Автор: Загайнов Н.А. Финкельштейн Б.С. Кривов Л.Л.
Теги: электроника энергетика электроснабжение железнодорожный транспорт издательство транспорт учебник для техникумов тяговое электроснабжение
ISBN: 5-277-00039-9
Год: 1988
Текст
Н.А.ЗАГАИНОВ
Б.С. ФИНКЕЛЬШТЕЙН
Л. Л. КРИВОВ
ТЯГОВЫЕ
ПОДСТАНЦИИ
ТРАМВАЯ
И ТРО11ЛЕЙ5ИСА
УД К 621.331:621.311.4:656 (-21) (075.32)
Загайнов Н. А., Финкельштейн Б. С., Кривое Л. Л. Тяговые
подстанции трамвая и троллейбуса: Учебник дли техникумов/
Под ред. Н. А. Загайиова.— 4-е изд., перераб. н доп.— М.: Транс-
порт, 1988.— 327 с.
Даны основные сведения об оборудовании тяговых подстанций
городского электрического транспорта. Рассмотрены современные
аппараты и токоведущие части переменного и постоянного токов,
релейная защита, силовые полупроводниковые приборы, выпря-
мители и заземляющие устройства. Приведены схемы электриче-
ских соединений, конструктивные узлы и типы тяговых под-
станций.
Изложены основные вопросы эксплуатации, техники безопас-
ности, строительства и монтажа подстанций; описаны устрой-
ства телемеханики.
Третье издание было выпущено в 1978 г.
Кинга утверждена в качестве учебника для учащихся тех-
никумов по специальности № 1611 «Эксплуатация, ремонт и
энергоснабжение городского электротранспорта». Она может быть
полезна работникам, связанным со строительством, монтажом
и эксплуатацией тяговых подстанций.
Ил. 247, табл. 21, библиогр. 17 назв.
Кингу написали: Н. А. Загайнов —главы 1, 2, 4, 7—10;
Б. С. Финкельштейн — главы 3, 6, 11 —13; Л. Л. Кривов —
главы 5, 14. 15.
Рецензент Л. Н. Ефретов
Редактор С. А. Каткова
_ 3204000000-281
3 —049(01')' 88— 2°8-свод. пл. вып. лит. для сред. спец. учеб,
заведений на 1988 г.
ISBN 5-277-00039-9
© Издательство «Транспорт», 1978.
© Издательство «Транспорт», 1988,
с нзмененнямн
ОТ АВТОРОВ
В связи с ростом населения современных городов по-
стоянно увеличивается объем пассажирских перевозок и тем са-
мым повышается роль городского транспорта. Основными направ-
лениями экономического и социального развития СССР на 1986—
1990 годы и на период до 2000 года предусматривается «Улучшать
обслуживание населения всеми видами транспорта. Полнее учиты-
вать требования к комфортности перевозок, повысить культуру об-
служивания... Осуществить меры по... повышению ритмичности и
четкости работы пассажирского транспорта».
Наиболее совершенным и экологически безвредным видом город-
ского пассажирского транспорта является электрический транспорт.
Надежность и эффективность его работы в значительной степени
определяются системой электроснабжения, одним из основных эле-
ментов которой являются тяговые подстанции. Современная тяговая
подстанция — сложное электротехническое сооружение, оснащенное
силовым, преобразовательным, коммутационным и релейным обору-
дованием, большая часть которого работает в режиме автотеле-
управления и постоянно совершенствуется.
В то же время развитие городского электрического транспорта
в целом и тяговых подстанций, как составной его части, заключается
не только в совершенствовании технического уровня, но и в суще-
ственном улучшении качества технической эксплуатации. Это повы-
шает роль подготовки высококвалифицированных кадров для экс-
плуатационных организаций городского электротранспорта.
С момента выхода в свет предыдущего 3-го издания настоящего
учебника (1978 г.) отечественной промышленностью выпущено но-
вое, более совершенное оборудование: преобразовательные агре-
гаты, аппаратура распределительных устройств переменного тока,
телемеханики и др. Вышли новые Правила устройства электро-
установок, Правила технической эксплуатации трамвая и троллей-
буса. Все эти технические и организационные изменения нашли
отражение в настоящем 4-м издании учебника.
В нем содержатся подробные данные лишь о таком электрическом
оборудовании, которое выпускается промышленностью и находится
в эксплуатации. Однако при подготовке учебника было учтено, что
на тяговых подстанциях еще действует оборудование прежних лет
выпуска, поэтому авторы сочли целесообразным дать его краткое
описание.
Авторы исходили из того, что к моменту изучения данного пред-
мета учащиеся освоили электротехнику, электрические машины, тяго-
вые аппараты, электронную технику, информатику, вычислительную
технику, поэтому отдельные вопросы указанных дисциплин освещены
в учебнике лишь в практическом их применении.
। *
з
Учебник написан в соответствии с программами курсов «Тяговые
подстанции» и «Электрические преобразователи» для средних учеб-
ных заведений по специальности «Эксплуатация, ремонт и энерго-
снабжение городского электротранспорта».
В учебнике нашли отражение результаты работ по совершен-
ствованию тяговых подстанций, выполненных при участии авторов
в Московском энергетическом институте, Академии коммунального
хозяйства им. К. Д. Памфилова, МосгортрансНИИпроекте, учтен
опыт эксплуатации тяговых подстанций трамвая и троллейбуса
в Москве, Ленинграде и других городах, а также опыт преподава-
ния авторами курса «Тяговые подстанции» в МЭИ и Московском
электромеханическом техникуме.
Перспективы дальнейшего развития тяговых подстанций по мне-
нию авторов характеризуются тем, что на подстанциях будут пол-
ностью устранены аппараты с механическим принципом действия,
повышена надежность работы всего оборудования, периодичность
технического обслуживания и капитальных ремонтов увеличена.
Это может быть обеспечено, в частности, на основе применения
тиристоров и симисторов, а также обязательного устранения с под-
станций маслонаполненного оборудования.
Применение микропроцессоров позволит обеспечить быстрое и
четкое выполнение логических операций, требующих анализа состоя-
ния оборудования. Электронно-вычислительные машины (ЭВМ)
дадут возможность непрерывного контроля общего состояния авто-
матизированных систем электроснабжения и управления городским
транспортом. ЭВМ будут также широко использоваться при опре-
делении оптимальных систем электроснабжения.
Все пожелания и предложения по содержанию и оформлению
учебника будут приняты авторами с благодарностью. Их следует
направлять по адресу: 103064, Москва, Басманный тупик, 6а, изда-
тельство «Транспорт».
Глава 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТАНЦИЯХ И ТЯГОВЫХ ПОДСТАНЦИЯХ
§ 1.1. КРАТКАЯ ИСТОРИЯ ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР
В первые годы Советской власти началось строительство
электростанций: в 1918 г.— Волховской и Шатурской, в 1919 г.—
Каширской. По предложению В. И. Ленина, в феврале 1920 г.
сессия ВЦИК вынесла постановление о разработке Государствен-
ного плана электрификации России (план ГОЭЛРО). По плану
ГОЭЛРО намечалось в течение 10—15 лет построить 30 районных
электростанций (РЭС) общей мощностью 1750 тыс. кВт. Несмотря
на то что осуществление плана ГОЭЛРО началось в тяжелых усло-
виях гражданской войны и хозяйственной разрухи, он был значи-
тельно перевыполнен. Через 15 лет мощность всех районных элек-
тростанций составила 4,3 млн. кВт, что оказалось в 2,5 раза больше
намеченного.
Советский Союз за 1930—1935 гг. обогнал по производству
электроэнергии Великобританию, Канаду, Италию, Японию, Фран-
цию, Норвегию, заняв второе место в Европе и третье в мире.
В 1975 г. установленная мощность электрогенераторов составила
230 тыс. МВт. На электростанциях СССР, начиная с 1980 г., уста-
навливаются генераторы мощностью 1000 МВт и более.
Основным принципом развития электрификации Советского Сою-
за является создание объединенных энергетических систем.
Энергетическая система — это объединение параллельно рабо-
тающих электростанций единой высоковольтной сетью электропере-
дачи с общим режимом работы, диспетчеризацией и общим резер-
вом. Введение энергетических систем повышает экономическую
эффективность электроустановок, позволяет полнее использовать
энергетические ресурсы и мощность электростанций, а также умень-
шает число резервных агрегатов. Вследствие наличия в СССР боль-
шого числа часовых поясов энергетические системы приобретают
особенно важное значение.
Основные задачи, стоящие перед электроэнергетиками,— уве-
личение строительства новых электроэнергетических установок,
сокращение сроков строительства, уменьшение удельных затрат при
строительстве, сокращение удельных расходов топлива. В частности,
в развитии электроэнергетики на 1986—1990 гг. предусматривается
продолжение формирования Единой электроэнергетической системы
страны с применением межсистемных линий электропередачи с
напряжением 500, 750 и 1150 кВ переменного тока и 1500 кВ посто-
янного тока.
Линии электропередачи постоянного тока имеют выпрямитель-
ную установку в головной части и инверторную в конечной части.
Инверторная установка преобразует постоянный ток в трехфазный
нормальной частоты.
5
Линии электропередачи постоянного тока, несмотря на относи-
тельную сложность, экономически оправданы вследствие высокой
надежности, сокращения времени ремонтных работ.
§ I. 2. ПРОИЗВОДСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Электростанции, вырабатывающие электроэнергию, могут
быть тепловые, работающие на торфе, нефти, газе и каменном угле;
атомные, использующие энергию атомных реакторов, и гидростанции,
работающие за счет энергии падающей массы воды.
Тепловые электростанции с паровыми турбинами бывают конден-
сационными и теплофикационными.
Конденсационная паротурбинная электростанция (КЭС) состоит
из турбины, в которую подается из котла пар, совершающий меха-
ническую работу вращения турбины и генератора, вырабатывающего
электроэнергию трехфазного переменного тока.
Теплофикационные паротурбинные электростанции — электро-
централи (ТЭЦ) — снабжают близлежащие предприятия электро-
энергией, паром и горячей водой.
Пар для нужд теплофикации отводится от премежуточных сту-
пеней турбины, при этом часть его может подаваться непосредствен-
но на промышленные предприятия, другая часть поступает в водо-
подогреватель для получения теплофикационной горячей воды. После
теплофикационного водоподогревателя конденсат воды направляется
в питательный бак.
Атомные электростанции (АЭС) используют энергию атомных
реакторов, где в качестве ядерного горючего применяется один
из изотопов урана и тория. Атомные электростанции по существу
относятся к тепловым электростанциям, так как пар, образующийся
в котле за счет его нагрева реактором, вращает турбину и генератор,
который вырабатывает переменный электрический ток.
Следует отметить, что запасы только урана содержат в 20—40 раз
больше энергии, чем разведанные запасы угля и нефти: 1 кг урана
эквивалентен 2000 т угля и может дать 20 млн. кВт-ч электриче-
ской энергии.
Ограниченные топливные ресурсы земных недр заставили ученых
искать новые способы получения электроэнергии. Сейчас физики
всего мира работают над получением энергии, выделяющейся при
слиянии ядер легких элементов.
Гидроэлектростанции (ГЭС) по своему расположению подразде-
ляются на деривационные, построенные на горных реках, и плотин-
ные, где используется напор воды, создаваемый перепадами ее
между верхним и нижним уровнями (бьефами).
Мощность гидроэлектростанции зависит от высоты падения и ко-
личества воды, протекающего через турбину в единицу времени.
Деривационные гидроэлектростанции строятся на горных реках
Кавказа, Средней Азии, Алтая. При сравнительно небольшом рас-
ходе воды, но большой высоте падения, доходящей до 400 м, эти
станции бывают достаточно мощными.
6
К. п. д. ГЭС составляет около 80—90%. Вследствие отсутствия
расходов на топливо себестоимость электроэнергии ГЭС в несколько
раз меньше, чем тепловых электростанций.
В целях облегчения работы основных электростанций в часы
максимума нагрузки иногда применяют гидроаккумулирующие элек-
тростанции (ГАЭС). Эти станции имеют верхний и нижний водные
бассейны. На станции установлены обратимые генераторы с насо-
сами, которые в периоды спада нагрузки качают воду из нижнего
бассейна в верхний, а в часы максимума нагрузки вырабатывают
электроэнергию.
Длительное время ученые СССР, США и Великобритании рабо-
тают над принципиально новыми способами получения электроэнер-
гии в магнитогидрогенераторах за счет выделения энергии при
слиянии ядер легких химических элементов при высокой темпе-
ратуре.
Советские ученые первыми в мире в разработанной ими установке
«Токомак» в 1968 г. нагрели водородную плазму до температуры
10 млн. градусов.
Получение электроэнергии в магнитогидрогенераторах в отличие
от существующих, теплоэлектростанций не требует использования
природных топливных ресурсов.
Другим перспективным научным направлением является получе-
ние проводников электрического тока, обладающих сверхпроводи-
мостью. Такие проводники при малом их сечении позволяют значи-
тельно снизить потери электроэнергии.
§ 1.3. ПЕРЕДАЧА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИМИ СИСТЕМАМИ
Большинство электростанций Советского Союза работает
на общую энергосистему, от которой питаются промышленные,
транспортные и другие предприятия.
Электрической системой называется часть энергосистемы, объ-
единяющая генераторы, распределительные устройства и линии
электропередачи. Основными элементами любой электрической сис-
темы являются электростанции. Электроэнергия внутри системы
распределяется при напряжении 35, ПО или 220 кВ.
На внутренних подстанциях электрической системы (например,
ТПБ, рис. 1.1) для повышения коэффициента мощности устанав-
ливают синхронные компенсаторы СК.
Для питания сравнительно мелких потребителей, например тяго-
вых подстанций, в системе применяют распределительные пункты
РП, которые от подстанций отличаются тем, что не имеют транс-
форматоров.
Трехфазные электрические системы напряжением выше 1000 В
могут выполняться в трех вариантах: с изолированной нейтралью,
с нейтралью, заземленной через дугогасящие катушки (компенси-
рованные системы), и с глухозаземленной нейтралью.
Система с изолированной нейтралью имеет более высокую на-
дежность работы, так как однофазные замыкания на землю, со-
7
сЦтэи.) сг(тзц)
к тпи к тпк
Рис. 1.1. Принципиальная схема электросистемы:
CI-C4 электростанции; Л/—Л17 - линии электропередачи; ТПА. ТПБ. Г//В — тяговые
подстанции
ставляющие около 75% общего числа повреждений, не отражаются
на работе потребителей. Эти системы характеризуются малыми
токами замыкания на землю и не требуют немедленного отключения.
Однако при замыкании одной фазы на землю напряжение других
фаз относительно земли повышается в \/3 раза, что может вызвать
повторное замыкание на землю.
§ 1.4. ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ ТЯГОВЫХ ПОДСТАНЦИЙ,
ИХ КЛАССИФИКАЦИЯ
История развития тяговых подстанций, как и развитие
городского электрического транспорта (ГЭТ), тесно связана с про-
грессом в области развития преобразовательной техники. Первый
в России трамвай был пущен в Киеве в 1901 г. Он питался от генера-
торов постоянного тока (динамомашин).
8
В Москве в 1903 г. для питания трамвая были использованы
умформеры (одноякорные преобразователи). Они включались в трех-
фазную сеть 10 кВ с частотой 25 Гц через трансформаторы. Несмотря
на необходимость в дополнительных устройствах для преобразова-
ния трехфазного тока частотой 50 Гц в 25 Гц, это был значительный
шаг в развитии ГЭТ.
Отечественная промышленность в 1930 г. начала выпускать
ртутные выпрямители (РВ). Эти преобразователи по отношению
к умформерам обладали значительными преимуществами. Они не
требовали преобразования трехфазного тока частотой 50 Гц в
25 Гц, были дешевле умформеров, меньших габаритных размеров,
проще в эксплуатации. Но наличие в РВ ртути загрязняло воздух
машинного зала, в особенности при их ремонте.
Следующим этапом в развитии преобразовательной техники яви-
лось применение отечественных полупроводниковых выпрямителей
в 1965 г. Этот вид выпрямителей по отношению к РВ обладал
еще большими преимуществами; позволял легко осуществлять авто-
матизацию подстанций, был прост и надежен в эксплуатации. Перво-
начальные типы полупроводниковых выпрямителей были еще не-
сколько громоздкими, так как имели принудительное воздушное
(вентиляторное) охлаждение и большие шкафы защиты от перена-
пряжения.
В дальнейшем эти недостатки были устранены. Современный
полупроводниковый (кремниевый) выпрямитель по надежности не
отличается от трансформатора.
В дальнейшем стали применять управляемые выпрямители
(тиристорные). Они обеспечивали быстрое отключение внешних то-
ков короткого замыкания (к. з.) и могли применяться на подстанциях
без громоздких выключателей постоянного тока, в которых при
отключении нагрузки и к. з. возникает открытая электрическая дуга.
Современные тяговые подстанции служат для преобразования
трехфазного переменного тока напряжением 6 или 10 кВ частотой
50 Гц в постоянный ток. Для городского электрического транспорта
принято напряжение постоянного тока: на токоприемнике трамвая
и троллейбуса 550 В, на шинах тяговых подстанций 600 В, на токо-
приемнике подвижного состава метрополитена 750 В, на шинах его
тяговых подстанций 825 В.
Питание тяговых подстанций электроэнергией производится по
кабельным линиям напряжением 6 или 10 кВ (рис. 1.2), присоединяе-
мым к распределительному устройству высшего напряжения.
Распределительное устройство служит для приема и распределе-
ния электроэнергии. Оно состоит из сборных шин, оперативных
и защитных аппаратов, измерительных приборов и вспомогательных
аппаратов. К распределительному устройству присоединены преобра-
зовательные агрегаты и трансформаторы собственных нужд (СН).
Преобразовательные агрегаты состоят из преобразовательных
трансформаторов и выпрямителей.
9
| КаВели В или IB кВ |
Распределительное устройство
ВВод
напряжения 220В
| Трансформатор СИ
Сборные шины
Положительная Отрицательная |
[□□□□□о]
I РУ переменного тока I
I II I
Потребители СИ
Контактная сеть
{□ □ □ □ □ □ 1 Рельсы
1 НЯ ЯП /
Рис. 1.2. Структурная схема тяговой подстанции
Электроэнергия выпрямленного тока через распределительное
устройство постоянного тока с положительных и отрицательных
шин поступает в тяговую сеть для питания электрического подвиж-
ного состава.
Нагрузка на сборных шинах тяговой подстанции не остается
постоянной, так как непрерывно изменяется число поездов, курси-
рующих в районе подстанции, а также ток, потребляемый каждым
поездом.
Ток меняется в зависимости от сопротивления движения по-
езда, профиля и состояния пути, наполнения вагона пассажирами,
вида соединения тяговых двигателей.
Вследствие этого мгновенное значение суммарного тока на сбор-
ных шинах тяговой подстанции постоянно меняется (рис. 1.3). Изме-
няется нагрузка на шинах тяговой подстанции и по часам суток
(рис. 1.4).
Система электроснабжения — совокупность устройств, предна-
значенных для приема, преобразования и распределения электро-
энергии, потребляемой подвижным составом. Системы электро-
снабжения могут быть централизованными и децентрализованными.
Централизованная система электроснабжения — система, в ко-
торой каждая тяговая подстанция питает большой район контактной
сети по многим кабелям.
Децентрализованная система электроснабжения — система, как
правило, с двумя плюсовыми и двумя минусовыми кабелями, выво-
димыми на контактную сеть, каждая секция которой питается с двух
сторон от двух тяговых подстанций.
Классификация тяговых подстанций может быть произведена
по нескольким показателям:
ю
по назначению подстанции бывают трамвайные, троллейбусные,
трамвайно-троллейбусные;
по типу преобразователей — подстанции с неуправляемыми вы-
прямителями с применением кремниевых силовых вентилей (диодов)
и с управляемыми выпрямителями на тиристорах;
по числу агрегатов — одно- и многоагрегатные подстанции;
по способу резервирования — с резервными агрегатами или ре-
зервом по мощности (одноагрегатные подстанции);
по способу управления — подстанции ручного управления, где
автоматизирована в основном лишь защита оборудования от нару-
шения нормального режима работы; подстанции автоматические,
на которых дополнительно автоматизированы ответственные и
трудоемкие процессы управления и контроля основных технологи-
ческих операций; автотелеуправляемые подстанции, которые допол-
нительно управляются и контролируются с диспетчерского пункта
по каналам телемеханики;
по конструктивному выполнению подстанции делятся на ста-
ционарные и временные. Стационарные подстанции в свою очередь
подразделяются на закрытые и полуоткрытые [часть оборудования
(трансформаторы) устанавливается вне здания], одноэтажные и
многоэтажные, наземные и подземные, отдельно стоящие или встро-
енные в здания другого назначения.
Наибольшее распространение в проектной и строительной прак-
тике получили наземные подстанции. Для централизованного элек-
Рис. 1.3. Типичная кривая мгновенных
значений тока иа сборных шинах тяго-
вой подстанции
Рис. 1.4. Типичный график нагрузок
тяговой подстанции по часам суток в ра-
бочие дни недели:
а — трехагрегатная подстанция (Pfp =
= 0.6Ртах); б — одноагрегатная подстан-
ция (Рср = О.бРтах)
О) б)
II
троснабжения трамвая и троллейбуса их строят трехагрегатными.
Для децентрализованного электроснабжения строят одно- и двух-
агрегатные подстанции.
К. п. д. тяговых подстанций и отдельных элементов системы
электроснабжения (ориентировочно):
Высоковольтная линия передачи 0,98
Тяговая подстанция .... 0,95
Кабели тяговой сети .... 0,95
Контактная сеть 0,85
Общий к. п. д. ... 0.74
Контрольные вопросы
1. Что такое КЭС?
2. Что такое ТЭЦ?
3. Что такое АЭС?
4. Что такое ГЭС?
5. Что такое ГАЭС?
6. Каков к. п. д. различных типов электростанций?
7. Что такое электроэнергетическая система и из каких элементов она состоит?
8. Из каких элементов н узлов состоит тяговая подстанция?
9. Как классифицируются тяговые подстанции:
по типам преобразователей?
по числу агрегатов?
по способу управления?
по конструктивному выполнению?
Глава 2. КОРОТКИЕ ЗАМЫКАНИЯ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
УСТАНОВКАХ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА
$ 2.1. ПРИЧИНЫ И ПОСЛЕДСТВИЯ КОРОТКИХ
ЗАМЫКАНИЙ
Короткие замыкания (к. з.) возникают в электрических
установках переменного тока вследствие пробоя изоляции между
различными фазами токоведущих частей установок или замыкания
между проводниками.
Основной причиной коротких замыканий является повреждение
изоляции фаз. Это может быть следствием естественного старения
изоляции, механического ее повреждения либо воздействия атмо-
сферных или коммутационных перенапряжений.
Второй причиной возникновения коротких замыканий является
нарушение обслуживающим персоналом правил технической экс-
плуатации, эксплуатационных инструкций и правил техники без-
опасности.
Токи к. з. в современных мощных электрических системах могут
достигать десятков и сотен тысяч ампер. Такие токи вызывают
в электрических аппаратах и проводниках большие электродинами-
ческие (механические) силы, а также термическое действие (нагрев).
Для уменьшения вредного действия токов к. з. короткозамкнутые
цепи необходимо отключать. Это отключение производится выключа-
телями и предохранителями.
Для уменьшения токов к. з. в высоковольтных цепях применяют
реакторы, которые искусственно увеличивают индуктивное сопро-
тивление цепи.
В местах к. з. обычно возникает электрическая дуга, которая
несколько увеличивает сопротивление цепи, но поскольку точный
учет переходного сопротивления дуги практически невозможен,
расчет токов к. з. ведут на наихудшие условия металлического
короткого замыкания.
$ 2.2. ИЗМЕНЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ И ТОКА
ПРИ КОРОТКИХ ЗАМЫКАНИЯХ
Короткое замыкание вызывает нарушение нормального
электроснабжения потребителей из-за полного или частичного сни-
жения напряжения на шинах тяговой подстанции.
На диаграммах напряжения в сети, питающей две тяговые под-
станции от шин электрической станции (рис. 2.1), кривая 1 соответ-
ствует нормальному режиму; 2 — режиму короткого замыкания
на шинах тяговой подстанции П2\ 3 — режиму короткого замыкания
на шинах тяговой подстанции П1. К. з. отключаются соответствую-
щими выключателями QV.
13
Рис. 2.1. Диаграмма напряжении в сети
при нормальном режиме и при коротком
замыкании
Индуктивное сопротивление
цепи в нормальном режиме ра-
боты установки составляет не-
большую часть активного со-
противления, определяемого по-
лезной нагрузкой на шинах по-
требителя и, в частности, на
шинах тяговой подстанции.
В режиме короткого замыка-
ния сопротивление цепи опре-
деляется лишь параметрами
линии. Вследствие этого в
короткозамкнутой цепи преоб-
ладает индуктивное сопротив-
ление. Индуктивная состав-
ляющая тока вызывает в син-
хронных генераторах увеличение размагничивающей реакции ста-
тора, что приводит к уменьшению электродвижущей силы (э. д. с.)
генератора.
Так как от снижения э. д. с. на генераторных шинах страдают все
потребители, современные генераторы оборудуются автоматиче-
скими регуляторами возбуждения (АРВ). Эти регуляторы форсируют
(увеличивают) возбуждение синхронного генератора и тем самым
поднимают напряжение на его зажимах.
Токи коротких замыканий могут быть симметричными и несим-
метричными. К симметричным видам к. з. относится трехфазное к. з.;
несимметричными короткими замыканиями являются двухфазное и
однофазное. Вид токов к. з. (трехфазное, двухфазное, однофазное)
указывается в скобках.
В условиях городского электрического транспорта с изолиро-
ванной нейтралью систем 6 или 10 кВ и широким применением
кабельных сетей основными видами к. з. являются трехфазное и
однофазное.
При трехфазиом (симметричном) к. з. (рис. 2.2) вследствие преобладания
в короткозамкнутой сети индуктивного сопротивления фазовый угол равен примерно
90° эл.
В случае двухфазного (несимметричного) к. з. (рис. 2.3) токи к. з. в фазах,
участвующих в этом замыкании равны, но протекают в противоположных направ-
лениях: в одной обмотке трансформатора от начала к концу, а в другой — от конца
к началу.
Несимметричная система токов или напряжений может быть разложена на три
симметричные системы, которые носят названия прямой последовательности
(Д|В1С|), обратной (ДавгСг) и нулевой (ДоВоСо). Прямая и обратная последова-
тельности токов отличаются чередованием фаз (рис. 2.4). Токи нулевой последова-
тельности по существу являются однофазными токами. Они разветвляются между
тремя фазами и возвращаются через землю или другие пути. Для токов нулевой
последовательности должен быть замкнутый контур, т. е. хотя бы одна заземленная
нейтраль.
Однофазное к. з. при заземленной нейтралн, изображенное на рис. 2.5, является
наиболее простым видом к. з., так как содержит замкнутую цепь с источником э. д. с. в
ниде одной фазы трансформатора и сопротивлений.
14
6)
Рис. 2.2. Трехфазное к. з.:
а — электрическая схема; 6 — векторная
диаграмма
Рис. 2.3. Двухфазное к. з.:
а — электрическая схема; 6 — векторная
диаграмма
Рис. 2.4. Разложение токов двухфазного к. з. на несимметричные составляющие:
а, б — токи к. з. с изолированной и неизолированной нейтралью; в, г — токи прямой и обратной
последовательностей; д — токи нулевой последовательности
15
Рис. 2.5.
Рис. 2.5. Однофазные к. з. с глухозаземленной нейтралью:
а — электрическая схема; б -- векторная диаграмма
Рис. 2.6. Однофазное замыкание на землю в системе с изолированной нейтралью:
^1. Uh. Uc.- фазные напряжения генератора; 1кд, /кд. Кс — токн к. з. в фазах; —
фазный угол к. з.; а электрическая схема; б — векторная диаграмма
В случае однофазного замыкания на землю при изолирован-
ной нейтрали (рис. 2.6) следует учитывать емкость проводов ли-
нии передачи по отношению к земле и емкость питающей электро-
системы.
Емкость равномерно распределена вдоль всей линии. Значение
ее зависит от длины кабельной линии.
В нормальном режиме емкостные токи в фазах равны и из век-
торной диаграммы емкостных токов следует, что
1щА)П + Л?(В)0 + 1С(СК> = 0. (2.1)
При замыкании фазы А на землю емкость этой фазы шунтиру-
ется и становится равной нулю. Поэтому потенциалы фаз В и С
по отношению к земле увеличиваются в ^/3 раза, что вызывает соот-
ветствующее увеличение в 3 раза емкостных токов этих фаз:
left! = л/3-/с1В)о; lac)= ^S-lciao- (2.2)
Из векторной диаграммы видно, что протекающий в земле ток
равен геометрической сумме токов /С(в) и /С(С):
/с= V3-V3-/c(o= 3/со. (2.3)
Таким образом, емкостной ток при замыкании одной фазы на зем-
лю втрое больше емкостного тока одной фазы в нормальном режиме.
16
При емкостном токе замыкания на землю, превышающем 30 А
в сетях 6 кВ и 20 А в сетях 10 кВ, возникают перемежающая дуга
и перенапряжение, поэтому для уменьшения этого тока применяют
индуктивные катушки, включаемые в нейтраль. В результате в месте
замыкания фазы на землю емкостный и индуктивный токи наклады-
ваются и происходит их взаимная компенсация. Из-за наличия
активного сопротивления полной компенсации не наступает, однако
это и не требуется, так как при появлении небольшого тока замыка-
ния на землю должно сработать устройство оповестительной сигна-
лизации.
Однофазный ток замыкания А на землю при изолированной
нейтрали может быть определен по следующим эмпирическим форму-
лам для сетей:
воздушной
/11) = (///350; (2.4)
кабельной
/"’ = (///10, (2.5)
где U — напряжение сети, кВ;
/ — длина сети, км.
Учесть длину сети не всегда представляется возможным. Поэтому
однофазный ток замыкания на землю задается энергосистемами,
причем значения его для различных точек сети определяются экспе-
риментально, в частности Мосэнерго в системе 10 кВ задает ток
замыкания на землю 100 А.
§ 2.3. МЕТОДЫ РАСЧЕТА ТОКОВ К. 3.
Для вычисления тока к. з. необходимо знать суммарное
сопротивление всей цепи от генератора до точки к. з. Но между гене-
ратором и местом к. з. могут быть включены повышающие и пони-
жающие трансформаторы, поэтому сопротивление каждого участка
цепи необходимо привести к соответствующему эквивалентному
значению.
Входящие в расчет величины могут быть выражены в именован-
ных единицах (киловольты, килоамперы, омы) или в относительных
единицах, т. е. в долях или процентах от условно выбранного зна-
чения.
В простых неразветвленных сетях и установках низкого напряже-
ния до 1000 В чаще применяется метод именованных единиц;
в разветвленных высоковольтных сетях, когда к. з. питается от
нескольких генераторов,— метод относительных единиц.
Метод относительных единиц. Относительными единицами в
общем виде называют такие значения параметра, которые являются
долями заданного его значения. Например, при действительном токе
1000 А и номинальном токе 200 А относительный ток будет
17
100/200=0,5. Для выражения электрических параметров в относи-
тельных единицах выбирают произвольно следующие базисные еди-
ницы: So — базисная мощность; Uo — базисное междуфазиое на-
пряжение.
Базисный ток и сопротивление соответственно:
Относительные величины — мощность, э. д. с., напряжение, ток
и сопротивление:
S.e= S/Se; (2.8)
£.6= Е/Е&; (2.9)
U.6= U/U6; (2.10)
Лв= ///в; (2.11)
х«в = х/хв. (2.12)
Звездочкой (*) обычно показывают, что величина является
относительной, а индекс (б) указывает, что относительная величина
вычислена по отношению к базисной величине.
Индуктивное сопротивление, выраженное в относительных еди-
ницах, характеризуется радением напряжения в нем при проте-
кании номинального тока и дается в долях номинального напря-
жения:
Х*н = х!ц/и^ц
или (2.13)
Х*н = Х/„д/3/17н,
откуда после умножения числителя и знаменателя на U„ получим
S„
х- = х-^’ (2.14)
где — относительное сопротивление;
х — индуктивное сопротивление фазы. Ом;
/. — номинальный ток, кА (или А);
U„ — номинальное междуфазиое напряжение, кВ (или В);
— фазное напряжение, кВ (или В);
S, — номинальная мощность, тыс. кВ-A (или В-А).
На основании формулы (2.13) заключаем, что относительное
сопротивление цепи равно отношению падения напряжения, вызван-
ного прохождением номинального тока по данному сопротивлению.
18
к напряжению фазы. Относительное сопротивление может быть
выражено в долях или процентах.
Аналогично по формуле (2.13) можно определить относительное
базисное сопротивление:
х6= хЛ'3-/6/1/б; (2.15)
,v.6= xS6/Ul (2.16)
На основании выражений (2.13) и (2.15), а также (2.14) и
(2.16) можно найти взаимосвязь х«н с х»6:
Х-6 =
МЛ
н
S.Ui '
(2.17)
Индуктивные сопротивления для различных элементов электро-
установок могут быть выражены в относительных единицах или омах.
Относительное сопротивление генераторов указывают заводы-
изготовители. Если отсутствуют каталожные данные, рекомендуется
принимать х.„ равным для турбогенераторов 0,115—0,230, для гидро-
генераторов — 0,19—0,35.
Для определения относительного сопротивления трансформато-
ров в каталогах приведено напряжение к. з. ик%, которое равно
падению напряжения в трансформаторе при прохождении номиналь-
ного тока. Если закоротить вторичные обмотки трансформатора,
номинальный ток в них будет при напряжении в первичных обмотках
равным икт.
Индуктивное сопротивление воздушных линий принимают в
среднем равным 0,4 Ом/км; кабельных линий напряжением 6 или
10 кВ — 0,08 Ом/км, напряжением 35 кВ — 0,12 Ом/км.
Индуктивное сопротивление реакторов дается в процентах, отне-
сенных к номинальным параметрам реактора. Обычно это сопро-
тивление находится в пределах 4—10%.
Метод именованных единиц. Сопротивление реакторов, Ом,
сопротивление генераторов и трансформаторов
хг,1=х.н^ * ; (2.19)
сопротивления воздушных и кабельных линий определяют непо-
средственно в омах.
Расчетная схема. Для расчета токов к. з. составляют расчетную
схему, в которую входят все источники питания, а также все основ-
ные элементы системы электроснабжения, для которых рассчитыва-
ются токи к. з.
19
Рис. 2.7. Пример расчетной схемы для определения токов к. з.:
а общая расчетная схема; б схема замещения для метода относительных единиц; в —
то же для метода именованных единиц
На схеме (рис. 2.7) для каждого из участков сети /, // и ///
наносят все необходимые данные: номинальные напряжение и мощ-
ность, длины линий, индуктивные сопротивления трансформаторов
и реакторов (для реакторов указываются также номинальный ток
и напряжение).
На расчетной схеме расчетные точки к. з. намечают таким обра-
зом, чтобы по выбираемому оборудованию протекал наибольший
возможный ток к. з. Для выбранной точки к. з. составляется
схема замещения, т. е. такая схема, в которой все магнитные связи
замещены электрическими цепями. Каждый элемент такой цепи пред-
ставляют сопротивлением и обозначают дробью: в числителе указы-
Таблица 2.1
Элементы схем Исходные параметры Формулы в относи- тельных единицах Формулы в именованных единицах
Генератор X»d •Jut Х
Трансфор- матор Сок 5 _ uK-100% Se X’e 100 S„ _Uk% Uir( Ur\2 X 100 SHI \Щ/
Реактор Хр% /нр и.„ хр% I» ’’ 100 /,р CM IB => 1^ II 4
Линия хУ11, Ом/км /, км Х«б Худ/ — V ср x=x-'(t7^)
Примечание Uip — среднее расчетное напряжение, равное 6 или 10 кВ.
20
вают порядковый номер сопротивления, в знаменателе — его зна-
чение.
Как правило, расчетная схема имеет несколько ступеней напря-
жения, поэтому при расчете в именованных единицах все сопротив-
ления должны быть отнесены к единому напряжению, принятому
за базисное.
Сопротивление любого участка по отношению к генераторному
(базисному) напряжению Ur:
х = Х(Л1Л2Л3,...,Л„)2, (2.20)
где л, — л„ — коэффициенты трансформации, посредством которых приводимое со-
противление цепи связано со ступенью генераторного напряжения.
Коэффициенты трансформации определяются в направлении от
генератора к ступени, на которой включено сопротивление, приво-
димое к генераторному напряжению. Сокращая промежуточные
коэффициенты трансформации, из формулы (2.20) получим
х„ = х„(/?/1/£„ (2.21)
о „
где х„ — индуктивное сопротивление, Ом, приведенное к генераторному напряжению;
х» — индуктивное сопротивление, Ом, при напряжении С/ср той ступени, на кото-
рой включен этот элемент.
Расчетные формулы для определения сопротивления отдельных
элементов схемы приведены в табл. 2.1.
§ 2.4. ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ
ПРИ КОРОТКИХ ЗАМЫКАНИЯХ
Характер изменения токов в электрической цепи зависит
от соотношения активных и реактивных сопротивлений. При отсут-
ствии в электрической цепи реактивных сопротивлений (индуктив-
ности и емкости) всякое изменение активного сопротивления будет
вызывать соответствующее изменение электрического тока.
В электрических цепях, содержащих реактивные сопротивления,
изменение электрического тока от одного значения до другого проис-
ходит, как известно, не мгновенно, а в течение определенного вре-
мени.
При изменении токов в цепи с индуктивностями и емкостями
различают два режима: стационарный (установившийся) и пере-
ходный (неустановившийся).
В переходный период пользуются искусственным приемом раз-
ложения действительного тока на две составляющие: периодическую
и апериодическую, т. е. (=/,,+ja.
Рассмотрим процесс включения цепи, изображенный на рис. 2.8, а.
Так как в начальный момент ток i равен нулю, т. е. /о= /по+ /а= 0,
ТО /п0^ /а-
21
Рис. 2.8. Включение цепи переменного тока с активным и реактивным сопротивлениями:
а — схема включения; 6 — кривые изменения токов по времени
Изменение апериодической составляющей тока по времени
(рис. 2.8, б) происходит по закону экспоненциальной функции:
R I
и - т1 т
<а = — е = i„oe
Г
(2.22)
Рнс. 2.9.
Структурная
схема элек-
трической
сети
। ле е — основание натуральных логарифмов;
/ - L/R — постоянная времени, ч, мин, с. С увеличением постоянной
времени продолжительность переходного режима увели-
чивается.
Действительный ток в цепи, достигнув своего наи-
большего значения zmax, постепенно будет приближать-
ся к установившемуся току.
Если включить цепь переменного тока в момент,
когда периодическая составляющая тока равна нулю,
то апериодической составляющей 1Л не будет и ток I
будет сразу изменяться периодически с неизменной
амплитудой.
Рассмотрим наиболее простой и вместе с тем часто
встречающийся случай питания тяговой подстанции от
электрической системы, на которой напряжение оста-
ется неизменным даже в момент к. з. (теоретически
это возможно лишь при бесконечно большой мощно-
сти системы по отношению к мощности тяговой под-
станции).
Рассмотрим трехполюсное к. з. в трехфазной линии
(токами нормальной нагрузки ввиду их незначитель-
ности по сравнению с токами к. з. пренебрегаем).
Расчетная схема такой сети представлена на
рис. 2.9, где под х подразумевается сумма реак-
тивных, а под г — сумма активных сопротивлений
линии. Периодический ток к. з. в точке к. з. будет, оче-
22
видно, зависеть от полного сопротивления Z= Р
и напряжения генератора U= t/maKsinio/ и изменяться по закону
/к = S'n + « + фк) ,
где а — фазовый угол напряжения в момент t= 0;
фн — угол сдвига тока в цепи к. з. относительно напряжения.
Эффективное значение тока к. з. /к= U/Z.
Рассмотрим изменение тока к. з. в переходном режиме. Момент
начала к. з. выбран так, что периодическая составляющая тока
в фазе Л (рис. 2.10) в этот момент равна нулю. Таким образом, в этой
фазе кривая тока к. з. начинается с нуля и предшествующий режим
непосредственно переходит в режим к. з.
Переходный режим отсутствует, и ток изменяется по периоди-
ческому закону.
В фазах В и С периодические составляющие токов не равны нулю,
поэтому появляются апериодические составляющие токи ia, и пере-
ходный процесс протекает так, как было описано ранее.
Сумма апериодической и периодической составляющих дает дей-
ствительный ток к. з., обозначенный на рис. 2.11 сплошной линией.
Наибольший ток к. з. iy складывается из наибольших значений
периодической и апериодической составляющих за время t= Т/2,
т. е. в соответствии с формулой (2.22) будет
0.QI _ 0.QI
= /птах "I" laoe = /птахе а = /птах(1“|“е ^")== Ку/П тах* (2.23)
Это наибольшее значение тока называется ударным током,
а коэффициент ку — ударным коэффициентом.
Рис. 2.10. Кривые токов к. з. в трех-
фазной цепи
Рис. 2.11. Осциллограммы тока к. з.
при наибольшем апериодическом токе
23
Рис. 2.12. Значение ударного коэффициента к, в зависимости от постоянной
времени Т„
Рнс. 2.13. Схема расчета двух- н трехфазного к. з. для сверхпереходиого режима
Поскольку постоянная времени апериодического тока может ме-
няться в пределах от Та= О (L= 0) до Та= оо (г= 0), то ку изменя-
ется в пределах ку=1-?2. С уменьшением постоянной времени
затухание апериодического тока увеличивается, но даже при значи-
тельной постоянной времени апериодическая составляющая заметно
проявляется лишь в первые 0,1—0,2 с.
Ударный коэффициент определяют либо из выражения (2.23),
либо по кривой рис. 2.12:
0,01
ку = 14-е” т‘. (2.24)
Постоянная времени
Начальное действующее значение периодической составляющей
тока короткого замыкания носит название сверхпереходного тока и
обозначается /"; установившийся ток к. з. обозначается /
(рис. 2.13).
Тогда выражение (2.23) можно написать иначе:
(у = -Д •/%; (2.26)
при к. з. вблизи генератора ударный коэффициент ky принимают
равным 1,9, тогда
/у = д/2-1,9/" = 2,7/". (2.27)
В тех случаях, когда при к. з. активное сопротивление может
не учитываться, принимают ку= 1,8, тогда
= у2-1,8/" = 2,55/". (2.28)
24
Среднее квадратичное значение тока к. з. за первый период
носит название действующего тока к. з. и определяется как
1У =
где /п и /, — действующие значения периодической и апериодической составляющих
тока к. з. за время первого периода с момента начала к. з.
После подстановки значений периодической и апериодической
составляющих тока получим
/у = /пЛ/1 + 2(ку - I)2. (2.29)
За время первого периода можно принять /п= /", тогда
/у = /"VI + 2(ку - I)2. (2.30)
При изменении ударного коэффициента от 1 до 2 предельные
значения действующего тока будут меняться от /у= /" до /у=
В случае к. з. вблизи генератора ку= 1,9, тогда
/у = 1,6/". (2.31)
Для коротких замыканий без учета активного сопротивления
(системы большой мощности)
/у= 1,52/". (2.32)
Значения сверхпереходных токов при двухфазном и трехфазном
к. з. (см. рис. 2.13) соответственно:
/"<’) = £"----- (2.34)
л/з (х? + хл)
где Е" — сверхпереходиая э. д. с. генератора (междуфазиое значение);
xj — сопротивление фазы генератора;
хл — сопротивление одной фазы линии от генератора до места к. з.
Соотношение между значениями сверхпереходных токов трехфаз-
ного и двухфазного к. з.
/"(з)//"(2)= 2/V3 (2.35)
или
/"(2)= о,87/"(3). (2.36)
Это соотношение справедливо для коротких замыканий как на
шинах генератора, так и в удаленной точке линии. Соотношение
между установившимися значениями токов к. з. двухфазного /(£} и
трехфазного № зависит от соотношения сил реакции статора при
этих видах к. з. При к. з. вблизи генератора
/«//.= 1/М5= 0,87. (2.37)
25
В случае удаленного к. з. /"(3)= /£> и /"(2)= следовательно,
= 2/д/З = 1,15. (2.38)
Для ударных токов к. з. согласно выражению (2.36) справедливо
соотношение
= 1,15. (2.39)
Поскольку для установок, удаленных от генератора, токи трех-
фазного к. з. больше токов двухфазного к. з., то обычно определяют
лишь токи трехфазного к. з.
При к. з. в удаленной точке, а также если мощность источника
питания достаточно велика и э. д. с. его постоянна, периодическая
составляющая тока к. з. считается неизменной.
Если к. з. происходит вблизи генератора, то периодическая
составляющая тока к. з. изменяется вследствие того, что в течение
переходного процесса напряжение изменяется. Изменение это вызы-
вается размагничивающим действием реакции статора.
При к. з. напряжение генератора сначала уменьшается, а затем
устройство автоматизированного регулирования возбуждения (АРВ)
увеличивает его ток возбуждения. Из-за наличия индуктивности
в цепи обмотки ротора и конечного времени действия устройства
АРВ ток начинает повышаться не сразу, а спустя некоторое время
после начала к. з.
§ 2.5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОКОВ К. 3.
ПО РАСЧЕТНЫМ КРИВЫМ
Метод расчетных кривых применяется только в том случае, когда
суммарная мощность генераторов соизмерима с мощностью тяговой подстанции.
В случае затухающего к. з. периодическая составляющая тока определяется
с помощью расчетных кривых, которые составляются отдельно для типовых отече-
ственных турбогенераторов с АРВ и без АРВ.
При построении расчетных кривых изменения тока к. з. от времени по оси абсцисс
откладывают расчетное сопротивление храсч, а по оси ординат — относительные зна-
чения периодической составляющей тока к. з. /,« для различных моментов времени
от 0 до оо (рис. 2.14).
Ток к. з. по построенным кривым рассчитывают следующим образом:
определяют результирующее сопротивление цепи от генераторов до точки к. з. в от-
носительных или именованных единицах;
определяют расчетное сопротивление в относительных или именованных еди-
ницах;
в относительных базисных единицах находят расчетное сопротивление:
у 5
Храсч = (Sx,e)—5^-. (2.40)
где Sx«e — результирующее сопротивление, выраженное в относительных базисных
единицах;
Ss, — сумма номинальных мощностей генераторов или станций, тыс. кВ-А или
МВ-А;
Se — базисная мощность;
26
Рис. 2.14. Вид расчетных кривых для
турбогенератора с АРВ
в именованных единицах:
/V \ S5’
Хр.сч = -j—, (2.41)
L/Cp
где £х — результирующее сопротивле-
ние, Ом;
Ucf — среднее напряжение генерато
ра, кВ;
находят суммарный ток генераторов,
приведенный к той ступени напряжения
U,f, где определяется короткое замыка
пне:
/3- Up’
определяют периодический ток к. з. в за-
данный момент времени t :
7(1 И Г - /’nuf/r.
(2.43)
где !•„„ — относительная величина периодической составляющей тока к. з., опре-
деляемая из расчетных кривых (см. рис. 2.14).
Если Хр.Сч> 3, то с достаточной для практических целей точностью можно счи-
тать для всех моментов времени
7*пж/ — 1 /Хррсч.
(2.44)
§ 2.6. ПЕРЕСЧЕТ ТОКОВ К. 3.
С ШИН РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО ПУНКТА
НА ШИНЫ ТЯГОВОЙ ПОДСТАНЦИИ
Определяя токи к. з. на шинах тяговой подстанции, чаще
всего приходится иметь дело с заданными токами к. з. на шинах
центра питания (ЦП) или распределительного пункта (РП).
В этом случае электроснабжающая организация сообщает
следующие величины:
U„ — номинальное напряжение;
SK и / — мощность и ток к. з., связанные уравнением
sK= (2.45)
отношение действующего значения начального сверхпереход-
ного тока к установившемуся току
₽" = /"//^ (2.46)
(для современных мощных систем 0"= 1);
номинальные данные реакторов цепи линий, питающих тяговые
подстанции,
«г» /нр, х«р;
27
схему питания тяговых подстанций (раздельная или параллель-
ная работа вводов 6 или 10 кВ).
Для выбора аппаратов РУ 6 или 10 кВ тяговой подстанции не-
обходимо вычислить величины, относящиеся к шинам тяговых под-
станций: мощность к. з. SK, установившийся ток к. з. /в, ток за время
/=0,15 с, ударный ток к. з. /у, действующее значение тока К. з. /д.
Токи к. з. с шин распределительного пункта или подстанции
пересчитывают на шины тяговой подстанции при 0"= 1 в следующем
порядке:
определяют токи к. з. на шинах распределительного пункта
(2.47)
/ = ;
“ л/3-С7„
находят индуктивные сопротивления (в омах) системы от генера-
торов до шин распределительного пункта или подстанций при 0"= 1
Ясист - Я/СИСТ - '*’«сист - -—-- * (^*48)
V3-Z.
где 1,05 дается для учета повышенного напряжения на генераторе;
находят сопротивление линий, которое может состоять из сопро-
тивлений реакторов и кабельных линий. Сопротивление реакторов
хр вычисляют по формуле, приведенной в табл. 2.1; сопротивление
кабельных линий находят из средних удельных значений: хкаб=
= 0,08 Ом/км для 6 и 10 кВ; х=0,12 Ом/км для 35 кВ;
результирующее сопротивление от генераторов до шин тяговой
подстанции определяют исходя из заданной схемы электроснаб-
жения:
= ^(хснст + + хлии)2 + г?ин; (2.49)
ток к. з. на шинах тяговой подстанции
/ пет = ; (2.50)
ударный коэффициент находят исходя из соотношения
Х __ -Кснст -Клин (251)
G1HH Глин
или по кривой, приведенной на рис. 2.12.
Ударный ток и действующее значение тока к. з. вычисляют по
формулам (2.26) и (2.30).
Поскольку 0"= 1, коэффициент /у можно принять равным 1,8
и пользоваться формулами (2.28) и (2.32).
Пример 2.1. Определить токи к. з. на шинах первой и второй тяговых подстанций
7/7/ и ТП2 (рис. 2.15). В нормальном режиме обе тяговые подстанции соединены
через кабель связи.
Расчет следует вести для наихудшего случая, когда включены оба кабеля
тяговой подстанции 7/7/.
28
Рис. 2.15. Схема к примеру 2.1:
а — расчетная схема; б — схема замещения
Сопротивление системы от генераторов до шин РП1 по формуле (2.48)
Находим сопротивление двух параллельных кабелей с алюминиевыми жилами
при удельном сопротивлении х= 0,08 Ом/км:
х2 = °.'°в'3’5 = о,14 Ом; г2 = 0.028 = 0,41 Ом.
Сопротивление кабеля связи между подстанциями:
2500
х3= 0,08-2,5 = 0,2 Ом; г3 = 0,028 -gg-= 0,74 Ом.
Сопротивление воздушной линии со сталеалюминиевыми проводами (х=
= 0,4 Ом/км, г= 0,91 Ом/км):
х4 = 0,4 -1 = 0,4 Ом; Z. = 0,91 • 1 = 0,91 Ом.
Сопротивление реактора (см. табл. 2.1)
х5 = 0.03 2° = 0,35 Ом.
V3-0.5
Сопротивление системы от генератора до шин РП2
1,05-10,5 _
Xs = [ 73 [7 = 0,37 Ом.
29
Находим токи к. э. иа шинах тяговой подстанции ТП1 (точка Ki) от РП1:
сумма сопротивлений участков I—2:
xi-2 = 0,49 + 0,14 = 0,63 Ом; г,-2 = 0,41 Ом;
полное сопротивление
Z,_2 = л/0~63’ + 0,4~И = 0,75 Ом;
ТОК К. 3.
ударный коэффициент по кривой рис. 2.12 при
Х1-2/Г1-2 = 0,63/0,41 = 1,53 составит ку = 1,11;
ударный ток к. з.
iy=V2-Ky/= 1,41-1,11-9,8= 15,4 кА;
действующее значение тока к. з.
/у = /"д/ГТ 2(ку - 1У = 9.8V1 + 2(1,11 - 1)’ = 10,4 кА.
Находим ток к. з. /<_6 на шинах тяговой подстанции ТП2 (точка Кг) от РП2:
х4-б = 0,4 + 0,35 + 0,37 = 1,12 Ом;
г< = 0,91 Ом;
Z,_e = Л/Ц2Т+ 0,915 = 1,44 Ом;
Находим ток к. з. Л-в на шинах тяговой подстанции ТП1 (точка Ki) от РП2'.
сопротивления участков 3—6:
хз-6 = хз + х<_5 = 0,2 + 1.12 = 1,32 Ом;
гз-6 = гз + = 0,73 + 0,91 = 1,64 Ом;
Z3-6= л/1-3’ + IM' = 1,58 Ом;
, _ 1,05-10 .
/’-6 - 1,73-1,58 “ 3,85 кА'
Параллельное питание тяговой подстанции от различных РП обычно не допуска-
ется, ио если оно будет осуществлено, то ток к. з. иа шинах подстанции ТП1, если
пренебречь различием в индуктивных сопротивлениях, будет
/ = 8,23 + 3,85 = 12,08 кА.
Аналогичным образом могут быть определены токи к. з. иа тяговой подстанции
ТП2 при параллельном питании от РП1 и РП2.
30
§ 2.7. РАСЧЕТ ТОКОВ К. 3.
В УСТАНОВКАХ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1000 В
Значение тбка к. з. в установках напряжением до 1000 В
зависит не только от сопротивления трансформаторов и линий,
но и от сопротивления первичных обмоток трансформаторов тока,
катушек, тепловых элементов, контактов автоматических выключа-
телей максимального тока, автоматов, кабелей, проводов и т. д.
Для практических расчетов мощность питающей системы можно счи-
тать неограниченно большой и сопротивление ее не учитывать.
К установкам переменного тока напряжением до 1000 В на тяго-
вых подстанциях относится система собственных нужд (СН). В цепи
СН наибольший ток к. з. имеет место при трехфазном замыкании.
При этом если сопротивление фаз неодинаково, то в расчетную фор-
мулу следует вводить сопротивление фазы с наименьшим сопротив-
лением.
Ток трехфазного к. з.
U„
'*= КГПГГ’ (252)
уЗ уХрезЧ" грез
где U, — среднее номинальное напряжение на шинах СН подстанции;
хр„ — результирующие индуктивное и активное сопротивления фазы.
Активное сопротивление фазы вторичной обмотки трансформа-
тора СН можно определить по данным активных (нагрузочных)
потерь в трансформаторе или по формуле
гт=-А-, (2.53)
з/Ви
где Р„ — нагрузочные активные потерн в трансформаторе, кВт;
/211 — номинальный ток в фазе вторичной обмотки, А;
г, — сопротивление, мОм (1 мОм= 10~3 Ом).
Индуктивное сопротивление фазы вторичной обмотки трансфор-
матора
-----5---------5”
-Ш’ 12-54>
где Ulu — междуфазиое напряжение вторичной обмотки трансформатора, В;
ST„ — номинальная мощность трансформатора, кВ-А;
и, — напряжение к. з. трансформатора, %.
Индуктивным сопротивлением шин СН можно пренебречь.
Активные и индуктивные сопротивления первичных обмоток кату-
шечных трансформаторов тока даны в справочниках. Однако начи-
ная с коэффициента трансформации 100/5 и выше, этими величинами
можно пренебречь.
Сопротивления отключающих устройств максимального тока ав-
томатических выключателей также приводятся в справочниках или
принимаются на основании испытаний. Приближенно можно прини-
31
ЮкВ
т
[)™
X тм-50/10
Ы ик=5,5°/.
Рк=1,32кВт
V СГТ-35
1 = 10м
\ Q1
t- ТА-1-150/5
~ ПО
Ql\„
К1
ПРТ0-500
16нмг, 1=12м
Il 11 I И2
“г
ПРТ0-500
Ьнмг, Is 17 м
Рнс. 2.16. Схема к приме-
ру 2.2
мать для автоматических выключателей
на номинальный ток до 50 А сопротивле-
ния г= 2 мОм; х= 5 мОм; для выключа-
телей на ток выше 1000 А этими сопро-
тивлениями можно пренебречь.
Переходные сопротивления контактов
автоматических выключателей и рубиль-
ников тоже даны в справочниках или при-
нимаются на основании испытаний. Для
практических расчетов в большинстве
случаев ими также можно пренебречь.
Ударный ток к. з. в системе до 1000 В
рассчитывается обычным способом с опре-
делением ударного коэффициента по кри-
вым.
Пример 2.2. Определить токи к. з. на шинах СН
подстанции (точка Ki) и у шкафа СН выпрямителя
(точка /G). Все расчетные данные приведены на
рнс. 2.16. Сопротивление системы высокого напря-
жения при расчете не учитывается.
Расчет. По формулам (2.53) и (2.54) опреде-
ляем активное и индуктивное сопротивления транс-
форматора СН:
1,35-220’
502 ’
_ 220\ //5,5% У / 1,35 V _
' 50 V\ 100 / \ 50 )
= 970 0,048 = 46,5 мОм.
Сопротивление кабеля с медными жилами площадью сечения S= 35 мм2:
Гкиб =
/• 103
YS
10-103
53-35
= 5,4 мОм;
х,.в = 0,01-0,07- 10э = 0,7 мОм.
Сопротивлением контактов и устройств максимальной защиты автоматического
выключателя пренебрегаем, а для выключателя АП-25 принимаем гд = 2 мОм;
хА = 5 мОм.
Находим активное сопротивление медных проводов:
12.103 _ 17.103
г> — со .с = 14 мОм; г2 = -———= 80 мОм.
эЗ.16 53.4
Находим установившийся ток к. з. Л, в точке Ki. Для этого рассчитаем резуль-
тирующее сопротивление до точки К>:
Г|реЭ = 25,6 + 5,4 = 31,0 мОм;
Х|р„ = 46,5 + 0,7 = 47,2 мОм;
Zlp„ = V31.02 + 47,2’ = 56,6 мОм.
Следовательно,
/>.= 7o2Lfi= 2,28 кА.
1,/0'ЭО,0
32
I
Ударный коэффициент ку находим по кривой (см. рис. 2.12) прн отношении
х1р„/прм = 47,2/31,0= 1,5; ку = 1,2.
Ударный ток к. з.
1)у= -Д-ку/1у = 1,41-1,2-2,28 = 3,85 кА.
Результирующие сопротивления до точки к. з.
г2р„ = 31,0 + 2 4- 14 + 80 = 127 мОм;
хгреа = 47,2 -|- 5 = 52,2 мОм;
Z2pe,= 1272 4- 52,22 = 137 мОм.
Следовательно, установившийся ток к. з. в точке Кг’.
/211 = , 22° = 0,93 кА.
1,73-137
По токам к. з. в точке К\ выбирают сечение плавкой вставки предохранителя
FU1 и уставку автоматического выключателя Ql\ по токам к. з. в точке Кг —
плавкую вставку предохранителя FU2 и уставку выключателя Q2. Этим обеспечива-
ется селективность работы защиты.
§ 2.8. ЭЛЕКТРОДИНАМИЧЕСКОЕ
И ТЕРМИЧЕСКОЕ ДЕЙСТВИЕ ТОКОВ К. 3.
Электродинамическое действие токов к. з. Токи к. з. вызы-
вают в проводниках и аппаратах механические усилия, которые могут
привести к разрушению оборудования. Поэтому правильно выбран-
ные шины и аппараты должны обладать достаточной электродина-
мической стойкостью против ударного действия токов к. з. Для этого
необходимо определить электродинамические силы установки.
Согласно закону Био — Саварра сила взаимодействия между
двумя параллельными проводниками
F = ±2,04/1/2il0-7, (2.55)
где а — расстояние между проводниками, м;
I — длина проводников, м;
/i, 1г — токи в проводниках, А.
В системе трехфазного тока при расположении шин в одной
плоскости наибольшее изгибающее усилие, F, Н, возникает в средней
шине
F<3) = (-73/2)2,04»2//а = 1,76‘/ai 10“ ", (2.56)
где д/З/2—коэффициент, учитывающий несовпадение мгновенных значений удар-
ного тока в фазах;
а — расстояние между шинами, м;
I — длина пролета между опорными изоляторами, м;
i — ударный ток к. з., А.
2 -5816
33
Рис. 2.17. Расположение шин
«плашмя» в распределительных
устройствах переменного тока
Шина по существу является нагруженной многопролетной балкой
с изгибающим моментом М, Н-м,
м = рч/ю.
(2.57)
Наибольшее механическое напряжение в металле шины
Орасч = M/W.
Для расположения шин «плашмя» (рис. 2.17)
UZ = bh2/6. (2.58)
Расчетное напряжение в шинах должно быть меньше допустимого
напряжения аДОп для данного металла.
Термическое действие токов к. з. Электрический ток, протекая
по проводам, вызывает их нагрев. Различают два режима нагрева:
рабочим током и током к. з. Нагрев проводника в рабочем режиме
характеризуется тепловым равновесием, при котором количество
тепла, выделяющегося в проводнике, равно количеству тепла, отда-
ваемого проводником в окружающую среду. Проводник при* этом
приобретает определенную температуру.
Длительное превышение наибольшей допустимой температуры
проводников над температурой окружающей среды в рабочем режиме
ухудшает качество контактных соединений и вызывает старение
изоляции проводников.
Из этих соображений все электрические аппараты, провода и
кабели выбирают таким образом, чтобы их температура не превы-
шала значений, приведенных в табл. 2.2.
Ток к. з. во много раз больше рабочего тока, но протекает в тече-
ние небольшого промежутка времени — до момента отключения его
выключателем. Вследствие этого считают, что выделяющееся в про-
Таблица 2.2
Вид проводника Напряжение. кВ. до т. =с
Шины и неизолированные провода (медные и алю- миниевые) 20 70
Кабели с бумажной изоляцией 3 80
6 65
10 60
34
Таблица 2.3
Вид проводника Т. °C Площадь сечения с, мм2
Шины медные 300 171
Шины алюминиевые 200 88
Кабели с алюминиевыми жилами и бумажной изо- ляцией до 10 кВ 200 85
воднике тепло не успевает рассеиваться в окружающую атмосферу
и вызывает резкое повышение температуры проводника. Этот процесс
носит название адиабатического.
Поскольку в режиме к. з. интенсивный нагрев проводника длится
сравнительно непродолжительное время, то предельная температура
нагрева проводника для этого кратковременного режима допускается
значительно большего значения, чем для нормального продолжи-
тельного режима (табл. 2.3).
Действительное время протекания тока к. з. определяется сло-
жением времени действия защиты /защ и времени действия выклю-
чающих аппаратов /ВыКЛ:
/ = /защ + /выкл- (2.59)
Однако в расчетах используют так называемое приведенное
время /пр.
За приведенное время установившийся ток короткого замыкания
/ выделяет в проводнике такое же количество тепла, что и дейст-
вительный меняющийся во времени ток к. з. iK3 за действительное
время.
Приведенное время складывается из двух составляющих тока —
из периодической и апериодической:
/пр = /пр п + /пр а- (2.60)
При действительном времени /< 5 с время /пр.п находят по кривым
рис. 2.18, где р"= Г. Если действительное время /> 5 с, то /прп=
= (nP.s+(/—5), где /пр.5 — приведенное время для /= 5 с. При 0"= 1
время /пр.п= /• Приведенное время апериодической составляющей
/пр= 0,05 (Р")2 не учитывается, если /< 1.
Температуру токоведущих проводников в режиме к. з. рассчиты-
вают по кривым рис. 2.19.
Здесь вводится понятие тепловой эквивалент А, пропорциональ-
ный квадрату отношения тока к сечению проводника, умноженного
на приведенное время.
Для определения максимально допустимой температуры провод-
ника сначала определяют значение начального теплового эквива-
лента Дн по кривым рис. 2.19 в зависимости от предельно допустимой
температуры проводника и его материала.
2*
35
Рис. 2.18. Кривые приведенного времени периодической составляющей тока к. з. при
питании от турбогенераторов с АРВ
Рис. 2.19. Расчетные кривые для определения температуры нагрева проводников
Рис. 2.19.
Затем определяют тепловой эквивалент в режиме к. з.
(2.61)
где S — сеченне проводника, мм2;
/ — установившийся ток к. з., А;
<пр — приведенное время, с.
Конечный тепловой эквивалент, по которому по кривым находят
конечную температуру проводника, будет
^4кон --- Аи “Ь *4x3.
(2.62)
Минимально допустимое сечение проводника по условию терми-
ческой стойкости
Smin = -y-V*np. (2-63)
где с — значение, приводимое в табл. 2.3.
Пример 2.3. Определить конечную температуру медной шнны сечением S= 100 мм2
при токе к. э. /„=30 кА, 0"= 1, времени отключения к. з. выключателем
/.ы«л= 0,25 с.
Расчет. Действительное время протекания тока к. з.
/ = /выхл 4" /эвщ = 0,25 4" 0,05 = 0,3 с.
I
Прн длительно допустимой температуре нагрева медной шнны 70° С согласно
кривой (см. рис. 2.19) начальный тепловой эквивалент АИ1Ч= 1,3-10*.
Согласно кривой (см. рис. 2.18) для 0"= 1 н /= 0,3 с приведенное время
/пр= 0,25 с.
Тепловой эквивалент от тока к. з. в проводнике
А..= (/./S)2/np = (2£29°-)20,25 = 2,23-10*.
36
Суммарный тепловой эквивалент
А = Ля., + = (1,3 + 2,23) 104 = 3,53-Ю4.
По кривым (см. рис. 2.19) определяют конечную температуру проводника
Т= 230° С.
Минимально допустимое сечение медной шины для приведенных условий по
формуле (2.63) при 171.
с . _ 1а> п~ _ 30 000 г-
Jrnin--— V«np — j-QQ— = ПО мм .
Контрольные вопросы
1. Укажите причины и виды коротких замыканий.
2. Какова сущность относительного и именованного методов расчета токов к. з ?
3. От чего зависит значение ударного коэффициента ку?
4. Что такое расчетные кривые и способ расчета по ним токов к. з.?
5. Каково соотношение между двухфазным /(2) и трехфазным /°1 токами к. з.?
6. Как пересчитываются токи к. з. с шнн источника питания на шины тяговой
подстанции?
7. Каковы особенности расчета токов к. з. в установках напряжением до
1000 В?
8. От чего зависит электродинамическая сила между проводниками?
9. Почему в режиме к. з. температура проводников допускается выше, чем при
нормальном режиме?
10. Каков порядок определения термической стойкости проводников в режи-
ме к. з.?
Глава 3. АППАРАТЫ И ТОКОВЕДУЩИЕ ЧАСТИ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
ПЕРЕМЕННОГО ТОКА
§ 3.1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Распределительные устройства (РУ) переменного тока по
номинальному напряжению разделяются на две группы: до 1000 В
и выше 1000 В.
К аппаратам РУ переменного тока до 1000 В относятся рубиль-
ники, переключатели, контакторы, магнитные пускатели, измери-
тельные трансформаторы тока, установочные и воздушные автоматы,
предохранители.
Аппаратами РУ переменного тока выше 1000 В являются разъ-
единители, высоковольтные предохранители, выключатели нагрузки
и высоковольтные выключатели, измерительные трансформаторы
тока и напряжения, реакторы.
В соответствии со стандартом номинальные напряжения источ-
ников электроснабжения и преобразователей должны соответство-
вать следующим значениям: 42; 230; 400 и 690 В; (3,15 кВ); 6,3;
10,5 кВ (генераторы); (3; 3,15); 6; 10; 20; 35 кВ и выше (трансфор-
маторы). Напряжение сетей и приемников должно соответствовать
значениям: 40; 220; 380; 660 В. При напряжении выше 1000 В
стандартом регламентируется наибольшее рабочее напряжение элек-
трооборудования (3; 6); 7,2; 12; 24 кВ и выше.
Номинальными напряжением и током аппарата называются
напряжение и ток нормального режима, при которых независимо
от времени работы аппарата температура нагрева любой его части
не превышает допустимого значения.
Рабочий режим делится на нормальный и вынужденный. Вынуж-
денный режим возникает при отключении одной из параллельно
работающих линий иЛи источника питания. В этом случае использу-
ется перегрузочная способность агрегатов и проводников.
При вынужденном режиме благодаря использованию резерва со-
храняется нормальная работа подвижного состава, сохраняются
расчетные значения размеров движения и скорости.
Аварийный режим наступает в результате такого отказа элемен-
тов системы электроснабжения, при котором становится невозмож-
ным соблюдение технических нормативов и требуется сокращение
или полное прекращение движения.
Все аппараты подстанции рассчитаны для работы при темпера-
туре окружающей среды -|- 35° С, если температура окружающей
среды иная, то длительно допустимый ток
/ — / Д°" ~ v« /•> I)
•1ЛЛ<И1 - 'ДЛ.ДОП.НОМ \] ------оёГ ’
V Удл доп — JO
где у.,., доп — длительно допустимая температура проводника, °C;
Уо — температура окружающей среды, °C.
38
В рабочем режиме на аппараты кратковременно могут воздей-
ствовать токи перегрузки или к. з., а также перенапряжения.
Таким образом, для обеспечения надежной работы аппаратов
необходимо знать условия нормального и вынужденного режимов
и выбирать аппараты в соответствии с этими режимами.
Надежность — свойство аппаратов н приборов выполнять заданные функции,
сохраняя свои эксплуатационные показатели в заданных пределах в течение опреде-
ленного времени работы [12]. Надежность может быть охарактеризована следую-
щими количественными показателями, получаемыми из статистики наблюдений;
вероятность безотказной работы — вероятность сохранения работоспособности
и заданных параметров аппаратов в течение заданного времени
П((|- /2)
Рщ-^= I - -м— • (3.2)
Л'<|)
где — число аппаратов, отказавших хотя бы одни раз в интервале времени
h— h",
Mo— число исправных аппаратов к моменту времени tt;
интенсивность отказов — число отказов в единицу времени
где п(Д/) — число отказов в единицу времени;
N, — среднее количество аппаратов, работающих в интервале времени /;
средний срок службы — средняя продолжительность работы аппарата до выхода
из строя
I .Vo
^<р = —тг Zj *<<>• (3.4)
где No — число исправных аппаратов в момент времени /= 0;
/(О — время безотказной работы до момента выхода из строя первого аппарата;
отказ — неисправность, которая не дает возможности аппарату выполнять свою
работу, например отказ во включении и выключении по команде;
несущественное повреждение — повреждение, при котором аппарат может оста-
ваться в работе и которое устраняется при первой возможности.
Отказы и несущественные повреждения, как правило, связаны с неправильной
эксплуатацией и при оценке надежности аппарата не учитываются.
Все приборы и аппараты подчиняются типичной зависимости интенсивности
отказов по времени с тремя характерными участками (рнс. 3.1). На участке / отказы
происходят вследствие неконтролируемых отклонений в технологии изготовления и
сборки приборов. Участок // характеризуется нормальной работой. Отказы в этот
период носят случайный характер. Отказы на участке /// вызываются старением
прибора.
Рнс. 3.1. Зависимость интенсив-
ности отказов приборов от вре-
мени работы
39
§ 3.2. СПОСОБЫ ГАШЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ДУГИ
ПЕРЕМЕННОГО ТОКА
Разрыв электрической цепи с током сопровождается элек-
трической дугой в воздушном промежутке между контактами. Дуга
состоит из околокатодного пространства, ствола дуги и околоанод-
ного пространства с соответствующими падениями напряжений
UK, Uca, Ua (рис. 3.2) и напряженностями электрического поля
(В/см).
В нормальных условиях воздух является диэлектриком с боль-
шой электрической прочностью, но при ионизации воздуха его элек-
трическое сопротивление сильно снижается, и он становится про-
водником.
Ионизация воздуха между размыкающимися контактами проис-
ходит следующим образом. В начале расхождения контактов между
ними образуется большая напряженность электрического поля.
Например, при зазоре 6=0,001 см и напряжении 220 В напряжен-
ность будет равна 220 тыс. В/см. В момент размыкания контакта
сопротивление между контактами увеличивается, что способствует
увеличению потерь и нагреву контактов. Оба эти явления приводят
к эмиссии электронов с того контакта, который является катодом.
Эмиссия электронов приводит к ионизации воздуха, происходящей
в результате соударения электронов с атомами (ударная ионизация)
и нагрева воздуха (термическая ионизация).
Возникающие в ионизированном пространстве электроны и ионы
обеспечивают перенос зарядов к анодному и катодному контактам,
что создает электрический ток в дуге. Проводимость плазмы в стволе
дуги почти такая же, как у металлов.
Рис. 3.2. Электрнческаи дуга:
и общий вид; б — распределение на-
пряжения; в — разность потенциалом
на участках
При переменном токе через каж-
дые полпериода полярность контак-
тов изменяется, меняя направление
движения электронов и ионов.
Если бы процесс ионизации не
убывал, возникающую дугу погасить
было бы очень трудно. Однако одно-
временно с ионизацией пространства
между контактами происходит и де-
ионизация. Деионизация, т. е. про-
цесс уменьшения числа ионизирован-
ных атомов в воздушном промежут-
ке, возникает вследствие диффузии
ионов в окружающую воздушную
среду и уменьшения интенсивности
ионизации при уменьшении напря-
женности электрического поля с уве-
личением расстояния между контак-
тами.
Для увеличения деионизации ду-
гового промежутка между кон-
10
Рис. 3.3. Диаграмма напряжений и токов при размыкании цепи:
а — при cos<|>= 1; б — при cosq>< I
тактами применяют следующие способы: быстрое удлинение дуги;
охлаждение дуги посредством перемещения или обдува ее; расщепле-
ние дуги на несколько параллельных дуг малого сечения; сопри-
косновение дуги с твердыми холодными диэлектриками; разделение
длинной дуги на последовательные короткие дуги; размещение кон-
тактов в трансформаторном масле, пары которого обладают свой-
ством деионизации; создание в дуговом промежутке высокого дав-
ления газов.
Гашение дуги переменного тока облегчается тем, что через каж-
дые полпериода значение тока падает до нуля. В этот момент пре-
кращается процесс ионизации промежутка. Однако к моменту нового
появления напряжения между контактами полная деионизация мо-
жет еще не наступить, поэтому воздушный промежуток пробьется
и возникнет новая дуга.
Через каждые полпериода вследствие увеличения длины дуги
деионизация увеличивается и наблюдается рост напряжения до зна-
чения напряжения зажигания и3 (рис. 3.3, а), поэтому зажигание
дуги после очередного погасания будет наступать все позднее, пока,
наконец, дуга совсем не прекратится.
Если коэффициент мощности меньше единицы (cos<p<l)
(в цепи имеется индуктивное сопротивление), явления в дуге будут
другими. После погасания дуги при переходе тока через нулевое
значение напряжение в сети не будет равно нулю и в то же время
напряжение между контактами не будет равно напряжению сети.
Это напряжение изменяется от значения иг до значения и3 в зависи-
мости от индуктивности сети (рис. 3.3, б). Скорость возрастания
напряжения до значения и3 будет тем больше, чем больше угол сдвига
между током и напряжением, т. е. чем меньше cos <р. Это затрудняет
гашение дуги.
Кроме того, затрудняет гашение дуги возникновение колебатель-
ного процесса с частотой
2лд/£.С ’
(3.5)
где L и С — индуктивность и емкость цепи.
41
Высокочастотные колебания накладываются на синусоидальные
напряжения промышленной частоты, которые для этих колебаний
служат как бы осью (рис. 3.4).
Рассмотрим наиболее употребительные способы гашения дуги.
Магнитное дутье основано на том, что ток в дуге, взаимодействуя
с внешним магнитным полем, отклоняет дугу. Дуга гаснет при этом
по двум причинам: вследствие растяжения дуги и от охлаждения ее
при быстром перемещении сквозь неподвижный воздух.
Магнитное поле обычно получают с помощью электромагнитов
с катушками, последовательно или параллельно включенными в си-
ловую цепь.
При электромагнитах последовательного включения (рис. 3.5)
сила F, вызывающая перемещение дуги, будет пропорциональна
магнитной индукции В, длине дуги и току /. Но магнитная индукция
в свою очередь пропорциональна току, следовательно,
F= I2. (3.6)
Этим объясняется, что электромагнитное дутье с катушками
последовательного включения хорошо работает при больших и хуже
при малых токах. Магнитное дутье применяется в отключающих
аппаратах постоянного и переменного тока.
Гашение дуги в дугогасительной решетке основано на том, что
электродинамическими силами она загоняется в пространство, раз-
гороженное неподвижно стоящими изолированными металлическими
пластинами. Попав на эти пластины (решетку Доливо-Доброволь-
ского), дуга разбивается на несколько коротких дуг, в каждой из них
образуется катодная зона со сравнительно большим падением напря-
жения. Это способствует ограничению тока в электрической дуге и
гашению дуги (рис. 3.6).
Щелевые камеры гасят дугу благодаря деионизации при охлаж-
дении стенками камеры. Камеры выполняются из огнестойкого и
влагостойкого материала, асбестоцемента (ацеида) или керамики.
Рис. 3.4
Рис. 3.4. Кривая изменения напряжения между контактами выключателя при наличии
колебательного процесса
Рис. 3.5. Схема магнитного дутья для гашения электрической дуги при замыкании
контактов
•12
Рис. 3.6
Вий сверху
Рис. 3.6. Схема гашения электрической дуги при помощи деионизирующих решеток
Рис. 3.7. Дугогасительная камера с прямой (а), суживающейся (б) и извилистой (в)
щелью
Керамические камеры более влагостойки и вследствие большой
теплопроводности гасят дугу лучше. Форма дугогасительных камер
бывает различна: с одной или несколькими прямыми щелями, с су-
живающейся или извилистой щелью (рис. 3.7).
Гашение дуги высоким давлением газов обычно осуществляется
в трубчатых предохранителях, выключателях нагрузки и масляных
выключателях. Давление повышается в закрытом объеме от нагрева
газа электрической дугой. Давление газа пропорционально квадрату
тока. С повышением давления газов ударная ионизация в дуговом
промежутке резко падает и дуга гаснет.
Г азогенерирующие дугогасительные устройства основаны на том,
что под влиянием нагрева стенок дугогасительной камеры электри-
ческой дугой из материала стенок выделяется большое количество
газов, которые, выходя из камеры, выдувают дугу. В качестве
газогенерирующих веществ применяют фибру, органическое стекло
и винипласт. Дугогасящие устройства с твердым газогенерирующим
материалом, устанавливаемые на контактах выключателей, бывают
с продольным и поперечным дутьем.
Камеры с воздушным дутьем основаны на том, что в момент
размыкания контактов и образования дуги открывается вентиль
воздушного дутья, который создает продольное дутье. Поток воздуха
в момент прохождения тока через нуль отрывает ионизированную
зону от острия подвижного контакта. Кроме того, воздух образует
вихревые потоки, которые также способствуют деионизации.
Гашение дуги в вакууме осуществляется благодаря тому, что
газ, разреженный до 10~6—10-8 Н/см2, обладает электрической
прочностью, в десятки раз большей, чем воздух при атмосферном
давлении, поэтому при разошедшихся контактах после прохождения
тока через нуль дуга не восстанавливается.
Синхронное размыкание цепи к. з. в момент прохождения тока
к. з. через нуль. Если сильно увеличить промежуток между контак-
тами выключателя или иными способами устранить возможность
43
дальнейшего прохождения тока,
тогда ток будет проходить только
один полупериод. Этот способ га-
шения дуги нашел применение, в
частности, в тиристорных выклю-
чателях.
Гашение дуги в трансформа-
торном масле вызвано тем, что
энергия электрической дуги в мас-
ле расходуется на разложение и
движение масла (28%), расшире-
ние и нагрев газов (40%), тепло-
отдачу лучеиспусканием (11%),
нагрев и испарение масла (9%) и
другие виды потерь. Таким обра-
зом, трансформаторное масло яв-
ляется хорошей дугогасительной
средой, так как 68% энергии элект-
Рис. 3.8. Дугогасительиая камера с по
перечным дутьем:
1.2 — подвижной и неподвижный контак-
ты; 3 — буферная камера; 4 — газовый
пузырь
рической дуги гасится в процессе
диссоциации масла с выделением до 70% водорода. Кроме того,
масло обладает высокой электрической прочностью (15—30 кВ/мм
при 20° С) и низкой температурой застывания (—45° С).
Газовый пузырь вокруг ствола дуги является многослойным.
Внутри водородная оболочка, далее находятся зоны распада, газа и
пара. Внешняя зона, соприкасающаяся с маслом,— зона испарения.
Недостатком трансформаторного масла является сравнительно
низкая температура вспышки паров (4-135°С), но поскольку все
другие известные жидкости обладают большими недостатками, то
трансформаторное масло как дугогасительное средство получило
наиболее широкое распространение.
Дуга, свободно горящая в масле, имеет сравнительно невысокий
градиент напряжения (70 В/см), поэтому для успешного гашения
ее требуется значительное увеличение длины промежутка или при-
менение камер гашения с поперечным и продольным перемещением
дуги. Поперечный поток масла не только охлаждает дугу, но и <сре-
зает» ионизированную зону (рис. 3.8), а приближение дуги к изоля-
ционным граням вызывает дополнительное выделение газа. Обычно
устанавливается несколько таких каналов поперечного дутья.
Перемещение потока масла в камерах осуществляется за счет
избыточного давления газов в буферной камере 3, возникающее
при образовании газового пузыря 4 вокруг электрической дуги.
§ 3.3. КОНТАКТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ
К контактам в эксплуатации предъявляются жесткие
требования, главные из которых следующие:
температура нагрева проводников (контактов) не должна превы-
шать заданного значения для данного контакта и его материала;
44
контакты в замкнутом положении должны обладать электро-
динамической и термической прочностью как при длительных токах
нормальной нагрузки, так и при сквозных токах к. з.;
нормированное количество включений и отключений тока в пре-
делах допустимых значений не должно разрушать контакт.
Важнейшим физическим фактором в работе контактов является
переходное сопротивление контактов.
Соприкосновение двух контактирующих плоскостей редко осуще-
ствляется по всей площади. При небольшой силе нажатия соприкос-
новение будет точечным (рис. 3.9, а), а при увеличении силы нажа-
тия соприкосновение переходит из точечного в поверхностное
(рис. 3.9, б).
В месте соприкосновения возникает так называемое переходное
сопротивление контакта, на которое существенное влияние оказыва-
ют уменьшение сечения проводников вблизи контакта, сила давле-
ния между контактами и материал контактов.
Переходное сопротивление контакта
где с — постоянная, зависящая от материала контактов;
F — сила нажатия контактов, Н;
т — коэффициент для точечного контакта принимается 0,5, а для по-
верхностного— 1.
Хотя в выражение (3.7) площадь поверхности контакта не вхо-
дит, фактически она увеличивается коэффициентом т.
Наиболее распространенными контактными соединениями в аппа-
ратах являются контакты медь-медь. Постоянная с для этих
контактов лежит в пределах (0,94-1,4) 10“ 4. Если принять сопро-
тивление контактов медь-медь условно за 1, то сопротивление кон-
тактов других пар металлов характеризуется коэффициентами, ко-
торые действительны только для свежезачищенных поверхностей:
Металлы . медь-медь серебро-серебро медь-латуиь медь-алюминий
г/г„,,,ь . . I 0.43...0,67 1.8-2.5 1.3
Металлы медь-сталь алюминий-алюминий сталь-сталь
г/гме.ь 7 1.5-2.5 35
Уменьшение влияния окисла жестких контактов достигается
посредством предохранения контактной поверхности от доступа воз-
Рис. 3.9. Площадь соприкосновения элементарных выступов контактных поверхностей
в зависимости от силы нажатия
Рис. 3.10. Виды соединения плоских шин
Рис. 3.11. Виды контактных поверхностей:
а - поверхностные; б — линейные; в - точечные; / — подвижной контакт; 2 — неподвижный
контакт
духа. Для этого увеличивают давление в контактах. Кроме того,
медные контакты залуживают, а алюминиевые смазывают техниче-
ским вазелином (влияние окислов снижается также при самоприти-
рании контактов). У рубильников и разъединителей для уменьше-
ния сил трения рекомендуется техническое касторовое масло.
В последнее время для контактов широко применяют металло-
керамические соединения из серебра или меди с вольфрамом или
молибденом. Такие контакты обладают хорошей электропровод-
ностью и дугостойкостью.
Контакты электрических аппаратов при частых включениях и
отключениях подвержены эрозии, при которой под действием элек-
трической дуги и проскакивающих искр происходит перенос метал-
ла с одного электрода на другой. При этом в дуговом разряде перенос
металла осуществляется с катода на анод, а при искровом разряде —
с анода на катод.
Основные конструкции контактов. Жесткие контакты чаще всего
применяют в соединении шин. Соединение плоских шин может быть
выполнено либо болтовым (рис. 3.10, а, б), либо при помощи накла-
док (рис. 3.10, в, г). В последнем случае не требуется сверловка
шин, что значительно упрощает монтаж.
Размыкающиеся контакты можно классифицировать по виду кон-
тактных поверхностей и по конструктивному выполнению.
По виду контактных поверхностей контакты бывают поверхност-
ными, линейными и точечными.
В поверхностных контактах (рис. 3.11, а) обеспечение большого
числа физических точек соприкосновения вызывает конструктивные
трудности из-за перекосов контактных плоскостей.
46
В контактах с линейным соприкосновением (цилиндр — плос-
кость, рис. 3.11, 6) контактирование приходится на малую контакт-
ную поверхность. Вследствие этого при той же силе нажатия может
быть получено большое число контактирующих точек.
Поверхностный контакт нарушается от перекоса подвижного
и неподвижного контактов в двух плоскостях, а линейный контакт
зависит от перекоса лишь в одной плоскости.
В точечном контакте (полусфера — плоскость, рис. 3.11, в)
удельное давление и фиксирование контактирующей поверхности
еще больше, чем в линейном. Такой контакт мало зависит от пере-
коса. Зато в этих контактах мала масса металла, прилегающего
к контактирующей поверхности, вследствие чего ухудшается отвод
тепла при нагреве. Это обстоятельство не позволяет использовать
эти контакты для больших рабочих токов и в установках со значи-
тельными токами к. з.
По конструктивному выполнению размыкающиеся металлические
контакты бывают рычажными, торцовыми, пакетио-пластинчатыми,
розеточными, мостиковыми.
В рычажных контактах подвижной контакт обычно имеет прямо-
угольную форму и вращается вокруг неподвижной оси. Свободный
конец этого контакта врубается в неподвижный контакт.
Рычажные контакты могут быть плоскостными (рис. 3.12), ли-
нейными и точечными.
Рычажные контакты со стальными контактными пружинами 6
показаны на рис. 3.13. Наличие двух полос 2 подвижного контакта
благоприятствует уменьшению переходного сопротивления при боль-
ших толчках тока. В этом случае вследствие электродинамического
Рис. 3.13.
Рис. 3.12. Рычажные плоскостные пружинные контакты:
/, 2 — подвижной и неподвижный контакты; 3 — стальная пружина; 4 — шпилька для регу-
лирования нажатия
Рис. 3.13. Рычажные линейные контакты со стальными пружинами:
/ — коитвктная стойка; 2 — полосы подвижного контакта; 3 — ось вращения подвижного
контакта; 4, 5 — болт и гайка; 6 — контактная пружина; 7 — распорная втулка
47
эффекта полосы притягиваются друг к другу и увеличивает давле-
ние на контактах. Для увеличения этого эффекта иногда полосы
снабжают стальными, планками, создающими магнитной замок.
Такие контакты применяют в разъединителях. '
В торцовых контактах подвижной контактный нож 1 пере-
мещается вдоль оси неподвижных контактов 2 (рис. 3.14).
Пакетно-пластинчатые контакты состоят из нескольких пар по-
движных контактных пластин 2 и неподвижного контактного ножа /
(рис. 3.15). Контактирование пластин 2 с контактодержателем
осуществляется при помощи контактных выступов.
Пакетно-пластинчатые контакты используют в качестве разъем-
ных силовых контактов между выкатываемым для осмотра и ревизии
выключателем и неподвижными сборными шинами.
Розеточные контакты состоят из контактных сегментов 2, рас-
положенных по окружности, которые контактируют с круглым по-
движным контактом 1 (рис. 3.16). Контактное нажатие между
подвижным и неподвижным контактами осуществляется пружи-
нами 3.
Контакт между сегментами 2 и контактным держателем в розе-
точных контактах может быть осуществлен при помощи гибких токо-
ведущих проводников 4. Розеточные контакты получили применение
в масляных выключателях горшкового типа.
Мостиковые контакты могут быть трех видов: поверхностные,
линейные (рис. 3.17) и точечные. Самоочищение или самоприти-
рание мостиковых поверхностных контактов в работе, как правило,
не происходит, поэтому медные силовые контакты применяют
только в масле, а контакты в воздухе снабжают серебряными или
металлокерамическими накладками.
Рис. З.И Рнс. 3.15.
Рис. 3.14. Торцовые контакты:
/ подвижной контактный нож; 2 — неподвижные контакты (латунные пальцы): 3 — гиб-
кие токоведущне пластины; 4 -- стальные пружины
Рнс. 3.15. Пакетно-пластинчатые контакты:
/ — контактный нож; 2 - контактные пластины; 3 - пружины; 4 — контактодержатель;
5 — контактные выступы
-18
Рис. 3.16 Рис. 3.17. Рис. 3.18.
Рис. 3.16. Розеточный контакт:
/ подвижной контакт; 2 - контактные сегменты; 3 — пружины; 4 гибкий токоведущнй
проводник; 5 — коитактодиржатель
Рис. 3.17. Мостиковый линейный контакт:
/ неподвижные контакты; 2— подвижные контакты; 3 — серебряные или металлокерами-
ческие накладки
Рис. 3.18. Поверхностный контакт:
I — подвижной контакт; 2 — неподвижный контакт
Поверхностные контакты собираются из медных гартованных
пластин или упругих пластин фосфористой бронзы, которые сопри-
касаются с плоскостью неподвижного контакта 2 (рис. 3.18).
$ 3.4. КОММУТАЦИОННЫЕ АППАРАТЫ
НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1000 В
В установках постоянного и переменного тока с напряже-
нием до 1000 В для включения и отключения цепей применяют аппа-
раты с разрывом дуги в воздухе. Простейшим из таких аппаратов
является рубильник.
Рубильники серии Р и рубильники-переключатели серии РП
предназначены для неавтоматических коммутаций силовых электри-
ческих цепей.
49
Рис. 3.19. Рубильники AJU установки иа лицевой стороне щита с передним (а) и зад-
№м (б) присоединениями проводов
Рубильники бывают одно-, двух- и трехполюсные. В двух- и трех-
полюсных рубильни<ах общая рукоятка через изоляционную планку
приводит в действие одновременно все ножи. Рубильники устанав-
ливают на лицевой или задней стороне щита. Рубильники, установ-
ленные на лицевой стороне, могут иметь переднее или заднее присо-
единение проводов (рис. 3.19).
Рубильники, которые устанавливаются на задней стороне щита,
имеют специальные приводы. Такая установка рубильников обеспе-
чивает большую «адежность и безопасность в эксплуатации
(рис. 3.20).
Рис. 3.20. Рубильник с приво-
дом для установки за щитом
Рис. 3.21. Предохранитель-
выключатель
50
Промышленность выпускает также блоки предохранитель-вы-
ключательнБПВ) в трехполюсном исполнении на ток от 60 до 400 А.
Такие блоки изготовляют с боковой рукояткой / (рис. 3.21). В каче-
стве ножей рубильника в этих блоках используют патроны плавких
вставок 2. '
Рубильники, которые позволяют путем переключения замыкать
две цепи, называются переключателями (рис. 3.22). Иногда рубиль-
ники заменяют пакетными выключателями (рис. 3.23). Они так же,
как и рубильники, могут быть одно-, двух- и трехполюсными и ра-
ботать как выключатели и как переключатели.
Наряду с рубильниками и предохранителями промышленностью
выпускаются выключатели автоматические, которые совмещают
в себе две функции: защиту электрических цепей от токов перегрузки
и токов к. з., а также служат для оперативных включений и отклю-
чений цепей с частотой до 30 включений в час.
Широкое применение получили выключатели напряжением до
500 В серии АЕ20М на номинальные токи 16, 25, 63, 100 и 160 А
(рис. 3.24). Выключатель состоит из расцепителя максимального
тока 1, корпуса 2, контактной системы 3, выводных зажимов 4, дуго-
гасительного устройства 5, механизма свободного расцепления 6,
крышки 7, рукоятки 8, регулятора тока несрабатывания теплового
расцепителя 9, дополнительных расцепителей и других вспомогатель-
ных узлов. Независимый расцепитель устанавливается вместо тепло-
вого или электромагнитного расцепителя. Контактная система со-
стоит из подвижных и неподвижных контактов и обеспечивает
одинарный разрыв цепи в каждой фазе.
Дугогасительное устройство представляет собой камеру с деион-
ной решеткой, состоящей из стальных дугогасительных пластин.
Коммутационное положение выключателя указано знаками «1» —
включено; «0» — отключено. В качестве указателя коммутационного
положения используется рукоятка управления. Узел регулировки
тока несрабатывания теплового расцепителя представляет собой
термоэлемент и регулировочное устройство.
Рис. 3.22. Трехполюсиый переключатель
Рис. 3.23. Пакетный выключатель
51
Рис. 3.24. Общий вид выключателя АЕ20М
Существуют также выключатели только с одним электромагнит-
ным расцепителем.
На тяговых подстанциях распространены выключатели АП-50,
которые в последнее время заменены выключателями АП-50М.
Все современные выключатели этих серий снабжены механизма-
ми свободного расцепления, обеспечивающими моментальное за-
мыкание и размыкание контактов независимо от скорости дви-
жения рукоятки как при включении, так и при отключении выклю-
чателя.
Частые дистанционные включения и отключения электрических
цепей осуществляются контакторами и магнитными пускателями.
52
Рис. 3.25. Однополюсный контактор
постоянного тока:
/ -• стальной сердечник дугогаситель-
ной катушки 16; 2 — неподвижный кок*
щит; 3— дугогасительная решетка;
/ — изоляционные перегородки дугога*
iнтельной камеры 5; 6 — контактные
накладки; 7 — подвижной контакт; 8
пружина; 9 — магиитная прокладка.
10 — якорь; // — пружниа; 12 — блок*
контакты; 13 — зажимы тяговой катуш-
ки 15; 14 — сердечник тяговой катушки.
17 — камера магнитного дутья
Рис. 3.26. Магнитный пускатель:
а — электрическая схема; б — кон-
струкция; / металлическое основа
пис; 2—неподвижные контакты; 3
амортизирующая пружина; 4 — сердеч
ник; 5 — катушка; 6 — якорь; 7 — пру
жива; 8 подвижной контактный
мостик с пружиной 9; 10 — закрытая
камера; // - тепловое реле
Контакторы выпускаются на токи 3—4000 А и на Напряжение
постоянного (рис. 3.25) и переменного тока. J
Магнитные пускатели (рис. 3.26) обычно предназначаются для
управления электродвигателями трехфазного тока. МагиИтные пуска-
тели выпускаются трехполюсными. Для защиты электродвигателя
от перегрузки они снабжены тепловыми реле, которые размыкают
цепь катушки при длительном повышении тока в силовой цепи.
Главные контакты в магнитном пускателе мостикового типа.
Двойной разрыв в этих контактах и переход переменного тока через
нуль обеспечивают надежное погасание дуги.
§ 3.5. ИЗОЛЯТОРЫ
Для крепления токоведущих частей и изоляции токо-
ведущих частей между собой, а также от заземленных конструкций
служат изоляторы. Изоляторы выпускаются линейные, станционные
и аппаратные.
Линейные изоляторы предназначаются для крепления проводов
воздушных линий, станционные — для крепления шин в распредели-
тельных устройствах; аппаратные — для крепления и вывода токо-
ведущих частей аппаратов.
Станционные изоляторы в свою очередь подразделяются на
опорные (рис. 3.27) и проходные (рис. 3.28), а по роду установки —
для внутренних и наружных установок. Изоляторы изготовляются
фарфоровыми армированными и неармированными с минимальным
разрушающим усилием на изгиб 2500, 3750, 5000, 7500 Н. Про-
ходные изоляторы (см. рис. 3.28) предназначены для вывода токо-
ведущих частей из здания и прокладки шин через стены и перекрытия.
Опорные изоляторы выбирают по номинальному напряжению
и роду установки, а проходные — еще и по номинальному току.
Выбранные изоляторы проверяют на динамическую стойкость в ре-
жиме к. з. Допускаемая механическая нагрузка, приложенная в
плоскости колпачка перпендикулярно оси изолятора, не должна
превышать 60% разрушающей нагрузки:
Грасч С О.бГраэр, (3.8)
где /**раСч — расчетная нагрузка, действующая на изолятор при трехфаз-
ном к. з.;
Граар — разрушающая нагрузка на изолятор.
Формула (3.8) справедлива в тех случаях, когда шина крепится
к изолятору плашмя.
При расположении шин на ребро сила F увеличивается до F':
= (3-9)
где h — высота изолятора;
И' — расстояние от основания опорного изолятора до половины ширины
шины.
54
Рис. 3.27. Опорный изолятор для
закрытых РУ 10 кВ
Рнс. 3.28. Проходной изолятор
для РУ 10 кВ
Уход за изоляторами в эксплуатации сводится к их чистке, про-
верке состояния глазурованной поверхности, прочности армировки и
всех болтовых креплений, а также к проверке заземления фланца,
если изолятор установлен не на металлической конструкции.
Для выявления слабых мест все изоляторы распределительных
устройств периодически подвергаются испытаниям переменным током
повышенного напряжения.
Испытательное напряжение составляет 32 кВ для номинального
напряжения установки 6 кВ и 42 кВ — для 10 кВ.
§ 3.6. ШИНЫ, ПРОВОДА, КАБЕЛИ
Шина является жестким токопроводником и служит для
электрического соединения аппаратов распределительных устройств,
а также для распределения электрического тока между различными
потребителями. Шины бывают различного сечения и из различных
материалов. Наибольшее распространение получили плоские шины из
алюминия.
В распределительных устройствах 6 и 10 кВ шины размещают
в одной плоскости плашмя из соображений механической устойчи-
вости в режиме к. з. Шины постоянного тока, как правило, устанав-
ливают на ребро, так как при этом на 5—8% улучшается их тепло-
55
отдача. Электродинамические усилия между положительными и отри-
цательными сборными шинами практически отсутствуют, так как они
находятся друг от друга на большом расстоянии.
Для увеличения теплоотдачи, защиты от окисления и лучшего
распознавания фаз и полярности шины окрашивают эмалевыми
красками. В соответствии с Правилами устройств электроустановок
(ПУЭ) шины должны быть окрашены при переменном токе: фаза А —
желтая, фаза В — зеленая и фаза С — красная; при постоянном
токе: положительная шина красная, отрицательная — синяя.
Заземляющие проводники, все конструкции, провода и полосы
сети заземления должны быть окрашены в черный цвет. Допуска-
ется окраска открытых заземляющих проводников в иные цвета, но
при этом они должны иметь в местах присоединений и ответвлений
не менее двух полос черного цвета с промежутком между ними
150 мм. Места соединений шин друг с другом, места присоединения
их к аппаратам и места установки заземлений не окрашиваются.
Перед сборкой контактные соединения алюминиевых шин обраба-
тываются грубым напильником и покрываются тонким слоем техни-
ческого вазелина.
Сечения шин выбирают по таблицам ПУЭ в зависимости от допу-
стимых токов в нормальных режимах. Выбранные шины должны быть
проверены на термическую и динамическую стойкость (см. гл. 2).
Состояние контактов в эксплуатации проверяют периодически
путем наблюдения за состоянием цвета краски около всех контактных
соединений, а при ревизии распределительного устройства подтяги-
ваются все гайки на болтовых соединениях шин.
Силовые кабели (табл. 3.1) применяют на тяговых подстанциях
в распределительных устройствах постоянного и переменного тока.
По условиям пожарной безопасности в помещениях подстанции ка-
бели применяются неизолированные, т. е. без наружной джуто-
вой оболочки.
Прокладка кабелей на подстанции осуществляется по метал-
лическим конструкциям, укрепляемым на стене, потолке или в спе-
циальных кабельных каналах, а также в асбоцементных и метал-
лических трубах. Во избежание коррозии металла снаружи кабели
окрашивают асфальтовым лаком.
Силовые кабели выбирают по номинальному напряжению, по
номинальной плотности тока; допустимому току нагрузки нормаль-
ного режима. Перед выбором должен быть решен вопрос о способе
прокладки кабеля. Выбор кабеля производится в соответствии
с требованиями ПУЭ. Выбранный кабель должен быть проверен
на термическую стойкость (см. гл. 2).
Состояние силовых кабелей проверяют в эксплуатации измере-
нием изоляции жил между собой и по отношению к земле, для этой
цели применяют мегаомметр на напряжение 1000—2000 В.
Контрольные кабели служат для соединения между вспомогатель-
ными аппаратами в цепях оперативного переменного и постоянного
тока напряжением до 1000 В. Эти кабели изготовляют с числом жил
от 1 до 37, с сечением каждой жилы от 1,5 до 10 мм2.
56
Таблица 3.1
Буква Место положения буквы Значение символа
в обозначении марки
Впереди обозначения
А Первая буква Жилы алюминиевые
А Вторая буква Оболочка алюминиевая
С Вторая буква Оболочка свинцовая
В Вторая буква Оболочка поливинилхлоридная
В середине обозначения
° Изоляция жнл Изоляция жил Поливинилхлоридная Полиэтиленовая
В конце обозначения
Б Г Т Защитный покров Оплетка иа броне Способ прокладки Бронированный из стальной ленты Отсутствует В трубах
Примечание. После обозначеиня марки кабеля указывается число н сеченне жнл. например 3x120 мм2.
Провода на подстанциях применяют дл я соединений между аппа-
ратами, находящимися на одном щите управления или автоматики,
и для силовых цепей небольшой мощности. К последним относятся
цепи для питания включающих катушек приводов и цепи между
преобразовательным трансформатором и выпрямителем.
Провода имеют резиновую или хлорвиниловую изоляцию. Марку
провода выбирают по напряжению, числу жил, сечению, а также по
назначению и способу прокладки.
Провода и контрольные кабели на термическую и динамиче-
скую стойкость в оперативных цепях не проверяют. Необходимо
лишь следить за тем, чтобы плавкие вставки предохранителей
соответствовали площади сечения проводов.
Уход за проводами и контрольными кабелями в эксплуатации
сводится к внешнему осмотру и периодической проверке мегаоммет-
ром изоляции совместно с аппаратом.
§ 3.7. РАЗЪЕДИНИТЕЛИ
Разъединители в распределительных устройствах пред-
назначены для снятия напряжения с аппаратов и машин на период
их ремонта и осмотра. В связи с этим место установки разъедини-
телей на подстанциях должно быть таким, чтобы в отключенном
положении разъединителя был хорошо виден воздушный промежуток
между неподвижными контактами и подвижными ножами.
В целях безопасности пробивное напряжение воздушного проме-
жутка разъединителя должно быть больше пробивного напряжения
между фазами и между каждой фазой и землей.
57
Разъединители рассчитывают для отключения и включения срав-
нительно небольших токов. В порядке исключения ПУЭ допускают
включение и отключение разъединителями трансформаторов напря-
жения, воздушных линий напряжением до 35 кВ длиной не более 10 км
и кабельных линий напряжением до 10 кВ длиной не более 10 км.
В замкнутом положении через разъединитель проходят как рабо-
чие токи, так и токи к. з. При этом контакты разъединителя не
должны нагреваться, а ножи под действием электродинамических
сил не должны самопроизвольно отключаться.
Разъединители выпускают на токи от 400 до 6000 А и на напряже-
ние от 10 до 220 кВ. В них могут применяться как опорные, так и
проходные изоляторы. Разъединители выпускаются однополюсными
и трехполюсными. Тип разъединителя, т. е. его конструкция, число
ножей, номинальный ток, тип изоляторов определяются условиями,
в которых он устанавливается.
Типовое обозначение разъединителей расшифровывается следую-
щим образом: Р — разъединитель; В — внутренней установки;
Р — рубящего типа; 3 — наличие заземляющих ножей; Ф — фигур-
ный (такое обозначение имеет разъединитель с проходными изоля-
торами) .
Разъединители для внутренних установок напряжением до 35 кВ
выпускают с подвижными ножами вертикально-рубящего типа и с ли-
нейными контактами (рис. 3.29).
Трехполюсный разъединитель серии РВР (рис. 3.30) может уста-
навливаться только в сетях, имеющих малые токи замыкания на
землю. Разъединители серии РВР не имеют заземляющих ножей.
Разъединители серии РВРЗ снабжены заземляющими ножами.
По количеству и способу установки заземляющих ножей они подраз-
деляются: РВРЗ-1а имеют один заземляющий нож со стороны
Рис. 3.29. Контактная система одного полюса разъединителя для внутренней уста-
новки:
/ изолятор, 2—неподвижные контакты: 3— стальная пластина: 4 — пружина: 5 —
шпилька; 6 — пластины ножа; 7 — ось
58
Рис. 3.30. Разъединитель РВР:
/ рама; 2 — вал; 3 — рычаг; 4 — опорный изолятор; 5 — неподвижный контакт; 6 — нож;
7 - тяга с изолятором
разъемного контакта; РВРЗ-16 — со стороны осевого контакта;
РВРЗ-2 снабжен двумя заземляющими ножами.
Основанием разъединителя является цоколь. В нем расположен
вал с рычагами, предназначенный для оперирования подвижными
контактными ножами. В цоколе размещаются валы заземляющих
ножей (при их наличии) и механическая блокировка, препятствую-
щая включению заземляющих ножей при включенных главных ножах
и наоборот. В цоколе имеется также болт заземления, рядом с кото-
рым нанесен знак заземления.
Однополюсные разъедините-
ли для внутренней установки се-
рии РО (рис. 3.31) управляются
ручной изоляционной штангой.
Разъединитель серии РВФ
имеет проходной изолятор. Этот
изолятор может быть установ-
лен с двух сторон или с любой
одной стороны. В зависимости
от этого они имеют три разно-
видности. Такие разъединители
предназначены для установки в
устройствах, где требуется вы-
полнить изолированный пере-
ход из одного помещения (отсе-
ка) в другое без дополнитель-
ных проходных изоляторов (см.
верхний разъединитель рис.
12.10).
Дистанционный контроль
положения разъединителя про-
изводится при помощи сигналь-
ных контактов КСА (рис. 3.32).
Рис. 3.31. Разъединитель РО:
/ - рама; 2 — изолятор; 3 — неподвижный
контакт; 4 — нож; 5 — зацеп; 6—скоба по-
движного контакта; 7 — болт заземления
59
Рис. 3.32. Сигнальный контакт КСА:
/ — основание; 2 — изоляционные колодки;
3, 4 — контактные скобы; 5 — нажимная пру-
жина; 6 - вннт для присоединения проводов;
7 - подвижной контакт; 8 — втулка; 9 — шес-
тигранный вал; 10 — рычаг; // — стяжная
шпилька
Рис. 3.33. Кинематическая система руч-
ного привода разъединителя:
/ — главный рычаг разъединителя; 2 -
тяга; 3 — рычаг привода; 4 — рукоятка;
5 — сигнальные контакты
Для управления разъедини-
телями внутренней установки
применяются ручные приводы
ПР-3 и ПР-10.
Следует отметить, что во
включенном положении ручной
привод (рис. 3.33) имеет «мерт-
вую» зону и этим препятству-
ет отключению разъединителя
от динамических усилий при
к. з.
Для выключателей нагрузки
применяется привод ПРА-17
(рис. 3.34).
Электромагнитные приводы
переменного трехфазного тока
нашли широкое применение на
тяговых подстанциях для РУ
постоянного тока 600 В. С их
помощью диспетчер по телеуп-
равлению имеет возможность
выполнять различного рода
переключения.
Электромагнитный привод,
изображенный на рис. 3.35, на-
зывается магнитофугальным.
Он работает на трехфазном
переменном токе и по принципу
действия аналогичен асинхрон-
ному двигателю, у которого ста-
тор разрезан вдоль оси и свер-
нут в цилиндр по поперечной
оси. При этом магнитное поле
перемещается вдоль корпуса
двигателя /, а вместо вращаю-
щегося ротора имеется бегуи 4,
который совершает возвратно-
поступательное движение. Об-
мотки 2 имеют два вывода 3,
обеспечивающие движение
бегунка в двух направле-
ниях.
В комплектных РУ 10 кВ и
РУ постоянного тока 600 В для
соединения выдвижной части
аппаратуры, расположенной на
тележках, роль разъединителей
выполняют пакетно-пластинча-
тые контакты.
60
Рис. 3.34. Общий вид
привода ПРА-17:
/ - рычаг управлении;
2 рычаг ручного от-
ключения; 3 — указатель
положения; 4 — электро-
магнит дистанционного
отключения; 5—8 — ме-
ханизмы, осуществляю-
щие свободное расцепле-
ние; 9 — вилка
Разъединители выбирают по роду установки, номинальным на-
пряжению и току, числу полюсов, конструкции.
Выбранный разъединитель проверяют на динамическую и терми-
ческую стойкость в режиме к. з., сравнивая каталожные данные
максимального /мраз или предельного значения тока разъединителя
с расчетным /v.pac4 значением этих токов. Разъединитель удовлетво-
ряет условию динамической стойкости, если
/ мраз
(3.10)
Рис. 3.35. Магнитофугаль-
ный привод:
а — общий вид; б — схема
соединения обмоток; / —
корпус двигателя; 2 -- ка-
тушка обмотки статора; 3 -
выводы 220 В; 4 — бегун
двигателя
61
Термическая стойкость разъединителя определяется условием
I it /оо/пр> (3.11)
где /, — ток термической стойкости, который выдерживает разъединитель
в течение времени t (определяется по каталогу).
Во время эксплуатации разъединителей проверяют состояние
фарфоровых опорных изоляторов и фарфоровых тяг. Фарфор не
должен иметь скола, глазурованная поверхность фарфора должна
быть блестящей, чистой и не иметь трещин. Недоброкачественные
изоляторы подлежат замене. Сопротивление изоляции тяг и поводков
измеряется мегаомметром, оно не должно быть ниже 1000 МОм.
Ножи разъединителя должны входить в соприкосновение с непо-
движными контактами без перекоса, но с небольшим трением, обес-
печивающим необходимый контакт. Во избежание износа из-за боль-
шого трения трущиеся контактные поверхности смазывают техниче-
ским вазелином. Гайки на болтовом соединении силовых контактов
разъединителя с шинами должны быть хорошо затянуты.
Ревизия привода разъединителя заключается в проверке работы,
подтягивании болтовых соединений, смазке трущихся частей и про-
верке работы сигнальных контактов.
Магнитофугальные приводы дополнительно проверяют на работу
при напряжениях -|-5 и —15% номинального.
$ 3.8. ПРЕДОХРАНИТЕЛИ
Типы и конструкция предохранителей. Для защиты элек-
трических установок и проводов от опасных перегрузок и токов к. з.
предназначены предохранители.
Предохранитель состоит из корпуса с контактными стойками,
в которые вставляется патрон с плавкой вставкой. Патроны в основ-
ном применяют закрытые.
На тяговых подстанциях широко распространены два основных
типа предохранителей с закрытыми патронами: предохранители без
наполнителя и предохранители с наполнителем (в настоящее время
предохранители без наполнителя сняты с производства, их основной
недостаток — низкая по сравнению с современными предохраните-
лями разрывная мощность). К предохранителям без наполнителя
относятся предохранители ПР-2 (рис. 3.36). Патроны этих предохра-
нителей на номинальные токи 100—1000 А состоят из толстостенной
фибровой трубки /, на концы которой плотно насажены латунные
втулки 3 для предотвращения ее разрыва. Плавкие вставки 2 при-
винчиваются к ножам 6. У патронов на номинальные токи 15 и 60 А
контактных ножей нет, их заменяют сами колпачки, которые при
завинчивании создают контакт с плавкой вставкой.
При появлении электрической дуги фибровая трубка выделяет
газы, деионизирующие дугу и создающие в патроне давление, что
способствует более эффективному гашмию дуги.
62
Рнс. 3.36. Предохранитель ПР-2 на номинальные тонн 100—1000 А:
а — общий вид патрона; б — формы плавких встввок; / — трубка; 2 — плавкая вставка;
3 — латунная втулка; 4 — колпачок; 5 — шайба; 6 — нож
Предохранители с наполнителем выпускают серии ПН-2
(рис. 3.37). Эти предохранители предназначены для защиты цепей
напряжением 380 В переменного тока и 220 В постоянного тока.
В трехфазных цепях переменного тока предохранители этой серии
могут применяться на напряжение до 500 В.
Номинальные токи предохранителей 100, 250, 400 и 630 А.
Номинальные токи плавких вставок от 31,5 до 630 А. Причем номи-
нальный ток плавкой вставки не должен превышать номинальный
ток предохранителя.
Наполнителем в предохранителях служит кварцевый песок.
Он хорошо поглощает тепло, охлаждает газы, в результате чего
дуга быстро деионизируется и гасится настолько интенсивно, что ток
не успевает достигнуть того наибольшего значения, которое имело бы
место в защищаемой цепи при отсутствии в ней такого предохра-
нителя. Предохранители с наполнителем обладают токоограничи-
вающим эффектом и имеют меньшее время отключения, чем труб-
чатые. Этому способствует также то, что плавкая вставка выпол-
няется из нескольких параллельных ветвей, расположенных в напол-
нителе таким образом, чтобы полностью использовать для охлаж-
Рис. 3.37. Предохранитель серии ПН-2:
I — фарфоровый корпус; 2 — плавкая вставка; 3 — контактный нож; 4 — кварцевый песок
63
дения весь объем патрона. Патроны этих предохранителей обычно
выполняются из фарфора.
Предохранители ПНБ (быстродействующие) выпускаются на но-
минальные токи 40—630 А и предназначены для защиты устройств
с полупроводниковыми приборами.
Плавкие вставки изготовляют из меди, цинка, свинца или сереб-
ра. В современных предохранителях отдают предпочтение медным
вставкам. Они наиболее удобны, просты и дешевы.
Улучшение характеристик и снижение перенапряжения при от-
ключении тока достигается благодаря так называемому термиче-
скому эффекту с оловянным растворителем в виде наплавленного
на медную плавкую вставку оловянного шарика. Олово плавится
при температуре, значительно меньшей, чем температура плавления
меди, и растворяет медь вставки в месте соприкосновения с нею.
Появляющаяся при этом дуга расплавляет всю вставку и гасится.
Цинковые вставки используются в предохранителях ПР-2.
Фигурные плавкие вставки (см. рис. 3.36, б) имеют участки со
сниженным сечением. При токах к. з. перегорают сначала участки
с малым сечением. Образующиеся промежутки имеют небольшую
длину, поэтому легко пробиваются при повторном зажигании дуги.
Этим снижается уровень перенапряжения при сгорании плавкой
вставки. Окончательно дуга гаснет после того, как участки с боль-
шим сечением упадут вниз и расстояние между крайними пластина-
ми увеличится.
7.А, кА
Рнс. 3.38
Рис. 3.39.
Рис. 3.38. Зависимость времени плавления плавкой вставки от тока в предохрани-
телях ПКТ
Рис. 3.39. Характеристика токоограничения предохранителя ПКТ:
/i наибольший ток в цспн предохранителя; /2 — расчетный ток к. э. для номинальных токов
плавких вставок 2 — 50 А
64
2-
Рнс. 3.40. Предохранители ПКТ н ПКН с
кварцевым наполнением:
а — общий вид (/ — предохранитель; 2 — изо-
лятор); б—силовой патрон предохранителя
ПКТ с керамическим сердечником; в — пат
рои предохранителя ПКН для защиты транс-
форматоров напряжения; I, 9 — крышки; 2 —
указатель срабатывания; 3. 4 - соответствен-
но пружина н корпус указателя; 5 — патрон;
6 — керамический сердечник; 7 -- кварцевый
песок; 8 — контактный колпачок; 10 — встав-
ка указателя
Плавкая вставка предохранителей ПНР изготовляется из сереб-
ряной ленты. Из-за большой проводимости серебра масса вставки
небольшая, паров металла при ее сгорании меньше и гашение дуги
убыстряется.
Для защиты силовых трансформаторов, воздушных и кабельных
линий напряжением 3—35 кВ применяют предохранители токоогра-
ничивающие типов ПКТ, а для защиты трансформаторов напря-
жения — ПКН.
Предохранители ПКТ изготовляют на номинальные токи:
ПКТ101 — 2—31,5 А; ПКТ102 — 31,5—80 А; ПКТ103 — 50—100 А;
ПКТ 104 — 100—200 А.
Предохранители ПКН на номинальное напряжение 10 кВ могут
быть применены в цепях с номинальным напряжением 3 кВ.
Предохранители ПКТ подразделяют по диапазону токов отключе-
ния на класс 1 с диапазоном от одночасового тока плавления до
номинального тока отключения (общее применение) и класс 2 с ди-
апазоном от нормированного минимального тока отключения, пре-
вышающего одночасовой ток плавления, до номинального тока
отключения (рис. 3.38).
При отключении токов большой кратности по отношению к номи-
нальному току плавкой вставки предохранитель работает с токо-
ограничением (рис. 3.39).
Предохранители типов ПКТ и ПКН состоят из опорных изоля-
торов П (рис. 3.40, а) и патрона 5. Изоляторы монтируют на цоколе
или непосредственно на стенке распределительного устройства.
Основными частями патронов являются изоляционная трубка с арми-
рованными по концам ее колпачками, плавкая вставка, состоящая в
зависимости от номинального тока из одного или нескольких посереб-
3-5816
65
ренных медных проводов. С целью снижения перенапряжения при
отключении вставки выполнены из нескольких ступеней различного
сечения.
Патрон заполнен мелким кварцевым песком и снабжен указателем
срабатывания. В предохранителе ПКН указателя срабатывания нет
(рис. 3.40, в). Кварцевый наполнитель способствует отключению
тока к. з. благодаря деионизации дуги в узких щелях между гранула-
ми песка.
Срабатывание предохранителя определяется по выдвинувшемуся
наружу указателю срабатывания.
Времятоковые характеристики. Количество тепла, выделяюще-
гося в плавкой вставке, пропорционально квадрату тока и ее сопро-
тивлению, а количество тепла, потребное для плавления вставки,—
величина постоянная. Поэтому чем больше ток, тем быстрее распла-
вится вставка. При одном и том же токе быстрее расплавится
вставка, рассчитанная на меньший номинальный ток, так как ее
сечение меньше, сопротивление больше, и при том же токе в ней выде-
лится больше тепла.
На этом свойстве основана селективная (избирательная) работа
предохранителей. Между питающим источником и защищаемой
установкой обычно находится несколько последовательно включен-
ных предохранителей.
Зависимость времени перегорания вставки от тока выражается
защитной времятоковой характеристикой. На рис. 3.41 в качестве
примера приведены времятоковые (защитные) характеристики двух
предохранителей с номинальными токами плавких вставок /iBCT и
^Пвст» Причем Лвст**^ IЦвет-
При пользовании времятоковой характеристикой необходимо
иметь в виду, что она дает средние значения времени отключения.
В действительности имеют место существенные отклонения вслед-
ствие допусков в самом материале плавких вставок, в их изготов-
лении, из-за качества контактов и их старения.
Выбор плавких вставок предохранителей. Номинальное напря-
жение предохранителей и их вставок t/встиом должно соответство-
вать напряжению сети:
У.стно- = ис. (3.12)
Значительное уменьшение и увеличение напряжения плавкой
вставки против напряжения сети не рекомендуется, так как это
отражается на ампер-секундной характеристике плавкой вставки.
Предельно отключаемый ток плавкой вставки /„ст пр должен быть
равен или больше максимального расчетного тока к • 3. / к.з.тах-
/встпр^ /к.з.тах- (3.13)
Плавкая вставка не должна перегорать от максимального дли-
тельного тока нагрузки:
/вст ном — Кн/цтаХ) , (3.14)
66
где ки — коэффициент нагрузки,
зависит от характера на-
грузки (для освещения
к„= 1,14-1,2).
При переменной кратковре-
менной перегрузке /ПеР, когда
она превышает максимальный
длительный ток /нтах, плавкая
вставка также не должна пере-
горать:
Кп/вет.ном = /пер, (3.15)
где к, — коэффициент отстройки от пере-
грузки, который принимается
равным 2,5 при /пер« 2-? 3 с
(легкие условия); 1,5—2 при
^пер~ 10 с (тяжелые условия).
Рис. 3.41. Времятоковые характеристи-
ки плавких вставок предохранителей
При отсутствии постоянного наблюдения за установками плав-
кие вставки должны удовлетворять условию
/.сгнои = 0.8/доппр. (3.16)
где /доп.пр — длительно допустимый ток провода.
К перечисленным требованиям выбора плавких вставок следует
добавить еще такое, которое обеспечивало бы перегорание плавких
вставок ранее, чем отключатся контакторы или магнитные пуска-
тели. В этом случае время перегорания плавких вставок от токов к. з.
не должно превышать 0,15—0,2 с. Это требование вызвано тем,
чтобы исключить возможность отключения к. з. контактами аппара-
тов. Время перегорания плавких вставок от токов к. з. определяют
по защитным характеристикам предохранителей, но при этом следует
иметь в виду, что разброс защитных характеристик достигает 50%.
Селективность работы предохранителей может быть обеспечена,
если время перегорания большего предохранителя в 3 раза превы-
шает время перегорания меньшего предохранителя.
$ 3.9. ВЫКЛЮЧАТЕЛИ НАГРУЗКИ
Выключатели нагрузки применяют в РУ 10 кВ для отклю-
чения токов нагрузки. По своей конструкции они напоминают разъ-
единитель, но отличаются от него наличием дугогасительного устрой-
ства.
Промышленность изготовляет выключатель нагрузки на номи-
нальный ток 400 А. Номинальный ток отключения соответственно
равен 400 А при costp= 0,7, наибольший ток отключения — 800 А
при том же коэффициенте мощности.
Выключатели нагрузки классифицируют по конструктивному ис-
полнению: без предохранителей; с предохранителями, предназначен-
ными для защиты от токов к. з. и перегрузки, расположенными
сверху или снизу выключателя; с устройством для подачи команды
при перегорании предохранителя; с заземляющими ножами, распо-
ложенными сверху или снизу.
3'
67
Структура условного обозначения, например выключателя нагрузки
ВНРО-10/400-10 зп ЗУЗ: В — выключатель; Н — нагрузки; Р — вид привода (руч-
ной); О — наличие буквы — имеется встроенный предохранитель; 10 — номинальное
напряжение. кВ; 400—номинальный ток, А; 10—номинальная периодическая со-
ставляющая сквозного тока к. з„ кА; з — с заземляющими ножами; п — заземляю-
щие ножи расположены за предохранителем; 3 — наличие устройства для подачи
команды на отключение при перегорании предохранителя; УЗ — климатическое
исполнение и категория размещения в соответствии со стандартом.
Выключатель нагрузки серии ВН-10 автогазовый, работа его осно-
вана на гашении электрической дуги потоком газов, образующихся
вследствие разложения вкладыша из органического стекла.
При отключении выключателя сначала размыкаются главные
контакты, затем дугогасительные, размещенные в дугогасительной
камере. Возникающая при этом дуга воздействует на стенки вкла-
дыша и вследствие разложения органического стекла вызывает
интенсивное газообразование. В первый период прохождения дуго-
гасительного контакта в дугогасительной камере выход газов за-
труднен, что повышает давление внутри камеры. При выходе газов
их вихревые потоки гасят дугу.
Управление выключателем осуществляется ручным приводом
(см. рис. 3.34), снабженным механизмом свободного расцепления
и электромагнитом отключения с питанием от независимого источ-
ника. Включают выключатель только вручную рукояткой привода,
отключают вручную рычажком, установленным на рукоятке привода,
и дистанционно — электромагнитом отключения.
Конструктивно выключатель нагрузки (рис. 3.42) состоит из
сварной рамы, на которой установлены шесть опорных изоляторов.
На трех, расположенных в нижней части рамы, крепятся контактные
ножи, в верхней части — главные
и дугогасительные контакты.
Движение от рычагов вала к
ножам передается посред-
ством изоляционных тяг. Для
отключения выключателя
между рычагами вала и ра-
мой установлены две отклю-
чающие пружины, для смяг-
чения ударов при отключе-
нии — пружинный буфер.
Размыкание дугогаситель-
ных контактов происходит в
камерах, выполненных из
пластмассы и имеющих вкла-
дыши из органического стек-
ла. Камерам и вкладышам
придана дугообразная фор-
ма, что дает возможность вхо-
дить в них подвижному дуго-
гасительному контакту, кото-
рый связан с контактными
ножами при помощи метал-
лических стоек.
Рис. 3.42. Выключатель нагрузки ВНП-16:
/ - предохранитель; 2 — рама предохрани-
теля; 3 — вал; 4 — пружина; 5 — рама выклю-
чателя; 6 — дугогасительная камера; 7 — ду-
1 огаентельный контакт; 8— полосы ножа
68
Выключатели нагрузки снабжены стационарными заземляющими
ножами. Ножи заземляют верхние или нижние выводные контакты
выключателя. Вал заземляющих ножей и вал выключателя связаны
блокировкой, не позволяющей включить ножи заземления при вклю-
ченном выключателе и включить его при включенных ножах зазем-
ления.
Предохранители устанавливают на полураме, которая может
быть установлена как с верхней, так и с нижней стороны выклю-
чателя.
Устройство для подачи команды на отключение при перегорании
предохранителя состоит из рычажной системы, на которую воздей-
ствует указатель срабатывания предохранителя и контактной груп-
пы, подающей сигнал на отключение.
$ 3.10. ВЫКЛЮЧАТЕЛИ ВЫСОКОВОЛЬТНЫЕ
Выключатели высоковольтные включают и выключают
электрические цепи высокого напряжения при нагрузке и коротком
замыкании. Таким образом, эти выключатели являются одним из
наиболее ответственных аппаратов станций и подстанций.
Выключатели классифицируют по нескольким признакам. По спо-
собу гашения дуги выключатели бывают масляные и безмасляные.
Масляные выключатели в свою очередь подразделяются на много-
объемные (баковые) и малообъемные (горшковые). Безмасляные
выключатели бывают воздушные и автогазовые.
По способу установки выключатели подразделяют на выклю-
чатели для внутренних и наружных установок. По скорости действия
выключатели могут быть быстродействующими и небыстродей-
ствующими.
Основными электрическими параметрами выключателей, характе-
ризующими их отключающую способность, являются ток и мощность
отключения. Другим важным параметром является время отклю-
чения, которое складывается из собственного времени отключения
и времени гашения дуги.
Собственным временем отключения выключателя называется
время, прошедшее от момента подачи импульса тока на отключаю-
щую катушку привода выключателя до момента начала расхож-
дения контактов.
Собственное время отключения у быстродействующих выключа-
телей колеблется в пределах 0,03—0,05 с, у небыстродействую-
щих— 0,1—0,15 с. Время отключения у этих выключателей соот-
ветственно равно 0,05—0,08 и 0,15—0,25 с.
Отечественной промышленностью изготовляются маломасляные
выключатели нескольких типов на напряжение до 10 кВ, отличаю-
щиеся способом размещения привода. Для установки в камерах
распределительного устройства (КСО), преимущественно применяе-
мых на тяговых подстанциях, изготовляется масляный выключатель
типа ВПМ-10, который управляется электромагнитным приводом
69
ПЭ-11 или пружинным приводом типа ПП-67. Для камер КСО изго-
товляется также выключатель ВПМП-10, управляемый пружинным
приводом ППВ-10. В комплектных распределительных устройствах
выкатного типа КРУ применяется другой тип масляного выключа-
теля ВМПЭ-10. Этот выключатель управляется электромагнитным
приводом, который встраивается на раму выключателя.
Выключатель ВМП-10 (выключатель подвесной масляный)
состоит из трех отдельных полюсов (рис. 3.43). Каждый полюс
имеет бак 5 (рис. 3.43,6), укрепленный на опорных изоляторах 30
рамы 24. В раме расположен ца подшипниках вал 27 с рычагом,
соединяющий выключатель с приводом. На валу имеется двуплечий
рычаг 26, одним концом крепящийся к отключающей пружине 25,
а другим — к тяге 32 привода. Буферная пружина смягчает удар
при включении, а масляный демпфер 31 смягчает удар при отклю-
чении. Маслоуказатель 12 позволяет контролировать уровень масла.
Ушки 23 служат для монтажа выключателя. Заземление каркаса
осуществляется болтом 29.
Рассмотрим внутреннее устройство выключателя (рис. 3.43, а).
К стеклоэпоксидному цилиндру 9 крепятся металлический фланец
17 и крышка 14 с неподвижным контактом 16. Над этим контактом
расположена камера поперечного дутья 19. Механизм привода по-
движного контакта 20 с рычагом 6 крепится к алюминиевому
корпусу 5. Токосъем с подвижного контакта осуществляется роли-
ками 22 с направляющими стержнями 7 и верхним выводом 21.
Нижний вывод 15 связан с крышкой 14. Стеклоэпоксидный и метал-
лический баки соединяются фланцем 8. Сверху бак 5 с крышкой 3
имеет газоотводный колпачок / и пробку 2 для долива масла.
Под крышкой 3 размещен маслоотделитель 4.
Дугогасительная камера 19 поперечного дутья состоит из на-
бора изоляционных дисков, стянутых изолированными шпильками.
Внизу камеры расположены поперечные дутьевые каналы 13, которые
имеют независимые выходы 11. Большие и средние токи гасятся
дутьем в поперечных каналах, а малые токи — в масляных карманах.
Процесс гашения дуги происходит в следующей последова-
тельности: после отрыва контакта 20 образующиеся в дуге газы
не имеют выхода через отверстия 10 и поперечные каналы 13.
В этом случае создается большое давление газов в нижней части
цилиндра. Масло под влиянием этого давления заполняет часть
буферного объема 18. По мере перемещения контакторного стерж-
ня 20 вверх газы и масло из буферного объема устремляются через
поперечные каналы 13 в продольные боковые каналы и тем самым
гасят дугу. Дуга, тянущаяся за контактом 20, продолжает раз-
лагать масло в масляных карманах, что также способствует гаше-
нию дуги. После отключения выключателя масло охлаждается
и стекает в бак. Расхода масла практически нет.
Кроме указанных выше типов выключателей на напряжение
6—10 кВ, могут применяться тиристорные, вакуумные и электро-
магнитные выключатели.
70
Рис. 3.43. Выключатель ВМП-10:
а — разрез фазы; б — общий вид
В тиристорных выключателях (рис. 3.44) прекращение тока
происходит при переходе его через нуль в ближайший полупериод
с момента к. з. Опытные образцы таких выключателей показали,
что они обладают большими преимуществами перед всеми осталь-
ными. В частности, они имеют большое быстродействие, не имеют
механического привода, обладают возможностью замыкания цепи
каждой фазы в отдельности, что устраняет бросок тока при вклю-
чении трансформатора.
71
Рис. 3.44. Принципиальная схема трех-
фазного тиристорного выключателя
противлением, вследствие чего
В вакуумных выключателях
при размыкании контактов дуга
между ними практически не воз-
никает, так как нет ионизации
пространства. Вакуумные вы-
ключатели прошли успешно
испытания на 10 кВ с номиналь-
ным током 400 А, с током от-
ключения до 31,5 кА.
В электромагнитных выклю-
чателях ВЭМ-10 при их отклю-
чении дуга между контактами
сильно удлиняется и благодаря
магнитному полю втягивается в
извилистую щель керамической
дугогасительной камеры. Длин-
ная электрическая дуга облада-
ет сравнительно большим со-
угол сдвига <р близок к нулю, что
облегчает гашение дуги. Электромагнитные выключатели нашли
применение на тяговых подстанциях метрополитена.
Выбор выключателей осуществляют по следующим параметрам:
по напряжению установки
/7уСт^ Uном:
по длительному и максимальному току:
^ном* ^ном'
по отключающей способности
д/2./„Сл/2-/откл. ном »
на электродинамическую стойкость
1у< ^пр. СКВ»
(3.17)
(3.18)
(3.19)
где 1Пр сна — предельный сквозной ток выключателя.
На термическую стойкость выключатель проверяют по тепло-
вому эквиваленту
(3.20)
где Ак — тепловой импульс по расчету;
/( — предельный ток термической стойкости за длительность его
протекания t.
72
$ 3.11. ПРИВОДЫ ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
Отдельный или встроенный в выключатель механизм,
предназначенный для включения выключателя, удерживания его
во включенном состоянии и отключения, называется приводом
выключателя. Приводы могут быть ручными и дистанционными.
При включении выключателя энергия затрачивается на рас-
тяжение или сжатие отключающих и контактных пружин, на
обеспечение движущемуся подвижному контакту определенной
скорости движения и на преодоление сил трения.
В приводах прямого действия включение выключателя совер-
шается одновременно с подведением энергии к приводу. В при-
водах косвенного действия энергия, подводимая к приводу, сна-
чала запасается в том или ином виде и лишь после этого за счет
запасенной энергии совершается работа включения выключателя.
Приводы прямого действия могут быть ручные, электромаг-
нитные и электродвигательные. Приводы косвенного действия вы-
пускают пружинные и грузовые (с ручным или электродвигатель-
ным заводом).
В современных конструкциях приводов с автоматическим
отключением кинематическая связь механизма выключателя с
приводом осуществляется не жестко, а при помощи защелок и
рычагов, обеспечивающих возможность автоматического отключе-
ния выключателя независимо от положения привода. Иначе го-
воря, в момент автоматического отключения выключателя привод
может продолжать движение на включение или оставаться в по-
ложении «Включено». Такие приводы называются приводами со
свободным расцеплением.
Электромагнитный привод ПЭ-11 (рис. 3.45) применяют для
управления выключателем ВПН-10. Привод имеет свободное рас-
цепление, автоматическое отключение и дистанционное управ-
ление. Таким образом, он удовлетворяет всем необходимым тре-
бованиям, предъявляемым к выключателям современных автотеле-
управляемых подстанций.
Некоторым недостатком привода является то, что для его
управления требуется источник постоянного тока. При напряже-
нии 110 В ток включающего электромагнита 120 А, при напря-
жении 220 В — 60 А. Для отключающего электромагнита при на-
пряжении ПО В ток будет 2,5 А, при 220 В — 1,25 А.
Для включения выключателя подается ток в катушку электро-
магнита 2 (включающая катушка). С помощью рычагов движе-
ние сердечника передается на вал 8, который тягой связан с вклю-
чением выключателя. В конце цикла включения выключателя
блок-контакты 5 размыкают цепь катушки электромагнита 2, и
сердечник падает в свое начальное положение.
Отключение выключателя происходит с помощью электромаг-
нита дистанционного отключения 13 (отключающая катушка).
Ручное отключение осуществляется при помощи рукоятки 12 руч-
ного расцепления.
73
Этап^ работы привода ПЭ-11 показаны на рис. 3.46.
Схема управления масляным выключателем с электромагнит-
ным при₽одом (рис. 3.47) обеспечивает включение выключателя
путем нажатия кнопки 5Д. Прн этом через блок-контакт выключа-
теля 4 включается контактор К, который своими контактами
включает катушку включения YA. После включения выключателя
блок-контакт 4 размыкается и контактор отпадает.
Отключаться выключатель может максимальной токовой ре-
лейной защитой с токовым реле КА и от кнопки отключения 5Д.
В обоих случаях через блок-контакт 3 включается отключающая
катушка YA.
Сигнализация положения осуществляется сигнальными лам-
пами HLt и HL2, в отключенном положении горит лампа HL1,
включенная последовательно с блок-контактом и катушкой кон-
тактора К. Во включенном положении горит лампа HL2, вклю-
ченная последовательно с блок-контактом 2 отключающей катуш-
ки YA. Сигнальные лампы указывают также на обрыв в цепи
катушки.
Схема питается от шин управления ШУ, ио поскольку ток
включающей катушки большой, то она питается от отдельных шин
включения ШВ.
Включение выключателя иа короткое замыкание при длитель-
ном нажатии кнопки вызовет многократное включение и отклю-
чение. Это явление носит название «звонковости». Для его устра-
JZ4
Рис. 3.45. Электромагнитный
привод ПЭ-11:
1,2 — соответственно сердечник
и катушка включающего элек-
тромагнита; 3 — шток; 4 — удер-
живающая защелка; 5 — блок-
контакты КСА; 6 — ролики;
7 — серьги; 8 — вал; 9 — тре-
угольный рычаг; 10 — пружина;
II — собачка расцепления; 12 —
рукоятка; 13 —• электромагнит
дистанционного отключения;
14 — наборные зажимы
74
Рнс. 3.46. Этапы работы при-
вода ПЭ-11:
и — отключенное положение;
б - включение; в — включенное
положение; г — отключение
Рис. 3.47. Упрощенная схема
управления масляным выклю-
чателем с электромагнитным
приводом
нения рассмотренная схема должна быть дополнена специальной
блокировкой, которая может быть механической или электри-
ческой. Последняя состоит в том, что при отключении выключа-
теля от защиты катушка отключения отключает выключатель и
переключает два блок-контакта. Один из них размыкает цепь
включения, другой удерживает отключающую катушку во вклю-
ченном положении.
$ 3.12. ТРАНСФОРМАТОРЫ ТОКА
Назначение и устройство. Трансформаторы тока исполь-
зуют в установках напряжением до 1000 В и более 1000 В (рис. 3.48).
В установках до 1000 В они предназначены для снижения изме-
ряемого тока и возможности унификации измерительных прибо-
ров, а в установках напряжением более 1000 В, кроме того,—
для изолирования измерительных приборов и аппаратов защиты.
Трансформаторы тока имеют замкнутый магнитопровод, на
котором расположены первичная и вторичная обмотки. Первич-
ная обмотка включается в рассечку фазы (зажимов Л1, Л2), а
к вторичной обмотке (зажимы И1, И2) подключаются последо-
вательно соединенные приборы: амперметры, обмотки реле, токо-
вые обмотки счетчиков электроэнергии.
Режим работы трансформатора тока не похож на работу
силовых трансформаторов. Отличие состоит в том, что первичный
75
МкВ
Рис. 3.48. Принци-
пиальная схема
включения транс-
форматора тока
ток трансформатора тока не зависит от нагруз-
ки во вторичной цепи, так как ток в первичной
обмотке зависит лишь от мощности внешнего
потребителя.
Вторая особенность трансформатора тока
состоит в том, что он работает в режиме, близ-
ком к короткому замыканию вторичной обмотки.
Ток в цепи приборов, присоединенных к вто-
ричной обмотке, будет зависеть только от тока в
первичной цепи. Соотношение между этими то-
ками определяется из того условия, что намаг-
ничивающие силы обеих обмоток почти равны,
но направлены встречно:
(3.21)
где /,, да, — ток и число витков первичной обмотки;
/21 W2 — то же вторичной обмотки.
Коэффициент трансформации трансформа-
торов тока
Кт= /|но-//2нои« Wt/Wt.
(3.22)
Трансформаторы тока изготовляют на первичные токи 5, 10,
15, 20, 30, 40, 50, 75, 100, 150, 200, 300, 400, 600 А и более.
Вторичный номинальный ток трансформаторов тока на тяго-
вых подстанциях равен 5 А. '
Принятое выше равенство намагии1чивающих сил первичной
и вторичной обмоток в действительности не существует. Это
происходит вследствие того, что часть намагничивающей силы
первичной обмотки IqW\ затрачивается на намагничивание сер-
дечника, т. е. на создание магнитного потока Фо. Поскольку
этот магнитный поток создает э. д. с. вторичной обмотки Е2=
= I2z2, то при увеличении z2 должна увеличиваться и э. д. с. Е2,
а это в свою очередь приводит к увеличению намагничивания
сердечника, т. е. к увеличению lowi. Таким образом, увеличение
сопротивления во вторичной цепи трансформатора приводит к
увеличению погрешности в коэффициенте трансформации. Нор-
мально это сопротивление мало (не более 1 Ом), поэтому транс-
форматор тока практически работает в режиме короткого за-
мыкания.
Вторая причина, вызывающая погрешность в коэффициенте
трансформации, заключается в том, что между первичным током
и создаваемым им магнитным потоком нет прямой пропорцио-
нальности. Особенно сильно это проявляется при значительном
отклонении тока от номинального значения как в сторону умень-
шения, так и в сторону увеличения.
76
Относительная токовая погрешность при измерении тока
100% (323)
В результате потерь в стали сердечника создается угол потерь
р. Этот угол зависит от качества стали и магнитной индукции в
стали.
Падение напряжения в активных и индуктивных сопротивле-
ниях вторичной обмотки трансформатора тока I2R2', I2X2 создают
напряжение на зажимах вторичной обмотки U2 (рис. 3.49).
Падение напряжения во внешних цепях вторичной обмотки
будет hRu и 12ХИ. Значение произведения I\W\ определяется геомет-
рическим сложением величин I2W2 и Iow\ (где /0 — ток намагничи-
вания) .
Угловая погрешность трансформатора тока характеризуется
углом р.
По точности измерения трансформаторы тока разделяются
на пять классов: 0,2; 0,5; 1; 3; 10 и Р с различной допускаемой
вторичной нагрузкой. Цифры 0,2—10 в обозначении класса точ-
ности указывают процентную погрешность в измерении тока при
загрузке первичной обмотки в пределах 100—120% для первых
классов и 50—120% — для двух последних. Обмотка класса Р
применяется для питания реле защиты.
Трансформаторы тока с классом точности 0,2 применяют для
точных лабораторных измерений, 0,5 — для присоединения счет-
чиков учета электроэнергии, 1; 3 и Р — для амперметров и релей-
ных защит, 10 — для включения приборов релейных защит на
оперативном переменном токе.
Вторичный ток I2 зависит от кратности первичного тока
(рис. 3.50). В начальной части эта зависимость близка к прямо-
линейной, а с увеличением первичного тока сказывается насыще-
ние сердечника.
По условиям насыщения сердечника 10%-ной погрешности
соответствует определенная кратность токов гпю- При расчетах
обычно пользуются кривыми 10%-ной погрешности (рис. 3.51).
В этих кривых представлена зависимость кратности тю от со-
противления Х2 в цепи вторичной обмотки для неизменной 10%-ной
погрешности.
Для питания приборов с различными классами точности один
трансформатор тока снабжается двумя сердечниками, каждый
из которых имеет свою вторичную обмотку.
В целях безопасности вторичные обмотки трансформаторов
тока обязательно заземляются и не должны размыкаться. При
размыкании вторичных обмоток компенсация намагничивающей
силы первичной обмотки со стороны вторичной обмотки не про-
исходит. Вследствие этого магнитный поток в сердечнике резко
возрастает. При этом на разомкнутых концах вторичной обмотки
может появиться опасное напряжение, а увеличение магнитных
потерь в стальном сердечнике приводит к опасному нагреву всего
трансформатора.
77
Рис. 3.49. Векторная диаграмма трансформатора
тока
Рис. 3.50. Зависимость вторичного тока транс-
форматора от кратности первичного
Рис. 3.51. Характер зависимости кратности тока
трансформатора тока от нагрузки при 10%-ной
погрешности
По конструкции и области применения трансформаторы тока
классифицируют: по роду установки — для внутренних и наруж-
ных установок, по числу витков первичной обмотки — одновит-
ковые и миоговитковые (рис. 3.52), по конструктивному выпол-
нению одновитковые трансформаторы бывают стержневые, шин-
ные и встроенные, а миоговитковые — петлевые, восьмерочные
н катушечные.
Кроме того, трансформаторы тока могут быть с одним и двумя
сердечниками.
Одновитковые трансформаторы тока имеют первичную обмотку,
состоящую из одного витка. В качестве такого витка может быть
стержень, в этом случае трансформаторы тока носят название
стержневых. Если токоведущий стержень является частью аппа-
рата (например, выключателя), трансформатор тока называется
встроенным.
78
Когда в качестве первичной обмотки используется шина рас-
пределительного устройства, такие трансформаторы тока назы-
ваются шинными.
Основными преимуществами одновитковых трансформаторов
тока являются высокая электродинамическая и термическая стой-
кость и относительно малые габаритные размеры и масса.
К существенным недостаткам этих трансформаторов тока от-
носится малая точность измерения при небольших токах. Вслед-
ствие этого стержневые трансформаторы тока обычно используют
при значениях первичного тока от 400 А и выше.
Из многовитковых трансформаторов тока наибольшее рас-
пространение получили трансформаторы с литой изоляцией ТПЛ
(рис. 3.53). Они выпускаются на 10 кВ и токи до 400 А с одной
или двумя вторичными обмотками, рассчитанными на различные
классы точности.
Катушечные трансформаторы тока выпускают на напряжение
до 3 кВ, и состоят они из прямоугольного сердечника с двумя
катушками, изолированными друг от друга фарфором или другим
изоляционным материалом. На тяговых подстанциях катушечные
трансформаторы тока ТКМ-0,5 применяют в системе СН пере-
менного тока 380/220 В.
Катушечный трансформатор тока ТКМ-0,5 (рис. 3.54) имеет
класс точности 0,5 при сопротивлении в цепи вторичной обмотки
0,4 Ом и номинальной мощности вторичной обмотки 10 В-А.
Первичная обмотка этих трансформаторов выпускается на токи
от 5 до 800 А.
Рис. 3.52. Принцип устройства трансформато-
ров тока:
а — одновнтковый; б — многовнтковый; в — мно-
говнтковый с двумя сердечниками; / — первичная
обмотка; 2—вторичная обмотка; 3 — сердечник:
4 — изоляция; 5 — обмотка реле
Рис. 3.53. Трансформатор тока с литой изо-
ляцией ТПЛ:
/ — токопроводящая шина; 2 — корпус; 3 — осно-
вание
79
90
Pjlc. 3.54. Катушечный
трансформатор тока
ТКМ-0,5 на 200—600 А
Кроме перечисленных типов, применяются также разъемные
трансформаторы тока и трансформаторы тока земляной защиты.
Трансформаторы с разъемным сердечником, иначе называе-
мые токоизмерительными клещами, применяют для измерения
тока в проводах и шинах под напряжением без разъема цепи
(рис. 3.55 и 3.56).
Защита от замыкания на землю одной фазы в системах 6—10 кВ
с изолированной нейтралью осуществляется с помощью транс-
форматоров тока типа ТЗР УЗ (см. рис. 4.25).
Рис. 3.55. Токоизмерительные клещи
Ц-90 для электроустановок напряже-
нием до 10 кВ
Рис. 3.56. Измерение тока токоизмери-
тельными клещами
80
Начало и концы первичных обмоток трансформатора тока
маркируются буквами Л1 и JJ2 (см. рис. 3.48, а), вторичных —
И! и И2.
За начало вторичной обмотки И1 принимают вывод, из ко-
торого мгновенный ток направляется в цепь нагрузки, в то время
как в первичной обмотке ток направлен от Л1 к Л2. При такой
маркировке векторы первичного тока Л и вторичного /2 совпа-
дают по направлению.
Выбор трансформаторов тока. Трансформаторы тока выби-
рают по следующим параметрам: номинальному напряжению пер-
вичной цепи U\K, номинальному первичному току /|Н, классу точ-
ности, номинальной вторичной мощности. Выбранные трансфор-
маторы тока проверяют на динамическую и термическую стойкость.
Номинальный первичный ток трансформатора выбирают по
номинальному току установки с учетом того, что перегрузка транс-
форматора не должна быть более 10%. Следовательно, при вы-
боре трансформатора тока следует анализировать нагрузку при
возможных форсированных режимах работы сети.
Номинальный вторичный ток трансформатора выбирают в за-
висимости от типа приборов, присоединяемых к вторичной цепи.
На тяговых подстанциях трансформаторы тока обычно применяют
с вторичным током 5 А.
Класс точности трансформаторов тока выбирают в соответ-
ствии с назначением. При этом каждая из обмоток двухобмоточ-
ных трансформаторов тока может быть использована в своем
классе точности.
Номинальная мощность вторичной обмотки трансформатора
тока не должна выходить за пределы мощности, гарантируемой
заводом для данного класса точности, и рассчитывается в общем
виде по формуле
52рвсч== /2н^2расч, (3.24)
где /ги — номинальный вторичный ток трансформатора тока;
22Р«сч — сопротивление, включенное в цепь вторичной обмотки.
Сопротивление г2расч равно сумме сопротивлений приборов
гВриб, соединительных проводов гПр и контактов гк. В целях упро-
щения расчета геометрическое сложение сопротивлений заменяют
арифметическим, что приводит к некоторому расчетному запасу:
22расч= £прнв+ ГПр+ Гц. (3.25)
Сопротивление приборов определяют по данным, приводимым
в справочниках, сопротивление контактов принимают равным
0,05—0,10 Ом, сопротивление соединительных проводов
гпр=Р±к„, (3.26)
где р — удельное сопротивление проводов, Ом-м;
q — площадь сечения проводов, мм2;
I — длина одного провода от трансформатора тока до прибора, м.
к„ — коэффициент схемы (табл. 3.2).
81
Таблица 3.2
Схема включения Вид к. з. ! Расчетная нагрузка во вторичной обмотке трансформатора кс»
Л В С 0 pq гпр гпри6 Трехфазное и двух- фазное Г н= Г пр+ Гприб+ г к 1
Однофазное <и = 2гпр+ ГприбЧ" <о4- Гя 1
л в с 0 pg гпр гпри6 Трехфазное Гн = Гпрнб 4" 3 ’ Гпр Ч" Гц 1
Двухфазное (Л—В) нлн (В—С) Ги= 2гпрЧ" Гприб^^ Гм 1
Двухфазное (С—Л) 1 Г и= Г прЧ" Г приб+ Г 1
А ГП Гпр. Г'Ч,иб В \-У С Прнмсчаии грузка в цепи втори 1 Трехфазное 1^— — ГМ= V5(2rПрЧ- fпрмб)Ч" fк 3
Двухфазное (Л — С) Г и= 2(2г лрЧ" f приб)Ч" г к 2
Двухфазное (Л—в) нли (В—С) е. В качестве расчетного иных обмоток трансформа f и— 2г прЧ- Г прибЧ" г к режима принимают такой режим, ко тора тока наибольшая. 1 гда на-
Определяя расчетные сопротивления в релейных защитах,
необходимо учитывать схему соединений в цепях вторичных об-
моток трансформаторов тока и виды к. з. (см. табл. 3.2).
Трансформатор тока, работающий на релейную защиту, необ-
ходимо проверить также на 10%-ную погрешность, для чего опре-
деляется кратность
/ж. э /ер. р^т
т_— или т—(3.27)
где /ср р — ток срабатывания реле защиты;
Лн — номинальный ток первичной обмотки трансформатора тока.
По найденной кратности и по кривой 10%-ной погрешности
находят допустимое сопротивление в цепи вторичной обмотки.
Динамическая стойкость трансформатора тока характеризу-
ется кратностью динамической стойкости:
К3= , (3.28)
V2 • /|и
82
т е. отношением ударного тока iy к амплитуде номинального тока
первичной обмотки трансформатора тока.
Термическая стойкость трансформаторов тока дается в виде
кратности термической стойкости:
K,= /(=r//ih, (3.29)
где L-и — односекундный ток термической стойкости, т. е. ток, который
трансформатор тока выдерживает в течение 1 с.
Исходя из требований термической стойкости необходимо,
чтобы соблюдалось условие
(3.30)
Используя формулу (3.27), получим
(Кт/1н)> /L'np
и окончательно запишем
_ /,л/<.р (3.31)
Т Лн
Уход за трансформаторами тока в эксплуатации состоит в
том, что периодически выполняют их чистку, внешний осмотр и
проверку изоляции. Особое внимание обращают на состояние изо-
ляторов, надежность контактных соединений первичной и вторич-
ной обмоток, надежность заземления корпуса и вторичных обмоток.
Сопротивление изоляции вторичных обмоток, совместно с изо-
ляцией присоединенных к ним цепей приборов, по отношению к
земле должно быть не менее 1 МОм.
J 3.13. ТРАНСФОРМАТОРЫ НАПРЯЖЕНИЯ
Трансформаторы напряжения так же, как и трансфор-
маторы тока, в установках высокого напряжения служат для пи-
тания и изолирования измерительных приборов, счетчиков электри-
ческой энергии, реле защиты и т. п.
По своему устройству трансформаторы напряжения подобны
силовым трансформаторам, однако для снижения погрешности
при измерении режим работы трансформаторов напряжения при
номинальной нагрузке делается близким к режиму холостого хода.
Структура условного обозначения трансформаторов напря-
жения: Н — трансформатор напряжения, О — однофазный, Т —
трехфазный, М — с естественным масляным охлаждением, И —
для измерительных целей, 6 или 10—класс напряжения обмотки
ВН кВ, 66 — год разработки.
По конструкции и области применения трансформаторы на-
пряжения классифицируют: по роду установки — для внутренних
и наружных установок, по способу охлаждения — с воздушным
и масляным охлаждением, по числу фаз — однофазные и трех-
83
фазные. Трехфазные трансформаторы в свою очередь подразде-
ляют на трехстержневые и пятистержиевые.
Один однофазный трансформатор (рис. 3.57, а) позволяет
измерить лишь напряжение между двумя фазами, поэтому при-
меняется сравнительно редко. Два однофазных трансформатора,
соединенных в открытый (неполный) треугольник (рис. 3.57,6),
дают возможность точно измерить напряжение между всеми фа-
зами. Из трехфазных трехстержневых и пятистержневых транс-
форматоров напряжения на подстанциях получили распростра-
нение НТМК-Ю и НТМИ-10. Схема включения таких трансфор-
маторов показана на рис. 3.57, в, г.
Трехфазные пятистержневые трансформаторы напряжения
(рис. 3.58) дополнительно к своему обычному назначению служат
еще для питания реле напряжения, контролирующего однофазное
замыкание на стороне высшего напряжения при изолированной
нейтрали или неравенстве фазных напряжений. Работа такого
трансформатора основана на том, что магнитные потоки двух не-
поврежденных фаз замыкаются через добавочные стержни. Об-
мотки высшего и низшего напряжений размещены на трех средних
стержнях. Нулевые точки первичной и основной вторичной обмо-
ток выведены и заземлены. Вспомогательная обмотка включена
по схеме «разомкнутого треугольника». В нормальном режиме
сумма напряжений трех фаз равна нулю. При замыкании на землю
одной из фаз суммарный магнитный поток неповрежденных фаз
замыкается через добавочные стержни, вследствие чего иа зажи-
мах вспомогательных обмоток появляется напряжение и действу-
ет реле сигнализации.
Рнс. 3.57. Схема соединения трансформаторов напряжения:
а — однофазный трансформатор; б — два однофазных трансформатора, соединенных в от-
крытый треугольник; в - трехфазный трехстержневой трансформатор; г — трехфаэный
пятнстержиевой трансформатор
Н4
Со стороны высшего напря-
жения присоединение транс-
форматоров напряжения к ши-
нам может быть либо только че-
рез высоковольтные предохра-
нители, либо через предохрани-
тели и разъединители.
Со стороны низшего напря-
жения трансформаторы защи-
щаются предохранителями. Од-
нако счетчики учета электро-
энергии присоединяют до пре-
дохранителей.
Для защиты обслуживающего
Рнс. 3.58. Трехфазный пятнстержневой
трансформатор напряжения НТМИ-10
персонала и приборов от выс-
шего напряжения в случае пробоя между обмотками высшего и
низшего напряжений последние заземляются.
Номинальный коэффициент трансформации трансформатора
напряжения указывается на заводском щитке и равен
ки= Ui„/Ub,fs w{/w2.
Первичное напряжение трансформаторов, присоединяемых к
межфазному напряжению, соответствует шкале номинальных на-
пряжений. Вторичное междуфазное напряжение трансформаторов
напряжения всегда равно 100 В. Если однофазные трансформа-
торы со стороны первичных обмоток соединяют в звезду, то но-
минальное напряжение их обмоток будет соответственно равно:
t/i= Ун/л/З и U2= 100/д/З. (3.32)
Погрешность трансформатора напряжения в измерении напря-
жения выражается
Ди= . (3.33)
VI
Трансформаторы напряжения имеют четыре класса погреш-
ности: 0,2; 0,5; 1 и 3. На погрешность трансформаторов напря-
жения существенно влияет нагрузка. Например, однофазный транс-
форматор НОМ-10 с коэффициентом трансформации 10 000/100
при номинальной мощности 80 В-А работает в классе точности
0,5, при мощности 150 В-А — в классе 1, а при 400 В-А—в
классе 3. Предельная мощность по допустимому нагреву обмоток
этого трансформатора 540 В-А.
Конструкция трансформаторов напряжения отличается от си-
ловых трансформаторов тем, что вследствие небольшой их нагруз-
ки они не нуждаются в специальных видах охлаждения. Наиболее
распространенным типом трансформатора напряжения для тя-
говых подстанций является трехфазный масляный трансформатор
НТМК-Ю (рис. 3.59).
85
Рис. 3.59.
Рис 3.60.
Рнс. 3.59. Трансформатор напряжения НТМК-10:
/ — пробка для спуска масла; 2 — болт заземления
Рнс. 3.60. Трансформатор напряжения НОМ-10:
а — общий вид; б — выемная часть; 1,5 — проходные изоляторы; 2 — болт для заземления;
3 — сливная пробка; 4 — бак; 6 — обмотка; 7 — сердечник; 8 — винтовая пробка; 9 — кон-
такт высоковольтного ввода
Однофазные трансформаторы напряжения НОМ-10 (рис. 3.60)
применяют обычно по два, при этом соединяют их в открытый
треугольник (см. рис. 3.57,6).
Трансформатор напряжения выбирают в зависимости от схе-
мы соединения, номинального напряжения первичной обмотки,
класса точности. Класс точности трансформаторов напряжения
выбирают в зависимости от назначения и типа подключаемых
приборов. Поскольку одни трансформатор питает несколько при-
боров, то класс точности трансформатора определяют по при-
бору, требующему наивысшего класса точности. Обычно таки-
ми приборами являются счетчики расчета за электроэнергию.
Измерительные приборы можно питать от трансформаторов
класса 1.
86
Для двух однофазных трансформаторов или для одного трех-
фазного мощность в цепи каждой фазы вторичных обмоток
S2= 2 5прив. (3.34)
где 2 5прив — сумма мощности всех приборов.
Уход за трансформаторами напряжения в эксплуатации сво-
дится к чистке и внешнему осмотру. При внешнем осмотре обра-
щают внимание на состояние изоляторов, высоковольтных и низ-
ковольтных предохранителей, заземление корпуса и вторичной
обмотки трансформатора, а также иа отсутствие течи масла из
кожуха.
Проверка изоляции вторичных цепей трансформаторов напря-
жения производится так же, как и трансформаторов тока.
Во время капитального ремонта измеряют намагничивающий
ток трансформатора при подаче напряжения 100 В на его вто-
ричную обмотку. При увеличении тока холостого хода по отно-
шению к ранее измеренному трансформатор напряжения следует
вскрыть и осуществить его внутренний осмотр.
Состояние изоляции обмоток высшего напряжения оценива-
ется по отношению сопротивления изоляции при 15 °C (/?is) к
сопротивлению изоляции при 60 °C (/?во)- При этом должно вы-
полняться условие /?15//?бо> 1,2.
Контрольные вопросы
1. Опишите способы гашения электрической дуги в цепях переменного тока.
2. В чем назначение и каковы виды разъединителей?
3. Опншнте типы предохранителей и нх времятоковые характеристики.
4. Какова конструкция масляных выключателей?
5. Как устроен привод ПЭ-11?
6. Какие требования предъявляются к приводам?
7. Каковы особенности работы трансформаторов тока и напряжения?
8. Постройте векторную диаграмму трансформаторов тока, покажите, чем
определяется угловая н полная погрешности.
9. Как осуществляют выбор трансформаторов тока?
10. Назовите типы трансформаторов тока.
11. Каковы схемы включения трансформаторов напряжения?
12. Укажите типы трансформаторов напряжения н нх применение.
Глава 4. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА
$ 4.1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Релейная защита предназначена для автоматического
отключения с помощью выключателей поврежденного элемента от
остальной, неповрежденной части электроустановки. Если повреж-
дение (например, замыкание на землю в сетях с изолированной
нейтралью) не нарушает работу электроустановки, допускается
действие релейной защиты на сигнал, реагирование на опасные,
ненормальные режимы работы (например, перегрузку). В зави-
симости от режима работы и условий эксплуатации релейная
защита должна быть выполнена с действием на сигнал или на от-
ключение [9].
Виды повреждений могут быть: трехфазное к. з., двухфаз-
ное к. з., однофазное к. з. на землю в сетях с большим током за-
мыкания на землю, однофазное замыкание на землю (не корот-
кое замыкание) в сетях с малым током замыкания на землю, а
также опасное понижение напряжения.
Источниками информации для релейной защиты являются дат-
чики тока и напряжения, подключаемые к измерительным транс-
форматорам тока и напряжения.
Основными органами защиты являются:
пусковой, реагирующий на нарушение нормального режима;
измерительный, определяющий условия срабатывания защиты;
блокирующий, который в определенных условиях ограничи-
вает действие защиты или предотвращает срабатывание других
защит;
исполнительный, воздействующий на привод выключателя;
сигнальный, фиксирующий работу защиты.
Для каждого органа защиты может быть использовано отдель-
ное реле, но иногда в одном реле находятся несколько органов
защиты.
Релейная защита является одним из наиболее ответственных
элементов электротехнических установок и поэтому должна от-
вечать требованиям селективности, быстродействия, чувствитель-
ности и надежности.
Селективностью или избирательностью защиты называется спо-
собность ее отключать лишь тот участок, на котором произо-
шло повреждение. Например, если при к. з. в точке Кз линии,
изображенной на рис. 4.1, отключится только выключатель
то такая работа защиты будет называться селективной. Если же
при этом отключаются также выключатели Qu и Q,, то работа
защиты на этих участках будет неселективной. Селективное
действие защиты сводит к минимуму простои оборудования, а
при использовании автоматического включения резерва (АВР)
88
перерыв в электроснабжении в большинстве случаев исчисляется
лишь секундами.
Быстродействие защиты уменьшает возможность поврежде-
ния оборудования токами к. з. С этой точки зрения защиту жела-
тельно иметь мгновенного действия, т. е. со временем действия,
определяемым лишь собственным временем срабатывания реле.
Но в этом случае трудно обеспечить селективность действия за-
щиты на всех участках, поэтому быстродействующие защиты могут
быть применены лишь для конечных участков. Например, защита
выпрямительного агрегата при пробое плеча вентилей или от ко-
ротких замыканий в преобразовательном трансформаторе может
выполняться быстродействующей.
Время отключения короткого замыкания складывается из
времени действия реле защиты t3 и времени действия высоковольт-
ного выключателя /„.
Чувствительность защиты должна обеспечить надежную ра-
боту в пределах всего защищаемого участка и надежное сраба-
тывание при повреждении на соседнем последующем участке,
если защита этого участка отказала в действии. В то же
время защита не должна отключать установку от толчков рабочих
токов.
Например, на участке / с выключателем Q, защита (см. рис. 4.1)
должна работать надежно при повреждениях на этом участке и
при повреждениях на участке //, если выключатель не отклю-
чился. Отключение выключателя Q, при повреждении на участке
/// не требуется, так как этот участок защищается выключателями
Qu и Qin-
Такое действие защиты называется дальним резервированием
смежного участка.
Чувствительность защиты оценивают коэффициентом чувстви-
тельности:
Кч=/к//ср- э1 /ср. з> /р тах, (4-1)
где /к — первичный ток к. з. при к. з. в конце защищаемой зоны;
/ср з — первичный ток срабатывания защиты;
/р тах — наибольший ток нагрузки.
Согласно ПУЭ значение кч должно быть не менее 1,5 для
максимальных токовых и максимально направленных защит.
Надежность релейной защиты определяется как ее срабаты-
ванием во всех необходимых случаях, так и несрабатыванием в
тех случаях, когда действие защиты не требуется.
Надежность работы защиты зависит от качества применяе-
мых реле, выбранной схемы, качества монтажа и ухода в эксплуа-
тации.
Рис. 4.1. Зоны действия релей
нон защиты
Участок!
Участок! [ УчастокШ
89
Если защита работает ненадежно, оиа может послужить при-
чиной нарушения нормального электроснабжения, так как несвое-
временное отключение поврежденного участка влечет за собой
отключение других нормально действующих установок.
Основными параметрами устройств релейной защиты явля-
ются: ток и напряжение срабатывания защиты /ср.3, /ЛР3; ток и
напряжение срабатывания реле /ср. Р, Ucp. р, коэффициент схемы
«сх — отношение тока в обмотке реле к току вторичной обмотки
трансформатора тока; коэффициент возврата кв — отношение тока
или напряжения возврата реле к току или напряжению срабаты-
вания, коэффициент надежности кнад, коэффициент трансформа-
ции Кт.
Ток срабатывания реле
/ер р= С 'Р J К„ад. (4.2)
’*В’*Т
Релейные защиты подразделяются на следующие основные
типы: токовая, когда в измерительном органе реле контролиру-
ется ток; защита напряжения с применением реле минимального
напряжения; направляющая защита, срабатывающая в соответ-
ствии с направлением (знаком) мощности к. з.
Реле защиты бывают токовые, реле мощности, реле напря-
жения, каждое из которых реагирует на изменение соответствую-
щего параметра.
По способу включения токовые реле разделяются на первичные
и вторичные. Первичные токовые реле включаются последова-
тельно с защищаемой цепью (рис. 4.2, а, б). Вторичные реле вклю-
чаются через измерительные трансформаторы и потому получили
повсеместное распространение вследствие таких преимуществ,
как высокая чувствительность, надежность, а также возможность
при ограниченном количестве типов получить большое разнооб-
разие схем защиты (рис. 4.2, в, г).
По способу воздействия реле на выключатели различают реле
прямого и косвенного действия. В реле прямого действия подвиж-
ная система реле механически связана с отключающим устрой-
ством выключателя, вследствие чего срабатывание реле сопро-
вождается отключением выключателя. Устройства этих защит
отличаются простотой и не требуют наличия источника опера-
тивного тока. Однако на тяговых подстанциях они не получили
широкого распространения из-за большой потребляемой мощности
при срабатывании, значительной погрешности и несовершенного
конструктивного исполнения.
Более совершенными являются вторичные реле косвенного
действия. В этом случае воздействие реле на выключатель осу-
ществляется специальным электромагнитом, цепь которого замы-
кается контактом защитного реле (см. рис. 4.2, г).
Кроме перечисленных выше разновидностей, реле защиты
различаются еще по токовременным характеристикам.
90
a)
Рис. 4.2. Способы включения реле защиты:
а — первичного прямого действия; б — то же косвенного
действия; в — вторичного прямого действия; г — то же
косвенного действия; / — выключатель; 2 — электромаг-
нит отключения; 3 — трансформатор тока
S) t,C
6
5
6
3
2
1
—*
о
ЧР
6) t,c
6
t)t,c
‘ср
100 200300600500 6001,А 0 100 200 300600 500 6001, А
100 \200 300 600500 6001, А
Z)t,c
'тср
Ic£
О
2
1
О 100 200 300600500 6001, А
t,c
7 •
6
5
6
3 -
2 -
1
О 100 200 300 6005006001008003001000
1200 1600 Ц
Рис. 4.3. Характеристика токовых реле:
а — зависимая; б — ограниченно зависимая; в — независимая мгновенного действия; г —
независимая с выдержкой времени; д — ограниченно зависимая с отсечкой
91
Характеристика реле — это зависимость между временем
срабатывания реле и током, на который оно реагирует. По этому
признаку реле классифицируется следующим образом:
зависимая характеристика, когда время срабатывания реле
•зависит от тока защищаемой установки (рис. 4.3, а);
ограниченно зависимая характеристика с зоной /, в которой
имеет место зависимая характеристика, и зоной // с независимой
частью, когда выдержка времени не зависит от контролируемого
тока (рис. 4.3, б);
независимая характеристика (мгновенная), когда выдержка
времени ограничивается собственным временем действия реле,
и независимая с выдержкой времени (рис. 4.3, в, г). В последнем
случае дополнительная выдержка времени обычно обеспечивает-
ся применением специального реле времени;
характеристика с отсечкой, при которой по достижении контро-
лируемым параметром определенного значения тока выдержка
времени скачком уменьшается до минимальной (рис. 4.3,6).
Токовая отсечка ограничивает зону действия защиты. Напри-
мер, при защите преобразовательного агрегата отсечка работает
в зоне до сборных шин постоянного тока. Короткие замыкания
за пределами этой зоны отключаются выключателями постоян-
ного тока.
$ 4.2. АППАРАТУРА РЕЛЕЙНЫХ ЗАЩИТ
Реле, применяемые в устройствах релейной защиты,
бывают электромагнитные, индукционные (электродинамические).
Из реле, реагирующих на неэлектрические параметры, важней-
шими являются газовые реле трансформаторов и термосигнали-
заторы.
Электромагнитные реле в зависимости от вида движения яко-
ря могут быть разбиты на три основные группы: с втягивающим-
ся якорем, с поворотным якорем, с поперечным движением якоря
(рис. 4.4).
Сила, действующая на якорь электромагнитного реле, при-
мерно пропорциональна квадрату магнитного потока в воздуш-
ном зазоре F3= кФ2. Поэтому в электромагнитных реле перемен-
ного тока сила притяжения якоря в течение периода меняется,
что может приводить к вибрации якоря, которая вызывает вибра-
цию контактов. Для устранения этого вредного явления на рас-
щепленные концы сердечника надевают короткозамкнутый виток
(рис. 4.4, а).
В сетях с изолированной нейтралью вторичные токовые реле
включаются на два фазных тока (рис. 4.5, а, б, в). Наиболее простой
схемой является схема на разность фазных токов (см. рис. 4.5, а),
но эта схема обладает различной чувствительностью при двух-
фазном к. з. в фазах АВ и ВС по сравнению с двухфазным к. з.
в фазе АС и трехфазным к. з.
92
Рис, 4.4. Принципиальные схемы работы
электромагнитных реле:
а — с втягивающимся якорем; б — с поворот-
ным якорем; в — с поперечным движением
якоря
Рис. 4.5. Схемы включения токовых реле:
а, б, в — в системе с изолированной нейтралью:
г — в системе с заземленной нейтралью
В схеме рис. 4.5, в дополнительное реле реагирует на сумму
фазных токов и обеспечивает повышение чувствительности при
двухфазном к. з. В сетях с заземленной нейтралью токовые реле
включаются в три фазы (рис. 4.5, г), а дополнительное реле в ну-
левом проводе обеспечивает повышенную надежность.
Реле тока мгновенного действия, работающее на электро-
магнитном принципе, имеет наибольшее распространение в защите
от к. з. Реле имеет П-образный электромагнит 10 (рис. 4.6). На
этом электромагните расположены две обмотки 11, концы которых
присоединены к зажимам Н1— К1 и Н2— К2. Обмотки могут со-
93
Рис. 4.6. Электромагнитное вторичное
токовое реле косвенного действия РТ-40
Рис. 4.7. Реле РТМ
единиться последовательно или параллельно. В последнем случае
ток срабатывания реле удваивается.
На подшипниках 4 и 8 укреплен якорь 9 с изолированной ко-
лодкой 6 и подвижным контактом 5, который при срабатывании
реле замыкает неподвижный контакт 7, состоящий из двух пластин.
Ток уставки реле плавно изменяется благодаря натяжению спи-
ральной пружины <3. Натяжение пружины фиксируется указате-
лем / на шкале 2.
На якорь 9 реле воздействуют два момента: тормозной от пру-
жины и вращающий электромагнитный от тока в обмотках. При
превышении вращающего момента над тормозным якорь 9 пово-
рачивается направо и замыкает контакты 5—7. При повышении
тормозного момента якорь поворачивается влево и замыкает кон-
такты 5—7*.
Токовое реле является высокочувствительным и имеет коэффи-
циент возврата кв= 0,80-j- 0,85.
Электромагнитные реле напряжения РН-50 устроены анало-
гично токовым.
Максимальное реле тока мгновенного действия типа РТМ
встроено в привод и крепится к его основанию 6 (рис. 4.7). В
этом реле при прохождении тока через катушку 3 якорь 5 с коротко-
замкнутым витком 4 притягивается к неподвижному полюсу / и
бьет по бойку 2. Ток срабатывания реле плавно регулируется
изменением начального положения якоря винтом 7.
94
Реле РТМ выпускают в четырех вариантах в зависимости от
тока уставки: PTM-I — от 5 до 15 А; РТМ-П — от 10 до 25 А;
РТМ-1П — от 30 до 60 A; PTM-IV — от 75 до 150 А.
Электромагнитное реле времени прямого действия РТВ также
встроено в привод выключателя. Оно имеет обмотку 3 (рис. 4.8, а)
с ответвлениями, переключаемыми с помощью переключателя 10.
Якорь реле 4 полый и внутри него расположены боек 2 и спираль-
ная пружина 8, которая упирается одним из концов в стопорное
кольцо 9 на бойке. Часовой механизм 6 расположен в отдельном
корпусе 5 и связан с якорем тягой 7. При малых токах пружина
почти не сжимается и часовой механизм действует под влиянием
электромагнитного усилия якоря. Чем это усилие больше, тем
быстрее ход часового механизма. После окончания выдержки вре-
мени часового механизма противодействующее усилие иа тягу 7
прекращается, якорь с бойком освобождается и с силой ударяет
по рычагу 12 на отключающем валике // привода.
В определенном диапазоне токов токовременная характери-
стика реле РТВ является зависимой (рис. 4.8,6). При больших
кратностях тока якорь прижимается к упору 1 (см. рис. 4.8, а),
а пружина полностью сжимается. Действие часового механизма
определяется только сжатием пружины, а выдержка времени не
зависит от тока (независимая часть характеристики).
95
Реле РТВ выпускаются в шести вариантах с диапазоном токов
срабатывания 5—35 А и с выдержкой времени 0—4 с.
Реле времени в схемах защиты обеспечивает селективную ра-
боту защиты. Реле типов ЭВ-112 и ЭВ-144 работают иа постоян-
ном токе, типов ЭВ-215, ЭВ-245 — на переменном токе. Реле име-
ет катушку // (рис. 4.9), магнитопривод 10, якорь 9 с возвратной
пружиной 8. Когда катушка 11 включается, якорь 9 втягивается,
пружина 8 сжимается. Поводок 6 замыкает контакты мгновенного
действия 5 и 7 (рис. 4.9,6). Пружина 13 через зубчатый сегмент
4, зубчатое колесо 3 и фрикционное сцепление 12 приводит в дей-
ствие часовой механизм, который поворачивает подвижной кон-
такт 2, замыкающий контакт / (см. рис. 4.9, а).
Выдержка времени на замыкание контактов / и 2 зависит от
начального положения контакта / на шкале 14.
Реле времени типов РВМ-12 и РВМ-13 работают на перемен-
ном токе и включаются в цепь вторичной обмотки трансформа-
тора тока. Выдержка времени в них осуществляется синхронным
электродвигателем.
Промежуточные реле в устройствах защиты предназначены
для размножения импульсов, указательные реле — для подачи
сигналов срабатывания защиты и реле времени — для обеспе-
чения селективности в цепях защиты.
Реле Р-10 выпускается открытое (без кожуха). Оно состоит
из Г-образного магнитопривода, токовой катушки, якоря клапан-
ного типа и мостиковых контактов (рис. 4.10).
Реле типов Р-12 и Р-13 выпускают на номинальные токи
электромагнита 4,5 и 5,6 А с одним замыкающимся и одним раз-
мыкающимся контактами.
Реле Р-ПН предназначаются на напряжение постоянного тока
110 и 220 В и переменного тока 500 В, имеют добавочный ре-
зистор в цепи катушки.
Рнс. 4.9. Реле времени:
а — устройство; б — электрическая схема
96
3*
89
Рис, 4.10. Промежуточное реле:
/ основание; 2 — катушка; 3 — якорь
4
Рис. 4.11. Указательные реле РУ-21
Кроме того, на постоянном токе имеются реле РП-210 и РП-232,
а на переменном токе — реле типов РП-25, РП-26. Применяют
также промежуточные реле типов РП-321 и РП-341.
Указательные реле (рис. 4.11) служат для указания вида за-
щиты, от которой произошло отключение выключателя, для чего
в указательном реле при срабатывании появляется флажок / против
окошечка. Реле имеет также контакты 2. Электромагнит 3 указан-
ного реле может включаться последовательно с токовым реле или
на зажимы цепи оперативного тока.
Индукционные реле обычно используются для получения зави-
симой токовременной характеристики срабатывания. Индукцион-
ная система по аналогии со счетчиками учета электроэнергии пе-
ременного тока основана на взаимодействии магнитных потоков
с токами, наведенными этими потоками в подвижной системе.
В качестве подвижной системы в индукционных реле служит
медный или алюминиевый цилиндр или диск (рис. 4.12, в). Этот
диск, поворачиваясь, замыкает контакты. Время действия индук-
ционных реле зависит от скорости вращения подвижной системы
и угла поворота диска до замыкания контактов.
Поскольку скорость вращения подвижной системы зависит от
значения магнитного потока, а следовательно, от тока в электро-
магнитах, то в индукционных реле легко может быть получено
большое семейство зависимых характеристик. Независимая часть
характеристики получается вследствие насыщения сердечника
электромагнитов.
Для увеличения выдержки времени иногда применяют посто-
янные магниты. При вращении диска магнит наводит в диске
вихревые токи, взаимодействие которых с магнитным потоком
создает тормозной момент. Этот же постоянный магнит служит
4-5816
97
Рис. 4.12. Схема работы индукционного реле:
а — векторная диаграмма потоков; б, в — вид реле соответственно сбоку и сверху; / — диск;
2 — контакты; 3 — токовая катушка; 4 — короткозамкнутые витки
для устранения инерционного вращения диска после исчезнове-
ния тока в электромагнитах.
Необходимо отметить еще одну важную особенность работы
индукционных реле. Момент сопротивления диска при закручи-
вании пружины возрастает, а момент электромагнитных сил при
неизменном токе остается постоянным. В результате диск может
остановиться, не дойдя до контакта, или нажатие на контакты
будет очень слабым. Для устранения этого недостатка в диске
делают радиальные надрезы таким образом, чтобы по мере пово-
рота диска длина надрезов в зоне магнитного потока уменьша-
лась, а момент вращения увеличивался, или применяют специаль-
ную стальную скобу, которая за счет потоков рассеяния, притя-
гиваясь к магнитопроводу реле, компенсирует увеличение момента
сопротивления.
Известно, что при наличии только одного магнитного потока
выполнить реле на индукционном принципе невозможно, так как
сила F от взаимодействия магнитного потока с наведенным им
же вихревым током равна нулю. Поэтому непременным условием
получения вращающего момента на подвижном элементе индук-
ционной системы является наличие не менее двух магнитных по-
токов Ф| и Ф2 (рис. 4.12, а), векторы которых образуют между
собой некоторый угол ф. Это достигается короткозамкнутыми
витками 4 на концах сердечников (рис. 4.12,6).
Сдвиг векторов потоков Ф1 и Ф2 на угол ip достигается тем,
что на одни концы раздвоенного сердечника надеты короткозамкну-
тые витки. Возникающий при этом вращающий момент
Мвр= кФ,ф2 sin ip. (4.3)
Индукционное токовое реле РТ-80 состоит из комбинации двух
элементов: индукционного и электромагнитного. Первый элемент
обеспечивает ограниченно зависимую характеристику времени дей-
ствия, а второй — отсечку.
98
Индукционный элемент реле (рис. 4.13) имеет электромаг-
нит 13 и диск 18, вращающийся в центрах рамы 2. Электромаг-
нитная сила в диске возникает вследствие того, что полюсные
наконечники электромагнита, снабженные короткозамкнутыми вит-
ками 14, создают потоки, сдвинутые на угол г|?. Рама 2, на кото-
рой крепится диск 18, вращается в центрах / и оттягивается
пружиной 17.
Под действием электромагнитной силы диск может вращать-
ся и одновременно поворачиваться вокруг оси. При этом червяк
4 диска входит в зацепление с зубчатым сегментом 3 и поднимает
последний до тех пор, пока он не повернет коромысло 5, которое
в свою очередь замыкает контакты 7. При повороте коромысла
5 зазор между якорем 9 и сердечником электромагнита 13 умень-
шается и сердечник притягивается. Этим обеспечивается надеж-
ное нажатие на контакты.
Время срабатывания реле регулируется посредством винта
6, изменяющего высоту упора 15, на котором покоится зубчатый
сегмент <3.
Ток уставки зависимой характеристики регулируется измене-
нием числа витков катушки 12 при помощи штырей 11, вставляе-
мых в гнезда 10.
С целью обеспечения надежного сцепления червяка с сегмен-
том для преодоления силы пружины 17 рама 2 снабжена скобой
16, которая, притягиваясь к сердечнику электромагнита 13, созда-
ет момент, компенсирующий момент пружины.
7
Рис. 4.13. Конструкция индукционного токового реле РТ-80
99
Рнс, 4.14. Схемы внутренних электрических соединений реле типов:
а - PT-81, PT-82, РТ-91; б - PT-83, PT-84; « - РТ-85. РТ-95; г — РТ-86
Электромагнитный элемент реле (отсечка) состоит из якоря
9 и сердечника 13. На якорь действуют потоки рассеяния электро-
магнитного реле. При токах реле, превышающих в 4—16 раз ток
уставки, якорь притягивается и обеспечивает мгновенное замы-
кание контактов. Ток отсечки регулируется изменением воздуш-
ного зазора при помощи винта 8.
С целью обеспечения надежного сцепления червяка с сегмен-
том для преодоления силы пружины 17 рама 2 снабжена скобой
16, которая, притягиваясь к сердечнику электромагнита 13, созда-
ет момент, компенсирующий момент пружины.
Электромагнитный элемент реле (отсечка) состоит из якоря 9
и сердечника 13. На якорь действуют потоки рассеяния электро-
магнитного реле. При токах реле, превышающих в 4—16 раз ток
уставки, якорь притягивается и обеспечивает мгновенное замы-
кание контактов. Ток отсечки регулируется изменением воздуш-
ного зазора при помощи винта 8.
Время действия реле РТ-81 в независимой части составляет
0,5—3,5 с, а реле РТ-82 — 4,0—16 с.
Реле РТ-86 предназначены для работы на оперативном пере-
менном токе и имеют переключающие контакты мостикового типа
мгновенного действия и сигнальные контакты. Реле РТ-85 сиг-
нальных контактов не имеют, зато усиленные контакты (до 150 А)
могут действовать как мгновенно, так и с выдержкой времени.
Схемы внутренних электрических соединений реле изображе-
ны на рис. 4.14, токовременные характеристики показаны на
рис. 4.15.
Технические данные реле РТ-80: коэффициент возврата не
ниже 0,8; потребляемая мощность реле РТ-80 не более 10 В-А;
реле РТ-90—не более 30 В-A. Контакты при постоянном или
переменном токе замыкают 5 А; главные контакты реле РТ-85,
РТ-86 и РТ-95 шунтируют и дешунтируют ток 150 А.
К индукционным относится также реле мощности, предна-
значенное для контроля значения активной или реактивной мощ-
ности в цепи одной фазы.
На тяговых подстанциях реле мощности применяется для фик-
сирования изменения направления активной мощности в защите
двух параллельно работающих кабелей.
Индукционное реле направления мощности с цилиндрическим
ротором (рис. 4.16, а) состоит из замкнутого магнитопровода /
с четырьмя полюсами. На полюсах 3 и 4 расположены токовые
100
обмотки 2, создающие магнитный поток Ф,. Обмотки напряже-
ния 5 состоят из четырех секций и создают магнитный поток Ф^,
проходящий через полюсы 6 и 7. Магнитные потоки Ф, и Фи сдви-
нуты относительно друг друга на угол 90°.
Между полюсами находится сердечник 8 и алюминиевый ро-
тор 9, укрепленный иа оси, которая вращается в подшипнике. На
оси на изолированной колодке укреплен подвижной контактный
мостик.
Вращающий момент на роторе реле согласно векторной диа-
грамме (рис. 4.16, б)
М»р=К1Ф/Ф[751П% И-4)
где к, — коэффициент пропорциональности.
Z * б в 10 Kt
Рис. 4.15. Характеристики зависимо-
сти времени срабатывания t от крат-
ности тока срабатывания к, для реле
типов:
a — PT-8I, PT-83, РТ-85; б - PT-82.
PT-84, РТ-86; в — РТ-91, РТ-95; 1—4
кривые, зависящие от числа витков ка
тушки и положения сегмента
101
На векторной диаграмме угол <рр определяется параметрами
сети и схемой включения обмоток реле напряжения (см. рис. 4.16, б).
Эти схемы могут быть 30-, 60- и 90°-ными (рис. 4.17, а, б).
Выбрав вариант схемы включения, достигают максимальный
вращающий момент. Практически применяют 90°-ную схему.
Заменив в выражении (4.4) магнитные потоки Ф; и Ф(, про-
порциональными им током /р и напряжением (7Р, а угол Т — раз-
ностью v„— <р, получим
Л4,Р= K2lfUf sin (v„— <pp), (4.5)
где /р1/р sin (vH—фр)= Sp — мощность на зажнмах реле;
v„ — внутренний угол реле.
Реле мощности одностороннего действия РМБ-170 имеет сле-
дующие данные. Номинальный ток 1 или 5 А, номинальное напря-
жение 100 В, потребляемая мощность токовой обмотки напря-
жения 25 В-A, число контактов: один замыкающийся, один раз-
мыкающийся.
Для питания обмоток напряжения в реле предназначен авто-
трансформатор. Обмотка автотрансформатора, к которой подво-
рие. 4.17. Варианты включения обмоток напряжения реле мощности:
а — электрическая схема; б векторная диаграмма
102
дится напряжение, и обмотка, с которой снимается напряжение,
имеют по 10 отпаек. Это позволяет менять уставку реле в широких
пределах.
Кроме перечисленных типов реле, в системе релейной защиты
управления могут применяться также герконовые реле с магнито-
управляемыми контактами. Работа таких контактов основана на
использовании сил взаимодействия, возникающих в магнитном
поле между стальными пластинами (контактами). Эти силы вы-
зывают деформацию и замыкание контактов. Контакты помещены
в безвоздушном пространстве в стеклянной ампуле, установлен-
ной в катушке.
$ 4.3. ИСТОЧНИКИ ОПЕРАТИВНОГО ТОКА
Источником оперативного тока раньше служила кислот-
ная аккумуляторная батарея стартерного типа. Этот оперативный
источник был очень надежный и позволял питать как релейную
защиту, так и включающие катушки приводов постоянного тока
высоковольтных выключателей. К недостаткам аккумуляторных
батарей относится следующее: необходимость в отдельном поме-
щении, трудоемкость эксплуатации, малый срок работы (5—7 лет),
значительное изменение напряжения в режимах заряд-разряд.
Вследствие этих недостатков аккумуляторные батареи были
устранены.
В дальнейшем релейная защита стала выполняться на опера-
тивном переменном токе с применением схемы с дешунтирова-
нием отключающей катушки привода (рис. 4.18). В этой схеме
катушка токового реле питается от вторичной обмотки трансфор-
матора тока ТА. В начальный момент к. з. ток протекает через об-
мотку реле и его замкнутый контакт К. При срабатывании реле
контакт без перерыва тока переключается и последовательно с
катушкой реле включается отключающая катушка привода У1 и
Y2. В этом случае применяются пружинные или грузовые приводы,
работающие на переменном токе.
В настоящее время в качестве источников оперативного тока
стали использоваться так называемые блоки питания. Токовый
блок питания питается от вторичной обмотки трансформатора
тока, а на выходе дает постоянный ток. У блока напряжения на
входе подается переменный ток от трансформатора напряжения
или трансформатора собственных нужд. На выходе будет также
постоянный ток. С применением блоков питания снова появились
соленоидные приводы постоянного тока, питаемые от вспомога-
тельных выпрямителей.
В качестве источника питания постоянного тока могут быть
также использованы предварительно заряженные конденсаторы.
Эти конденсаторы могут питать как релейную защиту, так и отклю-
чающие катушки приводов. Емкость и напряжение на конденса-
торе должны быть подобраны в соответствии с временем разряда
юз
Рис. 4.18. Максимальная токовая
защита на оперативном переменном
токе с лешунтирующими контактами
токовых реле
и разрядным током, что ограничивает широкое их применение.
В частности, на тяговых подстанциях конденсаторы как источники
питания релейной защиты до сих пор не получили применения.
Блок питания токовый (БПТ) состоит из промежуточного на-
сыщающегося трансформатора Т и выпрямительного моста VD
на выходе (рис. 4.19, а). Параллельно вторичной обмотке транс-
форматора включен конденсатор С и дроссель LL, обеспечиваю-
щие феррорезонансную стабилизацию выходного напряжения по-
стоянного тока.
Наличие ответвлений в цепи первичной обмотки трансформа-
тора и/| позволяет получить значительное число вольт-амперных
характеристик. При этом наибольшее выходное напряжение полу-
чается при наибольшем числе витков, так как в этом случае уве-
личиваются ампер-витки первичной обмотки.
Первичная обмотка трансформатора блока питания токового
(БПТ) подключается к вторичным обмоткам трансформатора
тока ТА, соединенным на разность фазных токов. При этом вклю-
чение реле защиты и измерительных приборов на обмотки, исполь-
зуемые для блоков питания, не допускается. Характеристика вы-
ходного напряжения на блоке питания в зависимости от входного
тока имеет вид, изображенный на рис. 4.19,6. Номинальное зна-
чение выходного напряжения обычно принимают 110 или 48 В.
Рис. 4.19. Принципиальная схема (а) и харак-
теристика выходного напряжения (б) блока
БПТ
104
о
Jвыл •
Рис. 4.20. Принципиальная электрическая
схема (а) и характеристика выходного
напряжения (б) блока БПН
Блоки питания напряжения (БПН) состоят из трехфазного
трансформатора Т с соединением обмоток Д/Х и трезфазного
мостового выпрямителя VD (рис. 4.20, а). Выводы от вторичной
обмотки трансформатора позволяют получать требуемое выход-
ное напряжение постоянного тока.
Рис. 4.21. Схема включения блоков БПТ и БПН на тяговой подстанции с двхмя
вводами 6 или 10 кВ
105
Рис. 4.22. Схема получения оперативного постоянного тока 220 В
Большему числу витков вторичной обмотки W2 соответствует
большее выходное напряжение.
Характер изменения выходного напряжения в зависимости от
выходного тока /Вых изображен на рис. 4.20, б.
Первичная обмотка трансформатора может присоединяться к
трансформаторам напряжения или собственных нужд.
При комбинированном включении блоков питания токового
БПТ и напряжения БПН на шины постоянного тока в режиме к. з.
потребителей питает токовый блок, а при отсутствии к. з.— блок
напряжения.
На подстанции с двумя вводами высокого напряжения при-
меняют два блока БПТ1 и БПТ2 и два блока БПН1 и БПН2
(рис. 4.21); с одним вводом высокого напряжения используют
один токовый блок и два блока напряжения. Один из них пита-
ется от трансформатора собственных нужд, другой — от резерв-
ного ввода собственных нужд.
Включающие электромагниты приводов постоянного тока при
применении блоков питания питаются от специального выпрями-
теля (рис. 4.22).
$ 4.4. МАКСИМАЛЬНЫЕ ТОКОВЫЕ ЗАЩИТЫ
На тяговых подстанциях максимальные токовые защиты
(МТЗ) с независимой (рис. 4.23) и зависимой характеристиками
применяют для защиты вводов от к. з. на сборных шинах би 10 кВ
и для защиты преобразовательных агрегатов от к. з. и пере-
грузок.
Контакты токового реле мгновенного действия КА1 и КА2
включают реле времени КТ, которое включает промежуточное
реле К.
От контактов этого реле через обмотку указательного реле КН
включается электромагнит отключения привода Y. После отключе-
ния привода блок-контакты БК выключателя Q размыкают цепь
электромагнита отключения.
Ток уставки (срабатывания) реле
ср
^сх^над /
-f. 1 н max’
(4.6)
106
где Кек — коэффициент схемы (см. табл. 3.2);
«над — коэффициент надежности, обеспечивающий правильную рабо-
ту защиты при возможных неточностях в определении мак-
симального тока нагрузки и коэффициента возврата реле
(обычно Кнад= 1,2);
/нтах — наибольший возможный ток нагрузки;
кв — коэффициент возврата реле;
кГ1 — коэффициент трансформации трансформатора тока.
Ток уставки реле дополнительно проверяют по условию чув-
ствительности защиты. Коэффициент чувствительности не должен
быть меньше 1,5.
Выдержку времени выбирают по условию обеспечения селек-
тивности работы с вышестоящей защитой.
Защиту преобразовательного агрегата от перегрузки и к. з.
осуществляют максимальной токовой защитой с зависимой харак-
теристикой и отсечкой. Для этой защиты применяют индукцион-
ные токовые реле РТ-80. Контакты индукционного реле KAI, КА2
и контакты токовой отсечки КАТ и КА2' включаются параллельно
и воздействуют на электромагнит отключения привода (рис. 4.24).
Зависимую характеристику реле КА выбирают по условию
реальных перегрузочных характеристик преобразовательного агре-
гата.
Токовые отсечки мгновенного действия защищают от к. з. в
преобразовательном агрегате. Ток срабатывания отсечки выби-
рают по трем условиям: токовая отсечка не должна срабатывать
при к. з. в линии 600 В, так как это короткое замыкание отключает
быстродействующий линейный выключатель; токовая отсечка не
должна срабатывать от ударного тока при включении преобра-
зовательного агрегата на холостой ход; наконец, токовая отсечка
Рис. 4.23.
Рис. 4.24.
Рис. 4.23. Максимальная токовая защита вводов 6 или 10 кВ с независимой харак-
теристикой:
а — токовые цепи; б — цепи оперативного тока
Рис. 4.24. Максимальная токовая защита агрегата с ограниченно зависимой характе-
ристикой и отсечкой на оперативном постоянном токе:
а - токовые цепи; б — оперативные цепи
107
дес
Рис. 4.25. Максимальная токовая
защита от замыкания фаз иа зем-
лю в установках с изолированной
нейтралью
должна срабатывать при к. з. в транс-
форматоре или выпрямителе. Практиче-
ски токовую отсечку выбирают порядка
(6—8) /ном.
Максимальная токовая защита от
замыкания на землю в установках с изо-
лированной нейтралью осуществляется
при помощи трансформатора тока
ТЗР УЗ (рис. 4.25). Эти трансформато-
ры нулевой последовательности выпус-
каются двух типов: с неразъемным сер-
дечником (ТЗ) и с разъемным сердечни-
ком (ТЗР). Кабель защищаемой трех-
фазной линии 3 пропускается через окно
сердечника / трансформатора, вторич-
ная обмотка 2 включается на токовое
реле КА. При равенстве фазных токов
суммарный магнитный поток в сердеч-
нике трансформатора близок к нулю.
В случае нарушения равновесия токов
в фазах в сердечнике этого трансформатора нулевой последова-
тельности возникнет магнитный поток и э. д. с. во вторичной об-
мотке.
Для проверки работы защиты на сердечник наматывается
дополнительная обмотка 4. В целях устранения ложных сраба-
тываний при кратковременном нарушении симметрии токов токо-
вое реле иногда включают через реле времени КТ с выдержкой
порядка 0,5 с.
Бронь кабеля и металлическая воронка заземляются про-
водником, пропускаемым через окно трансформатора. Это устра-
няет ложное срабатывание при протекании по броне блуждающих
токов.
Ввиду того что токи замыкания на землю в системе с изоли-
рованной нейтралью не превышают 100 А, допускается работа
защиты только на сигнал (без отключения установки).
$ 4.5. МАКСИМАЛЬНАЯ ТОКОВАЯ НАПРАВЛЕННАЯ ЗАЩИТА.
ЗАЩИТА ОТ ПОНИЖЕНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Максимальная токовая направленная защита (МТН).
Эту защиту применяют на тяговой подстанции при параллельно
работающих двух вводах для автоматического отключения по-
врежденного кабеля.
Рассмотрим направление токов при к. з. в питающих кабе-
лях К2 и Кз и при к. з. на шинах и в линиях К>, К* (рис. 4.26).
При к. з. на шинах К\ или в линиях Ki через трансформаторы тока
протекают токи такого же направления, как и при нагрузке. К. з.
в одном из кабелей Кз сопровождается изменением направления
108
тока, что приводит к срабатыванию реле мощности этого ввода
и автоматическому его отключению.
Рассмотрим схему МТН защиты для одного из двух парал-
лельно работающих вводов (рис. 4.27). При к. з. в кабеле Кг
этого ввода происходит срабатывание токовых реле KAI, КА2 и
реле мощности KW1. В результате этого включается промежуточ-
ное реле К1. Через контакт К1, указательное реле КН! и через БК
включается отключающая катушка масляного выключателя Y
поврежденного ввода. Второй ввод остается в работе (рис. 4.27, а).
При к. з. на шинах Kt срабатывают токовые реле КАЗ, КА4
и включают реле времени КТ и промежуточное реле К2. Через
Рис. 4 26. Схема прохождения токов в двух
параллельно работающих вводах 6 или 10 кВ
при к. з. в точках К,—К4
ввод
ввод fl
Рис. 4.27. Схема релейной защиты одного из
параллельно работающих вводов 6 или 10 кВ:
а - токовые цепи; 6 — цепи оперативного тока.
/ - направленная токовая защита; // — макси-
мальная токовая защита
109
~6 или Юно
Рис. 4.28. Схема защиты от понижения
напряжения:
и — схема включении реле напряжения;
б — оперативные цепи
контакт К2 и указательное реле
КН2 включается отключающая ка-
тушка масляного выключателя У
(рис. 4.27, б).
В случае к. з. на шинах отклю-
чаются масляные выключатели
обоих вводов.
Выдержка времени в этой за-
щите предотвращает отключение
вводов при к. з. в отходящих лини-
ях, например в преобразователь-
ном агрегате.
Одним из существенных недо-
статков максимально направлен-
ной защиты является наличие
«мертвой» зоны. «Мертвой» зоной
называют такую часть линии, ко-
роткое замыкание в пределах которой не вызывает срабатывания
реле мощности. Это явление вызвано тем, что при трехфазиом замы-
кании вблизи установки защиты напряжение на шинах понижает-
ся, следовательно, снижается мощность реле [9].
Поскольку максимальные направленные защиты реагируют
только на изменение направления мощности, т. е. только на к. з.
в параллельно работающих кабелях, то на каждом из вводов
должна быть еще максимальная токовая защита, реагирующая
на к. з. на шинах подстанции.
Защита от понижения напряжения. Ко второй обмотке транс-
форматора напряжения TV (рис. 4.28) присоединены три реле
Рис. 4.29. Схема включения трехфазных
счетчиков САЗ, САЗУ для измерения
активной электроэнергии в трехпровод-
ной сети напряжением выше 1000 В
Рис. 4.30. Принципиальная схема вклю-
чения трехфазиых счетчиков СР4, СР4У
для измерения реактивной электроэнер-
гии в сети напряжением выше 1000 В
НО
напряжения: KV1, KV2 и KV3.
Через три последовательно соеди-
ненных контакта этих реле вклю-
чено промежуточное реле K.LI.
В случае понижения или исчез-
новения напряжения в системе 6
или 10 кВ отпадает реле Kt и сво-
им контактом включает указатель-
ное реле КН1- Контактом этого ре-
ле включается второе промежу-
точное реле К2, которое одним
своим контактом отключает мас-
ляный выключатель ввода, а дру-
гим приводит в действие систему
автоматического включения ре-
зервного ввода (АВР).
Модульные защиты. В отличие
Рис. 4.31. Схема включения трехфазиых
счетчиков СА4, СА4У для измерения
активной электроэнергии в четырех-
проводной сети до 1000 В
от защит в релейном исполнении модули содержат диоды, резисто-
ры, стабилитроны, конденсаторы, малогабаритные реле, в частно-
сти герконы. Каждый модуль выполняет определенные функции.
Например, для максимальной токовой защиты применяют модули
М3-125 — М3-131 и модули с выдержкой времени МВ-901 — МВ-903,
для устройства различного вида сигнализации — модули
МВ-904 — МВ-907. Модули (плата) помещаются в кассете со штеп-
сельным разъемом.
Для различных видов максимальной токовой защиты исполь-
зуют модули МЗ-125 — M3-131. Модули МВ-901—МВ-903 явля-
ются органами выдержки времени, модули МВ-904 — МВ-906 —
устройствами различных видов сигнализации.
Учет потребляемой энергии. Расчетные счетчики, по которым
проводится денежный расчет за потребляемую тяговой подстан-
цией электроэнергию, должны иметь класс не ниже 2, а трансфор-
маторы тока и напряжения — класс 0,5. Контрольные счетчики
служат для технического учета потребленной электроэнергии.
Эти счетчики обычно имеют класс 25. Схемы присоединения счет-
чиков изображены на рис. 4.29—4.31.
Контрольные вопросы
1. Каково назначение релейных защит?
2. Какие требования предъявляются к релейным защитам?
3. Назовите типы токовых реле, применяемых в устройствах защиты.
4. Какие виды токовремеиных характеристик реле защиты вы знаете?
5. Опишите существующие источники оперативного тока.
6. Какие максимальные токовые защиты применяются иа тяговых под-
станциях?
7. Опишите защиту от замыкания иа землю в системе с изолированной
нейтралью.
8. Опишите защиту от понижения напряжения иа вводах 6 или 10 кВ.
Глава 5 ЗАЩИТНОЕ ЗАЗЕМЛЕНИЕ
§ 5.1. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ И ТРЕБОВАНИЯ
Действие электрического тока на организм человека.
Прикосновение человека к токоведущим частям или металличе-
ским конструкциям, оказавшимся под напряжением вследствие
пробоя или неисправности изоляции, может привести к пораже-
нию электрическим током в виде электрического удара или электри-
ческих травм (ожогов, металлизации и пр.).
Поражение электрическим током происходит в результате про-
хождения тока через тело человека или воздействия электриче-
ской дуги.
Значение проходящего через организм тока, вызывающего смер-
тельный исход, зависит от многочисленных факторов: физического
состояния человека, условий окружающей среды, пути и продолжи-
тельности прохождения тока через организм и т. д.
Стандартом установлены предельно допустимые уровни напря-
жений прикосновения и токов, протекающих через тело человека
(по пути от одной руки к другой или от руки к ногам), в зависи-
мости от продолжительности воздействия тока (рис. 5.1). Нормы
предназначены для проектирования способов и средств защиты
людей при взаимодействии их с электроустановками постоянного
и переменного тока.
При поражении электрическим током в ряде случаев возможна
так называемая «мнимая смерть», когда потеря признаков жизни
вызвана только функциональным расстройством. В этом случае
крайне важно своевременно до приезда скорой медицинской помощи
оказать пострадавшему помощь: выполнить искусственное дыха-
ние и при необходимости массаж сердца. Необходимо также знать,
что при любом, даже незначительном, поражении электротоком
пострадавший должен быть отстранен от работы и направлен с
сопровождающим в пункт медицинской помощи.
Защита человека от поражения электрическим током. Для
защиты токоведущие части электрических установок должны ограж-
даться или подниматься на высоту 2,5 м. Кроме того, необходимы
блокировки, а также одна из следующих защитных мер: зазем-
ление (зануление), защитное отключение, разделительный транс-
форматор, малое напряжение (менее 42 В), двойная изоляция,
выравнивание потенциалов.
Зануление применяют в сетях с глухозаземленной нейтралью
напряжением до 1 кВ. Это есть преднамеренное соединение частей
электроустановки, нормально не находящихся под напряжением,
с глухозаземленной нейтралью генератора или трансформатора
в сетях трехфазного тока или с глухозаземленным выводом (сред-
ней точкой) источника однофазного (постоянного) тока. При этом
112
корпуса всех электроустановок соединяют с нулевым рабочим
проводом отдельными нулевыми защитными проводниками (рис. 5.2).
Повторные заземления нулевого рабочего провода осуществляют
на концах воздушных линий (или ответвлений от них) длиной
более 200 м, а также на их вводах к электроустановкам.
Одной из основных защитных мер на тяговых подстанциях
является защитное заземление — преднамеренное с целью обес-
печения электробезопасности электрическое соединение какой-либо
Рис. 5.1. Предельно допустимые уровни напряжений прикосновения и токов при
аварийном режиме производственных электроустановок напряжением до 1000 В
с глухозаэемлеиной или изолированной нейтралью н выше 1000 В с изолированной
нейтралью:
/ — напряженке прикосновения U„r при переменном токе; /' — то же при постоянном токе;
2 — ток /ч при переменном токе; 2' — то же при постоянном токе
Рис. 5.2. Схема зануления электроустановок 660/380, 380/220 и 220/127 В в сетях
с глухоэаэемлениой нейтралью:
/ — винты (или болты) заземления: 2 - аппарат защиты в металлическом корпусе; 3 — осве-
тительная арматура (напряжением не выше 380 В); 4 — электропрнемник однофазный;
5 _ рабочее заземление нейтрали трехфазного трансформатора; 6 — нулевой рабочий про-
водник; 7 — нулевые защитные проводники; 8 — повторное заземление нулевого рабочего
проводника
ИЗ
части электроустановки с заземляющим устройством. Заземляемые
части электроустановок заземляющими проводниками соединяют
с заземлителем, находящимся в соприкосновении с землей.
Кроме защитного, в электроустановках применяют рабочее
заземление, т. е. присоединение к заземляющему устройству
какой-либо точки электрической сети, необходимое для обеспечения
работы электроустановки в нормальном и аварийном режимах.
Рабочее заземление выполняют непосредственно (например, глухо-
заземленная нейтраль в сетях напряжением до 1 кВ) или через
специальные аппараты: пробивные предохранители, разрядники и
резисторы (например, заземление вторичной обмотки трансфор-
матора собственных нужд подстанций).
Согласно требованиям ПУЭ заземлять следует: корпуса электри-
ческих машин, трансформаторов, аппаратов; приводы аппаратов;
вторичные обмотки измерительных трансформаторов, каркасы
распределительных щитов и щитов управления, металлические
конструкции РУ; металлические оболочки и броню силовых и
контрольных кабелей; металлические корпуса передвижных и пере-
носных электроприемников.
Не требуется заземлять; корпуса электрооборудования, аппа-
ратов, установленных на заземленных металлических конструк-
циях, при надежном электрическом контакте на опорных поверх-
ностях; арматуру изоляторов, кронштейны и осветительную арма-
туру при размещении их на деревянных опорах и деревянных
конструкциях открытых подстанций; корпуса электроприемников с
двойной изоляцией; съемные или открывающиеся части металли-
ческих каркасов распределительных устройств, шкафов и т. д.
Виды заземлителей. Заземлители бывают естественные и ис-
кусственные. В заземляющих устройствах в первую очередь долж-
ны быть использованы естественные заземлители.
В качестве естественных заземлителей используются: проло-
женные в земле водопроводные и другие металлические трубопро-
воды, за исключением трубопроводов горючих жидкостей, горючих
или взрывчатых газов и смесей; металлические и железобетон-
ные конструкции зданий и сооружений; свинцовые оболочки про-
ложенных в земле кабелей. Если оболочки этих кабелей служат
единственными заземлителями, то при расчете заземляющих
устройств они должны учитываться при количестве кабелей не
менее двух.
Необходимо отметить, что в настоящее время для тяговых под-
станций разрешается применять алюминиевые кабели только с
алюминиевой оболочкой, которые в соответствии с требованиями
ПУЭ запрещается использовать в качестве естественных заземли-
телей.
Если сопротивление растеканию естественных заземлителей не
удовлетворяет нормам, применяют искусственные заземлители —
как правило, металлические электроды из угловой или круглой
стали.
1 14
Предпочтение следует отдавать стержням из круглой стали
диаметром 12—14 мм и длиной 5 м. Такие стержни легко погру-
жаются в грунт вибрационным методом. Их применение вместо
ранее применявшихся стержней из угловой стали размерами
50X50X5 мм и длиной 3 м снижает время и трудоемкость мон-
тажных работ и обеспечивает экономию металла.
В ряде случаев целесообразно применять кольцевые заземли-
тели. Они позволяют снизить напряжение прикосновения вследствие
эффекта экранирования внутри их замкнутых контуров.
Усовершенствованы методы погружения вертикальных электро-
дов (прутков) в грунт, что привело к возможности использования
более длинных вертикальных электродов (до 20 м). Использо-
вание таких электродов позволяет достигнуть слоев земли с боль-
шей проводимостью или уровня грунтовых вод и уменьшает влия-
ние сезонных изменений удельного сопротивления грунта на со-
противление заземлителя. Кроме того, длинные вертикальные
электроды обеспечивают более пологую кривую распределения
потенциалов по поверхности земли, что снижает напряжения при-
косновения и шага. В ряде случаев при большом удельном сопро-
тивлении грунта длинные вертикальные заземлители оказываются
более экономичными по сравнению с короткими.
Для максимального использования в качестве естественного
заземлителя железобетонных элементов здания подстанции ин-
ститут Мосгортрансниипроект разработал и внедрил на ряде тя-
говых подстанций г. Москвы заземляющее устройство из сталь-
ной полосы, закладываемой при строительстве тяговой подстанции
под ее фундамент. К полосе привариваются заземляющие провод-
ники, соединяющие ее с магистралями заземления подстанции
(см. § 5.4).
В последние годы для заземления электрооборудования рас-
пределительных пунктов (РП) и трансформаторных подстанций
(ТП) в сетях 10—35 кВ в опытном порядке применяют заземли-
тели из бетэла (бетона электропроводящего). Достоинство этих
заземлителей состоит в том, что они, обеспечивая достаточно низ-
кое сопротивление заземления, одновременно являются и элемен-
тами фундаментов зданий.
Снижение поражающего действия электрического тока. Распре-
деление потенциалов по поверхности земли (потенциальные диа-
граммы) вокруг одиночного вертикального заземлителя при
пробое на корпус заземленного аппарата показано на рис. 5.3.
Если измерить разность потенциалов между заземлителем в точ-
ке 0 и точками на поверхности земли а, Ь, с по любому из радиусов,
то распределение потенциалов будет иметь форму кривой ОАВС.
Ток замыкания /3, проходя через заземлитель и сопротивле-
ние растеканию тока R3, растекается в земле во всех направлениях.
Вблизи заземлителя плотность тока максимальная. По мере уда-
ления от заземлителя сопротивление земли из-за увеличения пло-
щади падает, что приводит к снижению потенциала земли и его
градиента: кривая снижается и становится более пологой. Сопро-
115
'ис. 5.3. Схема распределения потенциалов
емли вокруг одиночного вертикального зазем-
лителя
►
'ис. 5.4. Схема распределения потенциалов,
апряжение прикосновения и шаговое напря-
жение при контурном заземлении:
- напряжение прикосновения и шагового на-
ряжения; б - диаграмма распределения потен-
иалов земли; в — взаимное экранирование верти-
кальных заземлителей
тивление растеканию одиночного заземлителя изменяется на рас-
стоянии примерно 20 м — в так называемой зоне растекания. За
пределами этой зоны сопротивление и потенциал земли можно
считать практически равными нулю. Поэтому эта зона (начиная
с точки с) называется зоной нулевого потенциала.
Напряжением относительно земли при замыкании на корпус
называется напряжение между этим корпусом и зоной нулевого
потенциала. При исправном заземлении это напряжение практи-
чески равно напряжению на заземляющем устройстве.
В практике расчета заземлителей сопротивление растеканию
относят к заземлителю и называют эту величину сопротивлением
заземлителя, а с учетом сопротивления заземляющих проводни-
ков — сопротивлением заземляющего устройства R3:
Rt=U3/l3, (51)
где U3 — напряжение на заземляющем устройстве;
/э — ток стекания с заземлителя в землю.
Характер изменения потенциала земли в радиальном направ-
лении от заземлителя вызывает опасность поражения от напря-
жения шага, т. е. напряжения между двумя точками земли, обуслов-
ленного растеканием тока в земле, при одновременном касании
их ногами человека (см. рис. 5.3). В системах с изолированной
нейтралью и малыми токами замыкания на землю случаи пора-
жения людей от напряжения шага редки. Поэтому расчет на это
напряжение не ведется.
Н6
Поражение током происходит главным образом в случае при-
косновения персонала к заземленным конструкциям, изоляция
которых от токоведущих частей нарушена. При этом человек ока-
зывается под напряжением прикосновения t/np, характеризуемым
коэффициентом прикосновения (к= 0,5-4- 0,2):
(7пр= kU,= kI3R3. (5.2)
Напряжение прикосновения и напряжение шага могут быть
значительно снижены, если уменьшить градиент потенциала вблизи
электрода. В установках напряжением свыше 1000 В это дости-
гается устройством контуров заземления, которые состоят из ряда
вертикальных заземлителей, соединенных металлической полосой
(рис. 5.4).
Ток, протекающий через тело человека при отсутствии и нали-
чии заземления, и его снижение можно рассчитать по табл. 5.1,
в которой представлены схемы и расчетные формулы для трехфаз-
ной сети с различными условиями защиты персонала от пораже-
ния электрическим током.
Каждая фаза сети (Л, В, С) имеет емкость на землю С. Если
одна из фаз сети, например А, замыкается на корпус электри-
ческой машины, то прикосновение человека, стоящего на земле,
к корпусу машины опасно для его жизни. Ток, проходящий через
тело человека, может быть рассчитан, если рассматривать тело
человека как пассивный двухполюсник с сопротивлением /?ч, под-
ключенный к точкам 1—Г, а всю остальную часть электрической
цепи, подсоединенной к тем же точкам,— как активный двухпо-
люсник. Сопротивление защитного заземления (см. схему б в
табл. 5.1) шунтирует сопротивление тела человека, тем самым
уменьшая ток /ч. Так как расчетное сопротивление тела человека
R4= 1000-4- 2000 Ом, а сопротивление заземляющего устройства
для электроустановок в сетях напряжением до 1 кВ с изолирован-
ной нейтралью согласно требованиям ПУЭ в большинстве случаев
должно быть не более 4 Ом, то R3<giR4. Вследствие этого зазем-
ление обеспечивает уменьшение тока, проходящего через тело
человека до значения, не опасного для жизни.
При 1/(шС)=30 кОм, /?ч= 1 кОм, напряжении UAN= 220 В
ток прикосновения при замыкании фазы А на землю /ч= 22 мА,
что опасно для жизни человека. При наличии защитного зазем-
ления /?3= 4-Ом ток прикосновения 0,088 мА, что практически
безопасно для человека.
При занулении происходит немедленное отключение цепи,
замкнувшейся на землю. Например, замыкание фазы А на корпус
(см. схему в в табл. 5.1) из-за наличия зануления превращается
в однофазное к. з. Ток в цепи фазы А резко возрастает до тока
уставки срабатывания автоматического выключателя или перего-
рания вставки предохранителя, и поврежденная фаза быстро от-
ключается. Это снижает вероятность поражения человека током.
Основные требования к заземляющим устройствам (ЗУ) электро-
установок. Для осуществления защитных функций ЗУ должны
117
Таблица 5.1
Вид схемы
Схема при коротком
замыкании фазы А
на корпус машины
Схема
замещения
Расчетная формула
. _ Сэк
''-R'.+ Z.t 1
7 = *
3/<oCi ’
£«= й AN.
I _ _________________
Z„(R,4- /?ч)+/?,₽ч ’
При /?„» R, и
. _ R,E„
“ R.Z„
inp— E/JZx
Предохранитель фазы А
перегорает
иметь сопротивление, не превышающее определенного значения.
Максимально допустимые значения сопротивлений ЗУ электро-
установок нормируются ПУЭ в зависимости от напряжения сети,
режима нейтрали и токов замыкания на землю.
В электроустановках напряжением до 1 кВ с изолированной
нейтралью сопротивление ЗУ, используемое для заземления электро-
оборудования, должно быть не более 4 Ом. При мощности генера-
торов и трансформаторов 100 кВ-А и менее ЗУ могут иметь сопро-
тивление не более 10 Ом.
В электроустановках напряжением до 1 кВ с глухозаземленной
нейтралью сопротивление ЗУ, к которому присоединены нейтрали
генераторов или трансформаторов, должно быть не более 2; 4 и
8 Ом соответственно при линейных напряжениях 660, 380 и 220 В
источника трехфазного тока или 380, 220 и 127 В источника одно-
фазного тока. При удельном сопротивлении земли более 100 Ом-м
допускается увеличивать указанные нормы в 0,01ргр раза, но не
более, чем в 10 раз.
Например, при 380 В и сопротивлении грунта ргр= 200 Ом-м
сопротивление ЗУ должно быть не более 0,01-200-4=8 Ом (где
4 Ом — допустимое сопротивление ЗУ по нормам ПУЭ при ргр^
100 Ом • м).
118
В электроустановках напряжением свыше 1 кВ в сетях с изоли-
рованной нейтралью (с малыми — меньше 500 А — токами замы-
кания на землю) при использовании ЗУ одновременно для электро-
установок напряжением до 1 кВ сопротивление ЗУ в любое время
года с учетом сопротивления естественных заземлителей должно
быть не более
R,= 125//рз. (5.3)
При использовании ЗУ только для электроустановок выше 1 кВ
/?з= 250//Рз, (5.4)
но значение R3 должно быть не более 10 Ом. В формулах (5.3)
и (5.4) 125 и 250 — допускаемые напряжения на заземляющем
устройстве, В; /рз — расчетный ток замыкания на землю, А.
На тяговых подстанциях трамвая и троллейбуса сооружают
общее контурное заземление для электроустановок РУ 6 или 10 кВ
и системы 220 В собственных нужд (СН). Так как обе системы
являются системами с изолированной нейтралью, а мощность одно-
временно работающих на подстанции трансформаторов СН не
превышает, как правило, 100 кВ-А, то в качестве требуемого по
условиям электробезопасности сопротивления ЗУ принимается
меньшее из двух значений:
/?зл= 125//рэ; /?з2= 10 Ом. (5.5)
Расчетным током /рэ является ток однофазного к. з. на землю
на вводе 6 (10) кВ подстанции. Его значение либо задается энерго-
системой по результатам натурных измерений, либо определяется
по одной из эмпирических формул (см. гл. 2).
На тяговых подстанциях трамвая и троллейбуса это значение,
как правило, составляет около 100 А.
$ 5.2. РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЯЮЩИХ УСТРОЙСТВ
Расчет заземляющих устройств включает в себя опре-
деление удельного сопротивления грунта, выбор и определение
основных параметров естественных и искусственных заземлителей,
их тип и сопротивление с учетом взаимовлияния, размещение друг
относительно друга, в грунте и на территории подстанции, выбор
схем соединения и размещения элементов ЗУ и электрооборудо-
вания.
В целях экономии металла и удешевления строительства следует
в первую очередь выбрать и рассчитать естественные заземлители
и, только, если их сопротивление превышает требуемое по ПУЭ
сопротивление ЗУ, выбирают и рассчитывают искусственные за-
землители.
Необходимо отметить следующее: приводимые в ряде спра-
вочников и далее по тексту приближенные значения удельных со-
119
противлений грунтов р могут быть
использованы только для ориенти-
ровочных, поверочных расчетов и
в учебной практике. Для проекти-
рования и расчетов заземлений ре-
альных электроустановок следует
использовать значения удельных
сопротивлений, полученные натур-
ными измерениями сопротивления
грунта на участке предполагаемо-
Рис. 5.5. Электрическая схема измере- г0 СО°РУжения ЗУ.
ния удельного сопротивления грунта Определение удельных сопро-
тивлений грунтов. Сопротивление
ЗУ зависит прежде всего от физико-химических свойств грунта,
которые характеризуются удельным электрическим сопротивле-
нием р. Удельное сопротивление грунта р—это электрическое
сопротивление (растеканию тока в земле) куба грунта с реб-
ром 1 м.
Удельное сопротивление грунта зависит от содержания в нем
влаги, солей, от его однородности, температуры. Поэтому необ-
ходимо учитывать его сезонные колебания: весной и осенью из-за
повышенной влажности оно ниже, зимой вследствие промерзания,
а летом из-за чрезмерного высыхания оно выше.
Температура и влажность особенно сильно сказываются в его
верхних слоях. Поэтому изменение сопротивлений таких заземли-
телей, как горизонтальные полосы и кабели, по сезонам года боль-
ше, чем имеющих большую глубину заложения от поверхности
земли вертикальных заземлителей.
При расчетах необходимо всегда брать наибольшее возмож-
ное в течение года значение удельного сопротивления.
Удельное сопротивление грунта в реальных условиях измеряют
по схеме (рис. 5.5) и рассчитывают по формуле
р„зМ= (Z.2—/2)/4//, (5.6)
где U — падение напряжения между электродами М и N, мВ;
/ — ток в цепи между электродами А и В, мА.
Электроды М н N размещают симметрично между точками А и
В. Расстояние между электродами А и В должно быть 10—20 м.
Все электроды опускают в грунт на глубину 0,10—0,15 м.
Из-за затруднений измерения р в неблагоприятное время года
(когда может быть получено требуемое для расчета наибольшее
значение р) измерения проводят, как правило, в теплое время
года (май — октябрь), а для учета увеличения р зимой и летом
измеренное удельное сопротивление рнзм умножают на коэффи-
циенты сезонности Ч^Ч^ или Чгз (табл. 5.2):
Ррагч= Рнзм'ИI. 2. 3- (5.7)
120
Таблица 5.2
Климатн* ческая зона СССР Значения коэффициентов сезонности для заземлителей
вертикальных длиной 2.5 м/5,0 м горизонтальных длиной 10 м/50 м
Ч>| Ч>2 Ч’з М>| Ч>2 ♦л
I 1.9/1.5 17/1,4 1.5/1,3 9,3/7,2 5,5/4,5 4,1/3,6
II 17/1,4 1,5/1,3 1.3/1,2 5.Э/4.8 3,5/3,0 2,6/2,4
III 1.5/1,3 1,3/1,2 1,2/1,1 4,2/3,2 2.5/2.0 2,0/1,6
IV 1.3/1,2 1,1/1,1 1,0/1,0 2,5/2,2 1,5/1,4 1.1/1,1
Примечания. I. Значения коэффициентов даны для глубины заложения горизон-
тальных и верхних концов вертикальных заземлителей от поверхности земли 0.7—0.8 м.
2. Для заземлителей, лежащих ниже глубины промерзания, или при измерении сопротив-
ления грунта в условиях промерзания, коэффициенты сезонности прн определении р(1Л...
не вводят.
Коэффициент сезонности % применяют, если измерение вы-
полнялось в условиях наименьшего сопротивления грунта при по-
вышенной влажности, — в средних условиях при нормальной
влажности и Тз- при сухом грунте.
Так как для разных климатических зон коэффициенты сезон-
ности различны, то в табл. 5.3 даны признаки климатических
зон СССР.
При отсутствии измерений действительных значений р поль-
зуются, как указывалось, для выполнения предварительных по-
верочных расчетов или в учебных целях приближенными значе-
ниями удельных сопротивлений грунтов (табл. 5.4).
При выполнении расчетов по приближенным значениям р в
качестве исходного среднего значения для заданного грунта при-
нимают удельное сопротивление при влажности 10—20% к массе
грунта. Это сопротивление для учета сезонных колебаний умно-
жают на повышающий коэффициент К* (табл. 5.5). Полученное
Таблица 5.3
Характеристика климатической зоны Климатическая зона СССР
1 11 III IV
Средняя низшая (январская) температура, °C Средняя высшая (июльская) температура, °C Среднегодовое количество осад- ков, см Продолжительность замерзания вод, дни От —20 до —15 От +16 до +18 40 190—170 От —14 до —10 От +18 до +22 50 150 От —10 до 0 От +22 до +24 50 100 От 0 до +5 От +24 до +26 30—50 0
121
Таблица 5.4
Г рунт Значения удельного электрического сопротивления р грунтов. Ом * м
Возможные пределы При влажности 10—20%
Глина 8—70 40
Суглинок 40—150 100
Песок 400—700 100
Супесок 150—400 300
Таблица 5.5
Значение повышающего коэффициента К. для заземлителей
Климати-
ческая
зона СССР
вертикальных длиной, м
2,5
5.0
горизонтальных
I
II
111
IV
1,8—2,0
1,5- 1,8
1,4—1,6
1,2— 1,4
1,4—1,5
1,3—1,4
1,2—1,3
1,1 —1.2
4,5—7,0
3,5—4,5
2,0—2,5
1,5—2,0
Примечания. 1. Глубина заложения горизонтальных и верхних концов вертикаль-
ных заземлителей от поверхности земли 0.7—0.8 м.
2. Для заземлителей, расположенных ниже глубины промерзания, повышающие коэффи-
циенты не вводят.
в результате умножения сопротивление принимают в качестве
расчетного значения ррасч-
При больших значениях р заземляющее устройство получа-
ется громоздким, металлоемким и дорогостоящим. Если расчетное
удельное сопротивление земли превышает 500 Ом-м (это может
иметь место при сооружении заземляющих устройств на каменистых
и скалистых грунтах и в районах многолетней мерзлоты), то соглас-
но ПУЭ должны проводиться следующие мероприятия:
устройство вертикальных заземлителей увеличенной длины,
если с глубиной удельное сопротивление земли снижается, или
выносных заземлителей, если вблизи (до 2 км) от электроуста-
новки есть место с меньшим удельным сопротивлением;
укладка в траншеи вокруг горизонтальных заземлителей влаж-
ного глинистого грунта с трамбовкой и защитой щебнем;
применение искусственной обработки грунта.
Расчет естественных заземлителей. На подстанциях трамвая
и троллейбуса в качестве естественных заземлителей используют,
как правило, свинцовые оболочки кабелей и водопроводные трубы.
Многочисленные измерения, проведенные в условиях эксплуа-
тации, свидетельствуют о том, что значение сопротивления рас-
теканию тока и свинцовых оболочек кабелей /?Ок (табл. 5.6) дей-
ствительно как для кабелей, проработавших длительное время,
122
так и для новых кабельных прокладок. Это объясняется тем, что
джутовая оплетка, которая для новых кабелей должна представ-
лять изоляцию брони от земли, при прокладке кабеля во многих
местах подвергается механическому разрушению, а оставшаяся
быстро пропитывается солями из почвы.
Следует помнить, что в настоящее время при проектировании
и строительстве новых тяговых подстанций трамвая и троллейбуса
разрешается применение алюминиевых кабелей только с алюми-
ниевой оболочкой, которую нельзя использовать в качестве есте-
ственных заземлителей.
При расчете в качестве длины подземного участка кабеля сле-
дует принимать только ту длину кабеля, которая находится в непо-
средственном контакте с землей, исключая длину прокладки кабеля
в коллекторах, на лотках и пр.
Данные табл. 5.6 для других значений р необходимо пере-
считать пропорционально фактическому значению р и умножить
на коэффициент сезонности в соответствии с климатической зоной.
В случае прокладки нескольких кабелей в одной траншее общее
сопротивление растеканию с учетом экранирующего влияния ка-
белей друг на друга
₽к= Rw/y/n- 1, (5.8)
где /?Ок — сопротивление растеканию тока одиночного кабеля в траншее;
л — 1 — число кабелей в одной траншее с учетом наличия одного кабеля
в ремонте.
При разной длине прокладываемых кабелей сначала пооче-
редно определяют сопротивление каждого из кабелей, а затем
общее, как для их параллельного соединения с учетом экранирую-
щего взаимодействия.
Рассчитывая сопротивление растеканию тока водопровода RB,
данные табл. 5.7 следует пересчитать пропорционально факти-
ческому значению р. Введение коэффициента сезонности (или К„
при расчете по приближенным значениям р) не требуется, так
как глубина заложения водопроводных труб ниже зоны промер-
зания.
Таблица 5.6
Длина подземного участка кабеля, м Значение /?ив, Ом, п одиночного эн площади сечення кабеля, мм2
50-95 120 и выше
50 1.6 1,2
100 1,5 1.1
200 1,4 1.0
500 1.1 0,8
1000 0,9 0,7
Примечание. Удельное сопротивление грунта р= 100 Ом • м.
123
Таблица 5.7
Длина подземного участка трубы, м Значение /?я. Ом, при диаметре трубы, мм
65 100 150
100 0,35 0,28 0,23
500 0,29 0,24 0,19
1000 0,25 0,20 0,17
2000 0,20 0,17 0,15
Примечание. Удельное сопротивление грунта р= 100 Ом • м.
Результирующее сопротивление естественных заземлителей
(кабелей и водопроводных труб)
Если рассчитанное сопротивление естественных заземлителей
/?е больше нормируемого /?3, определяют требуемое сопротивление
искусственных заземлителей:
р - R'R’
тр.б- •
(5.10)
Расчет искусственных заземлителей. Сопротивление одиноч-
ного вертикального заземлителя. Ом, выполненного из стальной
трубы или круглого стержня
„ 0,366 /. 2L , 1 . 4/ + /\
p(jg_+_ |g (5.11)
где I — длина трубы илн стержня, м;
d— наружный диаметр трубы или стержня, м;
t — глубина заложения, соответствующая расстоянию от поверхности
земли до середины заземлителя, м.
На основании формулы (5.11) для наиболее применяемых стерж-
невых заземлителей выведены приближенные формулы опреде-
ления сопротивления растеканию одного заземлителя в зависи-
мости от удельного сопротивления грунта:
труба диаметром 65 мм и длиной 2,5 м
/?о.,т= 0,308р; (5.12)
уголок из стали размером 50X50X5 мм и длиной 2,5 м
/?овзу^ 0,318р; (5.13)
пруток диаметром 12 мм и длиной 5 м
/?оПр=0,19. (5.14)
124
Для выбранного вида стержневого заземлителя по одной из
формул (5.12) — (5.14) рассчитывают его наибольшее в течение
года сопротивление.
Для этого в формулах удельное сопротивление грунта прини-
мают раВНЫМ ррасч-
В искусственных заземляющих устройствах применяют не-
сколько заземлителей, располагаемых по контуру вокруг здания
подстанции (на расстоянии 2 м от фундамента) на достаточно
близком расстоянии друг от друга. Это приводит к их взаимному
экранированию (см. рис. 5.4) и увеличению сопротивления расте-
кания.
Степень взаимного экранирования электродов в групповом за-
землителе без учета влияния полосы связи оценивается коэффи-
циентом использования т|„ (табл. 5.8).
С учетом экранирования число требуемых вертикальных за-
землителей
л/ — ^°,д
/VB-
КитрЛв
(5.15)
В формуле (5.15) при отсутствии естественных заземлителей
вместо /?итР берут нормируемое ПУЭ сопротивление R3.
После расчета числа заземлителей NB и выбора расстояния
между ними а определяют общее сопротивление вертикальных
заземлителей в контуре
D
(5-16)
и периметр контура заземления, м,
n=aNt. (5.17)
Полосовые горизонтальные заземлители, прокладываемые гори-
зонтально на глубине 0,5—0,8 м, могут употребляться как самостоя-
тельные заземляющие устройства, так и для связи вертикальных
заземлителей.
Самостоятельные полосовые заземлители рекомендуются лишь
для сезонных установок, работающих в летнее время, а также для
грозозащиты электрического оборудования тяговых подстанций.
Таблица 5.8
Отношение расстояния между заземлителями к длине заземлителя Значение коэффициента при числе заземлителей
6 10 20 40 60
1 0,61 0,56 0,47 0,41 0,39
2 0,73 0,68 0,63 0,58 0,55
3 0,80 0,76 0,71 0,66 0,64
125
Сопротивление растеканию полосовых горизонтальных зазем-
лителей
/?гзо = / ' lg ~ЬГ ' (518>
где /, b — соответственно длина и ширина полосы, м;
t — глубина заложения, м.
Полосовые заземлители изготовляют обычно из полосовой стали
шириной 30—50 мм при толщине 4 мм. Если применяют горизон-
тальный заземлитель из круглой стали, его сопротивление расте-
канию
/?гзо = 1g , (5.19)
при этом диаметр проводника d должен быть не менее 0,006 м.
Полосовые горизонтальные заземлители в сочетании с вертикаль-
ными заземлителями вследствие экранирования имеют большее со-
противление растеканию тока:
/?гэ = /?гзо/Т)г- (5.20)
Значение коэффициента использования т]г берут из табл. 5.9.
Общее сопротивление группового искусственного заземлителя,
состоящего из (VB вертикальных заземлителей и соединяющей их
полосы.
Ягэ
(5.21)
После определения /?и проводится корректировочный расчет
необходимого числа вертикальных заземлителей с учетом сопротив-
ления растеканию соединительной полосы с тем, чтобы обеспечить
/?и= Литр, а при отсутствии естественных заземлителей /?н= Л3.
Сопротивление полосовых горизонтальных заземлителей по срав-
нению с вертикальными велико, поэтому в расчетах они обычно не
учитываются.
Кроме перечисленных выше стержневых и полосовых заземли-
телей, могут применяться также кольцевые заземлители. Они обычно
выполняются из полосовой стали шириной Ь и толщиной 6 с внешним
диаметром кольца D, с глубиной заложения h.
Таблица 5.9
Отношение расстояния между вертикальными заземлителями к длине заземлителя Значение коэффициента qf при числе вертикальных заземлителей
6 10 20 40 60
1 0,40 0,34 0,27 0,22 0,20
2 0,48 0,40 0,32 0,29 0,27
3 0,64 0,56 0,45 0,39 0,36
126
Сопротивление одного кольцевого заземлителя
<522>
Обычно кольцевые заземлители укладывают вокруг прямоуголь-
ного бетонного фундамента, на который опирается вертикальная
бетонная балка каркаса здания. Поскольку кольцевые заземли-
тели лежат на глубине ниже уровня промерзания почвы, то при
расчете сопротивления заземлителя коэффициент сезонности ф не
вводят.
Например, одиночный кольцевой заземлитель с внешним диамет-
ром кольца D= 2 м, шириной стальной полосы 50 мм и толщиной
5 мм, заложенный на глубине Л= 2 м, будет обладать сопротивлением
г= Зр.
Пример. Выполнить расчет заземляющего устройства подстанции трамвая,
расположенной во II климатической зоне, если ток однофазного замыкания на землю
в РУ 10 кВ /р1= 45 А; в одной траншее длиной 50 м в суглинистой почве с р= 100 Ом м
проложены трн кабеля АСБ сечением 95 мм2; водопровод на подстанции отсут-
ствует.
Сопротивлением растеканию тока горизонтальных полосовых заземлителей сле-
дует пренебречь.
Расчет. Требуемое по нормам ПУЭ сопротивление заземляющего устройства
Я, = 125//ф1 = 125/45 = 2,8 Ом.
Сопротивление растеканию оболочки одного кабеля без учета сезонных колебаний
удельного сопротивления по данным табл. 5.6:
Лоиср = 1,6 Ом.
С учетом повышающего коэффициента К„=4,5 (см. табл. 5.5)
Rm = KuRmw = 4,5-1,6 = 7,2 Ом.
Сопротивление растеканию трех кабелей, т. е. сопротивление естественных за-
землителей,
R, = R, = /?о.//л-Т = 7,2/д/2 = 5,1 Ом.
Так как Rt> Rt, то на подстанции необходимо сооружение искусственного за-
земляющего устройства с сопротивлением
_ R'R, _ 5,1-2,8
R"r - R, — R, ~ 5,1 - 2,8 ~ 6,2
Применяем для вертикальных заземлителей прутки диаметром 12 мм и дли-
ной 5 м. Расчетное (наибольшее) сопротивление растеканию одного прутка при
р = 100 Ом-м и повышающем коэффициенте К, = 1,4 (см. табл. 5.5)
/?опр= 0,19Я.р = 0,19-1,4-100= 26,6 Ом.
При расстоянии между прутками 5 м и коэффициенте использования г),= 0,58
(см. табл. 5.8) необходимое для заземляющего устройства число прутков
д, Яопр ______ 26,6 _ „
" “ ЯитрТ). “ 6,2-0,58 ~
127
Сопротивление растеканию вертикальных заземлителей, т. е. сопротивление
искусственных заземлителей,
— Rh
/?опр. _ 26,6
WnpT]» 8-0,58
5,73 Ом.
Общее с учетом естественных заземлителей сопротивление заземляющего
устройства
R'R,
Re + Rd
5,1-5,73
5,1 + 5,73
2,69 Ом.
Заземляющее устройство удовлетворяет требованиям электробезопасности,
так как его сопротивление меньше требуемого ПУЭ. Периметр контура заземления
/7= 5-8= 40 м.
$ 5.3. ЗАЗЕМЛЕНИЕ АППАРАТОВ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ
УСТРОЙСТВ ВЫПРЯМЛЕННОГО ТОКА
В распределительном устройстве выпрямленного тока
замыкание на землю может произойти вследствие разрыва рабочего
тока разъединителями при неправильном действии персонала; нераз-
рыва дуги выключателями постоянного тока с перебросом дуги на
заземленный каркас; вследствие пробоя изоляции, например при
атмосферных разрядах.
Токи к. з. РУ постоянного тока зависят от характера замыкания
на землю (металлическое к. з. или через электрическую дугу), от вида
заземления отрицательной шины подстанции и могут составлять от
нескольких сотен до нескольких тысяч ампер.
При малых токах к. з. максимальная токовая защита агрегатов
не сработает, между тем горящая электрическая дуга может повре-
дить окружающие аппараты и оборудование, а ток замыкания, рас-
текаясь в земле, усиливает коррозию близлежащих городских трубо-
и газопроводов.
Защита от замыкания на землю РУ постоянного тока осуществля-
ется применением специальной магистрали заземления постоянного
тока.
Обычно вокруг тяговых подстанций сооружают общее заземляю-
щее устройство (контурное заземление /), а в здании подстанции
делают самостоятельные заземляющие магистрали 2 и 3 (рис. 5.6).
К заземляющей магистрали переменного тока 2 через заземляю-
щие проводники присоединяют корпуса всех аппаратов и машин
переменного тока 6—10 кВ и 220 В, несущие конструкции этих аппа-
ратов, каркасы и металлические панели щитов, брони кабелей 6 или
10 кВ и брони линейных кабелей постоянного тока напряжением
600 В.
К заземляющей магистрали постоянного тока 3 присоединяют
несущие металлические конструкции всех аппаратов постоянного
тока, их металлические ограждения и щиты.
Подстанционная заземляющая магистраль постоянного тока при-
соединяется к общему заземляющему устройству через два зазем-
128
4*
рубоов
I Ограждение и щиты
РУ 6 или 10 кВ
I Конструкции аппаратов]
' Ly Ly Ly ' 'J'
т1________КаВели постоянного тона Внутри подстанции
Рис. 5.6. Схема заземления оборудования тяговой подстанции
ляющих проводника, проходящих через магнитопроводы двух то-
ковых реле 4.
При срабатывании реле 4 их контакты отключают все выключа-
тели агрегатов на стороне 6 или 10 кВ.
Для проверки термической стойкости заземляющих проводников
необходимо определить наибольший возможный ток к. з. /ктах для
сезона с наименьшим сопротивлением растеканию. Для выбора
же тока уставки защитного реле необходимо знать минималь-
ный ток к. з. /Kmin для сезона с наибольшим сопротивлением рас-
теканию.
При замыкании в системе постоянного тока ток к. з.
/« = 4^ . (5.23)
Кр«3 ч
где Uj — номинальное выпрямленное напряжение на шинах, В;
А — коэффициент, учитывающий падение напряжения в электрической
дуге в месте к. з. и внешнюю характеристику преобразовательного
агрегата (Л= 0,5-j-0,7);
/?ре3 — результирующее сопротивление цепи к. з., Ом.
Сопротивление цепи при замыкании на землю в системе постоян-
ного тока на трамвайных тяговых подстанциях
/?рез = Rt + /?2 + /?э + + Rs + Rs, (5.24)
где /?| — общее сопротивление растеканию заземления иа подстанции; оно
состоит из сопротивлений естественных и искусственных заземли-
телей;
/?2 — сопротивление земли между подстанцией и рельсами трамвая;
для практических расчетов его можно принять равным нулю;
Ri — переходное сопротивление между рельсами и землей; оио зависит
от конструкции основания пути и длины рельсовой сети в районе
подстанции;
5-5816
129
Rt, Rs, Rs — соответственно сопротивление рельсов, отрицательных кабелей
и уравнительных реостатов в цепи отрицательных кабелей (при
выполнении поверочных расчетов этими сопротивлениями, как
правило, пренебрегают).
Таким образом, при практических расчетах токи замыкания на
землю в системе постоянного тока на трамвайных подстанциях:
, _ AU, )
'к max р . id// »
Ап min Т* Ар/ I
• к пип — п
Ап тех 4- RpK/1
где /?nmin. Япти — общее сопротивление растеканию всех заземлителей
подстанции, Ом, соответственно в сезон наибольшей и
наименьшей проводимости земли;
/?р — переходное сопротивление рельс — земля, Ом*км, в се-
зон хорошей проводимости земли;
/ — длина рельсовой сети по оси улицы, км;
к — коэффициент, учитывающий повышение сопротивления
поверхностного заземлителя в сезон наименьшей про-
водимости.
Для троллейбусных тяговых подстанций, работающих на тяговую
сеть совместно с трамвайными, формулы для определения токов
замыкания на землю принимают вид:
, _ AU„
Km"X Knmin + Rf/l+ R"
(5.26)
_________Alh__________
Rnmai 4“ RpK-fl + Rin
где /?„„ — сопротивление контактного провода и отрицательных кабелей
между троллейбусной и трамвайной тяговыми подстанциями.
$ 5.4. КОНСТРУКЦИЯ ЗАЗЕМЛЯЮЩИХ УСТРОЙСТВ
Основной частью заземляющего устройства является за-
землитель, правильный расчет и выполнение которого определяют
надежность обеспечения электробезопасности персонала.
Искусственные заземлители представляют собой металлические
(стальные) электроды 6 (рис. 5.7), которые забивают в грунт так,
чтобы их верхние концы располагались на глубине 0,5—0,8 м от
поверхности земли. К верхним концам электродов приваривают вер-
тикальные соединительные полосы 5. Такое заглубление уменьшает
сопротивление растеканию тока заземляющего устройства.
Сечение прямоугольных заземлителей должно быть не менее
48 мм2, диаметр круглых (прутковых) заземлителей — не менее
10 мм, оцинкованных — не менее 6 мм. Толщина прямоугольных
заземлителей и полок угловой стали по условиям стойкости против
коррозии допускается не менее 4 мм.
130
При наличии в почве большого
содержания растворимых солей,
кислот и щелочей, что увеличивает
коррозию заземлителей, применя-
ют оцинкованные заземлители,
электрическую защиту или увели-
чивают площадь сечения заземли-
телей с учетом расчетного срока их
службы. Окраска заземлителей
для защиты от коррозии не допу-
скается.
В заземляющем устройстве Рис 5-7- Заземляющее устройство
электроды соединяют между собой
горизонтальной полосой 4 с помощью сварки. Сечение соединитель-
ных полос, как и электродов 6, должно быть не менее 48 мм2, а тол-
щина — не менее 4 мм. Соединительные полосы 4 могут привари-
ваться и непосредственно к электродам 6.
В качестве заземляющих проводников 3, соединяющих заземли-
тели с магистралями заземления 2 и с заземляемыми аппаратами 1,
применяют сталь прямоугольного или круглого сечения. При про-
кладке в земле их площадь сечения должна быть не меньше площади
Рис. 5.8. Крепление шин заземления 4X25 мм
к стене на крюке: обоймой (а) и сваркой (б)
Рнс. 5.9. Схема крепления стальных заземляю-
щих проводников пристреливанием дюбелей
строительно-монтажным пистолетом:
1 — проводник; 2 -- дюбель (гвоздь); 3 — держа-
тель нз стали
5
131
Рнс. 5.10. Соединение заземляющих проводин*
ков:
а -- электросваркой; б — термитной сваркой; в —
соединение с трубчатыми, уголковыми и стержне-
выми заземлителями
Рнс. 5.11. Схема заземления оболочки и брони
кабеля в концевой заделке:
1 - стальная концевая муфта; 2 — болт заземле-
ния; 3 — медный многопроволочиый провод; 4~
ответвление к заземляющей магистрали
сечения соединительных полос. При прокладке в зданиях площадь
сечения заземляющих проводников из полосовой стали должна быть
не менее 24 мм2 с толщиной не менее 3 мм.
Внутреннюю сеть заземления на подстанциях выполняют из поло-
совой или круглой стали. Магистрали заземления из полосовой стали
с сечением не менее 100 мм2 прокладывают в каждом этаже подстан-
ции и связывают между собой стояками.
Заземляющие проводники присоединяют к заземлителям только
сваркой, к металлическим конструкциям, корпусам машин и аппара-
тов — при помощи болтов или сваркой. Присоединения должны
быть доступны для осмотра. Для болтовых присоединений должны
быть предусмотрены меры против ослабления и коррозии контакт-
ного соединения.
К каждому заземленному элементу от заземляющей магистрали
должен идти отдельный заземляющий проводник. Последовательное
включение в заземляющий проводник заземляемых элементов не
допускается.
Заземляющие проводники, проложенные в помещениях, должны
быть доступны для осмотра и защищены от механических и хими-
ческих воздействий и коррозии.
132
Требование о доступности для осмотра не распространяется на
оболочки кабелей, на заземляющие проводники, проложенные в тру-
бах и коробах, а также на замоноличенные заземляющие провод-
ники.
Неизолированные заземляющие проводники, а также все кон-
струкции и полосы сети заземления, расположенные не в земле,
окрашивают в черный цвет. Допускается окраска открытых заземля-
ющих проводников в другие цвета в соответствии с оформлением
помещения. В этом случае в местах присоединения и ответвлений
наносят не менее двух полос черного цвета на расстоянии 150 мм
друг от друга.
Через стены заземляющие проводники прокладывают в специаль-
но предусмотренных для этого коробах, трубах, а по возможности —
в открытых проемах. У мест вводов заземляющих проводников
в здание подстанции должны быть предусмотрены опознавательные
знаки. Число вводов в здание должно быть не менее двух.
К шинам заземления, укрепленным на стене (рис. 5.8 и 5.9),
присоединяют заземляющие проводники (рис. 5.10 и 5.11) различного
сечения и конструктивного исполнения.
В процессе эксплуатации проводят периодические осмотры и про-
верки элементов заземляющего устройства и пробивных предохрани-
телей в электроустановках до 1 кВ, а также измерение сопротив-
ления заземляющих устройств. Состояние элементов заземляющих
устройств проверяют, как правило, внешним осмотром. Основная
цель этих работ — убедиться в исправности и надежности цепей
и соединений между заземлителями и заземляющими электроуста-
новками.
Измеряют сопротивление заземляющих устройств методом ампер-
метра-вольтметра или специальным прибором М-416 (выпускаемым
взамен МС-08) после монтажа и капитального ремонта, в первый год
эксплуатации, а в дальнейшем не реже одного раза в 3 года.
Контрольные вопросы
1. Что такое защитное и рабочее заземления н каким образом они обеспечивают
снижение поражающего действия электрического тока?
2. Какие бывают заземлители, почему и как изменяется их сопротивление рас-
теканию по сезонам года?
3. Назовите порядок расчета заземляющих устройств.
4. В чем состоит особенность заземления аппаратов РУ выпрямленного тока?
5. Какова конструкция заземляющих устройств подстанций?
Глава 6. АППАРАТУРА РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ
УСТРОЙСТВ ВЫПРЯМЛЕННОГО ТОКА
§ 6.1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Распределительные устройства (РУ) выпрямленного тока
предназначены для приема электрической энергии, поступающей от
преобразовательных агрегатов, и распределения ее по отходящим от
подстанции линиям, питающим отдельные участки контактной сети.
Основным оборудованием РУ являются выключатели постоянного
тока, устанавливаемые на всех присоединениях положительных ли-
ний и преобразовательных агрегатов, разъединители и переклю-
чатели с приводами, а также положительные и отрицательные сбор-
ные шины.
Сборные шины обычно выполняют из плоских алюминиевых по-
лос, собираемых в пакеты. Сечение шин выбирают лишь по условию
их длительного нагрева, так как термическое и динамическое дей-
ствие тока к. з. при используемых сечениях шин не вызывает в них
опасных нагревов и деформаций. На трамвайных тяговых подстан-
циях питание контактной сети осуществляется от положительной
шины, а рельсы присоединены к отрицательной. Выбор полярности
здесь подчинен задаче максимального облегчения защиты подземных
металлических сооружений от коррозии блуждающими токами.
Отрицательная шина и все присоединения к ней на трамвайной
и смешанной трамвайно-троллейбусной подстанции имеют незначи-
тельный потенциал по отношению к земле.
В некоторых случаях отрицательная шина может иметь потенциал
600 В относительно земли, поэтому должна ограждаться так же, как
и положительная шина. Для обеспечения безопасности при производ-
стве работ на отрицательной шине предусматривается разъедини-
тель, соединяющий на время работы шину с заземляющим контуром.
Выключатели постоянного тока, применяемые на подстанциях,
могут быть классифицированы по следующим показателям: по
направленности действия — поляризованные (автоматически отклю-
чающиеся при определенном направлении главного тока) и неполя-
ризованные; по конструкции главных контактов — с замыкающими
и размыкающими контактами; по скорости отключения — быстро-
действующие (токоограничивающие) и небыстродействующие; по
месту установки — линейные, катодные, анодные.
Линейные выключатели применяют для защиты питающих линий
от токов перегрузки и коротких замыканий. Они могут быть неполя-
ризованными и поляризованными.
Катодные и анодные выключатели предназначаются для защиты
выпрямителей от обратных токов при пробое вентилей. Эти выклю-
чатели должны быть обязательно быстродействующими и поляризо-
ванными.
134
Характеристика выключателей постоянного тока по скорости от-
ключения ими токов к. з. вытекает из кривых, приведенных на осцил-
лограммах (рис. 6.1). Работа быстродействующего выключателя
с токоограничением здесь характеризуется кривой Б, а небыстро-
действующего — кривой А. Время tQ зависит от тока уставки выклю-
чателя /уСт и параметров электрической цепи. Изменение тока во
времени выражается уравнением
i =
(6.1)
где I — мгновенное значение тока, А;
U — напряжение источника тока. В;
R — сопротивление цепи короткого замыкания, Ом;
L — индуктивность цепи, Гн;
/ — время, отсчитываемое от момента начала к. з., с.
Время /о не зависит от конструкции применяемых выключателей,
зато время t\ (собственное время отключения выключателя) харак-
теризует скорость работы выключателя. Это отрезок времени от
момента достижения током значения /уст до начала расхождения
главных контактов выключателей. Время t\ в основном отличает
быстродействующие выключатели от небыстродействующих: у пер-
вых оно измеряется тысячными, у вторых — десятыми долями
секунды. Поэтому быстродействующими выключателями называют
такие выключатели, у которых собственное время отключения не
превышает 0,005 с.
Из рис. 6.1 ясно, что быстродействующим выключателем ток к. з.
отключается раньше, чем он достигает своего установившегося
значения.
Поэтому термин «быстродействующий» последнее время часто
заменяется термином «токоограничивающий», более точно опреде-
ляющим как скорость действия выключателя, так и получаемый
в результате этого эффект.
В момент начала расхожде-
ния контактов в цепи появляет-
ся добавочное сопротивление
электрической дуги, но посколь-
ку вначале это сопротивление
еще мало, то продолжается на-
растание тока в цепи. Отрезок /г
на оси абсцисс от момента рас-
хождения контактов до момента
достижения наибольшего тока в
цепи называется временем огра-
ничения тока.
Наконец, время горения ду-
ги характеризуется отрезком /з,
оно зависит от применяемых
средств дугогашения.
135
Соответствующие параметры, характеризующие работу небыстро-
действующего выключателя, обозначены на рис. 6.1 /г. /з, Т".
Выключатели небыстродействующие, как правило, имеют удержи-
вающую защелку, воздействие на которую требует значительного
времени.
В быстродействующих выключателях сокращение собственного
времени отключения достигается тем, что отключение происходит
от изменения магнитных потоков в ярме.
Поскольку общее время отключения выключателями цепи посто-
янного тока зависит от времени гашения дуги, рассмотрим условия
возникновения и горения дуги постоянного тока.
Процесс размыкания контактов всегда начинается со снижения
давления между контактами до нуля. Снижение давления сопро-
вождается резким возрастанием переходного сопротивления и, как
следствие, значительным разогревом металла в месте соприкоснове-
ния подвижного и неподвижного контактов вплоть до их плавления.
В первый момент размыкания контактов между ними появляется
капля расплавленного металла, обрыв которой сопровождается
появлением дуги. Время существования капли зависит от скорости
расхождения контактов и поперечного магнитного поля. Основная
роль здесь принадлежит поперечному магнитному полю, выбрасыва-
ющему расплавленный металл из щели и не позволяющему электри-
ческой дуге, возникающей после обрыва расплавленного металла,
задерживаться в узкой щели. Выбрасываемая из щели дуга назы-
вается открытой, если продолжительность ее горения не ограничи-
вается специальными устройствами.
Открытая дуга представляет серьезную опасность как для обору-
дования, так и для обслуживающего персонала, так как из-за высо-
кой проводимости газов пламя электрической дуги может вызвать
перекрытие на заземленные металлические конструкции, а высокая
температура может повредить расположенные вблизи кабели и про-
вода.
Для защиты обслуживающего персонала и ограждения прилегаю-
щих конструкций от вредного воздействия дуги применяется специ-
альная дугогасительная камера, которая также служит и для сокра-
щения времени горения дуги.
Горение дуги постоянного тока характеризуется зависимостью
напряжения дуги ид от тока в цепи дуги /д, называемой вольт-
амперной характеристикой дуги (рис. 6.2).
Точка А характеризует потенциал зажигания дуги. Если после
зажигания дуги ток увеличить, падение напряжения в дуге будет
изменяться по кривой АВ, т. е. с увеличением тока уменьшается
падение напряжения. При сохранении внешних условий каждая из
точек этой кривой является точкой устойчивого горения дуги. Поэто-
му кривая АВ носит название статической характеристики дуги.
Форма статической характеристики зависит от материала кон-
тактов, длины дуги и деионизирующих факторов. В наиболее благо-
приятных условиях (при короткой дуге и отсутствии деионизации)
падение напряжения в дуге будет мало.
136
Рис. 6.2. Вольт-амперная характеристика электрической дуги постоянного тока:
а — характеристика дуги; б — схема соединения
Если уменьшить ток в цепи, то в зависимости от скорости спада
тока падение напряжения в дуге будет изменяться по кривым ВА,
ВА2, ВО\ эти характеристики носят название динамических вольт-
амперных характеристик дуги.
Различие в динамических характеристиках объясняется тем, что
скорость деионизации дуги отстает от скорости изменения тока.
Например, при «мгновенном» изменении тока от 1 до 0 сопротив-
ление дуги не успеет измениться и динамическая характеристика
будет иметь вид прямой ВО.
На устойчивость горения дуги с быстро изменяющимся током
существенное влияние оказывает индуктивность в цепи дуги. При раз-
рыве электрической цепи и образовании дуги справедливо следую-
щее уравнение:
IR+ ил= U„, (6.2)
где UH — напряжение источника.
Если дуга горит устойчиво, т. е. ток не изменяется и
1* = 0, (6.3)
at
тогда
iR + ил= и„. (6.4)
Режим изменения тока в электрической цепи, обладающей ин-
дуктивностью, может быть графически представлен диаграммой
(рис. 6.3). Прямая, проведенная между точками U» (напряжение
источника) и /так (наибольший ток к. з.), пересекает статическую
характеристику дуги С в точках А и В. В этих точках падение напря-
жения в цепи складывается из падения напряжения в дуге (нижний
отрезок) и падения напряжения в сопротивлении постоянному току
(верхний отрезок). Поскольку падение напряжения в индуктивном
сопротивлении отсутствует, то ток действительно имеет неизменное
значение.
137
Рис. 6.3. Кривые, характеризующие условия устойчивого горения дуги:
а — диаграмма токов и напряжений в дуге; б — электрическая схема
По этим условиям точки А и В должны являться точками устой-
чивого горения дуги. В действительности, однако, точкой устойчи-
вого горения дуги является лишь точка В. В промежутке же между
точками А и В ток самостоятельно приходит к значению /в, а левее
точки А спадает до нуля.
Таким образом, для успешного гашения дуги статическая харак-
теристика должна быть расположена выше прямой 1/и— /та> (напри-
мер, характеристика D). В этом случае устойчивого горения не будет
и дуга гаснет. Повышение статической характеристики может быть
достигнуто увеличением интенсивности ионизации или удлинением
дуги.
Вторым способом устранения устойчивого горения дуги может
служить снижение наибольшего тока, а следовательно, и прямой
U* / щах-
Отечественной промышленностью изготовлялись различные типы
быстродействующих выключателей, нашедших широкое применение
на тяговых подстанциях. Большинство из них в связи с моральным
старением снимались с производства (ВАБ-2, АБ-2/4, ВАБ-10 и др.)
и заменялись более совершенными. В настоящее время изготовляют
выключатели типа ВАТ-43, которые применяют для защиты от токов
к. з. и перегрузки в линейных присоединениях 600 В, и типа ВАБ-43 —
для защиты от токов обратного направления и устанавливаемые
в катодных цепях преобразователей для селективного отключения
последних в случае внутренних повреждений.
Несмотря на то что многие типы быстродействующих выключа-
телей в разное время снимались с производства, в настоящее
время на тяговых подстанциях продолжается эксплуатация всех
выпускавшихся типов отечественных выключателей. Поэтому рас-
смотрим конструкции и принцип действия наиболее распространен-
ных выключателей. Здесь же следует отметить, что практически все
типы отечественных выключателей, не уступавших и не уступающих
по своим основным показателям лучшим зарубежным образцам,
разрабатывались под руководством и при участии советских конст-
рукторов А. И. Голубева и А. М. Кусуля.
138
§6.2. БЫСТРОДЕЙСТВУЮЩИЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ
Выключатели ВАБ-2. Эти выключатели являются поляри-
зованными быстродействующими выключателями с регулировкой
тока уставки в сравнительно широких пределах. На тяговых под-
станциях они применяются в качестве катодных и линейных выклю-
чателей соответственно для защиты от обратных токов и для защиты
питающих линий от токов к. з. и перегрузки.
На основании электромагнита 4 (рис. 6.4) расположены круглый
сердечник 5 держащей катушки 1 и сердечник катушки главного
тока 8. К сердечнику 5 крепится магнитный брус 6, с левой стороны
которого находится якорь 7, вращающийся вокруг оси.
Держащая катушка выключателя питается от шин собственных
нужд постоянного тока, а по катушке главного тока протекает ток
нагрузки. В зависимости от назначения выключателя этим током
может быть ток линии или выпрямителя.
Во включенном положении выключателя пружина 9 растянута,
а якорь 7 удерживается потоком держащей катушки 1.
Если направление тока в катушке главного тока 3 будет таким,
как показано на рис. 6.4, магнитные потоки катушки главного тока
и держащей катушки в стыке между якорем и сердечником будут
встречными, вследствие чего при определенном прямом токе, равном
току уставки, под действием пружины 9 якорь 7 начнет поворачи-
ваться вокруг оси. Скорость движения якоря будет определяться не
столько силой натяжения пружины, сколько тем, что в левой части
сердечника результирующий магнитный поток падает, а в правой час-
ти возрастает. Для увеличения скорости перемагничивания сер-
дечник 8 выполняется из листовой легированной стали.
Уставка тока отключения может осуществляться изменением тока
держащей катушки и изменением зазора 6 при помощи регулировоч-
ного винта 10. С уменьшением зазора 6 магнитный поток от катушки
главного тока возрастает, следовательно, отключение произойдет при
меньшем токе в этой катушке.
Выключатель включается при подаче постоянного тока на вклю-
чающую катушку 2. При этом полярность катушки 2 и магнитные
потоки держащей и включающей катушек складываются. Направле-
Рнс. 6.4. Электромагнитная
система выключателя ВАБ-2
(красная линия сплошная —
поток держащей катушки;
красная линия штриховая —
поток катушки главного тока)
139
ние магнитных потоков при этом определяется по известному пра-
вилу «буравчика».
Механизм выключателя ВАБ-2 работает следующим образом.
Для обеспечения свободного расцепления якорь 7 (рис. 6.5) с кон-
тактным рычагом 9 имеет шарнирное соединение. При включении
включающей катушки якорь магнитной защелки 20 притягивается
к сердечнику 13 и через тягу 19 удерживает стопорный рычаг 14
в нижнем положении. В этом случае хотя якорь 7, поворачиваясь
против часовой стрелки вокруг оси 21, и перекидывается во вклю-
ченное положение, но главные контакты остаются разомкнутыми,
так как контактный рычаг 9 не может повернуться вокруг своей
оси 22. Замыкание главного контакта происходит лишь после того,
как будет обесточена включающая катушка.
Схема управления выключателем ВАБ-2 обеспечивает при нажа-
тии кнопки включения SB1 (рис. 6.6) по цепи 1—2 включение контак-
тора КМ, который своим контактом в цепи 3—4 включает включа-
ющую катушку YA. Когда якорь выключателя перейдет на включен-
ное положение, блок-контактом выключателя QE шунтируется
катушка контактора, что приводит к размыканию контакта КМ в
цепи 3—4 и обесточиванию включающей катушки выключателя.
Рис. 6.5. Механизм быстродействующего выключателя ВАБ-2:
/ — держащая катушка; 2 — включающая катушка; 3 — катушка главного тока; 4 — осно-
вание электромагнита; 5 — сердечник держащей катушки; 6 — верхний брус электромагнита;
7 — якорь; 8 — рычаг якоря; 9 — контактный рычаг; 10 — подвижной контакт; // — вывод;
12 — регулировочный вннт; 13 — сердечник выключающей катушкн; 14— стопорный рычаг;
/5 - рейка; /6 - неподвижный контакт; /7 — ролик; 18 — скоба; /9 — тяга; 20—якорь
магнитной эащелкн; 21 — ось якоря; 22 — ось контактного рычага; 23 — главные пружины;
24 — ось стопорного рычага
140
Рнс. 6.6. Принципиальная
электрическая схема управ-
ления выключателем ВАБ-2:
УА1 — катушка включающая:
УА2 — катушка держащая;
QF — блок-контакты выключа-
теля; КМ — контактор; KI —
реле блокировки; R — добавоч-
ный резистор; HLI и HL2 —
сигнальные лампы
Шунтирование катушки контактора приводит также к тому, что ток
в цепи реле блокировки А/ возрастает и реле А/ включается и своим
контактом в цепи /—2 повторно шунтирует катушку контактора КМ.
После этого независимо от включенного или отключенного по-
ложения выключателя катушка контактора будет шунтироваться
в течение всего времени, пока замкнута кнопка SB1.
Наличие такой блокировки при каждом нажатии кнопки вклю-
чения SB1 обеспечивает однократное включение выключателя,
а включающая катушка выключателя находится под током мини-
мально необходимое время.
Мощность катушек выключателя составляет около 55 Вт для
держащей катушки и 800 Вт для включающей.
Дистанционное отключение выключателя осуществляется кнопкой
SB2 путем шунтирования держащей катушки.
На тяговых подстанциях применяют быстродействующие авто-
матические выключатели ВАБ-2 на номинальные токи 2000 и 3000 А
и на напряжение 600 В.
Уход за выключателями ВАБ-2 в эксплуатации заключается в
следующем. Расстояние между главными контактами выключателя
поддерживается равным 18—20 мм, а контактное нажатие — в пре-
делах 200—250 Н (для выключателей на токи до 2000 А) и 260—300 Н
(для выключателей на токи 3000 А). Контактное нажатие прове-
ряется динамометром.
Нормальное состояние главных контактов характеризуется паде-
нием напряжения между ними, равным около 30 мВ при номиналь-
ном токе. При большем значении падения напряжения контакты
требуют зачистки. В первую очередь с контактов необходимо удалить
окислы. Это делается проволочной щеткой (крацовкой). Наплывы
спиливают напильником. Сильно изношенные контакты подлежат
замене.
Осматривают и зачищают главные контакты ежемесячно либо
после 10 автоматических отключений перегрузки или трех отключе-
ний коротких замыканий.
В работе выключателя весьма важную роль играет зазор между
рычагом якоря 8 и контактным рычагом 9 (см. рис. 6.5), который
141
определяет свободный поворот контактного рычага по отношению
к якорю. При включенном выключателе этот зазор должен быть в
пределах 2—4 мм.
Дугогасительную камеру выключателя ежемесячно очищают от
медных и угольных налетов, образующихся в результате воздействия
электрической дуги.
Изоляции держащей и выключающей катушек и всех оператив-
ных цепей проверяют один раз в год.
Выключатель АБ-2/4. По своему принципу действия и устрой-
ству этот выключатель подобен выключателю ВАБ-2. Основное отли-
чие в конструкции устройства магнитного дутья и камеры дуго-
гашения (рис. 6.7).
Узел магнитного дутья выполнен в виде магнитной системы с
сильно развитыми полюсами, концентрирующими магнитный поток
в зоне размыкания контактов. Сильное магнитное дутье в совокуп-
ности с лабиринтощелевой камерой обеспечивают хорошие гаситель-
ные свойства в цепях, обладающих значительной индуктивностью.
Выключатели АБ-2/4 на номинальный ток 2000 А и напряжение
4000 В применяют на тяговых подстанциях как для селективной
защиты преобразователей, так и для защиты питающих линий от
коротких замыканий и перегрузок.
Выключатели ВАБ-28. Промышленностью изготовлялись восемь
видов (исполнений) выключателей ВАБ-28, отличавшихся друг от
друга по номинальному току, номинальному напряжению и назначе-
нию. На тяговых подстанциях, питающих трамвай и троллейбус,
установлены выключатели ВАБ-28-3000/15-Ф и ВАБ-28-3000/15-К
(буквенные индексы означают: Ф — фидерный или линейный,
К — катодный).
Магнитная система выключателя (рис. 6.8) состоит из магнито-
провода 2 и якоря 3. На магнитопроводе расположена держащая
Рис. 6.7. Дугогасительиая камера выключателя АБ-2/4
142
Рнс. 6.8. Выключатель ВАБ-28
катушка /. Корпус выключателя, находящийся под напряжением,
устанавливается на опорных изоляторах 10. Якорь 3 связан с контакт-
ным рычагом 8 при помощи главных пружин 5.
Снизу к корпусу выключателя крепятся блокировочные контакты
9, связанные посредством изоляционной тяги с якорем 3. Дугогаси-
тельная камера 7 может поворачиваться вокруг оси 6, открывая
доступ к контактам выключателя. Камера разделена внутренними
продольными перегородками на три щели. Перегородки выполнены
из асбестоцемента.
В конструкциях катодных выключателей токоведущая шина 4
(см. рис. 6.8) и 9 (рис. 6.9) проходит через отверстие в магнито-
проводе выключателя, в результате чего он является поляризован-
ным. Магнитный поток держащей катушки 6 притягивает якорь 8.
Увеличение главного тока не может повлечь за собой отключение
выключателя, так как магнитные потоки в этом случае складываются.
При обратном токе в главной катушке магнитное сопротивление
для потока удерживающей катушки растет по мере увеличения
обратного тока вследствие местного насыщения магнитопровода
вокруг шины главного тока и поток резко снижается. Главные пру-
жины 2 открывают якорь 8, который ударяет толкателем по контакт-
ному рычагу II. При этом вначале размыкаются главные контакты,
а затем дугогасительные.
143
Рнс. 6.9
Рис. 6.10
Рнс. 6.9. Схема работы катодного выключателя ВАБ-28:
/ — контактный рычаг; 2 — главные пружины; 3 — пружина; 4 — якорь свободного расцеп-
ления; 5 — блок-контакты; 6 — держащая катушка; 7 — магнитопровод; 8 — якорь; 9 —
токоведущая шина
Рис. 6.10. Общин вид реле РДШ
В линейных выключателях ВАБ-28 шина главного тока не про-
ходит через отверстие магнитопровода. Этот выключатель не явля-
ется поляризованным. Разрыв цепи удерживающей катушки, вызы-
вающий отключение выключателя, осуществляет специальное
реле, поставляемое комплектно с выключателем. По принципу дей-
ствия реле названо индуктивным дифференциальным шунтом РДШ
(рис. 6.10). Токоведущая шина 7 разделена на две параллельные
ветви неравного сечения. На шину меньшего сечения насажены
пластины 8 из электротехнической стали. К шине 7 крепится магни-
топровод 6 с якорем 5. На магнитопроводе установлена плаика 10
за скобой /, к которой крепится шкала 2.
Уставка реле регулируется пружиной 4, связанной с указа-
телем уставки 3. Реле имеет один размыкающий контакт 9. Подвиж-
ной контакт жестко связан с якорем 5, чем обеспечивается быстро-
действие реле. Снижение времени срабатывания реле происходит
также из-за уменьшения уставки реле при быстром нарастании
тока, что имеет место при к. з. Это объясняется тем, что проходящие
через магнитопровод токи двух ветвей шины направлены встречно.
В условиях нормального режима разность токов в ветвях весьма
незначительна и результирующий магнитный поток очень мал. При
токах перегрузки разность токов в ветвях увеличивается и при дости-
жении током уставки якорь 5 притягивается, размыкая контакт 9.
При коротком замыкании ток возрастает очень быстро и соотношение
между токами двух ветвей определяется в основном их индуктивным
сопротивлением. Так как на шину меньшего сечения насажены
пластины 8, ее индуктивное сопротивление будет велико, разность
токов резко возрастет и поэтому реле сработает значительно раньше,
чем ток достигнет тока уставки.
Оперативное управление катодным выключателем ВАБ-28 произ-
водится на постоянном токе при помощи универсального переклю-
144
чателя ЗА (рис. 6.11, а). Включение выключателя осуществляется
поворотом SA в положение «Вкл» (—45°), при этом контакт ЗЛ<?
в цепи 1—2 остается замкнутым и замыкается SA2 в цепи 5—8,
включая цепь катушки контактора КМ. Контакты контактора шун-
тируют добавочный резистор R2 в цепи держащей катушки YA1.
В последней ток увеличивается с 1 до 50 А при 220 В или до 100 А при
110 В, и якорь притягивается. Однако механизм свободного расцеп-
ления удерживает контакты от включения, пока на катушке YAI
протекает большой ток. В результате притяжения якоря 8 выключа-
теля (см. рис. 6.9) блокировочные контакты QF (см. рис. 6.11) в
цепи 7—8 и QF в цепи //—12 замыкаются, а блок-контакт QF в цепи
9—10 размыкается. Одновременно блок-контакт QF в цепи 5—8
разрывает цепь катушки контактора КМ. Контактор отключается,
поэтому его контакты в цепи 3—4 дешунтируют резистор R2 и ток
в держащей катушке резко уменьшается до 1 А, вследствие этого
якорь механизма свободного расцепления отпадает от магнитопро-
вода и выключатель включается.
Замыкаясь, контакты QF включают катушку реле К1, которое
в свою очередь размыкает контакт К1 в цепи 5—8 и замыкает кон-
такт К1 в цепи 7—8. Контакт К1 предотвращает <звонковость»
выключателя, возможную при включении выключателя на короткое
замыкание. При отпускании рукоятки переключатель ЗА возвраща-
ется в нулевое положение.
Контакт SA2 размыкается, и реле К1 возвращается в исходное
положение. По держащей катушке выключателя длительно проте-
кает ток около 1 А.
Для оперативного отключения выключателя необходимо поменять
направление тока в держащей катушке для компенсации потока,
создаваемого рабочим током. Это осуществляется поворотом ЗА
в положение «Откл» ( + 45°). Размыкается ЗА в цепи /—2 и замы-
каются соответственно в цепях /—2 и 3—4.
Рис. 6.11. Принципиальные электрические схемы управления выключателями ВАБ-28
катодным (а); линейным (б)
145
В схеме управления линейным выключателем (рис. 6.11,6)
автоматическое отключение выключателя осуществляется контактом
КЗ (реле РДШ). Параллельно контактам КЗ в цепь держащей
катушки YA включены последовательно два конденсатора емкостью
0,5 мкФ. При размыкании контакта РДШ в цепи возникает колеба-
тельный процесс спада тока.
Вследствие отрицательной полуволны тока уничтожается оста-
точная намагниченность магнитопровода, что обеспечивает быстро-
действие выключателя.
Техническое обслуживание выключателей состоит в следующем.
Выключатели необходимо периодически осматривать. После отклю-
чения больших токов контакты выключателя необходимо зачистить
щеткой. При зачистке контактов необходимо следить, чтобы касание
контактов происходило в средней точке, однако восстанавливать
первоначальную плоскую форму контактов не требуется.
Внутренние стенки дугогасительной камеры нужно очищать по
мере появления нй них налета меди.
Выключатели ВАБ-43 и ВАТ-43. Выключатель ВАБ-43 предна-
значен для защиты преобразователей от токов обратного направ-
ления, а выключатель ВАТ-43 — для защиты питающих линий от то-
ков к. з. и перегрузки. Самой значительной особенностью этих выклю-
чателей по сравнению с другими является замена держащей катушки
постоянным магнитом.
В результате выключатель не требует постоянного питания опе-
ративным током и не происходит его произвольного отключения
при кратковременном исчезновении или посадке напряжения на ши-
нах при коротких замыканиях.
Выключатели ВАБ-43 и ВАТ-43 являются наиболее современными
выключателями, они получили преимущественное распространение
на тяговых подстанциях в настоящее время. Технические данные
выключателей ВАБ-43 и ВАТ-43 следующие:
Номинальный ток. А......................... 2000 или 4000
Номинальное напряжение главной цепи, В . . . 1050
Род тока цепей управления ................. постоянный
Номинальное напряжение цепей управления, В . . ПО или 220
Кратковременно потребляемый ток цепей управления
при оперативном включении, А, при 17=110 В,
не более................................ .... 73
То же при оперативном отключении, А..........5/30
Наибольшее значение тока, отключаемого выключа-
телями в безыидуктивной цепи, кА...............50
Собственное время отключения, с, при наибольшем
аварийном токе и при начальной крутизне его нара-
стания 3-106 А/с.............................0,005
Полное время отключения в безыидуктивной цепи,
с, не более............... 0,02
Диапазон токовых уставок, А 1000—2000 или
2000—4000
Главные контакты замыкающие
Исполнение выключателей поляризованное
Масса, кг, не более ... 190
146
Рассмотрим конструкцию и принцип действия катодного выклю-
чателя ВАБ-43 (рис. 6.12). Электромагнитная система выключателя
состоит из катушки / П-образного сердечника 2, якоря 7. постоянного
магнита 5 с катушкой 4, предназначенной для подмагничивания
постоянного магнита. В окно П-образного сердечника пропущена
шнна главного тока 3 с двумя размагничивающими витками. На
электромагните укреплен механизм свободного расцепления, состо-
ящий из магнитопроводящей скобы 31, сердечника 32, защелки 24
с пружиной 25, рычага 23 и якоря свободного расцепления 30.
К скобе 31 прикреплены блок сигнализации, который состоит из
контактов 28, рычага 27 и пружины 29.
Контактная система выключателя имеет неподвижный контакт
//, являющийся также катушкой магнитного дутья и подвижной
контакт 9, вращающийся на оси 8. К неподвижному контакту крепит-
ся дугогасительный рог 12. К специальной скобе 16 крепятся второй
дугогасительный рог 14 и упор 18 подвижного контакта 9. Подвиж-
ной контакт соединен гибкой связью (на кинематической схеме не
показана) с шиной главного тока 3.
Подвижной контакт 9 связан с якорем электромагнитной системы
тягой 19, проходящей через отверстие в якоре 21 и упор 22. Тяга
19 с пружиной 20 связана с рычагом 23.
Главные контакты выключателя с серебряными накладками
защищены от обгорания дугогасительным контактом 13, который
вращается на оси 10. Пружина 17, укрепленная на кронштейне 15,
обеспечивает необходимое нажатие между дугогасительными кон-
тактами.
Для включения выключателя подается напряжение на катушку /.
Эта катушка создает магнитный поток Фз (рис. 6.13,6), направ-
ленный в ту же сторону, что и поток постоянного магнита Ф1 в правом
полюсе сердечника 4. В левом полюсе потоки Ф| и Ф3 направлены
встречно друг другу, и этот полюс размагничивается. В результате
якорь 3 притягивается к правому полюсу 4. Однако контакты выклю-
чателя замкнуться не могут, так как тяга 19 (см. рис. 6.12) при
помощи защелки 24 и рычага 23 останавливается, когда между
контактами выключателя имеется некоторый зазор. Дело в том, что
одновременно с притягиванием якоря 7 к сердечнику 32 притягивает-
ся якорь 30 и заводит пружину 25. Когда катушка 1 обесточится,
якорь 7 остается в притянутом положении, удерживаемый магнит-
ным потоком постоянного магнита. Якорь же 30 под действием
пружины 25 возвращается в исходное положение, ударяет по защелке
24 и сбивает ее. Тяга 19 освобождается и под действием пружины
20 контакты выключателя замыкаются. Следовательно, контакты
выключателя замыкаются только после того, как обесточится катуш-
ка управления / и выключатель будет готов к немедленному отклю-
чению возможного повреждения.
В выключателях ВАБ-43, предназначенных для защиты от токов
обратного направления, при протекании тока через виток 5
(рис. 6.13, а) в прямом направлении в сердечнике 4 создается маг-
нитный поток, который в левом полюсе совпадает по направлению
с магнитным потоком Ф| постоянного магнита.
147
12 14
Рис. 6.12. Кинематическая система выклю-
чателя ВАБ-43
Рнс. 6.13. Направление магнитных потоков
в выключателе ВАБ-43:
а — при появлении тока обратного направле-
ния; б — в момент включения; / — постоянный
магнит; 2 — верхний брус; 3 — якорь; 4 — сер-
дечник; 5 — шина главного тока; 6 — включаю-
щая и отключающая катушки; 7 — нижний
брус; Ф| — магнитный поток постоянного маг-
нита; Ф2 — магнитный поток главного тока;
Ф:1 — магнитный поток включающей катушки;
Ф( — магнитный поток, проходящий через маг-
нитный шунт
3 2 I 32
При появлении в защищаемой цепи тока обратного направления
в сердечнике появляется магнитный поток Ф2, направленный встреч-
но потоку Ф|. В результате сила, удерживающая якорь во включен-
ном положении, уменьшается. В левом же полюсе потоки Ф| и Фг
складываются. Этот полюс намагничивается и создает силу, стремя-
щуюся перевести якорь в отключенное положение.
Следует подчеркнуть, что быстродействие обеспечивается не
пружиной, а разностью магнитных потоков в левом и правом полю-
сах сердечника 4 из-за того, что удерживающий поток Ф, не уничто-
жается, а только вытесняется в параллельный участок магнитной
цепи (в левый полюс сердечника 4).
Якорь 7 (см. рис. 6.12) ударяет по упору 22 тяги 19. При этом
сначала размыкаются главные контакты выключателя, а затем
дугогасительные. После перехода якоря 7 в отключенное положение
подвижной контакт 9 продолжает еще некоторое время двигаться
по инерции, сжимает пружину 20 и останавливается упором.
148
Тяга 26 поворачивает рычаг 27 и контактные мостики блок-контактов
28 перебрасываются в отключенное положение.
Линейные выключатели ВАТ-43 в отличие от катодных ВАБ-43
имеют шунты индуктивный и магнитный.
Магнитный шунт предназначен для плавной регулировки тока
уставки. Магнитный поток, созданный постоянным магнитом, делится
на две части: одна часть идет по основной магнитной цепи через
якорь, другая — через шунт. При изменении положения магнитного
шунта изменяется ток уставки.
Индуктивный шунт обеспечивает получение нужного диапазона
тока уставки. Ток, проходящий через выключатель, делится индук-
тивным шунтом на две части, а в окно магнитопровода проходит
только часть тока.
Линейный выключатель поляризуется на прямой ток, т. е. направ-
ление тока через выключатель выбирается таким, что поток Фг,
создаваемый прямым током в правом сердечнике 4 (см. рис. 6.13),
направлен встречно потоку Фь создаваемому постоянным магнитом.
Поток Ф| вытесняется из правого полюса в левый и при достиже-
нии тока уставки происходит отключение выключателя. В остальном
принцип действия линейных выключателей остается тем же, что и у
катодных выключателей.
Включение выключателя осуществляется нажатием кнопки
SB1 (рис. 6.14). При этом включается контактор КМ1, замыкающий
своими контактами цепь катушки управления YA. Связанные с глав-
ным якорем выключателя блок-контакты замыкаются в цепи реле
блокировки КМ1 и размыкаются в цепи катушки KMI (цепь 5—6).
Реле А/, включаясь, дополнительно разрывает своим размыка-
ющим контактом цепь КМ1 и остается включенным на все время
замкнутого положения кнопки SB1.
Реле KI обеспечивает только один короткий импульс тока в ка-
тушке управления, достаточный для включения выключателя. Если
в цепи, включаемой выключателем, окажется короткое замыкание,
он беспрепятственно выключится и, несмотря на то, что кнопка
SB1 еще нажата, повторного включения не произойдет. Для того
чтобы включить повторно
ВАТ-43, необходимо отпу-
стить и вновь нажать кноп-
ку SBI. Таким образом,
при помощи реле К1 осу-
ществляется защита вы-
ключателя от «звонково-
сти» при включении на ко-
роткозамкнутую линию.
Для отключения вы-
ключателя нажимается
кнопка SB2, замыкающая
цепь контактора КМ2. По-
следний своими контакта-
ми замыкает цепь катушки
Рнс. 6.14. Принципиальная электрическая схе-
ма управления выключателем ВАБ-43
149
управления через добавочные резисторы /?, ограничивающие ток в
катушке. По катушке протекает ток, имеющий направление, обрат-
ное включающему.
При уходе за выключателями в эксплуатации периодически
производят внешний осмотр и удаляют с выключателя пыль.
Внеочередная ревизия главных контактов производится после 10 от-
ключений токов к. з. Во время ревизии производится зачистка дуго-
гасительных контактов, рогов и внутренних перегородок камеры в
зоне контактов от налета меди и копоти. При обгаре дугогаси-
тельного контакта или рога неподвижного контакта более чем на
2 мм контакты следует сменить.
Выключатели ВАБ-20 и ВАБ-20М. Эти выключатели имеют
размыкающие главные контакты, а в отключенном положении удер-
живаются защелкой. Выключатели снабжены реле перегрузки,
которое воздействует на отключающий электромагнит. Вследствие
этих особенностей выключатель ВАБ-20 не требует оперативного
постоянного тока, а наличие реле перегрузки позволяет применять
его для защиты питающих линий постоянного тока.
Выключатель ВАБ-20 неполяризованный и может работать
только как линейный для защиты от токов к. з. и перегрузки. Ток
защищаемой линии проходит от входной шины А (рис. 6.15) через
катушку магнитного дутья, главные контакты 12, шинку подвиж-
ного контакта 4 и гибкое соединение на выводную шину Б.
Поскольку якорь // жестко связан с шинкой подвижного контак-
та, при прохождении по шинке тока между якорем и сердечником воз-
никает сила, противоположная действию пружин 8, 9. Эта сила будет
уменьшать контактное нажатие, что является одним из основных
недостатков этого выключателя.
Отключение выключателем ВАБ-20 токов к. з. происходит с боль-
шой скоростью. При этом уставка тока к. з. не регулируется. Отклю-
чение выключателя при перегрузке происходит при участии реле
Рис. 6.15. Схема конструкции
и управления выключателем
ВАБ-20:
1,2.3 — соответственно якорь,
боек и катушка включающего
электромагнита; 4 — шинка по-
движиого контакта; 5. 6. 7 —
соответственно катушка, якорь
н сердечник отключающего элек-
тромагнита; 8, 9 — пружины;
10 — защелка; II — якорь;
12 — главные контакты; 13, 14,
15 — соответственно сердечник,
якорь и контакт реле перегрузки
РМТ-2; 16 — контактор управ-
ления; 17 — блок-контакт
150
Рнс. 6.16. Магнитная система быстродей-
ствующего выключателя ВАБ-20М:
/ — катушка отключающая; 2 — катушка
включающая; 3 — якорь бойка включающего
устройства; 4 — магннтопроаод; 5 — дополкн-
тельные полюсы; 6 — короткозамкнутый анток;
7 — шинка; 8 — магннтоякорь
< к 1
отключающего электромагнита.
перегрузки РМТ-2, контактора
В этом случае выключатель работает как небыстродействующий.
Ток уставки реле перегрузки регулируется изменением зазора
между якорем 14 и сердечником 13 реле РМТ-2.
Полное время отключения короткого замыкания составляет
0,025 с, а время отключения перегрузки — 0,178 с.
Включается выключатель замыканием цепи включающей катушки
3. При этом якорь / притягивается к магнитопроводу и ударяет по
бойку 2, который вследствие силы инерции ударяет по защелке 10.
Если выключатель после включения тут же отключается, а включа-
ющий электромагнит еще остается под током, выключатель остается
в отключенном положении на защелке. Это происходит вследствие
того, что боек не связан жестко с якорем и воздействует на защелку
только в момент удара якорем. Такой механизм обеспечивает свобод-
ное расцепление. Сигнальные лампы включены через блок-контакт
17.
Оба электромагнита выключателя (включающий и отключа-
ющий) могут питаться как от постоянного, так и от переменного
тока. При питании от переменного тока 220 В включающий электро-
магнит потребляет 4 А, отключающий — 8 А.
Выключатели ВАБ-20 выпускали на номинальные токи 1500, 3000,
5000 А и напряжение 600 и 1650 В.
Существенным недостатком конструкции выключателя ВАБ-20
является уменьшение контактного нажатия при возрастании тока,
которое иногда приводит к свариванию контактов при определенных
токах к. з. или перегрузки. В последующем была осуществлена
попытка устранить этот недостаток в выключателе ВАБ-20М посред-
ством установки дополнительных полюсов с короткозамкнутыми
кольцами (рис. 6.16). Однако полностью устранить этот дефект не
удалось, и выключатели ВАБ-20 и ВАБ-20М были сняты с произ-
водства.
Выключатель ВАБ-36. Этот выключатель имеет более совершен-
ную конструкцию, чем выключатели ВАБ-20 или ВАБ-20М. Основ-
ными его достоинствами являются замыкающий главный контакт,
давление в котором не зависит от тока в защищаемой цепи, и работа
на переменном оперативном токе.
Выключатель ВАБ-36 неполяризованный и предназначен для
защиты питающих линий 600 В от токов к. з. и опасных перегрузок.
151
3
Рис. 6.17. Кинематическая система выключателя ВАБ-36
Номинальный ток 1500 А, номинальное напряжение 1500 В, полное
время отключения короткого замыкания 0,02—0,03 с, а токов пере-
грузки — 0,1—0,15 с (с учетом времени действия реле РМТ-2 и маг-
нитного пускателя). Благодаря малому собственному времени отклю-
чения и быстрому нарастанию напряжения на дуговом промежутке
этот выключатель является токоограничивающим аппаратом.
Рассмотрим взаимодействие отдельных узлов и последователь-
ность работы элементов механизма выключателя (рис. 6.17). Вход
тока осуществляется через шину /, выход — через шину 2. Катушка
магнитного дутья 3 жестко связана с неподвижным контактом 4.
Нажатие между неподвижным и подвижным контактами 5 осу-
ществляется пружиной 6, один конец которой закреплен на контакт-
ном рычаге 18, а другой — на рычаге 7 якоря. Подвижной контакт
5 выполнен в виде шины, проходящей через окно главного магнито-
провода //, якорь 12 которого жестко связан рычагом 7, вращающим-
ся вокруг ОСИ О|.
На магнитопроводе // аналогично выключателям ВАБ-20 и
ВАБ-20М размещена включающая катушка 13. Верхний конец ры-
чага 14 якоря тягой свободного расцепления 15 соединен с контакт-
ным рычагом 18. Нижний конец рычага 14 связан включающей
тягой 16 с рычагом 7 якоря. На другом конце включающей тяги 16
закреплен зацеп 8, зацепляющийся с защелкой 9. Пружина 19 гаран-
тирует надежное зацепление зацепа с защелкой.
152
При подаче напряжения на включающую катушку 13 рычаг 14
перемещается влево и тягой 16 отводит рычаг главного якоря до
положения защелкивания зацепа 8 с защелкой 9. В этом случае
растягиваются пружины 6 и /7.
Главные контакты остаются разомкнутыми, пока не снято напря-
жение с включающей катушки 13. Только после обесточивания
катушки 13 притяжение рычага 14 исчезает и под действием силы
пружины 6 главные контакты 4 и 5 замыкаются.
Во включенном положении выключатель удерживается защелкой
9. В нормальном режиме сила удерживающей пружины 10 превос-
ходит сумму моментов сил электромагнитного притяжения и натяже-
ния пружин 6 и 17.
В случае короткого замыкания ток в цепи, защищаемой выключа-
телем, быстро возрастает и резко увеличивается сила магнитного
притяжения якоря 12 к полюсам. Теперь сумма моментов сил электро-
магнитного притяжения и пружин 6 а 17 становится больше момента
силы пружины 10. Защелка поворачивается по часовой стрелке во-
круг оси Oi. Достаточен незначительный поворот, чтобы произошли
расцепление и срыв зацепа 8 с защелки.
Якорь 7, получив свободу, приходит в движение и, пройдя неболь-
шой путь (6=3), ударяет по рычагу 18 подвижного контакта, и
контакты размыкаются.
Оперативное отключение выключателя осуществляется катушкой
20. При подаче на нее напряжения плунжер 21 подтягивается и сбива-
ет зацеп с защелки.
Для защиты тяговой сети от опасных токов перегрузки, которые
ниже уставки линейных выключателей ВАБ-20, ВАБ-20М и ВАБ-36,
используется специальное реле перегрузки РМТ-2 (рис. 6.18). Все
детали конструкции реле крепятся на токоведущей шине 5. Магнито-
провод 6 из полосовой стали охватывает шину и жестко крепится
Рис. 6.18. Реле перегрузки
РМТ-2
153
Рнс. 6.19. Принципиальная
электрическая схема токовре-
меиной защиты:
а — электрическая схема; б -
токовремеииая характеристика
защиты
Рнс. 6.20. Токовремеииая за*
щита с пятью токовыми (гер-
коновыми) датчиками
к ней. На оси 3, ввернутой в шину, вращается подвижная система
2, состоящая из якоря 8 и контактного устройства /.
Уставка реле определяется зазором между якорем и полюсами
7 магнитопровода, а также силой натяжения пружины 4.
Схема управления ВАБ-36 по принципу действия мало отличается
от рассмотренных выше схем других выключателей.
Недостатком выключателя является сравнительно сложная кине-
матика, требующая тщательного исполнения и квалифицирован-
ного обслуживания.
По этой причине завод-изготовитель заменил этот выключатель
более современным выключателем ВАТ-43.
Ток уставки линейного выключателя должен по возможности
выбираться таким, чтобы, с одной стороны, не происходило отключе-
ний от кратковременных толчков токов нагрузки, а с другой — чтобы
обеспечивалось надежное отключение удаленных, или иначе называ-
емых малых, токов к. з. Нередко эти требования вступают в проти-
воречие и тогда приходится использовать дополнительную защиту —
154
так называемую токовременную защиту (ТВЗ). Она нужна потому,
что часто не удается соблюсти известное неравенство
0.9/кЗ^ Л 2/„ + /пуск, (6.5)
где /кз — ток к. з. в самой удаленной точке участка контактной сети;
0,9 — коэффициент запаса;
/у — ток уставки выключателя;
/„ — расчетный ток нагрузки на участке;
2 — коэффициент, учитывающий толчок мгновенных значений тягового
тока;
/пуск — максимальный пусковой ток трамвая (троллейбуса).
Токовременная защита с одним токовым реле КА (рис. 6.19)
достаточно проста, но контролирует лишь один параметр тока и вре-
мени, в то время как перегрузка может происходить в широком
диапазоне токов.
Разработанная Московским энергетическим институтом (МЭИ)
токовременная защита с пятью токовыми датчиками 1\—/5 (рис. 6.20)
и с соответствующими им выдержками времени /]—/5 является более
совершенной, так как контролирует тепловые параметры контакт-
ной сети в более широких диапазонах.
При современном энергоемком подвижном составе ток уставки,
определенный по правой части неравенства (6.5), оказывается часто
выше минимального тока к. з. Этим обусловливается появление
«мертвой» зоны на некотором участке контактной сети. Для защиты
этого участка применяется токовременная защита ТВЗ, состоящая
из токового реле РТ-40 и реле времени ВД-27. Уставка токового
реле соответствует минимальному току к. з., а выдержка времени
реле ВД-27 — термическим параметрам контактного провода при
токе, который будет иметь место при к. з. в начале «мертвой» зоны.
При протяженной «мертвой» зоне сочетание токовой и временной
уставок не обеспечивает надежной работы и само устройство
ТВЗ может явиться причиной частых ненужных отключений от
толчков тягового тока. В этом случае желательно иметь несколько
ступеней токовых уставок Л, /2, /3... с соответствующими времен-
ными уставками /|, /2. /з -- •
Применение токовременных защит по существу защищает кон-
тактные провода от отжига при перегрузках. Перегрузки могут
быть вызваны скоплением вагонов на линии или дополнительными
токами удаленных коротких замыканий. Ранее делались попытки
применить специальные защиты, реагирующие только на удален-
ные токи к. з., но они не нашли применения вследствие малой на-
дежности и ложных срабатываний.
Контрольные вопросы
I. Из каких элементов времени состоит полное время отключения короткого
замыкания?
2. Назовите способы гашения электрической дуги в цепях постоянного тока.
3. Какие типы включателей постоянного тока вы знаете?
4. Каковы характеристика и назначение каждого из типов выключателей?
5. В чем сущность токовремеиной защиты линий постоянного тока?
Глава 7. СИЛОВЫЕ ПОЛУПРОВОДНИКОВЫЕ
ВЫПРЯМИТЕЛИ
§ 7.1. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАБОТЫ
ПОЛУПРОВОДНИКОВЫХ ПРИБОРОВ
Современные силовые полупроводниковые приборы
(СПП) выпускаются на токи свыше 10 А. Этот минимальный ток
является условным. Приборы на токи менее 10 А принципиально
ничем не отличаются от СПП. Основной тип полупроводникового
вентиля — это диоды. Диоды работают на основе контактного со-
единения двух пластин из монокристаллического металла, облада-
ющих различной электропроводностью. Например, если к четырех-
валентному чистому германию добавить пятивалентную примесь
мышьяка или сурьмы, то образуется дополнительный свободный
электрон, а сам этот атом примеси будет иметь положительный
заряд. Этот ионизированный атом носит название донора.
В целом такой германий с пятивалентной примесью будет об-
ладать электронной проводимостью n-типа. Если же к германию
добавить трехвалентную примесь, например индия, то часть атомов
германия, не будучи связана в кристаллической решетке, будет при-
нимать электроны извне. Эти атомы образуют как бы «дырки», поэто-
му такой материал имеет дырочную проводимость, или проводимость
p-типа. Ионизированный атом носит название акцептора.
Если две пластины с проводимостями п- и p-типа соединить
вместе, получится полупроводник с электронно-дырочной прово-
димостью, т. е. p-n-типа. При приложении к полупроводнику об-
ратного напряжения на переходе П (рис. 7.1) образуется запи-
рающая зона. Этот потенциальный барьер имеет предельное напря-
жение в несколько сотен и даже тысяч вольт. Перемена полярно-
сти приводит к сужению р-л-перехода. В этом случае электроны
и дырки диффундируют в смежные области и падение напряжения
в переходе снижается до 1—2 В.
Вместо германия в современных СПП применяют кремний вы-
сокой степени очистки. Кремниевые СПП позволяют создавать
приборы на несколько сотен ампер с обратным напряжением до
нескольких тысяч вольт.
Современные СПП могут быть подразделены на два основных
вида: диоды и тиристоры.
В отличие от диода полупроводниковая структура тиристора
представляет четыре чередующихся слоя электронного п- и ды-
рочного p-типа проводимости, образующих три перехода: П\, П2,
П3 (рис. 7.2). Если к тиристору приложить обратное напряжение
(«+ » на катоде и «—» на аноде), то переходы /71 и /7з будут сме-
щены в обратном направлении, а переход /72 — в прямом. Падение
напряжения от внешнего источника в этом случае будет в основ-
ном на переходах /7, и /73. Обратный ток при этом будет очень ма-
лым, так как он ограничивается большим сопротивлением переходов
/71 и Пз.
156
Приложение к тиристору прямого напряжения («+» на аноде
и «—» на катоде) приводит к тому, что крайние переходы П\ и П3
окажутся смещенными в прямом направлении, а средний переход
П2 — в обратном. В этом случае падение напряжения от внешне-
го источника будет в основном на среднем переходе П2. Вследствие
этого через тиристор будет протекать также малый ток. Таким об-
а) п п р
00©© 0 0 0 0 [>[>[>[> ©©©©
0 - электроны
0 - ионизированный донор
в полупроводнике
п-типо
@ - дырка
А - ионизиробанный акцептор
В полупроводнике
р-типа
Рис. 7.1. Принцип работы полупроводниковых приборов:
а, б — распределение зарядов; а, г — разность потенциалов а р—п-переходе
Рнс. 7.2. Четырехслойная р-л-р-л-струк-
тура тиристора
Рис. 7.3. Примеры применения силовых
полупроводниковых приборов:
а — схема соединения; б — диаграмма на-
пряжения и тока при включении диода;
в, г — то же для тиристора; д, е — то же
для симистора
разом, при отсутствии напряжения в цепи управления, т. е. отсут-
ствии тока /у через электрод управления, тиристор заперт.
Для перевода тиристора в открытое состояние в цепь управле-
ния необходимо подать ток управления с полярностью, показанной
на рис. 7.2. Практически, тиристор отпирают подачей кратковремен-
ного отпирающего импульса от специального формирующего устрой-
ства. Значения напряжения управления Uy и тока /у для каждого
типа тиристора имеют свои предельные значения.
После отпирания тиристор остается в открытом состоянии до
тех пор, пока прямой ток не будет ниже некоторого значения, назы-
ваемого током удержания.
Принцип работы СПП в электрических цепях. Включение диода
VD образует в электрической цепи однополупериодную схему вы-
прямления со средним значением тока за период /ср (рис. 7.3, а, б).
Тиристор в работу включается лишь в тот момент, когда на электрод
управления будет подан кратковременный отпирающий импульс
тока управления (рис. 7.3, в, г).
Включение вместо диода тиристора VSI позволяет изменять
угол отпирания а от 0 до 180° и таким образом регулировать сред-
ний выпрямленный ток от 0 до /сртах.
Включение симистора VS2 позволяет регулировать момент вклю-
чения как в положительный полупериод, так и в отрицательный
(рис. 7.3, д, е).
СПП получили весьма широкое применение в энергетике. Они
позволяют производить выпрямление переменного тока в постоян-
ный (выпрямители неуправляемые и управляемые).
С их помощью осуществляется преобразование:
постоянного тока в переменный (инверторы);
переменного тока одной частоты в переменный ток другой час-
тоты (преобразователи частоты);
постоянного тока одного напряжения в постоянный ток другого
напряжения;
постоянного тока в импульсный ток прямоугольной формы;
однофазного тока в многофазный.
Наконец, на основе СПП созданы различные бесконтактные
коммутирующие аппараты взамен контактных (бесконтактные
контакторы, реле, выключатели и т. п ).
При конструировании СПП учитывают то обстоятельство, что
масса пластин р- и n-типа мала, а выделение тепла происходит
именно в структуре р-п-перехода.
Для обеспечения больших рабочих токов необходимо от крем-
ниевых дисков тепло отводить во внешнюю среду. Для этой цели
применяют охладители с различной конфигурацией и интенсив-
ностью охлаждения.
Конструкции СПП. Имеются два исполнителя СПП: штыревые
и таблеточные. В выпрямителях ГЭТ до сих пор широко применяли
диоды штыревого типа (рис. 7.4). В настоящее время в управля-
емых выпрямителях на подстанциях ГЭТ используют тиристоры
таблеточного типа (рис. 7.5). Таблетка помещается между двумя
158
Рис. 7.4. Корпус диода штыревого типа:
/ — внешний гибкий вывод; 2 — изолятор; 3 — крышка корпуса;
4 — внутренний гибкий вывод; 5 — медная чашечка; 6 — кремни-
евые пластины; 7 — термокомпеисирующая пластина
Рнс. 7.5. Таблеточный тиристор в разрезе:
/ — кремниевый диск; 2 — верхнее основание; 3 — пружина; 4,
5 — выводы управляющего электрода; 6 — керамический коль-
цевой изолятор; 7, 8 — пластичные серебряные прокладки; 9 —
мембрана
охладителями и сжимается двумя болтами через пружину и изоля-
тор. Таблеточные диоды устроены аналогичным образом, за ис-
ключением того, что у них нет электродов управления.
Надежность работы СПП. Основной причиной отказов СПП
является перегрев перехода. Значительные циклические импульсы
тока в цепи СПП приводят к возникновению термического напря-
жения в пластинах кремния и их разрушению.
Кратковременные токи перегрузки большой кратности по от-
ношению к предельному значению тока повышают температуру
в отдельных точках перехода, что вызывает шнурование прямого
тока, т. е. весь ток сосредоточивается на малой части площади пе-
рехода. Шнурование обратного тока возникает от приложения к при-
бору обратного напряжения при наличии повышенной температуры
в отдельных точках перехода. Оба эти явления по существу при-
водят к прогару перехода в местах шнурования тока.
При сборке СПП применяют припой ПСР-72 с высоким пределом
температуры, а соединение кремниевых пластин осуществляют
мягким припоем ПОС-61. Этот припой имеет более низкую темпе-
ратуру плавления и поэтому является наиболее слабым местом при
перегреве прибора.
Тиристоры, кроме того, имеют такие повреждения, как отказ
в управлении и потерю запирающих свойств. В первом случае про-
исходит обрыв в цепи, во втором — работа тиристора в режиме ди-
ода. Эти неисправности также вызываются перегревом перехода.
Отказы в работе СПП подчиняются общей закономерности от-
казов по времени работы (см. рис. 3.1).
159
В период приработки отказы происходят от несовершенства
технологии изготовления, в нормальный период эксплуатации от-
казы носят случайный характер, наконец, в период старения на
интенсивность отказов влияет работа прибора в режиме эффектив-
ного тока /2.
$ 7.2. ХАРАКТЕРИСТИКИ И ПАРАМЕТРЫ СИЛОВЫХ
ПОЛУПРОВОДНИКОВЫХ ПРИБОРОВ (СПП)
Вольт-амперные характеристики СПП. Прямая и обрат-
ная вольт-амперная характеристика диода изображена на рис. 7.6.
Обратная вольт-амперная характеристика, изображенная сплош-
ной кривой, относится к обычным диодам, а штриховая — к лавин-
ным. Последние отличаются тем, что в них обратный ток протекает
не по ограниченной площади, а по площади кремниевой пластины
не менее 25%. Вследствие этого предельный обратный ток вместо
20 мА может при кратковременных режимах достигать сотен ампер.
Вольт-амперные характеристики тиристора изображены на
рис. 7.7. В отличие от прямой диодной характеристики здесь вклю-
чение прямого тока зависит от тока управления.
Параметры полупроводниковых приборов. Средний прямой
предельный ток !„ — это максимально допустимый ток в однофаз-
ной однополупериодной схеме, ограничиваемый предельной темпе-
ратурой перехода.
Ток рабочей перегрузки /р „ер также регламентируется предельно
допустимой температурой перехода, но число перегрузок не огра-
ничивается.
Ток аварийной перегрузки /ав пеР может быть с превышением
максимально допустимой температуры перехода при условии огра-
ничения числа перегрузок.
Рис. 7.6. Вольт-амперная характеристика диода
Рис. 7.7. Прямая вольт-амперная характеристика тиристора
160
5'
Рис. 7.8
S)
Рис. 7.9
Рис. 7.6. Обратные напряжения силовых полупроводниковых приборов:
1/р — рабочее; U„ — повторяющееся; 1/»«, — неповторяющееся
Рнс. 7.9. Прямая вольт-амперная характеристика (а) и схема измерения прямого
падения напряжения (б) диода:
ИН — источник напряжения; R — резистор; РА — амперметр; PV — вольтметр; VD — испы-
туемый диод
Ударный ток /уД — это амплитуда длительностью 10 мс при
наличии максимально допустимой температуры перехода, но без
приложения обратного напряжения. В случае приложения обрат-
ного напряжения ударный ток должен быть снижен до 80%.
Обратный ток /пвр через прибор протекает при приложении к
нему обратного повторяющегося напряжения.
Защитный показатель А2-с — максимально допустимое значение
произведения квадрата эффективного тока на время его протекания.
По защитному показателю выбирают защитные устройства, в част-
ности предохранители.
Повторяющееся обратное напряжение Un (рис. 7.8) характери-
зует класс прибора. Первый класс соответствует 100 В.
Неповторяющееся обратное напряжение Untn — это эпизодиче-
ское мгновенное значение обратного напряжения.
Рабочее обратное напряжение — амплитудное напряжение Uv
синусоидальной формы.
Прямое падение напряжения Au — падение напряжения иа при-
боре при прохождении прямого тока.
Напряжение лавинообразования (7Л для прибора с лавинной
характеристикой изображено на рис. 7.6.
Пороговое напряжение Uo определяется из линеанизированной
прямой вольт-амперной характеристики (рис. 7.9). Дифференци-
альное сопротивление /?д определяется котангенсом угла наклона
линеанизированной прямой вольт-амперной характеристики (см.
рис. 7.9).
Температурные параметры СПП включают минимально допусти-
мую температуру перехода максимально допустимую темпе-
ратуру перехода Т„ так, максимально допустимые температуру кор-
пуса прибора Тк и температуру окружающей среды 7\.
6-5816
161
Тепловое сопротивление полупроводникового прибора включает
в себя установившееся сопротивление переход — окружающая среда
(/?тст-х, °С/Вт) = Д0ст/Р (где Д0ст — превышение температуры
перехода над окружающей средой, °C, при мощности Р, выделяю-
щейся в переходе) — установившееся тепловое сопротивление пере-
ход-корпус (/?тст-к).
Постоянная времени нагрева корпуса Т характеризует эффектив-
ность охлаждения перехода и корпуса.
Специфическими параметрами тиристора являются: напряжение
переключения Unep (см. рис. 7.7), ток утечки (ут в прямом направле-
нии, отпирающий ток /у.ОтП; отпирающее напряжение (7У; ток удер-
жания /удерж, т. е. минимальный прямой ток, при котором тиристор
открыт; максимальный прямой ток /в, обеспечивающий надежное
поддержание тиристора в открытом состоянии; критическая ско-
рость нарастания прямого напряжения du/dt, при котором не про-
исходит включения тиристора, критическая скорость нарастания
прямого тока di/dt, не вызывающая ухудшения состояния перехода.
Выбор вентилей и тиристоров. По нагрузочному режиму выбор
производят в следующем порядке:
а) определяют среднюю мощность, Вт, теряемую в СПП,
Р.= 1Л)/.ер+ Л/?я/2вгр, (7.1)
где А — коэффициент схемы (для однопол упер иодного тока А = 2,47, для
трехпульсного выпрямленного тока А= 3);
б) определяют установившуюся температуру корпуса, °C,
е«у= е««Р+ P.Rk, (7.2)
где RK — установившееся тепловое сопротивление корпуса, °С/Вт;
©окр — температура окружающей среды, °C;
в) вычисляют установившуюся температуру структуры, °C,
©ст.у = ©к у 4" Р в/?ст.у, (7.3)
где R„y — установившееся сопротивление структуры, °С/Вт.
Если необходимо определить превышение температуры корпуса
Д0К, °C, за некоторый определенный промежуток времени I, на-
пример при двойной перегрузке за 5 мин, то пользуются формулой
Д©к= Авк уст пере т, (7.4)
где Двкуст пер — расчетное установившееся превышение температуры кор-
пуса при длительном протекании тока перегрузки;
t — продолжительность перегрузки, мин;
Т — постоянная времени корпуса вентиля, мин.
При принудительном воздушном охлаждении в зависимости от
скорости воздуха и типа охладителя Т= 3 4- 7 мин, при естествен-
ном воздушном охлаждении Т = 154-25 мин.
162
$ 7.3. СХЕМЫ ПАРАЛЛЕЛЬНОГО СОЕДИНЕНИЯ СПП
В мощных преобразователях рабочий ток одного вентиля
бывает недостаточен, поэтому соединяют несколько вентилей па-
раллельно (рис. 7.10, а).
Так как прямые вольт-амперные характеристики вентилей 1 и 2
(рис. 7.10, б) могут быть неодинаковыми, распределение токов меж-
ду вентилями будет неравномерным.
Для устранения этого недостатка принимаются следующие
меры:
подбор вентилей по прямым характеристикам. Конкретно подбор
производится по равным падениям напряжения на вентилях при
амплитудных значениях предельного тока, т. е. при токе 3,14/пр.
Этот метод наиболее прост, но неудобен тем, что в случае замены
вентиля резервный вентиль должен обладать точно такой же харак-
теристикой, что и заменяемый;
включение последовательно с каждым вентилем балластного
резистора R (рис. 7.11, а). Этот способ увеличивает наклон прямых
характеристик 1 и 2 до значений Г и 2' (рис. 7.11, в) и таким путем
достаточно хорошо уравнивает токи. Недостаток — дополнительные
потери, что снижает к. п. д. установки;
естественное распределение токов в цепях вентилей при смешан-
ном их соединении (рис. 7.11,6). Этот способ аналогично преды-
дущему увеличивает наклон прямых характеристик, но выгодно
отличается от него тем, что имеет меньшие потери. Недостаток этого
способа состоит в том, что в режиме к. з. прямые характеристики
вентилей могут различаться более резко, чем в области рабочих
токов, и таким образом, отдельные ветви вентилей в этом режиме
могут быть перегружены;
Рис. 7.10.
Рис. 7.11.
Рис. 7.10. Параллельное соединение двух вентилей:
а — схема соединения; б — прямые вольт-амперные характеристики
Рис. 7.11. Способы уменьшения разбаланса токов:
а — с применением резисторов: б — увеличение числа последовательных вентилей; в — вольт-
амперные характеристики
6*
163
Рис. 7.12. Схема электро-
магнитного делителя тока
применение электромагнитных делителей
тока. Этот метод наиболее совершенен, поэто-
му рассмотрим его более подробно.
Электромагнитный делитель тока (рис.
7.12) состоит из стального сердечника с дву-
мя обмотками, имеющими средний вывод.
При неравенстве токов в цепях вентилей
(например, 1\ > Л) в сердечнике создается
магнитный поток, который в обмотке с боль-
шим током создает э. д. с., направленную
встречно приложенному к вентилю прямому
напряжению, а в обмотке с меньшим током — э. д. с., направлен-
ную согласно с напряжением в цепи вентиля. Это приводит к повы-
шению тока в цепи недогруженного вентиля и к снижению тока
перегруженного вентиля.
При крутых прямых характеристиках вентилей для выравни-
вания токов в их цепях требуются весьма небольшие дополнительные
э. д. с., что позволяет применить электромагнитные делители, име-
ющие по одному витку первичной обмотки.
Электромагнитные делители тока применяют в нескольких вари-
антах:
делители с разомкнутой цепочкой (рис. 7.13, а). В этих делите-
лях шинки крайних вентилей проходят только через один сердечник;
делители с замкнутой цепочкой (рис. 7.13,6). В этом случае
все цепочки вентилей находятся в одинаковых условиях, что снижает
разбаланс токов;
делитель с одним задающим вентилем (рис. 7.13, в). Этот дели-
тель еще более снижает разбаланс токов;
делители с общим магнитопроводом (рис. 7.13, г).
Рис. 7.13. Разновидности схем включения электромагнитных делителей тока
164
Сердечники делителей тока изготовляют из магнитного мате
риала. Сердечники могут быть с воздушным зазором или без зазора.
Воздушный зазор уменьшает остаточную индукцию в сердечнике.
Тот же эффект получается при подмагничивании сердечника.
J 7.4. СХЕМА ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОГО СОЕДИНЕНИЯ СПП
Последовательное соединение вентилей диктуется двумя
соображениями:
обратное напряжение настолько велико, что для обеспечения
должной электрической прочности необходимо последовательно
соединять несколько вентилей;
по требованию надежности выход из строя любого вентиля не
должен приводить выпрямитель к аварийному состоянию.
Число последовательно соединенных нелавинных вентилей выби-
рают из условия
Uo6p max f 7 г .
ft поел —• II ''зап» [/.Of
U рЛр
для лавинных вентилей
„,,осл = ±2* + 1, (7.6)
С/р
где t/oepmax — наибольшее обратное напряжение на вентильном плече
выпрямителя. В;
Up — рабочее обратное напряжение вентиля, В;
кр — коэффициент, характеризующий равномерность распределе-
ния обратного напряжения между вентилями (кР= 0,854- 0,95);
Каап — коэффициент запаса на возможные перенапряжения
(кмп= 1,54-1,7).
Обратное напряжение на каждом из последовательно соединен-
ных вентилей УД1, УД2, УДЗ (рис. 7.14, а) будет пропорционально
их внутреннему обратному сопротивлению. Поскольку эти сопротив-
ления и обратные ветви вольт-амперных характеристик 1, 2, 3
(рис. 7.14, б) у вентилей могут быть различны, то для выравнивания
обратных напряжений между вентилями применяют омический де-
литель R1 (рис. 7.15). Сопротивление омического делителя R1 вы-
бирают около 5—10 кОм.
При последовательном соединении вентилей необходимо учи-
тывать следующую их особенность. После прекращения прямого
тока через вентиль в течение некоторого времени /ВОСст= 54-20 мкс,
называемого временем восстановления запирающих свойств, он
не обладает вентильными качествами, т. е. является как бы обыч-
ным проводником, одинаково хорошо проводящим ток в обоих на-
правлениях. Поэтому если последовательно соединенные вентили
имеют различное время восстановления, то на вентиль с меньшим
временем восстановления приложится весь скачок обратного напря-
жения. Кроме того, сброс обратного тока при восстановлении запи-
165
Рис. 7.14. Схема распределения потенциалов при последовательно соединенных
вентилях:
а — схема соединения: б — обратные аольт-амперные характеристики
Рис. 7.15. Схема с делителями
тока и защитными цепочками
R2 — С
рающих свойств вентиля вызовет колебательный процесс, вызыва-
ющий опасное коммутационное перенапряжение (рис. 7.16).
Защита вентилей от этого вредного явления осуществляется
шунтирующими цепочками R2—С (см. рнс. 7.15). Здесь конденсатор
С воспринимает пик перенапряжения, а резистор R2 является демп-
фирующим, обычно емкость конденсатора С =0,25-? 0,50 мкФ,
сопротивление R2 составляет 10—30 Ом.
Последовательное соединение лавинных вентилей в выпрямителях
при нормальной промышленной частоте (=50 Гц не требует ни
Рис. 7.16. Колебательный процесс
при сбросе тока в цепи вентиля
Рис. 7.17. Схемы контроля состояния
вентилей:
и с \ ка <атсльным реле; б — с реле н
1 ранеформатором
166
делителей напряжения, ни защитных цепочек R2—С. Объясняется
это тем, что лавинные вентили кратковременно могут пропускать
н обратном направлении значительные токи.
В мощных выпрямителях часто применяется смешанное
соединение вентилей в плечах. При таком соединении обратное
напряжение обычно используется для контроля состояния вентилей
(рис. 7.17, а, б). Нормальное состояние всех вентилей в плече обеспе-
чивает при обратном напряжении равенство потенциалов <р| и <р>.
Повреждение любого из вентилей нарушает это равенство, на зажимах
контрольного реле KV появляется напряжение, и реле срабатывает
(см. рис. 7.17, а).
В целях обеспечения изоляции контакты контрольных реле раз-
личных плеч выпрямителя иногда включают в цепь вторичных об-
моток трансформатора, а катушку выходного сигнального реле
KV — в цепь первичной обмотки трансформатора (см. рис. 7.17, б).
В этой схеме при разомкнутых контактах KV1 — KV6 большая часть
напряжения сети падает в первичной обмотке трансформатора.
Замыкание любого из контактов контрольных реле KV 1 — KV6
вызывает короткозамкнутый режим в трансформаторе, н реле KV
срабатывает.
В качестве контрольного реле наиболее часто применяется реле
типа РУ-21 с током срабатывания /гр= 0,015 А. По этому принципу
могут быть построены и другие схемы контроля.
$ 7.5. ЗАЩИТА КРЕМНИЕВЫХ ВЫПРЯМИТЕЛЕЙ
ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ
Перенапряжения, воздействующие на вентиль в непрово-
дящий период, не должны превышать обратного напряжения вен-
тиля Uw„, так как при возрастании обратного напряжения до
точки загиба обратной вольт-амперной характеристики имеет
место необратимый процесс и вентиль повреждается. Поэтому для
защиты вентилей от перенапряжения должны быть приняты специ-
альные меры.
Рассмотрим возможные источники коммутационных перена-
пряжений и способы их подавления.
Коммутационные перенапряжения при отключении ненагружен-
ного трансформатора возникают вследствие перехода электромаг-
нитной энергии, запасенной в индуктивности трансформатора, в
энергию электрического поля.
При этом если трансформатор не нагружен, то перенапряжение
может достигать 15-кратного значения наибольшего обратного на-
пряжения (7обртах. При отключении нагруженного трансформатора
перенапряжение уменьшается, так как нагрузка играет роль раз-
рядного контура.
Для защиты от этих перенапряжений параллельно вентильным
обмоткам трансформатора устанавливают конденсаторы емкостью
С= 0,5 мкФ или разрядники.
167
При включении преобразовательного трансформатора комму-
тационные перенапряжения возникают вследствие колебательных
процессов. Это вызывается тем, что в трансформаторе наряду с
активными сопротивлениями и индуктивностью обмоток существует
емкость первичных и вторичных обмоток (продольная емкость),
емкость между первичными и вторичными обмотками и емкость
обмоток по отношению к земле. В момент подачи напряжения на
первичную обмотку трансформатора перечисленные емкости заря-
жаются и возникает колебательный процесс в контурах. При этом
во вторичные обмотки трансформаторов будет трансформироваться
напряжение в соответствии с коэффициентом трансформации. Ввиду
наличия колебательных процессов, накладывающихся на подводи-
мое напряжение, перенапряжение во вторичных обмотках может
превосходить номинальное напряжение. Однако уровень этих пере-
напряжений ниже, чем при отключении ненагруженного трансфор-
матора.
При комплектовании выпрямителя из лавинных вентилей защита
от коммутационных перенапряжений на переменном токе не тре-
буется.
Коммутационные перенапряжения на вентилях возникают при
сбросе тока в цепи вентилей вследствие наличия в цепи индуктив-
ности. Защита от этих перенапряжений обычных вентилей осуще-
ствляется цепочками R — С.
Природа коммутационных перенапряжений, возникающих при
размыкании цепей выпрямленного тока, также связана с запасанием
электромагнитной энергии в индуктивностях в период протекания
тока и переходом этой энергии в электрическое поле при спаде тока.
Весьма существенное влияние на перенапряжения оказывают
скорость спада тока di/dt и индуктивность цепи.
Отключение коротких замыканий на выпрямленном токе быстро-
действующим выключателем вызывает всплеск перенапряжения
(рис. 7.18).
Подавление перенапряжения на выпрямленном токе может быть
осуществлено при помощи конденсаторов или лавинных вентилей.
Для защиты от перенапряжений применяют лавинные вентили VD1
и VD2, включаемые встречно полярности выпрямителя VD между
его полюсами (рнс. 7.19, а). В этом случае напряжение Ui снизится
до и2.
Возрастание перенапряжения сверх суммарного напряжения
лавинообразовання вентилей вызывает протекание через них обрат-
ного тока (рис. 7.19, б).»Этот разрядный ток /р автоматически пре-
кращается, как только перенапряжение снизится. Лавинные вен-
тили обладают следующими преимуществами: они не имеют сопро-
вождающего тока; не создают потерь электроэнергии; скорость
действия их весьма велика, вследствие чего обеспечивается надеж-
ная защита кремниевых вентилей выпрямителя.
Лавинные вентили выбирают по уровню наибольшего допусти-
мого перенапряжения и по предельно допустимой энергии рассеива-
ния в самих вентилях. Увеличение энергии рассеивания лавинных
168
Рис. 7.19.
Рис. 7.18. Осциллограмма отключения тока к. з.:
Л ток к. з.; u,i — напряжение на зажимах выпрямителя; — напряжение холостого хода
Рис. 7.19. Схема защиты от перенапряжений с лавинными вентилями:
а — схема соединения; б — диаграмма напряжений н тока
вентилей может быть получено увеличением числа последовательно
или параллельно соединенных вентилей.
Атмосферные перенапряжения поступают к выпрямителю через
провода контактной сети и через кабели. Атмосферные перенапря-
жения с отрицательной полярностью относительно земли вызывают
разрядные токи через вентили выпрямителя в прямом направлении.
Эти перенапряжения для вентилей неопасны.
Перенапряжения с положительной полярностью относительно
земли вызывают обратные токи через вентили выпрямителя. И хотя
атмосферные перенапряжения этого рода бывают редко, защита
от них в грозовой период необходима.
Защита от атмосферных перенапряжений может быть осуще-
ствлена теми же средствами, что и защита от коммутационных
перенапряжений на выпрямленном токе.
В качестве дополнительных средств защиты от атмосферных
перенапряжений могут быть рекомендованы разрядники, устанав-
ливаемые на опорах контактной сети.
$ 7.6. ЗАЩИТА КРЕМНИЕВЫХ ВЫПРЯМИТЕЛЕЙ
ОТ ТОКОВ К. 3. И ПЕРЕГРУЗОК
Токовая перегрузка вызывает резкое возрастание потерь
мощности в вентилях. Отвод тепла от электронно-дырочного пере-
хода отстает от выделяющейся в нем мощности, поэтому с ростом
тока будет возрастать температура структуры. Зная такие расчетные
параметры вентилей, как постоянные времени и тепловые сопротив-
ления отдельных элементов, можно для каждого конкретного случая
перегрузки и короткого замыкания определить наибольшую тем-
пературу структуры.
Сравнение полученной расчетом температуры структуры с пре-
дельно допустимой служит критерием надежности работы защиты
от сверхтоков.
От опасной перегрузки и внутренних коротких замыканий при
пробое в фазе выпрямитель обычно защищается при помощи макси-
169
мальной токовой релейной защиты, воздействующей на отключе-
ние масляного выключателя агрегата.
Наличие устройства контроля состояния каждого вентиля вы-
прямителя, возможность длительной работы с одним поврежден-
ным вентилем и малая вероятность одновременного повреждения
всех вентилей фазы по существу исключают необходимость отклю-
чения агрегата при внутренних коротких замыканиях отдельных
вентилей. Вследствие этого можно отказаться от катодных выклю-
чателей. Что касается внешних к. з., то короткое замыкание на полю-
сах выпрямителя и между сборными положительной и отрицательной
шинами практически невероятно. Вследствие этого расчет выпря-
мителя производят по току к. з. лишь в тяговой сети.
Рассмотрим известные способы защиты вентилей выпрямителей
от токов к. з.
1. Установка быстродействующих предохранителей. Нагрев и
плавление плавкой вставки предохранителей пропорциональны
тепловому эквиваленту Pt. Поскольку в режиме больших токов
к. з. нагрев вентиля близок к зависимости Pt, то ампер-секундные
характеристики вентиля и предохранителей в режиме к. з. должны
быть хорошо согласованы. Согласование ампер-секундных характе-
ристик предохранителя и вентиля во всем диапазоне нагрузок и к. з.
практически невыполнимо.
В зависимости от мощности выпрямителя предохранители могут
применяться в цепи каждого вентиля, в цепи группы вентилей или в
цепях вторичных обмоток трансформатора.
Недостатками применения предохранителей является неоправ-
данная громоздкость конструкции выпрямителя и необходимость
выезда на подстанцию для замены предохранителей в случае их сго-
рания.
2. Токовая защита. Она предусматривает применение линейных
быстродействующих выключателей в цепи выпрямленного тока с
полным временем отключения, не превосходящим 20 мс. Таким обра-
зом, продолжительность прохождения тока к. з. через вентильные
плечи выпрямителя не превосходит полупериода. Применительно к
выпрямителям городского электрического транспорта этот вид
защиты является наиболее простым и надежным.
Контрольные вопросы
I. Что такое проводимость п- и р-типа?
2. В чем сущность вентильных свойств полупроводников?
3. Объясните параметры вентилей, класс вентилей.
4. Объясните параметры тиристоров, время включения и выключения.
5. Какие способы обеспечивают равномерное распределение токов в параллель-
ных цепях вентилей?
6. Назовите способы защиты вентилей от перенапряжений.
7. Опишите способы защиты вентилей от сверхтоков.
8. Объясните принцип защиты вентилей от пробоя.
Глава 8 СХЕМЫ ПИТАНИЯ ВЫПРЯМИТЕЛЕЙ
$ 8.1. КЛАССИФИКАЦИЯ СХЕМ ПИТАНИЯ.
ПАРАМЕТРЫ ВЫПРЯМИТЕЛЕЙ
Схемы питания выпрямителей разделяются на две группы:
схемы питания с нулевым выводом трансформатора (нулевые) и
мостовые схемы.
К схемам питания с нулевым выводом относятся такие, в кото-
рых внешние концы вторичных фазовых обмоток трансформатора
присоединяются к анодам выпрямителя, а внутренние концы обмо-
ток соединяются вместе и служат отрицательным полюсом выпрями-
тельной установки. Положительный полюс выпрямителя — катоды
вентилей.
К схемам с нулевым выводом относятся: однофазная, трехфаз-
ная с соединением вторичных обмоток трансформатора в звезду
и шестифазная с уравнительным реактором. Мостовые схемы могут
быть одно- и трехфазными.
При расчете электрических параметров схемы питания обычно
известны следующие параметры преобразовательного агрегата:
UJn — номинальное выпрямленное напряжение, В;
/j„ — номинальный выпрямленный ток, А;
17, — напряжение первичной сети, кВ;
ин — напряжение к. з. трансформатора, %;
U, — падение напряжения в вентиле, В;
т — число фаз трансформатора.
Определению подлежат следующие параметры:
Uас — выпрямленное напряжение холостого хода, В;
Ui — действующее значение напряжения вентильных обмоток трансфор-
матора, В;
Лр — средний ток вентильной обмотки трансформатора, А;
/iinax — амплитудное значение тока вентильной обмоткн трансформатора, А;
h — действующее значение тока вентильной обмотки трансформатора, А;
Pi — мощность вентильных обмоток трансформатора, кВт;
/i —ток в сетевой (первичной) обмотке, А;
/,—то же, приведенный к фазовому напряжению вторичной обмоткн. А;
Pt — мощность сетевых обмоток трансформатора, кВт;
Р, — типовая (расчетная) мощность трансформатора, кВт;
(Лвртах — наибольшее обратное напряжение на вентилях в непроводящий
период, В;
^/рвр ср среднее обратное напряжение, В;
/Дврэгр— эффективное обратное напряжение, В;
у — угол перекрытия, °эл.
Расчетные параметры применяются следующим образом. По
заданному напряжению выпрямленного тока (/,(н определяют вы-
прямленное напряжение холостого хода Udo, по этому напряжению
в свою очередь определяют действующее напряжение вентильных
обмоток U?. По параметрам Uih и U\l\ соответственно рассчиты-
вают вентильные и сетевые обмотки трансформатора. Типовая мощ-
ность трансформатора РТ = (Pi+ Рг)/2 позволяет определить раз-
меры сердечника трансформатора.
171
Вентили выбирают по параметрам /ср, /гтах и (Л,бртах- Угол пере-
крытия у используют при расчете гармоник на выпрямленном токе
и коэффициента мощности преобразовательного агрегата. Часть
расчетных параметров можно определять в общем виде, остальные
находят для каждой конкретной схемы.
Указанные выше параметры и приводимые ниже расчетные фор-
мулы даны несколько упрощенно, т. е. для идеальных вентилей и
идеальных трансформаторов. Под идеальными вентилями подразу-
меваются такие вентили, которые не имеют потерь напряжения и
потерь мощности. Идеальными трансформаторами называются
трансформаторы без потерь энергии в обмотках и стали. В этих
условиях можно принять к. п. д. агрегата и коэффициент мощности
равными единице. Тогда полная мощность S может быть принята
равной активной мощности Р.
В ряде случаев не учитывают угол перекрытия у, т. е. пренебре-
гают наличием в цепи индуктивности и считают, что ток с одного
вентиля на другой переходит мгновенно. Все эти допущения не
имеют существенного значения при практических расчетах.
$ 8.2. ВЫПРЯМИТЕЛИ ОДНОФАЗНОГО ТОКА
Схемы выпрямителей однофазного тока могут быть одно-
полупериодной, двухполупериодной и мостовой.
Однополупериодная однофазная схема. Напряжение вторичной
обмотки трансформатора ич (рис. 8.1) изменяется по синусоидаль-
ному закону «2= U»sinioL Ток через нагрузочное сопротивле-
ние Rd и вентиль VD проходит только в течение положитель-
ного полупериода. Среднее значение выпрямленного напряжения
холостого хода
UM = 0,45 U 2,
или
(8.1)
и 2= 2,22Ud0.
(8.2)
Рис. 8.1. Однофазный однополупернодный выпрямитель:
а - схема соединений; б — диаграммы напряжений н токов
172
В отрицательный полупериод вентиль VD закрыт и к нему при-
кладывается отрицательное (обратное) напряжение. Наибольшее
обратное напряжение на вентиле
t7o6Pmax = “\/2-(72 = 3,146/jo- (8.3)
Средний ток в сопротивлении Rd, в вентильной обмотке транс-
форматора Г и в вентиле VD
ld=-!^-. (8.4)
Действующее значение тока в той же цепи
/2 = 1.57Л. (8.5)
Приведенное значение действующего тока в первичной цепи
/1= l,51/d (8.6)
или с учетом коэффициента трансформации
/,= l,514r-/d- (8.7)
и I
Мощность обмоток трансформатора Р\ и Р2 и типовая мощность
Рт соответственно:
Pi= 2,&9Udold = 2.69/'/с:
Рг = 3,49Udold= 3,49/'„о:
R,= 3№Ud0ld= 3,09/^с.
Типовая мощное и.
(8.8)
это мощность, передаваемая электромаг-
нитным путем и связанная с размерами сердечника.
Остальные параметры приведены в табл. 8.1 (см. схему № 1).
Двухполупериодная однофазная схема. В этой схеме (см.
табл. 8.1, схему № 2) вторичная обмотка трансформатора состоит
из двух одинаковых последовательно соединенных обмоток и w2
(рис. 8.2, а) с выводом общей (нулевой) точки О. Если обозначить
напряжение одной вторичной обмотки U2, то коэффициент транс-
формации трансформатора /стр = U\/U2. Каждая из вторичных об-
моток трансформатора будет работать в положительные полупе-
риоды через свой вентиль. При этом через нагрузочное сопротивле-
ние Rd будет проходить двухполупериодный выпрямленный ток.
Двухполупериодная нулевая схема имеет следующие соотношения
электрических параметров.
Среднее значение выпрямленного напряжения
Ud0 = 0,9Z72,
или
U2 = \,\\Ud0.
(8.9)
(8.10)
173
Показатель
Кривые токов и напряжений
для трех схем выпрямления
№ 4 № 5
№ 6
Схемы выпрямле-
ния
и,,. U,i
174
Рис. 8.2. Однофазный двухполупернодный выпрямитель:
а — схема соединении; б — диаграммы напряжений и токов
Вентили КО/ и VD2 в отрицательный полупериод находятся под
действием наибольшего обратного напряжения
^/овртах — 2д/2-/Л— 3,14/Ло.
Средний выпрямленный ток
Г UdO и 2
'' 1,11/0 ’
(8.И)
(8.12)
Действующее значение тока в вентильной обмотке
1-2 = 0,7850 = 1.57/2тпах. (8.13)
Действующее значение тока в сетевой обмотке
/, = д/2-1-0 = 1,11 — О. (8.14)
Лтр Ктр
Расчетные мощности трансформатора:
Pi=/it/i = 1,11-0-1,11к,Р/Оо = 1,23Р</«:
/Стр
Pi = 2liUi =2-0,
Рт= l,48Pd0.
(8.15)
Выпрямленное напряжение и ток имеют пульсирующую форму
(рис. 8.2, б). Частота основной (первой) гармоники равна двойной
частоте сети, т. е.
fir = 2/= 100 Гц.
Отношение амплитудного значения гармоники Urm3X к среднему
значению выпрямленного напряжения Udo носит название коэффи-
175
циента пульсации q. Для первой основной гармоники коэффициент
пульсации
’=7^Т=^Т=0’67' (<Р
где m — число фаз выпрямителя (в данном случае т= 2, поскольку за одни
период переменного тока возникают две пульсации выпрямленного
напряжения).
Однофазная мостовая схема. В этой схеме трансформатор анало-
гично схеме однофазного нулевого выпрямителя имеет одну сетевую
и одну вентильную обмотки, но вместо одного вентиля здесь приме-
няют четыре вентиля VD1—VD4, соединенных в мост (рис. 8.3).
К одной диагонали моста (точки 1 и 3) присоединяют вентильную
обмотку, к другой (точки 2 и 4) — внешнюю нагрузку Rd- При работе
выпрямителя в любой момент времени выпрямленный ток проходит
через два последовательно соединенных вентиля: в один полупе-
риод — через VD1 и VD3, в другой полупериод — через VD2 и VD4.
Поскольку вентили соединены последовательно, обратное напря-
жение в непроводящий полупериод будет делиться между ними по-
ровну. Формы токов и напряжений для различных Схем выпрямления
при идеальных вентилях и трансформаторах показаны в табл. 8.1,
схема № 3; соотношения параметров для тех же схем — в табл. 8.2.
Двухфазная мостовая схема по сравнению с однофазной нулевой
обладает следующими преимуществами:
трансформатор проще по конструкции и имеет мощность иа 26%
меньше;
обратное напряжение на вентилях в 2 раза меньше.
Рнс. 8.3. Однофазный мостовой выпрямитель:
а — схема соединений: б, в — диаграммы напряжений и токов
176
Таблица 8.2
Соотношение параметров Значение соотношения параметров для схем выпрямления
№ 1 № 2 № 3 № 4 № 5 № 6
0,45 0,9 0,9 1,17 1.17 (1,35) 2,34
U обр.тах/ Udit 3,14 3,14 1,57 2,09 2,09 1,045
U ибр »фф/ Ud 1.1 1.1 0,55 1,1 1.1 0,55
U пбр.ср/U d 1 1 0,5 1 1 0,5
l,/L< 1,51 1.11 1.11 0.471 0,41 0,816
l./ld 1.57 0,785 1.11 0,585 0,29 0.816
/>..р/Л 1 0,5 0,5 0,33 0,167 0,33
/•.’max/^3 3,14 1.57 1,57 1.21 0,524 1,045
Pl/Pd» 2,69 1,23 1,23 1,21 1,05 1,05
P’/Pdd 3,49 1,74 1,23 1.48 1,48 1,05
P,/PdO 3,09 1,48 1,23 1,345 1,26 1,05
Ч 1,35 0,67 0,67 0,25 0.057 0,057
Нулевая однофазная схема в свою очередь по сравнению с мосто-
вой имеет те преимущества, что требует меньшего числа вентилей
и потери мощности в ее вентилях вдвое меньше.
$ 8.3. ВЫПРЯМИТЕЛИ ТРЕХ- И ШЕСТИФАЗНОГО ТОКА
Выпрямители трехфазного тока, так же как и однофаз-
ного, могут быть с нулевым выводом и мостовые.
Трехфазная схема выпрямления с нулевой точкой (трехфазная
нулевая схема). Трехфазиый трансформатор в этой схеме имеет
соединение обмоток «звезда» — «звезда» (рис. 8.4, а). Вентильные
обмотки а, Ь, с присоединяются к анодам вентилей VDI, VD2, VD3.
Катоды этих вентилей соединены вместе и образуют положительный
потенциал выпрямленного напряжения. Отрицательным потенциалом
служит нулевая точка 0 вентильных обмоток.
Каждый из вентилей VDI, VD2, VD3 работает лишь в ту часть
положительного полупериода, когда его положительный потенциал
выше, чем у двух других вентилей. Например, вентиль фазы а рабо-
тает от точки а до точки б (рис. 8.4, б). Продолжительность работы
каждого вентиля характеризуется углом 2л/3, т. е. равна одной трети
С/зТ). В момент равенства напряжений двух смежных фаз ток
с одного вентиля переходит на другой.
Точки а, б, в, г являются точками коммутации.
Напряжение выпрямленного тока ud составляется из напряже-
ний работающих фаз и имеет форму верхних огибающих синусоид.
Среднее значение выпрямленного напряжения, подводимого к сопро-
тивлению Rd, равно Ud- Анодные токи <ai, /аг. *аз, протекающие через
вентили, имеют прямоугольную форму с основанием 2л/3 (рис. 8.4, в).
Обратное напряжение на вентилях в непроводящий полупериод
составляет разность между потенциалом выпрямленного напряжения
q>d и потенциалом на аноде вентиля <ра (заштрихованная часть на
177
рис. 8.4, б). На рис. 8.4, г изображена кривая обратного напряжения
для вентиля фазы а.
При соединении обмоток трансформатора по схеме «звезда» —
«звезда» по вторичным обмоткам трансформатора будет поочередно
протекать ток Id, по первичным обмоткам, присоединенным к тбех-
фазной сети, токи будут протекать во всех трех фазах. Таким обра-
зом, в любой момент времени магнитные потоки в трех сердечниках
трансформатора, создаваемые первичными токами, не будут пол-
ностью компенсированы вторичными магнитными потоками вторич-
ных обмоток.
На каждом стержне трансформатора в течение '/3 периода
будут возникать некомпенсированные магнитодвижущие силы
(м. д. с.), вследствие чего образуется магнитный поток рассеивания,
замыкающийся по контуру сердечник — воздух — стальной кожух
трансформатора. Этот поток вынужденного намагничивания вызы-
вает дополнительное насыщение сердечников и наводит проти-
во-э. д. с. в обмотках.
Рнс. 8.4. Трехфазный выпрямитель с нулевой точкой:
схема соединениА; б. в - диаграммы напряжении и токов; г — диаграмма обратного
напряжения на вентиле
178
Рнс. 8.5. Схема и диаграммы, поясняющие влияние индуктивности в цепях вентилей:
а — схема протекания тока; б — диаграммы напряжений и токов
Вследствие указанного явления мощные трехфазиые нулевые
выпрямители со схемой соединения трансформатора «звезда» —
«звезда» почти не применяют.
Устранение потока вынужденного намагничивания может
быть достигнуто соединением сетевой обмотки в «треугольник» или
в «зигзаг». В этом случае в потоке вынужденного намагничивания
остается только постоянная слагающая тока, что значительно сни-
жает вредное влияние потока вынужденного намагничивания. Для
полного его уничтожения сетевые обмотки преобразовательного
трансформатора следует соединить в «треугольник», а вентильные —
в «зигзаг».
Основные параметры трехфазной нулевой схемы приведены
в табл. 8.1 (схема № 4).
Влияние индуктивности на работу выпрямителя. Для нормальных
режимов работы выпрямителя индуктивное сопротивление первичных
сетей и индуктивность сетевых обмоток трансформатора можно
объединить и отнести к цепи вторичной обмотки, а активным сопро-
тивлением обмоток трансформатора и линии пренебречь.
Тогда при наличии в цепи вентилей индуктивных сопротивлений х
произойдет перекрытие двух смежных вентилей VD1 и VD2
(рис. 8.5, а) на угол у (рис. 8.5, б). В момент перекрытия две смеж-
ные обмотки как бы закорочены, так как ток через вентили в этот
период может проходить в обоих направлениях.
В цепи вентиля VD1 протекает постоянная слагающая тока id,
которая замыкается через внешнее сопротивление Rd, и переменная
слагающая тока /5, которая проходит по замкнутой цепи двух вто-
ричных обмоток is< ij трансформатора. В первой обмотке перемен-
ный ток наводит э. д. с. e,i=L^, а во второй обмотке es2=
____I di?
dt ’
179
Вследствие этого э. д. с. в фазах трансформатора составит )
t,l+24=e2-2^. (8Л7)
Результирующая э. д. с. (см. рис. 8.5, а) будет (ei + е2) /2, а пере-
менный ток в замкнутой цепи двух фаз
Угол перекрытия можно определить из выражения
cosy = 1 — *„/<,„ (u.KT + u.KC), (8.19)
где u.KT — относительное напряжение к. з. трансформатора;
и«кс — то же сети 6 или 10 кВ.
Напряжение к. з. сети
м.кс = S„/SK3, (8.20)
где S„ — номинальная мощность трансформатора, кВ-А;
SK3 — мощность к. з. на шинах 6 или 10 кВ-А.
Если мощность к. з. на шинах неизвестна, то принимают (ЛКс= 0,5.
Угол перекрытия искажает форму тока в цепи фаз и форму вы-
прямленного тока. Если ранее при определении эффективного тока
во вторичной обмотке исходили из формы тока, обозначенного бук-
вами ghken (см. рис. 8.5, б), то в действительности ток будет иметь
форму gkep. Однако поскольку площадки ghk и пер приблизительно
равны, то ранее выведенное соотношение между эффективным током
вторичной обмотки /2 и выпрямленным током Id для практических
целей можно считать справедливым.
Среднее значение выпрямленного напряжения при угле перекры-
тия будет уменьшено на размер заштрихованной площадки d (см.
рис. 8.5, б). Соотношение между напряжением холостого хода и
выпрямленным напряжением
Uda= Ud [1 4- Л(Ц”+ U“f)] + ut, (8.21)
где А — коэффициент схемы (для трехфазной нулевой схемы А=0,7).
Трехфазная мостовая схема питания. Выпрямленное напряжение
(рис. 8.6, а) имеет шестифазную пульсацию, поэтому, принимая
т= 6, получим:
Uw = 1,356/2л = 2,34(72ф;
1 (8.22)
(?1Ф = (У2ф = (Ло/2,34. >
Коэффициент /4=0,5, поэтому
= [1 + °'5(Ц;,0+ Ц‘с)] + 2«„ (8.23)
180
Рис 8.6.
Рнс. 8.6. Трехфазная мостовая схема:
а - схема соединений; б — диаграмма вторичных напряжений; в — диаграмма выпрямлен-
ного напряжения; г - диаграмма токов вентилей; д — диаграмма приведенных токов первич-
ной обмотки
Рис. 8.7. Схема питания «две обратные звезды с уравнительным реактором»:
а — схема соединения; б - напряжение аентнльных обмоток; в — напряжение уравнитель
ного реактора; г — вентильные токи; д — токи в фазах сетевых обмоток
181
Напряжение между каждым из выводов постоянного тока и нуле-
вой точкой трансформатора равно половине напряжения выпрям-
ленного тока и имеет трехфазную пульсацию. Диаграммы выпрям-
ленных напряжения и тока показаны на рис. 8.6, б, в, г, д.
Отличительной особенностью мостовых схем является то, что
в каждой фазе трансформатора ток протекает за один период дважды
в различных направлениях. Вследствие этого мостовые схемы отно-
сятся к группе двухтактных схем.
Действующие значения приведенного вторичного и первичного
токов равны, т. е.
Г, = /2 = ^2/3-ld = 0,815/d. (8.24)
Мощности первичных и вторичных обмоток трансформаторов
будут равны, т. е.
Р1= р2= р, = 3(/2ф/2= з 1,05Р„о. (8.25)
2,34 уЗ
Обратное напряжение
(7овртах= 1,045(Ло. <8-26)
Эффективное и среднее значения обратных напряжений:
(Аврэфф = 0,67(7do; |
(7оврср = 0,5Udo. f
Другие электрические параметры см. в табл. 8.1 (схема № 6).
Шестифазная схема <две обратные звезды с уравнительным ре-
актором» (нулевая). Вентильные обмотки трансформатора в этой
схеме представляют две трехфазные звезды, повернутые на 180° эл.
Нулевые выводы этих звезд соединены через уравнительный реактор
УР, средняя точка с2 которого является отрицательным полюсом вы-
прямленного тока (рис. 8.7, а).
Уравнительный реактор состоит из двух одинаковых катушек,
размещенных на стальном сердечнике и намотанных в одном направ-
лении. Выпрямленный ток от среднего вывода протекает по обеим
катушкам реактора. Разность этих токов обеспечивает магнитный
поток в сердечнике реактора, который в катушках реактора будет
наводить э. д. с.
При этом если э. д. с. левой катушки уменьшает напряжение на
вентильном плече четной звезды, то э. д. с. в правой катушке повы-
шает напряжение вентильных плеч нечетной звезды, и наоборот.
Благодаря такой работе уравнительного реактора в любой момент
времени напряжение двух смежных плеч вентилей ai — с2; с2 — Ьз
и т. д. уравнивается и равно полусумме напряжений.
Например, в первую шестую часть периода напряжение плеча
вентилей а, снижается на величину е, а напряжение плеча венти-
лей Ьз и с2 повышается на ту же величину е. В следующую шестую
часть периода, наоборот, напряжение четного плеча вентилей с2
182
снижается, а напряжение нечет-
ных плеч а\ и Ьз повышается (рис..
8.7, б). Благодаря этому в любой
момент токи вентильных обмоток
четной и нечетной звезд равны.
Как видно из диаграммы (рис.
8.7, в), уравнительный реактор ра-
ботает в режиме тройной частоты,
т. е. э. д. с., наводящаяся в ка-
тушках реактора, имеет частоту
150 Гц.
Мгновенное значение намагни-
чивающего тока реактора iv созда-
Рис. 8.8. Внешняя характеристика схе-
мы питания «две обратные звезды с
уравнительным реактором»
ется вследствие разности токов
четной и нечетной звезд и отстает от напряжения реактора на 90°эл.
Общий выпрямленный ток la в любой момент времени делится
между четными и нечетными плечами вентилей, при этом каждое
плечо работает в течение 2л/3, т. е. вентили каждой звезды выпря-
мителя работают в трехфазном режиме.
Так как в этой схеме одновременно работают два плеча вентилей
разных фаз, то сердечник преобразовательного трансформатора не
имеет некомпенсированных магнитных потоков.
Диаграмма токов в сетевых обмотках является как бы зеркальным
изображением токов в соответствующих фазах вторичных обмоток
(рис. 8.7, г, д).
Трехфазный режим работы вентильных плеч выпрямителя в схеме
обеспечивается действием уравнительного реактора. Однако уравни-
тельный реактор работает описанным выше образом до тех пор, пока
выпрямленный ток выше некоторого критического значения /</Кр-
Если выпрямленный ток ниже этого значения, то намагничивающий
ток реактора падает, э. д. с. в катушках снижается и уравнительный
реактор не работает. Схема в этом случае превращается в шести-
фазную «звезду». Каждая фаза работает в течение времени, равного
2л/3, а не 2л/6.
Внешняя характеристика шестифазной схемы с уравнительным
реактором имеет как бы два напряжения холостого хода. При вы-
прямленном токе от 0 до /</Кр (рис. 8.8) режим работы выпрямителя
шестифазный и U'ao= 1,35(72, а при выпрямленном токе более
/</кР — режим трехфазный и Uao= 1,17(7г. Пик напряжения холостого
хода шестифазного режима составляет 15,7% Uao.
Этот пик в эксплуатации приносит некоторые неудобства, поэтому
для его устранения применяются балластные резисторы.
При помощи балластного резистора ток выпрямителя искусствен-
но увеличивается до критического значения ldKp, которое составляет
около 1% номинального тока выпрямителя. Поскольку балластный
резистор уменьшает к. п. д. агрегата примерно на 1%, его подклю-
чают только в те часы суток, когда на подстанции можно ожидать
спада тяговой нагрузки до нуля.
183
Напряжение холостого хода выпрямителя
Ud0 = U J1 + -°^u7 + -u>c)1 + U., (8.28)
L Ivv J
где «кт, «кс—выражены в %;
UB — падение напряжения в вентилях плеча.
Для ориентировочных расчетов можно принять падение напря-
жения в каждом из последовательно соединенных полупроводнико-
вых вентилей 1 В. При точных расчетах падение напряжения в каж-
дом вентиле определяют по формуле
и„ = и0 + 3/?д/. ср. (8.29)
Основные расчетные параметры приведены в табл. 8.1 (схема № 5).
Ток короткого замыкания. В режиме тока до /<*н работают два
вентильных плеча. С дальнейшим увеличением выпрямленного тока
одновременно работают три плеча. Для рассматриваемой схемы, как
показали исследования, предельным углом коммутации является
у=60°. В пределах угла коммутации у= 04-60° при одновременно
работающих двух вентильных плечах внешняя характеристика оста-
ется прямолинейной. Предельное значение прямолинейной части ха-
рактеристики наступает при токе к. з., равном шестикратному значе-
нию номинального выпрямленного тока в /<*„ (см. рис. 8.8).
Дальнейшее значение выпрямленного напряжения при увеличе-
нии тока к. з. происходит не вследствие увеличения угла коммутации,
а из-за изменения момента начала работы очередных вентильных
плеч.
Внешняя характеристика для этого режима имеет вид кривой
линии (см. рис. 8.8).
Ток к. з.
/dK= 110-----. (8.30)
Uki + Uxc
При работе на сборные шнны п одинаковых агрегатов ток к. з.
на шинах подстанции
IdKlu = НО------------------
Ukt/Л + Пи,
(8.31)
где hn — номинальный выпрямленный ток одного агрегата, А;
«кт, «кс— выражены в %.
Фактический ток к. з. на зажимах выпрямителя всегда несколько
меньше расчетного из-за падения напряжения в вентилях выпрями-
теля, проводах, шинах и контактах, а также вследствие неучета
в расчетах активного сопротивления обмоток трансформатора.
Практически короткое замыкание на зажимах выпрямителя мало-
вероятно. Обычно за расчетный ток к. з. принимают ток к. з. на выво-
дах положительных и отрицательных кабелей на контактную сеть.
Для более полного учета всех сопротивлений в цепи выпрямленного
184
тока определяют эквивалентное сопротивление и к нему добавляют
сопротивление всех элементов цепи выпрямленного тока:
/?экв = 1 ,O5t/do//dK-
(8.32)
Ток к. з. в линии с учетом всех сопротивлений
l,05t7rf0
1<,ы /?,«. + R. + /?„ + /?л + R, ’
(8.33)
где 1,05 — коэффициент перехода от среднего выпрямленного напряжения
(Jd0 к наибольшему;
R„ — сопротивление вентилей в режиме к. з., Ом;
R„ — сопротивление проводов, шин и контактов в выпрямителе, Ом;
R„ — сопротивление положительных и отрицательных линий. Ом;
/?т — активное сопротивление фазы трансформатора. Ом.
При отключении тока к. з. быстродействующим выключателем,
обладающим токоограничивающим эффектом, ток к. з. будет значи-
тельно меньше расчетного. Из приведенных на рис. 8.9 осциллограмм
отключения тока к. з. выключателем ВАТ-43 видно, что при расчет-
ном токе /dK= 20 кА амплитудное значение тока, отключенного вы-
ключателем, составило 13,8 кА.
Наличие индуктивности в цепи к. з. при сбросе тока вызывает
перенапряжение.
Пробой вентильного плеча. В этом случае происходит короткое
замыкание между фазами трансформатора. При этом через фазу с
поврежденным вентилем будет протекать ток в двух направлениях,
а в остальных фазах — лишь в положительные полупериоды.
При параллельной работе агре-
гатов, кроме указанных токов в
трансформаторе, через повреж-
денные вентили будет протекать
постоянный ток от параллельно
работающих агрегатов. Для от-
ключения этого тока применяют
поляризованные катодные быстро-
действующие выключатели.
В мощных преобразовательных
агрегатах нашли применение две
схемы; трехфазная мостовая и
шестифазная с уравнительным ре-
актором.
Внешние токи к. з. /</к в схемах
одинаковы. Ток к. з. в вентилях
мостовой схемы в 2 раза больше,
чем в нулевой.
Типовая мощность преобразо-
вательного трансформатора в мос-
товой схеме на 21% меньше и кон-
струкция трансформатора проще.
Рнс. 8.9. Осциллограммы отключения
токов к. з.:
1—6 — токи в вентильных обмотках; 7
общий ток к. з.
185
зато токи в вентильных плечах мостовой схемы больше, что приводит
к увеличению числа параллельных цепей вентилей.
Что касается числа последовательно соединенных вентилей, то
в мостовой схеме их должно быть в 2 раза меньше. Однако с учетом
наличия современных высоковольтных вентилей в вентильных цепях
обеих схем могут устанавливаться по два последовательных вен-
тиля (в нулевой схеме — более высокого класса), из которых один
резервный. Стоимости агрегатов при применении этих схем питания
почти одинаковые.
$ 8.4. УПРАВЛЯЕМЫЕ ВЫПРЯМИТЕЛИ
В управляемых выпрямителях вместо диодов применены
тиристоры. Изменяя угол открытия тиристоров, можно регулировать
выпрямленное напряжение в пределах Udoa= (04- 1) Udo.
Снимая управляющие импульсы с тиристоров, можно запирать
выпрямитель и тем самым отключать выпрямленный ток. В этом
случае управляемый выпрямитель выполняет функцию бесконтакт-
ного коммутирующего аппарата, т. е. заменяет выключатель по-
стоянного тока.
Если каждый управляемый выпрямитель питает только одну ли-
нию, то линейный выключатель не требуется. Управляемый выпря-
митель в этом случае будет быстро отключать нагрузки, перегрузки
и короткие замыкания в линии. Этот способ защиты линии более
надежен. К преимуществу управляемых выпрямителей относится
и то обстоятельство, что при пробое вентильного плеча защитное
устройство запирает вентили всех фаз и таким образом значительно
сокращает время протекания токов к. з. в трансформаторе.
Управляемые выпрямители, как правило, имеют интегральные
схемы управления и защиты.
Для этих выпрямительных агрегатов относительные значения
амплитудных токов к. з. трехфазного мостового агрегата зависят
от отношения гр/хр (где rp= rT+ rn+ r„ — сумма активных сопротив-
лений фазы трансформатора, анодного провода и вентилей в плече).
Расчетное индуктивное сопротивление равно сумме индуктивных
сопротивлений фазы трансформатора и сопротивления системы
питания 10 кВ.
Продолжительность протекания тока к. з. в цепи выпрямленного
тока трехфазного мостового агрегата зависит также от расчетных
величин Гр/Хр.
Контрольные вопросы
I. Перечислите основные расчетные параметры выпрямителя.
2. На что оказывает влияние индуктивность в вентильных цепях?
3. Каковы назначение и работа уравнительного реактора в нулевой схеме?
4. Опишите принцип работы трехфазной мостовой схемы питания.
5. Какие основные преимущества и недостатки трехфазной мостовой схемы пи-
тания и шестифазной схемы <две обратные звезды с уравнительным реактором»?
6. В чем состоят основные преимущества управляемых выпрямителей?
Глава 9. КОНСТРУКЦИЯ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬНЫХ
АГРЕГАТОВ
$ 9.1. ПОЛУПРОВОДНИКОВЫЕ ВЫПРЯМИТЕЛИ
Устройство выпрямителей. До последнего времени крем-
ниевые выпрямители выпускались неуправляемыми с лавинными
диодами типа ВЛ200. Выпрямительные агрегаты с такими выпря-
мителями получили обозначения ВАКЛЕ-2000/600Н и ВАКЛЕ-1000/Н
(выпрямительный агрегат с кремниевыми диодами лавинного типа
с естественным воздушным охлаждением с трансформатором по
нулевой схеме).
Выпрямительный агрегат ВАКЛЕ-2000/600Н имеет два выпрями-
теля на 1000 А, он выпускается в комплекте с преобразовательным
трансформатором ТМПУ-2000, имеющим встроенный уравнительный
реактор.
Выпрямитель на 1000 А состоит из шести вентильных плечей
VD1—VD6. Каждое вентильное плечо имеет две параллельные це-
почки лавинных диодов ВЛ200, магнитный делитель тока UZ и шун-
тирующие резисторы Rui (рис. 9.1).
Контроль состояния вентилей выпрямителя осуществляет реле К1.
В случае пробоя любого из вентилей равномерное распределение
обратного напряжения между сопротивлениями /?ш нарушается и
реле К1 срабатывает, что приводит к отключению агрегата.
Выпрямитель выполнен в виде шкафа с двусторонним располо-
жением дверей, позволяющих двустороннее обслуживание. В шкафу
размещены охладители с вентилями, шины переменного тока (по
три слева и справа) и плюсовая шина постоянного тока (посере-
дине).
В шкафу находятся 36 вентилей с охладителями. Параллельные
цепочки вентилей одного вентильного плеча располагаются друг
над другом. Верхние охладители имеют большие размеры для того,
чтобы компенсировать подогрев их от иижних охладителей. Вентили
различных фаз размещены ступенчато так, что воздух, подогретый
нижними вентилями, проходит мимо вентилей, расположенных выше.
Каждый выпрямительный агрегат снабжен шкафом управления.
Вместо выпрямительного агрегата ВАКЛЕ-1000/Н с лавинными
диодами промышленность выпускает агрегаты ВАК-1000 (имеющие
таблеточные диоды В800) с трансформаторами со схемой «звезда —
две обратные звезды с уравнительным реактором». В каждой фазе
трансформатора- включены последовательно два диода VD1 и VD2
(рис. 9.2, а, б). Конденсаторы Cl, С2 защищают диоды от пере-
напряжения, возникающего при коммутации тока, а реле К/ служит
для контроля состояния диодов (от пробоя).
Защита от коммутационных перенапряжений осуществляется ва-
ристорами RU, устанавливаемыми в вентильных плечах нечетных
фаз аь Ь3, С5 (см. рис. 9.2, а). Варисторы — это нелинейные полу-
187
Рис. 9.1. Электрическая схема выпрямителя ВАКЛЕ-ЮОО/Н
проводниковые резисторы, сопротивление которых изменяется в зави-
симости от приложенного напряжения. Сопротивление варисторов
резко уменьшается с увеличением напряжения.
Защита от внешних перенапряжений выполняется также при
помощи варисторов, устанавливаемых между плюсовой и минусовой
шинами 600 В.
Выпрямительный агрегат имеет следующие схемы управления
и защиты:
автоматическое включение резервного агрегата;
контроль предохранителей в цепях управления;
газовая защита трансформатора;
пробой диодов;
перегрев преобразовательного трансформатора;
Рнс. 9.2. Электрические схемы вентильных плеч выпрямителя ВАКЛЕ-1000 с табле-
точными диодами в фазах аь Ьз, с5 (а) и в фазах с21 а«, Ь6 (б)
188
контроль выпрямленного напряжения;
световая сигнализация положения агрегата.
Выпрямитель размещен в шкафу размером 600Х 1000 мм, высо-
той 2200 мм. Шкаф имеет дверки с передней и задней стороны.
На передних дверках расположены ключи управления и сигнальные
приборы.
Для агрегата на 2000 А применяют два выпрямителя. Равномер-
ное распределение тока в двух параллельных цепочках вентилей
в этом случае обеспечивается магнитными делителями или алюми-
ниевыми анодными проводами длиной не менее 6 м, сечением 240 мм2.
Тиристорные выпрямители типа ТПЕ (трехфазные, постоянного
тока, с естественным воздушным охлаждением) изготовляются
с сухими трансформаторами по трехфазной мостовой схеме.
Выпрямители выпускают следующих типов: ТПЕ-800 (/<*= 800 А)
с трансформатором ТСЗГ1-800, ТПЕ-1250 (/<*= 1250 А) с трансфор-
матором ТСЗП-1000 (рис. 9.3). В каждом вентильном плече включе-
ны параллельно три таблеточных тиристора Т253-800. В выпрямителе
ТПЕ-800 включены параллельно два тиристора. В качестве датчиков
тока служат трансформаторы тока ТА в цепи фаз выпрямителя.
Защита от перенапряжений на переменном токе FV1 осуще-
ствляется при помощи цепочек R1—С1 и варисторов СН-2. Защита
от перенапряжения на постоянном токе FV2 осуществляется при
помощи встречно включенных диодов с автоматическим контролем
их состояния.
Преобразовательную секцию монтируют в стальном шкафу раз-
мером 1000Х 1000 мм, высотой 2200 мм. Шкаф снабжен дверками
спереди и сзади, причем передняя правая дверка двойная. При от-
крытой левой дверке вторая половина правой дверки предохраняет
от соприкосновения с токоведущими частями.
Внутри шкафа размещены силовые тиристоры VS, смонтирован-
ные на двух групповых охладителях (катодном и анодном), предо-
хранители FU, панели защиты от перенапряжения на переменном
и постоянном токе.
На внутренней стороне левой дверки шкафа размещена плата
интегральных микросхем защиты и управления. Микросхемы обес-
печивают:
формирование выходных импульсов управления тиристорами
(ФИ);
синхронизацию импульсов управления (СТ);
защиту от замыкания на землю (333);
защиту перенапряжения на переменном токе (ЗП);
максимальную токовую защиту (МТЗ);
сигнализацию о пробое тиристора (ПП);
схему испытателя к. з. в линии 600 В (ИКЗ) с анализатором
АКЗ;
схему автоматического повторного включения (АПВ);
схему комбинированной токовременной защиты контактных про-
водов (КТЗ).
189
Рис. 9.3. Электрическая силовая схема тиристорного выпрямителя
Управление агрегатом с тиристорным выпрямителем может быть
местным и с диспетчерского пункта (телеуправление).
Тиристорный выпрямитель предназначен для питания линии
600 В без быстродействующего линейного выключателя, поэтому
схема выпрямителя имеет ИКЗ, АПВ, ФИ, СТ и КТЗ.
Обслуживание выпрямителей [I] включает в себя следующие
работы. Профилактическое испытание выпрямителей состоит из изме-
рения сопротивления изоляции, испытания изоляции повышенным
напряжением, проверки распределения тока в параллельных цепоч-
ках и обратного напряжения между последовательно включенными
СПП.
Сопротивление изоляции силовых цепей измеряют мегаомметром
на 2000 В. Во избежание пробоя СПП и конденсаторов перед изме-
190
рением их отключают от испытательных цепей или шунтируют про-
водником. Сопротивление изоляции не должно быть менее 100 МОм.
Сопротивление изоляции вторичных цепей должно быть не менее
10 МОм.
Распределение тока по параллельным ветвям проверяют пофаз-
но, используя сварочный трансформатор. Токи в ветвях измеряют
измерительными клещами. Наибольшее отклонение токов в ветвях
не должно превышать 10% среднего расчетного значения.
Распределение обратного напряжения проверяют при помощи од-
нофазного трансформатора напряжения, включенного через ЛАТР.
Для того чтобы через испытательные вентильные плечи проходил
только обратный ток, трансформатор напряжения включают через
вспомогательный диод или два вентильных плеча выпрямителя вклю-
чают встречно. Напряжение на СПП измеряют либо статическим
вольтметром, либо осциллографом. При измерении обратное ампли-
тудное напряжение не должно превышать С/овртах в рабочем режиме.
Допустимые отклонения обратного напряжения от среднего значения
не должны превышать 10%.
§ 9.2. ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ
Устройство трансформаторов. Масляные трансформаторы
состоят из стального магнитопровода (сердечника) с сетевыми
обмотками на 6 или 10 кВ и вентильными обмотками, стального бака
с трансформаторным маслом и расширителями.
Вертикальные части магнитопровода с обмотками называют
стержнями, а горизонтальные — ярмом. Стержни имеют ступенчатое
сечение и на них надевают обмотки в виде дисков. В пустотах между
стержнями и обмотками циркулирует масло. Это способствует
охлаждению обмоток.
В отличие от обычных промышленных трансформаторов в пре-
образовательных трансформаторах обмотка высшего напряжения
(сетевая) располагается ближе к стержням, а вентильные обмотки —
снаружи.
Обмотки выполняются из ряда секций с зазорами между ними,
что улучшает их охлаждение.
Сетевые обмотки имеют ответвления для регулирования коэффи-
циента трансформации в пределах ±5%. Переключение ответвлений
производится при помощи трехфазного переключателя (рис. 9.4).
Для лучшего охлаждения масла в трансформаторе бак должен
иметь по возможности большую поверхность. Для этого бак делают
волнистым, трубчатым или с дополнительными трубчатыми радиато-
рами (рис. 9.5). Внизу бак имеет кран 3 для слива масла и присоеди-
нения фильтр-пресса, а также болт для заземления.
На крышке трансформатора имеются проходные фарфоровые
изоляторы, фланцы для присоединения трубопровода к расширителю,
фланец для предохранительной (выхлопной) трубы, фланец для
фильтра-пресса, привод переключателя и патрон термосигнализа-
тора.
191
Крышка трансформатора связана
с выемной частью и крепится к верх-
ней раме бака болтами с уплотнением
из маслоупорной резины или пробки.
Расширитель имеет цилиндриче-
скую форму с объемом около 10% об-
щего объема масла и служит для
обеспечения полного заполнения мас-
лом бака при колебаниях температу-
ры масла. Наверху расширитель име-
ет отверстие для долива масла. На
боковой стенке расширителя уста-
навливают маслоуказатель с отмет-
ками уровня масла при температу-
рах —45, + 15 и + 40° С. Внизу рас-
ширитель имеет отстойник с пробкой
для слива грязного масла и влагопо-
Рис. 9.4. Схема переключения от- глотитель 6
ветвлений трехфазным переклю-
чателем Между расширителем и крышкой
в рассечку трубопровода устанавли-
вается газовое реле 10. Предохранительная труба 9 служит для
предотвращения повреждения бака при взрыве масла. Она имеет
мембрану из стекла, которое лопается при избыточном давлении
в баке.
Трансформаторное масло в трансформаторах, предназначенное
для охлаждения и изоляции обмоток, должно удовлетворять опре-
деленным нормам. Главнейшие из них: электрическая прочность,
отсутствие механических примесей, кислотное число, температура
вспышки (+135°С), температура застывания (—35°С), тангенс
угла диэлектрических потерь (характеризует изоляционные качества
при переменном токе).
Б эксплуатации вследствие окисления происходит старение мас-
ла, и оно становится непригодным для дальнейшей эксплуатации.
У такого масла снижается электрическая прочность и образуются
водорастворимые кислоты, разрушающие изоляцию обмоток и вызы-
вающие коррозию стальных частей.
Для снижения интенсивности старения масла используют термо-
сифонные фильтры (рис. 9.6). Их присоединяют снаружи к транс-
форматору и заполняют активным веществом, которое поглощает
продукты старения масла. В качестве таких активных веществ
(адсорбентов) применяют силикагель или алюмогель.
Для предотвращения попадания в трансформаторное масло
влажного воздуха служит воздухоосушитель (рис. 9.7).
Кроме перечисленных дополнительных устройств, масляные
трансформаторы большой мощности имеют также газовую защиту,
осуществляемую при помощи газового реле 10 (см. рис. 9.5).
Работа газовой защиты основана на выделении летучих газов
из изоляционных материалов и трансформаторного масла при силь-
ном нагреве, например при к. з. или при возникновении электриче-
ской дуги.
192
Газовое реле РГ43-66 заключено в герметически закрытый кор-
пус 3 с крышкой 2 (рис. 9.8, а). С двух сторон корпус реле снабжен
фланцами 5 для присоединения трубопроводов, один из которых идет
к крышке трансформатора, другой — к расширителю.
С двух боковых сторон корпус имеет два смотровых стекла 4
с делениями. На крышке корпуса реле установлены кран / и коробка
зажимов 6 для подключения контрольных кабелей. В дне корпуса
имеется пробка для спуска влаги и грязного масла.
Выемная часть реле имеет два чашечных контакта: верхний кон-
такт сигнальный, нижний — отключающий. Чашечный контакт со-
Рис. 9.6.
Рис. 9.5.
Рис, 9,5, Трансформатор ТМПУ-2000/10У2:
/ — пробка; 2 — кран для взятия проб масла; 3 — кран для фильтр-пресса и слива масла;
4 — фильтр термосифонный; 5 — термометр манометрический; 6 — влагопоглотитель; 7 —
расширитель; 8 — маслоуказатель; 9— предохранительная труба; Ю— газовое реле; // -
радиатор; 12 — привод диапазонного переключателя; 13 — ввод сетевой обмотки; 14 — бак;
/5 — вентиль залива масла и фильтр-пресса; 16 — нулевой вывод; /7 — вводы вентильных
обмоток
Рис. 9.6. Устройство термосифонного фильтра:
/ — сетка с силикагелем; 2 — корпус; 3 — крышка; 4 — труба; 5 — бак трансформатора
7-5816
193
О)
Рис. 9.7. Воздухоосушнтелы
I — масляный фильтр; 2 — расширитель трансформатора; 3 — корпус воздухоосушителя;
4 осушитель (гранулированный силикагель); 5 — прозрачный колпачок; 6 — индикаторный
силикагель (стрелками указан путь прохождения воздуха)
Рис. 9.8. Общий вид (а) и эскиз чашечного контакта (б) газового реле
стоит из алюминиевой прямоугольной чашечки 7 (рис. 9.8, б) с по-
движным контактом 10. Чашечка вращается на оси 11 и удержива-
ется в верхнем положении при разомкнутом контакте пружиной 8.
Неподвижный контакт 9 устанавливается на изолированной пластин-
ке. Нижняя чашечка устроена аналогичным образом, но снабжена
дополнительной пластиной 12, которая реагирует на скорость потока
масла в реле. Проводники от контактов реле выведены на зажимы 6.
В нормальных условиях газовое реле полностью заполнено мас-
лом. Верхняя и нижняя чашечки реле удерживаются пружинами
в верхних положениях и их контакты разомкнуты.
При повреждении трансформатора, сопровождающегося слабым
выделением газа, последний скапливается в верхней части реле,
вытесняя масло. Когда уровень масла окажется ниже верхней ча-
шечки, она под тяжестью в ней масла опускается вниз и замыкает
контакт. В этом случае защита действует на сигнал. Действие
газовой защиты на сигнал может быть также при снижении уровня
масла вследствие течи масла из трансформатора или уменьшении
его объема при сильном морозе.
Повреждение трансформатора, приводящее к бурному газообра-
зованию, вызывает бросок масла из трансформатора в расширитель.
Под воздействием этого потока масла на пластину 12 нижняя ча-
194
щечка поворачивается и замыкает контакт аварийного состояния.
Этим контактом трансформатор отключается от сети.
Причина срабатывания нижнего контакта газового реле может
быть определена по уровню масла в газовом реле. Через окошечко
в нем или проверкой газа на запах, цвет и вспышку, для чего берут
пробу газа через кран /. При разложении дерева и изоляции газ
имеет черный или серый цвет и горит. Если газ бесцветен и не горит,
то, как правило, это воздух.
Сухие трансформаторы типа ТСЗП (рис. 9.9, табл. 9.1) промыш-
ленность начала выпускать применительно к тиристорным выпрями-
телям. Отсутствие в них трансформаторного масла имеет большое
эксплуатационное преимущество: обеспечивает взрыво- и пожаро-
безопасность; не требует организации масляного хозяйства в служ-
бах и трансформаторных камер, что позволяет устанавливать транс-
форматоры в машинном зале.
Электрические параметры трансформаторов. Номинальная мощ-
ность трансформатора S„, кВ-А, является мощностью первичных
(сетевых) обмоток.
Коэффициент трансформации представляет отношение между-
фазных напряжений первичных и вторичных обмоток:
Кт = и1я/и2],.
Напряжение короткого замыкания трансформатора ик% опреде-
ляют из опыта или справочников. Ток холостого хода трансформатора
/хх обычно в справочниках дается в долях от первичного номиналь-
ного тока.
Потери холостого хода Рхх характеризуют качество сердечника,
так как являются потерями в стали. Нагрузочные потери трансфор-
матора Рн — это потери в его обмотках при номинальной нагрузке.
Группа соединений преобразовательного трансформатора характе-
ризует схему соединения обмоток.
Рис. 9.9. Общий вид сухого преобразовательного трансформатора типа ТСЗП
7*
195
Рис. 9.10. Кривая намагничивания Ц/) при
включении трансформатора на холостой ход:
<К, Фв — соответственно периодическая и аперио-
дическая составляющие магнитного потока; Фу —
ударный магнитный поток; — ударный ток на-
магничивания
произойдет при переходе
напряжения через нуль) в
Ток намагничивания
при включении трансфор-
матора на холостой ход
может достигать шести-
кратного значения номи-
нального значения тока
сетевой обмотки транс-
форматора. При этом для
устранения неоправдан-
ных отключений токовую
уставку приходится за-
грублять.
Сущность броска тока
намагничивания в следую-
щем: при включении транс-
форматора на холостой
ход в цепи преобладает
индуктивность, вследствие
этого (если включение
трансформаторе образу-
ются магнитные потоки — апериодический Фа и периодический Фп.
Складываясь, эти потоки создают ударный магнитный поток Фу,
который в соответствии с кривой намагничивания стали вызывает
ударный ток намагничивания (рис. 9.10).
Параллельная работа трансформаторов может осуществляться
лишь при соблюдении следующих условий: группы соединений и но-
минальные напряжения сетевых и вентильных обмоток должны быть
одинаковыми — коэффициенты трансформации не должны разли-
чаться более чем на 5%, а напряжения ик — более чем на 10%.
Обслуживание трансформаторов [1]. Важные профилактические
испытания трансформаторов в основном включают в себя измерение
сопротивления обмоток постоянному току, определение характе-
ристик трансформаторного масла, измерение изоляции обмоток.
Сопротивления сетевых и вентильных обмоток постоянному току
измеряют с помощью измерительного моста с нижним пределом изме-
рений 10“2 Ом на всех положениях переключателя ступеней. При на-
Таблица 9.1
Тип трансфор- матора Значения параметров сухих трансформаторов
S.. кВА h. А Рн, кВт Рак. кВт % Ut, % Размеры (см. рис. 9.10) Q. кг
А В Н
ТСЗП-630 630 800 5,1 2,0 1,8 6 990 1920 1470 840
ТСЗП-1000 1000 1250 6,3 2,3 1,2 6,3 990 2120 1900 1070
196
личин в трансформаторе нулевого вывода измерение выполняют в
каждой фазе. Если нулевого вывода иет, измерение производят
между фазами. Фазные сопротивления в этом случае:
/?лф = (Rab + Rac — Rbc)/2;
Rb& = (Rab + Rbc — Rac)/2;
Rc$ = (Rac + Rbc — Rab)/2-
В тяговых трансформаторах «две обратные звезды с уравнитель-
ным реактором» в качестве нулевого вывода используют среднюю
точку уравнительного реактора. В этом случае в сопротивление
фазы входит сопротивление одной катушки уравнительного реактора.
При соединении обмоток трансформатора в треугольник (сухие
трансформаторы) по междуфазному сопротивлению можно рассчи-
тать сопротивление фаз:
о (Лла+ Rbc— Rac)Rac~)~ (Rab— Rac— Rbc)Rbc + (Rbc + Rac— Rab)Rab .
2(Rbc~)~ Rac— Rab)
n __(RabA- Rbc— Rac)Rac+ (Rab-)- Rac— Rbc)Rbc-)- (Rbc-)- Rac— Rab)Rab .
~ 2(Rab+Rac-Rbc)
n (Rab~)~ Rbc— Rac)Rac~)~ (Rab-)- Rac~ Rbc)Rbc-)~ (Rbc-)- Rac— Rab)Rab
2(Rab+ Rbc—Rac)
Определяют характеристики трансформаторного масла в химиче-
ской лаборатории по взятым пробам масла из бака трансформатора.
Измеряют изоляцию обмоток трансформаторов мегаомметром на-
пряжением 2500 В. Для масляных трансформаторов, где измерение
сопровождается поляризацией масла, показания прибора берут
через 60 с.
Контрольные вопросы
I. Опишите конструкцию выпрямителя ВАКЛЕ.
2. Опишите конструкцию тиристорного выпрямителя ТПЕ.
3. Какова конструкция масляного преобразовательного трансформатора?
4. В чем преимущества сухих трансформаторов?
5. Чем вызывается ударный ток намагничивания при включении трансформа-
торов?
6. В чем состоит обслуживание выпрямителей?
7. В чем состоит обслуживание трансформаторов?
Глава 10. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ
§ 10.1. ВЫСШИЕ ГАРМОНИКИ
В ЦЕПЯХ ВЫПРЯМЛЕННОГО ТОКА
Выпрямленное напряжение имеет две составляющие:
постоянную со значениями Ud0 или Ud и переменную с периодом
повторяемости 2л/т (рис. 10.1, а).
Переменная составляющая выпрямленного напряжения может
быть разложена на четные и нечетные гармонические составляющие.
Если буквой k обозначить номер гармоники (k— последовательный
ряд чисел), т — число фаз, f — частоту сети, тогда частота соот-
ветствующей гармоники fii= kmf.
Таблица 10.1
Г армопнка Частота гармоники /к, Гц U, ,^/Uju при U, при Uj«= 650 В
Y= 0 4= 30°
1-я 300 0,0400 0,065 42
2-я 600 0,0100 0,035 23
3-я 900 0,0042 0,028 13
4-я 1200 0,0044 0,015 8,5
Можно вывести следующую зависимость амплитудного значения
напряжения гармоники Urmax от ее номера k в режиме холостого
хода выпрямителя:
(10.1)
t^r.max 2
Udo (km)2— 1
Рис. 10.1. Кривые выпрямленного
напряжения:
а — в режиме холостого хода; б
под нагрузкой
Эффективные напряжения
моник находят из уравнения
^г.эфф _________ ^2
Udt> (km)2— 1
гар-
(Ю.2)
В режимах нагрузок вследствие
наличия угла перекрытия у форма
кривой переменной составляющей из-
меняется (рис. 10.1, б). Выпрямлен-
ное напряжение при этом снижается,
а эффективные напряжения гармо-
ник увеличиваются (табл. 10.1).
Напряжения и токи гармониче-
ских составляющих вредно влияют
на линии связи. Наиболее сильно че-
ловеческим слухом воспринимаются
колебания частотой 1050 Гц, поэтому
198
3- и 4-я гармоники являются наиболее вредными для телефонной
связи. Но с повышением номера гармоник величина их токов и
напряжения снижается.
В условиях городского электрического транспорта телефонные
линии прокладываются в земле и, таким образом, хорошо экрани-
руются, поэтому на тяговых подстанциях специальных мер для по-
давления гармоник не применяют.
§ 10.2. ВЫСШИЕ ГАРМОНИКИ ТОКА В ЦЕПЯХ
СЕТЕВЫХ ОБМОТОК
ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО ТРАНСФОРМАТОРА
Кривые тока в цепях сетевых обмоток преобразовательных
трансформаторов имеют не синусоидальную, а прямоугольно-сту-
пенчатую форму (см. рис. 8.6, д и 8.7, д).
В сети первичного тока возникают нечетные гармоники, номера
которых подчиняются закону
п = km ± 1. (10.3)
Подставляя для шестифазного выпрямителя (т=6) при k= 0,
получим 1-ю гармонику, при k= 1 —5- и 7-ю, при k= 2 11- и 13-ю
и т. д.
Токи гармоник по отношению к 1-й (основной) могут быть полу-
чены без учета угла перекрытия по формуле
l„= h/n. (10.4)
С учетом угла перекрытия
/,sin Г(п- 1)-^-1
In = ----------—. (10.5)
n(n-l)
Высшие гармоники циркулируют в цепях первичного тока и ока-
зывают вредное влияние на работу генераторов и других потреби-
телей. В обмотках статора генератора гармоники создают дополни-
тельный нагрев, а вследствие наличия вихревых токов в воздушных
зазорах искажают синусоидальную форму напряжения.
На показание счетчиков активной энергии на тяговой подстанции
гармоники оказывают отрицательное действие, так как они несколько
снижают показания потребляемой энергии.
Согласно ПУЭ если суммарная мощность тяговых подстанций
достигает 50% суммарной мощности генераторов, то для снижения
гармоник должны быть приняты меры.
Поскольку суммарная мощность тяговых преобразовательных
подстанций городского электрического транспорта не превосходит
10—20% мощности других потребителей города, то никаких мер
для борьбы с гармониками обычно не применяют.
199
§ 10.3. КОЭФФИЦИЕНТ мощности
ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ
Коэффициент мощности установок зависит от отношения
реактивной мощности установки к ее активной мощности.
Повышение коэффициента мощности имеет большое народнохо-
зяйственное значение. Поэтому там, где установка работает с коэф-
фициентом мощности ниже заданного значения, применяют конден-
саторные установки, подключаемые параллельно к электросети
(поперечная компенсация).
Теоретические и экспериментальные исследования показали, что
на тяговых подстанциях коэффициент мощности, как правило,
находится не ниже заданного предела, поэтому компенсирующие
установки не применяются. Однако знание расчета коэффициента
мощности преобразовательного агрегата весьма полезно.
Наличие индуктивных сопротивлений в цепях первичного пита-
ния, в трансформаторе и в линии способствует тому, что преобразо-
вательные установки работают с отстающим углом сдвига фаз.
Поскольку форма первичного тока в преобразовательных уста-
новках несинусоидальна, общий коэффициент мощности
X = Робш/Soe,,,. (10.6)
где Робш. Зовш — общие для установки соответственно активная и полная
мощности (с учетом гармоник).
Коэффициент мощности для 1-й гармоники (синусоидальный
ток)
cos ф| = P|/S|, (10.7)
где Pi, Si—соответственно активная и полная мощности 1-й гармоники.
Связь общего коэффициента мощности преобразовательного
агрегата с коэффициентом мощности 1-й гармоники можно выразить
через коэффициент связи v:
А = vcos <pi, (10.8)
Вычислив относительные значения гармоник, можно цолучить
значения коэффициента связи. Для у= 5°эл значение v= 0,97,
для у= 30°эл значение v= 0,98. В расчетах можно принимать
v= 0,975.
Порядок определения коэффициента мощности выпрямительного
агрегата следующий:
1) Полная мощность 1-й гармоники
Si = (10.9)
2) Активная мощность 1-й гармоники складывается из полезной
нагрузки в цепях выпрямленного тока и мощностей активных потерь
холостого хода Рхх, нагрузочных потерь трансформатора Рнт и потерь
в вентилях АРвент- Если коэффициент мощности определять для раз-
200
личных значений нагрузки, то следует ввести коэффициент нагрузки
к.„= ld/ldx=0-v- 1. С учетом к„ получим
Р\ = KuldnUdH КпРнт “Ь ДРвент! (10.10)
3) Реактивная мощность 1-й гармоники складывается из мощ-
ностей реактивных потерь холостого хода трансформатора и потерь,
связанных с углом перекрытия у,
Qi = Qxxr + Qv, (10.11)
Qxx, « л/3-iA/x.T, (10.12)
где U\ — междуфазное напряжение сетевой обмотки трансформатора;
/„ т — ток холостого хода трансформатора.
Реактивные потери, связанные с углом перекрытия у,
Qv = Stsin (10.13)
Здесь угол у/2 выражает фазный угол сдвига между напряже-
нием и током.
4) Таким образом, используя данные каталогов на трансформа-
торы и выпрямители и формулы (10.7), (10.9) — (10.13), можно по-
строить кривую А. (кн).
В условиях эксплуатации и проектирования наибольшее значение
имеет средневзвешенный коэффициент мощности за определенный
период работы (время суточного максимума, сутки, месяц, год).
Этот коэффициент в эксплуатации может быть определен по электро-
счетчикам активной W и реактивной V электроэнергии:
w
C0S<Fcp= (1014)
При проектировании средневзвешенный коэффициент мощности
может быть определен по среднему коэффициенту нагрузки кНСр-
В условиях эксплуатации для каждой подстанции электросисте-
мой задается tg<p за определенный промежуток времени:
tg <р = V/W-, (10.15)
1Вф=-л/-«>?/. (10.16)
V cos ср
Общий вид кривой cos ф агрегата ВАКЛЕ-2000/Н изображен
на рис. 10.2.
Рис. 10.2. Коэффициент мощности (/) и к. п. д. (2) преобразователь- ного агрегата 1 2 0,99 I' 7 J/ 0,9 7 /-? 1 091\ 1 ! 0 0,2 0,9 0,0 0,8 Нн 201
§ 10.4. КОЭФФИЦИЕНТ ПОЛЕЗНОГО ДЕЙСТВИЯ
ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ
К. п. д. выпрямительного агрегата т]агР может быть получен
из произведения к. п. д. выпрямителя, трансформатора и уравни-
тельного реактора:
Лагр = ЛвЛтЛуР- (10.17)
К. п. д. выпрямителя определяется из отношения полезной мощ-
ности к мощности, потребляемой из сети:
_____ Р ______ Ud/Сц/du ____ Udldu / I Q | Q \
T)‘ “ P+ P, ~ UdKjd. - &p. ~ Udld* 4- AP./Ka ’ ' ’ ’
где APB — потери мощности в выпрямителе, кВт;
к„ — коэффициент нагрузки.
Потери мощности в выпрямителе в свою очередь складываются
из суммарных потерь в вентилях, потерь в резисторах /?ш и в дели-
телях тока.
Основными потерями являются потери в вентилях, которые могут
быть определены по формуле (7.1).
Общие потери с учетом потерь во вспомогательных аппаратах
(в частности, в резисторах /?ш) ;
АР„ = SAP
вент + АР ВСПОИ* (10.19)
На основании выражения (10.18) можно сделать следующие вы-
воды:
к. п. д. выпрямителя повышается с повышением выпрямленного
напряжения;
при коэффициенте нагрузки ки= 0 второй член в знаменателе
будет равен бесконечности и к. п. д. выпрямителя будет равен нулю.
Коэффициент полезного действия трансформатора
Г], = —-----,c"S"°“c°SDy-—, (10.20)
КнОномСОЗф + КнРнт “Ь » дк.т
где Зной — номинальная мощность трансформатора, кВт;
Рххт — потери холостого хода трансформатора, кВт;
Рвт — нагрузочные потери трансформатора, кВт;
cos ср — коэффициент мощности агрегата при данной нагрузке.
Потери холостого хода н короткого замыкания трансформатора
обычно приводятся в каталогах завода.
В приближенных расчетах можно принять cos<p= 1, тогда при
делении числителя и знаменателя на кн получим коэффициент полез-
ного действия трансформатора
202
Коэффициент полезного действия уравнительного реактора
__ NOW
^ур k Рл -4- к2 Р Д-Р ’
ян* d ном I '»м' к ур I • ^х.ур
или
Р </ном + КнР нур + Р хяур/Кн
где Pjhom — номинальная мощность выпрямителя, кВт;
Ржх ур—потерн холостого хода уравнительного реактора, кВт;
Рн.ур — нагрузочные потери уравнительного реактора, кВт.
Зная к. п. д. выпрямителя, трансформатора и уравнительного
реактора, по выражению (10.17) можно вычислить к. п. д. агрегата
в зависимости от нагрузки (см. рис. 10.2). Средневзвешенный коэф-
фициент полезного действия может быть получен подстановкой
в расчетные формулы (10.21), (10.22) средневзвешенного коэффи-
циента нагрузки.
Пример 10.1. Определить коэффициент мощности для номинальной нагрузки
преобразовательного агрегата с тиристорным выпрямителем. Исходные данные:
Трансформатор: трехфазный с мостовой схемой, номинальная мощность
5„т=300 кВ-A; нагрузочные потери трансформатора Р„= 4,2 кВт; потери холостого
хода трансформатора Р,,.,= 1,6 кВт; напряжение к. з. трансформатора и,= 6,5%;
ток холостого хода /,,= 2,3%.
Выпрямитель: номинальное напряжение Ud,= 600 В; номинальный ток
/</„= 400 А; тиристоры типа Т253-800; пороговое напряжение U„= 1,1 В; динами-
ческое сопротивление /?д=40-10-5 Ом; число последовательно включенных тиристо-
ров в вентильном плече 2; коэффициент нагрузки к„= 1.
Расчет. Потерн в вентилях рассчитывают по формуле
АР.ент = N (lcf,U0 + А/?д/?р,),
где N — число вентилей (W=2-6= 12);
А — коэффициент схемы, А= 3;
/гр» — средний ток вентиля.
Средний ток вентиля
/ер, = /rfH/3 = 400/3 - 133 А.
Потеря мощности в вентилях
ЬР.'„,= 12(133-1,1 + 3-40-IO"5-1332) = 2 кВт.
Мощность 1-й (основной) гармоники по формуле (10.10)
Р, = 1-400-600 + 1,6 4- 12-4,2 4- 2 = 248 кВт.
Реактивная мощность 1-й гармоники согласно формуле (10.11)
Q| = Q„r 4- QT;
где Q„T= l,73/„.,l/|„
Ток холостого хода трансформатора
/„,= /|И./100=
300 6,5
1,73-10 100 “
203
Реактивные потери холостого хода трансформатора
Q„T = 1,73-1,4-10= 24,3 квар.
Реактивная мощность, связанная с углом перекрытия у, согласно формуле
(10.13)
Qr = S,sin-¥-,
где cos у= 1 — Зи«к„= 1 — 3 • 0,065 • 1 = 0,81;
угол перекрытия у=36°; sin ^-= — =0,31.
Следовательно,
Q.. = 300-0,31 = 93 квар;
Qi = 24,3 4- 93 = 117,3 квар.
Расчетная мощность
$Р.еч = tJP’i + Qi = V248’ + 1172 = 280 кВ • А.
Коэффициент мощности 1-ой гармоники
cosqp, = Р,/5, = 248/280 = 0,89.
I
С учетом коэффициента связи v= 0,975 имеем
Х= 0,975-0,89 = 0,865.
Коэффициент мощности для других значений нагрузки определяется аналогич-
ным образом с учетом коэффициента нагрузки к„= 04- 1.
Пример 10.2. Определить к. п. д. преобразовательного агрегата в номинальном
режиме для исходных данных примера 10.1.
В соответствии с формулой (10.18)
Рио. 240
Р.„.+ ДР/к„ 240 4- 2/1
= 0,97.
Контрольные вопросы
I. Укажите причины возникновения высших гармоник в цепях выпрямленного
тока.
2. От чего зависят высшие гармоники в цепях сетевых обмоток трансформатора?
3. От чего зависит коэффициент мощности?
4. Как определить среднечасовой и среднесуточный коэффициенты мощности
в эксплуатации?
Глава 11. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ТЯГОВЫХ
ПОДСТАНЦИЙ
$ 11.1 ВИДЫ СХЕМ
Электрической схемой называется чертеж, на котором
в условных графических изображениях нанесены элементы обору-
дования, аппаратов и соединения между ними в последовательности
обтекания этих элементов током.
В соответствии с государственным стандартом электрические
схемы в зависимости от основного назначения подразделяются в
основном на следующие типы: структурные, функциональные, прин-
ципиальные, монтажные. Электрическая структурная схема опреде-
ляет основные части, из которых состоит установка (например,
подстанция), а также их назначение и взаимосвязи. Структурную
схему разрабатывают при проектировании установки.
Электрическая функциональная схема разъясняет определенные
процессы, протекающие в отдельных функциональных цепях уста-
новки или в установке в целом. Этой схемой пользуются для изуче-
ния принципов работы установки, а также при наладке, регулировке,
контроле и ремонте.
Электрическая принципиальная схема определяет все элементы
и связи между ними и, как правило, дает детальное представление
о принципах работы установки. Ею пользуются для изучения принци-
пов работы, а также при наладке, регулировке, контроле и ремонте.
Электрическая монтажная схема показывает соединения между
составными частями изделия, определяет провода, жгуты или кабели,
которыми осуществляются эти соединения, а также места их присо-
единений. Электрическими монтажными схемами пользуются при
разработке чертежей, устанавливающих прокладку и способы креп-
ления проводов, жгутов или кабелей, а также для осуществления
присоединений при наладке, контроле и ремонте.
Электрические схемы выполняют без соблюдения масштаба.
Действительное пространственное расположение составных частей
подстанции либо не учитывается вообще, либо учитывается прибли-
женно. На схемах должно быть наименьшее количество изломов и
пересечений линии. Расстояние между параллельными линиями
должно быть не менее 3 мм. При выполнении схем применяют услов-
ные графические обозначения, установленные стандартом.
$ 11.2. СХЕМЫ ПЕРВИЧНОГО ПИТАНИЯ
Для передачи электроэнергии с трансформаторных под-
станций или распределительных пунктов энергосистем на тяговую
подстанцию служат системы первичного питания.
Схемы первичного питания могут быть тупиковыми, радиальны-
ми и кольцевыми. Кроме того, бывают схемы питания на отпайках.
205
Выбор той или иной схемы первичного питания тяговой подстанции
связан с необходимостью обеспечения определенной надежности
электроснабжения при оптимальных начальных затратах.
При учете экономической целесообразности конкретного выпол-
нения схемы необходимо руководствоваться требованиями ПУЭ,
согласно которым потребители электроэнергии разделяются на три
категории надежности (см. гл. 1).
Перерыв в электроснабжении потребителей первой катего-
рии допускается лишь на время автоматического ввода резервного
питания. Для электроприемников второй категории допусти-
мы перерывы электроснабжения на время, необходимое для вклю-
чения разервного питания дежурным персоналом или выездной
оперативной бригадой. Для электроприемников третьей катего-
рии допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое
для ремонта или замены поврежденного элемента системы электро-
снабжения, но не более одних суток.
Применительно к тяговым подстанциям городского электриче-
ского транспорта это разделение означает, что трамвайно-трол-
лейбусные подстанции централизованного электроснабжения отно-
сятся к потребителям первой категории, так как перерыв в электро-
снабжении трамвайной или троллейбусной линии сопровождается
серьезными последствиями, поскольку линии трамвая и троллейбуса
являются важным элементом городского хозяйства. Тяговые подстан-
ции децентрализованного электроснабжения (одно- и двухагрегат-
ные) относятся к третьей категории, так как их нагрузка полностью
воспринимается соседними подстанциями.
Радиальное питание предусматривает присоединение каждой тя-
говой подстанции к источнику питания самостоятельными линиями.
Простейшим видом радиального питания является одиночная линия
с защитой на головном участке (рис. 11.1, а). Такая схема питания
носит название блока «линия — агрегат». Для большей оператив-
ности питающую линию агрегата снабжают выключателем с само-
стоятельной защитой (рис. 11.1,6).
Рнс. 11.1. Схемы радиального первичного питания:
а — схема блока «линия — агрегат»; б — схема с защитой агрегатов; в — схема с защитой
агрегатов и ввода; г — радиальное питание по двум раздельным линиям с АВР; д — радиаль-
ное питание по двум параллельным линиям с максимальной направленной защитой
206
Если необходимо иметь со сто-
роны энергосистемы сдвоенные ка-
бели для питания через один вы-
ключатель двух абонентов, на вво-
де подстанции устанавливают вы-
ключатель (рис. 11.1, в). Одновре-
менно он служит для резервирова-
ния агрегатного выключателя.
Рассмотренные схемы радиаль-
ного питания не имеют резерва,
поэтому повреждение питающей
Рис. 11.2. Кольцевая схема первичного
питания:
а — от одного источника; б — от двух
источников
линии приводит к полному прекра-
щению электроснабжения тяговой подстанции со стороны ввода
6 или 10 кВ. Такой принцип питания, как правило, приемлем лишь
в том случае, если район питания тяговой сети может быть присоеди-
нен к шинам смежных тяговых подстанций.
Резервирование по напряжению 6 или 10 кВ при радиальном
питании может быть осуществлено прокладкой второй линии. При
этом возможны два варианта схем:
первый — две раздельно работающие линии с автоматическим
включением резерва (АВР) на стороне тяговой подстанции (рис.
11.1, г);
второй — параллельно работающие линии с максимальной на-
правленной защитой (рис. 11.1, д). Этот вариант возможен лишь
при питании с одного питающего центра, с одной секции шин, поэтому
он менее надежен, чем первый.
Для современных многоагрегатных подстанций схема питания
от двух источников с АВР наиболее предпочтительна.
В практике получили некоторое распространение кольцевые
схемы первичного питания, при которых несколько подстанций вклю-
чаются по первичному питанию как бы в кольцо. Простейшим видом
кольцевой схемы является питание двух тяговых подстанций от
одного источника (рис. 11.2, а). Выход из строя любого из ка-
белей не вызывает нарушения питания, так как максимальная на-
правленная защита обеспечивает селективное отключение повреж-
дения.
Но исчезновение напряжения на шинах питающей подстанции
выводит из строя все подстанции кольца. Вследствие этого для по-
вышения надежности целесообразно осуществлять питание от двух
разных источников (рис. 11.2,6). При этом на одной подстанции
масляный выключатель кабеля связи КС отключен, на другой вклю-
чен. Кабель связи находится под «охранным» напряжением.
$ 11.3. СХЕМЫ РУ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА в ИЛИ 10 КВ
Вводы 6 или 10 кВ могут быть присоединены к сборным
шинам тяговой подстанции по одному из вариантов, изображенных
на рис. 11.3. Простейший вид присоединения ввода возможен при
первичном питании по схеме блока «линия — агрегат» (рис. 11.3, а).
207
Рис. 11.3. Схемы вводов 6 или 10 кВ:
а — ввод питания по схеме блока «линия — агрегат»; б — упрощенный ввод без выключа-
телей; в — ввод с выключателем и с присоединением трансформатора напряжения
или трансформатора собственных нужд к шинам; г — то же с присоединением трансформатора
напряжения или трансформатора собственных нужд к вводу; д— ввод с применением КРУ;
/ — линейный разъединитель ввода; 2 — трансформатор тока; 3— выключатель; 4 — шин-
ный разъединитель ввода; 5 — разъединитель трансформатора напряжения; б — предохра-
нитель; 7 — трансформатор напряжения; 8 — линейный разъединитель с заземляющими
ножами; 9 — штепсельные разъемные соединения КРУ
В этом случае линия непосредственно питает агрегат и защита уста-
навливается на головном участке.
В случае наличия двух вводов 6 или 10 кВ их присоединяют к
шинам через шинные разъединители (рис. 11.3,6). Это позволяет
работать на одном из вводов, а другой держать в качестве резерва
под «охранным» напряжением. При этом «охранное» напряжение
свидетельствует об исправности резервного ввода.
Поскольку разъединителями включать и выключать линию под
нагрузкой нельзя, нагрузка с шин снимается отключением выклю-
чателей агрегатов.
Перечисленные неудобства и необходимость иметь защиту вво-
дов на тяговой подстанции вынуждает снабжать вводы 6 или 10 кВ
выключателями. Для обеспечения требований техники безопасности
при ревизии выключателя приходится при этом устанавливать два
комплекта разъединителей (рис. 11.3, в).
В соответствии с требованиями ПУЭ все вводы 6 или 10 кВ долж-
ны снабжаться разъединителями с заземляющими ножами. Заземля-
ющие ножи служат для облегчения заземления линии при постановке
ее в ремонт, так как последняя может оказаться под напряжением
в результате ошибочного действия персонала. В воздушных линиях
заземление предохраняет персонал от действия емкостных зарядов
и грозовых разрядов. В кабельных линиях заземление, кроме того,
служит для определения мест повреждения, когда необходимо зако-
рачивать все три фазы.
Линейные разъединители с заземляющими ножами имеют меха-
ническую или электрическую блокировку с основными разъедини-
телями. При отсутствии разъединителей с заземляющими ножами во
время ремонтов приходится использовать переносные заземления.
208
Основные разъединители в свою очередь сблокированы с положе-
нием выключателя. Эти блокировки необходимы для устранения
неправильных действий персонала, которые могут привести к тяже-
лым последствиям.
Присоединение трансформатора напряжения, а также транс-
форматора собственных нужд может осуществляться к шинам
(см. рис. 11.3, в) или к вводу (рис. 11.3, г). В автотелеуправляемых
подстанциях следует отдавать предпочтение последнему варианту,
так как в этом случае с диспетчерского пункта можно контролировать
напряжение резервного ввода, хотя в конструктивном отношении
такое решение несколько сложнее.
Правила устройства электроустановок допускают присоединение
трансформатора напряжения без разъединителей (см. рис. 11.3, г),
что упрощает распределительное устройство.
Широкое распространение получили комплектные распредели-
тельные устройства (КРУ). В этих устройствах разъединители за-
менены разъемными штепсельными соединениями 9 (рис. 11.3, д).
Большинство типов КРУ имеет заземляющие разъединители, меха-
нически сблокированные с выключателем.
Сборные шины 6 или 10 кВ на тяговых подстанциях могут быть
простыми (несекционированными), секционированными и двойными.
Несекционированные шины (рис. 11.4, а) удобны и дешевы в
эксплуатации. Отсутствие аппаратов в цепи шин сокращает вероят-
ность неправильного действия персонала. Основной недостаток
несекционированных шин заключается в том, что при ремонте или
коротком замыкании на шинах необходимо полностью отключать
подстанцию. Вследствие этого несекционированные шины применяют
только для одноагрегатных подстанций или в том случае, когда
тяговая подстанция легко может быть полностью разгружена по
контактной сети.
Рис. 11.4. Устройство сборных шин:
а — несекционированные шины; б— двухсекционные шины; в — двухсекционные шины,
расположенные в раздельных помещениях; г — двухсекционные шины с секционным вы-
ключателем; д — трехсекционные шины; е — двойные сборные шины; /. 2, 3 — присоедине-
ния выпрямительных агрегатов; а. р — высоковольтные вводы
209
Секционированные сборные шины обеспечивают уменьшение
простоя оборудования при авариях на шинах, возможность пооче-
редного ремонта оборудования без отключения всей мощности под-
станции и возможность раздельной работы вводов.
При наличии двух секций сборных шин к каждой из них подво-
дится по одному вводу, а агрегаты подстанции и другие потреби-
тели присоединяются поровну к каждой из секций (рис. 11.4,6).
Иногда секции РУ располагают в разных помещениях. Это уве-
личивает надежность, так как в случае пожара и задымления в по-
мещении из-за повреждения на секции вторая секция оказывается
вне задымления. В этом случае применяют два секционных разъеди-
нителя и между ними проходной изолятор U (рис. 11.4, в).
Большая оперативность и возможность отключения поврежден-
ной секции без выезда на подстанцию (для производства операций
с разъединителями) возможна благодаря установке секционного
выключателя Q с релейной защитой (рис. 11.4, г).
Если на подстанции установлены не два, а три агрегата или
более, для повышения оперативности применяют трехсекционные
сборные шины (рис. 11.4,6).
Рассмотренные системы одиночных шин, разумеется, не исчерпы-
вают всех возможных вариантов. Могут, например, быть одиночные
шины с двумя секциями, разделенными выключателем. Каждая из
этих секций в свою очередь может иметь две полусекции, разделенные
разъединителями.
Характерной особенностью одиночных сборных шин является
снижение мощности подстанции при авариях на шинах и при ремон-
тах.
Необходимость обеспечения полной рабочей мощности подстан-
ции при авариях на шинах и при ремонтах приводит к применению
двойных сборных шин (рис. 11.4, е). В этом случае каждая из систем
шин располагается отдельно друг от друга, а присоединение вводов
и потребителей осуществляется через выключатель и развилку с
разъединителями. Нормально одна система шин находится в работе,
а другая — в резерве (без напряжения).
Шиносоединительный выключатель ШСМ снабжается двумя
разъединителями и релейной защитой.
Двойные сборные шины с ШСМ позволяют выполнять очеред-
ной ремонт первой и второй систем шин, ремонт любого шинного
разъединителя (с отключением агрегата или ввода), ремонт любого
выключателя, замену любого выключателя шиносоединительным.
Двойные сборные шины нашли применение в особо ответствен-
ных установках. На электростанциях двойная система шин секцио-
нирована, а цепи к ним присоединены через два выключателя.
К сборным шинам тяговых подстанций обычно присоединяют
лишь главные трансформаторы преобразовательных агрегатов,
трансформаторы собственных нужд и трансформаторы напряжения.
В редких случаях от сборных шин тяговых подстанций питаются
трансформаторы, установленные в трамвайных и троллейбусных
депо.
210
§ 11.4. СХЕМЫ РУ ВЫПРЯМЛЕННОГО ТОКА
В распределительном устройстве постоянного тока одно-
агрегатной автотелеуправляемой подстанции, работающей в децент-
рализованной системе питания (рис. 11.5, а), секционные изоляторы
на контактной сети устанавливаются у тяговых подстанций и от шин
постоянного тока подстанции отходят только две положительные
линии 5.
Одноагрегатная подстанция не имеет резервного оборудования
и полностью разгружается по контактной сети. Для сохранения ре-
жима параллельной работы двух смежных подстанций предусмот-
рен секционный выключатель 4, включаемый при выходе из строя
данной подстанции. Поскольку при этом секционный выключатель
оказывается на токоразделе между двумя смежными подстанциями,
его уставка делается значительно ниже, чем у линейных выключа-
телей. Этим обеспечивается защита от малых токов к. з.
На подстанции предусмотрены в отрицательных линиях 6 два
кабеля, работающих параллельно для обеспечения необходимого
сечения и для увеличения надежности работы.
Одно- и двухагрегатные подстанции небольшой мощности (до
1200—2400 кВт), имеющие три-четыре положительные линии, тре-
буют резервирования выключателей положительных линий. Простей-
шим видом резервирования может быть обходной управляемый
Рис. 11.5. Варианты схем РУ постоянного тока:
а — одноагрегатной подстанции с двумя питающими линиями; б — одно- и двухагрегатиой
подстанции с тремя-четырьмя питающими лнинямн небольшой мощности; в — миогоагре-
гатиой подстаицнн с резервированием выключателей постоянного тока; / — преобразо-
вательный трансформатор; 2 — выпрямитель; 3 — выключатель питающей лнннн; 4 —
секционный выключатель; 5 — положительная линия; 6 — отрицательная лниня; 7 — сек-
ционный изолятор контактной сети; 8 — запасной выключатель; 9 — отрицательная шина;
10 — положительная шина; // — запасная шина; 12 — катодный выключатель; /3 --
управляемый разъединитель
211
разъединитель 13 между смежными положительными линиями
(рис. 11.5, б).
При выходе из строя или ремонте любого выключателя на смеж-
ный выключатель приходится две положительные линии. Для устра-
нения частых отключений выключателя, питающего сдвоенную ли-
нию, уставку этого выключателя увеличивают.
Для упрощения конструкции и схемы распределительного устрой-
ства выключатели положительных линий снабжают штепсельным
разъемом, позволяющим при ремонте выдвигать выключатель из
ячейки.
Отрицательная шина подстанции соединяется с выводом транс-
форматора через разъединитель. Этот разъединитель необходим по
условиям техники безопасности, так как даже на трамвайных тяго-
вых подстанциях вследствие падения напряжения в отрицательных
кабелях отрицательная шина по отношению к земле может иметь
потенциал до 40 В.
От отрицательной шины подстанции отходят отрицательные ли-
нии, оборудованные разъединителями. Если подстанция питает трам-
вай с отрицательными кабелями различной длины или различного
сечения, для выравнивания нагрузки между отрицательными кабе-
лями и для уменьшения блуждающих токов в цепь кабелей с мень-
шим сопротивлением включают резисторы. Регулируют суммарное
сопротивление в цепи отрицательных линий по показанию вольт-
метров или счетчиков вольт-часов, включаемых через контрольные
жилы к местам присоединения кабелей к рельсам.
На троллейбусных тяговых постанциях отрицательную шину
через разъединитель присоединяют к контуру заземления подстан-
ции. Нормально при работе подстанции разъединитель отключен и от-
рицательная шина изолирована от земли, при производстве работ
шина заземляется. В распределительном устройстве многоагрегат-
ной подстанции (рис. 11.5, в) все линейные выключатели резерви-
рованы одним запасным выключателем.
Во время ремонта или ревизии линейного выключателя соответ-
ствующую положительную линию с помощью переключателя запас-
ной шины (ПЗШ) присоединяют к запасной шине, которая получает
питание от главной шины через запасной выключатель. Если коли-
чество положительных линий на подстанции более 10, устанавливают
два запасных выключателя, а^ сборные шины секционируют.
$ 11.5. СХЕМЫ СОБСТВЕННЫХ НУЖД
Устройства собственных нужд (СН) тяговой подстанции
предназначены для обеспечения нормальной работы силового обо-
рудования подстанций, а также для обеспечения условий, необхо-
димых для ликвидации повреждений и аварий. Устройства СН со-
стоят из источников питания и потребителей.
На современных тяговых подстанциях потребителями в системе
СН постоянного тока являются только такие аппараты, которые
212
Рнс. 11.6. Схемы питания шин собственных нужд переменного тока:
а — с агрегатным трансформатором собственных нужд; б — с одним трансформатором
н с одной секцией собственных нужд; в с двумя трансформаторами н с двумя секциями
шин; г — с двумя трансформаторами и с одной секцией шнн без городского ввода
вследствие своих конструктивных особенностей не могут работать
на оперативном переменном токе. К ним относятся соленоидные
приводы масляных выключателей и катушки управления поляризо-
ванными быстродействующими выключателями. Источниками пита-
ния этих потребителей, как правило, служат полупроводниковые
выпрямители, присоединенные к шинам собственных нужд перемен-
ного тока.
На большинстве тяговых подстанций, построенных до 1960 г.,
были заложены иные принципы отбора потребителей СН постоянного
тока. Такими потребителями являлись те, которые из-за своего на-
значения и схемного решения не допускали перерывов электро-
снабжения ни при нормальной работе подстанции, ни тем более в
аварийном режиме. Источник питания при таком требовании должен
быть автономным, независимым от трансформатора собственных
нужд подстанции (ТСН). Таким источником являлась аккумулятор-
ная батарея.
К потребителям СН постоянного тока в этом случае относились
релейная защита, сигнализация, аварийное освещение, некоторые
устройства автоматики, устройства телемеханики, а также потреби-
тели, отмеченные выше.
К потребителям СН переменного тока относились двигатели
вентиляторов кремниевых выпрямителей с принудительным охлажде-
нием, приводы переключателей запасной шины, зарядные агрегаты
аккумуляторной батареи, электродвигатели общеподстанционной
213
вентиляции, электрическое освещение и отопление подстанции,
устройства автоматики.
В 1955—1958 гг. начался перевод СН новых подстанций на опе-
ративный переменный ток с полным отказом от аккумуляторных
батарей. Такое решение дало большие технико-экономические преи-
мущества, так как применение аккумуляторных батарей связано
с большим расходом дефицитного свинца, необходимостью соору-
жения отдельных помещений для размещения аккумуляторных бата-
рей с механической системой приточно-вытяжной вентиляции, а
также со значительной сложностью их эксплуатации. В связи с
наличием еще подстанций, оборудованных аккумуляторными батаре-
ями, ниже рассмотрены вопросы, знание которых необходимо для
правильной их эксплуатации.
Схемы собственных нужд переменного тока. Источниками пита-
ния СН переменного тока являются ТСН и городской ввод напряже-
нием 380/220 В (рис. 11.6).
Удельный расход электроэнергии на СН современных тяговых
подстанций на 1 кВт-ч переработанной электроэнергии составляет
в среднем 1,2%.
Ориентировочная мощность общеподстанционных потребителей
собственных нужд переменного тока:
Устройства сигнализации и автоматики...........
Выпрямительное устройство питания приводов мас-
ляных и быстродействующих выключателей .
Электрическое отопление подстанции.............
Периодически включаемые отопительные приборы
Электрическое освещение .
Питание электроинструмента
0,5—1,0 кВт/кВ - А*
5.0/6.2 кВт/кВ.А*
15Вт/М3
20/10** Вт/м3
10 Вт/м2
5 кВт
• Мощность подстанции, кВ*А.
•* В числителе — мощность для одноагрегатнон подстанции, в знаменателе — для
многоагрегатной.
Определяя мощность электрического отопления подстанции,
объем здания V, м3, ориентировочно вычисляют по формуле
V = vnhUa, (11.1)
где v — удельный объем здания (для одноагрегатных подстанций
v= 0,4 м3/кВт, для многоагрегатных — 0,6 м3/кВт);
п — число установленных агрегатов;
Ud,ld — выпрямленные номинальные напряжение и ток агрегата.
На автоматических подстанциях, где люди постоянно не работают,
должна поддерживаться температура в помещениях не ниже +5° С.
Когда персонал приезжает для ревизии или ремонта, дополнительно
включаются приборы электрического отопления, и температура в
этом помещении тяговой подстанции доводится до -|- 16° С.
Площадь подстанции для вычисления нагрузки освещения можно
определить ориентировочно исходя из общего объема здания и сред-
ней высоты помещений h, которую с учетом перекрытий принимают
равной 4 м.
214
Приведенные выше рекомендации могут быть использованы толь-
ко для ориентировочных расчетов.
Мощность ТСН следует выбирать по средним расчетным нагруз-
кам и проверять по наибольшим возможным кратковременным
нагрузкам с учетом перегрузочной способности трансформатора.
Потребность резервного городского ввода зависит от количества
ТСН и схемы включения их в распределительном устройстве 6 или
10 кВ. В случае присоединения одного из трансформаторов ТСН2 к
резервному вводу 6 или 10 кВ до масляного выключателя резервный
ввод 380/220 В не требуется (рис. 11.6, г). При наличии только одного
ТСН мощность резервного ввода должна соответствовать мощности
трансформатора (рис. 11.6,6).
Основными элементами системы СН переменного тока являются
ТСН, городской ввод низкого напряжения и сборные шины СН
(380/220 или 220/127 В).
На одноагрегатных тяговых подстанциях ТСН в целях упроще-
ния может быть подключен к вторичной обмотке главного трансфор-
матора (рис. 11.6, а). Тогда при работе агрегата шины СН будут
питаться от ТСН, а при отключенном агрегате — от городского
ввода низкого напряжения. Переключение с одного источника на
другой производится вручную или автоматически при помощи кон-
такторов KI и К2. Включение в этом случае не требует специальной
ячейки в РУ 6 или 10 кВ.
Для питания шин СН применяют силовой трансформатор, кото-
рый присоединяется к шинам РУ 6 или 10 кВ через разъединитель
QS и кварцевые предохранители FU (рис. 11.6, в).
На мощных тяговых подстанциях для повышения надежности
обычно применяют два трансформатора: ТСН1 и ТСН2 (рис. 11.7).
Со стороны шин 6 или 10 кВ оба трансформатора нормально находят-
ся под напряжением, однако на шины СН включен лишь один из
них. Второй ТСН включается при помощи контактора КМ2 лишь в
том случае, если исчезает напряжение на первом. Более целесообраз-
ным является присоединение ко второму трансформатору всех
приборов отопления. В этом случае при отключении ТСН1 транс-
форматор ТСН2 автоматически отключается от отопительных при-
боров и включается на замену первого трансформатора.
Шины СН переключаются с рабочего трансформатора на резерв-
ный при помощи унифицированных станций автоматического ава-
рийного переключения, выпускаемых отечественной промышлен-
ностью.
В системе СН подстанций нейтраль трансформатора собственных
нужд обычно заземляется через пробивной предохранитель FU1. При
таком решении замыкание одной фазы на землю не вызывает опас-
ных токов к. з. Подстанция в этом случае может работать до тех
пор, пока не представится более удобное время для отыскания и
ликвидации однофазного замыкания.
Постоянное заземление нейтрали при однофазном к. з. приведет
к перегоранию предохранителя или отключению автоматического
выключателя поврежденной цепи. В этом случае неизбежен простой
215
Потребители СН ~ 36 В
Рис. 11.7. Принципиальная схема включения приборов защиты и контроля в системе
собственных нужд переменного тока
аппаратов отключенной цепи на время ликвидации повреждения.
На автотелеуправляемых подстанциях этот простой может быть
достаточно продолжительным.
В схемах с изолированной нейтралью в соответствии с требо-
ваниями ПУЭ предусматривается постоянный контроль изоляции
каждой фазы относительно земли и исправности пробивного предо-
хранителя, основным назначением которого является защита персо-
нала и оборудования при пробое первичной обмотки ТСН на вто-
ричную. Замыкание любой фазы на землю или срабатывание предо-
хранителя фиксируется специальными реле напряжения, которые
включают сигнал неисправности.
Если городская сеть в районе расположения тяговой подстан-
ции имеет напряжение 380 В, то на резервном вводе устанавливают
трехфазный понижающий трансформатор с напряжением вторичных
обмоток 380/220 В.
Оба источника питания собственных нужд присоединяются к
шинам с помощью контактов контакторов КМ1 и КМ2. В случае
исчезновения напряжения хотя бы на одной фазе ТСН 1 реле контроля
напряжения KV1 отключится и своим контактом разомкнет цепь ка-
тушки контактора КМ1. Последний разомкнет свои контакты в цепи
присоединения ТСН1 к шинам СН. В это же время замыкающий блок-
контакт контактора КМ1 замкнет цепь катушки контактора КМ2,
который своими контактами присоединит ТСН2 к шинам собствен-
ных нужд.
216
Чтобы исключить возможность параллельного включения обоих
источников, что может быть очень опасным для персонала, в цепи
катушки контактора КМ1 включен размыкающий блок-контакт кон-
тактора КМ2.
Контроль изоляции в системе собственных нужд осуществляется
на каждом источнике двумя реле напряжения KV2 и KV3. В нор-
мальном состоянии оба реле обесточены. Если одна из фаз замкнется
на землю, то реле KV3 окажется под фазовым напряжением и вклю-
чится.
Контроль состояния пробивного предохранителя FU1 осуществля-
ется реле KV2, которое оказывается под фазовым напряжением
при пробое этого предохранителя.
Шины освещения ШО подстанции с помощью переключателя
SA1 могут присоединяться как к сборным шинам СН, так и к резерв-
ному трансформатору ТСН2. Этим обеспечивается возможность
полного снятия напряжения со шкафа СН для ревизии установлен-
ного в нем оборудования при работающем освещении.
Все потребители СН присоединяются к сборным шинам 220 В.
В системе СН имеются также и потребители с номинальным напря-
жением 36 В — это вся подстанционная сигнализация, а также штеп-
сельные розетки для переносных ламп. Шины 36 В получают питание
от сборных шин СН через два понижающих трансформатора 220/36 В
Т1 и Т2. При уходе эксплуатационного персонала с подстанции вся
местная сигнализация в целях экономии электроэнергии выключа-
ется с помощью пакетного выключателя SA2.
Собственные нужды постоянного тока на подстанциях состоят из аккумулятор-
ных батарей, зарядных агрегатов, сборных шнн и присоединенных к ним потреби-
телей.
Основным оборудованием СН является аккумуляторная батарея, состоящая из
отдельных последовательно соединенных аккумуляторов. Характеристикой их являют-
ся емкость и э.д.с.
Емкость аккумулятора Q измеряется количеством электричества, отдаваемого
в сеть прн разряде. Произведение тока разряда на время разряда определяет емкость
разряда в ампер-часах. Показателями экономичности работы аккумулятора являются
отдача аккумулятора по количеству электричества (отдача по емкости) и отдача по
энергии (отдача по к.п.д ). Отдача по емкости зависит от типа аккумулятора н режима
заряда и разряда:
По = <?ра1р/<?з.р« 0.8 4- 0,95 (11-2}
Отдача по к.п.д. определяется из отношения энергий разряда и заряда:
Пд ~ з4разр/Л3>р. (11.3)
В свое время широкое применение получили иа тяговых подстанциях свинцово-
кислотные аккумуляторы. Емкость кислотного аккумулятора зависит от конструкции
положительных и отрицательных пластни, размера н числа пластин в элементе, тем-
пературы электролита, времени разряда (от значения разрядного тока) н, наконец,
саморазряда, т. е. от утечки тока. Прн разряде аккумулятора плотность электролита
будет снижаться, прн заряде повышаться.
Зависимость напряжения аккумулятора U от времени прн его разряде Т неизмен-
ным током изображается семейством так называемых разрядных характеристик
(рис. 11.8). Эти характеристики показывают, что чем меньше ток разряда, тем глубже
в поры пластин проникает реакция и, следовательно, полный разряд аккумулятора
оканчивается прн большем напряжении.
217
Для стационарных батарей продол-
жительность разряда на тяговых под-
станциях обычно бывает 12—24 ч, по-
этому напряжение разряда принимается
1,8 В.
Внутреннее сопротивление свинцово-
кислотных аккумуляторов небольшое
(0,007 Ом для аккумуляторов СК-1), по-
этому они могут давать большие токи в
течение нескольких секунд. Количество
отдаваемого электричества при кратко-
временном разряде невелико, но тем не
Рис. 11.8. Разрядные характеристики менее напряжение аккумулятора может
свинцово-кислотных аккумуляторов при сильно снизиться. Это объясняется тем,
различных токах разряда что реакция при большом токе протека-
ет весьма быстро, и поры пластин оказы-
ваются почти без электролита. После некоторого интервала в поры поступает све-
жий электролит, и напряжение восстанавливается.
Наконец, важную роль в работе аккумуляторов имеет саморазряд, т. е. потери
энергии, запасенные в аккумуляторе вследствие наличия в электролите вредных
примесей. Саморазряд происходит на пластинах обеих полярностей как при разомк-
нутой цепи, так и при разряде батареи на внешнюю цепь, и возрастает с повышением
температуры и плотности электролита. У вновь установленных аккумуляторных
батарей саморазряд составляет около 0,3% в сутки, а по мере старения батареи
(загрязнения электролита) саморазряд увеличивается.
Для уменьшения саморазряда весьма важно применять электролит из химически
чистой серной кислоты и дистиллированной воды. В условиях эксплуатации для
доливки должна применяться только дистиллированная вода.
Выше отмечалось, что напряжение аккумулятора при разряде падает, однако
напряжение не вбегла является характерным признаком, определяющим степень
разряженностн. Когда батарея разряжается небольшим током и процесс разрядки
протекает медленно, диффузионные явления не затруднены и напряжение элемента
изменяется мало.
Степень разряда зависит от изменения количества активных веществ аккумуля-
тора, принимающих участие в разряде. Судить об этом можно по плотности электро-
лита.
Разряд батареи с превышением разрядной емкости против номинальной приводит
к сульфатации пластин и снижению фактической емкости. Уменьшенный разряд
сокращает срок работы аккумуляторной батареи, так как аккумуляторы рассчитаны
на определенное число (900—1500) циклов заряда-разряда.
Признаком заряда аккумуляторов могут служить повышение напряжения до
2,7—2,75 В на элемент, повышение плотности электролита, бурное газовыделение
и затраченные ампер-часы на заряд.
Современные свинцово-кислотные аккумуляторы типа СК стационарные в откры-
тых сосудах с усиленными перемычками между пластинами (рис. 11.9), обеспечива-
ющими кратковременный большой ток разряда.
Аккумулятор СК-1 имеет одну положительную пластину и ему присваивают
номер АН. Номинальная емкость аккумуляторов с другим числом положительных
пластин N
Оч= Q\N. (11.4)
Аккумуляторную батарею монтируют на деревянных стеллажах в специальных
помещениях.
Схемы включения аккумуляторных батарей. Простейшей схемой включения ак-
кумулятора на сборные шины постоянного тока является схема, в которой все п элемен-
тов аккумулятора включены последовательно иа сборные шины подстанции
(рис. 11.10, а).
В режиме постоянного подзаряда напряжение на шинах свницово-кнслотной
батареи иш = 2,15 N. Но постоянный подзаряд периодически (одни раз в месяц)
должен быть заменен глубоким разрядом и полным зарядом батареи. В этом случае
218
напряжение на шинах: в режиме глубокого разряда (7шр = 1,8Л/, в конце заряда
1Л<1з= 2,7/V. Некоторые потребители, питающиеся от шин постоянного тока, не могут
работать прн таком широком диапазоне колебаний напряжения. Рассматриваемая
схема пригодна для этих потребителей в режиме постоянного подзаряда при условии,
что в режимах заряда-разряда потребители постоянного тока отключаются. Второй
возможной областью применения этой схемы являются случаи, когда напряжение
аккумуляторной батареи не превышает 24 или 48 В, а с колебаниями напряжений
можно не считаться.
Для сохранения напряжения на шинах от элементов аккумуляторной бата-
реи делаются отпайки, которые при помощи двойного батарейного коммутатора
(рис. 11.10,6) позволяют менять количество элементов батареи, находящейся в
разряде и заряде.
Для ограничения повышения напряжения у этих потребителей в пределах + 15%
от батареи сделана вторая отпайка. С помощью этой отпайкн и переключателя
можно во время заряда поддерживать напряжение в заданных пределах.
Зарядные агрегаты, применяемые для аккумуляторных батарей, подразделяют
на агрегаты постоянного подзаряда и глубокого заряда. В качестве агрегатов
постоянного подзаряда и глубокого заряда применяют выпускаемые промышлен-
ностью полупроводниковые выпрямители.
Эксплуатация кислотных аккумуляторных батарей состоит в том, что следят
за режимом заряда-разряда, за чистотой батарей, стеллажей и помещения, доливают
электролит.
Заряд продолжается до появления усиленного газообразования на положитель-
ных и отрицательных пластинах всех элементов и считается оконченным, если плот-
ность электролита поднялась до 1,24—0,005 прн температуре 25° С. Заряд считается
полностью законченным, когда напряжение и плотность электролита перестанут
увеличиваться в течение 2 ч.
Рис. 11.9. Пластины свинцо-
во-кислотных аккумуляторов:
а положительные; б — отри-
цательные
Рис. 11.10. Схемы включения
аккумуляторных батарей:
а — без батарейного коммутато-
ра: б — с двойным батарейным
коммутатором
219
Количество ампер-часов, получаемых прн заряде, должно быть на 18—20% больше
количества ампер-часов, отданных батареей при предыдущем разряде.
Если некоторые элементы кнпят слабее или закипают позже других, нх следует
немедленно проверить на внутреннее к. з. При обнаружении к. з. между пластинами
его следует безотлагательно устранить. Кроме того, время от времени желательно
осматривать пространство между пластинами с использованием ручной электри-
ческой лампы и предупреждать возможность образования к. з. между ними.
Во время заряда, особенно в конце его, аккумуляторное помещение должно
обязательно проветриваться.
Разряд аккумуляторов может осуществляться током любого значения, но не
большим допустимого согласно электрическим характеристикам. При разряде ни
в коем случае не следует брать от батареи емкость, превышающую гарантирован-
ную.
Признаками достижения предела нормального разряда являются уменьшение
напряжения батареи ниже 1,8 В на элемент и снижение плотности электролита.
Для устранения сульфата внутри активной массы пластин н на нх поверхности
служат перезаряды. Перезаряд батареи с перерывами должен следовать непосред-
ственно за нормальным полным зарядом н осуществляться прн нормальной эксплуа-
тации одни раз в 3 месяца. Перезаряду обычно предшествует глубокий разряд током
10-часового режима до напряжения 1,75 В на элемент.
Во время перезаряда, зарядив батарею нормально до постоянного напряжения,
отключают ее от зарядного устройства н оставляют в таком состоянии на 1 ч.
Затем в электролит добавляют дистиллированную воду до получения плотности
1,22 н продолжают заряжать слабым током, составляющим 0,2 наибольшего заряд-
ного тока, в течение 6—8 ч, после чего опять отключают батарею на 1 ч. После второй
паузы батарею снова заряжают в течение 6—8 ч (до начала газовыделения на положи-
тельных пластинах) и на этом перезаряд заканчивают.
Однако прежде чем отключить батарею, необходимо проверить плотность электро-
лита. Если плотность электролита окажется выше 1,24± 0,005, в элементы следует
добавить дистиллированную воду, если ниже, кислоту добавлять не следует. В этом
случае плотность электролита должна дойти до нормы в процессе последующей
эксплуатации.
$ 11.6. СТРУКТУРНЫЕ СХЕМЫ ТЯГОВЫХ ПОДСТАНЦИЙ
Структурная схема является основным документом, кото-
рый позволяет судить о всех основных специфических особенностях
подстанции. Схема отображает соединения основных аппаратов,
число преобразовательных агрегатов, типы основного оборудования,
виды защит, места включения основных измерительных приборов,
обозначения марок кабелей, материалы и размеры шин.
Порядок включения аппаратов в структурной схеме должен
соответствовать действительности.
Выполнение перечисленных требований к структурным схемам
позволяет использовать их для составления спецификации на основ-
ное оборудование.
В целях обеспечения максимальной наглядности и простоты
пользования структурные схемы выполняют в однолинейном испол-
нении, а однотипные аппараты обозначаются прямоугольниками.
Рассмотрим структурные схемы трех- и одноагрегатной тяговых
подстанций. Обозначение аппаратов выполнено в соответствии со
стандартами (см. приложение 1).
На трехагрегатной подстанции (рис. 11.11) масляный выключа-
тель вводов 6 или 10 кВ и трансформаторы тока присоединены между
220
Рис. 11.11. Структурная схема трехагрегатной тяговой подстанции
221
Рис. 11.12. Структурная схема одноагрегатной тяговой подстанции
двумя разъединителями QS. Это позволяет производить ревизию
указанных аппаратов без снятия напряжения со сборных шин.
Сборные шины секционированы. К одной секции присоединен
агрегат № 1, к другой секции — агрегаты № 2 и 3. Это повышает
надежность работы подстанции, так как при повреждениях на шинах
часть агрегатов может продолжать работать.
В системе РУ 600 В имеются три сборные шины: главная + 600 В,
запасная +600 В и минусовая — 600 В.
222
Наличие запасной шины, запасного выключателя QS3an и переклю-
чателей QS позволяет любой из линейных выключателей линий
отключить для ревизии без нарушения питания линии. От сборной
шины «—» отходят кабели линий 51—58.
Для обеспечения техники безопасности при ремонтах на подстан-
ции и на линиях шина «—» может быть заземлена при помощи кон-
тактора разъединителя QS3.
Питание сборных шин собственных нужд СН переменного тока
осуществляется двумя трансформаторами СН: один трансформа-
тор TVchi присоединен к сборным шинам 6 или 10 кВ, а второй транс-
форматор TVchz — к резервному вводу 6 или 10 кВ.
Для защиты системы СН от высокого напряжения при пробое
между обмотками трансформатора имеются пробивные предохрани-
тели FU. Трансформаторы тока на вводах 6 или 10 кВ питают ампер-
метр РА, счетчики активной и реактивной электроэнергии РК. и PI
и релейную защиту вводов F3. Трансформатор напряжения на
вводах TV питает вольтметр PV, счетчики активной и реактивной
электроэнергии и релейную защиту от понижения напряжения F2.
Трансформатор тока в цепи агрегата ТА питает амперметр РА,
счетчик реактивной энергии PI, максимальную токовую защиту F3.
Структурная схема одноагрегатной подстанции (рис. 11.12) отли-
чается от схемы трехагрегатной подстанции тем, что отсутствует
масляный выключатель на вводе 6 или 10 кВ, а в РУ 600 В нет запас-
ной шины. В связи с этим учет электроэнергии осуществляется по
счетчикам, установленным на агрегате и в цепи вторичной обмотки
7VCH ввода низкого напряжения. Резервирование линейного выклю-
чателя осуществляется выключателем QF соседней подстанции.
На одноагрегатных подстанциях с тиристорными выпрямителями
ТПЕ отсутствуют линейные выключатели, так как каждый из выпря-
мителей питает отдельную линию.
На тяговых подстанциях применяют следующие виды защит:
F1 — земляную вводов 6 или 10 кВ;
F2— от понижения напряжения на вводах 6 или 10 кВ;
F3 — максимальную токовую вводов 6 или 10 кВ и агрегатов;
F4 — защиту от перенапряжения;
F5 — контроль изоляции;
F6 — защиту от пробоя между обмотками трансформатора СН
(пробивной предохранитель);
F7 — газовую защиту трансформатора.
Приведенные на рис. 11.11 и 11.12 структурные схемы подстанций
следует дополнить схемой СН (см. рис. 11.7).
Контрольные вопросы
1. Укажите виды и назначение электрических схем.
2. Какие бывают схемы первичного питания?
3. В чем особенность схем РУ переменного тока 6 или 10 кВ?
4. Основные элементы и назначение схем выпрямленного тока.
5. Какие особенности схем СН переменного тока?
6. В чем различие структурных схем одно- и миогоагрегатиых тяговых подстанций?
Глава 12. КОНСТРУКТИВНЫЕ УЗЛЫ
И ТИПЫ ТЯГОВЫХ ПОДСТАНЦИЙ
$ 12.1. ТРЕБОВАНИЯ К ПОДСТАНЦИЯМ
И ИХ КЛАССИФИКАЦИЯ
Тяговая подстанция представляет собой здание, пред-
назначенное для размещения в нем основного и вспомогательного
оборудования и кабелей. Тяговые подстанции должны быть кон-
структивно выполнены с учетом целого ряда требований, которые
можно сгруппировать по нескольким признакам.
Прежде всего тяговые подстанции должны удовлетворять требо-
ваниям Правил устройства электроустановок, Правил технической
эксплуатации, Правил технической безопасности и Правил пожарной
безопасности.
Тяговые подстанции должны удовлетворять и таким общим тре-
бованиям эксплуатации, как надежность и бесперебойность работы,
экономичность и удобство эксплуатации, а также требованиям об-
щей санитарии.
При сооружении новых тяговых подстанций, как и всех прочих
сооружений, должна учитываться экономическая целесообразность
первоначальных затрат и текущих эксплуатационных расходов.
Все современные тяговые подстанции можно подразделить на
две группы: многоагрегатные телеуправляемые подстанции, рабо-
тающие в системе централизованного электроснабжения, одно- и
двухагрегатные автотелеуправляемые (или автоматические) под-
станции, работающие в системе децентрализованного электроснаб-
жения тяговой сети.
Подстанции ручного управления, как правило, обладают от-
носительно большой мощностью. Это отчасти вызвано стремлением
сократить численность дежурного персонала на подстанциях и рас-
ходы на его содержание, так как в среднем такие расходы состав-
ляют около 40% общей стоимости эксплуатации, а на подстан-
циях малой мощности они повышаются до 60%. Мощные много-
агрегатные подстанции принято называть подстанциями сосредо-
точенного, или централизованного, питания, так как они питают
относительно большой район тяговой сети.
Резервирование оборудования тяговых подстанций ручного
управления производится поагрегатно. Это значит, что выход из
строя любого из агрегатов или питающего ввода 6 или 10 кВ
не должен приводить к снижению рабочей мощности подстанции.
Ремонт оборудования на многоагрегатных подстанциях обычно
производится на самих подстанциях, для чего имеются соответ-
ствующие условия и приспособления. Например, высота трансформа-
торной камеры делается такой, чтобы имелась возможность выемки
из бака сердечника с обмоткой. Для этого в камере предусмат-
риваются подъемные устройства.
224
7*
На многоагрегатных подстанциях ручного управления возникает
необходимость наличия подсобных помещений, таких, как комната
мастера или начальника подстанции, комната для приема пищи,
гардероб и санузел. Необходима также самостоятельная террито-
рия с подъездными путями. Это требует отвода для подстанции
довольно больших земельных участков, что в условиях города
весьма затруднительно.
С 30-х годов в Советском Союзе началось внедрение автома-
тизации и телеуправления на тяговых подстанциях. В настоящее
время вопросы автоматики и телемеханики в области тяговых под-
станций настолько полно решены, что все вновь строящиеся под-
станции исключительно автотелеуправляемые.
Особенности автотелеуправляемых подстанций следующие:
подстанции могут строиться применительно к системе децентра-
лизованного питания. Отличительной особенностью их является
наличие только непосредственных (коротких) питающих линий.
При такой системе питания количество тяговых подстанций воз-
растает, а мощность их уменьшается. Тем не менее децентрали-
зованная система электроснабжения в целом ряде случаев эко-
номически оправдана вследствие уменьшения первоначальных за-
трат, уменьшения потерь электроэнергии в тяговой сети и сниже-
ния блуждающих токов;
компоновка оборудования подстанции из-за отсутствия постоян-
ного обслуживающего персонала может производиться более ра-
ционально с обеспечением наикратчайшей длины соединительных
кабелей;
поскольку управление подстанциями производится с диспетчер-
ского пункта и со щитков местного управления на подстанции,
общий щит ручного управления в машинном зале не устанавли-
вается;
резервирование оборудования на подстанциях выполняется по
принципу резервной мощности. Это значит, что надежность работы
этих подстанций в отличие от подстанций централизованного пита-
ния обеспечивается не установкой резервных агрегатов, а благодаря
резервной мощности в рабочих агрегатах. С точки зрения общей
установленной мощности это не всегда дает большие преимущества,
но зато упрощает систему резервирования и позволяет выполнять
ремонт оборудования с полным снятием напряжения со всех ап-
паратов подстанции.
В отдельных случаях автотелеуправляемые подстанции могут
быть встроены в помещение иного назначения. Особенно благо-
приятные условия для развития систем электроснабжения с одно-
агрегатными подстанциями были созданы с выпуском кремниевых
полупроводниковых выпрямителей.
Тяговые подстанции, оборудованные кремниевыми выпрямителя-
ми, неизмеримо проще, так как отпала необходимость в сложных
и дорогих санитарно-технических устройствах. Простота управления
и высокая надежность кремниевых выпрямителей способствовали
тому, что системы электроснабжения с одноагрегатными подстанция-
8-5816
225
ми получили широкое распространение на вылетных и неразвет-
вленных линиях.
Система электроснабжения с одноагрегатными подстанциями
характеризуется более высокой надежностью работы, возможностью
создания в будущем комплексной автоматики, позволяющей пере-
вести подстанции на режим автоуправления без телемеханических
устройств. Следует также отметить весьма ценное эксплуатацион-
ное преимущество одноагрегатных подстанций, заключающееся в
том, что все осмотры и ремонты оборудования на подстанциях
могут выполняться в дневное время с полным снятием напряжения.
Одноагрегатная подстанция по своей структурной схеме наиболее
удачно соответствует схеме тиристорного выпрямителя, который
естественно вписывается в схему подстанции, чего нельзя сказать
о многоагрегатной.
Необходимо отметить, что при сложной конфигурации транспорт-
ной трассы, наличии большого числа перекрегiков и больших тран-
спортных узлов, правильно выбрать тип подстанции, тип и число
агрегатов, вид первичного питания можно только в результате
технико-экономического сравнения вариантов систем электроснаб-
жения, которые предварительно разрабатывают с учетом конкрет-
ной конфигурации транспортной сети.
$ 12.2. ТИПЫ ТЯГОВЫХ ПОДСТАНЦИЙ
В эксплуатации находится большое количество разно-
образных типов тяговых подстанций. Рассмотрим наиболее харак-
терные из них.
В современной одноагрегатной тяговой подстанции (рис. 12.1)
все оборудование размещено в одном общем помещении и только
силовой трансформатор вынесен в отдельную камеру 2 (рис. 12.2).
Трансформаторная камера применяется из-за того, что масляный
трансформатор имеет большой объем масла, который является пожа-
роопасным. При использовании современных сухих трансформаторов
Рис. 12.1. Внешний вид одиоагрегатиой тяго-
вой подстанции
их можно размещать в ма-
шинном зале наряду с другим
оборудованием. Это упроща-
ет и уменьшает стоимость
строительной части подстан-
ции.
Проведенные исследова-
ния и практика эксплуатации
показали, что применение
двухагрегатной тяговой
подстанции (рис. 12.3),
как правило, целесообразно
лишь в системе децентрали-
зованного электроснабжения
совместно с одноагрегатными
226
Рис. 12.2. Компоновка обо-
рудования одиоагрегатной
тяговой подстанции:
/ распределительное уст-
ройство 6 нли 10 кВ; 2 - ка-
мера преобразовательного
трансформатора; 3 -- крем-
ниевые выпрямители; 4 —
распределительное устрой-
ство выпрямленного тока;
5 — шкафы отрицательной
шины; 6 — шит управления
агрегатом; 7 — щит соб-
ственных нужд; 8 — шкаф ТУ
подстанциями. Поэтому двухагрегатная тяговая подстанция пред-
ставляет собой по схеме первичной коммутации две одноагрегатные
подстанции. Она предназначена для питания двух пересекающихся
или идущих на каком-то расстоянии рядом маршрутов трамвая или
троллейбуса. Каждый агрегат подстанции полностью разгружается
соседними подстанциями по контактной сети, а при необходимости
его нагрузка может быть принята также вторым агрегатом.
Многоагрегатная подстанция, например трехагрегатная (рис.
12.4), существенно отличается от одноагрегатной схемой первичной
коммутации и конструктивным выполнением. Предназначенная для
электроснабжения крупных транспортных узлов и магистралей эта
подстанция имеет развитое РУ 600 В, состоящее из нескольких
линейных и одного запасного выключателя. Конструкция РУ 6 или
10 кВ предусматривает присоединение не менее двух вводов от
питающих центров.
Многоагрегатная подстанция может быть применена и в системе
децентрализованного электроснабжения. В этом случае каждый
агрегат питает линию параллельно с другими смежными одноагре-
гатными подстанциями.
Конструкция многоагрегатной подстанции позволяет при проек-
тировании легко менять количество агрегатов в зависимости от
необходимой мощности путем изменения длины здания.
Двухэтажное здание удобнее для многоагрегатных подстанций,
так как сокращает размеры подстанции в плане, что очень важно
при размещении ее в стесненных городских условиях. Кроме того,
сокращаются внутриподстанционные кабельные коммуникации, что
позволяет также выполнить трансформаторные камеры высокими
7. 8-
227
Рис. 12.3. Компоновка оборудования двух-
агрегатной тяговой подстанции (обозначе-
ния позиций те же, что на рис. 12.1)
для ойспечения возможности
ремонтг трансформатора с вы-
емкой ердечника внутри каме-
ры. Недостатком двухэтажных
зданийявляется необходимость
сооружения лестничной клетки.
Во иногих городах приме-
няют тжже одноэтажную трех-
агрегаиую подстанцию (рис.
12.5).
Здашя современных автоте-
леупрашяемых подстанций,как
правилу сооружаются без окон,
что облегчает их обслуживание.
Окно необходимо лишь в слу-
жебномпомещении, предусмат-
риваемом только на многоагрегатной подстанции. На современных
подстанциях санузел сооружается в тех слушях, когда его присоеди-
нение к городским сетям не требует болышх затрат.
В 50-е годы получила некоторое распротранение тяговая под-
станция полуоткрытого типа. В отличие it рассмотренных под-
станций закрытого типа, где все оборудоваше установлено внутри
здания, на полуоткрытых подстанциях главные трансформаторы
устанавливают снаружи. Такая установка рансформаторов позво-
ляет заметно сократить строительный объев здания подстанции и
соответственно снизить затраты на строительство.
Однако этот способ установки трансформаторов имеет ряд су-
щественных недостатков и не может быть рекомендован к приме-
нению при новом строительстве:
установка трансформаторов у здания i открытыми токоведу-
щими частями в городских условиях по соображениям безопасности
недопустима. Трансформатор следует ограмдать как забором, так
Рис. 12.4. Компоновка оборудования трехагрегатиой двувтажиой тяговой подстанции:
□ — первый этаж; б — второй этаж; 1 — распределительноеустройство 6 или 10 кВ; 2 —
трансформаторные камеры; 3 — кремниевые выпрямители; I — распределительное устрой-
ство 600 В; 5 — отрицательная шина; 6 — щиты управленя и щиты собственных иужд;
шкаф телемеханикн; 8 — санузел; 9 — служебное помещение; 10 — лестничная клетка
228
Рнс. 12.5. Компоновка оборудования трехагрегатиой одноэтажной тяговой подстанции
(обозначения позиций те же, что на рис. 12.4)
Рис. 12.6. Компоновка оборудования полуоткрытой тяговой подстанции (обозначения
позиций те же, что на рис. 12.4)
'/г8—5816
229
Рис. 12.7. Компо-
новка оборудования
сборно-комплектной
тяговой подстанции
(обозначения пози-
ций те же, что на
рис. 12.4)
Передвижные
и сеткой или другой конструкцией сверху. На
рис. 12.6 показана полуоткрытая подстанция, на
которой для размещения трансформаторов соору-
жают большие металлические ячейки, равноцен-
ные по стоимости кирпичным камерам, но требую-
щие значительного расхода металла;
в условиях большого города подстанции долж-
ны удовлетворять высоким архитектурным требо-
ваниям. Поэтому подстанции полуоткрытого типа
размещают далеко от магистралей, что приводит
к увеличению длины кабеля и росту потерь элек-
троэнергии в эксплуатации;
обслуживание оборудования, размещенного
вне здания, сложнее.
В энергохозяйствах больших городов, кроме
стационарных, используют также передвижные тя-
говые подстанции. Передвижные подстанции пред-
назначены главным образом для питания новых
линий трамвая и троллейбуса, когда строитель-
ство стационарных подстанций задерживается.
В этом случае значительно сокращаются сроки
сооружения новых линий городского электриче-
ского транспорта и улучшаются условия транс-
портного обслуживания жителей новых районов,
подстанции применяют также для усиления пита-
ния отдельных участков в связи с возросшими объемами движения.
Для сооружения передвижных подстанций иногда используют
старые четырехосные трамвайные вагоны. Для такой подстанции
требуется строительство рельсового пути.
Более предпочтительным является размещение подстанции на
платформах.
Опыт эксплуатации передвижных подстанций показал, что ходо-
вая часть их используется весьма неэффективно. В подавляющем
большинстве случаев подстанция стоит на одном месте 4—5 лет, а
иногда и более продолжительный срок. За это время ходовая
часть приходит в негодное состояние. Поэтому более целесообразно
изготовление не передвижных подстанций, а временных сборно-
комплектных.
Такая подстанция (рис. 12.7) состоит из трех транспортабель-
ных блоков.
Сборно-комплектная подстанция дешевле передвижной и удобнее
в эксплуатации, так как компоновка ее оборудования не огра-
ничивается габаритными размерами экипажа передвижной под-
станции. В первом ее блоке размещают РУ 6 или 10 кВ (/),
собственные нужды 8, во втором блоке — выпрямитель 3, щит
управления 6 и РУ 600 В (4); в третьем блоке — трансформа-
тор 2, отрицательную шину 5 и шкафы защиты от перенапря-
жения 7.
230
$ 12.3. ТИПЫ РУ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА
По способу размещения оборудования существует два
основных типа распределительных устройств (РУ): закрытые и от-
крытые.
На тяговых подстанциях РУ переменного тока для напряжения
6 или 10 кВ применяют только закрытого типа, размещенные
внутри здания.
К распределительным устройствам предъявляются требования на-
дежности в работе, безопасности и удобства в обслуживании.
При проектировании сооружений РУ должны быть соблюдены
все требования и нормативы, изложенные в Правилах устройства
электроустановок, Правилах техники безопасности, Правилах техни-
ческой эксплуатации и т. д. В этих правилах регламентируются
минимальные расстояния между токоведущими частями разных фаз
и землей, вид и способ установки необходимых ограждений, ширина
коридоров обслуживания для различных вариантов расположения
оборудования, указаны противопожарные меры и т. д.
Существует большое число типов и конструкций РУ перемен-
ного тока.
Рассмотрим те из них, которые серийно изготовляют заводы
и применяют на тяговых подстанциях городского электрического
транспорта.
Распределительные устройства, поставляемые заводом-изготови-
телем в полностью собранном виде комплектно со всеми необ-
ходимыми аппаратами, приборами, ошинковкой и проводкой, назы-
ваются комплектными.
Все комплектные РУ подразделяются по:
типу коммутационной аппаратуры (с масляным выключателем
или без масляного выключателя, с выключателем нагрузки или
разъединителем);
условиям обслуживания (с односторонним обслуживанием, уста-
навливаемые прислонно к стене, или с двусторонним обслужи-
ванием, устанавливаемые свободно с проходами с передней и задней
стороны ячеек);
роду установки (для внутренней или наружной установки);
конструкции выводов (с кабельными или воздушными выводами).
Все комплектные РУ объединяют в несколько серий. Устрой-
ства одной серии состоят из шкафов, имеющих одинаковую кон-
струкцию и размеры. Однако в зависимости от назначения шкафы
одной серии могут иметь различное оборудование и различаться
как схемой первичной коммутации, так и схемой вторичных цепей.
Комплектные распределительные устройства серии КСО. На тяго-
вых подстанциях установлены комплектные устройства КСО-2УМ и
КСО-3, они выпускались промышленностью до 1968 г. В связи
с тем что распределительные устройства КСО-2УМ не отвечают
требованиям ПУЭ, они были сняты с производства и заменены
соответственно устройствами КСО-266 и КСО-366, а впоследствии
КСО-266 были заменены на КСО-272.
7; Я* 231
В настоящее время промышленностью выпускается устройство
КСО-285 (рис. 12.8). Последняя модификация РУ разработана
с целью дальнейшего повышения качества. Так, КСО-285 выгодно
отличается от предыдущих устройств уменьшенными габаритными
размерами, снижением массы, а следовательно, и расхода металла;
существенным расширением вариантов схем первичной и вторичной
коммутаций, что облегчает выбор схемы и номера.
В комплектных распределительных устройствах КСО-266 основ-
ным коммутационным аппаратом является масляный выключатель.
Комплектное распределительное устройство КСО-366 не имеет мас-
ляных выключателей. Все коммутационные операции осуществляют-
ся разъединителями либо выключателями нагрузки, а защита —
предохранителями.
Комплектное распределительное устройство КСО-266 (рис. 12.9)
представляет собой конструкцию листовой гнутой стали, разделенную
горизонтальной перегородкой на верхний и нижний отсеки. В верх-
Рис. 12.9. Камера КСО-266 с масляным выключателем
нем отсеке расположена небольшая ниша с самостоятельной дверью.
Каждый из отсеков имеет одну боковую стенку (другую создает
следующая камера) и дверь.
На перекрытии верхнего отсека смонтированы опорные изоля-
торы 8, сборные шины 9 и разъединители 5. В верхнем отсеке
расположен масляный выключатель 7, который соединен ошинковкой
с разъединителем 5 и трансформаторами тока 10, смонтирован-
ными в перегородках между отсеками. В нижием отсеке камеры
установлен линейный разъединитель 6, соединенный ошинковкой с
трансформаторами тока 10. Под разъединителем размещена скоба
для крепления кабеля и трансформатора нулевой последовательнос-
ти. На фасадной стороне ячейки смонтированы приводы масляного
выключателя /, разъединителей 3, 4 и разъединители заземляющих
233
Рис. 12.10. Камера КСО-272 с масляным выключателем
ножей 2. В нише верхнего отсека и на ее дверце укреплены коробка
зажимов цепей вторичной коммутации, аппаратура сигнализации
управления выключателей, телемеханики и измерений.
Во избежание ошибок персонала и для создания безопасных
условий труда камера имеет механическую блокировку, не позволяю-
щую отключать шинные и кабельные разъединители одного при-
соединения при включенном масляном выключателе, включать ножи
заземления при включенных разъединителях и разъединителя при
включенных ножах заземления.
Приводы заземляющих ножей и разъединителей камер типа
КСО могут запираться в крайних положениях висячим замком.
Камеры имеют внутреннее освещение отсеков и наружный све-
тильник, расположенный на крыше короба для кабелей и прово-
дов вторичной коммутации. Оборудование, установленное в камерах
234
КСО, заземляют соединением его с металлом конструкции, которую
в нескольких местах приваривают к деталям, соединенным с кон-
туром заземления.
Камеры КСО-272 (рис. 12.10) являются дальнейшей модифи-
кацией камер КСО-266. В схемах первичных соединений (рис. 12.11)
исключены специальные камеры для заземления сборных шин. Зазем-
ление осуществляют заземлителями, предусмотренными в любой
камере трансформатора напряжения.
В конструкцию камеры КСО-272 внесены следующие изменения:
ликвидированы перегородки между отсеками выключателя и
линейного разъединителя и в местах шинных переходов из камеры
в камеру, поэтому в камерах нет проходных изоляторов;
отсутствуют сетчатые двери отсека масляного выключателя с
системой блокировки и деблокировки благодаря наличию заземляю-
щих ножей с обеих сторон масляного выключателя;
высота каркаса камеры уменьшена с 2800 до 2600 мм.
В результате перечисленных изменений масса металлоконструк-
ции одной камеры уменьшилась в среднем на 100 кг.
Новое размещение оборудования обеспечило более свободные
доступы к подшипнику, валу и всем элементам кинематики привода
масляного выключателя.
Блок собственных нужд с силовым трансформатором мощностью
до 25 кВ размещен в двух камерах (рис. 12.12). В правой камере
блока размещен силовой трансформатор, в левой — низковольтное
РУ собственных нужд (на рис. 12.12 показаны схемы первичных
соединений камер КСО-272).
Камеры КСО-366 (рис. 12.13 и 12.14) представляют собой кон-
струкцию из листовой стали с одной боковой стенкой и дверью
с застекленным смотровым окном на фасадной стороне. Над дверью
расположен короб, закрытый стеклом, с наименованием камер,
с кабелями и проводами вторичной коммутации, лампой освеще-
ния и измерительными приборами.
Рнс. 12.11. Наиболее употребительные принципиальные схемы первичных соединений
элементов РУ из Камер КСО-272 различного назначения:
I — ввод без выключателя и трансформатора напряжения; // — ввод с масляным выключа-
телем; /// —трансформатор • собственных нужд, присоединенный к шинам подстанции;
/ У — секционный разъединитель; V — трансформатор напряжения н разъединитель зазем-
ления сборных шин; VI — блок ввода с масляным выключателем и трансформатором соб-
ственных нужд на вводе
235
OSSI
Рис. 12.13. Устройство камер КСО-366 (№ 1) с разъединителем
Рис. 12.12. Блок камеры КСО-272 собственных нужд с силовым трансформатором
236
Рис. 12.14. Устройство камер
КСО-366 (№ 3) с выключа-
телем нагрузки
►
Рис. 12.15. Шкаф комплект-
ного распределительного
устройства КРУ
Кроме рассмотренных выше устройств, заводы изготовляют
комплектные распределительные устройства типа КРУ, основным
отличием которых является установка масляных выключателей с
приводами на выкатных тележках (рис. 12.15). Вместо разъедини-
237
телей рубящего типа в этих шкафах используют два штыревых
разъединителя. Верхний соответствует шинному разъединителю,
нижний — линейному.
Каждая фаза штыревого разъединителя состоит из плоского
контакта, укрепленного в неподвижной части и соединенного с
соответствующей фазой сборных шин, и контакта, укрепленного
на тележке и соединенного шинами с входным зажимом выклю-
чателя данной фазы. Второй подвижной контакт охватывает с
двух сторон неподвижный контакт.
На выкатной тележке размещены масляный выключатель и
привод. В неподвижной части шкафа установлены трансформато-
ры тока, измерительные приборы и релейная аппаратура. Неподвиж-
ная часть шкафа разделена металлическими перегородками на ряд
отсеков.
Этот вид РУ обеспечивает большую безопасность обслуживания,
чем РУ типа КСО, так как обслуживание масляного выключа-
теля и привода выполняется при выкаченной тележке (вне шкафа),
которая имеет ряд механических блокировок, не позволяющих произ-
водить неправильные действия. Тележку нельзя выкатить при вклю-
ченном выключателе. После выкатывания тележки специальные
шторки закрывают неподвижные контакты, находящиеся под напря-
жением.
Недостатком применения КРУ является то, что они требуют
большей площади пола и стоят дороже.
В отношении удельного объема здания на одну ячейку КСО
и КРУ равноценны, так как в сборных устройствах приходится
учитывать несколько завышенную высоту помещения, распростра-
няющуюся и на другие помещения этого этажа, а в комплектных
устройствах — место для выкатываемой части (на расстоянии
1000 мм от шкафа), а также пространство между задней стенкой
шкафа и стеной здания (100 мм для прислонного типа и 1000 мм
для отдельно стоящего).
$ 12.4. УСТАНОВКА ТРАНСФОРМАТОРОВ
Масляные трансформаторы преобразовательных агрега-
тов на тяговых подстанциях должны устанавливаться в трансфор-
маторных камерах. Размеры камеры в плане определяются габа-
ритными размерами трансформатора, которые в свою очередь зави-
сят от его мощности, а также от ширины проходов вокруг транс-
форматора. Поскольку на тяговых подстанциях распространены
в основном трансформаторы мощностью 692 и 1385 кВ-А, незначи-
тельно отличающиеся друг от друга по своим размерам, транс-
форматорную камеру для учета перспективного развития целесооб-
разно сооружать для трансформатора большей мощности. При этом
объем здания увеличивается несущественно.
Высота трансформаторной камеры зависит от вида охлаждения
трансформатора. Так как применяемые трансформаторы имеют есте-
238
Таблица 12.1
Мощность ।рансформатора, кВ-А Размеры вентиляционных отверстий, м2, при высоте от средней точки трансформатора до средней точки выходного отверстия, м
3 3.5 4 4,5 5 5.5 6 6.5 7 7.5
560 1,41 1,28 1,2 1,13 1,07 1,02 0,97 0,94 0,91 0,86
750 1,83 1,68 1,58 1,48 1.41 1,34 1,28 1,23 1,19 1,15
1000 — 2,08 1,95 1,83 1,75 1,67 1,59 1,53 1,47 1,43
1350 — — 2,5 2,36 2,24 2,14 2,05 1,97 1,89 1,84
1800 — — — 2,97 2,83 2,68 2,55 2,46 2,38 2,3
Примечания. 1. Выходные отверстия делаются вдвое больше, чем входные.
2. Прн наличии жалюзи отверстия увеличивают в 1.5 раза.
3. Для трансформаторов напряжением 6 кВ вводят коэффициент 0.935.
ственное охлаждение, интенсивность отвода тепла зависит от разме-
ров приточных и вытяжных отверстий камеры, а также от расстоя-
ния между ними по вертикали. Размеры входных и выходных
вентиляционных отверстий с достаточной для практики точностью
могут быть определены по табл. 12.1.
Рис. 12.16. Зависимость по-
правочного коэффициента к
от температуры входного воз-
духа
►
Рис. 12.17. Трансформатор-
ная камера одноэтажной тя-
говой подстаицин
239
Рис. 12.18. Трансформаторная камера
двухэтажной тяговой подстанции
подстанциях трансформаторная
высоте всего здания и достигас
Для расчета вентиляционных
отверстий при температуре возду-
ха Гвх в, отличной от + 35° С, вво-
дят коэффициент к (рис. 12.16).
Пол камеры поднят над уровнем
земли на высоту 0,8 м для удоб-
ства погрузки и выгрузки транс-
форматора.
Пространство между полом и
землей используют в качестве вен-
тиляционного канала, по которому
поступает воздух для охлаждения
трансформатора. С наружной сто-
роны этот канал имеет жалюзи и
металлическую сетку для защиты
камеры от проникновения в нее
животных и птиц.
Под трансформатором в полу
делается выемка для стока масла
с ямой, рассчитанной на 20% объе-
ма масла трансформатора.
На одноэтажных подстанциях
трансформаторная камера (рис.
12.17) имеет высоту примерно 5 м.
Расчеты показывают, что эта вы-
сота является достаточной для
обеспечения отвода тепла от
трансформатора. На двухэтажных
камера (рис. 12.18) соответствует
г 10 м. Вентиляция такой камеры
более интенсивная.
В двухэтажных подстанциях целесообразно использовать высоту
камер для выемки сердечника трансформатора. Для этого имеется
балка с крюком и лестница для подъема тали. На одноэтажных
подстанциях возможность выемки сердечника не предусматривается
из-за недостатка высоты помещения.
Конструкция современных трансформаторов предусматривает
возможность подъема отдельной крышки бака, имеющей массу до
200 кг, поэтому в потолке камеры одноэтажной тяговой подстан-
ции устанавливают крюк, рассчитанный на эту нагрузку. Такое
решение позволяет на месте выполнять ревизию и подтяжку всех
болтовых соединений, а также замену лопнувшего проходного изо-
лятора.
Санитарные правила предъявляют строгие требования к тяговой
подстанции как к источнику шума. На современных подстанциях,
оборудованных бесшумными кремниевыми выпрямителями с естест-
венным охлаждением, основным источником шума является транс-
форматор. Во время работы он создает шум, уровень которого
на расстоянии 1 м от трансформатора достигает 75—80 дБ. Рас-
240
пространяясь прямолинейно и имея сравнительно небольшую ин-
тенсивность затухания, звуковые волны могут достигать жилых
зданий, имея звуковое давление, значительно превышающее дейст-
вующие нормы. В конструкции трансформаторной камеры пред-
усматривают меры по локализации шума в самой камере с тем,
чтобы имелась возможность без нарушения санитарных норм распо-
лагать подстанцию в жилых кварталах города. К этим мерам
относятся:
применение специальной конструкции ворот со звукопоглощаю-
щими материалами;
разделение фундамента, на котором установлен трансформатор,
от фундамента здания;
покрытие потолка камеры специальными звукопоглощающими
плитами;
расположение вентиляционных отверстий в противоложную сто-
рону от ближайших жилых домов.
$ 12.5. УСТАНОВКА ВЫПРЯМИТЕЛЕЙ
Установка кремниевых выпрямителей должна обеспечи-
вать удобства обслуживания: необходимый уровень вентиляции
помещения с удалением избыточного тепла, максимальное приближе-
ние к трансформаторной камере для сокращения длины анодных
проводов и удобства их прокладки.
С целью сокращения анодных проводов выпрямители желательно
ставить у стены трансформаторной камеры, обеспечив свободный
доступ к шкафу выпрямителя с обеих сторон. Трансформатор с
выпрямителем соединяют анодными проводами, которые проклады-
вают по стене и крепят специальными зажимами из дерева (кли-
пами).
Присоединение проводов может быть сверху и снизу шкафа.
Оба способа присоединения равноценны и определяются конструк-
цией подстанции и компоновкой оборудования. Катодные кабели
тоже можно подводить в верхнюю или нижнюю части шкафа
выпрямителя.
Однако при верхнем присоединении катодного кабеля необходимо
помнить, что измерительный шунт расположен внизу и в этом
случае потребуется его перенос в катодную ячейку.
Щит управления и автоматики выпускался заводом-изготовите-
лем в комплекте с выпрямителем. Для удобства производства нала-
дочных работ и ревизии, а также для сокращения длины проводов
щит управления располагали ближе к выпрямителю.
В настоящее время на заводе совмещены аппаратура управле-
ния и автоматики в одном шкафу с выпрямителем. Это позво-
ляет более экономично решать планировку здания подстанции и
упрощает монтаж и наладку устройств.
Аппаратура защиты от перенапряжения, присоединяемая к ка-
тодной цепи агрегата, размещается в ячейке катодного выклю-
чателя.
241
Катодный выключатель необходим для защиты параллельно ра-
ботающих агрегатов, собранных по нулевой схеме выпрямления.
При установке на подстанции агрегатов с мостовой схемой выпрям-
ления катодные выключатели не нужны. В этом случае присоеди-
нение агрегата к положительной шине подстанции осуществляется
разъединителем, снабженным магнитофугальным приводом для дис-
танционного отключения агрегата.
В последнее время наметилась тенденция отказа от катодных
выключателей также и для нулевых схем питания. Это объясняется
тем, что по опыту эксплуатации вероятность выхода из строя
кремниевых выпрямителей не превышает 0,25% установочного числа
вентилей в год. Таким образом, одновременный пробой всех венти-
лей последовательной цепочки в плече практически маловероятен,
к тому же выпрямители имеют автоматический контроль состояния
каждого вентиля.
В целях обеспечения нормальных условий работы кремниевого
выпрямителя в летнее время необходимо на подстанции предусмот-
реть меры по удалению из помещения нагретого воздуха. До 1975 г.
на многих подстанциях с этой целью устраивались специальные
вытяжные шахты с дефлектором. Вытяжные шахты с зонтами
устраивались либо отдельно для каждого шкафа выпрямителя, либо
по одной шахте на два шкафа. При этом зонт перекрывал одно-
временно значительную часть обоих шкафов. В зимнее время шахту
закрывают специальной заслонкой, а теплый воздух используют
для обогрева помещения подстанции.
На основании накопленного опыта эксплуатации кремниевых вы-
прямителей в различных городах страны появилась возможность
замены вытяжных шахт жалюзийными решетками в дверях тяговой
подстанции. Такое решение обеспечивает нормальный режим работы
выпрямителя и вместе с тем позволяет существенно упростить
конструкцию перекрытия, где из-за отверстия для шахты прихо-
дилось делать значительную часть перекрытия из монолитного бетона
вместо сборного. Кроме того, ликвидация шахты снижает расход
металла и объем кустарных работ.
§ 12.6. ТИПЫ РУ ВЫПРЯМЛЕННОГО ТОКА
Распределительное устройство выпрямленного тока со-
стоит из сборных положительной, отрицательной и запасной шин,
выключателей и разъединителей с приводами, измерительных при-
боров, устройств защиты управления и сигнализации. Так же как
и для РУ 6 или 10 кВ, аппараты каждой линии монтируются
в самостоятельных ячейках.
В конструктивном отношении РУ выпрямленного тока могут быть
однорядными (прислонного типа) и двухрядными (отдельно стоя-
щими), с расположением на одном этаже и в двух ярусах, сбор-
ными, комплектными.
242
Распределительные устройства 600 В комплектуют из ячеек раз-
личного назначения: для многоагрегатных подстанций из ячеек с
катодным выключателем, с запасным и секционным выключателями
и с линейными выключателями; для одноагрегатных подстанций
с тиристорными преобразовательными секциями разрабатываются
шкафы ШЛП (шкафы линейных присоединений) линейные, сек-
ционные и с контактором для отрицательной шины.
Распределительное устройство РУО-600 (рис. 12.19) соответству-
ет структуре децентрализованной системы электроснабжения и обес-
печивает присоединение двух положительных кабелей для пита-
ния контактной сети трамвая или троллейбуса. Оно применяется
на одно- и двухагрегатных тяговых подстанциях децентрализован-
ной системы питания, которая предполагает параллельную работу
подстанций во всех режимах работы системы.
Ячейка катодного переключателя содержит оборудование для
подключения выпрямительного агрегата к положительной шине 600 В
или к заземляющему контуру подстанции и аппаратуру защиты
агрегата от перенапряжений со стороны постоянного тока. Включе-
ние агрегата на положительную шину (см. рис. 11.12) осуществляет-
ся с помощью шинного разъединителя QS типа РВК-10/2000 с
ручным приводом ПР-3. Агрегат к заземляющему контуру на время
ревизий или ремонтных работ подключается разъединителем того же
типа. При этом оба разъединителя механически сблокированы друг
Рис. 12.19. Комплект ячеек РУО-600:
/ — ячейка катодного выключателя; 2 — ячейка линейного выключателя № 01; 3 — ячейкл
секционного выключателя; 4 — ячейка линейного выключателя № 02
243
с другом: включение заземляющего разъединителя возможно только
при отключенном положении шинного и, наоборот, шинный разъ-
единитель нельзя включить до тех пор, пока не будет отключен
заземляющий. Для сигнализации о положении разъединителей слу-
жат сигнальные контакты типа К.СА-4.
Ячейки линейных выключателей (№ 01 или 02) содержат обо-
рудование и аппаратуру для коммутации и защиты линий 600 В.
Положительная линия через разъединитель QS типа РВК-10/2000
(см. рис. 11.12), выключатель ВАТ-43 (рис. 12.20) и шинный разъе-
динитель РВК-10/2000 подключается к положительной шине. Оба
разъединителя управляются вручную с помощью общего привода
ПР-3. В ячейке размещены устройства ИКЗ.
В ячейке секционного выключателя установлено аналогичное
силовое оборудование: два разъединителя и быстродействующий
Рис. 12.20. Ячейка линейного выключателя распределительного устройства РУО
244
'Л 8*
линейных выключателей, обеспечивая параллельную работу двух
соседних тяговых подстанций на подачу напряжения в контактную
сеть при неисправности одного из линейных выключателей.
Каждая ячейка РУ представляет собой металлический шкаф
одностороннего обслуживания, в котором смонтированы быстро-
действующий выключатель, разъединители, система шин. Рукоятка
ручного привода разъединителей расположена на лицевой левой
панели. Аппаратура управления, защиты и сигнализации размещена
на лицевых панелях ячеек. Габаритные и установочные размеры
всех ячеек одинаковы, кроме ячейки катодного переключателя, имею-
щей меньший размер. Для обслуживания аппаратуры, находящей-
ся внутри шкафа, предусмотрены двери.
Для удобства транспортировки шкаф ячейки катодного переклю-
чателя имеет разборную конструкцию и состоит из передней и
задней рам, соединенных между собой поперечными балками. Боко-
вины шкафа закрываются съемными листами. В передней части
шкафа имеется дверь.
Внутри шкафа на задней раме расположены два разъедини-
теля. Разъединитель, расположенный справа, служит для соединения
выпрямителя с положительной шиной, слева — для заземления вы-
прямителя.
На передней панели ячейки слева расположены приводы ПР-3
разъединителей. Питание на положительную шину ячейки переклю-
чателя от выпрямительного агрегата подается иижним приводом.
Шины ячейки катодного переключателя заземляются верхним при-
водом. Это возможно только в случае отсоединения ячейки от
питания со стороны выпрямительного агрегата. В противном случае
(при питании ячейки катодного переключателя со стороны выпря-
мительного агрегата) нижняя ручка разъединителя находится в
верхнем положении и препятствует переводу верхней ручки привода
в крайнее нижнее положение, т. е. препятствует заземлению.
Распределительные устройства РУ 600 предназначены для при-
менения на многоагрегатных тяговых подстанциях централизованной
системы питания трамваев и троллейбусов. Тяговые подстанции
этой системы характеризуются наличием на них большого числа
(больше двух) сравнительно мощных выпрямительных агрегатов и
большого количества (6—10 и более) отходящих положительных
линий 600 В.
Надежность в работе таких подстанций обеспечивается резер-
вированием оборудования. Этот принцип заложен и в построении РУ
постоянного тока, комплект которого состоит из ячеек катодного,
линейного и запасного выключателей.
Ячейка катодного выключателя (рис. 12.21, а) содержит обору-
дование и аппаратуру управления, которые подключают выпря-
мительный агрегат к главной шине 600 В и защищают агрегат при
повреждениях в нем от подпитки со стороны параллельно рабо-
тающих агрегатов.
В качестве катодного выключателя используют быстродейст-
вующий выключатель ВАБ-43. Непосредственное подключение ячей-
ки к главной положительной шине осуществляет однополюсный
245
ад________a
22
Рис. 12.21. Ячейка катодного (а), линейного (б) и запасного (в) выключателей
РУ 600 В многоагрегатной подстанции
разъединитель QS типа РВК-10/3000 с ручным приводом ПР-3
(см. рис. 12.21, а). Отключить этот разъединитель можно только при
отключенном катодном выключателе.
Ячейка линейного выключателя (рис. 12.21, б) содержит обо-
рудование и аппаратуру для коммутации и защиты линий 600 В.
Положительная линия через переключатель ПЗШ, линейный выклю-
чатель и главный разъединитель подключается к главной шине
600 В (см. рис. 11.11). В качестве линейного выключателя
QF1—QF2 используют быстродействующий выключатель ВАТ-43.
В случае необходимости можно переключить положительную линию
с главной шины на запасную с помощью переключателя QS, управ-
ляемого магнитофугальным приводом.
Ячейка запасного выключателя (рис. 12.21, в) содержит обору-
дование и аппаратуру для подачи напряжения с главной шины
600 В на запасную для питания и защиты линии 600 В при
неисправности или ревизии ячеек линейных выключателей. Запасная
шина имеет связь с главной шиной через разъединитель QS3an с маг-
нитофугальным приводом, запасной выключатель и главный разъеди-
нитель с ручным приводом. В качестве запасного выключателя
QF3an используют также быстродействующий выключатель ВАТ-43.
Переключатель управляется магнитофугальным двигателем
МФД, соединенным с валом спаренного разъединителя. Движение
2-16
МФД ограничивается двумя ко-
нечными выключателями, на кото-
рые воздействует вал МФД.
Каждая ячейка РУ представля-
ет собой металлический шкаф од-
ностороннего обслуживания, в ко-
тором смонтированы быстродейст-
вующий выключатель, разъедини-
тели, система шин и аппаратура
управления, защиты и сигнализа-
ции. Габаритные и установочные
размеры всех ячеек одинаковы.
Справа вверху ячейки линейно-
го выключателя расположен щи-
ток наличия напряжения на линии
(НЛ) и отсек с переключателем
ПЗШ. Аппаратура управления и
автоматики размещена на перед-
ней панели ячеек. Устройство ИКЗ
размещено внутри ячейки.
Ячейки запасного выключателя
имеют конструкцию, аналогичную
ячейке линейного выключателя с
Рис. 12.22. Линейный шкаф отрица-
тельной шины
некоторыми отличиями, вызван-
ными схемой первичной коммутации: вверху размещен только один
разъединитель и шина, идущая от быстродействующего выключа-
теля.
Отрицательная шина тяговой подстанции, разъединители, шун-
ты и амперметры в цепи отрицательных кабелей размещаются в
шкафах типа РУОШ. Шкафы бывают двух типов: агрегатные и
линейные. Отличие их состоит в том, что в агрегатном шкафу,
предназначенном для присоединения трансформаторов к отрица-
тельной шине, установлены разъединители QS на номинальный
ток 3000 А, а в линейном', предназначенном для присоединения
линейных отрицательных кабелей,— разъединители QS на 2000 А
(см. рис. 11.11). Кроме того, в линейном шкафу (рис. 12.22) уста-
новлены амперметры для контроля загрузки кабелей. В дверях
шкафов предусмотрены специальные окна для возможности отклю-
чения разъединителя изолирующей штангой.
Контрольные вопросы
1. Каковы особенности тяговых подстанций ручного управления и автоуправ-
ляемых подстанций?
2. Каковы особенности одно- и многоагрегатиых подстанций?
3. Какие имеются способы установки преобразовательных трансформаторов?
4. Назовите области применения сборно-комплектных тяговых подстанций.
5. Каковы недостатки подстанций полуоткрытого типа?
6. Назовите типы РУ 6 или 10 кВ.
7. Каковы особенности установки выпрямителей?
247
Глава 13 АВТОМАТИКА ТЯГОВЫХ ПОДСТАНЦИЙ
$ 13.1. АВТОМАТИКА ВВОДОВ 6 ИЛИ 10 кВ
Выключателем ввода можно управлять со щита подстан-
ции или с диспетчерского пункта. Они имеют устройства авто-
матического повторного включения (АПВ) и автоматического вклю-
чения резервного ввода (АВР).
Необходимость АПВ высоковольтного выключателя вызвана тем,
что больше половины коротких замыканий в сетях носит крат-
ковременный характер. После автоматического отключения повреж-
денного участка последний в некоторых случаях восстанавливается,
и линию включают в работу. Это включение производится либо
дежурным персоналом от кнопки управления, либо автоматически от
специального устройства АПВ.
По числу автоматических включений АПВ бывает одно- и много-
кратного действия. Чаще всего применяется однократное АПВ.
Действие АПВ может быть мгновенным и с выдержкой време-
ни. Время работы мгновенного АПВ складывается из времени
работы устройства и собственного времени действия выключателя.
Это время должно быть больше времени деионизации дугового
промежутка в месте повреждения.
Поскольку выключатели при наличии АПВ работают в более
тяжелых условиях, при выборе их необходимо предельно снижать
отключаемый ток введением коэффициента КАПВ:
Номинальный ток отключения выключателей, кА . 10 1 0— 20 20—40
Значения коэффициента КдцИ 0,8 0,73 0,7
Например, если выключатель снабжен устройством однократного
мгновенного АПВ по циклу ВО-О-ВО (включено — отключено —
выдержка времени 0 — включено — отключено), то при номинальном
напряжении 6 кВ номинальный ток отключения выключателя, рав-
ный 20 кА, должен быть снижен до
ЛомАпв= ^апв^ном = 0,73-20 = 15 кА. (13.1)
Устройства АПВ могут быть электрическими и механическими.
Примером последних может служить АПВ универсального пружин-
но-грузового привода ППМ. Однако чаще всего применяют элек-
трические (релейные) схемы, которые имеют весьма разнообраз-
ное выполнение.
К устройствам АПВ предъявляются достаточно жесткие требо-
вания:
они не должны действовать после дистанционного отключения
выключателя ключом управления;
схема АПВ должна исключать многократное включение при
любых неисправностях в реле или схеме;
248 в*
АПВ должно ускорять действие защиты;
пуск АПВ должен осуществляться либо при несоответствии поло-
жений ключа управления выключателя (ключ находится во вклю-
ченном положении, а выключатель отключен), либо при срабаты-
вании релейной защиты.
Практически на тяговых подстанциях АПВ выключателей вво-
дов применяют редко.
Автоматическое включение резерва (АВР) питающих линий 6 или
10 кВ тяговых подстанций используют в том случае, если линии
не работают параллельно (например, линии отходят от разных под-
станций энергосистемы).
Устройства АВР так же, как и АПВ, бывают механические и
электрические. Последние работают на оперативном переменном
и постоянном токе.
Рис. 13.1. Схема управления масляным выключателем ввода:
/ цепи электромагнита включения; // — включающий контактор; /// — электромагнит от-
ключения; IV — защита от к. з.; V — цепи телеуправления; VI — цепи АВР из схемы рабочего
ввода
/29—5816
249
Независимо от принципа работы устройства АВР должны вклю-
чать резервную линию при повреждении рабочей линии. Включаться
резервная линия должна через минимально возможное время.
Схемы управления рабочим и резервным вводами многоагрегат-
ной подстанции во многом являются одинаковыми. Резервный ввод
отличается лишь наличием цепей АВР в схеме управления (рис.
13.1).
Схема ввода предусматривает оперативное управление со щита
и с диспетчерского пункта, автоматическое включение при отключе-
нии рабочего ввода, а также защиту от понижения напряжения.
Максимальная токовая защита выполняется на оперативном
постоянном токе. Включающий электромагнит ПЭ-11 получает пи-
тание от выпрямительного устройства, расположенного в щите соб-
ственных нужд подстанции.
Ввод включается со щита подстанции с помощью универсального
пакетного ключа SA1, замыкающего цепь контактора КМ. Ввод
по каналам телемеханики включается замыканием контактов К.
Контактор КМ своими замыкающими контактами замыкает вклю-
чающий электромагнит YA1. Оперативное отключение выключателя
осуществляется с помощью универсального пакетного ключа SA2
или замыканием контактов телеуправления К и К, т. е. возбужде-
нием отключающей катушки привода YA2.
Автоматическое включение резервного ввода происходит при
автоматическом отключении основного ввода, когда на последнем
исчезает напряжение. При включении основного ввода универсаль-
ный пакетный ключ SA2 устанавливается в положение АВР. В этом
случае цепь автоматического включения резервного ввода подгото-
вится к срабатыванию. В случае исчезновения напряжения на
рабочем вводе его масляный выключатель отключится и получит
питание контактор КМ.
При к. з. на резервном вводе срабатывает максимальная токо-
вая защита этого ввода, замкнутся контакты КА1 и КА2 и тем
самым получит питание реле КТ2. Последнее своим контактом
через указательное реле КН5 замкнет цепь отключения выклю-
чателя.
Если к. з. произошло при включении резервного ввода, то
своими контактами реле КТ2 мгновенно включит указательное реле
КНЗ через замыкающий контакт KV3, который еще не успел
разомкнуться после включения ввода, и получит питание отклю-
чающий электромагнит YA2.
$ 13.2. АВТОМАТИКА ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО
АГРЕГАТА С КРЕМНИЕВЫМ ВЫПРЯМИТЕЛЕМ
ЕСТЕСТВЕННОГО ОХЛАЖДЕНИЯ
Схема управления преобразовательным агрегатом
(рис. 13.2) предусматривает:
телеуправление (включение и отключение агрегата) с диспет-
черского пункта (соответственно контактами /();
250
автоматический и раздельный (ручной) режимы управления мас-
ляным выключателем (МВ) и автоматическим выключателем (АВ).
Автоматическое управление осуществляется одним сигналом
включения (отключения) МВ и АВ или со шкафа ПС (местное
управление), или по телеканалу (телеуправление).
Ручное управление предусматривает раздельное включение МВ и
Л В со шкафа ПС.
Схема управления питается постоянным током от выпрямителя.
Выбор режима управления осуществляется переключателем S2.
При переводе переключателя S2 в положение «Раздельное мест-
ное» обеспечивается схема управления на реле и в схеме вклю-
чения (отключения) МВ и АВ подключаются контакты кнопочных
выключателей S3 и S4. Следует помнить, что при этом схема
защиты агрегата может быть обесточена выключателем S1, поэтому
такой режим может быть рекомендован как наладочный, без пода-
чи напряжения главных цепей.
При переводе переключателя S2 в положение «Автоматическое
местное» от схемы включения (отключения) АВ и МВ отклю-
чаются контакты выключателей S3 и S4 раздельного местного
управления.
При нажатии кнопочного выключателя S3 включается реле К19 и
становится на самопитание. Контактами К19 замыкается цепь
41—45 и происходит включение МВ. Контактами К19 также замы-
кается цепь 81—84 и, если МВ включился, собирается цепь 83—85
включения АВ. Таким образом, включение АВ и МВ осуществляется
одной командой, но последовательно. При включении АВ и МВ
замыкается цепь 49—95 и реле К13 разбирает цепь питания К19.
Процесс включения закончен.
Отключение агрегата осуществляется реле К20 при замыкании
его контактами цепей 41—50. При этом также разбирается цепь
реле включения К19.
Включение (отключение) агрегата по телеканалу осуществляется
аналогично режиму «Автоматическому местному», но при положении
переключателя S2 «Автоматическое теле». При этом режиме отключа-
ется контакт выключателя S3 и подключаются цепи телеуправ-
ления.
Отключение агрегата возможно как по телеканалу, так и со
шкафа ПС выключателем S4. Включение агрегата как резервного
осуществляется замыканием цепи 51—52.
Если в процессе работы агрегата произошло отключение МВ
и АВ защитами, то первоначально отключится реле К14, замкнет
контакты в цепи 70—71, но так как конденсатор С17 разряжается
через катушку К13, то реле продолжает оставаться во включенном
состоянии и цепь 51—69 тоже замкнута. Срабатывают реле К9 и
КЮ, последнее своими контактами замкнет цепь включения ре-
зерва, а реле К9 замкнет цепь питания реле К8, приведя оба
выключателя в исходное состояние. Время, предоставляемое на
отключение выключателей, определяется чувствительностью реле К13
и временем разряда конденсатора С17 (составляет 1—2 с).
'/»9* 251
+ 45
Рис. 13.2. Схема управления преобразо
/ цепи в схему резервного агрегата; 2 — включение агрегата; 3 — отключение агрегата.
। азовая защита; 7 — пробой диода; 8 пробой диода н газовая сигнализация; 9 — газо
форматора; 12 — положение агрегата; 13 — блокировка включения агрегата; 14 — поло-
Схема защиты выполнена на основе релейных и полупровод-
никовых элементов.
В процессе включения агрегата возможно невключение МВ и
АВ. При этом для ограничения длительности протекания тока по
аппаратам включения применено электронное реле времени на двух-
базовом транзисторе V29.
Одновременно с включением реле К19 через диод V21 по-
дается напряжение на резисторы R19 и R20. Начинается заряд
конденсатора С14. При достижении напряжения на С14 порога
открывания V29 (6—8 с) открывается и разряжает конденсатор С14
на управляющий переход тиристора V27. Тиристор, открываясь,
разряжает предварительно заряженный конденсатор С13 на реле
К8. Реле К8 срабатывает, отключая МВ и АВ и обесточивая
реле К7. Конденсатор С14 разряжается через R19 и R20. Схема
возвращается в исходное состояние и готова к следующему вклю-
чению.
252
нательным агрегатом типа ВАКЛЕ:
I включение резервного агрегата; 5 контроль перегорания предохранителей; 6
ван сигнализация трансформатора; 10 неисправность агрегата; II — перегрев транс-
женне агрегата; 15— контроль напряжения
Если же при включении процесс происходит нормально и вре-
мя меньше 6—8 с, то разбирается цепь питания реле К7, R19,
R20, и конденсатор разряжается через R20, не достигнув порога
срабатывания V29.
При недопустимой по значению и длительности перегрузке за-
мыкается контакт КА (реле с токовременной зависимостью в ре-
лейной защите агрегата), подается питание на реле КЮ включения
резервного агрегата подстанции и на схему заряда конденсатора С14
реле выдержки времени. Если по истечении выдержки времени
7—8 с (время, предоставляемое для включения резерва и снятия
перегрузки) перегрузка не снимается, то агрегат отключается по
цепи V29, С13, К8.
При замыкании на землю в системе 600 В на подстанции
агрегат отключается через реле КВ. И одновременно для надеж-
ности действия защиты контакты реле KV, установленного на под-
станции, заведены в схему отключения МВ.
253
Сигнализация срабатывания защит агрегата осуществляется
блинкерными реле и сигнальными лампами. Все сигналы сраба-
тывания защит сосредоточены на реле К12, которое своими контакта-
ми дает запрет на включение агрегата в качестве резервного.
Сигнал неисправности агрегата (срабатывание защит или от-
сутствие напряжения управления) поступает в схемы выбора резерва,
звуковой сигнализации и в телесигнализацию.
Визуальная сигнализация состояния защит с аварийными на-
рушениями режима осуществляется блинкерными реле. Остальная
сигнализация защит, положения выключателей и исчезновения
напряжения управления выполнена на сигнальных лампах.
Деблокировка газовой сигнализации осуществляется выключате-
лем S5. Остальные сигналы снимаются после устранения неисправ-
ности (замены предохранителя, остывания преобразовательного
трансформатора, снятия перегрузки).
$ 13.3. АВТОМАТИКА УСТРОЙСТВ
ПИТАЮЩИХ ЛИНИЙ 600 В
Общие положения. Работа питающих линий 600 В ха-
рактеризуется нормальным и аварийным режимами. В нормальном
режиме работы нагрузка питающей линии определяется тяговой
нагрузкой поездов, движущихся в районе соответствующего участка
контактной сети.
Аварийные режимы питающей линии возникают вследствие корот-
ких замыканий и таких перегрузок, которые вызывают вредное
термическое действие в проводах и кабелях.
Короткие замыкания могут возникать на подвижном составе,
в контактной сети, питающих проводах и кабелях. Короткое замы-
кание на подвижном составе ликвидируется своим автоматическим
выключателем, поэтому выключатель питающей линии иа подстан-
ции, как правило, не отключается, а в случае отключения должен
быть снова включен. Короткое замыкание в контактной сети может
возникнуть вследствие падения проводов на землю или на рельсы,
при обрыве или замыкании троллейбусных проводов от схлесты-
вания при раскачке или замыкании проводов штангой.
При замыкании проводов короткое замыкание может носить
кратковременный характер, если после обрыва они не замкнулись.
Следует отметить, что при обрыве провода и падении его на
землю или на дорожное покрытие ток к. з. обычно небольшой и
не вызывает отключений линейного выключателя подстанции.
Повторно выключать выключатель, отключившийся от к. з. в кон-
тактной сети, целесообразно лишь в том случае, если состояние
контактной сети не нарушено и она пригодна для нормальной
работы. Но для этого требуются специальные устройства, контро-
лирующие ее состояние. Замыкание в питающем кабеле должно
всегда сопровождаться отключением выключателя, повторного вклю-
чения которого до устранения повреждения не должно быть.
254
Устройства АПВ, как и все прочие устройства автоматики, могут
работать на постоянном и на переменном оперативном токе.
Схемы АПВ состоят из трех узлов: подготовки повторного вклю-
чения, выдержки времени между повторными включениями и счетно-
блокирующего узла, ограничивающего число повторных включений.
Подготовка повторного включения предназначена для фиксиро-
вания приказа на повторное включение и определения возможности
повторного включения.
Выдержка времени АПВ является основным элементом устрой-
ства АПВ и может осуществляться одним из следующих способов:
электродвигательным реле времени, электромагнитным реле с анкер-
ным механизмом времени, электромагнитным реле с короткозамк-
нутым витком, создающим выдержку времени на отпадание якоря;
реле времени с конденсатором и неоновой лампой, термогруппой
(тепловым маятником); телефонным искателем; релейно-механи-
ческим переключателем (МРП), работающим по принципу теле-
фонного искателя.
Все перечисленные способы получения выдержки времени при-
меняются и большинство из них работает вполне удовлетворительно.
Что касается счетно-блокирующего узла, то в большинстве слу-
чаев этот узел конструктивно совмещается с узлом выдержки вре-
мени.
При разработке устройств АПВ основными задающими условия-
ми являются число автоматических повторных включений и интервал
времени между повторными включениями.
В первоначальных устройствах АПВ в подражание ручному
управлению предусматривалось трехкратное включение с интервала-
ми 10, 20 и 40 с. Из опыта эксплуатации установлено, что на
долю третьего АПВ приходится всего 0,5—2% включений, поэтому
число автоматических повторных включений в дальнейшем сокра-
тилось до двух, а в некоторых случаях даже до одного.
Интервалы времени АПВ также существенно отличаются. Суще-
ствует много схемных решений устройств АПВ, в которых приняты
различные интервалы времени.
В связи с усовершенствованием защиты питающей линии (при-
менением дополнительной токовременной защиты и испытателя со-
противления линии) совершенно по-иному решается вопрос об ин-
тервале времени между АПВ.
Высокая уставка выключателя совместно с токовременной
защитой обеспечивает автоматическое отключение выключателя
только при к. з. Опыт эксплуатации показал, что токи перегрузки,
как правило, не представляют опасности для контактных проводов
и аппаратуры и не должны отключаться. Отключение токов пере-
грузок приводит к дальнейшему ухудшению условий питания, так
как за это время происходит скопление подвижного состава.
Короткие же замыкания случаются сравнительно редко и чаще
всего вызываются сходом штанг троллейбусов. Иногда провода за-
мыкаются штангой кратковременно один или несколько раз, нередки
и такие случаи, когда замыкание проводов штангой длится столько
255
времени, сколько требуется водителю, чтобы выйти из машины и
отвести штангу от проводов. Все остальные короткие замыкания яв-
ляются длительными и вызваны повреждениями контактной сети
(схлестывание проводов, наброс троса на провода и т. д.), которые
устраняются аварийной бригадой. В соответствии с этими сообра-
жениями и определены интервалы времени действия АПВ — 20
и 180 с.
Первая попытка АПВ делается через 20 с — отрезок времени,
достаточный, чтобы прекратилось кратковременное к. з., даже если
оно повторялось несколько раз. Если же включение через 20 с
произошло на короткозамкнутую линию и выключатель вновь отклю-
чился, вторая попытка включения происходит через 150—180 с —
отрезок времени, необходимый для отвода водителем штанги. Если
же и вторая попытка включения оказалась неудачной, выключа-
тель блокируется, его включение теперь может произойти только
оперативно по телеуправлению или со щита подстанции.
Приведенный режим работы устройства АПВ обеспечивает высо-
кую надежность питания на телеуправляемых подстанциях и осо-
бенно на подстанциях, работающих на автоматическом управлении.
На автоуправляемых подстанциях должен стоять запирающийся
щиток наружного управления. Бригада по ремонту контактной сети
после устранения повреждения открывает щиток и включает выклю-
чатель.
Схема управления линейным выключателем многоагрегатной под-
станции. Эта схема обеспечивает:
местное управление и телеуправление;
возможность ручного выбора рода управления;
выключение выключателя с панели устройства при любом выборе
рода управления;
автоматическое отключение выключателя от токов к. з., мень-
ших собственной уставки выключателя (ТВЗ);
проверку состояния линии на короткое замыкание перед авто-
матическим включением выключателя (ИКЗ);
возможность ручного и телевключения выключателя без испыта-
ния линии;
повторное включение выключателя после автоматического его
отключения по заданным циклам;
сохранение блокировки выключателя (невозможность самопроиз-
вольного включения) при кратковременном исчезновении напряже-
ния на схеме АПВ;
необходимую световую и звуковую сигнализации.
Схема телесигнализации предусматривает сигналы положения
выключателя, положения переключателя запасной шины, отсутствия
(наличия) напряжения на линии 600 В, неисправности выключателя
(появляется при исчезновении напряжения на любой из схем управ-
ления).
Рассмотрим работу схемы (рис. 13.3). Режим включения по
местному управлению (рис. 13.3, а). При нажатии кнопки SB1
(включение) получает питание контактор включения КМ2 по цепи
256
Рис. 13.3. Схема управления линейным выключателем многоагрегатиой подстанции:
а — цени управления; б — цепи АПВ
1— SAI —11—SB1—9—K9—8—KM2—7—K1—2. Контактор сраба-
тывает, замыкая свои контакты в цепи катушки управления YA.
Якорь линейного выключателя QF переходит во включенное положе-
ние. Замыкающий контакт QF замыкает цепь реле К1, которое встает
на самоподпитку и разрывает цепь питания контактора КМ2, катуш-
ка управления YA обесточивается и главные контакты линейного
выключателя QF замыкаются. Линейный выключатель включен.
Назначение К1: предотвращать «звонковость» при аварийном
прямом токе главной цепи выключателя QF; обеспечивать кратко-
временное протекание тока по катушке контактора КМ2. f
Сигнализация включенного положения QF осуществляется лам-
пой.
Режим телеуправления. В этом режиме переключатель SA1 пере-
водится в положение ТУ. При выполнении операции «Включение»
срабатывают и замыкаются контакты выходных реле ОВ и ОУ.
Катушка контактора КМ2 получает питание по цепи 1—SAI—12—
ОУ — ОВ —8— КМ2 ~7— К1 —2. Далее процесс включения осу-
ществляется аналогично режиму местного включения.
Режим отключения по местному управлению. При нажатии кноп-
ки SB4 получает питание катушка контактора отключения КМ1
по цепи 1— SB4 —13— КМ1 —2. Контактор срабатывает и замыкает
свои главные контакты в цепи катушки управления YA линейного
выключателя, при этом по последней протекает ток обратного направ-
ления. Линейный выключатель QF отключается.
257
Отключение по телеуправлению. В режиме телеуправления отклю-
чение выключателя QF происходит аналогично вышеописанному
{КМ1 получает питание по цепи /—12— ОУ—00—12— КМ1 —2).
Отключение линейного выключателя от аварийного тока (тока
короткого замыкания). При включении выключателя QF получает
питание реле К4 по цепи 25—22—21—20 и встает на самоподхват
по цепи 25—22—20 (рис. 13.3, б). При к. з. на линии выклю-
чатель QF отключается автоматически. Получает питание реле К2
по цепи 1—14—2, мгновенно переключающее по цепи свои кон-
такты. По цепи 25—31—30—29—83 получает питание реле Кб
(1-е АПВ), срабатывая, замыкает свой контакт в цепи контактора
включения КМ2, последний получает питание при разрешающем
сигнале испытателя коротких замыканий (ИКЗ) по цепи /—9—
К9 —8—7—2. Далее режим включения протекает аналогично. При
включении реле К1 кратковременно подается питание на реле К5.
Если включение произошло не на короткое замыкание, реле К5
отпадает, так как контакт К2 размыкается с выдержкой времени
20 с. Линейный выключатель QF остается включенным.
Если испытатель к. з. (ИКЗ) выдал ложный сигнал «Чистая
линия», а на линии есть короткое замыкание или оно произошло
в течение паузы слежения 2* с, линейный выключатель отклю-
чается, реле К2 вновь получает питание и его контакты не успе-
вают возвратиться в исходное положение. При этом реле К5 устой-
чиво получает питание по цепи 25—28—26, размыкает свой кон-
такт в цепи реле Кб (1-е АПВ) и замыкает свой контакт в цепи
реле КТ2 (2-е АПВ), последнее получает питание по цепи 25—31 —
30—33—32 и через 180 с замкнет свой контакт в цепи реле К8
(реле-повторитель 2-го АПВ), и оно получит питание по цепц
25—31—30—38—83 и замкнет свой контакт в цепи контактора к
включению КМ2. Далее процесс включения протекает аналогично.
Линейный выключатель включается.
Если линейный выключатель вновь отключается в течение паузы
2ф с, катушка реле К5 остается под током, его контакт в цепи
самоподхвата реле К4 разомкнут.
При срабатывании реле К8 в цикле 2-го АПВ замыкается е/ю
контакт в цепи реле К7 при подаче питания на реле блокировки
KI, К7 получит питание по цепи 25—36—34—35—83 и встанет на
самоподхват по цепи 25—34—35—83 и разомкнет свой контакт в
цепи самоподхвата реле К4 и в цепи реле КТ2. Таким образом,
реле фиксации К4 теряет питание и размыкает свои контакты в
цепях АПВ. Повторное включение блокируется, и линейный выклю-
чатель остается отключенным до вмешательства дежурного пер-
сонала.
В режиме 2-го АПВ после срабатывания К7 теряют питание реле
КТ2 и К8, контакты последнего возвращаются в исходное положе-
ние через 2f с, при этом вновь начинает набирать выдержку
времени реле КТ2, получающее питание по цепи 25—34—84—32.
Если включение удачное и линейный выключатель не отключается
в промежуток времени 20—180 с, реле КТ2 сработает и замкнет
258
спой контакт в цепи шунтировки реле К7, катушка последнего
обесточится, и схема приходит в исходное состояние.
Если линейный выключатель отключается автоматически в интер-
вале 20—180 с, то реле Кб вновь получит питание по цепи
25—31—30—29 и осуществляется повторное включение линейного
выключателя, если оно неудачное, то дальнейшие АПВ блокируются,
QF остается отключенным.
Схема управления линейным выключателем одноагрегатной под-
станции. Подстанция работает в системе децентрализованного пи-
тания. Эта схема (рис. 13.4) отличается наличием программного
управления, обеспечивающего отключение масляного выключателя
при отключении линейного выключателя и включение секционного
выключателя. Такая схема управления во многом схожа со схемой,
описанной выше.
Рис. 13.4. Схема управления линейным выключателем одноагрегатной подстанции:
а - цепи управления: б цепи АПВ
259
Схема управления линейным выключателем одноагрегатных под-
станций обеспечивает:
местное ручное управление с панели автоматики;
телеуправление с диспетчерского пункта;
возможность ручного выбора рода управления;
отключение выключателя с панели устройства при любом роде
управления;
автоматическое отключение выключателя при токах к. з. меньше
тока уставки выключателя;
автоматическое повторное включение линейного выключателя
после любого автоматического отключения, с предварительной про-
веркой состояния линии на короткое замыкание;’
возможность включения выключателя без проверки линии на
короткое замыкание.
Включение линейного выключателя при местном управлении.
После нажатия кнопки SB1 получает питание катушка контактора
включения КМ2 по цепи 1— SA1 —И— SB1 —9— К9 —8— КМ2 —
7— К1—2. После срабатывания контактора КМ2 он замыкает свои
контакты в цепи катушки управления линейным выключателем YA.
Линейный выключатель QF переходит во включенное положение.
Контакт QF замыкает цепь 8—10 реле К1, которое по цепи 8—10 вста-
ет на самоподпитку, и размыкает цепь 7—2 питания контактора КМ2.
Катушка управления YA обесточивается.
Назначение К1 — предотвращать «звонковость» при аварийном
прямом токе главной цепи QF, а также обеспечивать кратковре-
менное протекание оперативного тока по катушке контактора КМ2
и катушке управления УА.
Отключение линейного выключателя при местном управлении.
При нажатии кнопки SB2 получает питание катушка реле отклю-
чения КП по цепи /— SB2 —13 — KI 1 —2. После срабатывания ре-
ле КП получает питание катушка контактора отключения КМ1 по
цепи 1—КП—80—КМ1. После срабатывания КМ1 он замыкает
свои контакты в цепи катушки управления YA. Линейный выклю-
чатель QF переходит в отключенное положение.
Выбор режима управления осуществляется переключателем SA1.
При подаче команды по каналам телемеханики на включение замы-
каются контакты выходных реле ОУ и ОВ. Катушка контактера
включения КМ2 получает питание по цепи 1—SA1—12—ОУ *-
ОВ — 8— КМ2—7— К1—2. Далее процесс включения происходит
аналогично вышеописанному.
С подачей команды по каналам телемеханики на отключение
замыкаются контакты выходных реле ОУ и 00. Катушка реле КП
получает питание по цепи 1— SA1 —12— ОУ — 00 —13— КП—2.
Отключение при срабатывании комбинированной защиты кабе-
лей. В случае одновременного срабатывания защиты кабелей конт-
рольными жилами и потенциальной защиты (на подстанциях с
заземленным отрицательным полюсом) катушка реле КП получает
питание по цепи /— К9— К1—13— КП—2. Далее процесс отключе-
ния происходит аналогично описанному выше.
260
Отключение линейного выключателя от тока к. з. При опера-
тивном включении QF получает питание катушка реле К4 по цепи
25— К5 (К7) —22— K2—21—QF — 20— R4—19— К4—83. После
срабатывания реле К4 встает на самоподпитку по цепи 22—20. При ко-
ротком замыкании на линии QF отключается автоматически от соб-
ственной магнитной системы. После отключения линейного выклю-
чателя реле К2 мгновенно замыкает свои контакты в цепях 25—28,
25—31 и с выдержкой времени размыкает контакт в цепи 22—21.
Катушка реле К2 получает питание по цепи 1— QF —14— К2—2.
После замыкания контакта реле К2 в цепи 25—31 получает питание
катушка реле Кб (1-е АПВ) по цепи 25— К2—31— К4—30— Кб—
29— К5—83. Реле Кб замыкает свой контакт в цепи 1—9 и при
наличии разрешающего сигнала ИКЗ (замкнутое положение кон-
такта реле К9 в цепи 9—8) получает питание катушка контактора
включения КМ2 по цепи 1— Кб—9— К9—8— КМ2—7— К1—2. Да-
лее процесс включения аналогичен вышеизложенному.
При включении QF получает питание катушка реле К1 по
цепи 1— Кб—9— К9—8— QF —10— К1—2. После срабатывания ре-
ле К1 кратковременно (контакт реле К2 в цепи 25—28 размыкается с
выдержкой времени (20 с) получает питание катушка реле К5 по
цепи 25— К2—28— К1—26— К5—83. Если включение QF произо-
шло на «чистую линию>, катушка реле К5 теряет питание и QF
остается включенным.
В случае ложного разрешения ИКЗ на включение при сохранении
к. з. на линии или при его повторном возникновении в течение
паузы 20 с, определяемой размыканием контакта К2 в цепи 25—28,
происходит автоматическое отключение линейного выключателя. Ка-
тушка К2 вновь получает питание, а его контакты не успевают
возвратиться в исходное положение. В этот момент катушка реле К5
получает питание по цепи 25— К2—28— К1—26— К5—83. После
срабатывания реле К5 размыкается его контакт в цепи 29—83. Ка-
тушка реле Кб обесточивается с размыканием контакта в цепи
1—9, а катушка реле времени КТ2 получает питание по цепи 25-1-
К2—31—К4—30—К7—33—К5—32—КТ2—83. Через 180 с реле
КТ2 замкнет свой контакт в цепи 38—83 и катушка реле К8 (1- и 2-е
АПВ) получит питание по цепи 25— К2—31— К4—30— К8—38—
КТ2—83. После срабатывания реле К8 замкнет свой контакт в цепи
1—2. Далее процесс включения происходит аналогично вышеопи-
санному. Если QF вновь отключится в течение паузы 20 с, катушка
реле К5 остается под током, а контакт реле К5 в цепи 25—22 (само-
подпитка реле К4) разомкнут.
При срабатывании реле К8 замыкается его контакт в цепи
25—36. В то же время замкнут контакт реле К1 в цепи 36—34.
Реле К1 стоит на самоподпитке, и катушка его получает питание
по цепи 1— К8—9— К9—8— К1—10— К1—2. Таким образом, ка-
тушка реле цикла К7 получает питание по цепи 25— К8—36— К1—
34— Р5—35— К7—83. Далее катушка реле К7 становится на само-
подпитку и получает питание по цепи 25— К7—34— Р5—35— К7—
83. Одновременно реле К7 размыкает свои контакты в цепях 25—22
261
и 30—33. Катушки реле К4 и КТ2 теряют питание. Размыкаются
контакты К4 в цепях 31—30, 22—20, 28—27. Повторное включе-
ние блокируется, и линейный выключатель остается в отключенном
положении.
После срабатывания К7 в режиме 2-го АПВ и потери питания в
катушках КТ2 и К8 контакты последнего с выдержкой времени
20 с возвращаются в исходное положение и вновь получит пита-
ние катушка реле времени КТ2 по цепи 25— К7—34— К7—84— К8—
32— КТ2—83. Если включение удачное, QF не отключился в про-
межуток времени 20—180 с, реле КТ2 сработает и замкнет свой
контакт в цепи 38—83, который зашунтирует катушку реле К7, ток,
протекающий через нее, снизится, реле отключится и схема АПВ
вновь вернется в исходное положение.
Если QF отключился автоматически в промежуток времени 20—
180 с, то получает питание реле Кб по цепи 25—К2—31—К4—
30— Кб—29— К5—83. Вновь происходит АПВ. Если оно неудачное
и QF вновь отключится, то дальнейшие АПВ блокируются и QF
остается в отключенном положении, так как размыкается контакт
реле К4 цепи 31—30.
Отключение от токовременной защиты (ТВЗ). В случае уда-
ленных коротких замыканий и возникновения на линии длительной
недопустимой перегрузки получает питание катушка реле КТ1 по
цепи 1—КТ1—КА—2, при этом катушка реле КА подключена к
шунту линейного выключателя.
После срабатывания реле КТ1 получает питание реле КИ по
цепи 1—КТ1—13—КП—2. В дальнейшем процесс отключения
происходит аналогично рассмотренному ранее.
Одним из своих контактов KI 1 замыкает цепь 23—26 и подает
кратковременно питание на катушку реле блокировки АПВ К5 по
цепи 2—КА—16—SA2—82—К12—23—К11—26—К5—83. Ка-
тушка реле К12 еще не обтекается током, так как должны сработать
КМ1 и YA. Реле К5 размыкает свой контакт в цепи 29—83 катушки
реле Кб, и АПВ без выдержки времени блокируется. Одновременно
реле К5 замыкает свой контакт в цепи 33—32, и катушка реле КТ2
получает питание по цепи 25— К2—31— К4—30— К7—33— К5—
32— КТ2—83, так как к этому времени сработает реле К2 и замкнет
свой контакт в цепи 25—31.
Через 180 с через контакт реле КТ2 включается реле К8 и,
если имеется разрешение ИКЗ, включенное в работу контактами
реле К2 и К4, цепь 60—41, произойдет включение QF.
Все дальнейшие переключения аналогичны описанным выше.
Программные переключения выключателей необходимы для обес-
печения возможности параллельной работы тяговых подстанций в
вынужденномрежиме, при выходе из строя одной из промежуточных
подстанций. Программные переключения обеспечиваются контакта-
ми реле К9 и КЮ, катушки которых являются частью схемы
управления секционным выключателем.
Пепи сигнализации. Кроме световой сигнализации, указанной
выше, схема управления обеспечивает различные виды звуковой и
телесигнализации.
262
Звуковая сигнализация. Схема управления обеспечивает подачу
звукового сигнала при изменении положения линейного выключа-
теля, обесточивании схемы управления, изменении положения сигна-
лизации наличия напряжения на линии.
Телесигнализация. На районный диспетчерский пункт передаются
следующие сигналы:
положение выключателя;
отсутствие или наличие напряжения на линии 600 В;
сигнал неисправности выключателя, который может формиро-
ваться в качестве группового при исчезновении напряжения в схеме
управления;
при ручном отключении схем АПВ, ИКЗ, а также при изме-
нении режима управления;
при отключении и блокировке выключателя;
в случае отключения выключателя при отключенной схеме АПВ;
при запрете включения выключателя устройством ИКЗ.
Управление секционным выключателем. Схема управления сек-
ционным выключателем одноагрегатной подстанции (рис. 13.5) обес-
печивает:
местное ручное управление с панели автоматики устройства;
телеуправление с диспетчерского пункта;
возможность ручного выбора рода управления;
Рис. 13.5. Схема управления секционным выключателем одноагрегатной подстанции
а — цепи управления; б — цепи АПВ
263
отключение выключателя с панели устройства при любом роде
управления;
автоматическое повторное включение с расширением уставки
выключателя при перегрузках на линии;
невозможность самопроизвольного включения выключателя после
кратковременного исчезновения напряжения питания схемы АПВ;
программные включения и отключения при переходе от нор-
мального режима электроснабжения к вынужденному.
Местное включение с подстанции. При нажатии кнопки SB1
получает питание катушка контактора включения КМ2 по цепи
1— SA1—11— SB1—8— КМ2—7— К1—2. После срабатывания кон-
тактора КМ2 он замыкает свои контакты в цепи катушки управления
линейным выключателем YA. Секционный выключатель QF переходит
во включенное положение. Контакт QF замыкает цепь <8—10 реле К1, ‘
которое встает на самоподпитку и размыкает цепь 7—2 питания
контактора КМ2. Катушка управления YA обесточивается. Назна-
чение реле К1 — обеспечение кратковременного протекания опера-
тивного тока по катушке контактора КМ2 и катушке управления YA.
Телеуправление. Выбор режима управления осуществляется пере-
ключателем SA1. При подаче команды на включение замыкаются
контакты выходных реле ОУ и ОВ. Катушка контактора включе-
ния КМ2 получает питание по цепи 1—SA1—12—ОУ—ОВ—8—
КМ2—7— К1—2. Далее процесс включения происходит аналогично
вышеописанному.
Программное включение. В случае отключения выпрямительного
агрегата тяговой подстанции, с отключением масляного выключа-
теля, из схемы управления выпрямительным агрегатом получает
питание катушка реле программного включения К9. После сраба-
тывания реле К9 замыкается его контакт в цепи 12—8, и катушка
контактора включения получает питание по рассмотренной выше
цепи. Далее процесс происходит аналогично описанному выше.
Одновременно контакты реле К9 замыкаются в цепях 12—13
линейных выключателей, и катушки реле отключения KII полу-
чают питание по идентичным цепям 1— SA1 —12— К9—13— KI 1—2.
Это приводит к отключению линейных выключателей.
Отключение секционного выключателя от местного управления.
При нажатии кнопки SB2 получает питание катушка реле отключе-
ния KI 1 по цепи /— SB2—13— KI 1—2. После срабатывания реле
KI 1 получает питание катушка контактора отключения КМ1 по цепи
1— KI 1—80— КМ1—2. После срабатывания КМ1 он замыкает свои
контакты в цепи катушки управления YA. Секционный выключа-
тель QF переходит в отключенное положение.
Телеуправление. С подачей команды на отключение замыкаются
контакты выходных реле ОУ и 00. Катушка реле KI 1 получает
питание по цепи 1— SA1—12— ОУ — 00 —13— KI1—2. Далее про-
цесс отключения происходит аналогично ранее рассмотренному.
Отключение секционного выключателя от аварийного значения
тока. В случае превышения уставки тока, протекающего через
секционный выключатель, срабатывает токовое реле КА, катушка
264
'/г 9»
которого подключена к шунту силовой цепи. После срабатывания
реле КА катушка контактора отключения КМ1 получает питание по
цепи 1— К4—85— КА —80— КМ1—2. Далее процесс отключения
происходит аналогично рассмотренному.
В случае если отключение QF произошло от перегрузки, о чем
свидетельствует наличие напряжения на линейных кабелях -|- 600 В
(контакты 01КЮ и 02К10 в схеме наличия напряжения замкну-
ты), допускается повторное включение секционного выключателя при
кратковременном увеличении его уставки. При этом обязательным
является отключенное положение линейных включателей (замкнутое
положение контактов реле 01К2 и 02К2). При отключении секцион-
ного выключателя QF размыкается его блок-контакт в цепи 2— QF —
28, и катушка реле-повторителя QF обесточивается,.подготовляя сво-
ими контактами цепь включения реле К4 (01.194—-21). При включе-
нии реле К4 по цепи 25—02К2—01.195—01К2—01.194—К6—21—
К5—28—02КЮ—28.1—01К10—24— К4—83 оно становится на само-
подпитку (цепь 86—21) и включает реле времени уставки КТ1 по
цепи 25—К4—26—КТ1—83. Кроме того, реле К4 замыкает свой
контакт в цепи /—<8 и получает питание катушка контактора КМ2.
Одновременно размыкается контакт реле К4 в цепи /—85 и катушка
контактора отключения КМ1 не получает питания до момента сраба-
тывания реле КТ1, которое через 180 с, разомкнув свой контакт
в цепи 2—86, обесточит катушку реле К4. В дальнейшем процесс
отключения секционного выключателя осуществляется аналогично
рассмотренному выше.
Для исключения автоматического повторного включения при опе-
ративных отключениях в цепь питания катушки реле К4 введен
контакт реле блокировки АПВ К5, катушка которого получает
питание после срабатывания реле КН по цепи 25—КН—27—
К5—83.
Если в момент подготовки повторного включения на любой из
питающих линий будет зарегистрировано короткое замыкание, то
контакты реле 01К20 и 02КЮ разомкнутся и повышение уставки
не произойдет.
Программное отключение. С восстановлением нормальной схемы
электроснабжения, с включением преобразовательного агрегата кон-
тактом реле КЮ по цепи 12—13 подается питание на катушку
реле отключения КН по цепи 1— SA1—12— КЮ—13— КН—2.
Дальнейший процесс отключения происходит аналогично описанному
выше. Одновременно контакты реле КЮ замыкаются в цепях 12—8
линейных выключателей и катушки контакторов включения получают
питание по идентичным цепям 1— SA1—12—8— КМ2—7— К1—2.
Это приводит к включению линейных выключателей.
Непи сигнализации. Кроме световой сигнализации, схема управ-
ления обеспечивает различные виды звуковой и телесигнализации.
Звуковая сигнализация. Схема управления обеспечивает подачу
звукового сигнала при изменении положения секционного выклю-
чателя и при обесточивании схемы управления.
10 5816
265
Телесигнализация. Схема управления обеспечивает передачу на
районный диспетчерский пункт следующих сигналов: положение сек-
ционного выключателя, состояние секционного выключателя, нали-
чие короткого замыкания на линии.
$ 13.4. ИСПЫТАТЕЛЬ КОРОТКИХ ЗАМЫКАНИЙ
В ЛИНИИ 600 В
Испытатель коротких замыканий (ИКЗ) предназначен
для зондирования питающих линий 600 В в тяговой сети трамвая
и троллейбуса после автоматического отключения их линейным
выключателем. Разрешающая способность испытателя обеспечивает
распознавание состояния участка тяговой сети с наибольшим сопро-
тивлением к. з. до 0,9 Ом при:
активной нагрузке на участке с суммарным эквивалентным сопро-
тивлением 1,2 Ом и более, в сетях с мешающими потенциалами
до 15В;
активной нагрузке на участке с эквивалентным сопротивлением
2,5 Ом и более, в сетях с мешающими потенциалами до 35 В.
До ликвидации к. з. на линиях испытатель выдает запрещающую
команду, исключающую возможность повторного включения линей-
ного выключателя и выдает разрешающую команду на включение
немедленно после устранения к. з.
В основу зондирования положен метод измерения активного
сопротивления участка контактной сети, но измерение данного сопро-
тивления ведется по падению напряжения на контрольном резисторе
в первичной цепи трансформатора. Этим исключается гальвани-
ческая связь контролируемой линии с измерительным блоком и
возможность попадания 600 В в цепи автоматики и собственных
нужд подстанции.
Комплект испытателя состоит из трех функциональных блоков:
линейного блока ДБ, измерительного блока ИБ, панели вентильно-
предохранительной защиты ПВПЗ.
В линейный блок (рис. 13.6, б) входят разделительный транс-
форматор TV 1 мощностью 0,7 кВ-А с первичным номинальным
напряжением 220 В и номинальным вторичным —36 В; нагрузочный
резистор, составленный из пяти параллельно включенных резисто-
ров R13—R17.
Измерительный блок схемы состоит из магнитного усилителя МУ,
выходного реле К9; диодов VD7—VD8, обеспечивающих питание
нагрузочных обмоток усилителя А1—XI, В2—У2, В2—Х2, В1—У1;
диодов VD3—VD6 и резисторов R7 и R8, обеспечивающих пита-
ние обмотки смещения усилителя 2Н—2К; диодов VD9—VD12, вы-
прямляющих напряжение входной обмотки управления усилителя;
резистора R12 и конденсатора С1, которые образуют фильтр вход-
ного сигнала; резистора Rile обмоткой 1Н—1К, осуществляющих
положительную связь; конденсатора С2, обеспечивающего четкое
срабатывание реле К9.
266
В панель вентильно-предохранительной защиты (рис. 13.6, а)
входят предохранитель FV2 на 200 А и два вентиля VD1 и VD2.
При наличии к. з. в линии зондирующий ток во вторичной
обмотке трансформатора достигает нескольких десятков ампер, отби-
раемая трансформатором мощность приводит при этом к значи-
тельному падению напряжения на нагрузочном резисторе в цепи
первичной обмотки трансформатора. Напряжение, снимаемое с на-
грузочного резистора, выпрямляется диодами VD9—VD12 (см.
рис. 13.6, б) и через фильтр R12, С1 подается на управляющую
обмотку 4Н—4К-
Управляющий сигнал зависит от зондирующего тока и, следо-
вательно, активного сопротивления линии.
Нагрузочные обмотки магнитного усилителя питаются напря-
жением 36 В через диоды VD7—VD8, что обусловливает работу
усилителя в режиме самонасыщения.
От выпрямительного устройства через делитель R7, R8 полу-
чает питание обмотка смещения 2Н—2К, причем намагничивающий
ток, создаваемый обмоткой смещения 2Н—2К, направлен в одну
сторону с потоком самонасыщения, чем обеспечивается более глу-
бокое открытие магнитного усилителя.
Управляющий сигнал, подаваемый на обмотку управления 4Н—
4К усилителя, создает намагничивающий поток, противоположный
Рнс. 13.6. Схема испытания к. з. в линии 600 В:
а — силовые цепи; б цени испытателя
10*
267
потоку самонасыщения, и действует в направлении закрывания
усилителя. Намагничивающий поток обмотки смещения посредством
регулируемого резистора R8 выбирается таким, чтобы поток обмоткн
управления 4Н—4К при «чистой линии» мог быть скомпенсирован
до уровня, обеспечивающего открытое состояние усилителя.
Лишь при значительном возрастании тока обмотки управления,
что наблюдается при к. з. на линии, ее намагничивающий поток
больше суммарного потока насыщения, при этом усилитель закры-
вается, и реле испытателя коротких замыканий К9 обесточивается.
Регулировкой резистора R8 выбирается нужный порог закрытия
усилителя. Таким образом, при включении испытателя на коротко-
замкнутую линию магнитный усилитель закрыт, обмотка реле К9
обесточена и его замыкающий контакт не дает разрешающей'
команды на включение линейного выключателя.
Как только к. з. на линии будет ликвидировано, управляющий
сигнал на обмотке 4Н—4К уменьшается, усилитель открывается,
обмотка реле К9 обтекается током и его контакт дает разрешаю-
щую команду на включение линейного выключателя.
Для четкого определения состояния линии (короткое замыкание
либо линия «чиста») необходимо, чтобы усилитель работал в ре-
лейном режиме и вся схема обладала бы наибольшей чувстви-
тельностью. Кроме того, весьма важным является высокий коэф-
фициент возврата устройства, что обеспечивает четкую фиксацию
момента перехода линии из состояния к. з. к «чистой» либо наоборот.
Этой цели служит магнитный усилитель.
Релейный режим работы магнитного усилителя обеспечивается
введением положительной обратной связи через резистор Rl 1 (обмот-
ка усилителя IH—1К). Магнитный усилитель в релейном режиме
имеет достаточно высокий коэффициент возврата. Для четкого сра-
батывания реле К9 и исключения неустойчивого положения на гра-
нице срабатывания вводится конденсатор С2, шунтирующий ка-
тушку реле, тем более, что ток, протекающий через обмотку реле К9,
является пульсирующим.
Для исключения попадания напряжения 600 В на вторичную
обмотку зондирующего трансформатора предусмотрена защита, вы-
полненная на вентилях VD1 и VD2 типа ВЛ200 (см. рис. 13.6, а).
Зондирование линии ведется напряжением 36 В встречной поляр-
ности по отношению к напряжению контактной сети. Защита вто-
ричной обмотки зондирующего трансформатора осуществляется пре-
дохранителями FU2 типа ПКТ-3/200.
Ввиду того что магнитный усилитель в релейном режиме имеет
некоторый разброс срабатывания, а также ввиду того, что испы-
татель обладает высокой, но небезграничной чувствительностью,
имеется зона его неуверенных показаний. Например, если испы-
татель при сопротивлении линии менее 0,9 Ом достоверно пока-
зывает короткое замыкание, то достоверное показание линии «чиста»
будет лишь при 1,2 Ом. Интервал 0,9—1,2 Ом составляет зону
нечувствительности.
268
Подключение ИКЗ для испытания линии осуществляется схемой
автоматики линейного выключателя через защитные вентили.
На участках тяговой сети одно- и двустороннего питания исклю-
чается попадание 600 В на зондирующий трансформатор, так как
вентили типа ВЛ не пропускают напряжение данной полярности.
$ 13.5. ЗАЩИТА КАБЕЛЕЙ ТЯГОВОЙ СЕТИ
В случае повреждения кабелей тяговой сети и замыкания
токоведущей жилы на оболочку и броню в системе с заземленным
минусом появляется ток к. з. Значение этого тока зависит от
суммарного сопротивления, которое состоит из переходного сопро-
। пиления между броней кабеля и землей, сопротивления растеканию
контура заземления на подстанции или переходного сопротивления
(смля — рельс, наконец, сопротивления отрицательных кабелей и ре-
гулировочных реостатов. Как правило, суммарное сопротивление
составляет 0,3—0,5 Ом и ток к. з. поэтому не превосходит
1200—1800 А. Так как уставка быстродействующего выключателя
зависит от тока нагрузки и чаще всего превышает 2500—3000 А,
защита при повреждении кабеля не может обеспечить его отклю-
чение.
Еще хуже обстоит дело с защитой кабелей тяговой сети в
системе электроснабжения троллейбусов, которая, как правило, яв-
ляется изолированной от земли. При повреждении кабелей проте-
кают лишь токи, вызванные снижением сопротивления изоляции
«+» или «—» от земли из-за загрязнений, трещин на изоляторах
контактной сети. На такой ток защита реагировать не может, а в
то же время изоляция кабеля в месте повреждения постепенно
выгорает.
Из сказанного ясно, что необходима специальная защита кабелей
тяговой сети, которая обеспечивала бы более высокую надежность
в работе, а именно отключение поврежденного кабеля в заземленной
системе и сигнализацию в изолированной системе электроснабжения.
Защита кабелей тяговой сети в заземленной системе. Эта за-
щита является комбинированной и состоит из защиты контроль-
ными жилами и потенциальной защиты.
Потенциальная защита положительных кабелей (рис. 13.7, в)
основана на улавливании напряжения между оболочкой кабелей и
отрицательной шиной. На подстанциях броню и оболочку всех
кабелей пересоединяют и подключают на общий контур заземления
переменного тока подстанции. Поэтому за основу потенциальной
защиты принят принцип измерения потенциала на контуре заземле-
ния по отношению к отрицательной шине. Такая защита может
быть только групповой^срабатывающей при повреждении любого
кабеля, принадлежащего данной подстанции. Применять такую за-
щиту можно только в комплексе с индивидуальной. Кроме того,
потенциальная защита может срабатывать при к. з. в контактной
сети и пиках токов нагрузки; на ее работоспособность оказывают
269
Рис. 13.7. Схема защиты положительных кабелей
а — блок питания; б — блок защиты контроль
влияние наводки от чужих электрических сооружений (блуждаю-
щие токи).
Защита контрольными жилами (рис. 13.7, б) имеет автономный
источник переменного тока (рис. 13.7, а). Здесь ввиду простоты
и несложности применена схема с шунтировкой реле сопротивлением
изоляции кабеля. Преимущество защиты контрольными жилами в
том, что контрольные жилы ограничивают зону слежения, за исклю-
чением контактной сети. Процессы, происходящие в контактной
сети, практически не оказывают влияния на контрольные жилы —
этим резко сокращается вероятность ложной работы защиты конт-
рольными жилами.
Рассмотрим процессы, происходящие в схеме защиты в случае по-
вреждения кабелей. Обрыв контрольной жилы приводит к отпаданию
реле KV1, срабатыванию сигнализации и запуску телесигнала.
Пробой контрольной жилы на оболочку приводит к шунтирова-
нию реле KV1 по цепи: контрольная жила — оболочка — броня —
заземляющий контур переменного тока подстанции — разделитель-
ный конденсатор С9. Замыкание контрольной жилы на основную
шунтирует KV2 по двум контурам: контрольная жила — основная
жила кабеля — сопротивление подвижного состава — рельсовая
сеть — заземляющий контур переменного тока — конденсатор С9;
контрольная жила кабеля — основная жила — положительная ши-
на — выпрямительный агрегат — отрицательная шина — отрица-
тельные кабели — рельсовая сеть — земля — контур заземления пе-
ременного тока — конденсатор С9. Первый контур имеет сопротив-
ление около 1 Ом и возникает только с появлением на линии
270
600 В при заземленном минусовом полюсе:
ними жилами; в — блок потенциальной защиты
подвижного состава, причем если подвижной состав — троллейбус,
ток шунтировки попадает в землю через другие отрицательные
кабели рельсовой сети. Второй контур шунтирования возникает
всегда, когда кабель включен в работу. В связи с тем что в
цепях защиты течет переменный ток, сопротивление выпрямительного
агрегата зависит от рабочего тока агрегата. Значение этого сопротив-
ления при отсутствии тока в агрегате в одну сторону определяется
прямым падением напряжения на вентиле, а в другую — сопро-
тивлением шунтирующих вентилей резисторов, наибольшее значение
которого не превышает 2 кОм, что значительно ниже чувствитель-
ности схемы защиты.
В момент пробоя кабеля переменное напряжение накладывается
на постоянное выпрямленное. Звеном разделения этих напряжений
служит конденсатор CI, не пропускающий постоянной составляю-
щей напряжения.
Опыт работы защиты контрольными жилами и потенциальной
защиты показывает, что как первая, так и вторая могут ложно
срабатывать. Избежать ложной работы потенциальной защиты не
удается хотя бы потому, что может быть наведено напряжение от
посторонних электрических установок. Защита контрольными жила-
ми сигнализирует о мелких повреждениях кабеля, не отражающихся
на основной его работоспособности (замыкание контрольной жилы
на основную, выпадание контрольных жил из штепсельных розеток
и т. д.). Поэтому применяют комбинированную защиту — линей-
ный выключатель отключается лишь при одновременном срабаты-
вании потенциальной защиты и защиты контрольными жилами.
271
Но необходимо выявлять и мелкие повреждения кабеля, при которых
обычно срабатывает одна из защит, потому что они могут привести
к серьезной аварии. Поэтому срабатывание лишь одной защиты
(потенциальной или защита контрольными жилами) сигнализирует-
ся по телеуправлению и звуковыми сигналами.
Защита контрольными жилами выполняется индивидуально на
каждый линейный кабель 600 В. Потенциальная защита — защита
группового типа. При большом количестве кабелей необходимо
иметь реле-размножитель контактов потенциального реле, а также,
если в этом возникает необходимость, реле времени.
Защита контрольными жилами имеет напряжение 380 В и не
вызывает специфических требований к технике безопасности при ее
обслуживании. Но при некоторых повреждениях кабеля (например,
пробое контрольной жилы на основную) в ее цепях может появиться
напряжение 600 В, причем через общие цепи питания это напряже-
ние может попасть не только на аппаратуру поврежденного кабеля,
но и на все комплекты защиты. Это повышает требование к безо-
пасности обслуживания защиты контрольными жилами и практи-
чески приравнивает ее к устройствам контроля напряжения на
линии 600 В. Такие же требования предъявляются и к источнику
питания защиты контрольными жилами. Потенциальная защита не
связана с цепями 600 В и поэтому требования к ее безопасному
обслуживанию гораздо ниже.
Защита контрольными жилами состоит из блока питания и
нескольких блоков защиты контрольными жилами, устанавливаемых
на линейных кабелях +600 В. Блок питания состоит из авто-
матического выключателя SF (см. рис. 13.7, а), изолировочного
трансформатора, конденсатора С9, красной сигнальной лампы HLI,
включенной через балластный резистор R9. Назначение блока —
обеспечивать раздельное питание измерительных цепей и цепей
защиты и осуществлять электрическую связь через конденсатор с
контуром заземления переменного тока подстанции.
Блок защиты контрольными жилами (см. рис. 13.7, б) содержит
два реле K.V1 и K.V9, резистор R1 и конденсатор С1, двухпо-
люсный разъем, сигнальную лампу ЛС-53 желтого цвета и пакет-
ный переключатель. Реле KV1 служит для определения неисправ-
ности кабеля. В нормальном режиме (при отсутствии повреждений
контрольных жил) обмотка реле обтекается током и якорь его
отпадает при любом повреждении контрольных жил. Реле KV9
является повторителем и размножителем контактов реле KV1 и
развязывает цепи защиты от контрольных жил, для которых имеет-
ся вероятность попадания напряжения 600 В. Питание KV9 осу-
ществляется от напряжения 220 В, а сигнальной лампы HL2 —
от напряжения 36 В магистрали световой сигнализации. При необ-
ходимости любой из блоков БЗК.Ж можно вывести из работы трех-
полюсным переключателем, при этом начинает светиться лампа
неисправности HL2. Сигнал от блока БЗК.Ж при срабатывании защи-
ты поступает на отключение линейного выключателя, на световую и
телесигнализацию.
272
Блок потенциальной защиты (рис. 13.7, в) состоит из реле
потенциальной защиты KV17 типа РН-51/М34 и реле времени КТI
типа ЭВ-238. Блок потенциальной защиты получает питание от
шин собственных нужд 220 В и подсоединяется к отрицательной
шине и контуру заземления переменного тока подстанции.
В случае возникновения достаточно большого напряжения между
отрицательной шиной и контуром заземления подстанции срабаты-
вает реле KV17. Линейные выключатели отключаются с помощью
промежуточных реле ППЗ. В моменты срабатывания реле КТ1 каж-
дый раз зажигается сигнальная лампа HL2, установленная на блоке
потенциальной защиты, и запускается телемеханизация.
Качельный сигнализатор, до последнего времени широко применяющийся
па тяговых подстанциях, реагирует не на уровень сопротивления изоляции конт-
рольных жил контролируемых кабелей по отношению к основным жилам и
оболочкам, а на соотношение составляющих этого сопротивления и срабаты-
вает при значительном изменении одного нз этих сопротивлений по сравнению с
другим.
Кабельный сигнализатор построен по балансовой схеме, плечами которой являют-
ся сопротивления контрольная жила — основная жила н контрольная жнла — обо-
лочка. Недостатком такой схемы является зона нечувствительности при пропор-
циональном снижении вышеуказанных сопротивлений. При пробое кабеля возможен
случай, когда на кабеле горит электрическая дуга, но падение напряжения на
составляющих сопротивления примерно одинаково. При таких условиях кабельный
сигнализатор не срабатывает. Следовательно, он обладает существенными недо-
статками, вызванными балансовой схемой сигнализатора и использованием в ка-
честве «измерительного» напряжения 600 В постоянного тока. При определенных
условиях, когда сопротивления контрольная жила — основная жнла и контрольная
жнла — оболочка приблизительно равны, даже прн большом токе к. з. кабельный
сигнализатор не в состоянии выявить повреждение. Более того, прн обрыве кон-
трольной жилы в месте повреждения кабеля и при гореини дуги через дугу создается
путь тока кабельного сигнализатора — в результате сигнализатор не реагнрус!
на обрыв. Для устранения недостатков кабельного сигнализатора необходима схема
с автономными источниками измерительного напряжения.
Защита кабелей тяговой сети в изолированной системе. Ток за
мыкания не превышает долей ампера, н поврежденный кабель
может некоторое время работать без устранения неисправности.
При появлении земли на одном из полюсов изолированной систе-
мы электроснабжения выявление места повреждения при отсутствии
контроля состояния кабеля является довольно трудоемкой задачей
из-за необходимости отсоединения кабелей от контактной сети.
Установка на подстанции устройства, позволяющего контролировать
линейные кабели как положительные, так и отрицательные, позво-
ляет снизить трудоемкость определения места повреждения.
Исходя из вышесказанного нецелесообразно усложнять схему
контроля изоляции линейных кабелей и посылать сигнал на отклю-
чение линейного выключателя при пробое кабеля. Однако при
повреждении кабеля необходимо своевременно передать соответ-
ствующую информацию. Поэтому схема контроля изоляции кабелей
должна воздействовать на световую, звуковую и телесигнализацию.
Отказ от воздействия на отключение линейного выключателя при
повреждении линейного кабеля делает возможным создание устрой-
ства контроля изоляции кабелей на основе группового принципа,
при этом один релейный элемент контролирует одновременно все
линейные кабели (положительные, отрицательные) данной тяговой
подстанции.
Схема контроля изоляции кабелей постоянного тока одноагре-
гатной подстанции, работающей в изолированной системе электро-
снабжения (рис. 13.8), контролирует состояние положительных
и отрицательных кабелей. Так как при повреждении кабеля на его
контрольной жиле возникает потенциал 600 В соответствующей
полярности, в схеме применяют заградительные фильтры постоянного
тока в виде конденсаторов для разделения контрольных жил ка-
белей. Состояние кабелей контролируют с помощью реле напряже-
ния РН-54/160. В случае повреждения кабеля реле отпадает. Поиск
неисправного кабеля осуществляют с помощью поочередного пере-
ключения пакетных переключателей поиска неисправности. При от-
ключении неисправного кабеля реле снова встает под ток.
В случае повреждения контролируемого кабеля повреждаются
контрольные жилы.
При обрыве контрольных жил напряжение на катушке реле,
определяемое емкостными проводимостями жил и местом поврежде-
ния кабеля, недостаточно для удержания якоря в притянутом состоя-
нии, вследствие чего реле отключается.
После замыкания контрольной жилы на основную жилу поло-
жительного кабеля образуются следующие контуры, шунтирующие
реле:
контрольная жила поврежденного кабеля — основная жила —
положительный контактный провод — сопротивление подвижного
состава — отрицательный контактный провод — отрицательные ка-
бели — отрицательная шина подстанции — конденсатор между ши-
ной 600 В и контуром заземления переменного тока — разделитель-
ный конденсатор между контуром заземления и вторичной обмоткой
трансформатора;
Рис. 13.8. Схема защиты кабелей 600 В в изолированной системе:
и -- блоки питания и защиты; б — блок сигнализации; / — световая сигнализация; 2 —
звуковая сигнализация
274
контрольная жила поврежденного кабеля — основная жила
цепочки, шунтирующие вентили выпрямительного блока, — вторич-
ная обмотка силового трансформатора — отрицательная шина под-
станции — конденсатор — контур заземления переменного тока —
разделительный конденсатор между контуром заземления и вторич-
ной обмоткой трансформатора.
При замыкании контрольной жилы отрицательного кабеля на
основную жилу образуется следующий контур: контрольная жила
поврежденного кабеля — основная жила — отрицательная жила —
конденсатор между шиной 600 В и контуром заземления — контур
заземления — разделительный конденсатор.
В случае замыкания контрольной жилы на оболочку кабеля
образуется следующий контур шунтирования реле: контрольная
жила — оболочка поврежденного кабеля — броня — земля — раз-
делительный конденсатор.
В результате появления этих контуров напряжение на реле
уменьшается по сравнению с напряжением при отсутствии повреж-
дения кабелей и якорь реле отпадает, ставя под ток реле-повтори-
тель, контакты которого включены в цепях сигнализации.
В целом устройство контроля кабелей постоянного тока под-
станции в изолированной системе электроснабжения обладает мень-
шей работоспособностью по сравнению с защитой контрольными
жилами. Дело в том, что при пробое кабеля на землю образуется
электрическая дуга, под действием которой повреждается контроль-
ная жила даже в случае, когда в первый момент времени после
пробоя контрольная жила не повредилась. Для подстанции же,
работающей в изолированной системе электроснабжения, пробой
кабеля, как правило, не сопровождается электрической дугой ввиду
малых токов к. з. Поэтому вероятность повреждения контрольных
жил кабеля в изолированной системе намного меньше, чем в за-
земленной системе электроснабжения.
Контрольные вопросы
1. В чем заключается автоматика вводов 6 или 10 кВ?
2. Что представляет собой автоматика преобразовательного агрегата?
3. В чем заключается автоматика устройства АПВ питающих линий?
4. Какие операции предусмотрены устройством АПВ питающих линий?
5. Каков принцип работы ИКЗ?
6. Как осуществляется защита кабелей тяговой сети?
Глава 14 ДИСПЕТЧЕРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕМ ТРАМВАЯ
И ТРОЛЛЕЙБУСА
§ 14.1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Диспетчеризацией любого производства называют систему
непрерывного технического контроля и оперативного руководства
производственным процессом.
Применительно к системе электроснабжения городского элек-
трического транспорта диспетчеризация обеспечивает непрерывный
контроль технического состояния оборудования тяговых подстанций,
положительных и отрицательных линий, контактной сети, а также
дает возможность выбрать такую схему электроснабжения, при
которой будут гарантированы наибольшая надежность и наименьшие
потери электроэнергии.
Диспетчерское управление (ДУ) является одним из наиболее
эффективных факторов повышения уровня организации и выпол-
нения технической эксплуатации системы электроснабжения город-
ского электрического транспорта (экономичности, надежности, без-
опасности), а также производительности труда оперативного пер-
сонала подстанций.
Существующие системы ДУ электроснабжением трамвая и трол-
лейбуса включают в себя диспетчерский персонал н технические
средства диспетчеризации: аппаратуру телемеханики, проводной (те-
лефонной) и радиотелефонной связи.
Системы ДУ являются дальнейшим развитием систем автомати-
ческого дистанционного управления и контроля. При автоматическом
управлении расстояние между объектом управления и управляющим
устройством невелико и управление осуществляется, как правило,
по большому числу отдельных проводов. Если же это расстояние
становится таким большим, что для его преодоления необходимо
применение специальных технических средств, тогда система авто-
матики дополняется системой телемеханики. Системы телемеханики
по сравнению с системами автоматики включают в себя дополни-
тельно шифратор, дешифратор, приемник, передатчик, линию связи.
Малое число проводов связи в установках телемеханики также
отличает их от систем дистанционного управления и контроля.
В свою очередь существующие системы ДУ являются пред-
посылкой для дальнейшего совершенствования систем управления
электроснабжением трамвая и троллейбуса — создания н внедрения
в практику эксплуатации автоматизированных систем диспетчерского
управления (АСДУ).
Одним из основных технических средств ДУ являются телеме-
ханические системы. Телемеханической системой (телемеханикой —
ТМ) называют средства технической (информационной и энергети-
ческой) электроники и автоматики, обеспечивающие связь управ-
ляющего (из диспетчерской — ДП) и контролируемого (на под-
276
станции —|КП) пунктов системой команд, передаваемых по одной
или нескольким линиям связи (ЛС).
Системы телемеханики, так же как и системы автоматики, де-
лятся на замкнутые — телерегулирование и разомкнутые — телеуп-
равление, телесигнализация и телеизмерение.
На тяговых подстанциях трамвая и троллейбуса применяют
разомкнутые системы телеуправления, телесигнализации (телеконт-
роля) и телеизмерения.
Телеуправлением (ТУ) называют выполнение оперативных вклю-
чений и отключений оборудования подстанций и линейного оборудо-
вания контактных и кабельных сетей, телесигнализацией (ТС) —
получение данных о его состоянии («Включен», «Отключен» и
«Неисправность») и телеизмерением (ТИ) — получение значений
физических параметров, характеризующих работу оборудования
(тока, напряжения, температуры и т. п.) по каналам связи сред-
ствами телемеханики.
Устройства телеуправления и телеконтроля, как правило, тесно
связаны в одном общем устройстве и являются составными частями
телемеханики. При телеизмерении контролируемый изменяющийся
параметр обычно преобразовывается в вид, удобный для передачи
на большое расстояние.
Широкое развитие и применение устройств телеуправления и
телеконтроля объясняется тем, что эти устройства значительно
повышают надежность работы управляемых объектов и снижают
расходы на содержание дежурного персонала.
До 70-х годов для диспетчерского управления электроснабже-
нием трамвая н троллейбуса выпускались и применялись телемеха-
нические системы с контактно-релейными элементами. Эти устройства
при квалифицированном уходе работали достаточно надежно, однако
требовали сравнительно частых и регулярных профилактических
осмотров.
В целях сокращения обслуживающего персонала, увеличения
срока службы телемеханических устройств, а также ускорения дей-
ствия к началу 80-х годов эти системы практически полностью
были заменены системами на бесконтактных электронных элементах,
в основном на диодно-транзисторных и транзисторно-транзисторных
логических и функциональных модулях (ДТЛ и ТТЛ).
Ведется разработка и создание применительно к тяговым под-
станциям городского электрического транспорта телемеханических
систем на интегральных микросхемах (ИМС).
§ 14.2. ПРИНЦИПЫ ПОСТРОЕНИЯ
И ДЕЙСТВИЯ телемеханических систем
Системы телемеханики как системы передачи информа-
ции. Все системы телемеханики являются системами передачи ин-
формации (СПИ). В наиболее общем виде система для передачи
информации (рис. 14.1, а) состоит из источника сообщения ИС,
кодирующего устройства КУ, которое формирует из сообщения А сиг-
277
Рис. 14.1. Структурная схема одиокаиальиой (а) и многоканальной (б) систем
передачи информации
нал; передатчика-модулятора ПМ, преобразующего сигнал в вид,
удобный для передачи по линии связи ЛС (физической среде,
по которой передаются сигналы); приемника-демодулятора ПД,
преобразующего сигнал в первоначальный вид; декодирующего уст-
ройства ДУ, формирующего из сигнала сообщение Б. По приня-
тому сообщению должны быть сформированы сигналы реализации.
Эту задачу решает отдельное устройство — формирователь сигнала
реализации ФСР, воздействующий на исполнительное устройство ИУ.
Цель системы — передача сообщения от источника к получателю,
т. е. исполнительному устройству. Она считается выполненной, если
сообщение Б, принятое получателем, полностью соответствует пере-
данному сообщению А.
При передаче от источника к получателю сообщение подвергается
искажениям вследствие возникновения помех, действие которых
приводит к несоответствию переданной и принятой информации.
В одноканальных СПИ имеется один источник информации и
одно устройство ее реализации. Так как источник создает сооб-
щения последовательно во времени, то и информация передается
последовательно. Однако в реальных условиях в СПИ входит не-
сколько самостоятельных источников сообщений. В этом случае
передача сигналов каждого источника возможна пл независимой
линии связи. Такое решение нецелесообразно, так как сооружение
большого количества физических линий требует больших капиталь-
ных затрат. Если же передавать сигналы разных источников по
одному каналу связи, то они сливаются в единый сложный про-
цесс, разделить который на отдельные составляющие на приемной
стороне невозможно.
Таким образом возникает необходимость в решении следующей
проблемы: обеспечить прохождение сигналов по своему независи-
мому каналу, созданному в единой линии связи.
Системы передачи информации, в которых сигналы разных источ-
ников сообщений передаются по отдельным каналам, называют
278
многокандльными системами, а совокупность технических устройств,
обеспечивающих передачу информации от одного источника сооб-
щений по линии связи,— каналом связи. В многоканальных систе-
мах (рис. 14.1, б), кроме указанных ранее звеньев, на передающей
стороне необходимо иметь звено, формирующее канальный при-
знак — формирователь канальных сигналов ФКС, а на приемной
стороне — разделитель канальных сигналов РКС, который из всех ви-
дов сигналов Si,...,Sn различных отправителей должен выделить
только те которые предназначены данному получателю.
Многоканальная связь имеет существенные преимущества перед
одноканальной, так как эксплуатация, например, М-канальной ли-
нии связи д$ет экономию (М—1) проводов.
Качественные признаки сигналов. Носителями информации яв-
ляются сигналы. В телемеханике используют дискретные и непре-
рывные сигн'алы. В последнем случае в функции времени меняется
тот или иной параметр сигнала — ток, напряжение и т. д. Непре-
рывные сигналы- наиболее часто применяют при телеизмерении.
Дискретный сигнал состоит из некоторого числа п посылок, назы-
ваемых импульсными посылками.
Передающее телемеханическое устройство формирует дискретные
сигналы из импульсных посылок таким образом, чтобы в эти сигналы
была «записана» телемеханическая информация. Для этого им-
пульсным посылкам придаются определенные качественные при-
знаки.
В устройствах телемеханики используют следующие виды импуль-
сных признаков.
Амплитудный признак (рис. 14.2, а) — импульсные посылки отли-
чаются только по амплитуде. Импульсы разной амплитуды могут
быть получены изменением напряжения источника питания, подклю-
чаемого к линии связи. Амплитудные признаки расшифровываются
релейными элементами различной чувствительности, включенными в
канал связи на приемной стороне. Однако этот признак обладает
низкой помехоустойчивостью, так как амплитуда импульсов на
приемной стороне может быть сильно искажена из-за изменений
параметров линии связи и воздействия помех. Реально амплитуд-
ные качества используются только при кабельных линиях связи
небольшой протяженности, параметры которых наиболее стабильны.
Этот вид импульсного признака получил распространение при
двух значениях амплитуды (импульс большой А| и малой Аг ампли-
туды).
Полярный признак (рис. 14.2, б) имеет два значения: положи-
тельный и отрицательный импульсы (т=2). Применяют импульсы
постоянного тока или полуволны выпрямленного переменного тока.
Этот признак может быть использован только для проводных линий
связи. Полярные качества характеризуются высокой помехоустой-
чивостью—полярный признак, как правило, не изменяет качества
из-за колебания напряжения или изменения параметров линии свя-
зи. Полярность тока может быть зафиксирована на приемной стороне
поляризованным реле.
279
Рис. 14.2. Качественные признаки импульсных сигналов
Временной (широтно-импульсный) признак (рис. 14.2, а) —им-
пульсные посылки отличаются друг от друга длительностью. При та-
ких признаках на передающей стороне должно быть устройство,
изменяющее длительность посылок, а на приемной стороне — эле-
менты, различающие посылки разной длительности. В качестве
посылки может быть использована и пауза между двумя импуль-
сами. В этом случае изменение признака посылки будет заклю-
чаться в изменении длительности паузы.
Преимущество время-паузной системы состоит в том, что в не-
работающем режиме провода линии обтекаются током, что позво-
ляет осуществлять автоматический контроль состояния линии связи.
Временной признак используют при любых линиях связи, однако
он имеет сравнительно невысокую помехозащищенность. Обычно при-
меняют только два временных признака (т= 2): большую и малую
длительности, отличающиеся одна от другой не менее чем в 3—4 раза.
Частотный признак (рис. 14.2, г) — импульсные посылки отли-
чаются друг от друга по частоте. Для образования частотных
посылок применяют частотные генераторы по числу используемых
частот или один перестраиваемый генератор. Частотные качества
расшифровываются электрическими фильтрами. Достоинством
частотных признаков является незначительная подверженность их
искажениям в процессе передачи. Частотные признаки позволяют
использовать большое число посылок различной частоты. В отличие
от всех рассмотренных выше импульсных признаков частотный при-
знак допускает одновременную передачу по каналу связи ряда
импульсов различных частот Частотный признак можно применять
на проводной и беспроводной линиях связи.
Фазовый признак (рис. 14.2, д) — импульсные посылки отли-
чаются друг от друга по фазе относительно опорного сигнала
иол, имеющегося в месте приема. Часто в качестве опорного сигнала
используют сеть переменного тока частотой 50 Гц. Наиболее простая
техническая реализация фазового признака достигается при двух
крайних значениях фаз сигналов: 0 и 180°. Фазовые качества
универсальны относительно линии связи.
Кодирование сигналов. Необходимость в кодировании сигналов
возникает в тех случаях, когда число сообщений W превосходит
280
число качественных признаков сигналов Если т= N,
то, приписав каждому сообщению один из т признаков сигнала
и посылая юдин элементарный импульс с данным признаком, можно
передать все сообщения. Если же ^, то для передачи
всех сообщений N составляют комбинации из п элементарных
импульсов 'с т качествами, и сообщение выражается ие одним
импульсом, а комбинацией из п элементарных импульсов. При этом
число передаваемых сообщений N резко возрастает.
Таким образом, одна из задач кодирования состоит в обеспечении
образования! необходимого числа N сообщений при ограниченном
числе импульсных признаков т. На кодирование возлагается еще
одна важная задача: кодированный сигнал может приобрести свой-
ства обнаружения, а иногда и исправления ошибок, которые воз-
можны в процессе передачи информации. Таким образом, кодиро-
вание повышает достоверность передачи сообщений.
Процесс преобразования сообщений в комбинации дискретных
сигналов (кодовые комбинации) называют кодированием, а правило,
по которому осуществляется это преобразование,— кодом. При мате-
матической записи кодовых комбинаций обычно пользуются цифрами
или буквами. Каждой цифре или букве соответствует элементарный
сигнал (импульс), наделенный определенными признаками.
Коды в зависимости от числа различных качеств элементов
кода подразделяют на двоичные или бинарные (т=2) и много-
тачные (т>3). По принципам построения кодовых комбинаций
различают равномерные и неравномерные коды. Равномерными на-
<ывают такие коды, у которых все кодовые комбинации состоят из
одинакового числа (п = const) импульсов. В телемеханике приме-
няют равномерные коды.
Наиболее общим критерием деления кодов является закон кодо-
образования, в соответствии с которым коды подразделяют иа
числовые, комбинаторные и корректирующие (помехоустойчивые).
Математической основой числовых кодов являются системы счис-
ления. Число комбинаций в коде
V = гл", (14.1)
где т — основание системы счисления;
п — число разрядов в кодовой операции.
Наибольшее распространение в телемеханике имеют двоичные
коды т = 2. Это объясняется тем, что технически наиболее просто
реализуются устройства, имеющие два устойчивых состояния. Кодо-
вые комбинации двоичного кода записываются в виде п-разрядного
двоичного числа. Для записи в двоичном коде данного числа сооб-
щений N требуется иметь п разрядов
п = |log2/V| (где | log2/V | — ближайшее целое число).
Пример. Составить двоичные коды для 16 сообщений (кодовых
операций).
Расчет. Требуемое число разрядов в кодовой комбинации
п = \ogtN — log2-16 — 4.
281
Разделение сигналов. В телемеханике применяют три/основных
метода разделения сигналов и их элементов: коидуктивный (схем-
ный), временной (распределительный) и частотный. /
При кондуктивном разделении сигналов для каждого/сообщеиия
(или элемента кодового сигнала) отводится независимая электри-
ческая линия связи. По каждой линии осуществляются независимая
и параллельная передачи сообщений (рис. 14.3). *
Посылка сигналов каждого источника сообщений Определяется
двухпозициоиными ключами Kt, К2, .... KL, в зависимости от положе-
ния которых в линейных проводах Л/, .... Л, устанавливается то
или иное направление постоянного тока. Приемниками являются
электромагнитные реле /?/, Р2, .... PL. От каждого источника сооб-
щений информация передается по своему проводу, обратный провод
общий для всех каналов. Общее число сообщений, которое можно
передать в рассматриваемой системе,
W = mL,
(14.2)
где m — число признаков, передаваемых посылками;
L — число прямых проводов линии связи.
Неэкономичное использование линий связи практически исклю-
чает применение этого способа разделения в телемеханической сис-
теме при длинах линий связи свыше 3—5 км.
При временном разделении сигналов передающие и приемные уз-
лы устройств телемеханики поочередно подключаются к линии связи
с помощью синхронно и синфазио работающих коммутирующих
устройств (распределителей) ШР1 и ШР2, соединенных линией
связи Л (рис. 14.4).
Сообщения от каждого источника определяются положением
ключей управления Kt, К2, .... Ks. В качестве декодирующих уст-
ройств на приемной стороне используются поляризованные реле
Pl, Р2, ...,Р$, соединенные общим проводом Ло с источником пи-
тания. В соответствии со схемой за один цикл работы распреде-
лителей линия связи поочередно последовательно предоставляется
Рис. 14.3. Схема системы с кондуктнвным разделением сигналов
Рис. 14.4
Рнс. 14.4. Схема системы с временным (распределительным) разделением сигналов
2Н2
щя перначи сигналов каждому из управляемых объектов и
соответственно каждому каналу отводится определенная часть обще-
го времени цикла. Общее число сообщений, которое можно пере-
дать, 1
V=ms, \ (14.3)
I
где S — чисую контактов распределителей.
В качес^ъе шаговых распределителей могут применяться любые
переключающие устройства, в том числе и бесконтактные. Основным
условием надежного и точного разделения каналов является стро-
гая синхронность работы распределителей.
Существует три основных метода синхронизации: общей сетью,
циклический и шаговый.
При синхронизации общей сетью питание приводов распреде-
лителей осуществляется от проводов общей электрической сети
частотой 50 Гц, называемой источником синхронного питания U„.
В качестве такого источника используют сеть одной энергетической
системы. Этот метод синхронизации может быть использован при
относительно коротких (до 20 км) линиях связи. В длинных ли-
ниях из-за непостоянства нагрузок потребителей, подключаемых к
энергетической системе, возможно нарушение сиифазности питания
и, следовательно, синфазной работы распределителей.
В случае циклической синхронизации приводы распределителей,
расположенные на передающей и приемной сторонах, питаются от
специальных генераторов импульсов управления, настроенных на
одинаковую частоту. Для устранения рассогласованности одни раз
за цикл осуществляется принудительное синфазирование распреде-
лителей установкой их в начальное положение.
Для шаговой синхронизации на передающей стороне имеется
генератор импульсов. Этот генератор переключает оба распреде-
лителя. При шаговой синхронизации по линии связи на каждом
шаге распределителей необходимо передавать специальные синхро-
низирующие импульсы.
При частотном разделении (рис. 14.5) для передачи каждого
сообщения выделяется определенная полоса частот. Сигналы от всех
источников сообщения передаются по линии связи Л С одновремен-
но. Сообщение от каждого источника передается по линии колеба-
ниями определенной частоты (i = 1,2, ..., /) (рис. 14.5, а). На пере-
дающей стороне установлены генераторы Г1, .... Г,, вырабатывающие
колебания с частотами ft. f?.ft. Отсутствие посылки колебаний со-
ответствующей частоты (кнопки Kt, .., Kt не нажаты) означает 0,
посылка колебаний (нажатием кнопок Kt,..., Kt) —1. Колебания сум-
мируются в линии связи. Разделение посылок от источников сообще-
ния осуществляется на приемной стороне полосовыми фильтрами
ПФ'1, ПФ'2,..., ПФ',, на выходе которых через выпрямители В1,
В2, .... Вп включены исполнительные реле Pl, Р2,..., Р,.
Число фильтров (ПФ) на приемной стороне равно числу гене-
раторов (Г) на передающей. Фильтр характеризуется амплнтудно-
283
Bl
Рнс. 14.5. Схема системы с частотным разделением сигналов (а) и амплитудно-
частотные характеристики фильтров (б)
частотной характеристикой, т. е. зависимостью напряжения на выхо-
де фильтра от частоты э. д. с. переменного тока, поступающей на
вход. На рис. 14.5, б ясно различимы в амплитудно-частотных
характеристиках двух фильтров пики амплитуды напряжения при
резонансных частотах fpi, fpi. В качестве резонансных частот фильт-
ров выбираются частоты соответствующих генераторов.
Условие разделения частот состоит в том, что сигналы различных
каналов должны размещаться в неперекрывающихся частотных
полосах.
В качестве фильтров используют, как правило, обычные колеба-
тельные контуры.
Помимо рассмотренных методов разделения каналов связи, имеются их разновид-
ности. Так, разновидностью кондуктнвного (схемного) разделения каналов связи
(с уменьшением требуемого числа линий связи) является комбинационный метод
разделения каналов.
Комбинационный метод разделения каналов связи использует двоичный дешифра-
тор. Прн замыкании ключей KI, К2, КЗ на ДП (рнс. 14.6, а) в линию связи
передается определенный двоичный трехразрядный код. Прн этом на КП (рнс. 14.6, б)
срабатывает реле, соответствующее данному коду. Всего можно передать 2Л команд
(где п — число разрядов в кодовой комбинации, равное числу ключей на ДП).
Для увеличения числа команд, передаваемых с ДП на КП, а также для
повышения надежности передачи в телемеханических системах часто применяют
комбинированное, совместное использование качественных признаков сигналов: ампли-
тудного и полярного, частотного н широтно-импульсного, частотного и амплитудного
н др.
284
Общие принципы телеуправления (ТУ), телеизмерения (ТИ) и
телесигнализации (ТС). Телеуправление подстанциями осу-
ществляется из диспетчерского пункта ДП диспетчером-оператором.
На ДП находится диспетчерский (управляющий) полукомплект
приемно-передающей аппаратуры, а на каждой из управляемых
подстанции, рассредоточенных по территории города на расстоянии
в среднем 13—5 км друг от друга, устанавливается отдельный
приемный полукомплект телемеханической аппаратуры — КП. Он
обеспечивав? по командам с ДП телеуправление и телесигнали-
зацию состояния значительного числа электроустановок подстанции
(рис. 14.7).'
Системы, в которых имеются устройства как телеуправления
(ТУ), так и телесигнализации (ТС), а в ряде случаев и телеиз-
мерения (ТИ) носят название замкнутых систем ТУ-ТС. Для них
характерна передача ограниченного числа дискретных команд с ДП
на КП и извещений телесигналов о состоянии контролируемого
оборудования с КП на ДП с использованием одного из трех
методов избирания: прямого, кодового и группового.
При прямом избирании содержание каждого сообщения (коман-
ды) определяется только одним импульсом определенного качества,
например импульсу с частотой fpi можно придать значение команды
«Включить 1-й объект», импульсу с частотой fP?— «Отключить
2-й объект» и т. д. (см. рис. 14.5, б).
Важным свойством систем с прямым избиранием является цир-
кулярность — возможность одновременной передачи одной или всех
возможных команд, так как каждая команда посылается независи-
мо — по своему каналу. При кодовом избирании каждая команда
передается определенной кодовой комбинацией. При нажатии одного
из ключей управления KI—К7 (рис. 14.8, а, б) сигнал поступает
на шифратор Ш, который преобразует этот сигнал в определенную
Рнс. 14.6. Комбинационный метод раз-
деления каналов связи
Рнс. 14.7. Схема территориального
управления подстанциями
285
Рис. 14.8. Схема частотной системы ТУ с кодовым избираннем (а) н структура сигналов
в линии (б)
комбинацию кода. Через линию связи ЛС эта комбинация посту-
пает на фильтры приемного полукомплекта ПФ1—ПФ2, которые
выделяют частотные импульсы. Сигналы на их выходах выпрям-
ляются выпрямителями В/, В2, ВЗ и в виде кода комбинаций
импульсов постоянного тока поступают в дешифратор Д, кото-
рый обеспечивает при каждой фиксированной комбинации вход-
ных импульсов возбуждение только одного исполнительного реле
Р1—Р7.
Кодовый метод избираиия используют в системах с временным и
кондуктнвным разделениями.
В кодовых системах сообщения передаются последовательно во
времени, т. е. в каждый момент времени можно передавать только
одну команду. Эти системы не обладают свойством циркулярности.
286
Для тяговых подстанций трамвая и троллейбуса, характеризуе-
мых рассредоточенным числом объектов управления, преимуществен-
но применяют групповой метод избирания информации.
При этом методе избирания каждую кодовую комбинацию раз-
бивают на1 группы. Первая группа элементов сообщения выбирает
КП, втора^ несет информацию о характере операции («Включить»
или «Отключить»), а третья выбирает объект ТУ на уже выбранном
КП. Каждая из этих составляющих сообщения может передаваться
прямым или кодовым методом. Групповой метод избирания позво-
ляет существенно упростить техническую реализацию шифратора и
дешифратора.
В качестве примера рассмотрим групповой метод избирания информации, при-
меняемый в одной из наиболее распространенных в настоящее время для телеуправ-
дення подстанциями электронной системе ЭСТ(Ч)-62.
Система обеспечивает непрерывную передачу серий импульсов от передающих
полукомплектов к приемным. Каждая рабочая серия состоит из тактовых импуль-
сов, обеспечивающих переключение счетчика распределителя приемного полуком-
плекта. Рабочие импульсы (паузы), несущие информацию о замкнутом положе-
нии контактов сигнальных реле на КП или кнопок управления на ДП, удлиняются.
Длительность рабочего импульса в 4 раза больше тактового. Для обеспечения
одновременности начала работы распределителей передающего и приемного устройств
в конце каждой серин передается сверхдлннный фазирующий импульс (СДИ), ।
состоящий нз двух соединенных длинных импульсов.
Передающее устройство ТУ работает в двух режимах: передача холостой серин
и передача рабочей серии. Холостая серия служит для поддержания всех приемных
устройств (ТУ) в рабочем состоянии. Холостой ход состоит из коротких тактовых
импульсов движения распределителя и СДИ. Рабочая серия несет информацию о
команде управления объектом на какой-либо подстанции. Эта информация содержится
п шести длинных импульсах и определяется местом расположения их в серии.
Рабочая серия для повышения надежности работы системы ТУ повторяется два
раза и прекращается независимо от дальнейшего удержания кнопок управления
на пульте. При приеме первой рабочей серин происходит запоминание поданной
команды.
При приеме второй серин происходит сравнение и в случае совпадения се-
рий — нсполненне.
Рабочая серия делится на предварительную часть (с момента нажатия кнопки
выбора объекта до срабатывания триггера начала передачи) и основную часть
(с момента поступления первого импульса до окончания второй серии). Каждый длин-
ный импульс рабочей серии имеет определенное назначение.
Первый длинный импульс (рис. 14.9) предназначен для подготовки приемных
устройств к приему рабочей серии. Он всегда расположен на шаге / распределителя.
Второй и третий длинные импульсы определяют номер контролируемого пункта
(подстанции). Располагаются они от шага 2 до шага 7 распределителя (для КПI
длинные импульсы занимают шаги 2 н 3 распределителя, для КП1 — шаги 5 и 6).
Четвертый длинный импульс определяет род операции. Размещается он на
шаге 8 («Включение») или на шаге 9 («Отключение»),
Пятый длинный импульс определяет номер объекта на подстанции. Располагается
он с шага 10 до шага 26 распределителя (всего 16 объектов).
Шестой длинный импульс определяет номер группы. Он располагается с шага 27
до шага 31 распределителя (всего четыре группы).
Число управляемых объектов на подстанции, таким образом, составляет 64
объекта.
На пульте управления ДП выбор номера КП (подстанции) и рода операции
осуществляют одной кнопкой, выбор объекта и группы — другой. Для каждого
контролируемого пункта на пульте имеется по две индивидуальные кнопки: «Вклю-
чить КП № ...», «Отключить КП № ...». Кнопки управления объектами — общие
для всех контролируемых пунктов.
287
a)
ПППППППППППППППППППППППППППППП1 1ПШ
Рнс. 14.9. Осциллограмма холостой серин телеуправления (а), рабочей серин для
первого КП на включение первого объекта управления первой группы (б), назначение
мест размещения длинных импульсов в серии ТУ (в)
Кроме управления объектами тяговых подстанций и получения
сигнализации об их состоянии, диспетчер в ряде случаев обязан
также следить за показаниями некоторых измерительных приборов.
В первую очередь необходимо контролировать напряжение на шинах
6 или 10 кВ и нагрузку преобразовательных агрегатов или питаю-
щих вводов 6 или 10 кВ.
Прямая передача измеряемой величины на большие расстоя-
ния невозможна, поэтому она в системах телеизмерения преобра-
зуется в такую вспомогательную величину, которая без значительных
искажений передается по линиям связи.
Рассмотрим структурную схему системы телеизмерения (ТИ)
(рис. 14.10). Датчик телеизмерения ДТ преобразует контролируемую
величину At в соответствующий первичный сигнал. Передающее
устройство ПУ преобразует этот сигнал во вспомогательную вели-
чину У1 (Д1), удобную для передачи по линии связи ЛС. Приемное
устройство ПрУ преобразует принятую величину в форму, удобную
для отсчета, и приемный прибор ПП воспроизводит измеряемую
величину. Из-за помех в линии связи сигнал на входе приемного
устройства У2 может отличаться от сигнала У| на выходе передаю-
щего устройства. Поэтому при создании систем ТИ основная задача
состоит в выборе такого параметра Y, который бы в линии связи
искажался минимально.
В зависимости от дальности передачи системы телеизмерения бы-
вают дальнего и ближнего действия.
В системах дальнего действия измеряемые величины могут пере-
даваться на сотни и тысячи километров, в то время как в системах
Рнс. 14.10. Структурная схема системы
телеизмерения
288
ближнего действия предельные расстояния передачи ограничиваются
15—20 км. Поскольку тяговые подстанции городского электрического
транспорта расположены от диспетчерских пунктов иа расстояниях,
не превышающих указанных, то для них широко используется
одноканальиая аналоговая (по вызову) выпрямительная система
телеизмерения ближнего действия. Последняя является разновид-
ностью систем интенсивности ТИ, т. е. систем, в которых вспомога-
тельной величиной является ток или напряжение, а приемным
прибором — обычный магнитоэлектрический прибор.
Выпрямительные системы телеизмерения достаточно надежно ра-
ботают при сопротивлении проводов линии связи до 3000 Ом и
сопротивлении изоляции между проводами не менее 0,3 МОм.
Выпрямительная система телеизмерения состоит из следующих
трех элементов:
передающего устройства, в котором измеряемая величина пере-
менного тока преобразуется в определенную величину постоянного
тока;
канала связи, по которому передается постоянный ток;
приемного устройства в виде гальванометра постоянного тока,
градуированного в единицах величин переменного тока.
Выпрямительные системы телеизмерения выпускаются двух ви-
дов: для измерения напряжения переменного тока и для измерения
значения переменного тока.
Рассмотрим выпрямительную систему телеизмерения напряжения
ВПН-1 (рис. 14.11, а). В этом устройстве измеряемое напряжение
вторичной обмотки трансформатора напряжения TV подводится к
первичной обмотке измерительного трансформатора Т1.
Вторичная обмотка трансформатора Т1 соединяется с двухполу-
периодиым выпрямителем с нулевой схемой выпрямления (диоды
VD1 и VD2). Выпрямленное напряжение через линию связи подается
на измерительный прибор PV приемного пункта /7/7.
Для уменьшения погрешностей, вносимых линией и нестабиль-
ностью характеристики выпрямителя, последовательно с линией
включается резистор R3 с сопротивлением, примерно в 20 раз
превышающим сопротивление линии. Поэтому изменение сопротивле-
ния линии иа 10—15% вносит погрешность лишь на 0,5—0,75%.
Регулировку и настройку измерительного прибора осуществляют
переменным резистором R4. Конденсатор С2 служит для сглажива-
ния пульсаций выпрямленного тока.
Для повышения точности измерения напряжения в рабочем
диапазоне (0,84- 1,1) UH переменный ток преобразовывается непро-
порционально потому, что сердечник дросселя LL насыщается только
при повышении напряжения до 50% номинального значения.
При этом изменение напряжения от 0 до 50% отклоняет стрелку
измерительного прибора всего лишь иа 20%, а остальные 80%
шкалы приходятся на измерение напряжения от 50 до 110% но-
минального значения.
Для компенсации изменения индуктивного сопротивления дроссе-
ля при изменении частоты переменного тока последовательно с
289
б)
Рнс. 14.11. Выпрямительные системы телеизмерения:
ВПН-1 (измерения напряжения переменного тока); б— ВПТ-1 (измерения перемен
иого тока)
дросселем включены резистор /?/, шунтируемый конденсатором С1,
и резистор R2. С повышением частоты возрастание индуктивного
сопротивления дросселя компенсируется уменьшением емкостного
сопротивления конденсатора.
В конструктивном отношении передающее устройство (выпря-
мительный преобразователь напряжения ВПН-1) имеет вид прямо-
угольного кожуха с зажимами для присоединения концов от транс-
форматора напряжения и линии связи. В качестве приемного прибора
применяется прибор ТМ-А.
Рассмотрим выпрямительную систему телеизмерения тока ВПТ-1
(рис. 14.11, б). Принцип телеизмерения тока в этой системе тот же,
что и в системе телеизмерения напряжения.
От схемы телеизмерения напряжения схема выпрямительного
преобразователя тока ВПТ-1 отличается лишь отсутствием насы-
щающего дросселя и наличием неоновой лампы VL, которая слу-
жит для снятия пиков напряжения выше 100 В, возникающих
в линии при толчках тока и коротких замыканиях.
В современных телемеханических системах управления электро-
снабжением трамвая и троллейбуса распространен временной (рас-
пределительный) метод разделения сигналов и их каналов связи.
Рассмотрим принцип действия транзисторной распределительной системы теле-
управления на примере упрощенной функциональной схемы (рнс. 14.12).
Система имеет на ДП бесконтактный распределитель 2, выполненный на основе
двоичного сметчика и дешифратора. Для движения распределителя используется
сеть переменного тока частотой 50 Гц.
Напряжение от генератора сети G1 выпрямляется однополупериодным выпря-
мителем UZI, на выходе которого действует пульсирующее напряжение частотой
50 Гц. Это напряжение действует в виде отрицательных полуволн на вход форми-
рователя /, представляющего обычный ключевой триод. На выходе формирователя
образуются прямоугольные импульсы, практически совпадающие по фазе с полу-
волнами на выходе выпрямителя.
Под действием импульсов формирователя на выходах распределителя 4 непре-
рывно-и циклично пробегает импульс состояние «1». Для передачи команд исполь-
зуют набор ключей S4... каждый из которых может подать напряжение
на вход соответствующей схемы «И» 3, второй вход которых связан с соответ-
ствующим выходом распределителя 2.
Предположим, что необходимо передать команду посредством ключа SA1.
Замкнем его, тогда прн ходе распределителя на позицию // на оба входа схемы
«И» 3| будет подано напряжение, которое распространится н на ее выход. Затем
через схему «ИЛИ» 4, узел выделения пауз 5 схемы «ИЛИ» 6 н усилитель 7 в
линию связи 8 будет подан импульс, соответствующий во времени нахождению
290
распределителя 2 на позиции //. Аналогично могут быть поданы импульсы и с
других позиций распределителя с номером, большим //.
Выходы распределителя 0 и 1, минуя схему выделения пауз 5 через схему
«ИЛИ» 6 и усилитель 7 присоединены к линии связи 8. Поэтому при нахождении
распределителя на нулевой и первой позициях в линию связи поступает длинный
непрерывный импульс, длительность которого равна времени нахождения распреде-
лителя иа обеих вышеуказанных позициях.
На КП установлен такой же распределитель 12. Цепь его движения разорвана,
а на месте разрыва смонтирована схема «И» 13. Одни из выходов этой схемы 5
присоединен к выходу формирователя импульсов движения 14, а другой — к выходу
триггера запуска 11.
Импульсы, приходящие из линии связи 8 после усилителя 9 одновременно
поступают в дискриминатор импульсов (задержка) 10 и на один из входов каждой
из схем «И» 15| . . . . 15л,. При появлении длинного импульса дискриминатор пере-
брасывает триггер запуска 11 в состояние «1» и на втором входе схемы «И» 13, свя-
занной с ним, появляется постоянное напряжение. Поэтому с каждым импульсом сети
частотой 50 Гц распределитель 12 начинает «двигаться». Когда ои доходит до N-й
позиции, импульс с V-ro выхода распределителя перебрасывает триггер Т1 / в состоя-
ние «0» и движение распределителя прекращается.
Если длина распределителя 12 иа КП меньше иа две позиции, чем длина
распределителя // на ДП, то оба распределителя движутся синхронно и синфазио.
Синхронность обеспечивается движением обоих распределителей частотой 50 Гц, оди-
наковой для всех объектов одного района. Синфазность обеспечивается запуском
распределителя КП длинным импульсом.
В разобранном примере в линию связи был выдан импульс с позиции // с
распределителя 2. В момент его прихода на КП распределитель 12 КП также
будет иа позиции //. В результате на одни из входов соответствующей схемы
«И» 151 придет сигнал с распределителя, а на другой — из канала связи. Сигнал
совпадения с выхода схемы <И» 15> перебросит триггер 16, в состояние «I». Сигнал
с выхода триггера 16, после усиления усилителем 17, поступает иа катушку соответ-
ствующего реле К1, что вызывает его срабатывание и, следовательно, выполнение
команды, поступившей с ДП.
Рис. 14.12. Упрощенная функциональная схема транзисторной распределительной
системы телеуправления
291
Выше были рассмотрены упрощенные системы ТУ, ТИ, ТС.
В действительности они намного сложнее, так как должны обеспе-
чивать:
использование одной линии связи как для приказа, так и для
получения сигналов положения объектов;
автоматический запуск телеустановки при изменениях в положе-
нии сигнализирующих объектов на исполнительном пункте;
защиту от неправильных действий (различные сбои не должны
вызывать неправильные приказы или сигналы);
преимущество сигнала перед приказом (если одновременно будут
посланы приказ и сигнализация положения, то приказ не должен
осуществиться, а сигнал должен поступить на ДП).
На диспетчерском пункте телеустановка должна иметь пульт
управления с мнемонической схемой, световой и звуковой сигнали-
зациями. Всякое новое положение объектов управляемого пункта КП
должно сопровождаться на диспетчерском пункте звуковым сигналом
и мигающим светом объекта, изменившего положение.
$ 14.3. ДИСПЕТЧЕРСКАЯ СЛУЖБА
Диспетчерские службы создают в энергетических хозяйст-
вах (службах тяговых подстанций) для обеспечения в условиях
эксплуатации оперативного, диспетчерского управления системой
электроснабжения городского электрического транспорта. Диспет-
черские службы непосредственно подчиняются руководству энергохо-
зяйства и осуществляют оперативное руководство всей технической
деятельностью энергохозяйства.
Диспетчерское управление повышает эффективность работы энер-
гохозяйств: снижаются эксплуатационные расходы из-за уменьшения
численности обслуживающего эксплуатационного персонала и повы-
шения при внедрении средств автоматики и телемеханики уровня
технической эксплуатации, повышается надежность и бесперебой-
ность системы электроснабжения.
В своей деятельности диспетчерские службы осуществляют:
централизованный контроль состояния системы электроснабже-
ния трамвая и троллейбуса и централизованное управление (включе-
ние и отключение, вывод в резерв, в ремонт и т. д.) всеми основ-
ными аппаратами тяговых подстанций и линейным оборудованием
контактных и кабельных сетей;
выбор и создание оптимального, с минимальными потерями элек-
троэнергии и максимально возможной надежностью, режима работы
системы электроснабжения;
ликвидацию, а при ее невозможности локализацию аварий в
системе (техническая скорая помощь);
оперативную диспетчерскую связь с эксплуатационным персона-
лом по выполнению текущей плановой технической эксплуатации
электрооборудования тяговых подстанций и линейных устройств, а
также связь и оперативное руководство аварийно-восстановитель-
292
ними бригадами в периоды ликвидации аварий и неисправностей
в системе электроснабжения;
связь с руководством энергохозяйства, диспетчерским аппаратом
службы движения, энергоснабжающей организацией и др.;
контроль состояния телемеханической аппаратуры, средств связи
и обеспечение их надежной работы;
прием и обработку заявок на выполнение ремонтных работ;
анализ повреждений в системе и разработку мероприятий по
повышению надежности электроснабжения линий трамвая и трол-
лейбуса.
Диспетчерское управление системой электроснабжения город-
ского электротранспорта, как правило, является одноступенчатым
(рис. 14.13, а) и только в крупных городах (с численностью
населения 500—1000 тыс. чел. и более) с развитой системой го-
родского электрического транспорта и сложившейся системой рай-
онной диспетчеризации применяют двухступенчатую структуру
диспетчерского управления (рис. 14.13, б).
В крупных городах создаются районные диспетчерские пункты
(РДП), обслуживающие 5—15 тяговых подстанций каждый. Вместе
с тем повышение надежности работы тяговых подстанций и обуслов-
ленное этим уменьшение количества сигналов и облегчение работы
диспетчера явились причиной существенного укрупнения диспет-
черских пунктов. Создаются и эксплуатируются диспетчерские
пункты для управления 25—30 и более тяговыми подстанциями.
Переход от районных диспетчерских пунктов к центральному
(ЦДП), управляющему всей системой электроснабжения трамвая
и троллейбуса города, способствует повышению технико-экономи-
ческих показателей работы. Значительно сокращается количество
бригад диспетчеров. Бригада, обслуживающая ЦДП, имеет более
высокую квалификацию и оперативнее решает возникающие вопро-
сы, что снижает время простоя транспорта при повреждениях в
системе электроснабжения.
Рис. 14.13. Структурные схемы одноступенчатого (а) и двухступенчатого (б) диспет-
черского управления электроснабжением городского электрического транспорта:
/ - служба движения; 2 - руководство энергетического хозяйства трамвайно-троллейбус
кого управления; 3 — энергоснабжающая организация; 4 — центральный диспетчерским
пункт (ЦДП) энергохозяйства; 5 — эксплуатационные подразделения; 6 -ба юны,
пункты технической скорой помощи; 7 — электротяговые подстанции
293
Телемеханическое оборудование существующих РДП при созда-
нии ЦДП должно быть сохранено и эффективно использовано.
Для этого организуют ретрансляцию информационных сигналов
от автотелеуправляемых подстанций к ЦДП через РДП. Оборудова-
ние РДП также может быть использовано в процессе эксплуата-
ции при повреждении аппаратуры ЦДП или линии связи между
ЦДП и РДП, что повысит надежность системы телемеханического
управления в целом.
Схема ретрансляции при этом должна удовлетворять ряду тре-
бований, основными из которых являются отсутствие в ней потерь
информации и минимальные вносимые ею погрешности в теле-
измерения.
Для контроля и управления тяговыми подстанциями исполь-
зуют устройства телемеханики различных систем, а в качестве
средств связи — аппаратуру проводной телефонной и радиотелефон-
ной связи.
На одном диспетчерском пункте при этом возможно применение
телемеханических устройств управления и контроля различных
типов, но при обеспечении идентичности производимых диспетчером
операций. Желательна также однотипность принципиальных схем
телемеханических устройств.
Телемеханическое управление тяговыми подстанциями осущест-
вляется, как правило, по радиальным линиям связи, которые обеспе-
чивают достаточно высокую надежность управления. Для повышения
надежности управления основную систему телемеханики в ряде слу-
чаев резервируют устройствами телеуправления—телесигнализа-
ции (ТУ-ТС) малой емкости.
Для обеспечения аварийно-восстановительных работ и базиро-
вания ремонтного персонала в службе подстанций (энергохозяйстве)
создают базовые пункты технической скорой помощи (ТСП), осна-
щенные оперативными автомобилями с рациями.
Диспетчерское управление производится из диспетчерских пунк-
тов районных (РДП) и центральных (ЦДП). На них устанавли-
вается круглосуточное дежурство диспетчеров с продолжитель-
ностью смены, как правило, 8 ч. На РДП, являющихся базовыми
пунктами ТСП, дежурство осуществляют два лица, одно из которых
выполняет телемеханический контроль и оперативное управление
системой электроснабжения трамвая и троллейбуса, другое совмест-
но с шофером-электромонтером участвует в плановых работах по
техническому и оперативному обслуживанию подстанций района
и при необходимости по распоряжению диспетчера ЦДП (или
РДП) выезжает на устранение аварий и повреждений.
Диспетчерский пункт (ДП) представляет собой комплекс по-
мещений, откуда дежурный персонал осуществляет оперативное
руководство электроснабжения района подстанций (РДП) или
нескольких районов н города в целом (ЦДП).
Поэтому к диспетчерскому пункту как управляющему центру
предъявляется ряд жестких требований.
294
Так, по степени надежности питания ДП относят к потреби-
телям первой категории. Питание телемеханических устройств на
ДП осуществляют от источника переменного тока напряжением
380/220 В, а также от выпрямительных устройств с трехфазной
схемой питания. В принципиальной электрической схеме питания
ДП предусматривают нормальное, резервное и аварийное питание.
По степени пожарной опасности помещения ДП относят к ка-
тегории Г, они должны соответствовать первой или второй степени
огнестойкости. Помещения ДП надежно защищают от проникно-
вения в них пыли и грязи.
Так как на ДП работает дежурный персонал, в процессе работы
подвергающийся значительным эмоциональным нагрузкам, то к их
помещениям предъявляется ряд санитарно-гигиенических требова-
ний.
Так, диспетчерская должна быть обеспечена естественным ос-
вещением. Искусственное освещение выполняют рассеянным с по-
мощью люминесцентных ламп в светильниках, встроенных в пото-
лок или помещенных в плафоны с рассеивающим оргстеклом.
Освещение должно удовлетворять нормируемым значениям ос-
вещенности на поверхности диспетчерского щита 200 лк для лю-
минесцентных ламп, 75 лк для ламп накаливания.
Рис. 14.14. План диспетчерского помещения и компоновки аппаратуры телемеханики
и диспетчерского оборудования
Рис. 14.15.
Рис. 14.16
Рис. 14.15. Общий вид панели диспетчерского щита ЩДСМ-1
Рис. 14.16. Общий вид панели диспетчерского щита системы телемеханики ЭСТ-62
(стойка ДПМ-П)
На столе диспетчера предусматривается светильник местного
освещения.
В аппаратной должны хорошо освещаться проходы между ря-
дами установленных здесь шкафов. В диспетчерской и аппарат-
ной предусматривают, кроме рабочего, и аварийное освещение
с освещенностью не менее 50% освещенности в нормальном ре-
жиме.
При проектировании ДП предусматривают: комплекс санитарно-
бытовых помещений, обеспечивающих нормальные условия труда
персоналу (комнату приема пищи, гардероб, санузел и др.); отопле-
ние ДП — водяное или электрическое; отделку помещения диспет-
черской выполняют масляной краской светлых тонов, пол дере-
вянный или покрыт линолеумом; вход в диспетчерскую распола-
гают в поле зрения диспетчера, находящегося за пультом (двери
открываются наружу — в сторону эвакуации), и ряд других тре-
бований.
296 |0’
Проектирование ДП рекомендуется [15] выполнять по типовым
проектам.
Ряд требований предъявляется также к компоновке оборудования
на ДП и к рабочему месту за пультом диспетчера с точки зрения
удобства доступа во все помещения ДП, удобства работы, соблю-
дения требований эргономики, технической эстетики и антропомет-
рических характеристик диспетчеров (регулировка высоты сиденья
и подставки для ног, расположение средств отображения инфор-
мации, органов управления и т. п.).
Оборудование ДП (рис. 14.14) состоит из диспетчерских сигналь-
ных щитов /, пульта управления 2, аппаратуры телеуправления,
телесигнализации и телеизмерения 3, щитов питания устройств
телемеханики 4, а также линейно-кроссовых устройств 5, имеется
также стол диспетчера 6, кабинет начальника 7.
Диспетчерские сигнальные щиты служат для сигнализации о
нормальном или аварийном состоянии контролируемых и автоте-
леуправляемых аппаратов и установок подстанций. Для этого на
щите условными символами наносят мнемоническую схему контро-
лируемой системы электроснабжения. В состав мнемосхем вводят
структурные схемы автотелеуправляемых подстанций и контактной
сети с указанием выводов питающих кабелей и секционных раз-
делов.
Телесигнализацию состояния объектов на диспетчерском щите
в настоящее время принято осуществлять по принципу «темного»
щита.
Секционная конструкция панелей и мозаичный набор элементов
диспетчерского щита позволяют дополнять и видоизменять его схе-
мы в соответствии с изменениями в системе ТУ-ТС подстанций
в процессе эксплуатации.
Диспетчерские щиты выпускают сборными из отдельных па-
нелей. Панели щитов (рис. 14.15 и 14.16) набирают из горизон-
тально расположенных промышленных металлических секций кар-
касного типа.
Диспетчерские столы предназначены для организации рабочего
места диспетчера, размещения приборов телеизмерения, коммута-
ционной и светосигнальной аппаратуры, коммутаторов телефонной
связи, а также для хранения рабочей документации.
Диспетчерские столы КЗСП1 (рис. 14.17) являются унифици-
рованными и имеют несколько вариантов и подвариантов конструк-
тивного исполнения, отличающихся длиной и шириной столешницы
и длиной приборного корпуса.
В столе КЗСП1 приборный корпус / размещен на опорах сим-
метрично относительно столешницы 3 и может перемещаться с фик-
сацией на нужном расстоянии от диспетчера. На панели приборного
корпуса размещают приборы телеизмерения, аппаратуру коммута-
ции, вызова ТИ, сигнализации и индикации. Тумба 5 предназна-
чена для размещения выводных устройств, резисторов, диодов,
11-5816
297
Рис. 14.17. Общий вид диспетчер
ского стола КЗСП1
реле и другой аппаратуры. Тумба 2 имеет такое же назначение,
что и тумба 5. Выполнена она с двумя ящиками для размещения
рабочей документации. Приставная тумба 4 используется для уста-
новки коммутатора.
$ 14.4. ОБЪЕКТЫ ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИИ
В крупных городах практически все одно- и двухагрегат-
ные подстанции децентрализованного питания телемеханизированы.
На телемеханические контроль и управление переведено значитель-
ное число крупных многоагрегатных подстанций централизованного
питания.
Объем телемеханизации должен соответствовать принятому уров-
ню автоматизации тяговой подстанции. Он должен ограничиваться
минимальным числом команд телеуправления и телесигналов, доста-
точным для:
обеспечения необходимой надежности работы оборудования и
подстанции в целом;
оценки диспетчером состояния оборудования подстанции и при-
нятие им необходимых оперативных мер по устранению аварийных
ситуаций и восстановлеиию нормального режима работы.
Рекомендуемые объемы телеуправления и телеизмерения, а также
телесигнализации для одно-, двух- и трехагрегатных подстанций
трамвая и троллейбуса при централизованной и децентрализован-
ной системах питания приведены в табл. 14.1 и 14.2.
298
Таблица 14.1
Количество двухпозициоиных команд ТУ прн питании
Объекты ТУ децентрализованном централнзо* ванном
на одиоагрегатной подстанции на двухагрегатной подстанции. на трехагрегатиоА подстанции
Масляные выключатели вводов 6 или 10 кВ Агрегаты Линейные выключатели Секционные выключатели Запасной выключатель Экстренное включение ли- нейного выключателя (прн отказе ИКЗ) Переключатели запасной шины (ПЗШ) Сброс сигнала «Человек на подстанции» Вызов телеизмерения: напряжения на вводах 6 или 10 кВ расхода энергии силы тока агрегатов силы тока на запасном выключателе Отопление Наружное освещение 2 1 2 1 1 1 2 1 1 1 1 2 2 4 2 1 1 2 1 2 1 1 2 (3) 3 (6) 8 (18) 1 (2) 1 8 (18) 1 (1) 2 (3) 1 (1) 3 (6) 1 (2) 1 (1) 1 (1)
Итого объектов 14 19 33 (63)
Примечание. В скобках дай максимально возможный объем команд ТУ.
Таблица 14.2
Объекты ТС Количество ТС прн питании
децентрализованном централизо- ванном
на одиоагрегатной подстанции на двухагрегатной подстанции на трехагрегатной подстанции
Положение:
ВВОДОВ 2 2 2 (3)
агрегатов 1 2 3 (6)
линейных выключателей 2 4 8 (18)
запасных выключателей — — 1 (2)
секционных выключа- телей 1 2 —
ПЗШ и РЗШ — — 8 (18)
Отсутствие иапряження на фидерах + 600 В 2 4 8 (18)
Максимальная токовая защита вводов и агрегатов 1 1 1 (О
Защита от замыкания на землю в системе 6 или 10 кВ 1 1 1 (1)
II
299
Окончание табл. 14.2
Объекты ТС Количество ТС при питании
децентрализованном централизо- ванном
на одиоагрегатиой подстанции иа двухагрегатиой подстанции на трехагрегатиой подстанции
Защита от замыкания на землю в системе 600 В (система питания с зазем- ленным отрицательным-
полюсом) Нарушение изоляции в системе 600 В (система питания с изолированны- ми полюсами) 1 1 1 (1)
Газовая защита иа сиг- нал, пробой вентилей, температура агрегата 1 1 1 (1)
Неисправность агрегата 1 2 3 (6)
Кабельный сигнализатор 1 1 1 (1)
Короткое замыкание на линии 600 В (сигнал ИКЗ) 1 1 1 (1)
Контроль питания схем управления вводов и агре- гатов и состояния цепей оперативного постоянного тока 1 1 1 (1)
Исчезновение напряже- ния на резервном высоко- вольтном вводе 1 1 1 (1)
Контроль питания схем управления линейного и запасного выключателей и режимов управления 1 1 1 (1)
Контроль питания схемы !
защиты от замыкания в системе 600 В Состояние собственных 1 1 1 (1)
иужд
Контроль питания панели ЭПП-541
Пожар иа подстанции Человек на подстанции Сигнал счетчика количе- ства отключений ЛВ 1 1 1 1 1 1 1 (1) 1 (1) 1 (1)
Итого количе- ство телесигналов 20 27 44 (82)
Примечание. В скобках дай максимально возможный объем ТС.
Телеуправление (ТУ) предусматривают для объектов с относи-
тельно частыми оперативными переключениями, а также переклю-
чениями, необходимыми для локализации или ликвидации аварий
(масляные выключатели, выпрямительные агрегаты, линейные,
секционные и запасные выключатели и др.).
Система ТУ строится таким образом, чтобы повреждения и
отказы телемеханических устройств, а также каналов связи не
300
вызывали бы изменений в положении или в работе управляемых
объектов.
Для сокращения количества команд ТУ, снижения загрузки
диспетчера при отключении участков контактной сети с диспет-
черского пункта для производства работ применяют схемы програм-
много управления.
Система телесигнализации должна передавать на диспетчер-
ский пункт сигналы, отражающие положение и состояние контро-
лируемых объектов, а также аварииные и предупредительные
сигналы.
Система телемеханики должна обеспечивать также автомати-
ческую передачу телесигнализации (ТС) при изменении положе-
ния («Включено» — «Отключено») или состояние («Исправно» —
«Неисправно») любого из контролируемых на автотелеуправляемых
подстанциях объектов.
Целесообразно несоответствие положения объекта положению
ключа на мнемосхеме, модулирующего объект, осуществлять лампоч-
кой мигающего света.
Телеизмерение на подстанциях трамвая и троллейбуса осуществ-
ляется эпизодически, по вызову диспетчера (ВТИ). Оно позво-
ляет измерить основные электрические параметры. На подстанциях,
как правило, измеряют средствами телемеханики только токи
(ВПТ-1) на вводах 6 или 10 кВ подстанции (или выпрямительных
агрегатов) и напряжение 6 или 10 кВ (ВПН-1). В ряде случаев
производят телеизмерение расходов электроэнергии подключением
счетчиков, установленных на вводах 6 или 10 кВ подстанции,
к линии связи.
В системах телемеханики предусматривается общий аварийный
сигнал. В него объединяют сигналы, связанные с повреждением
основного оборудования автотелеуправляемой подстанции и с серьез-
ным нарушением режима ее работы. К таким нарушениям и по-
вреждениям относятся:
срабатывание максимальной токовой защиты на преобразова-
тельных агрегатах или вводах 6 или 10 кВ подстанции;
срабатывание газовой защиты трансформаторов преобразова-
тельных агрегатов;
замыкание на землю в системе 600 В.
Характер повреждения может быть уточнен с помощью теле-
сигналов положения масляных высоковольтных выключателей.
Так, одновременное отключение масляных выключателей всех пре-
образовательных агрегатов свидетельствует о коротком замыкании
на землю в системе 600 В (см. гл. 5).
В любом случае появление аварийного сигнала требует выезда
оперативно-ремонтного персонала на неисправную подстанцию для
выявления причин повреждения и его устранения.
На подстанциях предусматривается пожарная телесигнализа-
ция. Для определения наличия на подстанции людей предусматри-
вается телесигнал «Человек на подстанции». Для его подачи на
входных дверях подстанции устанавливают конечные выключатели.
301
$ 14.5. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ДИСПЕТЧЕРСКОГО
УПРАВЛЕНИЯ И ТЕЛЕМЕХАНИЧЕСКИЕ ЛИНИИ СВЯЗИ
К техническим средствам диспетчерского управления от-
носят системы телемеханики, средства диспетчерской связи и диспет-
черское оборудование.
Системы телемеханики. Для диспетчерского управления тяговыми
подстанциями городского электротранспорта принята за основу
электронная система телеуправления и телесигнализации ЭСТ-62,
состоящая из комплекта аппаратуры с частотным разделением ка-
налов связи ЭСТ(Ч) и комплекта аппаратуры с временным разде-
лением каналов связи ЭСТ(В).
Комплект ЭСТ(Ч) обслуживает 15 пунктов КП (подстанций)
и обеспечивает:
посылку 64 команд телеуправления двухпозиционными объектами
(«Включение», «Отключение») на каждый из КП;
телесигнализацию положения и состояния объектов (121 сигнал
с каждого из КП).
Комплект ЭСТ (В) обслуживает 10 пунктов и обеспечивает:
посылку до 10 двухпозиционных команд на каждый из КП;
получение с каждого КП 10—12 телесигналов.
Для управления тяговыми подстанциями наиболее приемлемой
по объему передаваемой информации, скорости передачи, незави-
симости устройств является комплект ЭСТ(Ч), состоящий из диспет-
черских панелей телесигнализации ДПМ-П, на которых располо-
жены мнемосхема с сигнальными элементами и блоки телесигна-
лизации, диспетчерской стойки ДПМ-1 с выносным пультом те-
леуправления и подстанциониых стоек ТУ-ТС КПМ. Аппаратура
ЭСТ-62 размещена в съемных блоках, состоящих из набора стан-
дартных бесконтактных логических элементов (модулей).
Размеры панели ТС (ДПМ-П) (см. рис. 14.16) позволяют разме-
стить на ней мнемосхемы двух (четырехагрегатных) подстанций,
что сокращает размеры диспетчерского пункта ДП и удешевляет
стоимость аппаратуры ТМ (для пятиагрегатных подстанций и под-
станций с числом линейных выключателей более 13 используют
одну панель ДПМ-П).
ЭСТ(Ч) выполнена по распределительному принципу селекции
с временным импульсным признаком и частотным разделением
каналов связи.
Кодированные сигналы в канале связи преобразуются в частот-
ные, что позволяет без применения дополнительных усилителей
довести дальность устройства до 150—200 км. Для передачи сигна-
лов предусмотрено 19 каналов связи со средними значениями час-
тот 450 Гц для 1-го канала и 3690 Гц для 19 канала. Интервал
частот между каналами равен 180 Гц. Благодаря применению
частотного разделения сигналов все устройства одного комплекса мо-
гут работать по общей линии связи. Выбор КП происходит при
кодировании серии управления выдачей двух длинных импульсов
в определенном месте рабочей серии.
302
Передача команд телеуправления осуществляется на общей для
нсех КП частоте.
В системе возможна как симплексная, так и дуплексная пе-
редача телемеханической информации.
В качестве основных функциональных, логических и цифровых
элементов в ЭСТ(Ч) применены диодно-транзисторные логические
модули ДТЛ-62.
В качестве элементов памяти использованы импульсные запо-
минающие трансформаторы, имеющие по нескольку обмоток на
сердечниках с прямоугольной петлей гистерезиса. Для сигнальных
элементов приняты тиратроны МТХ-90.
Распределители импульсов в системе ЭСТ-62 выполнены с приме-
нением двоичных счетчиков (триггеров со счетными входами) и
матричных дешифраторов, состоящих из комбинации логических
элементов «И».
Вся система телемеханики ЭСТ(Ч) состоит из четырех функцио-
нальных блоков: передачи телесигнализации, приема телесигнали-
зации, передачи телеуправления, приема телеуправления.
Детально устройство, принцип действия и работа отдельных
элементов функциональных блоков и всей системы ЭСТ-62 в целом,
а также вопросы по наладке и обслуживанию системы рассмотрены
в [10].
Система телемеханики «Лисна-Ч» разработана с учетом опыта
эксплуатации ЭСТ-62 и имеет аналогичные принципы построения.
В отличие от ЭСТ-62 в «Лисне-Ч» объекты телеуправления разбиты
на пять групп по 16 объектов ТУ в каждой, а ТИ осуществляется
непрерывно по каналу ТС с использованием шести или восьми
сигналов ТС. В «Лисне-Ч» применены диодно-транзисторные мо-
дули «Сейма».
В системе телемеханики ВРТФ-3 используется временное разде-
ление каналов связи, передача информации при ТУ и ВТИ —
спорадическая (от случая к случаю), при ТС — циклическая. В за-
висимости от требуемого объема телесообщений по ТУ, ТС, ВТИ и
ТР (телерегулированию) выпускается 22 модели системы ВРТФ-3.
Система состоит из двух полукомплектов (1КП и 1ДП) при
односторонней передаче информации ТС и трех полукомплектов
(1КП и 2ДП) при двусторонней. Конструктивно полукомплекты
КП и ДП выполнены в виде щитов из типовых панелей.
При наличии в системе блоков частотного уплотнения линий
связи могут быть два провода, по которым через устройства
ТУ-ТС может осуществляться и телефонная связь. При отсутствии
блоков требуется четырехпроводная линия связи.
В телемеханике ТМ-320 также применено временное разделение
кодированных сигналов. Комплекс выполнен на интегральных мик-
росхемах — функциональных блоках АССТ. Устройство КП раз-
мещено в настенном шкафу, а пункта управления — в напольном.
Пункт управления обеспечивает воспроизведение 176 сигналов ТС.
При большем числе сигналов ТС пункт управления дополняется
устройством воспроизведения телесигнализации (ВТС), которое
воспроизводит 528 ТС.
303
Система ТМ-320 обеспечивает спорадическую передачу теле-
измерений текущих значений параметров (ТИТ) с каждого КП либо
одного постоянно, либо ряда ТИТ по вызову.
В качестве линий связи могут быть применены либо одна пара
проводов в телефонном кабеле, либо воздушная линия связи.
Система телемеханики ТМ-301 предназначена для совместной
работы в АСУ с ЭВМ типа АСВТ-М. В ТМ-301 также применен
временной принцип разделения сигналов. Система ТМ-301 имеет
аппаратуру пункта управления (ПУ), устройства сопряжения с
ЭВМ, аппаратуру контролируемых пунктов, пульты ручного ввода
(ПРВ) с числом до 15.
Система обеспечивает передачу ТУ, ТС, ТИ и производствен-
но-статистической информации (ПСИ) с выполнением устройством
обработки аппаратуры ПУ: масштабирования информации ТИ, сиг-
нализации отклонений параметров ТИ от нормы, регистрации и
перфорации ТС, ТИ и ПСИ.
Устройство сопряжения УС-2К обеспечивает ввод в ЭВМ ин-
формации ТС, ТИ, ПСИ, а также передачу команд ТУ от ЭВМ
на КП.
Система ТМ-301 выполнена на базе унифицированных конструк-
ций комплекса «Спектр» и размещается в напольных или настен-
ных шкафах.
Питание блоков питания всех рассмотренных систем телеме-
ханики осуществляется от сети переменного тока напряжением
220 В (+10%; —15%), частотой (50± 1) Гц.
Аппаратура проводной диспетчерской связи. Она обеспечивает
в зависимости от типа применяемых установок: двустороннюю
телефонную связь диспетчера с прямыми абонентами по або-
нентским и соединительным линиям; громкоговорящую связь со
стороны диспетчера; циркулярную связь диспетчера со всеми или
группой абонентов; одновременный двусторонний разговор диспет-
чера с рядом абонентов; выход диспетчера и абонентов на го-
родскую телефонную сеть; оперативную симплексную громкоговоря-
щую связь с рядом абонентов; запись приема и передачи и ведущихся
разговоров на магнитофон; проведение совещаний с абонентами
как диспетчером, так и руководством энергохозяйства; передачу
ведущихся разговоров на радиоузел.
В настоящее время наиболее распространены при диспетчерском
управлении электроснабжением трамвая и троллейбуса установки
СДС-250/100, СОС-ЗО; СОС-60; «Кристалл-30», «Кристалл-70» и
«Кристалл-110».
Радиотелефонная аппаратура диспетчерской связи. В схемах
электроснабжения радиотелефонной аппаратурой оснащают специ-
альные автомобили технической помощи, аварийные машины бригад
контактно-кабельной сети. Для оперативного диспетчерского руко-
водства применяют радиостанции низовой радиосвязи небольшой
мощности, работающие в диапазоне ультракоротких волн: мобильные
типов «Гранит-АС», АРС-4 и «Алтай АС-1» и стационарные «Гра-
нит-ЦС» и ЦРС-4. По режиму работы радиостанции подразделяются
304
на симплексные и дуплексные. Применяется также полудуплексная
связь, имеющая дуплексный режим для центральной радиостанции
и двухчастотный симплекс для периферийных радиостанций.
Линии связи между диспетчерским пунктом и управляемыми
объектами. Эти линии бывают воздушными и кабельными. Воздуш-
ные линии связи прокладывают по опорам или по поперечным
тросам подвески контактной сети. Как показал опыт эксплуатации,
воздушные линии связи являются малонадежными. Состояние изо-
ляции проводов зависит от метеорологических условий (туман,
дождь), загрязнения и повреждения изоляторов. Сильные ветры
и гололед приводят к схлестыванию и обрыву проводов. Кроме
того, на работу линий влияют грозовые разряды.
Кабельные линии связи относятся к числу наиболее надежных
каналов связи. Они мало подвержены механическим повреждениям
и внешним влияниям атмосферы.
Для линий связи в телемеханических системах управления
электроснабжением трамвая и троллейбуса используются жилы
кабелей городской телефонной сети.
В системах электроснабжения ГЭТ в основном применяют два
типа городских телефонных кабелей: Т — с воздушно-бумажной изо-
ляцией и ТП — с пластмассовой полиэтиленовой изоляцией.
Кабельные и воздушные провода как линии связи характери-
зуются рядом электрических параметров (электрическое сопротив-
ление жил, сопротивление изоляции, емкость, испытательное напря-
жение) и частотными зависимостями вторичных параметров
(волновое сопротивление и коэффициенты затухания и фазы).
Эти данные приводятся в справочниках.
Контрольные вопросы
1. Назовите основные качественные признаки сигналов н методы их разделения.
2. Поясните групповой метод избирании информации по осциллограмме ра-
бочей серии импульсов системы ЭСТ-62.
3. В чем состоит принцип работы распределительной системы ТУ, выпря-
мительной системы ТИ?
4. Назовите основные задачи диспетчерской службы.
5. Назовите технические средства диспетчерского управления.
6. Перечислите, какне существуют линии связи.
Глава 15. ЭКСПЛУАТАЦИЯ,СТРОИТЕЛЬСТВО
И МОНТАЖ ПОДСТАНЦИЙ
$ 15.1. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПОДСТАНЦИЙ
Общие положения. Техническая эксплуатация тяговых
подстанций прежде всего должна обеспечивать надежное электро-
снабжение тяговой сети трамвая и троллейбуса без таких пере-
рывов, которые вредно отражаются на регулярности движения под-
вижного состава. Напряжение на сборных шинах 600 В тяговой
подстанции в номинальном рабочем режиме и при перегрузках
должно быть в пределах допустимых норм.
Надежность электроснабжения определяется надежностью обо-
рудования подстанций и качеством его технической эксплуатации.
Режим работы оборудования и подстанций должен быть эконо-
мичен.
Для обеспечения нормальной работы оборудования его выбор
и монтаж на подстанции производят в соответствии с Правилами
устройства электроустановок (ПУЭ).
Эксплуатация тяговых подстанций должна осуществляться в
соответствии с Правилами технической эксплуатации электроуста-
новок потребителей (ПТЭ), Правилами технической эксплуатации
троллейбуса, Правилами технической эксплуатации трамвая, Указа-
ниями по системе ремонтов оборудования тяговых подстанций
трамвая и троллейбуса, Правилами техники безопасности при экс-
плуатации электроустановок потребителей, инструкциями по эксплу-
атации отдельных видов оборудования и должностными инструк-
циями.
Действующая система технического оборудования и ремонтов
электрооборудования подстанций устанавливает следующие виды
работ: техническое обслуживание (ТО); текущий (ТР), средний (СР)
и капитальный (КР) ремонты, осуществляемые с периодичностью,
определяемой временем работы, фактическим состоянием и коли-
чеством срабатываний оборудования (отключений токов к. з.) После
срабатывания защит, сигнализирующих о неисправностях или от-
казах оборудования, проводят его внеочередные проверки и ре-
монты.
Для каждого из видов оборудования подстанций (масляные
выключатели вводов и агрегатов, силовые и измерительные транс-
форматоры, выпрямители, оборудование РУ 600 Вит. п.) уста-
навливаются определенные межремонтные сроки и виды ремонтов.
Особенностью действующей системы технического обслуживания и
ремонтов оборудования подстанций является то, что КР производит-
ся по потребности (по состоянию оборудования).
По условиям эксплуатации различают подстанции с постоян-
ным дежурством и без постоянного дежурства персонала. Обслу-
живание подстанций без постоянного дежурства, как правило, уста-
306
навливается для подстанций, оборудованных автотелемеханически
ми устройствами, с управлением из районных или центральных
диспетчерских пунктов. Обслуживание таких автотелеуправляемых
подстанций осуществляется выездным оперативно-ремонтным пер-
соналом.
На подстанциях с постоянным дежурством (как правило, это
крупные многоагрегатные подстанции централизованного электро-
снабжения) электромонтеры осуществляют круглосуточное дежур-
ство. Дежурство осуществляется сменами продолжительностью по
8 ч по ежемесячному графику.
Обслуживание подстанций в зависимости от их числа и струк-
туры управления может осуществляться как самостоятельными
подразделениями (службами), так и подразделениями, входящими
в энергохозяйство (район, цех, участок).
Техническую эксплуатацию подстанций осуществляет электро-
технический персонал (дежурный, оперативно-ремонтный и опе-
ративный), права и обязанности которого регламентируются долж-
ностными инструкциями. Ответственным за правильную эксплуата-
цию обслуживаемых подстанций, их безаварийную работу и беспе-
ребойное электроснабжение линий трамвая и троллейбуса является
оперативный персонал. Он имеет право регулировать режим ра-
боты оборудования, выполнять оперативные переключения, едино-
лично осматривать электроустановки, допускать к работе ре-
монтные бригады и участвовать в ряде случаев в их работе.
Списки лиц оперативного персонала с указанием квалифика-
ционной группы по технике безопасности, номеров обслуживаемых
подстанций, прав и обязанностей ежегодно утверждается распо-
ряжением по предприятию.
В оперативном отношении весь персонал, обслуживающий под-
станции, подчиняется электродиспетчеру энергохозяйства. Электро-
диспетчерское подразделение непосредственно подчиняется руковод-
ству энергохозяйства. На электродиспетчеров возлагается руковод-
ство оперативными переключениями в системе электроснабжения,
определение возможности вывода в плановый ремонт электро-
оборудования, общее руководство по устранению повреждений
оборудования и обеспечению электроснабжения линий.
Для производства оперативных переключений в системе электро-
снабжения и устранения повреждений сетей и оборудования в
энергохозяйствах организуют дежурные ремонтно-восстановитель-
ные бригады.
Осмотры и ремонты осуществляют персонал подстанций и спе-
циальные бригады отдела капитального ремонта службы под-
станций (или ремонтных цехов специализированных заводов)
в соответствии с годовыми и пятилетними графиками планово-
предупредительных ремонтов (ППР). Графики ППР охватывают
полный цикл ремонтов всех видов оборудования подстанций.
Оборудование подстанций с постоянным дежурством осматри-
вают ежедневно, подстанций без постоянного дежурства — один
раз в неделю. В зависимости от конкретных условий эти сроки
307
могут быть сокращены. Осмотры оборудования выполняют без сня-
тия напряжения, находясь на полу помещения. Периодические
осмотры подстанций осуществляет оперативный персонал, обслужи-
вающий эти подстанции.
При осмотре оборудования в первую очередь обращают вни-
мание на нагрев контактных соединений и состояние изоляции.
Повышенный нагрев определяют по изменению цвета специальной
термопленки или термокраски, состоянию отпадающих указателей,
выполненных из воска, изменению цвета окраски шин в зоне кон-
тактов, появлению цветов побежалости или потемнению материала
контактов. Для выявления нагрева контактные соединения вначале
осматривают при включенном, а затем при погашенном освещении
ячейки, камеры. Одновременно обращают внимание на характер
шума работающего оборудования, отсутствие характерного потрес-
кивания, вызванного электрическим разрядом, и запаха от обугли-
вания или разложения перегретой изоляции.
При обнаружении неисправностей необходимо принять меры
(с разрешения электродиспетчера) к отключению неисправного
оборудования.
На автотелеуправляемых подстанциях при посещении осматри-
вают не только оборудование, но и здание и территорию под-
станции.
Все виды ремонтов оборудования подстанций производят при
отключенном состоянии и при снятом напряжении.
Текущий (малый) ремонт (ТР) является минимальным по
объему видом ремонта. При ТР оборудование очищают от пыли и
грязи, детально осматривают аппараты, зачищают и проверяют кон-
такты, регулируют подвижные части, замеряют сопротивление изо-
ляции и устраняют обнаруженные дефекты и неисправности. При
текущем ремонте оборудование не разбирают. Как правило, ТР
выполняет эксплуатационный персонал.
Средний ремонт (СР) заключается в восстановлении эксплуа-
тационных характеристик оборудования. При СР, помимо работ ТР,
проверяют техническое состояние большего числа деталей и узлов.
Выполняет СР специализированная бригада службы подстанций
на месте установки оборудования.
При обнаружении неисправности деталей, замена которых не
входит в объемы ТР и СР, выполняют капитальный ремонт (КР)
отдельных узлов, при котором полностью восстанавливают перво-
начальную техническую характеристику оборудования. Кроме того,
по возможности выполняются мероприятия по улучшению технико-
экономических показателей оборудования и усовершенствованию
его путем модернизации отдельных узлов.
В отличие от ТР и СР при КР производится полная разборка
оборудования. После восстановительного ремонта с заменой изно-
шенных деталей, сборки и наладки обязательно выполняются ис-
пытания, регламентированные ПУЭ.
Все виды осмотров и ремонтов оформляют соответствующими
документами. Результаты наружного осмотра и текущего ремонта
308
заносят в оперативный журнал подстанции, а капитальный ре-
монт оформляют приемо-сдаточной ведомостью с перечислением
произведенных работ и испытаний.
Помимо осмотров и ремонтов, на тяговых подстанциях и в ре-
монтных мастерских выполняют профилактические испытания обо-
рудования. Объем, периодичность и порядок испытаний установ-
лены Правилами технической эксплуатации электроустановок потре-
бителей. Очередность испытаний оборудования устанавливается
составленными в службе подстанций (энергохозяйстве) графиками
профилактических испытаний.
Техническая документация. На подстанции без постоянного
дежурства персонала должна находиться и регулярно заполняться
следующая техническая документация: правила техники безопаснос-
ти, эксплуатационные инструкции, принципиальная (структурная)
схема электрических соединений и схемы вторичной коммутации, схе-
ма района питания подстанции, оперативный (эксплуатационный)
журнал, бланки нарядов на производство работ в электроустанов-
ках и переключений, списки лиц, имеющих право отдавать опе-
ративные распоряжения (вести оперативные переговоры), правила
оказания первой помощи пострадавшим от электрического тока.
На подстанции с постоянным дежурством персонала, помимо
перечисленной документации, должны быть правила внутреннего
распорядка, должностные инструкции, график планово-предупре-
дительных ремонтов, паспортно-ремонтный журнал или журнал
учета и содержания защитных средств, журнал измерения сопро-
тивления изоляции цепей напряжением 380/220 В, ведомость по-
казаний контрольно-измерительных приборов, технический журнал
по эксплуатации зданий, противопожарная инструкция.
На подстанции или в подразделении службы должны быть
журналы инструктирования и проверки знаний персонала, доку-
менты о допуске персонала к работе, проекты подстанций, согла-
сованные с энергонадзором; разрешение на присоединение обору-
дования (мощности), дифтарифные акты, исполнительные чертежи
и акты на скрытые работы; протоколы проверки испытания и из-
мерений релейной защиты, защитных средств, переходного сопро-
тивления заземления оборудования; карты селективности релейной
защиты, паспорта заземляющих устройств, технические паспорта
на здания подстанций, паспорта и заводские инструкции по эк-
сплуатации оборудования, генпланы подстанций с нанесенными
подземными коммуникациями.
Для каждого из видов технической документации устанавли-
вают определенный срок хранения.
Сбор информации о надежности оборудования тяговых под-
станций производится согласно требованиям стандарта. Эта ин-
формация необходима как организациям-разработчикам для со-
вершенствования оборудования и предприятиям-изготовителям для
совершенствования технологии его изготовления, так и эксплуата-
ционным организациям (службе подстанций, энергохозяйству) для
разработки организационно-технических мероприятий по повышению
309
качества технического обслуживания и ремонта оборудования за
счет оптимизации системы ППР. 1
Данные об отказах и неисправностях оборудования эксплуата-
ционный персонал подстанций вносит в специальные журналы учета
наработок, повреждений и отказов.
Журнал учета наработок, повреждений и отказов должен за-
полняться на каждый аппарат илй устройство тяговой подстан-
ции, функционирующее самостоятёльно. Должна быть записана
категория отказа в соответствии со стандартом: внезапный или I
постепенный, зависимый или независимый, конструкционный или
эксплуатационный. Указывают способ обнаружения повреждения,
а также фактор конструктивного, технологического или эксплуата-
ционного характера, вызвавший отказ.
Полученные данные после обработки методами математической
статистики и теории вероятностей позволяют определить числовые
характеристики надежности оборудования (параметр потока отка-
зов, вероятность безотказной работы, среднее время восстановления
и др.), а по ним оптимизировать периодичность проведения ре-
монтов, упорядочить трудовые затраты и расход запасных частей.
Для правильного проведения отдельных видов операций состав-
ляют местные инструкции.
Основное правило при производстве переключений в цепях вы-
сокого напряжения (свыше 1000 В) заключается в том, чтобы'
разрыв тока осуществлялся аппаратом, способным гасить дугу. '
Переключение разъединителей, как правило, должно осуществляться
после выключения выключателя, так как разъединители служат
лишь для снятия напряжения с оборудования и для обеспечения
видимого разрыва цепи.
Порядок проведения операций устанавливается инструкциями,
правилами и производится в соответствии с бланками переклю-
чений отдельно для каждого присоединения. Например, при от-
ключении кабельной линии первичного питания 6 или 10 кВ ре-
комендуется отключить выключатель, затем линейный и, наконец,
шинный разъединители.
Особенно важно точно выполнять правила при отключении
оборудования для ремонта и включения его в работу после произ-
водства ремонта.
Все нарушения нормального режима на подстанции должны быть
тщательно расследованы.
При расследовании выявляются: причины возникновения и разви-
тия повреждений оборудования, конкретные виновники возникно-
вения и развития повреждения, правильность или ошибочность
действий персонала, причины неправильной работы защиты и ав-
томатики, конкретные повреждения оборудования, продолжитель-
ность простоя оборудования и перерывов в электроснабжении под-
вижного состава; устанавливаются организационные и технические
мероприятия для предотвращения повреждений.
зю
Руководящий технический персонал службы подстанций (энерго-
хозяйства) обязан обеспечить изучение и выполнение всеми ра-
ботниками действующих правил и инструкций по технической экс-
плуатации подстанций и Мероприятий по безопасности произ-
водства работ. ।
i
$ 15.2. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ
Безопасность работающего на подстанции персонала и
предупреждение несчастных случаев обеспечиваются строгим соблю-
дением Правил техники безопасности при эксплуатации электро-
установок потребителей.
Правилами предусматривается определенный порядок производ-
ства операций, регламентируются условия проведения ремонтных
работ, обусловливается порядок применения защитных средств.
В отношении мер безопасности все выполняемые в электро-
установках работы подразделяются на три категории:
со снятием напряжения;
без снятия напряжения на токоведущих частях и вблизи их;
без снятия напряжения вдали от токоведущих частей, находя-
щихся под напряжением.
Работы в электроустановках и на оборудовании, какие-либо
части которого находятся под напряжением выше 1 кВ, допуска-
ются при наличии наряда или распоряжения (переданного не-
посредственно или с помощью средств связи с последующей за-
писью в оперативном журнале), лица, имеющего на это право
по распоряжению, ответственного за электрохозяйство предприятия.
В электроустановках напряжением до 1000 В работы, выполняе-
мые дежурным и оперативно-ремонтным персоналом по плану
или графику в порядке текущей эксплуатации, могут производиться
без специального разрешения.
Организационные мероприятия обеспечения безопасности работы
в электроустановках: оформление ее нарядом или устным распо-
ряжением; оформление допуска исполнителей к работе; организация
надзора за работающими при выполнении ими работы; оформление
перерывов в работе, переходов с одного рабочего места на другое;
организация и оформление приемки законченных работ и рабочих
мест.
Технические мероприятия обеспечения безопасности работ в
электроустановках: меры по снятию напряжения, заземлению и
ограждению рабочего места от частей электроустановок, находя-
щихся под напряжением, и использование защитных средств.
При подготовке рабочего места для безопасного выполнения
работ с частичным или полным снятием напряжения выполняют
необходимые отключения, снимают предохранители, ставят механи-
ческие запоры на коммутационные аппараты для предупреждения
их самопроизвольного или ошибочного включения; проверяют от-
сутствие напряжения на отключенной электроустановке и наклады-
311
вают при отсутствии на электроустановке разъединителей с за-
земляющими ножами на ее токоведуфие шины со стороны воз-
можных источников появления напряжения переносные заземления
(«закоротки»), устанавливают временные ограждения и вывеши-
вают плакаты безопасности «Не вклЬчать, работают люди», «Ра-
ботать здесь», «Заземлено». .
При выполнении работ без снятия напряжения вблизи токоведу-
щих частей расстояние от людей и применяемых ими инструментов
и приспособлений и от временных ограждений до токоведущих
частей, к которым при выполнении работ возможно случайное
прикосновение, должно быть не менее 0,6 м. При необходимости
это расстояние в электроустановках напряжением 6—15 кВ может
быть уменьшено до 0,35 м.
Все электрозащитные средства, используемые на подстанции,
делятся на основные и дополнительные.
Основные электрозащитные средства — это такие, изоляция
которых длительно выдерживает рабочее напряжение электроуста-
новок и которые позволяют прикасаться к токоведущим частям,
находящимся под напряжением.
К основным электрозащитным средствам для работы в электро-
установках напряжением выше 1000 В на подстанциях относятся
изолирующие штанги, изолирующие и электроизмерительные клещи,
указатели напряжения и указатели напряжения для фазировки.
В установках напряжением до 1000 В дополнительно к ним ос-
новными защитными средствами являются также диэлектрические
перчатки и слесарно-монтажный инструмент с изолирующими
рукоятками.
Дополнительные электрозащитные средства — это такие, которые
сами по себе не могут при данном напряжении обеспечить за-
щиту от поражения током, а применяются совместно с основными
электрозащитными средствами.
В электроустановках напряжением выше 1000 В к дополни-
тельным защитным средствам относятся диэлектрические перчатки,
боты, ковры, индивидуальные экранирующие комплекты, изолирую-
щие подставки и накладки, диэлектрические колпаки, переносные
заземления, оградительные устройства, плакаты и знаки безопас-
ности.
В установках до 1000 В к дополнительным электрозащитным
средствам вместо диэлектрических бот относятся диэлектрические
галоши.
Электрозащитные средства должны отвечать требованиям Пра-
вил применения и испытания средств защиты, используемых в элект-
роустановках.
Наиболее употребительными защитными средствами (рис. 15.1)
являются: оперативные штанги для включения и отключения разъе-
динителей; клещи для смены высоковольтных предохранителей под
напряжением, диэлектрические перчатки, боты и галоши для изо-
312
I
Рис. 15.1. Защитные средства, применяемые на тяговых подстанциях:
/ — изолирующие штанги; 2 — изолирующие клещи; 3 — диэлектрические перчатки; 4
диэлектрические боты; 5 -- диэлектрические калоши; 6 — резиновые коврики и дорожки;
7 — изолирующая подставка; 8 — монтерский инструмент с изолированными ручками; 9
указатель напряжения; 10 — токоизмерительиые клещи
лирования человека от «земли» и от токоведущих частей при
выполнении таких операций, которые производятся не через зазем-
ленные приводы; диэлектрические коврики и изолирующие подстав-
ки; переносные указатели напряжения (рис. 15.2); временные ог-
раждения и переносные защитные заземления в виде гибкого мед-
ного троса с зажимами для присоединения к шинке заземляющей
магистрали и к шинкам трех фаз.
При производстве на подстанции работ неэлектротехническим
персоналом (например, строителями) за ним должно быть уста-
новлено непрерывное наблюдение ответственных квалифицирован-
ных работников электрической квалификации.
Квалификация обслуживающего персонала по технике безопас-
ности разделяется на пять групп. К первой группе относятся лица
неэлектротехнической специальности, которые могут работать в по-
мещениях подстанций только под непрерывным наблюдением ква-
лифицированного персонала; работники этой группы проходят
периодический инструктаж один раз в год.
Ко второй группе относятся уборщицы распределительных уст-
ройств, начинающие электромонтеры и электрослесари со стажем
работы не менее 1 месяца, а также практиканты институтов и
техникумов (стаж практикантов не нормируется). Персонал, отне-
сенный к этой группе, не имеет права участвовать в оперативных
переключениях в РУ напряжением выше 1 кВ.
Третью группу составляют младшие дежурные, ремонтные элект-
ромонтеры и электрослесари с общим стажем работы от 3 до 6 ме-
сяцев в зависимости от наличия специального обучения. Лица
313
Рис. 15.2. Указатель
напряжения
УНВ-80:
/ — щуп указателя;
2 — спиральная пру-
жина; 3 — неоновая
лампа; 4 — карболи-
товая трубка; 5 —
прорезь в трубке; 6
бакелитовая кондеи
саториая трубка; 7
соединительнаи муф
та; Л — изолирующая
части \ка татсля; 9
l»\ 'I к .1 охвата
314
I ;
35 J
этой группы могут производить переключения в
распределительных устройствах до 1 кВ и быть
наблюдающими в распредустройствах напряже-
нием выше 1 кВ.
В четвертую группу входят старшие дежурные,
опытные электромонтеры и электрослесари со ста-
жем работы на тяговых подстанциях от 3 месяцев
до 1 года в зависимости от образования, специаль-
ного обучения.
В пятую группу входит персонал, руководящий
эксплуатацией тяговых подстанций (мастера, ин-
женеры).
Выполнение правил безопасности обязательно
для всего персонала подстанций. По знанию пра-
вил техники безопасности он проходит периоди-
ческую аттестацию.
Весь персонал должен знать правила оказания
первой медицинской помощи и уметь делать в не-
обходимых случаях искусственное дыхание.
Все работники подстанций, начиная со второй
группы, имеют специальное удостоверение, в ко-
торое заносятся сведения о периодической про-
верке их знаний по технике безопасности.
Конструктивные мероприятия, обеспечиваю-
щие безопасные условия эксплуатации подстан-
ций, включают в себя:
ограждение токоведущих частей, к которым
возможно случайное прикосновение персонала;
блокировку дверей ограждающих устройств,
препятствующую открыванию дверей без снятия
напряжения с токоведущих частей оборудования;
блокировку разъединителей с масляными вы-
ключателями, препятствующую отключению
разъединителя при включенном выключателе;
заземление каркасов и оснований всех аппа-
ратов РУ 600 В, 6 или 10 кВ.
На подстанции, помимо защитных средств,
плакатов безопасности, необходимого инструмен-
та, должны быть в соответствии с Правилами по-
жарной безопасности ящик с песком, пожарные
багор, ведро и углекислотные огнетушители.
При возникновении на подстанции пожара го-
рящее оборудование должно быть немедленно от-
ключено, после чего необходимо сразу же, не до-
жидаясь приезда пожарных команд, приступить
к тушению пожара. При невозможности отключе-
ния горящего электрооборудования пожар тушат
без снятия напряжения (только углекислотным
огнетушителем).
$ 15.3. СООРУЖЕНИЕ И МОНТАЖ ПОДСТАНЦИЙ
Строительство подстанций состоит из сооружения фунда-
мента, стен, перекрытий, кровли, отделочных, санитарно-техничес-
ких работ.
Фундамент для тяговой подстанции может быть бутовым на
цементном растворе или бутобетонным. В бутобетонном фунда-
менте бут перемешивается с массой бетона. В последнее время
широкое применение получил сборный фундамент, сооружаемой
из фундаментных блоков. Такой способ строительства сокращает
сроки и снижает объем строительных работ. Особенное преиму-
щество он имеет в зимнее время из-за существенного сокращения
«мокрых» процессов.
Стены подстанции могут быть кирпичными, из кирпичных бло-
ков и бетонных панелей. Стены из крупных кирпичных блоков
за последнее время получили большее распространение, так как
позволяют сократить сроки строительства.
Перекрытия являются сборными, состоящими из железобетон-
ных плит. В отдельных местах, где в перекрытии должны быть
различного рода отверстия и проемы, применяется монолитный
железобетон.
Современная совмещенная кровля (без чердака) выполняется
из железобетонных сборных плит с утеплением из пено- или газо-
бетона. Поверх плит укладывается трехслойная рубероидная кровля.
Во избежание протекания следует обращать внимание на качество
гидроизоляции.
Отделочные работы состоят из отделки стен, пола и потолков.
Потолки белят по бетонным плитам; кирпичные стены кладут с рас-
шивкой швов, с последующей побелкой и окраской панелей масля-
ной краской.
Пол подстанции цементный или покрыт метлахской плиткой.
В пол закладывают трубы для прокладки силовых и контроль-
ных кабелей. Часто вместо труб для прокладки кабелей в полу
делают каналы, закрываемые асбестоцементными плитами.
Сдача-приемка помещений и участков работ под монтаж электро-
оборудования оформляются актами, подписанными представителями
заказчика, строительной и электромонтажной организациями.
Монтажные работы на тяговой подстанции так же, как и строи-
тельные работы, выполняют по рабочим чертежам проекта произ-
водства работ с привязкой его к конкретным условиям. Возмож-
ные в процессе монтажа отступления от проекта согласовываются
с организацией, осуществляющей авторский надзор.
Для сдачи подстанции под монтаж нецелесообразно выпол-
нение всего комплекса строительных работ, так как в процессе
монтажа часть строительных узлов подвергается обработке для
установки аппаратуры.
При приемке здания и территории подстанции под монтаж произ-
водят сверку всех размеров по проекту и в натуре, проверку вер-
тикальных отметок полов, фундаментов, ознакомление с актами
скрытых работ.
315
Монтаж тяговых подстанций выполняет персонал специализи-
рованных электромонтажных организаций. Руководство монтажны-
ми работами осуществляет производитель работ.
Монтаж ведут в соответствии с графиком монтажных работ,
в котором указаны сроки завоза оборудования и материалов, сроки
установки и монтажа оборудования. График составляют с учетом
количества и состава монтажных бригад, квалификации монтажного
персонала, организации и системы использования передовых ме-
тодов труда, механизации монтажных работ и качества ранее вы-
полненных строительных работ.
Монтаж основного и вспомогательного силового оборудования,
устройств управления, защиты, автоматики и телемеханики должен
вестись в соответствии с требованиями не только проекта, но и
таких руководящих материалов, как действующие правила устрой-
ства электроустановок, правила техники безопасности, инструкции
по монтажу (поступающие с оборудованием), правила и нормы
производства строительно-монтажных работ.
Оборудование, поступившее в виде комплектных ячеек и само-
стоятельных единиц (ячейки РУ, трансформаторы, выпрямители
и т. п.), перед монтажом ревизуют: проверяют его комплектность
и соответствие проекту; внешним осмотром убеждаются в отсут-
ствии механических повреждений (вмятин, трещин, царапин и т. п.)
на корпусах и особенно на изоляторах оборудования, которые
могут появиться при транспортировке. Некомплектное и дефектное
оборудование к монтажу не допускается.
Монтаж подстанций выполняют в два этапа: первый — одно-
временно со строительными работами, второй — после завершения
строительных и отделочных работ и приемки помещения под мон-
таж.
На первом этапе выполняют основные подготовительно-заго-
товительные монтажные работы: в мастерских, вне зоны монтажа,
комплектуют электроконструкции, узлы и блоки; непосредственно
на объектах устанавливают опорные конструкции, закладные де-
тали для монтажа щитков, отдельно стоящих панелей, аппаратов;
монтируют внутренние сети заземления и подготовляют трассы для
общего освещения; устанавливают кабельные конструкции в каналах
и отрезки труб для ввода и вывода кабелей.
На втором этапе осуществляют: установку комплектных РУ,
щитов, пультов, силового трансформатора; монтаж шин; прокладку
силовых и контрольных кабелей; сети освещения; разделку и под-
соединение кабелей и проводов.
Одной из передовых форм организации труда и повышения
уровня механизации при производстве электромонтажных работ
является создание комплексных и специализированных бригад,
оснащенных мастерскими на автомобилях (рис. 15.3) и автопри-
цепах.
Качество монтажа в значительной степени определяет надеж-
ность и безаварийность работы подстанции, поэтому от монтажников
316
Рис. 15.3. Передвижная мастерская на автомобиле для монтажа подстанций:
а — внешний вид; б — внутренний вид; / — верстак; 2 — сварочный агрегат
требуется квалифицированное и добросовестное выполнение всех
работ.
Качество оборудования и качество монтажа сказывается в пер-
вую очередь в пусковой период и период приработки.
Особенность современной организации монтажных работ состоит
в том, что щиты управления автоматики и другие конструкции
вместе с силовым оборудованием изготовляются заводами электро-
промышленности комплектно, а на подстанции выполняют лишь
установку оборудования и конструкций, прокладку проводов
и кабелей и наладку.
Монтажные работы на тяговых подстанциях можно разделить
на четыре группы. Первая группа объединяет работы на открытой
части подстанции. Сюда входят прокладка кабелей и устройство
контура защитного заземления.
Во вторую группу входит монтаж оборудования закрытой части
подстанций, включающий установку трансформаторов, выпрямите-
лей, конструкций распределительных устройств, постоянного и пере-
менного тока, а также заземление корпусов оборудования и кар-
касов. Такелажные работы по перемещению трансформаторов и дру-
317
того тяжелого оборудования обычно выполняют специализирован-
ные бригады.
Третью группу работ составляют подстанционные кабельные
работы. Силовые и контрольные кабели прокладывают по указанным
в проекте трассам, концы кабелей разделывают и присоединяют
к шинам и аппаратам.
Четвертая группа состоит в проверке в натуре коммутационных
схем и наладке устройств зашиты, автоматики и управления.
Обычно в выполнении этой группы работ принимает активное
участие эксплуатационный персонал подстанции.
По окончании монтажных работ тяговые подстанции подверга-
ются приемно-сдаточным испытаниям и вводятся в эксплуатацию
после приемки их приемочными комиссиями согласно действующим
положениям и инструкциям.
Контрольные вопросы
1. Каковы назначение и сущность технической эксплуатации оборудования
тяговой подстанции?
2. Какими мероприятиями обеспечивается техника безопасности?
3. Перечислите квалификационные группы персонала по технике безопасности.
4. Назовите основные и дополнительные защитные средства по технике безопас-
ности для установок напряжением выше 1 и до 1 кВ.
5. Каковы основные этапы сооружения и монтажа подстанций?
ПРИЛОЖЕНИЕ
Извлечение из ГОСТ 2.710—81 (СТ СЭВ 2182—80). Обозначения буквен-
но-цифровые в электрических схемах
I. Буквенные коды наиболее распространенных видов элементов
Первая буква обяза- тельная Группа видов элементов Примеры видов элементов
А С Устройства Конденсаторы Усилители, приборы телеуправления
Е Элементы разные Осветительные устройства, нагрева- тельные элементы
F Разрядники, предохранители, устройства защиты Генераторы, источники питания Плавкие предохранители, разряд- ники Батареи, аккумуляторы
Н Устройства индикационные и сиг* иальиые Приборы звуковой и световой сигна- лизации, индикаторы
К Реле, контакторы, пускатели Реле: токовые и напряжения, электро- тепловые, времени, контакторы, маг- нитные пускатели
L Катушки индуктивности, дроссели Дроссели люмииесцеитиого освещения
М Двигатели Двигатели постоянного и переменного тока
Р Приборы, измерительное оборудо- вание Показывающие, регистрирующие и из- мерительные приборы, счетчики
Q Выключатели и разъединители в силовых цепях Разъединители, короткозамыкатели, автоматические выключатели (сило- вые)
R Резисторы Переменные резисторы, потенциомет- ры, варисторы, терморезисторы
S Устройства коммутационные в це* пях управления, сигнализации и измерительных Выключатели, переключатели
т Трансформаторы, автотрансфор- маторы Трансформаторы тока и напряжения, стабилизаторы
и Преобразователь электрической величины в электрическую Инвертор
V Приборы электровакуумные, полу- проводниковые Электронные лампы, диоды, транзис- торы, тиристоры
X Соединения контактные Штыри, гнезда разборные
Y Устройства механические с элек- тромагнитным приводом Электромагнитные муфты
319
Продолжение приложении
2. Примеры двухбуквенных кодов
Двухбуквеи- иый код Примеры видов элементов Двухбуквеи* ИЫЙ код Примеры видов элементов
EL Лампа осветительная QF Выключатель автоматический (в силовых цепях)
FU Предохранитель плавкий QK QS Короткозамыкатель Разъединитель
FV Разрядник RP Потенциометр
QB Батарея RS Шунт измерительный
НА Прибор звуковой сигнали- зации RU Варистор
HL Прибор световой сигнали- зации SA Выключатель или переклю- чатель (в целях управления)
КА Реле токовое SB Выключатель кнопочный
КН КК Реле указательное Реле электротепловое SF Выключатель автоматический (ие имеющий силовых кон- тактов)
КМ Контактор магнитный ТА Трансформатор тока
КТ KV Реле времени Реле напряжения TV Трансформатор напряжения
РА Амперметр UZ Инвертор, выпрямитель
Р1 Счетчик активной энергии VD Диод, стабилитрон
РК Счетчик реактивной энергии VL Прибор электровакуумный
PR Омметр VT Транзистор
PV Вольтметр VS Тиристор
PW Ваттметр _ XP XS YA Штырь Г иездо Электромагнит
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Беркович М. А., Молчанов В. В., Семенов В. А. Основы
техники релейной защиты. М.: Энергоиздат, 1984. 375 с.
2. Евсеев Ю. А., Д е р м е и ж и П. Г. Силовые полупроводниковые при-
боры: Учебник для техникумов. М.: Энергоиздат, 1981. 471 с.
3. Князевский Б. А., Липкии Б. Ю. Электроснабжение промышлен-
ных предприятий: Учебник для вузов. М.: Высшая школа, 1986. 400 с.
4. Кузнецов С. М., Ефретов Л. Н Эксплуатация и ремонт тяговых
подстанций городского электрического транспорта. М Транспорт, 1981. 311 с.
5. Нормы и правила проектирования снием 1.)ектроснабжения трамвая и
троллейбуса/АКХ имени К. Д. Памфилова. 1983. 83 с.
6. Полупроводниковые выпрямители/Под ред. Г. П. Ковалева, Г. П. Мосто-
ковой. М.: Энергия, 1978. 446 с.
7. Правила технической эксплуатации трамвая/МЖКХ РСФСР. М.: Транспорт,
1982. 77 с.
8. Правила технической эксплуатации троллейбуса/МЖКХ РСФСР. М.: Транс-
порт, 1982. 61 с.
9. Правила устройства электроустановок. М.: Эиергоатомиздат, 1985. 640 с,
10. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и Правила
техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. М.: Экер-
гоатомнздат, 1986. 424 с.
11. Рябков Е. Я. Заземления в установках высокого напряжения. М.: Энергия,
1978. 224 с.
12. Система телемеханики ЭСТ-62 на городском траиспорте/ЦП НТО КХ и
БО. М.: Транспорт, 1980. 62 с.
13. Справочник по электроснабжению и электрооборудоваиню/Под общ. ред.
А. А. Федорова. Т. I. М.: Эиергоатомиздат, 1986. 568 с.
14. Тариижевская М. В., Томляиовнч Д. К. Проектирование
устройств электроснабжения трамвая и троллейбуса. М.: Транспорт, 1986. 448 с.
15. Тяговые подстанции трамвая и троллейбуса: Справочиик/Под ред. И. С. Еф
ремова. М.: Транспорт, 1984. 311 с.
16. Указание по проектированию систем управления тяговыми подстанциями
трамвая и троллейбуса/ОНТИ АКХ имени К. Д. Памфилова, М., 1979. 52 с.
17. Указания по системе ремонтов оборудования тяговых подстанций трамвая
и троллейбуса/ОНТИ АКХ имени К. Д. Памфилова. М., 1975. 146 с.
ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ
Указатель построен по принципу использования ключевого слова, означающего
общее понятие, например, «Служба», «Выключатель». Определение к этому
слову ставится, как правило, после него, например «Служба диспетчерская»,
«Выключатель высоковольтный» и т. д. Однако устойчивые словосочетания,
которые являются терминами, приводятся в указателе без инверсии, например
«Аккумуляторная батарея», «Тяговая подстанция».
В указателе принято алфавитное расположение рубрик (слово за словом).
Знаком «—» (тире) заменяются предыдущие слова.
А
Аккумулятор 218
Аккумуляторная батарея 103, 217
Акцептор 156
Б
Блок защиты кабелей контрольными
жилами 272
— испытателя короткого замыкания
измерительный 266
— — — — линейный 266
— питания 103
— — напряжения 105
— — токовый 104
Блокировка управления выключателем
механическая 75
— — — электрическая 75
Бригада ремонтно-восстановитель-
ная 307
В
Вероятность безотказной работы аппа-
рата 39
Виды защиты подстанции 223
— контактных поверхностей 46
— соединения заземляющих провод-
ников 132
— — плоских шин 46
— схем включения электромагнитных
делителей тока 164
Водоподогреватель 6
— теплофикационный 6
Воздухоосушитель 192
Выбор диодов 162
— плавких вставок предохранителей 66
— тиристоров 162
— трансформаторов напряжения 86
— — тока 81
Выключатель в сетях до 1000 В авто-
матический 52
- — — — — пакетный 51
- — — — — — двухполюсный 51
— — — — — однополюсный 51
— — — — — трехполюсиый 51
- высоковольтный 69
- — баковый 69
— безмасляиый 69
— быстродействующий 140, 142
— горшковый 69
— масляный 70
— — подвесной 70
3
Зависимость интенсивности отказов
приборов от времени работы 39
Заземление защитное 113
— рабочее 114
Заземлитель естественный 114
— — из бетона электропроводяще-
го 115
- — — стали полосовой 115
— — — — круглой 115
— искусственный 114, 130
— — из круглой стали 115, 130
— — кольцевой 126
- — оцинкованный 130
— — прямоугольный 130
Защита вентильно-предохранительная
типа ИКЗ 266
— выпрямителей от перенапряже-
ний 189
— — — — внешних 188
— — — — коммутационных 187
— кабелей комбинированная 271
— — контрольными жилами 270
— — потенциальная положитель-
ная 269
— тяговой сети в заземленной систе-
ме 269
— — — — — — изолированной 274
— комплектная 111
— модульная 111
— токовая выпрямителей 170
— — максимальная от замыкания фаз
на землю 108
— — — с характеристикой зависи-
мой 106
- — — — независимой 106
— от понижения напряжения НО
322
Защита релейная 88, 90
токовремеииая 155
— с одним реле 155
— — пятью датчиками 155
И
Избирательность защиты 88
Интенсивность отказов аппарата 39
Испытания профилактические оборудо-
вания подстанций 309
Испытатель коротких замыканий 266
Источники оперативного тока 103
— информации релейной защиты 88
- питания собственных нужд тока
переменного 214
— — — — — постоянного 217
Изолятор аппаратный 54
— линейный 54
-- — станционный 54
— опорный 54
- — проходной 54
К
Кабели контрольные 56
— силовые 56
— — неизолированные 56
Камера типа КСО-272 и КСО-285 с вы-
ключателем масляным 232, 234
— КСО-336 с выключателем 237
— — — разъединителем 236
-- трансформаторная двухэтажной тя-
говой подстанции 240
Квалификация персонала по технике
безопасности 313
Категории работ по безопасности 311
Клещи токоизмерительиые 80
Контакт электрического аппарата ли-
нейный 46
- — — мостиковый 46
— — — пакетно-пластинчатый 48, 60
— — — поверхностный 49
— — — розеточный 49
— — — рычажный 47
— — — сигнальный 60
- — — торцовый 48
— — — точечный 46
Контактор однополюсный постоянного
тока 53
Контроль состояния вентилей выпрями-
телей 187
Контур заземления 117
Короткое замыкание двухфазное 14
- — иа шинах тяговой подстанции 28
— несимметричное 14
— однофазное 14
— симметричное 14
- — трехфазиое 14
Л
Линии кабельные 9
— электропередачи 5
— — межсистемные 5
— связи воздушные 305
— — кабельные 305
М
Магистраль заземляющая тока пере-
менного 128
— — — постоянного 128
Магиитогндрогеиератор 7
«Мертвая» зона ПО, 155
Масло трансформаторное 192
Мастерская передвижная на автомоби-
ле для монтажа подстанций 317
Мероприятия по обеспечению безопас-
ности работ конструктивные 314
— — — — — организационные 311
- — — — — технические 311
П
I1анель диспетчерского щита ШДСМ-1
295
— — — телемеханики ЭСТ-62 295
Параметры электрические трансформа-
тора 195
— релейной защиты 90
Переключатель 51
— трехполюсный 51
Перенапряжения атмосферные 169
— коммутационные 166, 168
Периметр контура заземления 125
Персонал подстанции дежурный 307
— — оперативно-ремонтный 307
— — оперативный 307
Плавкая вставка предохранителя 64
План ГОЭЛРО 5
— диспетчерского помещения 295
Погрешность трансформатора напря-
жения 85
- — тока 77
Подстанция без постоянного дежур-
ства 307
— с постоянным дежурством 306
Потребители собственных нужд тока
переменного 213
— — — — постоянного 213
— электроэнергии категории второй 206
— — — первой 206
— — — третьей 206
Правила производства переключений
в цепях свыше 1000 В 310
Предохранитель 63. 65
— без наполнителя 62
быстродействующий 63
с наполнителем 62
токоограиичивающий 65
Предохранитель-выключатель 50
323
Преобразователь одиоякорный 9
Прибор силовой полупроводниковый 156
— — — таблеточный 158
— — — штыревой 158
Привод выключателя 73
— — действия косвенного 73
— — — прямого 73
— — грузовой 73
— — дистанционный 73
— — пружинный 73
— — ручной 73
— — со свободным расцеплением 73
— — электродвигательный 73
— — электромагнитный 73
— высоковольтного выключателя элек-
тромагнитный 74
— — — ручной 73
— разъединителя магиитофугаль-
иый 61
- — ручной 61
— — электромагнитный 61
Признаки сигналов качественные 279
Провода 57
Проводник заземляющий 131
Пункт диспетчерский районный 293,
294, 297
— — центральный 293
— распределительный 7, 27
— технической скорой помощи 294
Пускатель магнитный 53
Р
Работы на подстанции монтажные 315
— — — строительные 315
Разъединитель
— двухполюсный 58
— однополюсный 59
— трехполюсиый 58
Распределительное устройство 38
— — выкатиого типа 70
— — комплектное 209
— — тока выпрямленного 134, 210
— — — — двухрядное 242
— — — — однорядное 242
— — — переменного 207
— — — — закрытое 231
— — — — комплектное 231
— — — — открытое 231
Реактор 6
— уравнительный 182
Регулятор возбуждения автоматиче-
ский 14
Режим работы аппарата вынужден-
ный 38
— — — нормальный 38
— — — рабочий 38
- — — неустановившийся 21
— — — переходный 21
— — стационарный 21
’ - — — установившийся 21
Резистор балластный 183
Реле времени 95, 96
газовое 193
— действия косвенного 90
- — прямого 90, 95
— индукционное 97, 99, 100
— контрольное 167
— мощности 90, 100, 102
— напряжения 90, 94
- перегрузки 153
— промежуточное 96, 97
— токовое 90, 93, 94, 98
— — вторичное 90
— — первичное 90
— указательное 97
— электромагнитное 92, 95
- — с якорем втягивающимся 92
- — — — поворотным 92
— — — — поперечного движения 92
Релейная защита направляющая 90
— — напряжения 90
— — токовая 90
Рубильник двухполюсный 50
— однополюсный 50
с приводом 50
трехполюсиый 50
С
Селективность защиты 88
Сети местные распределительные 7
Сигнализатор кабельный 273
Сигнализация срабатывания защит
преобразовательного агрегата 254
Сигналы дискретные 279
— непрерывные 279
Система для передачи информации 277
— — — — многоканальная 278
— — — — одиокаиальиая 278
— кинематическая выключателей 148,
152
— контактная одного полюса разъеди-
нителя 58
- — ручного привода разъедините-
ля 60
— магнитная выключателя 142, 151
— телеизмерения подстанциями 288
— — — действия ближнего 289
— — — — дальнего 288
— — напряжения 289
— — тока 290
— телемеханики <Лисиа-Ч» 303
— электрическая 7
— — трехфазная 7
— — — с нейтралью глухозаземлен-
ной 7
— — — — — заземленной 7
- — — — — изолированной 7
— электромагнитная выключателя
ВАБ-2
— электронная типа ЭСТ-62 302
324
Система электроснабжения 10
— — децентрализованная 10
— — централизованная 10
Служба диспетчерская 292
Т
Телеизмерение 277
Телемеханическая система 276, 302
— — замкнутая 277
— — иа интегральных микросхемах 277
— — с элементами контактно-релей-
ными 277
— — — — бесконтактно-электронны-
ми 277
- — разомкнутая 277
Телесигнализация 277, 301
Телеуправление 276, 285, 301
— подстанциями 285, 290, 300
Термосигнализатор 91
Трансформатор масляный 191
— напряжения 83
— — для установки внутренней 83
— — — — наружной 83
— — однофазный 84, 86
— — с охлаждением воздушным 83
— — — — масляным 83, 86
— — трехфазный 84, 85
— — — пятнстержиевой 84
— — — трехстержневой 84
— преобразовательный 3
— тока 75, 79
- — для установки внутренней 78
— — — — наружной 78
— — миоговнтковый 79
— — — восьмерочный 78
— — — катушечный 79, 80
- — нулевой последовательности с
сердечником неразъемным 108
— — — — — — разъемным 108
— — — петлевой 78
— — одиовитковый 78, 79
— — — встроенный 78
— — — стержневой 78
— — — шинный
— — разъемный 80
— — с двумя сердечниками 78
— — — литой изоляцией 79
— — — одним сердечником 78
— сухой 195
Трансформаторная камера 238
Требования к заземляющим устрой-
ствам 117
Турбина 6
Тяговая подстанция 9
- — автоматическая 11
— — автотелеуправляемая 11, 225
— — временная 11
Тяговая подстанция миогоагрегатная
11, 227
— одиоагрегатиая И, 227
— — передвижная 230
— — ручного управления II, 224
— — с выпрямителями неуправляемы-
ми 11
— — — — управляемыми 11
— — — резервным агрегатом
— — сборно-комплектная 230
— — стационарная 11
— — трамвайная 11
— — трамвайно-троллейбусная 11
— — троллейбусная 11
У
Указатель напряжения 314
- — переносной 312
Управление диспетчерское 276, 293
— — автоматизированное 276
Установка выпрямительная 5
— инверторная 5
— типа <Токамак> 7
Ш
Шины 55
— заземления 133
— переменного тока 209
— — — сборные 209
— — — — двойные 209
— — — — двухсекционные 209
— — — — иесекциоиироваииые 209
— — — — трехсекциоииые 210
— — — — секционированные 210
— одиночные 210
— плоские 55
— выпрямленного тока 134
— — — сборные 134
— — — — отрицательные 134
— — — — положительная 134
Шунт индуктивный 149
- — дифференциальный 144
- магнитный 149
Э
Эксплуатация аккумуляторных бата-
рей 219
Электрозащитиые средства дополни-
тельные 312
— — основные 312
Электрическая дуга 40
Электродиспетчер 307
Электростанция 6
— атомная 6
— гидроаккумулирующая 7
— паротурбинная конденсационная 6
— — теплофикационная 6
— тепловая 6
Электроцентраль 6
Элемент реле индукционный 99
— — электромагнитный 100
325
ОГЛАВЛЕНИЕ
От авторов................................................................ 3
Глава I. Общие сведения об электрических станциях и тяговых подстанциях 5
$ 1.1. Краткая история электрификации СССР....................... 5
$ 1.2. Производство электроэнергии............................... 6
$ 1.3. Передача электроэнергии электрическими системами .... 7
$ 1.4. История развития тяговых подстанций, их классификация . . 8
Глава 2. Короткие замыкания в электрических установках переменного тока . . 13
$ 2.1. Причины и последствия коротких замыканий............. 13
$ 2.2. Изменение напряжения и тока при коротких замыканиях . . 13
§ 2.3. Методы расчета токов к. з............................ 17
$ 2.4. Переходные процессы при коротких замыканиях...........21
$ 2.5. Определение токои к. з. по расчетным кривым...........26
$ 2.6. Пересчет токов к. з. с шин распределительного пункта на шины
тяговой подстанции ............................................. 27
§2.7. Расчет токов к з. в установках напряжением до 1000 В ... 31
$ 2.8. Электродинамическое и термическое действие токов к. з. . . 33
Глава 3. Аппараты и токоведущие части распределительных устройств перемен-
ного тока............................................................... 38
§ 3.1. Общие сведения........................................... 38
§3.2. Способы гашения электрической дуги переменного тока . 40
§ 3.3. Контакты электрических аппаратов......................... 44
§ 3.4. Коммутационные аппараты напряжеииен до 1000 В . . 49
§ 3.5. Изоляторы.............................................. 54
§ 3.6. Шины, провода, кабели.................................... 55
§ 3.7. Разъединители ........................................... 57
§ 3.8. Предохранители........................................... 62
§ 3.9. Выключатели нагрузки..................................... 67
§ 3.10. Выключатели высоковольтные ............................. 69
§ 3.11. Приводы высоковольтных выключателей..................... 73
§ 3.12. Трансформаторы тока..................................... 75
§ 3.13. Трансформаторы напряжения............................... 83
Глава 4. Релейная защита............................................... 88
§ 4.1. Общие сведения........................................... 88
§ 4.2. Аппаратура релейных защит................................ 92
§ 4.3. Источники оперативного тока..............................103
§ 4.4. Максимальные токовые защиты..............................106
§ 4.5. Максимальная токовая направленная защита. Защита от по-
нижения напряжения..............................................108
Глава 5. Защитное заземление........................................... 112
§ 5.1. Основные сведения и требования...........................112
§ 5.2. Расчет заземляющих устройств.............................119
§ 5.3. Заземление аппаратов распределительных устройств выпрям-
ленного тока....................................................128
§ 5.4. Конструкция заземляющих устройств........................130
Глава 6. Аппаратура распределительных устройств шпрямлениого тока . 134
§ 6.1. Общие сведения 134
§ 6.2. Быстродействующие выключатели .... 139
Глава 7. Силовые полупроводниковые выпрямители......................... 156
§ 7.1. Физические основы работы полупроводниковых приборов . . 156
§ 7.2. Характеристики и параметры силовых полупроводниковых
приборов (СПП)..................................................160
§ 7.3. Схемы параллельного соединения СПП.......................163
§ 7.4. Схема последовательного соедин°ния СПП...................165
326
$ 7.5. Защита кремниевых выпрямителей от перенапряжения . . . 167
$ 7.6. Зашита кремниевых выпрямителей от токов к. з. и перегрузок 169
Глава 8. Схемы питания выпрямителей .... ... ... 171
$ 8.1. Классификация схем питания. Параметры выпрямителей . 171
$ 8.2. Выпрямители однофазного тока........................... 172
$ 8.3. Выпрямители трех- и шестифазного тока.................. 177
$ 8.4. Управляемые выпрямители.............................. 186
Глава 9. Конструкция преобразовательных агрегатов 187
$ 9.1. Полупроводниковые выпрямители 187
$ 9.2. Преобразовательные трансформаторы 191
Глава 10. Энергетические показатели преобразовательных агрегатов .... 198
$ 10.1. Высшие гармоники в цепях выпрямленного тока............198
$ 10.2. Высшие гармоники тока в цепях сетевых обмоток преобразо-
вательного трансформатора .................................... 199
$ 10.3. Коэффициент мощности преобразовательных агрегатов 201)
§ 10,4. Коэффициент полезного действия преобразовательных агре-
гатов .................................................... 202
Глава 11. Электрические схемы тяговых подстанций 205
$ 11.1. Виды схем ............................................ 205
$ 11.2. Схемы первичного питания.............................. 205
$ 11.3. Схемы РУ переменного тока 6 или 10 кВ 207
$ 11.4. Схемы РУ выпрямленного тока . . 211
§ 11.5. Схемы собственных нужд................................ 212
$ 11.6. Структурные схемы тяговых подстанций . 220
Глава 12. Конструктивные узлы и типы тяговых подстанций . . 224
$ 12.1. Требования к подстанциям и их классификация . 224
$ 12.2. Типы тяговых подстанций............................... 226
$ 12.3. Типы РУ переменного тока.............................. 231
$ 12.4. Установка трансформаторов .... 238
$ 12.5. Установка выпрямителей................................ 241
$ 12.6. Типы РУ выпрямленного тока .... 242
Глава 13. Автоматика тяговых подстанций . . 248
$ 13.1. Автоматика вводов 6 или 10 кВ..........................248
$ 13.2. Автоматика преобразовательного агрегата с кремниевым вы-
прямителем естественного охлаждения....................... ... 250
$ 13.3. Автоматика устройств питающих линий 600 В..............254
$ 13.4. Испытатель коротких замыканий в линии 600 В . . . . 266
$ 13.5. Защита кабелей тяговой сети 269
Глава 14. Диспетчерское управление электроснабжением трамвая и троллейбуса 276
$ 14.1. Общие сведения....................................... 276
$ 14.2, Принципы построения и действия телемеханических систем 277
§ 14.3. Диспетчерская служба................................. 292
$ 14.4. Объекты телемеханизации.............................. 298
$ 14.5. Технические средства диспетчерского управления н телеме-
ханические линии связи .... ............. 302
Глава 15. Эксплуатация, строительство и монтаж подстанций . 306
$ 15.1. Техническая эксплуатация подстанций 306
$ 15.2. Техника безопасности.............................. ... 311
§ 15.3. Сооружение и монтаж подстанций . . ................315
Приложение. Извлечение из ГОСТ 2.710—81 (СТ СЭВ 2182—80), Обозначения
буквенно-цифровые в электрических схемах . ... 319
Список литературы.............. ... . . 321
Предметный указатель .... ..... 322
УЧЕБНИК
ЗагаЙнов Николай Алексеевич, Финкельштейн Борис Самуилович,
Кривов Леонид Леонидович
ТЯГОВЫЕ ПОДСТАНЦИИ ТРАМВАЯ И ТРОЛЛЕЙБУСА
Предметный указатель составила С. А. Каткова
Переплет художника Е. Н. Волкова
Технический редактор Т. А. Захарова
Корректор*вычитчик И. М. Лукина
Корректор Т. А. Мельникова
И Б № 3824
Сдано в набор 26.10.87. Подписано в печать 30.06.88. Т*08389. Формат
(iOXSO’/ie. Бум. офсетная № 1. Гарнитура литературная. Офсетная печать.
Усл. печ. л. 20,5. Усл. кр.-отт. 41,0. Уч.-изд. л. 23,17. Тираж 5300 экз.
Заказ № 5816. Цена 1 р. 10 к. Изд. № I *1 -2/5 № 4410.
Ордена «Знак Почета» издательство «ТРАНСПОРТ», 103064. Москва.
Басманный туп., 6а.
Ордена Трудового Красного Знамени типография издательства Куйбышев
ского обкома КПСС, 443086, г. Куйбышев, проспект Карла Маркса, 201.