форматоров
. 10*
291
передвижным резервом, на установку которого требуется значи-
тельное время. Поэтому ПУЭ допускается при 'k3.r <0,75 перегрузка
одного трансформатора до 140% в аварийном режиме продолжи-
тельностью 5 сут не более 6 ч в сутки.
При наличии на двухтрансформаторной подстанции потребите-
лей 1-й (S|) и 2-й (S2) категорий мощность одного трансформатора
проверяют в аварийном режиме:
ShomI^Sj -|-S2.
Следует подчеркнуть, что для проектируемых подстанций, если
неизвестен график нагрузки потребителей, мощность трансформа-
торов выбирают на. основании расчетной максимальной нагрузки
с учетом коэффициента максимума потребителей kMaKc’.
St ^MaKcScp ===5макс.
Для действующих предприятий при наличии графика нагрузки
выбор и проверку мощности трансформаторов производят с уче-
том коэффициента допустимой нагрузки трансформаторов /г„
(рис. 7.35).
Выбор мощности трансформатора только по максимальной На-
грузке без учета действительного графика нагрузки приводит в
ряде случаев к завышению его мощности.
ГОСТ 14209—69 устанавливает систематические допускаемые
перегрузки из условия нормального суточного износа трансфор-
матора при нагреве до 95°С.
Пример 7.1. Максимальная нагрузка на шянах 110/10 кВ ГПП составляет
20 000 кВ-А при времени максимума 2 ч. Средняя суточная нагрузка 5ср =
= 15 000 кВ-A. Потребители 1-й и 2-й категорий составляют 75% от SMaKC. Вы-
брать число и мощность трансформаторов на ГПП.
Решение. Устанавливаем на ГПП два трансформатора, учитывая наличие
потребителей 1-й категории. Коэффициент заполнении графика
. й3.г = Зср/Змакс = 15 000/20 000 = 0,75.
По величине k3,г и времени максимума t = 2 ч находим коэффициент допусти-
мой нагрузки: k„— 1,16. Номинальная мощность трансформаторов
«ком = S„KC/fe„ = 20000/1,16= 17 000 кВ-А.
Принимаем к установке на ГПП два трансформатора по 16 000 кВ-А.
Коэффициент загрузки в нормальном режиме при максимуме k3 = 5матс/(25вом)=
= 20 000/(2-16 000) = 0,63, что соответствует экономическому режиму. '
Проверяем установленную мощность трансформатора в аварийном режиме
при отключении одного трансформатора и необходимости обеспечить электроснаб-
жение потребителей 1-й и 2-й категорий в период максимума с допускаемой на-
грузкой, равной 140%:
1.45,0,,= 1,4-16000 = 22 500 > 0,755маас = 0,75-20 000= 15 000 кВ-А.
Следовательно, выбранные мощности трансформаторов (2-16000 кВ-A) обес-
печивают электроснабжение предприятия как в нормальном, так и в аварийном
режимах.
292
Коэффициент заполнения графика обычно не превышает 0,75,
т. е.
Ьз.г — ^ср/5макс — 7ср/7макс — Sep/ ( 1 ,4Sh.t ) 0,75.
Поэтому можно установить связь между средней нагрузкой потре-
бителя и номинальной мощностью устанавливаемого трансфор-
матора:
Scp<0,75.1,4S„.t<1,05Sh.t.
Следовательно, для выбора мощности трансформатора с уче-
том резервирования и допустимых перегрузок достаточно знать
максимальную и среднюю нагрузки и продолжительность суточ-
ного максимума.
Следует подчеркнуть, что выбор/ мощности трансформатора
только по максимальной нагрузке без учета действительного гра-
фика нагрузки приводит в ряде случаев к завышению мощности
трансформатора, которую можно принять меньшей, если учесть
допустимые перегрузки трансформатора.
Пример 7.2. На однотрансформаторной цеховой подстанции установлен транс-
форматор мощностью 400 кВ-А, напряжением 6/0,4 кВ, номинальным током
/„.т= 580 А.
Проверить необходимость в замене указанного трансформатора на трансфор-
матор большей мощности, если в связи с ростом производства максимальная мощ-
ность возрастает до 490 кВ-А с продолжительностью максимума t = 2 ч; средняя
нагрузка составляет 290 кВ-А. По суточному графику нагрузки определены экви-
валентный ток в период максимума нагрузки = 725 А и эквивалентная началь-
ная нагрузка за 10 ч до начала максимума /э.„ = 465 А. Среднегодовая темпера-
тура -но°с.
Решение. Коэффициент начальной нагрузки
Ki = /».э//к.т = 465/580 = 0,8.
Эквивалентную нагрузку находят по действительному графику нагрузки как
среднеквадратичный, ток: '
. _ , у/ <х । ( j + a 112
“T 'f <,+f2+ ...+tn
где а/, а2.ал — доли нагрузок от номинальной на различных ступенях; t2> ...
•... t„—длительности этих нагрузок по графику (см. [13]).
Эквивалентный максимум нагрузки определяют за время, в течение которого
нагрузка превышает номинальную; эквивалентную начальную нагрузку — за время.
10 ч до начала максимума нагрузки. Сравнивают расчетный коэффициент /<2 с до-
пустимым коэффициентом /С2, найденным по рис. 3.2, и устанавливают правильность
выбора мощности трансформатора. Расчетный коэффициент превышения нагрузки
К2 = = 725/580 = 1,25.
Для среднегодовой температуры -|-10°С по кривым [37] эквивалентные темпе-
ратуры воздуха равны -|-20оС для лета и +5°С для зимы. Принимаем для расчета
наибольшую эквивалентную температуру +20°С.
По кривым нагрузочной способности трансформатора (см. рис. 3.2) с системой
охлаждения Д при Kt — 0,8 и t — 2 ч допустимое значение коэффициента превы-
шения нагрузки составляет К2 = 1,32, что больше расчетного значения /<2 = 1,25.
Таким образом, прн росте нагрузки замена трансформатора мощностью 400 кВ-А
на трансфврматор большей мощности не требуется.
293
ГЛАВА 8
ЗАЩИТА ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК
§ 8.1. Классификация способов защиты. Параметры
репейной защиты
• Защита элементов системы электроснабжения должна ограни-
чить или полностью устранить в них возможные* нарушения нор-
мального режима работы,, вызванные электрическими, тепловыми
или механическими перегрузками, а также аварийными поврежде-
ниями, основными причинами которых обычно являются различные
виды к.з. Для обеспечения защиты применяют аппараты отключе-
ния: а) плавкие предохранители ВН и НН и автоматические вы-
ключатели НН; б) аппараты релейной защиты, действующие на вы-
ключатели ВН.
Релейная защита — совокупность специальных устройств и
средств (реле, измерительные трансформаторы и другие аппара-
ты), обеспечивающая автоматическое отключение поврежденной
части электрической установки или сети. Если повреждение не
представляет для установки непосредственной опасности, то ре-
лейная защита должна приводить в действие сигнальные устрой-
ства, не отключая установку. Основные условия надежной работы
релейной защиты;
Обеспечение селективности, т. е. отключения только поврежден-
ных участков. Время срабатывания защиты характеризуется вы-
держкой времени, обеспечивающей селективность. Выдержка опре-
деляется полным временем действия защиты до отключения по-
врежденного участка;
остаточная чувствительность ко всем видам повреждений на
защищаемой линии и на линиях, питаемых от нее, а также к из-
менению в связи с этим параметров (тока, напряжения и др.), что
оценивается коэффициентом чувствительности;
максимальная Простота схем с наименьшим числом, аппаратов
и достаточная надежность и быстродействие;
.наличие сигнализации о неисправностях в цепях, питающих
аппараты' релейной защиты.,
Основные параметры схем релейной защиты:
а) ток срабатывания защиты /срб.защ и ток срабатывания реле
/срб.р — минимальные токи, при которых надежно срабатывает за-
щита. Они находятся в определенной зависимости:
/срб.защ — ^над/н.макс/^в»
/срб.р -— *сх/срб.защ/&т..т,
(М1
(8.2)
где &иад — коэффициент надежности, учитывающий погрешности
реле и неточности в определении /срб.защ (принимается от 1,2 и выше
в зависимости от назначения защиты); feB=/,//Cp6.p--коэффициент
возврата; /макс — максимальный ток 'нагрузки; h — ток возврата,
при котором реле возвращается в исходное положение; он меньше
294
тока срабатывания, поэтому fee меньше единицы и составляет
О 8—0,85. Чем выше кв, тем более чувствительна защита; kCK —
коэффициент схемы:
Йех=/р//т.т; (8.3)
он представляет собой отношение тока в обмотках реЛе /р к номи-
нальному току во вторичной обмотке питающего это реле трансфор-
матора тока А.т (значение см. в табл. 8.1);
Таблица 8.1
Схема соединений трансформаторов тока и реле Вид к. з. Формулы для определения со- противления нагрузки на зажи- мах вторичных обмоток ^cx
а — соединение в звезду ' Трехфазное и двух- фазное » Гкаб 4" 4“ ^пер 1
Однофазное =» 2гкаб 4“ 2р 4*’ 2р0 4“ пер
Трехфазное 2Н т/^^каб 4“ ^р 4“ ^"пер
б 1— соединение в неполную звезду Двухфазное АВ или ВС 2Н =в= 2гкаб 4“ Zp 4“ Гпер 1
Двухфазное АС 2Н == Гкаб 4* Zp 4“ Giep’
Трехфазное ZH = (2гкаб 4" Zp ) 4~ пер
в — соединение на разность токов двух фаз Двухфазное АС Двухфазное АВ или ВС ==4Гкаб 4" ^Zp 4“ ^*пер 2Н = 2гкаб 4“ -2ф 4“ пер
г — соединение в треугольник Трехфазное л двухфазное -1— 3 (Гкаб 4~ Zp) 4“ Giep д/3
Однофазное Zu —— 2 ( f каб 4~ Zp ) 4“ Г nep
Примечание. rBae, ZP. rncP — сопротивления кабеля, реле,- переходных контактов.
б) надежность действия защиты проверяется по коэффициенту
чувствительности k4, который определяется видом защиты И уста-
навливается ПУЭ:
k4 = lB/t (&т.тЛ1рб.р) ==й^к//срб.защ, (8 4)
гдр /к — минимальный ток двухфазного к.з. в конце линии или на
йййах НН трансформатора.
Реле, применяемые в релейной защите, классифицируются по
следующим признакам: по принципу действия — электро-
магнитные, электродинамические, тепловые, электронные, магнито-
электрические и др.; по параметру д е й с т в и я —- тока,
напряжения, мощности, тепловые и др.; по 'способу воз-
действия на отключение — прямого и косвенного действия
(рис. 8.1).
295
Рис. 8.1. Принципиальные схемы устройства релейной защиты:
а — с первичным реле прямого действия; б — с вторичным реле прямого действия; в — с вто-
ричным реле косвенного действия
Ток питания цепей релейной защиты, автоматики и сигнализа-
ции называете^ оперативным током. Надежность источника опера-
тивного тока и исправность его сети обеспечивают безотказную
работу всех элементов, входящих в устройство релейной защиты.
Постоянный или выпрямленный ток получают от аккумуляторных
батарей или от различных выпрямительных устройств. Однако это
связано с дополнительной затратой на установку аккумуляторной
батареи или выпрямительных устройств; кроме того, при наличии
разветвленной сети оперативного тока возможны повреждения
и связанные с этим ложные действия защиты. Поэтому были скон-
струированы специальные блоки питания типов БПТ-1001,
БПН-1001, БПНС для непосредственного подключения реле време-
ни, промежуточных реле и катушек отключения, работающих на
постоянном токе (см. § 3.4).
$ 8.2. Применение плавких предохранителей для звщиты
в сетях свыше 1000 В
Большая надежность, малая стоимость, большое быстродейст-
вие'и высокая разрывная способность предохранителей даже при
наличии некоторых недостатков определили их применение как в
сетях до 1000 В (см. § 5.3),-так и в сетях свыше 1000. В. Предо-
хранители с кварцевым наполнением, используемые в сетях свыше
1000 В, благодаря быстродействию обладают особо важным токо-
ограничивающим свойством: прерывают ток к.з', когда он еще не
достиг амплитудного значения в первом полупериоде.
Плавкие предохранители автоматически отключают цепи при
превышении определенного значения тока. После срабатывания
296
предохранителя необходимо сменить плавкую вставку или патрон,
чтобы подготовить аппарат для дальнейшей работы. •
Недостатки плавких предохранителей: они срабатывают при
токе, значительно превышающем номинальный ток плавкой встав-
ки, вследствие чего безопасность отдельных участков цепи не гаран-
тируется; отключение цепи предохранителем вызывает обычно пере-
напряжение; возможны однофазное отключение и последующая
ненормальная работа установок или участков сети. Несмотря на
указанные недостатки, плавкие предохранители широко применяют
для защиты силовых трансформаторов1 небольшой мощности,
электродвигателей, распределительных сетей и измерительных
трансформаторов напряжения.
Наиболее распространены газогенерирующие предохранители
с использованием твердых газогенерирующих' материалов (напри-
мер, фибры, винипласта, борной кислоты и др.) и кварцевые,
в которых патрон с плавкой вставкой заполнен кварцевым песком
(материалом, не выделяющим газа под действием высокой темпе-
ратуры дуги). Газогенерирующие плавкие предохранители выпол-
няются с выхлопом и без выхлопа газа, образующегося в патроне.
Предохранители типа ПСН с выхлопом газа из патрона назы-
ваются также стреляющими, поскольку срабатывание их сопровож-
дается звуковым эффектом, похожим на ружейный выстрел. Они
предназначены для наружной ус-
тановки в устройствах с номи-
нальным напряжением 35—220 кВ.
Плавкий предохранитель типа
ПСН-35 приведен на рис. 8. 2.
При перегорании плавкой встав-
ки проводник вытягивается из
патрона: при этом дуга растяпи-
Рис. 8.2. Плавкий предохранитель типа
ПСН-35:
/ — гибкий проводник с наконечником; 2 —
трубка из газогенерирующего материала с
патроном и плавкой вставкой, 3 — изолятор
Рис. 8.3^ Кварцевый предохранитель
типа ПК на 10 кВ:
а — предохранитель; б — патрон
297
вается и приходит в соприкосновение с газогенерирующим мате-
риалом. Выделяющиеся газы выбрасывают проводник с большой
скоростью из трубки, что способствует деионизации дугового про-
межутка и гашению дуги.
Кварцевые предохранители изготовляют на напряжения до
220 кВ включительно, номинальные токи до 400 А, с Наибольшей
мощностью отклонения до 500 МВ-А. Для защиты силовых цепей
предназначены предохранители типа ПК, ПКУ (усиленный),
ПК-6Н, ПК-ЮН (наружной установки), ПКЭ (экскаваторный);
для защиты трансформаторов напряжения — ПКТ, ПКТУ: •
В кварцевых Нредохраиителях типа ПК (рис. 8.3, а, б), ПКУ,
ПКН, ПКЭ для снижения пика перенапряжений применяют плавкие
вставки, составленные из медных посеребренных плавких вставок
разных сечений. Для предохранителей типа ПКТ, ПКТУ испдль-
зуют константановые плавкие вставки. Сначала перегорает вставка
меньшего сечения, а затем вставка большего сечения. Этим умень-
шается длина пробиваемых промежутков (каналов), а следова-
тельно, ограничивается возникающее на предохранителе перена-
пряжение, которое не должно более чем в 2,5 раза превышать
номинальное напряжение.
Предохранители ПКТУ выполняют с добавочным сопротивле-
нием, что обеспечивает их повышенную отключающую способность.
Предохранители типа ПК в комплекте с выключателями Нагруз-
ки (ВНП) применяются для Защиты от к.з.:
силовых трансформаторов мощностью до 1000 кВ>А, 6-=-10 кВ;
на тупиковых ЛЭП на токи 100—200 А при напряжениях соот-
ветственно 10 и 6 кВ; '
батарей конденсаторов мощностью до 400 квар;
короткозамкнутых асинхронных и синхронных электродвигателей
мощностью до 600 кВт, напряжением 6 кВ;
асинхронных двигателей с фазным ротором и синхронных дви-
гателей мощностью до 1500 кВт с пуском от пониженного напря-
жения 6 кВ. *
Предохранители обычно включаются, перед выключателями на-
грузки, чем обеспечивается защита от короткого замыкания; ап-
парата ВНП (см. рис. 8.25).
§ 8.3. Разновидность и элементы релейной защиты
Реле называются аппараты, замыкающие или размыкающие
электрические цепи или механически воздействующие на выключа-
тели при заданном значении величии, на которые.они реагируют
(ток, напряжение, мощность, давление, температура).
Наиболее распространены в релейной защите главным образом
электрические реле — электромагнитные и индукционные [26].
Реле максимального тока типов РТМ, РТВ. При-
воды ряда Выключателей имеют встроенные реле мгновенного дей-
ствия типа РТМ и реле с выдержкой времени типа РТВ. Реле, типа
РТМ выполняют в четырех вариантах с регулировкой тока уста-
298
*вки: PTM-l — от 5 до 15 А; . РТМ-П — от 10 до 25 A; PTM-III —
от 30 до 60 A; PtM-IV — от 75 до 150 А. Ток срабатывания регули-
руется изменением воздушного зазора.
Реле типа РТВ выполняют в шести вариантах с диапазоном
уставки номинальных токов срабатывания 5—35 А; они имеют огра-
ниченно зависимую характеристику выдержки времени с регулиро-
ванием 0 — 4 с.
Реле РТМ и РТВ прйменяют в пружинных приводах типа ПП-67.
Реле минимального напряжения типа РНВ.
Его выполняют с выдержкой времени 0—9 с. Кроме того, в приводе
ПП-67 могут быть встроены дополнительные элементы — электро-
магниты с питанием от независимого источника.
Электромагнитное реле РТ-40. Уставка срабатыва-
ния реле РТ-40 регулируется натяжением поводка пружины; из-
менение пределов уставок осуществляется переключением катушек
с последовательного 0,5—25 А на параллельное (1—50 А) соеди-
нение. '
Реле напряжения РН-50. Уставки срабатывания этого
реле в пределах 15—400 В для реле максимального и 12—320 В для
реле минимального напряжения регулируются также натяжением
пружины и включением двух дополнительных резисторов в цепи об-
мотки реле. Обмотка реле включается через выпрямитель.
Индукционные реле тока. Реле типа РТ-80 имеет
ограниченно зависимую характеристику t=f(J) (рис. 8.4) и содер-
жит два релейных элемента — индукционный и. электромагнитный.
При значениях тока /р=(1ч-4) /сРб.Р имеет зависимую от тока? ха-
рактеристику времени срабатывания. При значениях тока 7Р =
= (6-?8)/срб наступает насыщение стали электромагнита и харак-
hpd.p
Рис. 8.4. Характеристика срабатывания
реле типа РГ-80
Рис. 8.5. Принципиальная схема вклю-
чения реле РНТ-565 с БИТ
299
теристика переходит в независимую. Поэтому характеристики
реле РТ-80 называют ограниченно зависимыми.
Токи срабатывания индукционного элемента Арб.р регулируются
изменением числа витков обмотки (перестановкой контактного вин-
та на контактной колодке);/ср6= 24-10А; время срабатывания 0,5—
1.6 с. При протекании по обмотке реле тока/р > 2/сро,Р якорь втяги-
вается и без выдержки времени (отсечкой) замыкает контакты
реле. Таким образом, электромагнитный элемент может действо-
вать или совместно с индукционным элементом, или самостоятельно,
как бы отсекая час^ь характеристики реле при ббл'ьщих токах.
Поэтому электромагнитный элемент называется отсечкой с кратно-
стью срабатывания /Отс= (2-?8)/срб.
Электромагнитные т ок о в ы е дифференциаль-
ные реле. Реле РНТ применяют для дифференциальной за-
щиты генераторов и-трансформаторов. Они состоят из смонтиро-
ванных в общем кожухе электромагнитного реле типа РТ-40, про-
межуточного быстронасыщающегося трансформатора (БИТ) и ре-
зисторов. На рис. 8.5 приведена принципиальная схема реле
РНТ-565 с БНТ. Ток из рабочей обмотки Р непосредственно транс-
формируется во вторичную обмотку В, а также через короткозамк-
нутые обмоткц К1 и К2 путем двойной трансформации подается
на токовое реле Т.
На среднем стержне БНТ этого реле расположены уравнитель-
ные обмотки У1, У2, используемые в дифференциальной защите
трансформаторов. Настройка и регулирование тока срабатывания
реле производятся переменными резисторами гъ и гк. При включе-
нии токовых реле через БНТ реле становятся нечувствительными
к токам намагничивания силовых трансформаторов при включе-
нии их на напряжение и к токам небаланса, возникающим в началь-
ный момент к.з., что позволяет повысить чувствительность защиты.
Все обмотки, кроме вторичной В, имеют ответвления для изме-
нения числа включенных витков.
Индукционное реле мощности. Оно реагирует на
значение и направление мощности, подведенной к его обмоткдм.
Рис. 8.6. Схема изменения направления
тока в токовой обмотке реле направ-
ления мощности;
а — положительный вращающей момент;
б — отрицательный вращающий момент
Момент -подвижной части таких
реле пропорционален мощности,
а изменение знака момента про-
исходит при изменении направле-
ния тока в обмотке тока или напря-
жения реле (рис. 8.6). Поэтому дн-
дукционные реле мощности на^ц-
вают реле направления мощности
и используют в схемах релейной!
защиты для выявления линии, на
которой произошло к.з. Реле на-
правления мощности односторон-
него / и двустороннего действия
выпускают типов РМБ-170 и
РМБ-270 с их модификациями.
300
Вспомогательные реле. Эти реле предназначены для
создания необходимых выдержек времени (реле времени), раз-
множения импульсов (промежуточное реле) и подачи соответст-
вующих сигналов срабатывания релейной защиты (указательные
реле).
Реле времени типов ЭВ-112—ЭВ-144 выпускают для работы
на постоянном токе напряжением 24, 48, ПО, 220 В; реле времени
типов ЭВ-215—ЭВ-245 — для работы на переменном токе напря-
жением 100, 127, 220, 380 В.
Промежуточные реле предназначены для размножения контак-
тов основного реле, например для одновременного замыкания или.
размыкания нескольких цепей, питающих отключающие катушки
приводов выключателей. Их используют также для усиления мощ-
ности сигнала основного реле (путем передачи его импульса на
промежуточное реле с более мощными контактами).
Промежуточные реле работают на постоянном и переменном
оперативном токе и включаются, как реле напряжения или как
реле тока. Для работы на постоянном токе напряжением 24, 48,
НО, 220 В применяют промежуточные реле типов РП-210, РП-232.
Все указанные реле работают на электромагнитном принципе и
имеют пять контактов, которые могут использоваться в различных
комбинациях как замыкающие и размыкающие. Потребляемая
мощность составляет 6—8 Вт.
Для работы на переменном токе напряжением 100, 127, 220 В
применяют промежуточные реле типов РП-25, РП-26, которые име-
ют короткозамкнутый виток на сердечнике электромагнита для
устранения'вибрации подвижной системы. Кроме того, применяют
промежуточные реле типов РП-321 и РП-341.
В качестве промежуточных реле, применяемых для работы на
переменном и постоянном токе, используют малогабаритные реле
типа МКУ-48 и кодовые реле типа КДР, в которых путем набора
контактных пластин можно получить необходимое количество за-
мыкающих и размыкающих контактов. "
Указательные реле предназначены для подачи сигнала О сраба;
тывании соответствующей защиты. Указательные реле можно
включать: последовательно в цепь других реле или аппаратов и
реагировать на появление тока в них; параллельно в цепь соот-
ветствующих реле и аппаратов и указывать появление на них на-
пряжения.
Указательные реле постоянного тока РУ-21 можно использо-
вать и для работы на переменном токе. Например,: реле постоян-
ного тока РУ-21/0,01 используется как реле переменного тока на
н&йряжение 220 В с током срабатывания 0,01 А.
f Перечисленные выше типы реле различных назначений, рассчи-
танные на определенные условия применения, не исчерпывают
всего их многообразия. Это следует учитывать при выборе реле
Для отдельных видов защиты и иметь в виду, что некоторые типы
реле, находящиеся в эксплуатации, сняты с производства и заме-
няются другими, модифицированными [26].
301
Рис, 8.7. Схема максимально-токовой
защиты с реле РТВ:
.а.— двухрелейная; б — однорелейная
a) , # ' Максимально-токовая защита.
J Максимально-токовая защита на-
JQLirS^ ягт_ _,^в1 иболее проста и поэтому широко
я " ' применяется для защиты транс-
форматоров, Электродвигателей и
линий электропередач с односто-
ронним питанием при к.з. Ток,
возникающий при аварийных ре-
жимах, в отличие"От тока в нор-
мальном режиме называется
сверхтоком.
При использовании токовых
реле типа РТ-40 и реле времени
типа ЭВ или РВМ защита называется максимально-токовой с не-
зависимой характеристикой времени срабатывания.
При использовании инДукциоино-токовых реле типа РТ-80 и
реле времени типа РТВ защита называется максимально-токовой
с зависимой характеристикой времени срабатывания.
На рис. 8.7 приведены схемы максимально-токовой Защиты
(а — двухрелейной, б — одйорелеййой), выполненные с помощью
реле прямого действия РТВ1 и РТВ2, которые встраивают непо-
средственно в привод выключателя и подключают к трансформа-
торам тока 7'7’/, ТТ2, установленным на двух фазах. Защита та-
кого типа используется в сетях напряжением до 35 кВ на выклю-
чателях, оборудованных'ручными, грузовыми и пружинными авто-
магическими приводами со встроенными реде.
Йа рис. 8.8 приведена схема
максимально-токовой защиты с не-
зависимой характеристикой времени
срабатывания на оперативном по-
стоянном токе, используемая для
защиты линий и трансформаторов
в сетях 3—35 кВ. Схема включает
в себя два токовых реле мгно-
Рис. 8.9. Схемы максимально-токо
вой защиты на переменном опера
- тнвном токе
у ё
тг.
В
РиС. 8,8. Схема максимально-токовой защиты
на постоянном оперативном токе
302
венного действия Т.1, Т2 типа рТ-40, одно реле времени В типа ЭВ
и одно указательное реле У типа РУ-21.
При Срабатывании любого токового реле < + » оперативного
тока подается на обмотку реле времени. Реле времени, сработав
с установленной выдержкой, подает своим контактом « + » опера-
тивного ГОка на отключающую катушку КО привода выключателя
через указательное реле У и блокировочный контакт В выключа-
теля, связанный с приводом. Указательное реле фиксирует сраба-
тывание защиты выпадением сигнального флажка. Контакт В
предназначен для предотвращения повреждения контактов реле
времени при возврате защиты после отключения .выключателя и
размыкания цепи КО для защиты реле при длительном прохож-
дении тока.
На рис. 8.9 приведены
выполненные на переменном
оперативном токе. Схемы
включают в себя токовые
реле мгновенного действия
Т1 и Т2 типа РТ-40, дейст-
вующие в токовых цепях
отключения защиты (а), це-
пи реле времени В типа
РВМ-1'2 (б) и цепи выпрям-
ленного тока, в которую
включены указательное ре-
ле У и промежуточные реле
П1 и П2 типа РП-341 (в).
Токовые реде Т1 и Т2
при срабатывании замыкают
цепь вторичных обмоток
промежуточных трансфор-
маторов реле времени Вд и
Вс на обмотку электродвига-
теля реле времени В. Реле
времени, сработав своим
контактом В1, замыкает це-
пи вторичных обмоток про-
межуточных трансформато-
ров 1Пт, 2Пт на обмотки
промежуточных реле П1, П2.
Промежуточные реле мощ-
ными переключающими кон-
тактами ГЦ-г] и /71-22
включают соответствующие
отключающие катушки КО1,
КО2 в цепь трансформато-
ров тока, а контактами П31,
П32 шунтируют контакт реле
времени В1. Шунтирование
схемы максимально-токовой защиты,
Рис. 8.10. Схема максимально-токовой заши-
ть! с зависимой характеристикой иа . по-
стоянном оперативном токе
Рис. 8.11. Схема максимальио-токовой защи-
ты с зависимой характеристикой иа перемен-
ном оперативном токе
303
контактов обеспечивает надёжное действие защиты независимо оу
состояния контактов токовых реле и реле времени.
Ца рис. 8Л0 и 8.11 приведены двухфазные схемы максималь-
но-токовой защиты с зависимой характеристикой времени срабаты-
вания. В схеме на рис. 8.10, выполненной на постоянном опера-
тивном токе, используют реле типа РТ-81 или РТ-82, а в схеме на
рис. 8.11 на переменном оперативном токе — реле типа РТ-85 или
РТ-86 с мощными переключательными контактами, предназначен-
ными для дешунтирования отключающих катушек.
Выбор токов и времени срабатывания максимально-токовой
защиты. Ток срабатывания пусковых токовых реле выбирают так,
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 защищае-
мом участке и иметь коэффициент чувствительности в конце этого
участка не менее 1,5;
3) защита должна действовать при к. з. на смежном (резерви-
руемом) участке и иметь коэффициент чувствительности в конце
смежного участка не менее 1,2.
Для выполнения первого условия ток срабатывания реле мак-
симально-токовой защиты должен составлять
Дгрб.защ (^над^сз/&в ) Д.макс, (8.5)
где &Яад — коэффициент надежности, принимаемый равным 1,1 —
1,25; &сз = 2-гЗ — коэффициент самозапуска, учитывающий увели-
чение тока нагрузки при самозапуске электродвигателей (см. § 3.6);
&в = /в//сРб = 0,84-0,85 — коэффициент возврата (7В, /с₽б — токи
возврата и срабатывания реле); /„.макс — максимальный ток на-
грузки.
Когда feC3 неизвестен, рекомендуется принимать ток срабаты-
вания
Дгрб.заш-47ном, (8,6)
где /
НОМ номинальный ток защищаемого оборудования.
Ток срабатывания, т. е. уставка пусковых токовых реле,
/срб.р —~(&над&сз &сх/&в) (/н.макс /йт.т), (8 J)
где /гсх — коэффициент схемы, определяемый схемами соединения
трансформаторов тока (рис. 8.12, а—г и цабл. 8.1).
По табл. 8.1 проверяют нагрузку на трансформаторы тока прн
допустимой 10%-ной погрешности. При этом определяют крат-
ность т, т. е. отношение первичного тока при к. з. к номинальному
току трансформатора тока, затем по кривой кратности при допусти-
мой 10%-н"ой погрешности (рис. 8.13) находят 2ДоП — допустимое
сопротивление нагрузки вторичной обмотки трансформатора тока.
Затем сравнивают 2д0п с расчетным сопротивлением zH.
304
Рис. 8.12. Схемы соединений трансформаторов тока и реле
Кратность первичного тока — отношение тока срабатывания
отсечки к номинальному току первичной обмотки трансформатора:
---^над^срб.р^т.т/ (/homI^cx)*
(8.8)
При определении максимального тока нагрузки необходимо
исходить из .наиболее тяжелых, но реальных режимов работы обо-
рудования. Так, для защиты
параллельных линий в качестве
максимального тока нагрузки
на каждую линию следует при-
нимать суммарную максималь-
ную нагрузку обеих линий.
Выполнение второго и
третьего условий при выборе
тока срабатывания максималь-
но-токовой защиты проверяют
по коэффициенту чувствитель-
ности в режиме, когда токи
к.з. имеют минимальные зна-
чения.
При определении k4 защиты
по формуле (8.4) (при включе-
нии трансформаторов на раз-
ность токов двух фаз) /к. мнн
трка прй ,10%-ной погрешности трансфор-
матора тока типа ТПЛ-10
305
принимается для двухфазного к. з. (АВ нлн ВС, фаза В не имеет
трансформатора трка) и через реле защиты проходит наименьший
ток к. з. Выдержки времени максимально-токовой защиты С харак-
теристиками времени срабатывания выбирают для обеспечения се-
лективности по ступенчатому принципу, при котором каждая
последующая защита в направлении к источнику питания имеет
выдержку больше предыдущей.
М2
Рис. 8.14. Схема сети для выбора выдержки времени максимально-
токовой защиты
Рассмотрим сеть с односторонним питанием (рис. 8.14), где
Выбор выдержек времени начинается с удаленных от источника
питания элементов — электродвигателей Ml и М2. Для них вы-
держка времени может.приниматься равной нулю, т. е. /,»=0. Что-
, бы при повреждении одного из электродвигателей не отключился
трансформатор Т2, максимально-токовая защита его должна иметь
выдержку времени /2 большую, чем на величину ступени селек-
тивности Д/, т. е. /2 = /1 + Д/. Аналогично, последующие выдержки
времени максимально-токовой защиты линий Л, трансформатора
Т1 и генератора Г должны быть /3=/2 +А/; /4 = /3 + Д/; /5=744-Д/.
Величина ступени селективности должна быть такой, при которой
защита на поврежденном участке сработает раньше, чем истечет
выдержка времени защиты, на вышестоящем неповрежденном
участке. Для этого должны учитываться следующие составляющие:
М — ^откл 4- А/р.в1 4-Д/Р .«2 "4“ ^зап» (8.9)
где /откл — время отключения выключателя от момента подачи
импульса на отключающую катушку до момента гашения дуги на
его контактах; Д/Р.В1, Д/Р.В2 — погрешности реле времени защиты
поврежденного и последующего элементов защищаемой сети; /звп —
время запаса, учитывающее неточность'; регулировки защиты.
Рассмотрим метод согласования выдержек времени максимаЛй-
но-токовых защит с различными характеристиками времени сраба-
тывания на примере участка сети (рис 8.15, а), где защиты / и 4
имеют независимые, а 2 и 3 — зависимые характеристики времени
срабатывания. Токи срабатывания защит рассчитывают по (8.4)
и строят характеристики защит, как показано на рис. 8.15,6. Для
. защиты 1 по условию селективности с плавкими предохраните-
306
лями П принимается
выдержка времени =
= и строится ха-
рактеристика этой за-
щиты (линия 1).
Согласование ха-
рактеристики защиты 2
с защитой 1 производит-
ся при условиях, когда
ток к. з. /к на участке,
защищаемом защи-
той 1, проходит через
защиту 2. Тогда конт-
рольной точкой харак-
теристики защиты 2
является ' Goch=/i + A/
при указанном токе /кь
Зная ток срабаты-
вания /срв
зат 2 и най-
денную контрольную
точку характеристики,
по типовым каталож-
Рис. 8.15. Выбор времени срабатывания макси-
мальио-токовой защиты
ним характеристикам
реле РТ-81 выбирают и наносят на график дополнительные точки,
включая точку с временем /2доп при /к2, и строят характеристику 2.
Аналогично, согласование характеристик защит 3 и 2 произ-
водится в условиях, когда при к. з. на участке, защищаемом за-
щитой 2, через защиту 3 проходит наибольший ток к. з., что соот-
ветствует току к.з. до трансформатора Т в точке Кг- Основной
контрольной точкой характеристики защиты 3 является /Зосн =
= 6доп + Д< при токе /к 2. ' ,
При к. з. за трансформатором Т в точке К, через защиты 3 и 2
проходит ток к.з. /К|. Ступень селективности между ними не ме-
нее Д/. Поэтому дополнительной контрольной точкой характери-
стики защиты 3 является Д^доп^Д/ при токе 1К\.
Зная ток срабатывания и две контрольные точки при токах
/К1 и /к 2, аналогично по типовым характеристикам РТ-81 выби-
рают и наносят на график еще несколько точек, включая и точку
с: временем /здап при токе 7Срв.защ4, и строят всю характеристику
(кривая 3).
Следовательно, при определении ступени селективности учиты-
вают типы установленных выключателей и реле времени, обычно
А/= 0,4-г 0,6 с. Выдержку времени максимально-токовой защиты
с зависимой характеристикой времени срабатывания выбирают при
определенных значениях токов к. з. Величина ступени селективно-
сти этой защиты должна составлять 0,5—0,7 с.
Токовой отсечкой, называется максимально-токОвая защита
мгновенного действия или с выдержкой времени. Для обеспечения
селективности в пределах зоны действия токовая отсечка отстра-
307
няется от токов к. з. на низшей стороне трансформатора, от пуско-
вых токов электродвигателей, от тока к. з. в конце линии или в на-
чале следующего участка. Характер изменения тока к. з. при
'удалении места к. з. от источника питания показан на рис. 8.16.
Чтобы отсечка не сработала при повреждениях на смежной
линии, ток
&над&сх/к.макс / &
(8.10)
где Л.макс — максимальный ток к. з. в конце защищаемой линии
или за трансформатором; /гнад — коэффициент надежности, прини-
маемый равным 1,2—1,3 при выполнении отсечки токовыми реле
типа РТ-40; 1,8—2 при выполнении отсечки токовыми реле типа
РТМ.
Рис. 8.16. Токовая отсечка
Зона действия определяется графически (рис. 8.16) .-Вычисляют
токи, проходящие при к. з. в начале (точка К,) и конце (точка JQ)
линий, а также в точках К2—строят кривую изменения тока
к.з. в зависимости от удаленности места к. з. I от источника пита-
ния (кривая 1). Определяют ток срабатывания отсечки и на том же
рисунке строят прямую тока срабатывания 2. Точка пересечения
прямой 2 с кривой 1 определяет конец зоны действия отсечки (за-
штрихованная часть).
308
Коэффициент чувствительности отсечки
* /к.МИН / Дрб заш.5 (8-И)
где Л.мин — минимальный ток к. з. в начале линии или до транс-
форматора.
Токовая отсечка обычно защищает только часть линии, поэтому
ее применяют как дополнительную защиту. Использование токовой
отсечки дает возможность ускорить отключение повреждений,
сопровождающихся наибольшими значениями токов к. з., снизить
выдержки времени максимально-токовой защиты.
Токовая отсечкё может защищать всю линию (рис. 8.16), на
которую подключен только один трансформатор, если ток срабаты-
вания отсечки выбирается так, чтобы она не действовала при
повреждении на линиях НН, отходящих от защищаемого трансфор-
матора. Для расчета этого тока в (8.10) следует подставить мак-
симальный ток к. з. на шинах НН. При этом тюковая отсечка будет
надежно защищать линию, шины и часть обмотки ВН трансфор-
матора.
При сочетании токовой отсечки с максимально-токовой защитой
получают ступенчатую по времени токовую защиту. При этом пер-
вая ступень (отсечка) действует мгновенно, последующие сту-
пени — с выдержкой времени. В реле РТ-80 с зависимой характе-
ристикой времени, где имеется встроенный электромагнитный эле-
мент отсечки, такая ступенчатость обеспечивается без дополни-
тельных реле.
Дифференциальная продольная защита (рис. 8.17).
Она основана на принципе сравнения токов в начале и конце защи-
щаемого участка, например в начале и конце обмоток силового
трансформатора,(генератора, двигателя. Так, участок между транс-
форматорами тока, установленными на высшей и низшей сторонах
силового трансформатора, считается защищаемой зоной. Если ха-
рактеристики трансформаторов тока одинаковы, то в нормальном
режиме,- а также при внешнем к. з. (точка за трансформатором)
токи во вторичных обмотках трансформаторов тока будут равны,
их разность равна нулю, поэтому ток через обмотку токового Т и
промежуточного П реле протекать не будет, а следовательно, защи-
та при таких условиях действовать не будет.
При к. з. в защищаемой зоне (точка /<2) по обмотке реле будет
протекать ток, и если значение его будет равно току срабатывания
реле или больше, то реле сработает и через промежуточное реле
произведет двустороннее отклонение поврежденного участка. Таким
образом, продольная дифференциальная защита действует при
междуфазных к. з. и межвитковых замыканиях.
Дифференциальная защита надежна, обладает высокой чувст-
вительностью и является быстродействующей, так как по условиям
селективности для нее не требуется выдержки времени. Однако она
не обеспечивает защиты при внешних к.'з. и может давать ложные
отключения при обрыве в соединительных проводах вторичной
цепи. Условие надежной работы дифференциальной защиты —
309
отстройка тока небаланса, возникающего из-за некоторого разли-
чия в характеристиках трансформаторов тока.
Токовая поперечная дифференциальнаязащита
(риС. .8.18). Ее применяют для защиты параллельных линий, при-
соединенных к шинам подстанции через один общий выключатель.
Вторичные обмотки трансформаторов тока, установленных на
каждой линии, соединяются проводами между собой и подклю-
чаются на разность токов. Параллельно вторичным обмоткам
трансформаторов тока включено токовое реле Т мгновенного дейст-
вия типа РТ-40. Ток в реле равен разности вторичных токов транс-
форматоров, тока первой 1 и второй Хлиний: 19 — Ц—12.
Рис. 8.17. Принципиальная схема Продольной
дифференциальной защиты
Рис. 8.18, Принципиаль-
ная схема поперечной
дифференциальной за-
щиты
Следовательно, в нормальных условиях и при равных по значе-
нию вторичных трках нагрузки /р = 0. При повреждении на одной из
линий токи и /2 не равны и через реле проходит ток, равный их
разности. Если разность этого тока больше тока срабатывания реле,
то защита подействует иа отключение выключателя линии.
Чтобы при к. з. на шинах приемной подстанции или на отходя-
щих от нее линиях (так называемые сквозные к. з^) защита не
310
(8.12)
работала, ток срабатыйания реле /срб.р должен быть больше макси-
мального тока небаланса:'
/срб.р >Мнб.макс
Для выполнения поперечной дифференциальной Защиты двух
параллельных линий с отдельными выключателями на каждую ли-
нию необходимо применить реле направления мощности, включае-
мого на разность токов защищаемых линий и на напряжение шин
подстанции.
При порреждеиии в одной из параллельных линий ток в ней
будет больше, чем в неповрежденной, но направление тока в реле
будет разное: в одном случае — на замыкание одной пары кон-
тактов реле для отключения первой поврежденной линии, в другом
случае — для замыкания второй пары контактов реле для отклю-
чения второй линии (см. рис. 8.6). Этим обеспечивается избира-
тельность отключения только поврежденной линии.
Направленная защита. Рассмотренная выше максимально-токо-
вая защита применяется главным образом для защиты радиаль-
ных линий с односторонним питанием. Онй не обеспечивает ’селек-
тивного ступенчатого действия в кольцевой сети, так как подбором
выдержек времени максимально-токовых защит (рис. 8.19, а)
получить ее селективное действие невозможно. Так, при к. 3. на
линии Л1 (точка Д,) должны отключиться выключатели 1 и 2, но
так как защита на выключателе 4 имеет выдержку времени 1,5 с,
то этот выключатель отключится раньше, чем выключатель, 2, и
приемная подстанция п/ст! останется без питания. Аналогично,
при повреждении на линии Л2 (точка Д2) раньше отключится
выключатель 4 и подстанция п/ст2 останется без питания. Для
селективного отключения повреждений в такой сети необходимо,
чтобы защита на выключателях 2, 3, 4, 5 «различала», иа какой из
линий произошло к. з. Таким свойством обладает максимально-
направленная защита, установленная в тех же точках.
ф tfB-0,5C
Рис. 8.19. Защита линий в кольцевой сети:
а — максимально-токовая; б — направленная; Т — реле тока; М — реле Мощности
311
Рис. 8.20. Принципиальная схема максималь-
ио-йаправлеииой защиты
При установке макси-
мально-направленной защи-
ты (рис. 8.19, б) вначале
выбирают выдержки време-
ни защит с нечетными номе-
рами, наиболее удаленных
от источника питания. Тако-
ва защита 7 выключателя
с выдержкой времени <7=0.
Тогда длд защиты выключа-
теля 5 выдержка <5=<7+
+Д<=0+0,5=0,5 с, или
<5=6о+А<=О,5+О,5=1 с (на-
ибольшая).
Для защиты выключав
теля 3 выдержка <3=<5+
+Д<= 1+0,5= 1,5 с (наи-
большая) или <з=<п+А<=
=0,5+0,5=1 с.
Выдержка времени для
защиты выключателя I выбирается с учетом наибольшей выдержки
времени защиты выключателя 3, т. е. <з=1,5 с: <1=<з+Д<=1,5+
+0,5=2,0 с.
Аналогично выбирают выдержки времени защит выключателей
2, 4, 6, 8, действующих в другую сторону кольцевой сети (четные
номера): <2 = 0, <4=1,5 с, <6=2 с, <8 = 2,5 с.
Защиты выключателей 1, 8 и 3, 6 с наибольшими выдержками
времени могут быть выполнены максимально-токовыми, без элемен-
та направления, с отключением поврежденной линии.
Максимально-направленная защита, принципиальная схема
которой приведена на рис. 8.20, состоит из пускового органа 1, осу-
ществляемого токовыми реле Т, реле направления мощности 2
и органа выдержки времени 3, осуществляемого реле времени РВ.
Эта защита может подействовать на отключение выключателя В
том случае, если сработает не только токовое реле, но и реле на-
правления мощности, причем последнее замыкает контакты при
направлении мощности к. з. от шин подстанции в линию.
Ток срабатывания пусковых токовых реле максимально-направ-
ленной защиты определяется по формулам (8.4) — (8.6). При этом
необходимо, чтобы пусковые токовые реле были отстроены от
максимального тока нагрузки, проходящего по линии в направлении
действия защиты как от шин подстанции в линию, так и -к шинам
подстанций. Для этого в указанные выше формулы нужно под-
ставлять' наибольшее значение /„.макс
Схемы максимально-направленных защит весьма многообразны
и отличаются типом пускового органа (токовые реле, реле мини-
мального напряжения и др.), типом реле направления мощности,
способом подвода напряжения (постоянно или в момент аварии),
наличием или отсутствием выдержки времени и др.
312
$ 8.4. Защита трансформаторов подстанций
Защита силовых трансформаторов. Она должна обеспечивать
отключение силового трансформатора при междуфазных и витко-
вых к. з., а такЖе при замыканиях на землю или подавать сигнал
о ненормальном режиме работы трансформатора (перегрузке транс-
форматора, повышении температуры масла и т. д.).
Виды защит, устанавливаемых на трансформаторе, определя-
ются его мощностью, назначением, местом установки и другими
требованиями, предъявляемыми к режиму эксплуатации. В усло-
виях электроснабжения промышленных предприятий силовые транс-
форматоры устанавливаются:
на ГПП с первичным напряжением 220, ПО, 35 кВ и вторич-
ным напряжением 6, 10, 20, 35 кВ при мощности одного трансфор-
матора 1000—63 000 кВ • А';
на ЦП с первичным напряжением 6, 10, 20, 35 кВ и вторичным
напряжением 0,23; 0,4; 0,69 кВ при единичной мощности 100—
1600 кВ • А;
на специальных установках (электропечных, выпрямительных
и др.).
Защита трансформаторов ГПП. На рис. 8.21 приведена
схема защиты понижающего трансформатора с первичным напря-
жением 35—НО кВ и вторичным напряжением 6—10 кВ, мощно?
стью 6300 кВ • А. На выводах ВН трансформатора устанавливают
короткозамыкатель и отделитель.
При срабатывании защиты поврежденного трансформатора по-
дается импульс на включение короткозамыкателя с помощью спе-
циального привода типа ШПК. Короткозамыкатель включается
и создает на выводах высшего напряжения трансформатора искус-
ственное к. з., под действием которого защиты, установленные на
питающей подстанции, срабатывают и отключают линию. После
отключения линии отделитель поврежденного трансформатора от-
ключается, отсоединяя трансформатор от линии. Вслед за этим
линия может быть включена вновь устройством АПВ (см. гл. 10).
Отключение отделителя осуществляется с помощью специаль-
ного • блокирующего реле отделителя тйпа БРО (рис. 8.22, а),
встроенного в привод отделителя. При включении отделителя от-
ключающая пружина 1 сжимается и удерживается в таком поло-
жении системой рычагов 12—14. При этом сердечник 9, внутри
которого помещена пружинц 8, находится в нижнем положении.
В .нижней части сердечника имеется палец 4 с основанием 5, про-
ходящий через отверстие в рычаге 11. Пружина 8 и сердечник
стремятся повернуть рычаг против часовой стрелки. Однако этому
препятствует возвратная пружина 2, натяжение которой регули-
руется винтом 3. Таким образом, под. ,действием пружин 8 и 2 t
сердечник находится в равновесии.
Обмотка 7 реле БРО подключена к трансформатору тока ТТ
(рис. 8.22,6). При включений короткозамыкателя реле срабаты-
вает, его сердечник притягивается к стопу 6 и сжимает пружину 8.
313
25-110 кВ
Рис. 8.21. Схема защиты трансформатора '35—110/6—10 кВ мощно-
стью 6300 кВ-А, подключенного к линии отделителем и коррткозамыка-
телем
После отключения линии Прохождения тока в цепи короткоз’а-
мыкателя прекратится, сердечник освободится и под действием
силы пружины и собственной массы опустится вниз. Палец 4 с
основанием 5 при этом ударит по рычагу 11. Рычаг освободит
систему ломающихся рычагов 12—14, которые, в свою очередь,
освободят отключающую пружину 1. Пружина вытолкнет вверх
боек 10, который произведет отключение.
314
Рис. 8.22. Блокирующее реле отделителя (БРО):
а — конструкция; б — схема включения
С помощью БРО обеспечивается отключение отделителя только
в бестоковую паузу, после того как прекратится прохождение
тока к. з., поскольку отделитель, как и обычный разъединитель,
не может отключать ток к. з. и токи нагрузки.
Рассмотрим действия защит, установленных на трансформаторе:
дифференциальной продольной; от внутренних повреждений; от
сверхтоков; от перегрузки.
315
При установке дифференциальной защиты на трансформаторах
необходимо учитывать следующее: первичные и вторичные обмотки
силовых трансформаторов имеют разные схемы соедйнения (У/А,
A/Y и др,), поэтому их токи имеют сдвиг по фазе. Для его ком-
пенсации вторичные обмотки трансформаторов тока должны иметь
схему соединения, обратную схеме соединения обмоток защищае-
мого трансформатора.
Из-за неодинаковости коэффициентов трансформации трансфор-
маторов тока в первичной и вторичной цепях возникает ток не-
баланса, для компенсации которого дополнительно устанавливают
регулирующий автотрансформатор (АТ) в цепи соединительных
проводов защиты. Ток срабатывания защиты отстраивается от
бросков намагничивающего тока при включении трансформатора,
а также от токов при внешних к. з., что достигается при
Арб.защ^ (3 —4)/ном. {8.13)
Чувствительность защиты можно повысить применением реле
типа РНТ-565 (см. рис. 8.5), имеющих быстронасыщающиеся
трансформаторы и уравнительные обмотки с регулирующими ре-
зисторами, с помощью которых можно отстраивать действия за-
щиты только от периодической составляющей тока намагничива-
ния, поэтому ток срабатывания защиты может быть уменьшен до
значения/срб.защ = (1,44-2)/ном.
Следует отметить, что для трансформаторов мощностью 1000—
6300 кВ • А защиту от междуфазных и витковых замыканий допу-
скается выполнять токовой отсечкой, устаиавлйваемой со стороны
питания. При этом с учетом (8.10) и (8.11)
^срб.р == ^над^схД2//^г.т1 (8.14)
&ч—- &сх/х(/(Арб&т.т) , (8.15)
где Д,, — соответственно токи к.з. в точках до трансформатора
и за трансформатором.
Защита от внутренних повреждений в трансфор-
маторе. Эта защита осуществляется газовым реле ПГЗ-22
(рис. 8.23). Повреждения внутри трансформатора, вызванные Вит-
ковыми и междуфазными замыканиями, сопровождаются выделе-
нием газа и понижением уровня масла. При всех видах поврежде-
ний газы, Образовавшиеся в результате разложения масла и изо-
ляции проводов, направляются через реле, установленное на трубо-
проводе, соединяющем бак трансформатора с расширителем-, й
вытесняют масло из камеры реле в расширитель. В результате
этого уровень масла в газовом реле понижается, установленный
в реле поплавки 1 опускаются, а прикрепленные к ним колбочки 3
с ртутными контактами поворачиваются. При этом действует пре-
дупреждающий сигнал.
При бурном газообразовании, сопровождающемся течением
струи масла под давлением, поворачиваются поплавок и колбочка
316
с контактами 2. Последние,
замыкаясь, действуют через
указательные и промежуточные
реле на отключение.
В газовых реле типа РГЗ-61
используют ртутные контакты,
впаянные в колбу и в исходном
положении не соприкасающие-
ся с ртутью, что устраняет
вибрацию контактов.' У чашеч-
ных реле вместо Поплавков
используют открытые металли-
ческие чашки, вместо ртутных
контактов — обычные откры-
тые контакты, работающие не-
посредственно в масле.
На рис. 8.24 показан прин-
цип действия отключающего
элемента чашечного реле типа
РГЧЗ-66. Открытая чашка 1 с
ушком 4 и экраном 3 может
поворачиваться на оси 5.
С чашкой связана колодка 6,
на которой укреплены подвиж-
ный контактный мостик 8,
лопасть 7 и пластина 10, сцеп-
ленная с нижним концом пру-
жины //. Верхний конец пру-
жины 11 и неподвижные кон-
такты 9 укреплены на непод-
вижной .части газового реле.
Сигнальный и отключающие
элементы помещены в корпус 2.
Экран 3 предназначен для
обеспечения надежности рабо-
ты реле.
В нормальном состоянии,
когда чашка корпуса реле пол-
Рис. 8.23. Устройство газового реле по-
плавкового типа ПГЗ-22
Рис. 8.24. Устройство газового реле ча-
шечного типа РПЧЗ-66
ностью заполнена маслом, верхняя и нижняя чашки тоже заполне-
нц;маслом и удерживаются в исходном положении пружинами 11.
При понижении уровня масла в корпусе реле (вследствие скопления
Паза в его верхней части) верхняя чашка под воздействием момен-
ту который создается массой масла, находящегося в чашке и пре-
вышающего момент пружины, поворачивается на оси 5. При этом
контактный мостик 8 замыкает неподвижные контакты 9 в цепи
предупредительной сигнализации.
При повреждениях внутри бака трансформатора, сопровождаю-
щихся бурным газообразованием, поток масла устремляется в
расширитель через газовое реле, воздействует на лопасть 7 от-
317
ключающёго элемента нижней чашки и контактный мостик 8 замы-
кает неподвижные контакты лопасти в цепи отключения повреж-
денного трансформатора.
Для трансформаторов мощностью 6300 кВ • А и выше, а также
для трансформаторов 400 кВ • А и выше, устанавливаемых внутри
цехов, газовая защита обязательна; для трансформаторов моПгно-
стыо 1000—4000 кВ • А обязательна только при отсутствии диффе-
ренциальной или максимально-токовой защиты с выдержкой вре-
мени 0,5— 1с.
:Ма кси м а л ьн о - то ков а я защита от с ве р Хт о ко в при
внешних коротких замыканиях. Такая защита* осуществляется дву-
мя реле прямого действия типа РТВ. Ток срабатывания макси-
мально-токовой защиты отстраивается от максимального тока на-
грузки в наиболее тяжелом режиме работы трансформатора (при
самозапуске электродвигателей, допускаемой аварийной перегруз-
ке и др.):.
Лрб.р —г f fees &над &сх/ (&в&г.т) ] Iмакс» (8.16)
где ka — коэффициент самозапуска; /г„ад = 1,3-=-1,5.,
В схемах защиты трансформаторов большой мощности, в кото-
рых при внешних к. з. напряжения не бывают ниже допустимых
(0,9—0,95 от номинального напряжения), максимально-токовая за-
щита может выполняться с блокировкой;минимального напряже-
ния. В этом случае после срабатывания реле минимального на-
пряжения при напряжениях ниже допустимого дается импульс
на включение максимально-токовой защиты. Применение блоки-
ровки минимального напряжения дает возможность исключить
действия максимально-тОковой защиты при кратковременных сни-
жениях напряжения.
Защита от перегрузки. Такую защиту осуществляют
одним реле РТ-80 с Ограниченно зависимой характеристикой. Ток
срабатывания защиты реле ,
Лрб.р = [/гНад/гсх/ (&д&т.т) ] Аом* (8.17)
Защита действует на сигнал или отключение с выдержкой вре-
мени, которая на ступень больше выдержки времени максимально-
токовой защиты, применяемой от сверхтоков при внешних к. з.
Защита тр а н сф ор м а т о р о в цех о в ы х подстанций.
На цеховых подстанциях используют обычно силовые трансформа-
торы мощностью 100—1600 кВ • А. На иих устанавливают макси-
мально-токовую защиту, защиту от однофазных замыканий иа зем-
лю на стороне НН, газовую защиту для трансформаторов внутри-
цеховых подстанций мощностью от 400 кВ • А и выше.
Указанные защиты применяют в зависимости от типа аппаратов,
установленных иа стороне ВН, — высоковольтный выключатель,
выключатель нагрузки или предохранители. Применение последних
значительно удешевляет установку и упрощает защиту. ,
Защита предохранителями и выключателями нагрузки выполня-
318
ется для трансформаторов мощностью до 1000 кВ • А, напряже-
нием до 10 кВ с предохранителями ПК на |00 А и мощностью
не более 2500 кВ • А, напряжением 35 кВ с предохранителями
ПК-35Н на 40 А; отключаемая мощность к. з. не должна превы-
шать 200 МВ «А.
Высоковольтные предохранители типа ПК при установке на иих
соответствующих плавких вставок обеспечивают защиту трансфор-
матора от внутренних повреждений и междуфазных к. з. на. вы*
водах. ,
Защйту от однофазных замыканий иа землю осуществляют
автоматическим выключателем с максимальным расцепителем, уста-
новленным на стороне НН (рис. 8.25, а), или трансформатором
тока ТТ иа нулевом проводе нри прямом присоединении трансфор-
матора с глухозаземлеиной нейтралью к шинопроводу (рис. 8.25,6).
Рис. 8.25. Схемы защиты трансформаторов цеховых подстанций с выключателями
нагрузки I—И н предохранителями
а) 6-15 кВ
Рис. 8.26. Схемы защиты трансформаторов цеховых подстанций С выклю-
чателями
319
Газовая защита с действием на сигнал и на отключение показана
на рнс. 8.25, в.
На рис. 8.26 приведены схемы защиты цеховых трансформато-
ров при установке на стороне ВН высоковольтных выключателей.
Схема с реле прямого действия типа РТМ (рис. 8.26, а, б) обеспе-
чивает максимально-токовую защиту и защиту от однофазных
замыканий. В схеме, показанной на рис. 8.26, в, защита выпол-
нена С реле косвенного действия типа РТ-8О с зависимой характе-
ристикой.
Защита трансформаторов, питающих специаль-
ные установки. На трансформаторах, питающих дуговые
электропечные установки, устанавливают в основном те же защиты,
что и на трансформаторах, питающих силовые и осветительные
установки (см. рис. 8.38). При этом учитывают особенности работы
дуговых электрических печей в режиме к. з. (период расплавления
металла), а также наличие в печных установках устройства авто-
матического регулирования, при котором установленная защита не
должна действовать. В этом случае ток срабатывания защиты
/срб.защ = (2,5—4)/ном-
§ 8.S. Защита воздушных и кабельных линий и токопроводов
Воздушные и кабельные линии электропередач, имея большую
протяженность, подвержены различным видам повреждений. Воз-
душные линии могут повреждаться от грозовых разрядов, гололеда,
сильного ветра, загрязнения изоляторов и т. п.; кабельные линии,
' проложенные в земле, — из-за ухудшения условий охлаждения,
коррозии оболочек кабеля, осадки почвы при. земляных работах.
Указанные причины повреждений воздушных и кабельных линий
могут вызывать междуфазные к. з. или замыкания отдельных фаз
иа землю. Для быстрого отключения поврежденные линии нужно
оборудовать устройствами релейной защиты.
В электрических сетях, работающих с заземленными нулевыми
точками трансформаторов, защита должна действовать на отключе-
ние при междуфазных и однофазных к. з. В сети, работающей с
изолированными нулевыми точками трансформаторов, замывание
на землю одной фазы не вызывает нарушения работы потребителей
электрической энергии. Поэтому в таких сетях защита от замыка-
ний на землю действует не на отключение, а на сигнал.
Защиты линий отличаются большим многообразием, и нх выбор
зависит от схемы и напряжения сети, а также от категорий потре-
бителей. Для электроснабжения промышленных, предприятий при-
меняют линии с односторонним питанием, где используются •мак-
симально-токовая защита, токовая отсечка, токовая поперечная
дифференциальна^ защита параллельных линий, а также защита
от замыканий на землю.
Защита сетей от замыкания На землю. Сети на-
пряжением 35 кВ и ниже являются основными сетями системы
электроснабжения промышленных предприятий. Они работают с
320
изолированными нейтралями. При однофазных замыканиях на зем-
лю в таких сетях междуфазные напряжения остаются неизменными
и ток замыкания на землю имеет небольшое значение. Например,
ток замыкания на землю на каждые 100 км сети напряжением
6 кВ составляет примерно 1,5 А для воздушных и около 80 А для
кабельных Линий.
Однофазные замыкания на землю в сетях с изолированными
нейтралями непосредственной опасности для потребителей не пред-
ставляют. Исключение составляют сети, питающие торфораз-
работки и передвижные механизмы, когда по условию техники (
безопасности требуется быстрое отключение их.
Повышение фазных напряжений неповрежденных фаз в. 1,73 ра-
за может вызвать перекрытие или пробой нзоляци^ иа другой фазе,
что приведет к двух- или трехфазному к.з. Состояние изоляции
контролируют обычно наиболее простым способом — путем вклю-
чения трех вольтметров либо одного илн трех реле минимального
напряжения на фазные напряжения. Такой способ применяется
на подстанциях прн йеразветвленной сети.
На электростанциях и подстанциях с большим числом линий и
разветвленной сетью такой спрсоб не обеспечивает достаточно
быстрого отыскания поврежденной линии. Поэтому кроме контроля
изоляции устанавливают защиту от однофазных замыканий на
землю.
В кабельных сетях часто защиту от однофазных замыканий
на землю осуществляют трансформатором тока нулевой последо-
вательности. Этот трансформатор имеет кольцеобразную или пря-
моугольную форму и надевается на защищаемый трехжильиын
кабель. На обмотку трансформатора включается защитное реле
(рис. 8.27, а).
В нормальном режиме работы каждая фаза линий обладает
одинаковой емкостью по отношению к земле. При междуфазных к. з.
геометрическая сумма токов также равна нулю, поэтому ток в реле
защиты не протекает. При замыкании на землю одной фазы через
реле защиты будет протекать ток, обусловленный емкостью непо-
врежденных фаз. Если ток срабатывания защиты меньше емкост-
ного тока неповрежденных фаз, то такая защита сработает через
реле Т на сигнал; при к. з. такая защиту сработает через быстро-
насыщающийся трансформатор БНТ на отключение (рис. 8.27, б).
Защита от однофазных замыканий на землю устанавливается,
как правило, на всех линиях 6—10 кВ, отходящих от шин РП и
ГПП, и действует на сигнал. Защита, действующая^на отключение,
по условиям техники безопасности выполняется двухступенчато:
I ступень защиты отключает линию, питающую поврежденный
участок; II ступень с выдержкой времени отключает секцию шин
6—10 кВ до ликвидации замыкания на землю.
В Компенсированных сетях применяют устройства типов УСЗ-
2/2 и УСЗ-ЗМ, реагирующие на сумму высших гармонических в то-
ке замыкаиия на землю. Устройство УСЗ-ЗМ устанавливается одно
на каждую секцию или на всю подстанцию и подключается к транс-
11— 545
321
Рис. 8.27. Защита кабельных линий от замы-
каний на землю:
а — кабельный трансформатор тока; б — схема
защиты
Рис. 8.28. Схема подключения центрального
устройства сигнализации замыканий на землю:
ТТ1—ТТ4 — трансформаторы тока нулевой по-
следовательности; УСЗ — устройство сигнализа-
ции замыканий на землю-типа УСЗ-ЗМ
форматорам тока нулевой
последовательности. Линии
поочередно подключаются к
УСЗ-ЗМ с помощью кнопоч-
ного распределителя (рис.
8.28). Замыкание на землю
определяется » по наиболь-
шему показанию прибора
УСЗ-ЗМ.
Схема защиты линии 6—
10 кВ, питающей трансфор-
матор 6—10/0,4—0,69 кВ,
приведена на рис. 8.29.
В схеме предусмотрена за-
щита от многофазных замы-
каний в линии с действием
защиты на отключение и вы-
держкой времени, обеспечи-
ваемой токовыми реле РТ1—
РТ5 типа РТ-40 и реле вре-
мени ЭВ типа ЭВ-122, дейст-
вующих через промежуточ?
ное реле Р1 РП-23 для уси-
ления мощности контактов
реле времени В.
Защита от замыканий на
землю выполнена трансфор-
матором тока нулевой после-
довательности ТЗ с дейст-
вием на устройство сигнали-
зации заземления УСЗ-ЗМ.
Для линий 6—10 кВ,
присоединяемой к шинам ге-
нераторного напряжения за-
водских ТЭЦ (см. § 3.2), а
также к шинам ГПП 110/6—
10 кВ (см. § 7.2), предус-
матриваются защиты от
многофазных к. з. и одно-
фазных замыканий на зем-
лю. На рис. 8.30 приведена
схема защиты линий на
6—10 кВ, где от многофаз-
ных к.з. в качестве основной
защиты применяют продоль-
ную дифференциальную за-
щиту. Защита от однофазных замыканий на землю в указанной
схеме осуществляется через трансформаторы тока нулевой последо-
вательности ТЗ, действующие на устройство сигнализации замыка-
ний на землю типа УСЗ-2/2.
Контроль состоя-
ния изоляции в сети
переменного тока.
В сетях глухозаземленных ней-
тралями напряжением 380/
/220 В, 660/380 В, ПО кВ и
выше замыкание одной из фаз
на землю является коротким
замыканием и автоматически
отключается защитой. Поэтому
в таких сетях не предусматри-
вают устройств, контролирую-
щих состояние изоляции.
В сетях с малым током за-
мыкания на землю, т. е. с не-
заземленными нейтралями или
с нейтралями, заземленными
через дугогасящие катушки, в нормальных условиях напряжения
всех трех фаз по отношению к земле
Рис. 8.30. Схема защиты токопровода 6—
10 кВ:
ТТ1—ТТ5 — трансформаторы тока; ТЗ — транс-
форматор тока нулевой последовательности;
ТН1—ТН2 — автотрансформаторы; РТ1—РТ5,
РТ8 — реле тока типа PT-40.; РТ6, РТ7 — реле
дифференциальные типа РНТ-565
Рис. 8.29. Схема защиты линии 6—10 кВ,
питающей трансформатор
6—10/0,4—0,23 кВ
равны фазному напряжению.
В случае металлического од-
нофазного замыкания на
землю напряжение повреж-
денной фазы относительно
земли становится равным
нулю, а напряжение непо-
врежденных фаз увеличи-
вается до междуфазного.
Междуфазные напряжения
при этом не изменяются и
работа электроприемников
не нарушается. Через место
.повреждения протекает срав-
нительно небольшой ток.
При таком замыкании сеть
может некоторое время (при-
мерно 2 ч) оставаться в ра-
боте. Длительная работа с
замкнутой на землю фазой
опасна, так как при пробое
на землю изоляции другой
фазы в сети возникает меж-
дуфазное к. з. со всеми
вытекающими последствия-
ми. Поэтому в сетях с ма-
лым током замыкания на
землю предусматривают спе-
циальные устройства для
контроля состояния изоля-
ции относительно земли.
11*
323
На рис. 8.31 приведены способы контроля изоляции в сетях пе-
ременного тока с использованием трансформатора типа НТМИ.
Наиболее простой схемой контроля является схема включения
трех вольтметров (Уа, Уь и Ус) на фазные напряжения (рис. 8.31, а).
В нормальном режиме вольтметры показывают равные по значению
фазные напряжения. При глухом (металлическом) замыкании на
землю одной нз фаз напряжение этой фазы относительно земли
станет равным нулю, а напряжения двух других фаз возрастут и
станут равными междуфазному. Соответственно этому изменятся
( показания вольтметров. Если замыкание на землю будет не глухим,
а через переходное сопротивление, то напряжение поврежденной
фазы понизится, а напряжения неповрежденных фаз повысятся
в меньшей степени, чем при глухом заземлении, что также отразит-
ся иа показаниях вольтметров. Для получения звукового сигнала
в провод, соединяющий нулевую точку вольтметров с нулевым про-
водом трансформатора напряжения, включается указательное
реле У.
Рис. 8.31. Схемы контроля изоляции цепей переменного тока с; использованием
трансформатора типа НТМИ
В схеме, приведенной на рис. 8.31, б, нулевая точка создается
искусственно включением на фазные напряжения трех конденсато-
ров. При повреждении изоляции фазы через реле И поступает
сигнал.
Схема, изображенная на рис. 8.31, в, состоит из трех реле мини-
мального напряжения Н. При замыкании фазы на землю реле Н,
включенное на напряжение поврежденной фазы, срабатывает и дает
сигнал. Поврежденная фаза определяется по выпавшим флажкам
указательных реле У.
324
Схема, приведенная на рис. 8.31, г, состоит из реле напряже-
ния Н, включенного на дополнительную обмотку трансформатора
напряжения НТМИ, имеющего две вторичные обмоткн. Первичная
и основная вторичная обмотки соединены в звезду. Дополнительная
вторичная обмотка включается по схеме разрмкнутого треуголь-
ника.
При однофазном к. з. в сети с заземленными нулевыми Точками
трансформаторов (сети 110, 220 кВ и выше) фазное напряжение
поврежденной фазы становится равным нулю, а геометрическая
сумма фазных напряжений двух неповрежденных фаз оказывается
равной междуфазному напряжению. В сети с изолированными нуле*
выми точками трансформаторов (сети 35 кВ и ниже) при однофаз-
ных замыканиях на землю фазные напряжения неповрежденных
фаз становятся равными междуфазному напряжению, а Их геоме-
трическая сумма оказывается равной утроенному фазному напря-
жению. -
При замыкании на землю в сетях 35 кВ и ниже'на Дополнитель-
ной обмотке появляется напряжение, реле Н срабатывает и подает
сигнал. После получения сигнала отыскивается поврежденная
линия поочередным кратковременным отключением и обратным
включением линий, питающихся от шин подстанции.
Рис. 8.32. Однополюсное за-
мыкание на землю в опера-
тивной цепи постоянного
тока:
-----------обходная лнння
Рис. 8.33. Схема контроля изоляции
цепей постоянного тока двумя вольт-
метрами
Контроль состояния изоляции сети опера-
тивным постоянным ТОКОМ, рробой Изоляции относи-
тельно земли в .двух точках сети постоянного тока может привести
к образованию обходных цепей в оперативной цепи, защиты и лож-
ным отключениям оборудования (рис. 8.32). Поэтому установки
постоянного тока на подстанциях оборудуются устройствами конт-
роля состояния изоляции.
Схема контроля, приведенная на рис. 8.33, состоит из двух
вольтметров V, включенных между каждым, полюсом' и землей.
325
Если сопротивления изоляции каждого полюса относительно земли
одинаковы, то напряжение каждого полюса относительно земли
L7-4-, СС равно половине напряжения U между полюсами.
Если один из .полюсов, например «+», замкнется на землю, то
соответственно напряжение U+ станет равным нулю, а напряже-
ние U- возрастет до напряжения U. При понижении сопротивления
изоляции на одном из полюсов напряжение этого полюса относи-
тельно земли понизится, а напряжение другого полюса относитель-
но земли соответственно увеличится на то же значение.
Эти изменения напряжений при неисправности сети постоянного
тока контролируются вольтметрами. Сопротивление каждого вольт-
метра должно быть соизмеримо с сопротивлением изоляции сети
постоянного тока относительно земли и "составлять 50—100 кОм.
§ 8.6. Релейная защита генераторов
Повреждения и ненормальные режимы работы генераторов и
применяемые в этих случаях защиты.
П о в р еж дения в обмотке статора. Они могут быть
вызваны:
К измерительным
APB приборам
Шины генераторного
напряжения
От блок-контакта В
РГ10
РТ11 РТП
PTtf PTS
РП27
Mi
п защите
PTV13
К промежуточным ТТ
измерительных приборов
ФТОР == ФТОП
. J 15\
Рис. 8.34., Полная схема защиты генератора
л защите
шин
К устроит
, Т> Од регули-
( \роВания
т'< 1. напряже-
ния
К измери-
тельным
приборам
326
а) многофазными к. з. с возникновением сверхтоков в обмотке
статора. Основной вид защиты — продольная дифференциальная
защита, действующая, как и при защите трансформаторов (см.
рис. 8.17), на принципе небаланса токов между выводами и нуле-
вой точкой обмоток статора; обычно используются реле РНТ для
повышения чувствительности защиты;
б) однофазными замыканиями на землю. Притоках замыкания
до 5 А защита действует на сигнал,- свыше 5 А — на отключение.
Защиту выполняют аналогично защите при замыкании на землю
кабельных линий (см. рис. 8.27) с использованием трансформато-
ров нулевой последовательности типа ТНП при кабельных выводах
генератора или трансформаторов ТНПШ при шинных выводах;
в) межвитковыми замыканиями в одной фазе.обмотки. Приме-
няют поперечную дифференциальную защиту, действующую анало-
гично «восьмерочной» защите параллельных линий (см. рис. 8.18),
В
~рнт£у
pbw
ft. РУЗЗ
wazn
Pgt/D
~PTB
~РТ,
~РТЬ
РП27
М3
№18 П
РП27 j!TS РВ17
рп£~\
PJ17 %-рв17 РВ25\
РП27 pHVt
PB19
РВ2О
3>РВ22
^РВ23
PB21
РТ11
+2
РВ2У
От техно- <—£—-
РД23
логическихк'---
защит РОЗО
№п
РВ21П
PB22I
РВ23\
Откл.
РП29 *ГП
РП29
РП29
PB19 М29
D> РУ35
PB20
ft. Р93Ц
P822
«36
PB23
РУ?1
РУ32
От зашиты
шик ГП —
РЦЗЧ
~~P^S
PHJ7
рузГ
P!g9*
руЦо
i
ЛЭ
★в3
\0ткл
\ШС8
}иС8
Я 44
РПЗО,
. РТВ
h
J Л
327
при наличии в обмотке статора двух (и более) параллельных
ветвей.
П ер ег р узки с т ат о р а. Они могут быть вызваны:
а) токами при внешних к. з. Защита — максимально-токовая
с блокировкой по, напряжению с учетом понижения напряжения
на выводах обмотки статора; защита действует с выдержкой вре-
мени на одну-две ступени выше защит трансформаторов и линий
генераторного напряжения и отстраивается от токов при самоза-
пуске двигателей собственных нужд;
б) токами'перегрузки. Защита действует на сигнал или на от-
ключение с выдержкой времени в зависимости от допускаемой пе-
регрузки: На 10% — 60 мин, на 15% — 6 мин. Защиты аналогичны
максимально-токовым защитам линий и трансформаторов (см.
рис. 8.29);
в) токами внешних Несимметричных к. з., сопровождающихся
возникновением токов обратной последовательности, весьма опас-
ных для генераторов. Так как в этом случае обычная максимально-
токовая защита не обеспечивает необходимой чувствительности
срабатывания, то применяют многоступенчатую токовую защиту
обратной последовательности, выполненную^ специальными фильтр-
реле ФТОП [26].
Так, при трехступенчатой защите с соответствующими выдерж-
ками тока и времени для каждой ступени выполнение условий сра-
батывания обеспечивается вначале действием первой ступени
защиты ,на отключение (АГП) выключателя генератора и далее
действием второй и третьей ступеней на отключение шиносоедини-
тельных и секционных выключателей.
Повреждения. в обмотке ротора. Повреждения
могут быть вызваны;
а) замыканием на землю обмотки возбуждения в одной точке.
Для его обнаружения (периодического контроля изоляции обмотки
возбуждения) используется вольтметр, одни зажим которого при-
соединяется к земле, а второй — поочередно к полюсам ротора.
При исправной изоляции показания в обоих случаях равны нулю.
Если имеется замыкание обмотки ротора на землю в одной точке,
вольтметр измерит напряжение Каждого полюса по отношению
к земле;
б) замыканием на землю обмотки возбуждения в двух точках.
В этом случае применяют специальную схему защиты с использова-
нием двух поляризованных реле, реагирующих иа нарушение балан-
сировки моста, образуемого обмоткой возбуждения и потенциомет-
ром, присоединяемым к кольцам ротора. Защита в зависимости от
мощности генератора действует на сигнал или на отключение;
в) перегрузкой ротора. При перегрузке на 10% допускаемое
время перегрузки 10 мин; при перегрузке на 15% допускаемое
время перегрузки 6 мин. Схемы защиты от перегрузки ротора зави-
сят от типа и мощности генераторов и выполняются с помощью
реле напряжения, вклюненного в обмотку ротора, с действием на
ограничение форсировки, а затем на отключение.
328
Полная схема защиты генератора. Полная схема защиты
(рис. 8.34) включает в себя в совокупности отдельные, виды защит,
рассмотренные выше: продольную дифференциальную защиту
(реле Р1—РЗ), поперечную дифференциальную защиту (реле 24),
защиту от замыканий иа землю (реле Р4, Р5, Р17, Р25\ Р26), токо-
вую защиту обраФйой последовательности (реле Р8—РЮ, Р15, РЮ,
Р20—Р23), токовую защиту с блокировкой минимального напряже-
ния (реле Р7, Р14, Р19), токовую защиту от перегрузки (реле Р6,
Р18). Все указанные виды защит действуют через соответствующие
указательные РУ и промежуточные РП реле: РПЗО действует на
отключение генератора и АГП при срабатывании защит от виут^
ренних повреждений; РП23 действует при срабатывании защит,
не связанных с внутренними повреждениями; РП29 действует иа
отключение шиносоединительных и секционных выключателей.
§ 8.7. Релейная защита электродвигателей, электропечных
. и конденсаторных установок
Защита электродвигателей. На большинстве предприятий при-
меняют асинхронные и синхронные электродвигатели различных
мощностей и напряжений. Рассмотрим особенности защиты высоко-
вольтных двигателей мощностью от 100 кВт и выше. Электродвига-
тели мощностью до 300 кВт, устанавливаемые на неответственных
механизмах, защищают высоковольтными предохранителями типа
ПК. При кратности пускового тока, равной 6—7 и ниже, предохра-
нители выбирают по кривым (рис. 8.35) с учётом того, что время
плавления /пл выбранной вставки должно превышать время, необ-
ходимое для разгона двигателя (максимум 40—60 с). На соответ-
ствующих кривых указаны номинальные токи плавких вставок пре-
дохранителей, которые должны быть больше номинального тока
двигателя. ;
Применение высоковольтных плавких предохранителей для за-
щиты от токов к. з. и выключателей нагрузки для защиты от пере-
грузки снижает надежность, поскольку перегорание предохранителя
в одной фазе' может привести к перегоранию предохранителей в
двух других фазах, а следовательно, к выходу из строя защищаемо-
го электродвигателя.
Для защиты асинхронных’ и синхронных двигателей напряже-
нием выше 1000 В применяют также устройства релейной защиты
различйого исполнения в зависимости от мощности двигателей.
Эти устройства обеспечивают защиту при: •
многофазных замыканиях иа выводах и в обмотке статора. В об-
мотке статора они действуют на отключение двигателя, а у синхрон-
ных двигателей также на устройства гашения поля (см. §8.6);
замыканиях на землю в обмотке статора для электродвигателей
мощностью до 2000 кВт при токе однофазного замыкания иа землю
не менее 10 А и мощностью более 200 кВт при токе замыкаиия
выше 5 А;
329
Рис. 8.35. Характеристики срабатывания плавких вставок предохранителей
с кварцевым наполнением
перегрузках, обусловленных технологическими причинами или
затянувшимся пуском или самозапуском (см. §3.6);
асинхронном режиме синхронных двигателей; учитывая, что
асинхронный режим обязательно сопровождается перегрузкой, за-
щиту обычно выполняют совмещенной с защитой от перегрузки;
исчезновении или длительном снижении напряжения. При этом
защиты выполняют групповыми, которые действуют на отключение
одной части двигателей для возможности самозапуска другой
части, а также на отключение электродвигателей, для которых
самозапуск недопустим.
Основным видом защиты электродвигателей от исчезновения или
длительного снижения напряжения является защита минимального
напряжения, выполняемая реле напряжения, которое действует
с выдержкой времени через реле времени и указательные реле
(см. ниже).
В схеме защиты высоковольтного асинхронного двигателя до
2000 кВт (рис. 8.36) применена следующие виды защит, выполнен-
ных на оперативном переменном токе;
защита от междуфазных к. з. — ток срабатывания
защиты отстраивается от максимального значения периодической
ззо
составляющей пускового тока двигателя 7пуск с введением повышен-
ного коэффициента надежности Кнад (для реле РТМ принимают
£над=1,4 4-1,6; Для реле РТ-40 — &над= 1,8-г 2):
Лрб.р ^над^сх^пуск/^Т.т;
(8.18)
защита однофазных замыканий на землю
устанавливается только для двигателей с током замыкания на зем-
лю выше 10 А. Осуществляется Она трансформатором тока нулевой
последовательности, действующим через токовое реле Т на проме-
жуточное П и далее на катушку отключения;
защита от токов перегрузки осуществляется реле
Т/В типа РТ-80 с зависимой от тока выдержкой времени, включен-
ным; так же кйк и реле максимально-токовой защиты РТМ, на раз-
ность токов. Защита от перегрузки действует на сигнал или на
отключение в зависимости от положения переключателя ПУ. Уста-
навливается она на двигателях, когда возможны перегрузки по
техническим причинам или тяжелые условия пуска и самозапуска;
защита минимального напряжения устанавли-
вается, чтобы обеспечить самозапуск наиболее ответственных элек-
тродвигателей и отключить неответственные электродвигатели, от-
сутствие которых в течение некоторого времени не отразится на
производственном процессе. Этим уменьшается суммарный ток са-
мозапуска и повышается напряжение на шинах, благодаря чему
обеспечивается самозапуск ответственных электродвигателей.
Защиту минимального напряжения осуществляют с помощью
реле напряжения РНВ, встроенного в привод выключателя. Оста-
точное напряжение на ши-
нах должно обеспечить са-
мозапуск ответственных дви-
гателей с выдержкой вре-
мени 0,5—1 с и двигателей,
отключаемых по условиям
технологического процесса
или техники безопасности, с
выдержкой времени 5—10 с.
Перечисленные защиты
применяют как для асин-
хронных, так и для синхрон-
ных высоковольтных двига-
телей. Кроме того, для син-
хронных двигателей боль-
шой мощности применяют
дополнительные виды защи-
ты й контроля:
дифференциальную за-
щиту от внутренних повреж-
дений в обмотках двигателя;
защиту от асинхронного
Рис. 8.36. Схема защиты высоковольтного
асинхронного двигателя мощностью до
2000 кВт
331
режима работы осуществляют специальным реле РЧ, контролирую-
щим частоту в цепи ротора, или максимально-токовой защитой,
действующей при перегрузках, вызванных асинхронным ходом дви-
гателя;
защиту от обрывов в роторной цепи с помощью реле обрыва
поля (РОП или РНТ);
контроль продолжительности пуска с помощью реде типа РТ-80,
которое действует при затяжном пуске и вызванной этим пере-
грузке.
На рис. 8.37, а—в приведены схемы релейной защиты синхрон-
ного электродвигателя мощностью более 2000 кВт. В качестве за-
а) rial ТТаЧ
Рис. 8.37. Схемы защиты синхронного двигателя мощностью более 2000 кВт:
а — принципиальная; б — токовой цепи защипы; в — цепи напряжения
щиты от междуфазных к. з. в данной схеме установлена дифферен-
циальная защита в однорелейном» исполнении. Реле РТМ включено
на разность токов двух фаз, что позволяет вторую токовую катушку
РТМ, находящуюся в пружинном приводе, использовать в пру-
жинном приводе для защиты от асинхронного хода.
3 Защиту от перегрузок и от асинхронного хода осуществляет
реле РТ/В (РТ-80), которое через промежуточное £ёле РПТ де-
шунтйрует токовую отключающую ддтущку реле РТМ. Такое вы-
полнение защиты повышает надежность ее действия при асинхрон-
ном ходе электродвигателя, связанном со значительным снижением
и колебанием напряжения на шинах.
332
Защита минимального напряжения и защита от однофазного
замыкания на землю синхронного двигателя выполнены так же, как
и асинхронного (см. рис. 8.36).
Для дистанционного отключения двигателя используют опера-
тивные цепи переменного тока, действующие через промежуточное
реле РП на катушку отключения КО.
Защита электропечных установок! На рис. 8.38 приведена схема
зашиты дуговой печи и питающего ее трансформатора мощностью
1600 кВ • А, напряжением 6—10 кВ. Защиты выполнены на опера-
тивном переменном токе:
Рис. 8.38. Схема защиты трансформатора дуговой синхронной установки
максимально-токовая защита без выдержки времени осу-
ществляется двумя реле прямого действия — РТМ1 и PTМ2. Ток
срабатывания защиты выбирается с учетом отстройки от эксплуата-
ционных к. з. (при расплавлении металла): /срб.защ—(2,5-г 4)/ном;
газовая защита осуществляется газовым реле , Г и действует
через реле У1 начсигиал или через реле У2 и реле'П на отключение;
максимаЛьно-токовая защита от сверхтоков при внешних к. з!
и при перегрузке осуществляется реле (Т/В) (РТ-80) с зависимой
от тока характеристикой и действием на сигнал.
Защита статических конденсаторов. "'Защита конденсаторных
батарей напряжением выше 1000 В (см. §3.3) от к. з. может выпол-
няться предохранителями типа ПК или реле мгновенного действия
ззз
РТМ (рис. 8.39). Защита от замыканий на землю осуществляется
токовым реле Т, действующим через промежуточное реле П на от-
ключение.
Номинальный ток плавкой вставки предохранителя /вст и ток
срабатывания максимально-токовой защиты /срб.заш выбирают с уче-
том следующих условий:
А1СТ -- (2,5 — 3)/ном.к,
^срб.защ-(2 ~ 2,5)/Ном.б,
(8.19)
где /ном.к — номинальный ток одного конденсатора или группы;
/ном.б — номинальный ток всей батареи конденсаторов.
Защита конденсаторных батарей при однофазных замыканиях
на землю устанавливается в двух случаях: когда токи замыкания
на землю выше 20 А и когда защита от междуфазных замыканий
не срабатывает.
Рнс. 8.39. Схема защиты высоковольтных кон-
денсаторных батарей
Комплекты защит. В
настоящее время про-
мышленностью выпуска-
ются комплекты защит, в
каждом из которых уста-
новлены реле для осуще-
ствления определенного
вида защиты элементов
электроснабжения (линий,
трансформаторов, элект-
родвигателей и т. д.).
Выпускаются комплек-
ты защит типов КЗ-1 —
КЗ-5 постоянного тока и
КЗ-31 — КЗ-34 переменно-
го тока, а также спе-
циальные комплекты диф-
ференциальной защиты
постоянного тока типов
КЗ-6 и КЗ-7. Например,
комплект КЗ-33 предна-
значается для защиты
мгновенного действия (с
отсечкой) и максималь-
ной токовой защиты с
выдержкой времени в
двухфазном трехрелейном
исполнении. В указанный
комплект входят пять то-
ковых реле типа РТ-40,
два указательных реле
типа РУ-21, реле времени
типа РВМ.
334
Пример 8.1. Выбрать типы защит и их уставки для защиты короткозамкнутого
двигателя при П„о„ = 6 кВ, Рном = 500 кВт, cos q>H0M = 0,805, — 0,93, й„уск== 5,
/„=11 кА.
Решение. Принимаем максимальио-токовую защиту от перегрузки и токовую
отсечку для защиты от к. з. Номинальный ток двигателя
Л» = /%„,,/(/ТП^^сокф,,^) = 500/(1,73-6,0-0,93-0,865) = 59,5 А.
Ток срабатывания отсечки с отстройкой от пусковых токов при установке двух
трансформаторов тока 150/5 (А| Т = 30), включенных на разность токов (Асх = 73"),
/срб.р = ^над&сх^пуск^ном/^т.т == 1,8 • 1,73 • 5 • 59,5/30 = 30 А.
Коэффициент чувствительности отсечки fe4„TC = /„/ (6тт/срв.р) = 11 000/(30-30) =
= 12 > 2. Ток срабатывания защиты от перегрузки при £„ад = 1,2, k„~ 0,8
/срб.р = *»ад*сх/>юм/(*»*т.т) =1,2-1,73-59,5/(0,8-30) = 5,15 А.
Принимаем для токовой отсечки и для защиты от перегрузки реле типа РТ-80
с уставками тока срабатывания /отс =30 А; /нер = 5,15 А.
Пример 8.2.' Выбрать уставки дифференциальной защиты двигателя при
U„„„ = 6 кВ, /„„„ = 900 А, заданный ток к.з. при двухфазном замыкании на выво-
дах двигателя /„ = 10,5 кА.
Решение. Принимаем к установке для дифференциальной защиты трансфор-
маторы тока 1000/5 (Атт= 200), реле типа РНТ-565. Для надежной отстройки
защиты от токов небаланса при переходных процессах ток срабатывания защиты
должен составлять не менее /србзащ = (0,6 4- 0,7)/но„:
4рб.р = ЛР защ/Атт = 0,7- ‘900/20 = 3,15 А.
Число витков, устанавливаемое на реле РНТ-565, w = FC!>6_р/1ср6,р'= 100|3,15 =
= 31 виток, где fcpfl р — намагничивающая сила срабатывания реле РНТ-565,
равная 100 А. Коэффициент чувствительности защиты &чз = /„/£тт/(.рб ==
= 10 500/200X3,15 = 16,7 > 2.
Пример 8.3. Выбрать типы защит и определить уставки срабатывания реле
для защиты силового трансформатора мощностью 5 = 2500 кВ-A, напряжением
35/6 кВ. Токи к. з. на стороие ВН IKt =3,5 кА, на стороне НН /„2 = 0,8 кА.
Решение. Принимаем для защиты трансформатора максимально-токовую защи-
ту на стороне НН и токовую отсечку на стороне ВН трансформатора, а также
газовую защиту от внутренних повреждений. Определяем номинальные токи на
сторонах ВН и НН; = 8/(73 17) = 2500/(73" • 35) = 41,2 А; /„„„2 = S/(T3"H2) =
= 2500/(73"-6) = 241,3 А.
Намечаем установку двух трансформаторов тока с соединением их в неполную
звезду (Асх = I). Выбираем трансформаторы тока: на стороне ВН — ТЛН-35-100/5,
на стороне НН - ТПЛН-10-300/5.
Принимаем для максимально-токовой защиты реле типа РТ-40/20 и реле вре-
мени ЭВ-122 с уставками 0,25- 3,5 с.
Ток срабатывания максимально-токовой защиты, согласно (8.17), .
/срб = 1,3-1 -241,3/(0,85-60) = 6,15 А.
Принимаем для установки реле РТ-40/20 с током срабатывания 5—10 А прн
последовательном соединении катушек.
Коэффициент чувствительности защиты при двухфазном к.з. на стороне НН
трансформатора, согласно (8.8), &„ = 0,87-/„2/(/срб.р^т.т) = 0,87-800/(6,15-60) = 1,86,
что выше минимально допустимого (1,5).
Ток'срабатывания отсечки, устанавливаемой со стороны питания трансформа-
тора [см. (8.14) и (8.15)], /ср6р=^аад^хЫ*т.т= 1,4-1-0,87-800/20= 48,5 А. Ко-
эффициент чувствительности отсечки прн двухфазном к.з. &ч = 0,87-3500/(48,5-20)=
= 3,1 >2.
При указанных в расчете токах срабатывания и чувствительности токовая от-
335
сечка при к. з. будет отключать одновременно трансформатор на сторонах ВН и НН.
Для защиты от внутренних повреждений устанавливаем газовое реле типа
ПГЗ-22 с действием иа отключение.
Пример 8.4. Выбрать защиту силового трансформатора мощностью 6300 кВ-А,
напряжением 110/10 кВ. Токи к.з. на стороне ВН трансформатора /«1 = 5,3 кА,
на стороне НН /«г = 2,5 кА.
Решение. Принимаем для защиты трансформатора от токов к. з. максрмально-
токовую защиту иа стороне НН и токовую отсечку.на стороне ВН трансформатора,
а также ^защиту от перегрузки и газовую защиту от внутренних повреждений.
Дополнительной защитой явлиетси дифференциальная защита. Определяем. номи-
нальные токи на высшей и низшей сторонах ВН и НН трансформатора:
/»о»1 = 3/(/3”//) = 6300/(/3” • 110) = 32 А; /нои2 = 6300/(/3" • 10) = 370 А.
' Намечаем установку трансформаторов ТФНЛ-110-4000/5 иа стороне ВН и
ТПЛМ-1О-4О0/5 иа стороне НН (feT., = 80). Принимаем реле типа РТМ на сторо-
не ВН через привод ШПК иа короткозамыкатель КЗ-ПО и реле РТВ иа стороне НН
с действием на привод выключателя ВМП (см. рис. 8.21).
Ток срабатывания реле РТВ иа стороне напряжением 10 кВ
/срб । = *H.’xW.e«2/(*.*r.r) = 1,2- Г-370/(0,85-80) = 7 А.
Коэффициент чувствительности защиты с реле РТВ
й«, = 0,87/«2/(/срб ,йт.т) = 6,87 • 2500/(7 • 80) = 3,8 > 1,5.
Ток срабатывании реле РТМ, Действующей на стороне напряжением ПО кВ,
/срез =3= ^в^с«/«2/^т.т 1 * 1,4-0,87-2500/80 == 37 А.
Коэффициент защиты с реле РТМ с отсечкой
fe.2 == /«, /(/срб 2/етт) = 5300/(37-80) = 2,3 > 2.
и соответствует норме. •
Защиту от перегрузки выполняет реле типа РТ-80 с действием на отключение
и на сигнал прн /срб = /ерв.ртв — 7 А. Защиту от внутренних повреждений транс-
форматора выполняет реле ПГ-22 с действием иа отключение или иа сигнал.
Модульные защиты. Кроме рассмотренных выше защит с кон-
тактными реле применяют также электронные бесконтактные реле,
выполняемые в. комплектном исполнении для ячеек РУ 6—10 кВ,
и йовые модульные , устройства релейной защиты, автоматики и
^сигнализации серии М. Тип и назначение некоторых применяемых
модулей приводятся ниже.
Для различных видов и назначений максимально-токовой защи-
ты применяют модули типов МЗ-125—M3-131; для защиты и сигна-
лизации однофазных замыканий на землю в сетях с компенсирован-
ной нейтралью — М-132—М-134; для дифференциальной защиты
электродвигателей и силовых трансформаторов — М-202; дл,я защи-
ты минимального напряжения и форсировки возбуждения —
М3-302. Модули МВ‘901—МВ-903 являются органами выдержки
времени, модули МВ-904—МВ-906 — устройствами различных
видов сигнализации.'
В состав приведенных модулей входят диоды, резисторы, стаби-
литроны, конденсаторы, малогабаритные электромеханические реле
и реле с герметизированными контактами — герконами.
336
Необходимый комплект модулей помещают в кассету, представ-
ляющую собой комплектное устройство защиты и автоматики для
присоединений напряжений 6—10 кВ.
Основные преимущества модульных устройств релейной защи-
ты — малые габаритные размеры, малое потребление мощности,
большая надежность и точность срабатывания при малой чувстви-
тельности к механическим вибрациям, что обеспечивает их широкое ,
применение в устройствах релейной защиты и автоматики.
На рис. 8.40 приведена схема модульной защиты асинхронного .
двигателя мощностью 5000 кВт на напряжение 6—10 кВ.
Рис. 8.40. Схема модульной защиты асинхронного электродвигателя мощностью
до 5000 кВт:
а — принципиальная схема; б — схема защиты; в схеме приняты обозначения по модулям:
/ — цепь отключения; II — цепь съема сигнала; 111— цепь апробирования сигнальной лам-
пы; IV — цепь вызова сигнала
Защита от многофазных к. з. выполняется модулем M3-130
(верхняя час^ь схемы),в который входят два измерительных органа
А1 и А2„ выполненных транзисторными элементами типа , Т-205.
Модуль подключается к блоку трансформаторов Т1 и Т2 типа ВТ,
получающих питание от измерительных трансформаторов тока ТТ1
и ТТ2. При срабатывании защиты через реле Р1 замыкается цепь
отключения привода электромагнита выключателя, что фиксируется
действием сигнального реле Р2 и сигнальной лампы Л.
Защита от замыканий на землю выполняется модулем М3-132
(нижняя часть схемы), подключенного к трансформатору тока ну-
левой последовательности ТТ. При этом защита от однофазных
замыканий выполняется с выдержкой времени, а защита от двой-
ных замыканий на землю — без выдержки времени с отсечкой. Так,
при однофазных замыканиях на землю от трансформатора ТТ
действует измерительный орган, включающий в себя трансформа-
12-545 337
тор Т1 (типа БТ), резисторы R2 и R4, выпрямительный мост и тран-
зистор А1. Через орган выдержки времени (А2, С5, R3) включается
выходное реле Р/ и через диод Д замыкается цепь отключения
электродвигателя.
При двойных замыканиях на землю защита действует без вы-
держки времени по цепи Т2, R3, АЗ и далее через реле Р2 на цепь
отключения.
ГЛАВА 9
УСТРОЙСТВА УПРАВЛЕНИЯ, ИЗМЕРЕНИЯ И СИГНАЛИЗАЦИИ
\ ' * ’ .'
§ 9.1. Виды управления, сигнализации и контроля
Различают следующие виды управления: местное, автоматиче-
ское, дистанционное. Местное и автоматическое управление будет
рассмотрено, в гл. 10.
Дистанционное управление — управление на расстоянии не-
скольких сотен метров; осуществляется оператором, подающим
команду с поста или щита управления путем замыкания специаль-
ным ключом цепи управления привода выключателя, разъединителя
или двигателя.
Надежность действия схемы дистанционного управления зави-
сит от 1исправности аппаратуры и цепи управления, которые должны
находиться под постоянным контролем. Выключатель может отклю-
чаться ключом управления со щита или защитой при аварийном
режиме, поэтому в схеме управления должна предусматриваться
сигнализация всех видов отключения.
К схемам дистанционного управления выключателями предъяв-
ляются следующие основные требования:
на щите должен быть предусмотрен сигнал, отображающий по-
ложение выключателя в данный момент. После подачи и исполне-
ния команды на щите должен появиться другой сигнал, отображаю-
щий новое положение выключателя;
цепи управления, т. е, цепи Отключения и включения, должны
иметь контрольные устройства, оповещающие об их обрыве;
основные катушки электромагнитного привода и катушка про-
межуточного контактора не рассчитаны на длительное обтекание
током, поэтому импульс каждой команды должен автоматически
прерываться после ее исполнения. Это достигается тем, что в ц&ш
подачи команд на включение и отключение вводятся блок-койтак-
ты, соединенные механически с валом выключателя. Если при вклю-
ченном положении выключателя блок-конт кт замкнут, то при от-
ключенном положении он разомкнут, а следовательно, разорвана
и цепь отключения;
при отсутствии встроенной в привод электромеханической бло-
кировки от «прыгания» выключателя, т. е. от многократных повтор-
ных включений, должна быть предусмотрена внешняя электриче-
ская блокировка;
338
схема должна предусматривать не только дистанционное вклю-
чение и отключение, но и автоматическое отключение от реле защи-
ты, а если нужно, то и автоматическое включение от реле автома-
тики (см. гл. 10);
при защите цепей управления предохранителями ояи должны
снабжаться в цепи отключения сигнализацией об их исправности.
При защите установочными автоматическими выключателями они
должны иметь необходимые блоц-контакты для блокировок и сиг-
нализации. Выключатели также имеют местное управление.
Для управления высоковольтными выключателями ранее приме-
нялись ключи управления типа КСВФ. В настоящее время приме-
няют ключи в двух исполнениях: ПМО (переключатель малогаба-
ритный общего применения) и МК (малогабаритный ключ) с пони-
женной коммутационной способностью.
Разновидностью ключей ПМО являются ключ ПМОФ на не-
сколько фиксированных положений и ключ ПМОВФ на два поло-
жения с возвратом и четыре фиксированных положения.
Положение контактов при различных положениях рукоятки
ключа определяют диаграммой ключа.
На рис. 9.1 приведены диаграммы ключа управления ПМОВФ,
на рис. 9.2 — схема управления и сигнализации выключателя с ис-
вид рукоятки и схема паке- тов (спереди) 6 положении „ отключено ” ffi /о 2 4 ФО* ОЗ ОО О о А ° ' iqO о9 12 о о Off о/3 о'? $ ^f9 о2/ W Ьгз
Тип рукоятки и М пакетов ...Д12О / J 3 6 . 6.3
N1 контак- ПотР--^ тов жение^"-^^ рукоятки'''"^ 1 см 1 <О 1 ю см 1 сл I 1 3 I 1 *4, 1 18-19 | 5 । К. *4,- а ч- ем i ем ₽ч ем ем । ем см
Отключено 0 X X X X
Предвари - тельно включено в. 1 — X X X
включить Вг — — X — X — — - X — X — X
включено В 1 — X X X X
1 Предвари - ь' тельно отключено 0t — у — — — — — — — — X —
Отключить ог — — — х — X X — X — X
Рис. 9.1. Ключ управления типр ПМОВФ
12*
339
Шинки управления мигающего света и автомат
Реле блокировки от многократных включений
Цепи включения реле положения „отключено"
Реле положения „Включено” и цепи отключе- ния
Лампы сигнализаций положения Выключателя | Цели сигнализации |
„Аварийное отключение выключателя”
Обрыв цепей управления
Цепи электромагнита включения
Рис. 9.2. Схема управления и сигнализации выключателя
с ключом ПМОВФ
пользованием этого ключа. Отметим некоторые особенности этой
схемы управления. В'ней применена блокировка от многократного
включения на существующее к. з. с использованием специального
промежуточного реле РБМ, которое имеет две обмотки: последо-
вательную РБМС в цепи обмотки отключения ЭО и параллельную
обмотку РБМШ в цепи управления. При включении выключателя на
к. з. (дистанционно или автоматикой) срабатывает релейная защи-
та на отключение. Одновременно создается цепь «несоответ-
ствия» — ключ управления включен, а выключатель выключен:
+ШУ — реле защиты — катушка РБМС — обмотка ЭО — блок-
контакты выключателя В—ШУ. Происходит отключение выключа-
теля и Срабатывание реле РБМ, одна пара контактов которого раз-
мыкает цепь контактора включения КП, а вторая пара контактов
замыкает цепь катушки РБМт. Этим обеспечивается блокировка
цепи включения и запрет повторного включения выключателя на
существующее к. з, Ч
Наличие несоответствия в схеме фиксируется сигнализацией
мигающим светом. Для получения мигающего света используют
схему пульс-пары (рис. 9.3), состоящей из двух промежуточных
реле РП1, РП2 с выдержками времени на замыканиеk и размыка-
ние. Когда обмотка реле РП1 (±ШУ), срабатывая, замыкает цепь
обмотки реле РП2 и одновременно подает плюс на шинку -\-ШМ
мигающего света, лампа ЛЗ горит полным накалом. Контакты РП2
снимают напряжение с реле РП1 и с размыканием контактов РП1
с шинки -\-ШМ снимается плюс и лампа ЛЗ гаснет. После замыка-
ния контактов РП2 следует новый цикл действия схемы пульс-пары.
При включенном ключе (см. рис. 9.1) управления и отключен-
ном выключателе (см. рис. 9.2) создается цепь +ШМ — контакты
13—14 ключа, — R — блок-контакт выключателя В — лампа ЛЗ —
—ШУ и лампа горит мигающим светом.
То же происходит при положении ключа на «отключение» и
включенном положении выключателя.
В этом случае цепь мигающей красной
лампы поддерживается через контак-
ты 18—19 ключа. Отметим, что мига-
ние зеленой или красной лампы проис-
ходит также при наличии несоответ-
ствия в схеме при командах «Пред-
варительно включено» или «Предвари-
тельно. отклк>чено>.
Применение ключа управления
ПМОВФ дает» возможность персоналу
получить в'схеме управления преду-
преждающий сигнал о ненормальном
режиме работы отдельных частей уста-
новки или о состоянии цепей защиты и
автоматики. Для этого в схему управ-
ления'вводится реле положения «Вклю-
чено» РПВ и реле положения «Отклю-
, Рис. 9.3. Схема включения
пульс-пары для получения ми-
гающего света
341
чено» РПО. Прн исправном состоянии цепей управления обмотка
одного реле, например РПВ, обтекается током, а другого реле
РПО обесточена и цепь сигнала разомкнута. При наличии обрыва
в цепи обмотки одного реле оказываются обесточенными оба реле;
через их контакты будет подан сигнал предупреждающей сигна-
лизации.
При использовании в цепях управления ключей ПМОВ, КВ и
МКВ, не имеющих фиксированных положений,, кроме нейтрального,
для сигнализации положения выключателя применяют дополнитель-
ные реле фиксации команды РФК- Это двухпозиционное реле с дву-
мя обмотками, которые используют для переключения якоря в одно
из двух фиксированных положений. Сочетание реле РФК и реле
импульсной сигнализации РИС-Э2М дает возможность получить
схему звуковой аварийной сигнализации при управлении выключа-
телем ключом МКВ (рис. 9.4).
Q
+ ШС ~шс
Рис. 9.4. Схема звуковой аварийной сигнализации при управ-
лении выключателем ключом МКВ
Реле РИС-Э2М состоит из поляризованного реле PC с двумя
обмотками управления, трансформатора напряжения TH и двух
транзисторных переключателей Тр1 и Тр2.
При отключении выключателя защитой замыкается блок-контакт
В и через оставшиеся замкнутыми контакты РФК7 и введенные
в цепь несоответствия контакты реле РКВ замыкается цепь для пода-
чй напряжения на шины ШЗА и тока в первичную обмотку трансу
форматора TH реле РИС-Э2М. Это создает импульс напряжения
во вторичной обмотке TH, открывается транзистор Тр1, подается ток
в обмотку РС1; последнее, срабатывая через реле РЛ/, подает сигнал
сиреной ЭС. Нажатием на кнопку КЦС или контактом реле времени
РВ, а т^кже подачей тока обратного направления в катушку реле
РИС-Э2М сигнал снимается.
342
$ 9.2. Измерения в системе электроснабжения
Для обеспечения постоянного контроля за работой отдельных
элементов системы электроснабжения и учета вырабатываемой и
потребляемой электроэнергии подлежат измерению значения тока,
напряжения, частоты, мощности и электроэнергии, для чего исполь-
зуют рассмотренные ниже контрольно-измерительные приборы.
Амперметры используют для непрерывного контроля значения
тока на вводах ГПП, РП, подстанций, отходящих линий, перемыч-
ках между секциями сборные шин. При равномерной нагрузке, как
правило, на линиях устанавливается по одному амперметру, а при
неравномерной нагрузке и при необходимости контроля за каждой
фазой (конденсаторные батареи, электрические печи) — по три
амперметра. ' >
Вольтметры и частотомеры используют для контроля за каче-
ством электроэнергии. Вольтметры устанавливают на сторонах ВН
н НН ГПП и цеховых подстанций и на каждой секции шин всех
напряжений. В сети напряжением до 1000 В с заземленной нейт-
ралью вольтметрами измеряется междуфазнОе напряжение, а в се-
тях с изолированной нейтралью их используют также для контроля
изоляции.
.Частотомеры устанавливают на сборных шинах электростанций
и в цепи статоров генераторов, если они предназначены для парал-
лельной работы.
Счетчики активной и реактивной электроэнергии устанавливают-
ся в местах выработки н потребления электроэнергии для расчетно-
го н технического учета (см. §9.3).
Ваттметры устанавливают для измерения активной мощности
генераторов, мощных трансформаторов, синхронных компенсаторов,
высоковольтных синхронных двигателей, а также линий, где необхо-
димо контролировать перетоки мощности при двойном питании
потребителей: от собственной электроэнергии и энергетической
системы. Варметры применяют для измерения реактивной мощ-
ности.
На щитах управления электростанций и диспетчерских пунктов
энергосистем кроме перечисленных приборов, относящихся к так
называемым показывающим, применяют регистрирующие самопи-
шущие приборы. Так, в цепи генераторов устанавливают регистри-
рующий ваттметры, на шинах станций — регистрирующие вольт-
метры, частотомеры, а также ваттметры, указывающие полную
мощность электростанции в данный момент.
Применяемая на практике установка комплектов приборов на
различных присоединениях приведена в табл. 9.1.
1 Контрольно-измерительные приборы, устанавливаемые на элек-
трических станциях, подстанциях и распределительных пунктах,
обеспечивают постоянный контроль за работой отдельных частей
электрических установок. С помощью контрольно-измерительных
приборов осуществляется: включение на параллельную работу гене-
раторов или несинхронно работающих частей энергосистемы; конт
343
Таблица 9.1
Присоединение,
Комплект приборов
Вводы напряжением свыше 1000 В от
энергосистемы и для цеховых подстанций
Трансформаторы понижающие двухоб-
моточные напряжением 110/3—10,
35/3—10, 6—10/3—6 кВ
Трансформаторы понижающие двухоб-
моточные 6—10/0,4—0,69 кВ, питающие:
одну хозрасчетную единицу
несколько хозрасчетных единиц
Генераторы мощностью свыше 1000 кВт
Синхронные компенсаторы
Синхронные двигатели напряжением
свыше 1000 В
Асинхронные двигатели напряжением
свыше 1000 В
Аккумуляторные батареи напряжением
110—220 В с зарядным (двигатель-гене-
раторным) устройством
Конденсаторная батарея при мощно-
сти 100 квар и выше
Линии радиальные внутризаводские,
питающие:
одну хозрасчетную единицу или
электропечь
несколько хозрасчетных единиц
Линии радиальные, транзитные и к по-
сторонним потребителям
Линии, соединяющие электростанцию
потребителя с пунктом приема энергии от
энергосистемы или соединяющие два
пункта приема энергии от энергосистемы
Сборные шины РУ:
не связанные электрически с выше-
лежащими ступенями системы элект-
роснабжения
Амперметр или три амперметра, счет-
чики активной и реактивной энергии,
счетчики с указанием максимальной на-
грузки.
На стороне ВН — амперметр, счетчики
активной и реактивной энергии (счетчики
только на транзитных подстанциях); на
стороне НН — амперметр, ваттметр (при
мощности трансформатора 6300 кВ • А
и выше), счетчики активной и реактив-
ной энергии
Амперметр, счетчик активной энергии
Амперметр
В цепи статора — три амперметра,
вольтметр, ваттметр, счетчики активной
и реактивной энергии, фазометр, часто-
томер; варметр; в цепи возбуждения —
амперметр, вольтметр
Счетчик активной энергии, два счет-
чика реактивной энергии со стопорными
механизмами, три амперметра в цепи
статора, варметр регистрирующий, ам-
перметр и. вольтметр; в цепи возбужде-
ния — вольтметр с переключателем для
контроля изоляции цепи возбуждения
Счетчик активной энергии, амперметр,
варметр, амперметр в цепи возбуждения
Амперметр, счетчик активной энергии
Амперметр с двусторонней шкалой,
вольтметр с переключателем, амперметр
в цепи двигателя, вольтметр в цепи ге-
нератора, вольтметр на сборных шинах
и вольтметр для контроля изоляции
Три амперметра, счетчнк реактивной
энергии
Амперметр, счетчик активной энергии
Амперметр
Амперметр, счетчйки активной и реак-
тивной энергии
Амперметр, ваттметр', варметр с дву-
сторонней шкалой, два счетчика активной
энергии со стопорными механизмами
Вольтметр на каждой системе или сек-
ции шин, вольтметры для контроля изо-
ляции (в трех фазах) на каждой системе
или секции
344
Продолжение табл. 9.1
Присоединение
Комплект приборов
связанные электрически с вышеле-
жащими ступенями системы электро-
снабжения
Линии напряжением до 1000 В на под-
станции, питающей:
одну хозрасчетную единицу
различных потребйтелей
Вольтметр на каждой секции шин
- Амперметр, счетчик активной энергии
Амперметр
роль за распределением нагрузок, значением их активных и реак-
тивных составляющих, параметрами электроэнергии; учет выработ-
ки и отпуска электроэнергии; определение расхода электроэнергии
на работу собственных нужд, потерь энергии в сетях; контроль изо-
ляции; регистрация некоторых электрических величин при нор:'
мальных и аварийных режимах работы и т. д.
Приборы устанавливают на щитах управления’при наличии об-
служивающего персонала или непосредственно в распределитель-
ном устройстве. Последнее является наиболее экономичным, так
как уменьшает расходы на монтаж цепей вторичной коммутации,
соединяющих измерительные трансформаторы с приборами.
Перечисленные выше измерительные приборы не всегда могут
обеспечить контроль за нормальной работой генераторов, транс-
форматоров и электродвигателей. Возможны случаи, когда показа-
ния приборов генератора соответствуют, допускаемым для его нор-
мальной работы значениям, а генератор, например при нарушении
работы охлаждающей системы, в действительности работает ненор-
мально. Поэтому на генераторах, трансформаторах и мощных
электродвигателях предусматривают для измерения температуры —
термометры: ртутные, ртутно-контактные, манометрические, сопро-
тивления.
Ртутный термометр фиксирует температуру в данный момент
времени.
Ртутно-контактный термометр фиксирует температуру в данный
момент времени и замыкает контакты цепи сигнализации при пре-
дельно допустимой температуре для данного места измерения.
Термометр манометрический фиксирует температуру в данный
момент времени и замыкает цепь сигнализации при температуре,
на которую отрегулированы его сигнальные контакты.
Эти термометры применяют для измерения температуры нагрева
масла трансформаторов, охлаждающего воздуха турбогенераторов
И др.
Термометр сопротивления — основной орган устройства, при-
меняемого для дистанционного измерения температуры обмоток
и стали статора генераторов, синхронных компенсаторов и мощных
электродвигателей, а также охлаждающего воздуха или водорода.
345
Для измерения температуры обмотки статора термометры сопротив-
ления закладывают между стержнями обмотки, а для измерения
температуры стали — иа дно паза. Всего в машине закладывают
несколько термометров сопротивления в предполагаемых местах
наибольших температур. Закладку производят иа предприятиях-
изготовителях. Концы катушек термометров сопротивления выводят
к зажимам щитка, монтируемого иа кожухе машины в доступном
месте.
Измерительные приборы, перечисленные в табл. 9.1, как прави-
ло, включаются через измерительные трансформаторы тока и транс-
форматоры напряжения.
Трансформаторы тока. Трансформаторы тока предназначены:
1) в установках напряжением до 1000 В снизить измеряемый ток
до значения, допускающего подключение последовательных кату-
шек измерительных приборов или аппаратов защиты (реле);
2) в установках напряжением более 1000 В отделить цепи высокого
напряжения от цепей измерительной и защитной аппаратуры, юбес-
печивая безопасность их обслуживания, и выполнять те же функ-
ции, что и в установках напряжением до 1000 В.
Каждый трансформатор тока характеризуется номинальным
коэффициентом трансформации
^OM = /1//2=W,2/^I- (9.1)
Результирующая магнитодвижущая сила (МДС) трансформа-
тора тока определяемся суммой МДС его первичной и вторичной
обмоток:
= 1 №+(-!№). (9.2)
При размыкании вторичной обмотки трансформатора отсутству-
ет МДС вторичной обмотки (I2W2) и тогда /о^ =/] №].
Большая величина значительно увеличит магнитный поток
и магнитную индукцию, вследствие чего возрастет нагрев сердечни-
ка и увеличится ЭДС вторичной обмотки. Это может привести к пе-
регреву и пробою изоляции вторичной обмотки трансформатора
и к появлению опасного напряжения иа включенной аппаратуре?
Поэтому размыкание вторичной обмотки трансформатора недопу-
стимо. При снятии измерительных приборов, а также приборов
контроля и защиты, подключенных к трансформатору тока, необ-
ходимо предварительно замкнуть вторичную обмотку трансформаи
тора накоротко или зашунтировать.
Вторичная нагрузка трансформатора тока характеризуется пол»,
ным сопротивлением потребителей вторичной цепи Z2, равным сум-
ме сопротивлений катушек приборов, реле, соединительных прово-
дов и контактов. Следовательно, мощность вторичной нагрузки
трансформатора тока (В • А).
S2=I22Z2. (9.3)
346
Для обеспечения достаточной точности показаний- приборов и
надежности действия аппаратов защиты, подключенных к транс-
форматору тока, необходимо, чтобы величина Z2 не выходила за
пределы номинальной нагрузки трансформатора тока. Номиналь-
ной мощностью нагрузки (Хгном) трансформаторов тока называется
мощность, при которой погрешность не превышает погрешности,
установленной для данного класса трансформаторов. Наивысший
класс точности, в котором может работать трансформатор тока,
называется номинальным классом точности. В зависимости от вели-
чин Zs или 32 один и тот же трансформатор тока может работать
в различных классах точности.
Трансформаторы тока имеют,токовые А/ и угловые 6 погреш-
ности. Токовая погрешность (%)
A/=(AfH0MZ2 —ZOlOO/Zj^/olOO/Z, (94)
учитывается в показаниях всех измерительных приборов. Угловая
погрешность определяется углом 6 между векторами токов 7( и /2
и учитывается только в показаниях лабораторных приборов.
Трансформаторы тока имеют классы точности 0,2; 0,5; 1; 3; 10,
что соответствует значениям токовых погрешностей, выраженным
в процентах. Класс точности трансформаторов тока должен быть
для счетчиков 0,5; для щитовых электроизмерительных приборов
и реле — 1 и 3.
Учитывая необходимость подключения трансформаторов тока
для питания измерительных приборор и реле с различными клас-
сами точности, высоковольтные трансформаторы тока выполняют
с двумя вторичными обмотками. Например, 0,5/Р — для счетчиков
и реле; 0’,5/Д —* для счетчиков и реле дифференциальной защиты
(см. § 8.3) с различными номинальными нагрузками [25].
В настоящее время для проходных трансформаторов тока внут-
ренней установки до 35 кВ и наружной установки до 10 кВ приме-
няют литую изоляцию на основе эпоксидных смол. При этом транс-
форматоры тока внутренней установки на 10 кВ имеют следующие
обозначения: ТПЛ-10К —, многовитковые на токи от 5 до 630 А;
ТПЛУ-10 — усиленные на токи от 10 до 100 А; ТПОЛ-Ю — одно-
витковые, на токи 630, 800, 1000 и 1600 А; ТПОЛА-Ю — с алюми-
ниевой первичной обмоткой на те же токи; ТПШЛ-10 — шинные,
на токи 2000—-5000 А.
Проходные трансформаторы наружной установки имеют следую-
щие обозначения: ТФН — с фарфоровым корпусом, залитые транс-
форматорным маслом; ТВТ, ТВС — встроенные в проходные изо-
ляторы трансформаторов и аппаратов. '
Для установок напряжением 1—3 кВ используют катушечные
трансформаторы тока типа ТКЛ-3.
Различные схемы включения и векторные диаграммы трансфор-
маторов тока для измерения приведены на рис. 9.5, а—г. Следует
отметить, что в схемах включения трансформаторов тока исключа-
ется установка предохранителей, так как разрыв ими вторичной
347
цепи может привести к недопустимому повышению напряжения иа
его вторичной обмотке.
Трансформаторы напряжения. Они предназначены для включе-
ния катушек напряжения измерительных приборов и аппаратов за-
щиты, измерения и контроля напряжения, а также для отделения
цепей измерительных приборов и аппаратов защиты от сети высоко-
го напряжения.
Рис. 9.5. Схемы (й—в) и векторная диаграмма (г) вклю-
чения трансформаторов тока
Номинальное напряжение вторичных обмоток трансформаторов
напряжения составляет 100 или 100/]/3~B. Номинальный коэффи-
циент трансформации ^H„M=UZ1/lF2=t/1/t/2-
\ Нагрузка вторичной обмотки трансформатора напряжения опре-
деляется потребляемой мощностью подключенных к ней измеритель-
ных приборов, приборов защиты, сигнализации и др.
Как и трансформатор тока, трансформатор напряжения имеет
погрешность по напряжению (Д£/)% -и по углу (6). Погрешность
(%) по напряжению учитывается для классов 1, 3:
Д17=(Лном1/2-1/1)ЮО/171.
Угловая погрешность представляет собой угол между векторами
напряжения первичной и вторичной обмоток и учитывается для ;
классов 0,2; 0,5. Погрешности зависят от значения нагрузки на>;
вторичной обмотке трансформатора напряжения: при повышении
нагрузки погрешности возрастают, и наоборот. Следовательно,
трансформатор напряжения, как и трансформатор тока, в зависи-
мости от нагрузки может работать в различных классах точности,
а именно: 0,5; Г, 3. Наивысший класс точности считается номиналь-
ным классом точности данного трансформатора напряжения.
348
Трансформаторы напряжения до 6 кВ могут выполнять с воз-
душным охлаждением (сухими) и обозначают индексом С; для
10 кВ и выше — с масляным охлаждением и индексом М.
По конструкции трансформаторы напряжения выполняются од-
нофазными (НОС-0,5; НОМ-Ю; НКФ-НО) и трехфазными
(НТМ-10, НТМИ-10). Число, стоящее после обозначения типа
трансформатора, указывает значение первичного номинального на-
пряжения, на которое он рассчитан, в киловольтах.
Наиболее часто применяемые схемы включения трансформато-
ров напряжения с защитой предохранителями ПКТ приведены на
рис. Q.6, а—г. В пятистержневом трансформаторе' в нормальном
Рис. 9.6. Схемы включения трансформаторов напряжения:
а—двух однофазных; б — трех однофазных; в — одного трехфазного; г — одного пяти-
стержневого
режиме напряжение на концах разомкнутого треугольника допол-
нительных обмоток 1, 2 равно нулю, так как геометрическая сумма
фазных напряжений трехфазной системы равна нулю. При одио.-
фазном замыкании на землю на стороне ВН напряжение на концах
обмоток разомкнутого треугольника равно сумме напряжений двух
фаз. В этом случае приборы и аппараты, включенные на это на-
пряжение, должны сработать и подать сигнал о наличии неисправ-
ности в сети.
В обозначении трансформаторов напряжения, предназначенных
для контроля изоляции, ставится буква И, например НТМИ-101
Трансформаторы напряжения НТМК (трехфазный трансформа-
тор напряжения масляный с компенсирующей обмоткой) приме-
няют в установках контроля и защиты для уменьшения угловой
погрешности.
349
Номинальная мощность трансформаторов напряжения при пита-
нии приборов учета (класс 0,5) составляет 50—150В- А; при пита-
нии релейной защиты (класс 3) — 200—500 В • А.
$ 9.3. Учет вырабатываемой м потребляемой электроэнергии
Расчетным* учетом электроэнергии называется учет выработан-
ной, а также отпущенной потребителям электроэнергии для денеж-
ного расчета за нее. Счетчики, устанавливаемые для расчетного
^чета, называются расчетными счетчиками и должны быть класса
точности не ниже 2; если счетчики подключаются через измеритель-
ные трансформаторы, последние должны иметь класс точности
0,5 [25].
Техническим (контрольным) учетом электроэнергии называется
учет для контроля расхода электроэнергий электростанций, под-
станций, предприятий, зданий, квартир и т. п. Счетчики/ устанав-
ливаемые для технического учета, называются контрольными счет-
чиками (клцсса 2,5)..
При определении активной энергии необходимо учитывать энер-
гию: выработанную генераторами электростанций; потребленную на
собственные нужды электростанций и подстанций; выданную
электростанциями в распределительные сети; переданную в другие
энергосистемы или полученную от ннх; отпущенную потребителям
и подлежащую оплате.
Кроме того, необходимо контролировать соблюдение потреби-
телями заданных нм режимов потребления и баланса электроэнер-
гии, установления удельных норм расхода электрйэнергйи и прове-
дения хозрасчета.
При определении реактивной энергии необходимо учитывать
энергию: выработанную генераторами электростанций; выработан-
ную синхронными компенсаторами энергосистемы или батареями
конденсаторов; полученную энергосистемой или переданную в дру-
гие энергосистемы; полученную от энергосистемы промышленными
предприятиями й выработанную компенсирующими установками
этих предприятий.
Этот учет должен предусматривать также необходимое значе-
ние коэффициента мощности в различных элементах энергосистемы
и у потребителей при мощности их электроустановок 100 кВ • А и
более.
Счетчики для расчета с потребителями электроэнергии следует
устанавливать на границе между сетями энергоснабжающей орга-
низации и сетями потребителей.
Если предприятие (с согласия энергосистемы) отдает реактив1
ную мощность в сеть энергосистемы, то необходимо устанавливать
два счетчика реактивной энергии со стопорными механизмами для
учета отдаваемой и- получаемой реактивной энергии.
Учет расхода электроэнергии на предприятии в целом и по це-
хам позволяет определять удельный расход электроэнергии на раз-
личные виды выпускаемой продукции, который является одним из
350
Рис. 9.7. Схема включения трехфаз-
ных счетчиков СА4, СА4У для изме-
рения активной электроэнергии в
четырехпррводной сети до 1000 В
Рис. 9.8. Схема включения трех-
фазиых счетчиков САЗ, САЗУ
для измерения активной элек-
троэнергии в трехпроводиой сети
напряжением до 1000 В
Рис. 9.9. Схема включения трех-
фазиых счетчиков САЗ, САЗУ для
измерения активной электроэнер-
гии в трехпроводной сети напряже-
нием выше 1000 В
Фис. 9.10. Принципиальная схема
включения трехфазиых счетчиков СР4,
СР4У* для измерения реактивной элек-
троэнергии в сети напряжением выше
1000 В
важных технико-экономнческнх показателей работы (см. § 2.4).
Контрольные счетчики обычно включают в сеть НН (до
10Q0B), что имеет ряд преимуществ:
установка счетчика обходится дешевле (чем на стороне ВН),
так как монтаж значительно проще; появляется возможность
определить потерн в трансформаторах и в сети ВН;
эксплуатация счетчиков значительно проще и дешевле.
351
Требования, предъявляемые к контрольным счетчикам в отно-
шении класса точности, ниже, чем требования, предъявляемые к
расчетным счётчикам, поскольку по контрольным Счетчикам, не
производят денежных расчетов. Поэтому Контрольные счетчики
могут подключаться к измерительным трансформаторам тока клас-
са точности 1( причем кроме счетчика к трансформаторам тока
могут подключаться еще и другие измерительные приборы или реле
защиты.
Для измерения активной энергии в трехфазных еетях
при неравномерной нагрузке применяются двух- и трехсистемные
счетчики. В трехфазных сетях с нулевым проводом сумма токов
отдельных фаз не равна нулю и поэтому двухсистемные счетчики
непригодны.
В четырехпроводных сетях при неравномерной нагрузке при-
меняют трех- илн двухснстемные счетчики С тремя токовыми катуш-
ками.
На рис. 9.7—9.10 приведены схемы включения счетчиков типов
GA4, СА4У, САЗ, САЗУ и СР4, СР4У для измерения активной
и реактивной электроэнергии в трех- и четырехпроводных сетях
напряжением до 1000 В и выше.
Для измерения реактивной энергии изготовляют спе-
циальные счетчики с дополнительными последовательными катуш-
ками.
Схема СчеТчиков СР4, СР4У с дополнительной последователь-
ной обмоткой для учета реактивной энергии в трехпроводных
сетях до 1000 В приведена на рис. 9.11. Если пункты потребления
электроэнергии подключают к нескольким питающим линиям, то
применяется схема суммирующе-
го учета (рис. 9.12). Необходимая
точность учета в приведенной схе-
ме обеспечивается при одинаковых
коэффициентах трансформации
трансформаторов тока 1—4, загруз-
ке их не менее чем на 20% и уда-
ленности от счетчиков до 50 м.
АВС АВ С АВС
Рис. 9.11. Схема включения трехфаз- Рис. 9.1.2- Принципиальная схема сумми-
ных счетчиков СР4, СР4У с дополни-
тельной обмоткой для измерения реак-
тивной электроэнергии в сети напря-
жением до 1000 В
рующего учета
352
ГЛАВА 10
АВТОМАТИЗАЦИЯ И ДИСПЕТЧЕРИЗАЦИЯ В СИСТЕМЕ
ЭЛ1КТРдСНАВЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
$ 10.1. Требований и средства автоматизации
Основная задача автоматизации в электроснабжении — обес-
печение бесперебойной работы промышленного предприятия, что
особенно важно для предприятий, где остановка производственных
механизмов может повлечь за собой повреждения оборудования
или брак продукции, а также для предприятий с автоматизирован-
ным поточным производством, остановка которого может вызвать
значительную недовыработку продукции.
Современные промышленные предприятия потребляют' значи-
тельные мощности, измеряемые десятками, а иногда и сотнями
тысяч киловатт, поэтому их отключение может значительно влиять
на работу энергосистемы и даже создавать аварийные режимы.
Автоматизация позволяет перевести большинство подстанций на
работу без постоянного дежурства персонала, что уменьшает
эксплуатационные расходы и способствует сокращению числа
аварий по вине персонала.
Автоматизация в системах электроснабжения промышленных
предприятий обеспечивается устройствами сетевой автоматики,
самозапуском электродвигателей и диспетчерским управлением.
К устройствам сетевой автоматики относятся устройства автомати-
ческого повторного включения (АПВ), устройства автоматического
включения резервного питания и оборудования (АВР), устройства
автоматической разгрузки по частоте и по. току (АЧР и APT).
Основные требования, предъявляемые к устройствам автомати-
зации, — простота и надежность. Выполнение этих требований
обеспечивается за счет широкого применения в системе электро-
снабжения промышленных предприятий разомкнутых радиальных
электрических сетей, в которых устройства сетевой автоматики зна-
чительно повышают надежность и обеспечивают бесперебойность
работы отдельных элементов системы электроснабжения. Средства
автоматизации и средства управления размещают на щитах управ-
ления (ЩУ), и диспетчерских пунктах.
Щиты управления располагают в общем (вместе с другим
оборудованием) или специально отвёденном помещении. На тепло-
электроцентралях, районных электростанциях и крупных подстан-
циях сооружают главный щит управления (ГЩУ) (рис. 10.1).
На ГЩУ размещают аппаратуру дистанционного управления и
сигйализации, приборы измерения, аппаратуру релейной защиты и
автоматики, щит постоянного тока и средства связи. Помещение
для ГЩУ на ТЭЦ и подстанциях находится в здании главного
распределительного устройства, примыкающем к территории откры-
той подстанции.
Кромме ГЩУ на электростанциях устанавливают местные щиты
управления, предназначенные для управления двигателями, элеКт-
353
План 2-го этажа
Рис. 10.1. Главный щит управления:
1 — диспетчерский щит; 2 — диспетчерский пульт; 3 — рабочее место диспет-
чера; 4 — место ввода; 5 — подукомплект телемеханического устройства;
6 — панель телеизмерений; 7— панель релейной защиты; 8— выпрямители;
9 — панель питании
рическим и тепловым оборудованием котлов, турбин и щиты авто-
матики. Они состоят из панелей или шкафов, на лицевой стороне
которых установлены рукоятки ключей дистанционного управления,
сигнальные устройства, измерительные приборы и мнемонические
схемы соединения (рис. 10.2).
Соединения всей аппаратуры, установленной на паиели или.да
шкафу, выполняют с задней стороны. Туда же подводятся и под-
соединяются кабели цепей управления, измерений и сигнализации,
которые называются контрольными кабелями. Переход от проводов
к кабелям осуществляется с помо!цыо специальных выводов.
В щите группируются панели (шкафы) генераторов, трансфор-
354
маторов, механизмов собственных нужд и т. д. Располагают их так,
чтобы облегчить наблюдение за приборами и сигнализацией.
Для ускорения монтажных работ и удобства эксплуатации
зажимы приборов, аппаратов, реле и группы контрольных кабелей
обычно маркируют цифрами. На рист 10.3 показана маркировка
групп цепей вторичной коммутации в зависимости от нх назначе-
ния. Например, номера 300—329 показывают группу цепей транс-
форматоров тока обмоток рел1е; 330—349 — группу цепей трансфор-
маторов тока измерительных приборов; 350—399 — группу цепей
трансформаторов напряжения. Буквами Я, и И2 показаны начало
и конец вторичных обмоток трансформаторов тока ТТа, ТТС,
Рис. 10.2. Панель линии
6—10 кВ щита управле-
ния
Рис. 10.3. Монтажная схема включения измег
рительных приборов:
1—8 — номера выводов
Отходящие линии 6—10 кВ, как правило, имеют местное (руч-
ное) управление. Реле и измерительные приборы таких линий И
все элементы, относящиеся к управленйю ’выключателем, разме-
щаются на фасадах камер РУ.
Местное (ручное) управление линиями собственных иужд элект-
ростанций 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 относятся цепи генераторов,
355
Рис. 10.4. Диспетчерский щит мозаичного
типа
трансформаторов, трансфррма-
торов собственных нужд, линий
напряжением 35 кВ и выше, а
также цепи шиносоединитель-
ных, секционных и обходных
выключателей на всех напря-
жениях, где эти выключатели
установлены. Выключатели
снабжаются приводами для ди-
станционного управления (эле-
ктромагнитными, пружинными,
пневматическими).
Для управления системой
электроснабжения на диспет-
черских пунктах предприятия
устанавливают диспетчерские
щиты. На щитах размещается
мнемоническая схема системы электроснабжения или отдельного ее
объекта, а также аппаратура управления и сигнализации.
Диспетчерские щиты бывают планшетного и мозаичного типов.
В планшетных щитах мнемоническая схема и аппаратура размеща-
ются на специальных планшетах, крепящихся на панелях. Мозаич-
ные щиты состоят из металлических каркасных секций, на которых
укреплены перфорированные платы. В отверстиях плат имеются
пластмассовые элементы для размещения аппаратуры управления
и сигнализации (рис. 10.4). Преимущество мозаичных щитов —
возможность легкой замены отдельных их элементов при измене-
ниях схемы контролируемого объекта.
§ 10.2. Автоматическое включение резерва
Бесперебойность электроснабжения может быть обеспечена, если
потребитель подключен к источнику питания двумя линиями или
двумя трансформаторами. При этом возможны два случая: 1) ис-
точники работают раздельно — каждый иа часть нагрузки потре-
бителя, например на отдельную секцию шин подстанции; 2) потре-
битель нормально питается от рабочего источника, а другой источ-
ник находится в резерве.
В первом случае нарушение электроснабжения на части потре-
бителей восстанавливается действием АВР, включающим разомкну-
тый секционный выключатель на шинах подстанции. Питание по-
требителя при этом переводится на одну линию или на один транс-
форматор.
Во втором случае резервный источник питания включается толь-
ко после отключения рабочего источника; Оборудование исполь-
зуется в этом случае хуже.
Автоматическое включение резерва должно предусматриваться
для всех ответственных потребителей, поэтому на подстанциях,
356
питающих потребителей 1-й категории, АВР является обяза-
тельным.
Пуск в действие АВР может осуществляться реле минималь-
ного напряжения, контролирующим напряжение на отдельных сек-
циях шин, или совместным действием этого реле и реле понижения
частоты, что обеспечивает действие АВР в пределах 0,2—1 с после
прекращения питания. Время действия АВР должно уменьшаться
в направлении от потребителей к источнику питания и согласовы-
ваться с временем действия защит линий, отходящих от сборных
шин резервируемой установки.
Эффективное действие АВР обеспечивается при достаточной
мощности резервного источника питания или (при необходимости)
автоматической разгрузкой по току (см. ниже). Рассмотрим наи-
более применяемые схемы АВР.
Схема АВР при напряжении выше 1000 В. Схема
«)
1 секция
2 секция
м Цепи управления и _
.. защиты U=220B \
w рм
авроавр . рн2 phi ы п
Г7Т1------------- —I г
Рив. 10.5. Схема АВР с секционным выключателем и пружинным приводом
в сети выше 1000 В:
а — схема включения; б — цепи управления и защиты
357
АВР с секционным выключателем и пружинным приводом приве-
дена на рис. 10.5. В схеме имеется двигатель привода М, отклю-
чаемый конечным выключателем ВК. Для питания реле блокировки
РБ предусмотрен выпрямитель. Выключатели В1 и В2 включены,
В отключен. Готовность устройства АВР сигнализируется лампой
ЛГ. Избиратель управления ИУ установлен в положение АВР. Реле
минимального напряжения РН1—РН4 и реле блокировки РБ,вклю-
чены. Контакт пружинного привода Впр замкнут.
При исчезновении напряжения на первой секции срабатывают
реле напряжения РН1 и РН2 и включают реле РВ1 от трансформа-
тора напряжения ТН1. Реле РВ1 с выдержкой времени через
промежуточное реле РП1 отключает выключатель В1, и его блок-
контакт В1 включает электромагнит включения Ввкл, чем освобож-
дается пружина привода выключателя В, который, включаясь,
восстанавливает питание первой секции. Одновременно заводится
двигатель М' для последующих операций включения. При исчезно-
вении напряжения на второй секции схема работает аналогично.
Реле блокировки РБ обеспечивает однократность действия АВР,
так как при отключении выключателей вводов В1 или В2 реле РБ
размыкает с выдержкой времени цепь включающего электромаг-
Рис. 10.6. Схема АВР с секционным контактором для трансформаторов до
400 кВ-А:
а — схема включения; б — цепи управления и защиты
358
нита Ввкл. При включении иа к. з. секционный выключатель В от-
ключится своей максимально-токовой защитой.
Приведенную схему АВР широко применяют" в сетях промыш-
ленных предприятий, так как она проста, надежна в эксплуатации •
и для ее питания не требуется постоянный оперативный ток. Ана-
логичную схему АВР секционного выключателя. с электромагнит-
ным приводом применяют на подстанциях, где имеется оператив-
ный постоянный ток.
Схема АВР на контакторах. Схема АВР с секционным
контактором применяется для трансформаторов мощностью до
400 кВ • А (рис. 10.6). В исходном положении схемы автомат А,
контакторы В1 и В2, реле напряжения РН1 и РН2 включены, сек-
ционный контактор КС выключен. Избиратель управления ИУ уста-
новлен в положение АВР.
При исчезновении напряжения на трансформаторе Т1 отключа-
ется контактор ввода В1. Реле напряжения постоянного тока
РН1 и РН2, питаемые через выпрямители В( и В2, дают необхо-
димую выдержку времени при отключении, что позволяет отстроить
действие АВР при кратковременных нарушениях электроснабжения
в сети высшего напряжения. При длительном исчезновении напря-
жения реле РН1 своими размыкающими контактами включит сек-
ционный контактор КС и питание на первой секции восстановится.
При исчезновении напряжения на трансформаторе Т2 схема рабо-
тает аналогично. Питание контактора КС при исчезновении напря-
жения на одной из секций должно автоматически переключаться
на другую секцию.
Если пропускная способность (по току) одного контактора
для установленного трансформатора недостаточна, применяется
схема АВР с двумя спаренными контакторами. Такая схема может
применяться для АВР трансформаторов мощностью более 400 кВ • А
при соответствующем подборе типа контакторов.
§ 10.3. Автоматическое повторное включение
Всякое к. з. в сети сопровождается действием соответствующей
защиты и отключением линии, что приводит, к перерыву электро-
снабжения. Однако в ряде случаев .возникающие к.з. носят крат-
ковременный характер и нарушенная изоляция восстанавливается,
например прн поверхностных разрядах на изоляторах, при кратко-
временном перекрытии проводов воздушных линий и др. Чтобы
быстрее восстановить электроснабжение объектов, применяют
АПВ. Наибольшее применение имеют однократные трехфазйые
АПВ, когда включение производится повторно один раз всеми
тремя фазами.
Различают два вида АПВ — механическое и электрическое.
Механическое АПВ применяют на ручных приводах; электриче-
ское — на любых приводах с дистанционным .управлением с по-
мощью специальных реле. 1
Устройства АПВ, как и АВР, выполняют на постоянном и пере-
меннбм оперативных токах. Устройства АПВ, выполненные на по-
359
стоянном оперативном токе, применяют для выключателей с элект-
ромагнитными и пневматическими приводами, а на переменном
оперативном токе — для выключателей с грузовыми и пружинными
приводами.
К устройствам АПВ предъявляются следующие требования:
АПВ не должно действовать при отключении выключателя
персоналом;
при АПВ должна быть предусмотрена блокировка от многократ-
ных включений выключателя на существующее к. з.;
АПВ не должно срабатывать при действии защит, реагирующих
на повреждения, не сопровождающиеся самоликвидацией (напри-
мер, газовая защита на трансформаторах);
после срабатывания АПВ все элементы, обеспечивающие его,
должны автоматически вернуться в исходное положение;
При АПВ должна быть предусмотрена возможность его отклю-
чения персоналом с помощью специального устройства.
В механических устройствах АПВ выключатель включается за счет
энергии заведенной пру-
жины привода или за счет
энергии падающего груза.
После каждого срабаты-
вания привода действует
автоматический моторный
редуктор, заводящий пру-
жину.
Достоинство меха-
нического устройства
АПВ — отсутствие акку-
муляторных батарей или
компрессорных установок,
необходимых при приме-
нении выключателей с
электромагнитными или
пневматическими приво-
дами.
Схема АПВ линий с
односторонним питанием,
снабженная выключате-
лем с электромагнитным
приводом, приведена г на
рис. 10.7. В схеме при-
менено комплектное- уст-
ройство АПВ с управле-
нием на постоянном ‘ токе
напряжением ПО—220 В
(очерчено штриховой ли-
нией) типа РПВ-58, со-
стоящее из реле ЭВ1,
ЭП2, конденсатора С,
Рис. 10.7. Схема АПВ с выключателем и электро-
магнитным приводом
360
трех резисторов, а также сигнализационного и переключающего
устройств действия АПВ, выполняемых с помощью сигнального
реле PC, включенного в цепь контактора К, ламп проверки ЛП и
блокировки Л Б и переключателя ПУ.
В исходном положении схемы разъединители и выключатель В
включены, переключатель автоматики ПА установлен в положение
«Автоматика», ключ КУ — в положение 0, конденсатор С заря-
жен. При срабатывании релейной защиты контактами Р31 вклю-
чается катушка отключения привода КО, что приводит к отключе-
нию выключателя В. В схему могут вводиться контакты реле защи-
ты Р32, запрещающие АПВ. •
Пуск схемы АПВ происходит при несоответствии между поло-
жениями ключа управления «Вкл.» и выключателя «Откл.» когда
замкнуты контакты ключа КУ и реле положения ЭП1, и получает
питание реле времени ЭВ1. После установленной выдержки времени
реле ЭВ1 замыкает свой контакт в цепи реле ЭП2 (которое имеет
последовательную и параллельную обмотки) при его срабатывании
от разрядного тока конденсатора С. Реле ЭП2 замыкает контакт
в цепи контактора К> который включает катушку включения приво-
да В, и происходит включение выключателя. Это сигнализируется
лампами ЛК, ЛЗ, ЛС. Однократность действия обеспечивается
тем, что:
а) при отключении выключателя защитой реле ЭП2 не может
сработать вторично, так как конденсатор С разрядился при первом
срабатывании;
б) при отключении выключателя В ключом управления реле
ЭП2 не включится, так как конденсатор С разряжен замкнутыми
контактами ключа КУ через резистор;
в) при срабатывании защиты, после которой АПВ не должно
действовать, замыкаются контакты Р32 и разряжают конденса-
тор С, что выводит из действия, АПВ.
В схеме предусмотрела блокировка АПВ с /юмощью специаль-
ного двухобмоточного реле ЭПЗ, действующая при неудачном АЙВ
и в случае приваривания контактов реле ЭП2, которые приводили
бы к многократному включению и отключению выключателя В.
Реле ЭПЗ, имея последовательную обмотку в цепи катушки КО,
размыкает цепь катушки контактора К. Если окажутся приварен-
ными контакты реле ЭП2, то реле ЭПЗ удерживается во включен-
ном состоянии под действием второй параллельной обмотки.
На рис. 10.8 приведена схема АПВ с выключателем, оборудо-
ванным пружиннум приводом на переменном оперативном токе.
Устройство АПВ приходит в действие при отключении выключа-
теля В защитой и замыкании блок-контактов В выключателя в цепи
катушки реле времени РВ типа ЭВ-218.
При замкнутом контакте готовности привода КГП, когда пру-
жина привода полностью заведена, контактом реле РВ замыкается
цепь катушки включения привода КВ, так как при этом блок-
контакты аварийного отключения выключателя БКА замкнуты.
Привод срабатывает, и выключатель повторно включается, а пру-
361
, жина привода заводится
двигателем М, после чего
размыкается конечный
выключатель пружины ВК,
двигатель М отключается
и устройство АПВ под-
готовлено к работе.
Повторного включения
АПВ не произойдет, так
как или цепь катушки КВ
будет разомкнута контак-
тами КГП не успевшей
завестись пружины, или
разомкнувшимися контак-
тами реле времени РВ.
Если выключатель отклю-
чается ключом управле-
ния КУ, то устройство АПВ не срабатывает, так как при этом раз-
мыкаются блок-контакты БКА в цепи катушки КВ. Этого можно
достигнуть также размыканием отключающего устройства ОУ или
введением в его' цепь контактов релейной защиты, например газо-
вой, при срабатывании которой не должно действовать АПВ.
§ 10.4. Автоматическая разгрузка по частоте и току
Нарушение баланса между мощностью, вырабатываемой гене-
раторами электростанции или энергосистемы, и мощностью, тре-
буемой промышленными предприятиями, приводит к изменению ча-
стоты тока в электрической сети (см. § 3.5).
Автоматические устройства АЧР. Эти устройства действуют на
отключение части потребителей при частоте в сети ниже допу-
стимой.
Существует два метода АЧР: по абсолютному значению частоты
и по скорости изменения частоты. Первый метод АЧР чаще всего
применяют в системе электроснабжения промышленных предприя-
тий. Он заключается в срабатывании реле частоты РЧ при опре-
деленном ее значении, задаваемом энергосистемой, что приводит-
к отключению части потребителей через промежуточное реле РП
(рис. 10.9).
Второй метод АЧР состоит в отключении потребителей в опре-
деленной очередности и применяется обычно в энергосистемах
(рис. 10.10, а, б). При снижении частоты срабатывает частотное
реде 41, которое через промежуточное реле П1 дает импульс (без
выдержки времени) на отключение первой очереди потребителей
(контакты 10). Одновременно через промежуточное реле П2 пита-
ется специальное электродвигательное.реле времени В2.
Если после отключения первой очереди потребителей частота
в сети не восстанавливается, то срабатывает частотное реле 42 и
362
отключается вторая очередь потребителей через промежуточное
реле ПЗ (контакты 20). Далее через контактное кольцо электро-
двигательного реле В2 отключаются остальные очереди (контакты
30—90). ' <
Если после отключения указанных очередей потребителей ча-
стота не восстанавливается до уровня 49—50 Гц, то через реле В/
с максимальной выдержкой времени отключается последняя спе-
циальная очередь потребителей (контакты СО).
Следует отметить, что возможны ложные срабатывания реле
частоты, например, в случае резкого изменения напряжения, сни-
жения частоты при к. з., когда АЧР не должно действовать, а тац-
же при уменьшении частоты на отключаемых синхронных двига-
телях.
Для восстановления электроснабжения потребителей, ошибочнр
отключенных устройствами АЧР, применяют частотное автоматиче-
ское повторное включение (АПВЧ) в сочетании с АЧР, схема
которого приведена на рис. 10.11. В этом устройстве применено
реле частоты ИВЧ-011 с автоматическим изменением частоты сра-
батывайия при шунтировании резистора в цепи обмотки. При сни-
жении частоты реле РЧ срабатывает и своими контактами замы-
кает цепь реле времени РВ, которое после установленной выдержки,
времени дает импульс на срабатывание промежуточных реле П1
и ПЗ. Реле П1 подает команду на отключение выключателей, т. е.
происходит АЧР. Реле ПЗ контактом 1ПЗ дает команду на пере-
стройку уставки реле частоты РЧ, а контактом 2ПЗ подает питание
на реле РПВ, которое
своим контактом замыка-
ет цепь реле 2П. Послед-
нее, однако, не сработает,
так как контакт ЗПЗ уже
разомкнулся.
Когда произойдет вос-
становление частоты до
заданного значения, реле
Рис. 10.10. Схема устройства автоматической
разгрузки по скорости сиижеиия частоты:
а — схема включения; б — цепи управления и защиты
Рис. 10.9. Схема устрой-
ства автоматической раз-
грузки по абсолютному
значению частоты
363
1а отключение
<Ь!КлЮчателей
На включение
выключателей
На перестройку
реле частоты
Рис. 10.11. Схема устройства АЧР с АПВЧ
РЧ возвратится в исходное положение, реле П1 и 773 теряют пита-
ние и контакт ЗПЗ в цепи обмотки РПВ размыкается. Так как
контакт ЗПЗ замкнется, то будет подано питание на реле П2, кото-
рое, срабатывая, своими контактами 1П2 и 2П2 подаст команду
на включение выключателей, чем обеспечивается действие АПВЧ.
Автоматическая разгрузка по току, APT. Ее применяют, когда
при нарушении питания на одной линии или трансформаторе их
нагрузка переключается на другую линию или трансформатор,
пропускная способность которых не покрывает всей нагрузки.
В этом случае .следует учитывать допустимую перегрузку линий и
трансформаторов, что определяется предшествующей нагрузкой.
Для разгрузки по току используют токовые реле с зависимой
характеристикой или реле мгновенного действия, работающие сов-
местно с реле времени. Реле разгрузки по току должны быть от-
строены от сквозных токов к. з., пусковых токов и токов самоза-
пуска.
Разгрузка по току може-т быть кратковременной (при действиях
АРВ, АПВ, самозапуске ответственных механизмов), и длительной
(при восстановлении поврежденного участка сети).
$ 10.5. Автоматизация работы компенсирующих устройств
Чтобы обеспечить экономичную работу компенсирующих уст-
ройств, применяют автоматическое (одноступенчатое и многосту-
пенчатое) регулирование мощности конденсаторных батарей, кото-
рое может осуществляться в функции-напряжения, тока нагрузки
и времени суток.
Регулирование мощности конденсаторной батареи в зависимости
от напряжения на шинах подстанции применяют тогда, когда тре-
буется обеспечить минимальное отклонение рабочего напряжения
от номинального. При этом конденсаторные установки, как сказано
выше, кроме повышения коэффициента мощности используют также
для регулирования напряжения. При минимальной нагрузке и по-
364
вышении напряжения кон-
денсаторная батарея отклю-
чается, а при увеличении
нагрузки и понижении нап-
ряжения — включается.
На рис. 10.12, а, б пред-
ставлена схема автоматиче-
ского одноступенчатого уп-
равления батареей конден-
саторов по напряжению. На-
пряжение контролирует реле
минимального напряжения
РН1. При снижении напря-
жения в сети, это реле,
включенное в цепь транс-
форматора напряжения, за-
мыкает контакт РН1 в цепи
реле времени РВ1, которое
с выдержкой времени за-
мыкает цепь катушки вклю-
чения привода КВ. Конден-
саторная батарея включает-
ся выключателем В. При
повышении напряжения сверх
установленного замыкается
контакт реле РН1 в цепи ре-
ле времени РВ2, которое
с выдержкой времени замы-
кает цепь катушки отклю-
чения выключателя КО. Кон-
денсаторная батарея отклю-
чается. Наличие реле вре-
мени РВ1 и РВ2 обеспечи-
вает отстройку от кратко-
временных повышений или
понижений напряжения в
сети. Защита конденсатор-
ной батареи осуществляется
контактами РП промежуточ-
Рис. 10.12. Схема автоматического односту-
пенчатого управления батареей конденсато-
' ров по напряжению:
а — схема включения; б — цепи управления и за-
щиты
кого реле, получающего им-
пульс через контакты реле защиты РЗ.
.Схемы автоматического регулирования мощности конденсатор-
ной батареи в зависимости от тока нагрузки применяют на подстан-
циях с резко изменяющейся нагрузкой. Пусковым органом в них
являются токовые реле, настроенные на токи срабатывания при
максимальной или минимальной .нагрузках, при которых происходит
соответственно включение или отключение всей или части конден-
саторной батареи.
В схемах автоматического управления в функции времени суток
365
a)
Рис. 10.13. Комбиниро-
ванная схема односту-
пенчатого АРК:
а — схема включения;
б — цепи управления и
защиты
в)
Время работы ЭВЧС
7 12 16 20ч
11 14 19 23ч
Цепи трансформаторов напряжения
Фаза А Фаза В Фаза С
+24В\
---- эвчс
эпч.
звчс
Магистраль, цепей оперативного тона
Цепь автомата
Кнопкой вручную 1 1 т 1
Автоматически по времени суток с коррекцией по напряжению
Кнопкой . вручную
Отключение релейной защиты
Н1 включает при пони жении напряжения
Цепь включения Автомати- чески от ЗЧВС
Цепь отключения
Н1 отключает при по- вышении напряжения
Импульс от ЭПЧ сис - темы часофикации
пусковым органом, дающим импульс на включение или отключение
выключателя батареи, являются /контакты электрических часов,
установленные на определенное время включения н отключения
конденсаторной батареи. ,
На рис. 10.13, а, б приведена комбинированная схема односту-
пенчатого автоматического регулирования конденсаторной батареи
(АРК) по времени суток с коррекцией по напряжению. Часы ЭВЧС
дают сигнал на включение цепи в часы суток 7—12—16—20 и на
отключение в часы суток 11 —14—19—23. При этом сигнал на вклю-
чение и отключение батареи выключателем В передается с выдержкой
времени через реле В1 и В2. Если при включении батареи напряже-
ние будет повышенным, то реле напряжения Н1, действуя через ре-
лейное устройство, отключит1 батарею. Если же действием ЭВЧС
батарея будет отключена, а напряжение в сети окажется ниже за-
данного, то реле Hl опять включит батарею, а при повышении на-
пряжения реле Н1 д,аст импульс на ее отключение. Управление
включением и отключением конденсаторной батареи может произ-
водиться также кнопками Квкл и /G™,
$ 10.6. Автоматизация управления и учета в системах
1 электроснабжения
Автоматизация производственных процессов тесно связана с
диспетчеризацией и телемеханизацией — управлением и контролем
на расстоянии. Внедрение автоматики и телемеханики в электро-
снабжение промышленных предприятий повышает эффективность
управления объектами электроснабжения, позволяет сократить чис-
ленность обслуживающего персонала электростанций и подстанций,
устраняет возможность ошибочных действий персонала", повышает
безопасность, обслуживания и надежность электроустановок.
Введение автоматики существенно меняет характер работы обслу-
живающего персонала предприятия. Одновременно с внедрением
автоматики в электроснабжении появилась необходимость иметь
централизованное управление оборудованием электростанций и под-
станций с одного пункта. Система централизованного управления
электроснабжением промышленного предприятия называется дис-
петчеризацией. Создание центрального диспетчерского управления
электроснабжения потребовало обеспечения диспетчера средствами
информации о работе объектов электроснабжения и средствами пе-
редачи распоряжений управляемым объектам. Для этого использу-
ют телемеханику, позволяющую осуществлять передачу на расстоя-
ние Относительно большого количества сигналов по небольшому
числу линий связи. При решении вопроса о целесообразности теле-
механизации диспетчерского управления энергоснабжением, а так;
же*при определении объема телемеханизации необходимо обяза-
тельно учитывать технико-экономический эффект, получаемый от
введения телемеханизации [14].
Объем и средства телемеханизации. К средствам телемеханиза-
ции относятся устройства телеуправления, телесигнализации, теле-
367
измерения, а также источника питания, диспетчерские пункты и
пульты.'
Телеуправление (ТУ) — передача на расстояние сигналов уп-
равления, которые воздействуют на исполнительные механизмы
установок. Телесигнализация (ТС) — передача, на расстояние сиг-
налов о состоянии контролируемых установок. Телеизмерение
(ТИ) — передача на расстояние сигналов, характеризующих режим
работы установок (напряжения, тока, давления, температуры
и т. п.).
В настоящее время определены основные объёмы телеуправле-
ния, телесигнализации и телеизмерения. На основании этого для
конкретных объектов телемеханизации определяют необходимый
минимум телемеханизации, обеспечивающий надежность электро-
снабжения промышленных предприятий.
Объем телеуправления включает в себя управление: выключате-
лями на питающих высоковольтных, линиях и линиях связи между
подстанциями; выключателями понижающих трансформаторов,
если необходимо производить частые оперативные переключения,
что имеет место при работе предприятия или части цехов в две сме-
ны, когда требуется систематически включать и отключать опреде-
ленное количество трансформаторов; автоматическими выключате-
лями, контакторами или пускателями, установленными на .линиях
освещения территории предприятия; выключателями автоматизиро-
ванных выпрямительных агрегатов, питающих распределительные
шины.
Объем телесигнализации включает в себя сигнализацию: положе-
ния каждого телеуправляемого объекта (включен, отключен), ввод-
ных и секционных выключателей ГПП и РУ, выключателей отдель-
ных мощных электроприемников (насосов, компрессоров), которые
по характеру эксплуатации должны управляться с места, из цеха;
аварийного отключения любого выключателя подстанции с подачей
сигнала с контролируемого пункта; неисправности телеуправляемо-
го трансформатора или преобразовательного агрегата при пере-
грузке, перегреве, срабатывании газовой защиты, нарушении тем-
пературногб режима, замыкании на землю и т. д.
Если на контролируемом пункте не требуется телеуправление,
то телесигнализация должна действовать при всех видах неисправ-
ностей на нем (действие защит, трансформаторов, срабатывание
АВР). Обычно такая сигнализация предусматривается для необслу-
живаемых комплексных двухтрансформаторных подстанций, ^обо-
рудованных АВР на стороне НН.
На диспетчерском щите выполняется полная мнемоническаяёсхе-
ма, отображающая все основные элементы системы электроснабже-
ния (выключатели, трансформаторы, батареи конденсаторов
и т. д.). Мнёмоскема щита является оперативной схемой для дис-
петчера.
Объем телеизмерений включает в себя измерения: тока на вво-
дах ГПП; напряжения на головных линиях или шинах системы
электроснабжения; тока на отдельных линиях, если они по режиму
368
нагрузки могут перегружаться; тока на телеуправляемых транс-
форматорах и преобразовательных агрегатах для контроля'режим-
ных переключений.
При выполнении схем телемеханизации системы электроснабже-
ния следует учитывать, что телеуправляемые выключатели должны
иметь также местное управление, осуществляемое обычно с по-
мощью переключателей режима или путем отключения цепей теле-
управления.
Учитывая, что вопросы, решаемые средствами телемеханизации,
тесно связаны с вопросами, решаемыми средствами сетевой авто-
матики (АВР, АПВ и др.), объем телемеханизации для каждого
объекта следует определять совместно с предусматриваемыми сред-
ствами автоматизации.
Из перечисленных выше средств автоматизации (ТУ, ТС, ТИ)
в первую очередь следует применять наиболее простую и дешевую
из них — телесигнализацию о нарушениях режима работы:
отключениях выключателей релейной защитой — общий сигнал
подается с контролируемого пункта;
замыканиях на землю в сети высокого напряжения — сигнал '
о каждой ГПП или РУ;
перегрузках генераторов, трансформаторов, Двигателей, неис-
правностях цепей управления — общий сигнал с контролируемого
Пункта.
Средства телемеханизации. Любая телемеханическая система
включает в себя передающее, приемное устройства и соединяющий
йЖ канал связи. Передающие и приемные устройства располагаются
не диспетчерском и контролируемом пунктах.
Диспетчерским (распорядительным) пунктом ДП (РП) называ-
ют место, где находится диспетчер, осуществляющий управление
установками и контроль за их работой, а также размещаются пере-
дающие устройства телеуправления и приемные устройства теле-
сигнализации и телеизмерений.
Контролируемым (исполнительным) пунктом КП (ИП) называ-
ется Пункт исполнения распоряжений, получаемых с диспетчерского
пункта,и посылки сигналов на диспетчерский пункт. Для этого на
KJ1 размещают передающие устройства телеизмерения и телесигна-
лнвации и приемное устройство телеуправления. В установках теле-
уЭДийвления и телесигнализации используют одни и те же устрой-
ств» для передачи импульсов телеуправления с ДП на КП и для
передачи телесигналов с КП на ДП, называемые устройствами те-
леуправления — телесигнализации (ТУ-ТС).
Передача сигналов с КП на ДП или приказа с ДП на КЦ осу-
адествляется по каналам связи. В -системах электроснабжения в ка-
честве каналов связи могут быть использованы проводные линии
связи (кабельные и воздушные), высоковольтные линии передач,
радиолинии.
Основная задача системы устройства ТУ-ТС состоит в том,
чтобы возникший сигнал закодировать (зашифровать) в форме оп-
ределенной комбинации импульсов, передать его по каналу связи и
13—545 369
расшифровать на приемном конце с целью исполнения требуемой
операции. Устройство должно приходить в действие лишь при воз-
никновении сигнала и останавливаться после завершения его пере-
дачи. Для этого система устройства ТУ-ТС должна обладать изби-
рательной способностью. Сущность избирательности заключается
в том, что для передачи сигнала используются импульсы тока раз-
личного вида и формы, т. е. импульсы тока с различными импульс-
ными признаками. В приемном устройстве ТУ-ТС соответствующие
реле реагируют только на те импульсные признаки, на которые они
настроены. Следовательно, передача сигнала с определенным им-
пульсным признаком может быть вызвана только действием опре-
деленного органа.
К импульсным признакам, применяемым в устройствах ТУ-ТС,
относятся частота переменного тока, направление тока, продолжи-
тельность импульса, амплитуда тока, время паузы между импуль-
сами.
Телемеханические устройства делятся на системы многопровод-
ные и малопроводные.
В многопроводных системах в качестве каналов связи применя-
ют многожильные кабели, предназначенные для каждой операции
телемеханизации (ТУ, ТС, ТИ). Эти/ системы хотя и отличаются
простотой И достаточной надежностью, но связаны с большим рас-
ходом проводниковых материалов и поэтому применяются на не-
больших предприятиях с малыми расстояниями между ДП и КП-
В малопроводных системах большое число шифрованных им-
пульсов операций ТУ, ТС, ТИ может передаваться по одной паре
проводов. Поэтому эта система получила наибольшее применение
на больших предприятиях р развитой телефонной сетью, по прово-
дам которой могут передаваться сигналы телемеханических уст-
ройств без нарушения телефонных переговоров.
Схемы управления. Рассмотрим одну из схем многоканального
телемеханического устройства, . осуществляющего управление и
сигнализацию двухпозиционным объектом (рис. 10.14, а). В этой
схеме для каждого управляемого объекта имеется однопроводная
линия связи и одна общая однопроводная линия на весь контроли-
руемый пункт1.
На контролируемом пункте устанавливают реле управления
включением ДУВ н реле управления отключением ДУО. Схема по-
строена по принципу пропускания тока одного направления, для
чего реле ДУВ и ДУО включены последовательно с полупроводни-
ковыми выпрямителями BCt и ВС2.
Для каждого управляемого объекта устанавливается специаль-
ный ключ управления на шесть положений (рис. 10.14, б). Рассмот-
рий управление объектом 1. Когда объект отключен, замцяут^
контакты ключа 2—4; горит зеленая лампа ЛСЗ и включено сиг-
нальное реле РС1. Переведем ключ управления в положение «Вклю-
чено». При этом замыкаются контакты ключа 5—8 и через, блок-
контакты выключателя В1 срабатывает реле ДУВР, которое’подает
импульс на аппаратуру, включающую объект. Ключ управления
370
*81
+ I Са+
Рис. 10.14. Схема телеуправления и телесигнализации (а) ^ диаграмма ключа управления (б)
8
б
I
см
Вид рукоятки спереди и схема пакетов (сзади) в положении „отключено" toil ® ®
— nN контактов Положения . /-J 2-* 5-8 6-1 s-u м 1315 16-П
Отключено 031 — — — —
Предварительно включено S — — — —-
Операция,, включено ” —
Включено ' в — — — —
Предварительно отключено 031 — ’ — 4ам» -й»
Операция „отключено" «ж — —
самовозвратом установится в положение «Включено», реле ДУВ1
отключится, а контактами 9—11 включит сигнальную красную лам-
пу ЛСК. Реле РС1 при этом продолжает быть включенным после-
довательно с реле ДУО1. Реле ДУО1 не сработает из-за ограниче-
ния в нем тока добавочным сопротивлением /?ЛОб.
Переведем ключ управления в положение «Отключено». При
этом замыкаются контакты ключа 6—7 и контактами реле РС1 шун-
тируется добавочное сопротивление. Ток в реле ДУО1 возрастает;
реле сработает и отключит объект.
При аварийном отключении объекта, когда ключ управления
находится в положении «Включено», сигнальное реле РС1 отклю-
чается и переводит питание сигнальной лампы ЛСД на’мигающий
свет, что показывает наличие несоответствия в схеме (объект от-
ключен, а ключ управления в положении «Включено»). Переводом
ключа в положение «Отключено» схема управления приводится
в соответствие.
Контактные телемеханические устройства И настоящее время
заменяются бесконтактными.
Рис. 10.15. Структурная схема системы «Энергоконтроль-2020»
На рис. 10.15 представлена структурная схема системы «Энерго
контроль-2020», предназначенная для контроля электроснабжения
промышленных предприятий. Импульсные счетчики активной и ре-
активной энергии ИСАЭ и ИСРЗ дают каждую минуту отсчеты ки-
ловатт-часов и киловольт-ампер во временнйе запоминающие уст
ройства ВЗУ—АЭ и ВЗУ РЭ, которые, в свою очередь, выдают ин-
формацию в суммирующие счетчики САЭ и СРЭ. Одновременно
дается сигнал в местные счетчики активной и реактивной энергии
МСАЭ и МСРЭ. Временные запоминающие устройства подают так-
же информацию в предварительный делитель импульсов ПДИ, от
которого подается импульс на два блок-счетчнка — БСАЭ и БС
372
tg а. Первый блок-счетчик следит каждую минуту за повышением
илй понижением активной нагрузки и сравнивает ее с запрограм-
мированной; второй блок-счетчик проверяет наклон кривой нагруз-
ки по сравнению с заданной.
Оба блок-счетчика выдают сигнал в «'сторож максимума» СМ,
осуществляющий контроль 15-минутного максимума, по которому
производится расчет с энергосистемой.-Если нагрузка превышает
установленный максимум, то СМ подает предупреждающий сигнал,
повторяет его, а затем отключает часть нагрузки по заданной про-
грамме. Последняя устанавливается задатчиком программы ЗП
через введенные в него перфокарты, на которых программируется
также значение коэффициента мощности и режим работы компен-
сирующего устройства. Нагрузка фиксируется каждые 15 мин циф-
ропечатающим регистратором ЦПР, управление которым осущест-
вляется управляющем блоком УБЦПР. При этом блок предвари-
тельного деления импульсов БПДИ формирует указанные активные
и реактивные 15-минутные нагрузки и передает их в счетчик регист-
ратора СР, а последний — в ЦПР, где цифровым шифром регистри-
руются расход активной и реактивной энергии, выработка реактив-
ной энергии компенсирующими устройствами, значение коэффици-
ента мощности за любые 15 мин в течение года.
Для управления отдельными узлами установки применяют пу-
сковое устройство ПУ, действующее в приведенной схеме через
генераторы сигналов времени — механический МГ, электронный
ЭГ.
Вычислительные машины управления (ВМУ). Их применяют на
электростанциях и в системе электроснабжения предприятий с
большой потребляемой мощностью. Поступающая в ВМУ информа-
ция обрабатывается и используется для отключения и включения
источников питания, регулирования нагрузок отдельных потребите-
лей предприятия и выдачи о них соответстующих данных (мощ-
ности, энергии, напряжении и др.), автоматической регистрации
основных параметров системы электроснабжения в эксплуатацион-
ном журнале, для предупреждающей и аварийной сигнализации.
Основным достоинством, вычислительных машин управления
перед системами с релейным управлением и защитой является
большой объем выполняемой ими информации в сочетании с быст-
родействием, определяемым временем в несколько миллисекунд.
Последнее особо важно для анализа возникших аварий и выбора
отключаемых выключателей.
Институтом ЭНИН им. Г. М. Кржижановского (Белорусский
филиал) и Вильнюсским заводом электроизмерительной техники
разработан комплекс технических средств для информационно-из-
мерительных систем учета и контроля энергии. Он обеспечивает
автоматизацию комерческого и технического учета энергии по дей-
ствующим тарифам на предприятиях промышленности с любой
схемой электроснабжения и позволяет контролировать и ограничи-
вать расход потребляемой электроэнергии.
Система может применяться:
373
а) на промышленных предприятиях с присоединенной мощ-
ностью 750 кВ • А и выше, рассчитываемой за потребляемую элек-
троэнергию по двухставочному и дифференцированному тарифам;
б) на электростанциях и подстанциях при организации учета
выработки и перетоков энергии;
в) на предприятиях Энергонадзора при организации сбора ин-
формации о выработке и потреблений электроэнергии и введении
ограничений на электропотребление;
г) на АСУ предприятий, объединений и отрасли.
Основные элементы ИИСЭЗ (рис. 10.16, а):
Вычислительное устройство (ВУ), в которое входят станции
со сменными блоками (модулями) различных назначений. Каждый
блок занимает одну, две станции и ^олее. В соответствий с назна-
чением каждого из блоков (модулей) ВУ выполняет непосредствен-
ный прием и обработку информации модулем {ПНИ), полученную
от 16 датчиков расхода электроэнергии. При приеме сигналов от
64 датчиков через устройство сбора данных (УСД) прием и обра-
ботка информации производится модулем ПУИ.
Расчетные параметры регистрируются модулем термопечатаю-
щего устройства (ТПУЩ). Преобразование цифровой информации
и ее выдача на восьми самопишущих миллиамперметрах произво-
дится модулем ПКА (преобразователь код—аналог):
1) автономный контроллер крейта (АКК) — вычислитель, вы-
полненный на базе микропроцессорного набора, предназначен для
обработки, хранения и йредставления измерительной информации.
Под крейтом понимается вентилируемый каркас для установки и
подключения модулей;
2) модуль СПО предназначен для связи между АКК и пультом
оператора (ПО), а также для связи АКК с устройством ввода
программ (УВП).
Устройство формирования импульсов Е440, встраиваемое в трех-
фазные индукционные учетчики типов САЗУ, СА4У, СР4У, да-
ет возможнбсть 'использовать такие счётчики в качестве датчиков
вместо электронных счетчиков.
УсТройство сбора данных (УСД) Е441 служит для сбора инфор-
мации от счетчиков-датчиков й кодирования ее к модулям ПУ И ВУ.
Устройство ввода программ (УВП) Е443 предназначено для
записи в оперативную память АКК переменной части программы,
заданной потребителем. >
Панель монтажная (ПМ) предназначена для коммутации линий
связи от внешних устройств и модулей ЧВУ. Панель представляет
собой металлическое основание с наборной колодкой и контакта-
ми для крепления проводов.
Пульт оператора (ПО) служит для ручного вывода информации
иа печать и перфорацию.
Информация от датчиков к ВУ или УСД передается двухпро-
водными линиями с рекомендуемым расстоянием до 2б0 м, а от
УСД до ВУ (модуль ПУ И) —двухпроводной линией с расстояни-
ем до 30 км. '
374
~ггов, зогц
Рис. 10.16. Вычислительное устройство (а) и схема подключения питания и выходных устройств (б) информационно-
измерительной системы ИИСЭЗ: . '
/ — крейт, 2 — контроллер крейта; 3 — панель монтажная; 4 — пульт оператора; 5 — устройство ввода программы
КЕШ
Питание ВУ и УСД выполняется от сети однофазного перемен-
ного тока напряжением 220 В через сетевой фильтр Ф, предназна-
ченный для защиты от помех. Потребляемая мощность составляет
- 200 Вт.
Привязка системы ИИСЭ к конкретной схеме электроснабжения
потребителя выполняется программным способом. Для этого ИИСЭ
снабжается программными средствами, позволяющими подготавли-
вать переменные данные потребителя (переменные константы) на
ЭВМ типа СМ-3-и СМ-4. Перфолента, содержащая переменные кон-
станты, вводится в оперативную память АКК ВУ с помощью уст-
ройства УВП. Сопряжение ВУ с ЭВМ производится через один из
модулей — плату заказчика ПЗ. Для связи между ВУ смежных
уровней при построении многоуровневых систем, предусматрива-
ется модуль АС.
Схема подключения цепей питания и выходных устройств сис-
темы ИИСЭ приведена на рис. 10.16,6. Система фиксирует конеч-
ные результаты обработки на цифровом табло пульта оператора
ПО, автоматически регистрирует результаты расчета согласно за-
данной программе потребителя либо по вызову с ПО, записывает
графики основных параметров потребителя. Так, при режиме
автоматического выхода печати в конце получасовых интервалов
в часы «пик» энергосистемы печатается значение энергии, потреб-
ленное за предыдущие полчаса, если произошло превышение ли-
митированной мощности для данной группы потребителей; в ноль
часов автоматически' выдается суточная ведомость, в которой по
группам потребителей указываются дата, время, максимальная
мощность в часы «пик», энергия за сутки, энергия по тарифным
зонам суток, средняя мощность ай ночные смены, расход энер/ии
за смену в течение суток.
Разработанная и внедряемая на промышленных предприятиях
информационно-измерительная система учета и контроля энергий
способствует дальнейшему повышению надежности, качества и эко-
номичности электроснабжения промышленных предприятий и дру-
гих объектов народного хозяйства.
ГЛАВА 11
ЗАЗЕМЛЯЮЩИЕ УСТРОЙСТВА. ЗАЩИТА ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
И ЭЛЕКТРОКОРРОЗИИ
§ 11.1. Режимы нейтралей. Основные сведения
о заземляющих устройствах
Режимы нейтралей являются особо важными при всех режимах
работы электрооборудования: нормальном, временно допускаемом
на ограниченное время и аварийном, опасном для целости элек-
трооборудования и обслуживающего персонала. Нейтраль сети
представляет собой совокупность соединенных между собой ней-
тральных проводников и нейтральных точек источников и прием-
376
ников электроэнергии. Она может быть изолирована от земли, сое-
динена с землей через активные и реактивные сопротивления или
глухо заземлена.
Сети с изолированной нейтралью. На рис. 11.1 приведены схе-
ма и векторная диаграмма сети с изолированной нейтралью при
нормальном режиме, на рис. 11.2 — схема и векторная диаграмма
при замыкании одной фазы (С) на землю.
Замыкание на землю одной фазы обычно связано с повреждени-
ем изоляции в какой-либо точке сети. В этом случае напряжение
на поврежденной фазе С по отношению к земле будет равно нулю,
а напряжение на двух других фазах А и В относительно земли
возрастет до междуфазного напряжения. Тогда и зарядные токи
этих фаз 1'3 возрастут также в /3 раз, а ток замыкания на землю
Аз, представляющий собой геометрическую сумму Г3а и /3в> составит
133 /3" 13 = /3" /3"/3 = 3/3,
(11.1) '
где Г3 — зарядный ток одной фазы при замыкании на землю дру-
гой фазы; 13 — зарядный ток одной фазы в нормальном режиме,
определяемый напряжением сети и ее емкостной проводимостью
(см. § 4x3).
Так как ток 133
междуфазные напряжения, на
которые вклЮчены потребите-
ли, не изменяются и потребите-
ли продолжают работать нор-
мально. Поэтому в сетях с
мал по сравнению
Рис. 11.1. Схема замещения (а) и век-
торная диаграмма (б) в нормальном
режиме сети с изолированной нейт-
ралью:
/ — источник; 2 — линия; 3 — приемник
с нагрузочным током, то
Рис. 11.2. Схема замещения (а) и век-
торная диаграмма (б) при однофаз-
ном замыкании иа землю сети с изоли-
рованной нейтралью:
/ — источник; 2 — линия
377
изолированной нейтралью изоляция электрооборудования и Сетй
должна быть рассчитана на междуфазное напряжение. Однако для
напряжений 35 кВ и ниже стоимость повышения изоляции электро-
установок компенсируется повышенной надежностью цитання пот-
ребителей при системе с изолированной нейтралью. При этом сле-
дует учитывать, что однофазное замыкание в сети с изолированной
нейтралью может сопровождаться появлением перемежающейся
дуги в месте замыкания и возникновением коммутационных пере-
напряжений, а также перехода однофазного замыкания, особенно
в кабельных сетях, в двух- или трехфазное к. з. Поэтому в сетях
с изолированной нейтралью предусматриваются сигнальные устрой-
ства, действующие при однофазных замыканиях на землю, а также
устанавливаются предельные точки замыкания на землю (10—ЗОА)
и ограничивается время для устранения замыкания на землю в пре-
делах до 2 ч.
' Для того чтобы ток замыкания на землю не превышал указан-
ных выше значений, нейтраль источника питания сети (компенси-
рованная нейтраль) соединяется с землей через индуктивное сопро-
тивление, выполняемое • как заземляющий реактор. Индуктивное
сопротивление указанного заземляющего реактора может регули-
роваться Для частичной или полной компенсации тока замыкания
на землю. В последнем случае сопротивление реактора необходимо
отрегулировать так, Чтобы ток, проходящий через реактор, был
равен тройному току замыкания на землю.
В настоящее время наиболее широко применяют дугогасящиё
заземляющие реакторы с плавным^ регулированием тока плунжер-
ного типа РЗДПОМ и дугогасящие заземляющие реакторы со
ступенчатым регулированием тока типа РЗДСОМ. Плавное регу-
лирование трка в реакторах плунжерного типа осуществляется
изменением воздушного зазора в магнитной цепи, которое произво-
дится реверсивным электроприводом, действующим на плунжер
реактора, в зависимости от соотношения напряжений на обмотках
реактора и задаваемого опорного напряжения сети. Ступенчатое
регулирование тока в реакторах выполняется при отключенном от
сети реакторе вручную с помощью штурвала.
Применение заземления нейтрали через реактор устраняет
отмеченные вып!е недостатки систему с изолированной нейтралы^1,
обеспечивает быстрое гашение дуги В месте замыкания на землй,
чем устраняется возникновение перенапряжений и возможность
перехода однофазного замыкания в многофазное к.з.
Сети с изолированной или с компенсированной нейтралью оТно
сятся к сетям с малыми токами замыкания на землю (не превы-
шающими 500 А).
Сети с глухим заземлением нейтрали. В такой сети однофазное
замыкание одной фазы представляет собой однофазное короткое
замыкание (рис. 11.3). Во избежаниё повреждения оборудований
и сети последняя должна отключаться с помощью аппаратов
защиты, после чего при самоустраняющихся повреждениях в воз-
душных линиях применяют устройства повторного включёния
378
(АПВ). Достоинством системы с заземленной нейтралью, особенно
при-высоких напряжениях (35, 110 кВ и выше), является, то, что
изоляция фазных йроводников, аппаратов н трансформаторов
может быть рассчитана только на фазное, а не на междуфазное
напряжение, что значительно снижает стоимость оборудования
н сети, особенно прн напряжениях 110 кВ н выше.
Следует отметить, что прн системе с глухозаземленной нейт-
ралью, прн значительных токах однофазного к.з. удорожается
выполнение защитного заземления в распределительных устрой-
ствах, Для уменьшения однофазных токов к.з. в сетях НО кВ н
выше применяют токоограничнвающне сопротивления, включаемые
в нейтрали трансформаторов и разделение нейтралей части транс-
форматоров (по указанию диспетчера). Сети с глухозаземленной
нейтралью относят к сетям с большими токами замыкания на
землю — более 500 А.
Рис: 11.3. Схема однофазного
к, з. в сети с глухим заземлени-
ем нейтрали
Рис. 11 „4. Схема защитного заземления эле-
ментов электроустановки до 1000 В с изоли-
, рованной нейтралью:
1 — заземляющий винт или болт; 2 — магист-
раль заземления; 3 — осветительная арматура;
4 — выключатель в металлическом корпусе;
5 — электродвигатель; 6 — пускатель; 7 — про-
бивной предохранитель
Выбор режима нейтралей н вида заземляющего устройства
определяются, как н для всякого электротехнического устройства,
экономичностью, надежностью и безопасностью. В СССР с изоли-
рованной Нейтралью работают:
а) трехфазныё сети 6/35 кВ, в которых токи замыкания на
землю не превышают допускаемых значений;
б) трехфазные трехпроводные сети до 1000 В, например на 220
н 660 В (рнс. 11.4);
в) двухпроводные сети постоянного тока до 1000 В;
г) все сети низкого напряжения, где вместо заземления для
безопасности предусматриваются защитные мероприятия в виде
защитной изоляции, разделяющих трансформаторов и др.;
с глухим заземлением нейтрали работают сети:
а), напряжением 110 кВ н выше;
379
Рнс. 1L5. Схема зануления эле-
ментов электроустановки до
1000 В с глухим заземлением
нейтрали:
1 — заземленный винт или болт;
2 — осветительная арматура; 3 —
выключатель в металлическом кор-
пусе; 4 — электродвигатель; 5 —
пускатель; 6 — нулевой провод
напряжением до 1000 В
б) четырех- и пятипроводные сети
(рис. 11.5);
в) трехпроводные сети постоянного тока.
§ 11.2. Искусственные и естественные заземлители
и заземляющие проводники
Заземлители бывают искусственные и естественные. В качестве
искусственных заземлителей обычно применяют вертикально заби-
тые в землю отрезки угловой стали длиной 2,5—3 м и горизонталь-
но проложенные стальные полосы, круглые и прямоугольные,
которые служат для связи вертикальных заземлителей.
В последнее время стали применяться углубленные прутковые
заземлители из круглой стали диаметром 12—14. мм и длиной до
5 м, ввертываемые в грунт посредством специального приспособ-
ления — электрифицированного ручного заглубителя. Благодаря
проникновению электродов в глубокие слои грунта с повышенной
влажностью снижается удельное сопротивление. Использование
углубленных прутковых заземлителей снижает расход металла и
затраты труда на работы по устройству заземления.
В качестве естественных заземлителей используются: проло-
женные в земле стальные водопроводные трубы, соединенные в
стыках газо- или электросварке^; трубы артезианских скважин;
стальная броня силовых кабелей, проложенных в земле, при числе
их не менее дЬух; металлические конструкции зданий и сооружений,
имеющие надежное соединение с землей;, различного рода трубо-
проводы, 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, алюминиевые проводни-
ки и кабели, проложенные в туннелях; блоках, каналах.
Для снижения расходов 'на* заземляющие устройства в первую
очередь рекомендуется использовать естественные заземлители.
Величина сопротивления растеканию этих заземлителей определя-
ется путем замеров. Если сопротивление естественных заземли-
телей недостаточно, применяют искусственные заземлители.
380
При использовании искусственных заземлителей следует иметь
в виду, что одиночные заземлители, заложенные в грунт, не ока-
зывают влияния друг на друга, если расстояние между ними со-
ставляет не менее 40 м. В этом случае общее сопротивление рас-
теканию п одинаковых заземлителей, размещенных в однородном
грунте,
(И-2)
где 7?| — сопротивление одиночного заземлителя.
Чтобы снизить общее сопротивление заземления и выровнять
распределение потенциалов на территории установки, забивают
в грунт несколько заземлителей, которые связывают друг с дру-
гом стальной лентой. При этом одиночные заземлители распола-
гают на небольшом расстоянии друг От друга (но не менее
2,5—Зм). Тогда стекание тока с заземлителя в землю вызывает
явление взаимного экранирования между заземлителями. Оно за-
ключается в том, что поле растекания тока каждого заземлителя
ограничивается полями соседних заземлителей. Ток по выходе из
заземлителя охватывает меньшую зону и, следовательно, встречает
на своем'пути большее сопротивление грунта. Это повышает по-
тенциалы на поверхности грунта между заземлителями. В резуль-
тате общая проводимость группы заземлителей не равна сумме
проводимостей одиночных заземлителей. Сопротивление для слож-
ного заземлителя
! = (11.3).
где т, — коэффициент экранирования трубчатых заземлителей,
который зависит от числа и взаимного расположения заземлите-
лей. Его значение (без учета полосы заземленря) определяется
по табл. 11.1. '
Сопротивление заземлителей в основном зависит от удельного
сопротивления грунта р, которое, в свою очередь, зависит от со-
Таблица 11.1
Число трубча- Коэффициент экранирования т] при отношении расстояния между
т рубами к их длине (а//)
ffeix заземлите-
лей п 3 2 1 3. 2 1
Трубы размещены в ряд Трубы размещены по контуру
S 0,87 0,8 0,68 — — ' —
10 0,83 0,7 0,55 0,78 0,67 0,59
20 . 0,77 0,62 0,47 0,72 0,60 .0,43
30 0,75 0,60 0,40 0,71 0,59 0,42
50 0,73 0,58 0,38 0,68 0,52 0,37
100 — — 0,64 0,48 0,33
200 — — — 0,61 0,44 0,30
300 — — •— 0,60 0,43 0,28
381
става почвы, ее влажности, температуры,- плотности прилегания
частиц, наличия растворимых солей и пр. С изменением времени
года изменяется также и сопротивление заземлителей. Согласно
опытным данным (табл. 11.1) ниже приведены величины удельных
сопротивлений грунтов р, Ом-м:
Песок ...................................... 700
Супесок ................................... 300
Суглинок......................................100
Глина...........................................40
Чернозем, торф..................................20
Садовая земля . ... . . ’.................. . 50
В качестве нулевых защитных проводников используют в пер-
вую очередь нулевые рабочие проводники сети; металлические
конструкции зданий (фермы, колонны и т.п.); металлические кон-
струкции йроизводствениого назначения (подкрановые пути, кар-
касы распределительных устройств; шахты лифтов и т.п.); сталь-
ные трубы электропроводок, металлические короба шинопрово-
дов и лотков;
Перечисленные элементы могут быть проводниками заземления,
если они удовлетворяют требованиям в отношении сечения и про-
водимости.
Использование металлических оболочек трубчатых проводов,
несущих тросов при тросовой проврдке, металлических оболочек
проводов и кабелей в качестве зануляющих или нулевых защитных
проводников запрещается, как й нулевых рабочих проводников,
идущих от нейтралей и генераторов и трансформаторов к щитам РУ.
Независимо от степени использования естественных заземлите-
лей в качестве заземляющих Или нулевых защитных проводников
они должны иметь надежное соединение с заземляющим устрой-
ством во всех помещениях, в которых применяется заземление’.
В тех случаях, когда рассмотренные проводники не могут быть
использованы, прогладываются специальные заземляющие провод-
ники. В качестве материала для заземляющих проводников приме*
няется сталь; однако в некоторых случаях приходится использо-'
вать цветные металлы, например когда применение стали kohct-J
руктивно затруднено.
Сечение заземляющих и нулевых защитных проводников должно
удовлетворять условиям механической прочности и термической
устойчивости.
В электроустановках выше 1000 В с эффективно заземленной
нейтралью сечения заземляющих проводников должны быть выбра-
ны такими, чтобы при протекании по ним наибольшего тока од-
нофазного к.з. температура заземляющих проводиикор не превыша-
ла 400°С (кратковременный нагрев, соответствующий Времени
действия основной защиты и полного времени отключения вы-
ключател я).
В установках напряжения д.о и вы щ е 1000 В
с и золированной ие й т р а л ь ю сейения заземляющих,
проводников выбираются по длительно допустимой нагрузке и
382
сечению фазных проводов. Сечения заземляющих проводников
должны составлять не менбе '/3 сечения фазных, а при проводни-
ках, выполненных из разных металлов, — не менее 1 /3 сечения
фазных проводников, но при этом не менее приведенных в ПУЭ
минимальных сечений. Почти во всех случаях достаточны следую-
щие сечения: 120 мм2 для стали, 35 мм5 для алюминия и 25,мм2
для меди*. ;
В установках напряжением д'о 1000 В с глухо-
заземленной нейтралью проводимость заземляющих
проводников выбирается из условия обеспечения автоматического
отключения поврежденного участка, т. е. при замыкании между
фазой и заземляющим проводником, в какой бы точке,сети оно ни
произошло, должен возникать ток к.^,, превышающий по меньшей
мере в три раза номинальный ток плавкой вставки ближайшего
предохранителя или ток максимального расцепителя автоматиче-
ского выключателя с обратной'зависимой от тока характеристи-
кой. Для взрывоопасных помещений ток однофазного к.з. должен
превышать не менее чем в четыре раза ток плавкой вставки бли-
жайшего предохранителя или в шесть раз ток отключения автома-.
тического выключателя с обратно зависимой от тока характе-
ристикой.
Полная проводимость нулевого защитного проводника должна
составлять не менее 50%- проводимости фазного проводника,
а нулевой рабочий проводник должен быть рассчитан на длительное
протекание тока.
В сетях напряжением до 1000 В с глухозаземленной нейтралью
для обеспечения отключения линии при замыкании между фазным
и нулевым проводами ток замыкания
4 = ^ф/(z„ + zt), (11.4)
где иф — фазное напряжение сети; zn = + х"— полное сопро-
тивление петли (фазный — нулевой провод) линии; zT— полное
расчетное сопротивление трансформатора при замыкании на кор-
пус (представлено в табл. 11.2).
Таблица 11.2
Мощность трансфор- матора, кВ • А Расчетное сопротив- ление, Ом Мощность трансфор- матора, кВ • А Расчетное сопротив- ление, Ом
25 1,04 160 0,162
40 0,65 250 0,104
63 0,413 400 0,065
100 0,26 630 0,043
* Голые Провода 4—6 мм2 соответственно для меди и алюминия; изолирован-
ные провода 1,5—2,5 мм2, заземляющие и нулевые жнлы кабелей 1,0—2,5 мм2;
стальные проводники диаметром 5—-6 мм, полосовая сталь размером 24—48 мм2,
трубы стальные 1,5—2,5 мм.
383
В качестве защи+ных аппаратов в сетях напряжением до 1000
применяются автоматические выключатели и предохранители, длй
успешного срабатывания которых необходимо обёспечить протека-
ние в цепи однофазного замыкания достаточного по значению тока
А>/г/ном, (11.5)
где k — кратность тока однофазного замыкания к току. уставки
автомата или номинальному току предохранителя.
Та блица 11.3
Вид защитного аппарата Кратность к тока замыкания в помещениях
с нормальной средой с взрывоопасной средой
Предохранители Автоматические выключатели с обратно зависимой характе- ристикой Автоматические выключате- ли с электромагнитным расце- пителем 3/ ном *^/ном 1,4 Прн /ном зС 100 А; 1,25 прн /Ном>1.00 А 47 ном 0/нОМ 1,4 при /ном <Ю0 А; 1,25 пря /нои> 100 А
Значения коэффициента k регламентируются (табл. 11.3).
Ток однофазного замыкания h протекает от Трансформатора
по петле «фазный — нулевой провод» и определяется по (11.4).
Расчет заземляющих устройств
При расчете заземляющего устройства определяются тип зазем-
лителей, их количество и место размещения, а также сечение
заземляющих проводников. Этот расчет производится для ожидае-
мого сопротивления заземляющего устройства в соответствии
с требованиями ПУЭ.
Грунт, окружающий заземлители, не является однородным. На-
личие в нем песка, строительного мусора и грунтовых вод оказыва-
ет большое влияние на его сопротивление. Поэтому ПУЭ рекомен?
дуют определять удельное сопротивление р грунта путем непосред-
ственных измерений в том месте, где будут размещаться зазем-
лители.
Полученное путем замеров удельное сопротивление грунта явля-
ется важнейшей величиной, определяющей сопротивление заземля-
ющего устройства. При этом необходимо учитывать .сезонные ко-
лебания удельного сопротивления грунта. Весной и осенью оно
ниже, чем зимой и летом. Увеличение удельного сопротивления
земли (в зимнее и сухое летнее время учитывается с помощью
коэффициентов повышения. Коэффициент повышения показывает,
во сколько раз расчетное удельное сопротивление грунта больше по
сравнению с измеренным в теплое время года (май — октябрь).
384
Значение коэффициента повышения зависит от состояния грунта во
время замеров и количества .осадков, выпавших непосредственно
перед замерами. Различают три значения коэффициентов:
ф] — удельное сопротивление грунта соответствует примерно
минимальному значению (грунт влажный; измерениям предшест-
вовало выпадение большого Количества осадков);
ф2 — удельное сопротивление грунта соответствует примерно
среднему значению (грунт средней влажности; измерениям пред-
шествовало выпадение небольшого количества осадков);
ф3 — удельное сопротивление грунта соответствует примерно
наибольшему значению (сухая земля; измерениям не предшест-
вовало выпадение осадков).
Расчетное - значение удельного сопротивления грунта в месте
устройства заземления
Р = Ризф, (11,6)
где риз — измеренное удельное сопротивление грунта; ф — коэффи-
циент повышения сопротивления.
При отсутствии данных измерения для расчетов пользуются
приведенными ранее значениями удельных'сопротивлений грунтов
(Ом-м). Расчетные значения коэффициентов повышения сопротив-
ления для различных грунтов и глубин заложения приведены в
табл. 11.4.
Таблица 11.4
Характер грунта 11 1. 1 1 1 Глубина за- ложения, м Расчетные коэффициенты повышения
Ф. Фз Фз
Суглинок 0,8—3,8 2,0 1,5 1,4
Садовая земля (0,6 м), 0-3 — 1,32 1,2
ниже слон глнны ГрЬвий с примесью 0—~2 1,8 1,2 , 1,1
глины, ниже глнна' Известняк 0—2 2,5 1,51 1,2
Гравий с примесью- 0—2 1,5 1,3 1,2
песка. Торф 0—2 1,4 1,1 1,0
Песок 0—2 2,4 1,56 1,2
Глина 0—2 2,4 1,36 1,2
Зная расчетное удельное сопротивление грунта, можно опреде-
лить сопротивление одиночного заземлителя. Сопротивление верти-
кального заземлителя при длине I (м), диаметре d (мм) определя-
ется приближенной формулой
(0,366р//) lg (4//d). (11.7)
В расчетах можно пользоваться также следующими упрощенны-
ми формулами: для углубленного пруткового электрода диамет-
385
ром 12 мм, длиной 5 м /?о»р =? 0,00227 р; для электрода из угло-
вой стали размером 50x50x5 мм, длиной 2,5 м Roy == 0,0034р .
Число вертикальных зйземлнтелей определяется по значениям
= и /?£ = /?з [см. (11.3)]:
л = /?0/(п/?3), (1'1.8)
где т)-—коэффициент экранирования (см. табл. 11.1).
Если расстояние между заземлителями а и отношением а]1
уточняется по периметру подстанции, то вновь рассчитывается
число заземлителей при новом значении коэффициента экраниро
вания.
• Заземлители соединяются посредством горизонтальных (протя-
женных) металлических полос, сопротивление которых /?п необхШ
димо учитывать, если сопротивление /?2 вертикальных заземлите-
лей больше сопротивления R3, принятого по нормам:
Яп= o^P_|g.2k (Н.9)
где цп—коэффициент экранирования полосы; /п — длина полосы,
см; Ьп — ширина полосы, см; tn —, глубина заложения полосы, см.
Если учитывается сопротивление соединительной полосы, то
уменьшается необходимое количество заземляющих вертикальных
электродов.
После выбора расчетного значения сопротивления растеканию
R3 находят сопротивление искусственных заземлителей /?„, при
этом учитывается сопротивление Re естественных заземлителей:
/?„ = /?Х/(/?е-/?3). (11.10)
Проводимость искусственного заземлителя складывается из про-
водимостей вертикальных заземлителей 1//?s и стальной горизон-
тальной полосы !//?„, соединяющей вертикальные заземлителя:
!//?„= 1//?Е +!//?„. (11.11)
Здесь Rz подсчитывается с учетом коэффициента экранирования
(см, табл. ПЛ).
Чтобы создать надежный контакт со слоями грунта, не подвер-
женными промерзанию и высыханию, заземлители закладывается
на глубину порядка 0,7 м (от поверхности земли до верхней часТй
заземлителя). /
Пр форме расположения заземлителей различают выносное (или.
сосредоточенное) и контурное заземления.
При выносном заземлении все заземлители сосредоточиваю!!*1
в одном определенном месте, где располагают их на расстояний.;
не менее 2.5—3 м друг от друга? С помощью магистралей зазем-
ления к выносному заземлителю присоединяется электрооборудо-
вание.
При контурном заземлении заземлители располагаются по пе-
риметру защищаемой территории; при большой величине территории
386
заземлители закладываются также и внутри ее. Контурное зазем-
ление рекомендуется во всех случаях, а в установках напряжением
выше 1000 В оно является обязательным. ;
Способ размещения заземлителей (в ряд или по контуру) оп-.
ределяется по плану установки. В установках с большими тока-
ми замыкания иа землю заземлители и полосы связи следует рас-
полагать тац, чтобы обеспечить по возможности равномерное рас-
пределение потенциала на площади, занятой электрооборудовани-
ем. Для этого вдоль осей оборудования на глубине 0,5 м прокла-
дывают выравнивающие проводники, которые через каждые 6 м со-
единяют поперечными проводниками. Выравнивание потенциалов
предусматривают также у входов и въездов на территорию пред-
приятия.
Полосовая сталь, применяемая для электрической связи между
электродами,.является дополнительным заземлением. Ввиду срав-
нительно большого сопротивлёния соединительных полос оно мало
влияет на общее сопротивление заземляющего устройства. По-
этому в практических расчетах проводимость соединительных по-
лрс можно не учитывать (за исключением больших контурных за-
землителей) .
Пример 11.1. Определить число электродов заземления подстанции напряже-
нием' 6/04 кВ. На стороне 6 кВ нейтраль изолирована; на стороне 0,4 кВ наглухо
заземлена. Общая протяженность воздушных линий-напряжением 6 кВ 4 = 10 км,
кабельных линий напряжением 6 кВ 4 = 20 км. Измерения сопротивления-грунта,
произведенные в июне, показали величину удельного сопротивления е„3 =
= 0,6-104 Ом-см. В период измерений влажность была средняя.
Решение. Емкостный ток Однофазного замыкания на землю В сети 6 кВ /3 =
=±=! 1/(354 + 4)/350 = 6(35 • 20 + 10)/350 = 12,2 А,
Сопротивление заземляющего устройства для сети 6 кВ при общем заземлении
составляет R3 = 1/3//3 = 125/12,2 = 10,2 Ом. Сопротивление заземляющего устрой-
ства для сети 380/220 В должно быть не более 4 Ом.
Принимаем наименьшее сопротивление заземляющего устройства 4 Ом. Расчет-
ное удельное сопротивление грунта по (11.6)
Q — бизфг — 0,6-104-1,5 = 0,9-10* Ом-см.
Коэффициент повышения — 1.5 принят по табл. 11.4.
Выбираем в качестве .заземлителей прутковые электроды. Сопротивление оди-
нбЦного пруткового заземлителя Ra.„p = 0,00227g = 0,00227-0,9-104 = 20,4 Ом.
Принимаем размещение заземлителей в ряд с расстоянием между ними а = 6 м.
Числю, заземлителей п = Ло.ир/(пЛз)( = 20,4/(0,8-4) = 6, где т) = 0,8 при а/1 = 1
(см. Табл. 11.1).
Пример 11.2. Рассчитать заземляющее устройство цеховой подстанции с иапря-
>№нием 6/0,4—0,23 кЦ. Сторона б кВ имеет изолированную нейтраль,, сторона
0,4—0,23 кВ — глухозаземленную нейтраль. Ток однофазного замыкания на землю
„стороне 6 кВ /3 = 25 А, Удельное сопротивление грунта в месте сооружения
пр^станции (по приборам) gH3 = 2-104 Ом-см. Подстанция получает питание двумя
кдбелями напряжением 6 кВ; измеренное сопротивление оболочек кабелей R? =
= 5*65 Ом. Периметр контура заземляющего устройства вокруг подстанции L =
= 50 иг Расстояние между заземлителями а = 5 м.
Решение. Сопротивление защитного заземления определяем из условия выпол-
нения общего заземляющего устройства для напряжений 0,4 и 6 кВ R,= 125/4,=
= 125/25 = 5 Ом. Сопротивление защитного заземления на стороне .0,4 кВ должно
Составлять 4' Ом. Следовательно, при совместном выполнении защитных заземлений
387
общее сопротивление защитного заземления подстанции должно быть не более 4 Ом.
Так как сопротивление естественного заземлителя Яе = 5,56 Ом больше допустимой
по нормам Яа=4 Ом, то следует применить дополнительные искусственные зазем-
лители, сопротивление которых по (11.10) R„ = ReR,/(Re—R„) =5,65-4/(5,65 — 4) =
= 13,5 Ом.
В качестве искусственных заземлителей применяем прутковые электроды диа-
метром d = 12 мм, длиной 1 = 5 м, сопротивление которых с учетом сопротивления
грунта qB3 = 2-104 Ом-см при ф2 = 1,5 Rпр = 0,00227рваф2 = 0,00227-2-Ю4-1,5 =
= 68 Ом.
При размещении Прутковых электродов по периметру подстанции общее коли-
чество прутков п = 50/5 =10.
С учетрм коэффициента экранирования t] = 0,59 при отношении a/l = 1
(см. табл. 11.1) величина сопротивления всего контура заземляющего устройства
без учета протяженного заземлителя R„ по (11.3) R'„ — Япр/(лц) = 68/(10-0,59) ==*
= 11 Ом. '*
. Так как R'„= 11 Ом меньше предельной расчетной величины Я» = 13,5'ОЙ,
то число стержней из прутков п=10 выбрано правильно и учитывать сопротивле-
ние протяженного заземлителя R,, не .следует. Если бы оказалось, что R3 > Яв, то
Следовало бы проверить по (11.9) сопротивление протяженного заземлителя (со-
единительной полосы), выполненного из круглой или полосовой стали, и определить
по (11.Н) общую величину сопротивления заземляющего устройства, состоящей
из стержневых и протяженных заземлителей, сравнив ее с требуемой величиной.
Пример 11.3. Рассчитать защитное заземление; ОРУ напряжением 110/10,к0.
Периметр ОРУ П = 180 м. Нейтраль сети ПО кВ заземлена, сеть 10 кВ изолирована.
Грунт в месте сооружения подстанции имеет удельное сопротивление ц =
= 0,9-104 Ом-см. В качестве естественных заземлителей можно использовать ме-
таллические оболочки кабеля сопротивлением гв = 1,8 Ом и заземленный трос линии
ПО кВ сопротивлением ггр== 1,5 Ом.
Решение. Сопротивление заземляющего устройства для сети ПО кВ с заземлен-
ной нейтралью должно быть по ПУЭ 0,5 Ом.
• Общее сопротивление естественных заземлителей (кабель и трос) s
' Я. = 1,8-1,5/(1,8+1,5) = 0,82 Ом.
Сопротивление искусственных заземлителей по (11.10)
Я» = 0,82-0,5/(0,82 - 0,5) = 1,28 Ом.
Применяем для заземления прутковые электроды диаметром 15 мм, длиной 5 м.
Сопротивление одного электрода при р = 0,9-Ю4Ом-см
Я„ = 0,0027-0,9-104 = 20,4 Ом.
Тогда общее число электродов по (11.8)
п = Яо/(ГиЦ) = 20,4/(1,28-0,42) = 38 шт.,
где коэффициент экранирования ц = 0,42 найдем по табл. 11.1 при размещении
электродов по контуру, a/l = 1.
Расстояние между электродами
' а = П/п = 180/38 яв 5 м.
Соединительные полосы между электродами принимаем стальные 30X4 лИМ;
Пример 11.4. Проверить, обеспечено ли отключение плавкими предохранит,елдад
с током /вст=60 А воздушной четырехпроводной алюминиевой линии сечением
16 Мм2, длиной / = 150 м, подключенной к трансформатору напряжением 380/220 В
и мощностью 400 кВ-А.
Решение. Чтобы обеспечить отключение линии при однофазном замыкании на
землю, ток к.з. должен быть (см. табл. L3) /к /э 3/,ет — 3-60 = 180 А. Действи-
тельный ток к.з. при замыкании между фазой и нулевым проводом в конце линии
по (1 Г.6) /в = U/(ra4-гт), где r„ = 2//(ys) = 2-150/(32-16) = 0,58 Ом— омическое
сопротивление петли «фаза — нуль».
388
Индуктивным сопротивлением провода пренебрегаем, так как х„ = х0/ =
0,6-0,15 = 0,09 Ом. -
При замыкании на корпус полное расчетное сопротивление трансформатора
мощностью 400кВ-А z,=0,065 Ом (см. ’ табл. 11.4). Тогда ток к. з. 7к =
= 220/(0,58+ 0,065) = 340 А.
Так как ток 1К = 340 А больше /вст = 180 А, то при перегораиин предохранителей
будет обеспечено отключение линии.
§ 11.4. Перенапряжения и молниезащита
1 Перенапряжением называется повышение напряжения до зна-
чения, опасного для изоляции электроустановки, рассчитанной на
рабочее напряжение. Перенапряжения в электрических установках
эдржно подразделить на две группы: коммутационные (внутренние)
и атмосферные (внешние).
Коммутационные перенапряжения возникают в электроустанов-
ках при изменениях режима их работы, нрпример при отключении
короткого замыкания, включении или отключении нагрузки, внезап-
ном значительном изменении нагрузки. При этом выделяется запа-
сенная в установке энергия.
'Эта энергия определяет кратность Перенапряжения, представ-
ляющую собой отношение величин амплитуд перенапряж.ення и
номинального напряжения.
Коммутационные перенапряжения вызываются разрывом цепи
Цёременного тока, содержащей индуктивности и ёмкости, например
при отключении токов холостого хода трансформаторов, асин-
хронных двигателей, линий электропередачи и др.
Одним из видов коммутационных перенапряжений являются
дуговые перенапряжения, которые могут возникнуть в
установках выше 1000 В, при однофазных замыканиях На землю;
их значение превышает в 4—4,5 раза номинальное напряжение.
Атмосферные перенапряжения возникают вследствие воздейст-
ствия на электроустановки грозовых разрядов. В отличие от комму-
тационных они не зависят от значения рабочего напряжения элек-
троустановки. Атмосферные перенапряжения подразделяют на ин-
дуцированные перенапряжения и перенапряжения от прямого
удара молнии.
Индуцированные перенапряжения образуются
прЩ* грозовом разряде вблизи электроустановки и линии электро-
пер>едачи за счет индуктийных влияний.
В электроустановках, использующих тросы, амплитуда пере-
напряжения не превосходит 300—400 кВ. Поэтому они опасны для
э»аектроустановок с рабочим напряжением до 35 кВ и не опасны
для установок ПО кВ и выше.
"Перенапряжения от прямого удара молнии
наиболее опасны. Измерения показывают, что токи молнии изме-
няются от 10 до 250 кА, чаще всего их значение порядка 25 кА.
Скорость изменения тока молнии (крутизна фронта волны тока)
различна. Обычно для расчетов принимают 50 кА/мкс при ампли-
туде тока 200 кА.
389
Для защиты электроустановок от атмосферных перенапряжений
применяют молниеотводы, защитные тросы, разрядники и защитные
промежутки [22].
Наиболее эффективной мерой защиты ВЛ по всей длине от пря-
мого попадания в нее удара молнии является применение тросов.
При этом малые сопротивления заземления опор должны обеспечит
вать хороший отвод токов молнии в землю и защиту линейной изо^
ляции от вторичных перекрытий. Однако тросовая защита значи-
тельно удорожает сооружение ВЛ и поэтому предусматривается
только для линий напряжением- 110—220 кВ и выше, выполненных
на металлических 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 напряжения'35 кВ с изолированной нейтралью, выпол-
ненные на металлических и железобетонных опорах, тросом не за-
щищаются. Однако опоры этих линий, так же как и опоры линий
НО—220 кВ, должны быть заземлены.
Линии напряжением 20—110 кВ, выполненные на деревянных
опорах, также не защищаются тросом. Опоры этих линйй 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 образования
дуги при перекрытии изоляции от воздействия грозовых перенапря-
жений минимальные расстояния по древесине между фазами долж-
' ны быть выбраны в соответствии с указаниями ПУЭ.
Модниезащита зданий и сооружений. ,В Соответствии с [22]
все здания и сооружения nd требованиям мрлниезащиты разделя-
ются на три категории:
I к а те го р и я—производственные здания и -сооружения со
взрывоопасными помещениями классов В-1 и В-2 по ПУЭ. К ней
относят также здания электростанций и подстанций.
II категория — другие здания и сооружения со взрывоопас-
ными помещениями, не относимые к I категории.
III категория — все остальные здания и сооружения, в том
числе все пожароопасные помещения.
Молниезащита зданий’ и сооружений I к а т.е-
гории выполняется: а) от прямых ударов молний — отдельно
стоящими стержневыми и тросовыми молниеотводами, обеспечиваю-
щими требуемую зону защиты; б) от зарядов статического элек-
тричества — заземлением всех металлических корпусов- оборудова-
ния, установленного в защищаемых Зданиях через специальные
заземлители с сопротивлением растеканию тока ие более 10 Ом;
в) от магнитного поля, проявляющегося как вторичное действие
молний и индуцирующего в контурах (образуемых трубопровода-
ми, защищенными токопроводами, каркасами сооружений) ЭДС, —
устройством металлических перемычек, объединяющих контуры в
единую систему и уменьшающих размеры контуров [22].
390
;i М ол и н е з а щ и т а зданий и сооружёний II ка-
тегории от прямых ударов молнии выполняется одним из сле-
дующих способов: а) отдельно стояп)ими или установленными на
зДрйиях неизолированными стержневыми или тросовыми молииеот-
* видами, обеспечивающими защитную зону; б) молниеприемиой за-
земленной металлической сеткой размерами ячеек 6x6 м, наклады-
ваемой на неметаллическую кровлю; в) заземлением металличе-
ской кровли.
• Защита от зарядов статического электричества и от действия
магнитного поля выполняется аналогично защите сооружений
1категории.
к; Защита зданий III категории выполняется, как и
для II категории, но при этом молниёприемная сетка имеет ячейки
размером 12x12 или 6x24 м, а величина сопротивления заземли-
теля прямых ударов молнии может повышаться до 20 Ом.
। При расчете молниеотводов учитывается необходимость получе-
ния определенной зоны защиты, которая представляет собой про-
странство, защищаемое от прямых ударов молнии [28] н
(см. рис: 11.6).
•к Расчетная зона защиты одинцчного стержневого молниеотвода
высотой до 150 м представляет собой конус с высотой и радиусом
на уровне земли соответственно 1
ft0 = 0,85/1, (11.12)
rft=(l,l-b0,002ft)ft. (Н.13)
Зона защиты одиночного тросового молниеотвода с высотой
над землей в точке наибольшего провеса, равной ft, предсТавйяет
сббой протяженную горизонтальную трехгранную призму с высотой
йо = 0,85й и с основанием на одну„ сторону на уровне земли
ro=(l,35-i-O,OO25/i)ft. , (11.14)
Допустимое расстояние по воздуху при прямом ударе молнии
в Молниеотвод определяется импульсным напряжением Uma в точке,
расположенной от земли на высоте I:
Uимп - iJ^ + Ldi/dt, (11-15)
где' 1м — мгновенное значение тока молнии; /?„мп — импульсное
сопротивление заземлцтеля; L — индуктивность участка токоотвоДа
длиной / от заземлителя до рассматриваемой точки, равного высоте
сооружения ft. Если ток молнии /„>150 кА, то d>L = l = h. и ампли-
тудное импульсное напряжение
Умакс =(/м/2) (/?„„„+ //?U + ft2)- (П-16)
В этом случае минимальное расстояние по воздуху и в земле
5в=^Т’мнЙ.В=: 1/„ВКс/^-3, 5з—МЙН.З--------/м^м/^З* (11.17)
Для расчетов принимают напряженность электрического поля
Ев = 500 кВ/м, Е3 = 300 кВ/м.
391
Пример tl.5. На рис. 11.6 показано
расположение защищаемого сооружения- и
молииеотвода.< Определить защитную зону
одиночного стержневого молниеотвода и его
высоту при ударе молнии, если /м= 150 кА,
импульсное сопротивление заземлителя
ЛИМ!1== Ю Ом, высота защищаемого сооруже-
ния hx— 10 м, размеры сооружения аХ&=^
= 6X6 м.
Решение. По (11.16) находим t/MaKC =
= (150/2) (10 + ^/1004-100) = 1810 кВ.
Расстояние по воздуху по (11.17) долж-
но быть не менее SB= 1810/500 = 3,62 й:
Расстояние в земле S3=150- 10/300=5 м.
При этих расстояниях не произойдет пробор
между молниеотводом и защищаемым соору-
жением. Высота молниеотвода должна быть
выбрана такой, чтобы защищаемое .сооруже-
ние находилось в
отвода. Для этого
отводе необходимо,
щитной зоны над
= S3-i-a=5+6=ll
стороны защищаемого объекта. Определяем
значение г0, задаваясь высотой молниеотвода /г„ = 20 м, тогда по (11.14) г0 —
= 11й —0,02/г2= 1,1- 20—0,02X 400=14 м.
Следовательно, г0 = 14 м больше S3 + a=ll м и защищаемое сооружение
при высоте молниеотвода h„ = 20 м будет находиться в защитной зоне.
•м
Молниеотвод
Защищав -
мое
сооружение
Рис. 11.6. Взаимное расположение
защищаемого сооружения и мол-
ниеотвода
защитной зоне молнией
при одиночном молнне-
чтобы радиус мвица за-
сооружением был г0 =
м, где а= 6 м — размер
а
h
” V Г
§ 11.5. Защита подземных сооружений от электрокоррозии
блуждающими токами
Основной, причиной электрокоррозии металлических сооруже-
ний, соприкасающихся с почвой (трубопроводов, кабелей с метал-
лической оболочкой и др.), являются блуждающие токи.
Блуждающие токи — это токи в земле, ответвляющиеся от рель-
сов электрифицированных железных дорог, трамваев, метро и дру-
гих видов электротранспорта, работающих на постоянном токе и
использующих в качестве обратного провода рельсы. Блуждающие
токи возникают также и в других электрических установках до-
стоянного тока, использующих в качестве обратного провода землпо
(телеграф, установки постоянного тока для питания усилительных
пунктов кабельных линий связи).
Блуждающие токи, встречая на своем пути металлические со-
оружения (кабели, газовые, водопроводные, тепловые и другие тру-
бопроводы), проходят по ним и возвращаются по земле к источ-
нику постоянного тока. Одна часть металлического подземного
сооружения, 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
н на проводнике, являющемся анодом, выделяется кислород, кото-
рый окисляет и разъедает металл (электролитическая коррозия).
При пнтаннн электроэнергией трамвая и электрифицированных
392
железных дорог обычно положительный полюс источника постоян-
ного тока присоединяется к контактному проводу, а отрицательный
поЛюс — к релцсам (рис. 11.7).
Участок подземного металлического сооружения, в который вхо-
дят блуждающие токи, называется катодной зоной. В катодной зоне
потенциал металлического сооружения относительно земли отрица-
телен и сооружение не подвергается электрокоррозии. Участок того
же металлического сооружения, в пределах которого блуждающие
токи выходят в землю, называется анодной зоной.
Блуждающий ток в 1 А, 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 сильной коррозии подвергаются
голые освинцованные и бронированные кабели.
Основными средствами борьбы с коррозией, вызванной блужда-
ющими токами в подземных металлических сооружениях, являются
электрические защиты [34].
Весьма важной мерой защиты подземных сооружений от элек-
трокоррозии является также ограничение сопротивления рельсовой
сети. Блуждающие токи зависят от электрического сопротивления
рельсовой и отсасывающей сетей, поэтому за их состоянием ведется
систематическое наблюдение.
! Все подземные металлические сооружения, расположенные вбли-
зи электрифицируемых путей, защищаются от коррозии, вызванной
блуждающими токами (противокоррозионными покрытиями, уклад-
кой металлических сооружений в неметаллические трубы, блоки, ка-
налы, туннели), а также при необходимостй дополнительно электри-
ческой защитой с
металлоконструкций
земли.
Катодная защита
поляризацией
относительно /
Рис. 11.8. Схема катодной
защиты от блуждающих то-
ков
(рис. 11.8),
Отсасывающие линии
3 Рельс
наВель
1
Анодная зона)
'Нулевые зоны
Катоднмзаны
Рис. 11.7. Схема образования коррозионных
зон блуждающими токами
393
3 61 3
Рнс. 11.9. , Схемы электродренажной
защиты от блуждающих токов:
а — простая защита; б — поляризован-
ная защита; в — усиленная защита
В качестве положительных, элект-
родов применяют стержни из
кремния или кремнистого чугуна;
которые прокладывают в траншее
на глубине около 1,2 м в коксок
вой засыпке, иа расстоянии до
200 м от защищаемого сооружен
ния и присоединяют к «катодной
станции». В качеству источника*
энергии такой станции применяют!
тиристорные преобразователи на
номинальные токи 100 А и ног
миНальное напряжение 24 В, что
обеспечивает поддержание на за*
щищаемом сооружении (из стан
ли) нужного потенциала в пре-
делах 0,5 — 1,2 В.
Протекторная защита. В качестве электродов, образующих с
защищаемым объектом гальваническую пару, применяют электроды
в в^де цилиндров из магния, цинка или алюминия. Такой протектор
или группу протекторов часто помещают в пробуренное отверстие,
заполненное тестообразным или порошкообразным активизатором
(например, ПП-5) йа расстоянии до 4,5 м от защищаемого соору-
жения и соединяют с ним при помощи изолированного проводника.
Электродренажиая защита (рис. 11.9). Ее применяют, когда
защищаемые сооружения расположены на близком расстоянии от
источника блуждающих токов, что обеспечивает, выход блуждаю-
щего тока из защищаемого сооружения / через проводник 2 в
рельс 3. .
Применяют три вида электродренажной защиты: иеполяризован-
ную (простую), поляризованную и усиленную (отсасывающукУ)
электродренажные защиты. Простые защиты применяют редко ,и
при постоянном направлении блуждающих токов; поляризованная
защита требует установки диода, пропускающего ток в одном на-
правлении; усиленная — требует установки источника постоянного
тока.
# * *
Изучение курса «Электроснабжение промышленных предприя-
тий» показало, какое большое значение имеет для всех отраслей
народного хозяйства надежное, качественное и экономное электро-
снабжение. Надежность электроснабжения обеспечивается наличие
ем в сис1еме электроснабжения рядом технических средств, а также
устройствами релейной защиты и автоматики,
Качество электроэнергии определяется в основном напряжением
и частотой, подаваемых от источников питания к потребителям
для обеспечения оптимальных показателей работы. При снижении
напряжения у потребителей падает производительность электроце-
394
чей и Удлиняется время плавки', при снижении напряжения на 10%
световой поток ламп снижается на 30%. ПоддержаниенапряжеНия
и частоты в допустимых пределах обеспечивается автоматическим
регулированием возбуждения и скорости генераторов на электри’
ческих станциях, регулированием возбуждения синхронных компен-
саторов, изменением коэффициента трансформации трансформа-
торов на подстанциях и т. д.
Экономичность электроснабжения достигается выбором опти-
мальных вариантов электроснабжения прн проектировании отдель-
ны^ его элементов (трансформаторов, линий компенсирующих
устройств для повышения коэффициента мощности), а также наи-
более экономичной их эксплуатации. Последнее обеспечивается
широким внедрением системы автоматического учета и контроля
расхода электроэнергии во всех звеньях производства, передачи и
потребления электроэнергии.
Перечисленные требования обеспечат выполнение планов разви-
тия народного хозяйства, в соответствии С задачами, поставлен-
ными нашей партией и правительством на ближайшее будущее и
перспективу.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ч
1. Основные положения Энергетической программы СССР на длительную пер-
спективу. М., 1984. .
" 2. Правила устройства электроустановок. 5-е изд. М., 1977—1982.
и 3. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и Пра-
вила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. 3-е изд.
М., 1969.
4. Князевскйй Б. А., Липкин Б. Ю. Электроснабжение промышленных пред-
приятий. М., 1979.
'5. Неклепаев Б. Н. Электрическая часть электростанций. М., 197?.
й 6. Волобринский С. Д., Каялов Г. М., Клейн П. И. Электрические нагрузки
промышленных предприятий. М., 1971. .
У. Ермилов А. А Основы электроснабжения промышленных предприятий. М.,
1083. '
18. Мукосеев Ю. Л. Электроснабжение промышленных предприятий. М., 1973.
9. Князевскйй Б. А., Трунковский Л. Е. Монтаж ц эксплуатация электроуста-,
норрк. М, 1984. ,
10. Карлович В. И., Ермилов А. А., Трунковский Л. Е. Проектирование и
монтаж промышленных электрических сетей. М., 1971.
II, В мире энергетики/Астахов Ю. Н.. Вайнштейн Г. М., Веников В. А. и др.
М„ 1967.
12. Липкин Б. Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и устано-
вок,—М.: Высшая школа5 1981. . ?
„ ТЗ. Электроснабжение промышленных предприятий /Дирацу В. С., Конова-
х&Й П. И:, Петренко Л. И. й др. Киев, 1974.
-О 14. Соскин Э. А. Основы диспетчеризации и телемеханизации промышленных
с*у^ем электроснабжения. М., 1977.
(5. Веников В. А. Переходные электромеханические процессы в электрических
системах. М., 1970.
16. Охрана труда в электроустановках/Князевскйй Б. А., Марусева Т. П., Ши-
пунов Н, В. и др./Под ред. Б. А. Князевского. М.,1977. v
, . 17. Овчаренко А. С., Рабинович М. В. Технико-экономическая эффективность
систем электроснабжения промышленных предприятий. Киев, 1977.
18: Госплан СССР, Госстрой СССР, Академия наук СССР. Типовая методика
определения экономической эффективности капитальных вложений. М., 1969. ;
39$
19. ' Методика технико-экономических расчетов в энергетике. М., 1966.
20. Указания по компенсации реактивной мощности, в распределительных сетях.
М., 1974. _
21. Указания по определению электрических нагрузок промышленных устано-
вок. М., 1968.
22. Инструкция по проектированию н устройству молниезащиты зданий и со-
оружений. М.," 1978.
23. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий/Под ред.
А. А. Федорова, Г. В. Сербиновского. М., 1980.
24. Электротехнический справочник. Т. 1—З/Под ред. проф. И. Н. Орлова. М.,
1980, 1981.
25. Справочник по электропотреблению в промышленности/Под ред.
на Г. П., Копытова Ю. В. М., 1978.
26. Кукуевицкий Л. И., Смирнова Т. В. Справочник реле защиты и автоматики.
М„ 1972. . .
27. Карпов Ф. Ф., Козлов В. Н. Справочник по расчету проводов и кабелей.
М„ 1969. . ,
28. Справочник по проектированию электроснабжения/Под ред. В. И. Крупо-
вича, Ю. Г. Барыбина, М. Л. Самовера. М., 1980.
29. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования /
/Под ред. В. И. Круповича^ Ю. Г. Барыбина, М. Л. С&мовера. М., 1981.
30. Э. Ристхейн. Рабочая программа и методические указания по курсу элек-
троснабжения. Таллин, 1981. . ; ;
31. Правила пользования электрической и тепловой энергией. М., 1977.
32. СНиП III-33—76. Правила производства и приемки работ. Электротехни-
ческие устройства. М., 1977.
33. Указания по проектированию электроснабжения промышленных предприя-
тий. М., 1976. ' '
\ 34. Правила защиты подземных металлических сооружений от коррозии. М.,
1965.
35. Объем и нормы испытаний электрооборудования. М., 1975.
36. Изделия заводов Главэдектромонтажа. Шинопроводы, электромонтажные
изделия. М., 1975.
37. Проектирование промышленных электрических сетей / Крупович В. И., Ерми-
лов А. А., Пеанов В. С. и др. М., 1976.
38. Пособие по курсовому и дипломному проектированию для электроэнерге-
тических специальностей/Блок В. М„ Обушев В. К-, Паперно Л. Б. и др. М,, 1981.
ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ
Автотрансформаторы 71
Агрегаты гарантийного питания 85
Амперметры 343
Ваттметры 343
Вольтметры 343
Выбор варианта схемы электроснабже-
ния 151
— высоковольтных выключателей 248
- ь — предохранителей 249
— кабелей 246
— напряжения 150
— разъединителей 249
— реакторов 247
- ь-i сети электрической 213
— трансформаторов тока 249
— 5— напряжения 250
— шин и изоляторов 246
Выключатели автоматические 196
Гирлянды 159
Двигатели асинхронные 89
— синхронные 89
Дисперсия 117
Заземлители 380
Затраты капитальные 152
Защита дифференциальная попереч-
ная 310
— — продольная 309
Защита максимально-направленная 312
— ‘максимально-токовая 302, 318
— протекторная 394
— релейная генераторов 326
— сетей электрических 320
— статическая конденсаторов 333
— трансформаторов 313
— установок электрических 333
— электродвигателей 329
— электродренажиая 394
Изоляторы 158
Испытание линий кабельных 176
Кабели силовые 182
Колебания напряжения'112
Компенсаторы синхронные 90
Компенсация конденсаторами попереч-
ная 119
— — продольная 119
Конденсаторы статические 91
Контроль состояния изоляции 323
Короткозамыкателя 263
Коэффициент использования 16
— максимума 19 '
— спроса 18
Кратность первичного тока 305
Линии воздушные 160
— кабельные 161
Машины управления вычислительные
373
Механизмы неответственные 83
— ответственные 82
Молннезащита 390
Мощность номинальная 16
— расчетная 71
— присоединения 144
Нагрузка пиковая 15
Напряжение короткого замыкаиия 68
Неодинаковость напряжения 115
Объем телеизмерения 368
— телесигнализации 368
— телеуправления 368
Опоры 159
Отделители 264
Отклонения напряжения 106
Оценка качества напряжения 115
Падение напряжения 170
Перенапряжения атмосферные 389
— коммутационные 389
Подстанции 252, 276
Потери мощности активной 35, 153
— — реактивной 35, 153
— напряжения в трансформаторе 109
— электрической энергии в линии 40
---— в трансформаторе 39
---— в шнйопроводе 40
Приборы контрольно-измерительные 343
Приемник электрической энергии 10
Предохранители 192, 296
397
Провода 157
Прокладка кабелей 162
— проводов 183
Расчет линий троллейных 216
— - системный 53
— техннко-экономнческий выбора на-
пряжений 179
— эксплуатационный 153
— электрических сетей 210, 216, 220
Регулирование напряжения 121, 126
— частоты 128
Режим работы кратковременный 11,
203
— — повторно-кратковременный 11
— — продолжительный 11
Режимы работы электродвигателей 138
Реле 295, 298
Сети электрические 182 >•
Схемы электрических сетей кольцевые
188
--------магистральные 187
— — — радиальные 186
— управления 370
Счетчики (343
Телеуправление 368
Ток оперативный 10, 104, 296
— пиковый 217
— срабатывания 205
— среднеквадратичный 35
Токопроводы 166
Трансформаторы силовые. 68
— тока 346
Управление дистанционное 338
Установки вентиляционные 42
— комплектные конденсаторные 94
— компрессорные 41
— насосные 43 '
— собственных нужд 84
Устойчивость двигателя асинхронного
129
Устройства автоматические заземляю-
щие 362
Частотомеры 343
Шинопроводы 182
Щиты управления 353