Автор: Плащанский Л.А.
Теги: электротехника горное дело горные предприятия (рудники, шахты, карьеры) добыча нерудных ископаемых электроэнергетика электроника электроснабжение
ISBN: 5-7418-0441-1
Год: 2006
Текст
РЕДАКЦИОННЫЙ СОВЕТ ИЗДАТЕЛЬСТВО МОСКОВСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ГОРНОГО УНИВЕРСИТЕТА ректор МГГУ, чл.-корр. РАН директор Издательства МГГУ академик РАЕН академик РАЕН
Председатель Л.А. ПУЧКОВ
Зам. председателя Л.Х. ГИТИС
Члены редсовета И.В. ДЕМЕНТЬЕВ
А.П. ДМИТРИЕВ
Б.А. КАРТОЗИЯ академик РАЕН
М.В. КУРЛЕНЯ академик РАН
В.И. ОСИПОВ академик РАН
Э.М. СОКОЛОВ академик МАН ВШ
К.Н. ТРУБЕЦКОЙ академик РАН
В.В. ХРОНИН профессор
В.А. ЧАНТУРИЯ академик РАН
Е.И. ШЕМЯКИН академик РАН
ВЫСШЕЕ ГОРНОЕ ОБРАЗОВАНИЕ
Z1.A. Плащанский
основы
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ГОРНЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ
Издание второе, исправленное
Допущено Учебно-методическим объединением вузов Российской
Федерации по образованию в области горного дела в качестве учебника для
студентов вузов, обучающихся по специальности «Электропривод и авто-
матика промышленных установок и технологических комплексов»(ква-
лификация — горный инженер) направления подготовки дипломированных
специалистов «Электротехника, электромеханика и электротехнологии»
МОСКВА
ИЗДАТЕЛЬСТВО
МОСКОВСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО
ГОРНОГО УНИВЕРСИТЕТА
2 0 0 6
УДК 621.31:622(075.8)
ББК 31.27:31.28
П37
Федеральная целевая программа «Культура России», подпрограмма
«Поддержка полиграфии и книгоиздания России»
Экспертиза проведена
Учебно-методическим объединением высших учебных заведений
Российской Федерации по образованию в области горного дела
(протокол № 51от 28.01.04)
Книга соответствует «Гигиеническим требованиям к изданиям книжным
для взрослых. Сан ПиН 1.2.1253-03», утвержденным Главным государственным
санитарным врачом России 30 марта 2003 г.
Рецензенты:
• кафедра «Теоретическая электротехника и электрификация нефтяной и газовой
промышленности» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (зав. кафедрой проф., д-р техн,
наук М. С. Ершов)\ ।
• действительный член Академии горных наук, проф., д-р техн, наук А. Т. Ерыгин (зав.
отделом ИПКОП РАН); 1
• д-р техн, наук, проф. С.И. Гамазин [Московский энергетический институт (Техни-)
ческий университет)]
с
Плащанский Л.А.
П 37 Основы электроснабжения горных предприятий: Учебник для вузов. г
— 2-е изд., исправ. — М.: Издательство Московского государственного <
горного университета, 2006. — 499 с.: ил.
ISBN 5-7418-0441-1 (в пер.)
Приведены категории электроприемников с точки зрения надежности и их характе-
ристики, методы определения электрических нагрузок. Рассмотрены переходные процес-
сы, методы выбора напряжения и определения качества электрической энергии. Даны
общие сведения о подстанциях, элементах и аппаратах системы электроснабжения. Из-
ложены вопросы защиты электроустановок от анормальных режимов и перенапряжений,
а также устройства заземляющей сети, автоматизации и эксплуатации систем электро-
снабжения. В каждом разделе даны контрольные вопросы и темы рефератов для само-
стоятельной работы.
Для студентов вузов, обучающихся по специальности «Электропривод и автоматика
промышленных установок и технологических комплексов» (квалификация — горный ин-
женер) направления подготовки дипломированных специалистов «Электротехника, элек-
тромеханика и электротехнологии». Может быть полезен студентам других специально-
стей, а также аспирантам и инженерно-техническим работникам горной промышленности.
УДК 621.31:622 (075.8)
ББК 31.27:31.28
ISBN 5-7418-0441-1 © Л.А. Плащанский, 2005, 2006
© Издательство МГГУ, 2005, 2006
© Дизайн книги. Издательство МГГУ, 2005, 2006
ПРЕДИСЛОВИЕ
Учебник «Основы электроснабжения горных предприятий» написан по
программе дисциплины «Основы электроснабжения» для специальности
«Электропривод и автоматика промышленных установок и технологиче-
ских комплексов (квалификация — горный инженер) с учетом опыта чтения
данного курса в Московском государственном горном университете.
Настоящий учебник для вузов развивает положения учебно-методиче-
ских изданий кафедры электрификации горных предприятий.
В учебном плане курс «Основы электроснабжения» базируется на кур-
сах «Теоретические основы электротехники», «Метрология», «Электриче-
ские и электронные аппараты», «Электрические машины», «Электрический
привод», «Преобразовательная техника», «Физические основы электроники».
В свою очередь, содержание этой дисциплины служит базой для профи-
лирующих курсов квалификационной специализации по электрификации
горного производства (при открытом и подземном способах добычи полез-
ного ископаемого), городского подземного строительства, управлению энер-
гохозяйством горных предприятий.
Учитывая специфику отраслевого характера, горный инженер по ука-
занной специальности должен обладать знаниями, умениями и навыками
проектировщика, электромонтажника и наладчика при новом строительст-
ве и техническом перевооружении действующего предприятия, а как спе-
циалист-эксплуатационник обеспечивать развитие систем электроснабже-
ния и их безаварийную работу.
Система электроснабжения, используя выработанную и получаемую
электроэнергию, эксплуатируя различное электротехническое оборудова-
ние, обеспечивает любой технологический процесс достаточной и качест-
венной электроэнергией, способствуя росту производства.
Особые технические решения в области электроснабжения промышлен-
ных, а особенно горных предприятий, обнаружились уже в 20—30 годы
прошлого столетия, когда в работах Н.В. Копытова и В.С. Либермана были
сформулированы основные требования и положения по расчету электриче-
ских нагрузок, выбору силовых трансформаторов и их размещению, фор-
мированию электрических сетей, выбору напряжения и др. Дальнейшее
фундаментальное развитие эти и смежные с ними вопросы нашли в трудах
А.А. Ермилова, Г.М. Каялова, Т.А. Константинова, С.А. Ульянова, А.А.
Гайца, А.А. Федорова, В.И. Гордеева, В.В. Шевченко, Л.В. Гладилина,
М.И. Озерного, В.Н. Винославского, С.А. Волотковского, И.В. Жежеленко.
Основное отличие настоящего учебника заключается в необходимости
дать будущему специалисту знания по более широкому кругу вопросов
электроснабжения, поскольку в своей практической деятельности на горных
5
предприятиях ему придется решать задачи, связанные с электроприводом,
электроснабжением и автоматикой, поэтому содержанием одного из базис-
ных курсов в системе подготовки «горного инженера-электромеханика» яв-
ляется комплексное изучение вопросов, связанных с передачей, преобразо-
ванием и распределением электроэнергии между потребителями горных
предприятий с различным способом добычи полезного ископаемого.
Особое внимание уделено методам расчетов, на которых базируется
выбор электрооборудования, методам защиты электроустановок от пере-
напряжений, повреждений и анормальных режимов работы и защиты пер-
сонала от поражения электрическим током, а также технико-экономической
оценке рассматриваемых схемных и конструктивных решений.
Автор благодарен рецензентам за ценные замечания и коллективу ка-
федры за поддержку в процессе подготовки рукописи.
Не считая книгу свободной от недостатков, автор с признательностью
примет замечания и пожелания, касающиеся ее содержания.
Глава J СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ГОРНО-ПРОМЫШЛЕННЫХ РАЙОНОВ И ПРЕДПРИЯТИЙ 1
1,1, ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
1.1.1. Система и ее составные части
Приемник электроэнергии — аппарат, машина, механизм, в котором
происходит преобразование электрической энергии в механическую, свето-
вую, тепловую и другие виды для ее использования. Он присоединен непо-
средственно к электрической сети и получает питание от источника незави-
симо от его местоположения.
Совокупность аппаратов, машин, линий, вспомогательного оборудова-
ния и помещений, предназначенных для производства, преобразования, рас-
пределения, накопления и передачи электроэнергии, называется электроус-
тановкой.
Группа электроустановок, объединенных основным технологическим про-
цессом или сопровождающих его в рамках целого предприятия, цеха или
участка образует потребитель электрической энергии, а обеспечение потре-
бителей электроэнергией называется электроснабжением.
С целью лучшего использования мощностей источников питания (элек-
тростанций) и достижения наивыгоднейших режимов они работают парал-
лельно на общую сеть. В соответствии с правилами устройства электроус-
тановок (ПУЭ) совокупность электростанций, электрических и тепловых се-
тей, связанных между собой общностью режима в непрерывном процессе
производства, преобразования и распределения электрической и тепловой
энергии, называют электрической системой.
Составными частями электрической системы являются электрические стан-
ции, подстанции, линии электропередачи и тепловые сети. Электрической
станцией называют электроустановки, служащие для производства электри-
ческой и тепловой энергии. Если тепловые электростанции вырабатывают
только электроэнергию, то они называются конденсационными, так как от-
работанный пар направляется в конденсаторы, где теплота парообразова-
ния теряется в охлаждающей воде. Если же помимо электрической выраба-
тывается и тепловая энергия, то такие электростанции называются тепло-
электрические (ТЭЦ).
Помимо электростанций в электрическую часть энергосистемы входят
электрические сети, состоящие из подстанций, распределительных и пере-
ключательных пунктов, которые служат для передачи и распределения элек-
трической энергии.
Подстанцией называется электроустановка, предназначенная для пре-
образования и распределения электроэнергии и состоящая из трансформа-
торов или других преобразователей энергии, распределительных устройств,
устройств управления и вспомогательных сооружений. В зависимости от вы-
полняемой функции они могут быть трансформаторными (ТП) или преоб-
разовательными (ПП). Если трансформатор поставляется комплектно с
9
распредустройствами напряжением до и выше 1 кВ, то такое сочетание об-
разует комплектную трансформаторную подстанцию (КТП или КПП).
Распределительным устройством называется электроустановка, служа-
щая для приема и распределения электроэнергии, содержащая коммутаци-
онные аппараты, сборные и соединительные шины, устройства защиты и
автоматики, а также вспомогательные устройства. В зависимости от испол-
нения они могут быть открытыми (ОРУ) и закрытыми (ЗРУ). Распредуст-
ройства могут состоять полностью или частично из закрытых шкафов со
встроенными в них аппаратами, устройствами защиты и автоматики, при-
борами, т.е. подготовленными для монтажа — комплектными для внутрен-
ней установки (КСО или КРУ) и для наружной (КРУН).
Линиями электропередачи называется система проводов, служащих для
передачи электроэнергии от электростанций к потребителям и распределе-
ния между электроприемниками.
Часть электрической системы, состоящая из генераторов, распредели-
тельных устройств, электрических сетей и электроприемников, называется
электрической системой, а часть энергетической системы, включающая все
ее составные части, кроме электроприемников, называется системой элек-
троснабжения.
1.1.2. Климатические условия работы и классификация электро-
оборудования по защите от внешней среды
Надежная работа электрооборудования зависит от места расположения
его при эксплуатации. В соответствии с этим ГОСТ устанавливает пять ка-
тегорий электрических изделий.
Изделия, предназначенные для работы на открытом воздухе, относятся
к первой категории.
Изделия, предназначенные для работы под навесом или в помещениях,
где колебания температуры воздуха и влажности практически не отличают-
ся от колебаний на открытом воздухе, относятся ко второй категории. Для
этих условий эксплуатации характерен сравнительно свободный доступ на-
ружного воздуха.
К третьей категории относится оборудование для работы в закрытых
помещениях с естественной вентиляцией, где климатические условия не ре-
гулируются, колебания температуры и влажности, а также воздействие пы-
ли и песка значительно меньше, чем на открытом воздухе (каменные, бе-
тонные, деревянные помещения, металлические с теплоизоляцией).
Если электрооборудование предназначено для работы в отапливаемых
или охлаждающихся, хорошо вентилируемых производственных помеще-
ниях и выработках (подземных), то оно относится к четвертой категории,
так как ограждено от воздействия солнечной радиации, атмосферных осад-
ков, воздействия песка и пыли.
К пятой категории относится электрооборудование, предназначенное
для работы во влажных помещениях (в том числе в подземных выработках),
в почве, т. е. в местах длительного наличия воды или частой конденсации
влаги.
10
Степень защиты электрооборудования от прикосновения и попадания
посторонних предметов и влаги имеет буквенное обозначение IP по между-
народной системе обозначений и двойное цифровое: первая цифра (от нуля
до шести) означает защиту персонала и степень защиты от попадания твер-
дых тел, а вторая цифра (от нуля до восьми) — степень защиты от попада-
ния воды в электрооборудование. Например, IP2I означает, что предусмот-
рена защита от проникновения внутрь оболочки пальцев или предметов дли-
ной более 80 мм и от проникновения твердых тел размером более 50 мм, а
вторая цифра — 1 — означает, что капли воды, вертикально падающие на
оболочку, не должны оказывать воздействие на изделие.
По защите от внешней среды различают: взрывозащищенные машины
(аппарат) специального назначения, предназначенные для работы во взры-
воопасной среде; влагостойкие, предназначенные для работы в условиях по-
вышенной влажности окружающей среды; морозостойкие — для работы в ус-
ловиях пониженных температур; химически стойкие аппараты для работы в
условиях агрессивной окружающей среды и тропические — для работы в
условиях тропического климата.
Степень защиты персонала от соприкосновения с движущимися и токо-
ведущими частями электрооборудования условно выражается цифрами со-
гласно рекомендациям МЭК.
Классификация взрывоопасных и пожароопасных зон, необходимая для
обоснованного выбора типа и места размещения электрооборудования и
электрических сетей, подробно изложено в ПУЭ.
1.1.3. Номинальные напряжения и ряды номинальных токов
В качестве стандартных напряжений источников и приемников электро-
энергии рекомендуются значения, приведенные в табл. 1.1 и 1.2.
Для потребителей электроэнергии, работающих на постоянном токе,
используются средние напряжения: для контактной сети городского транс-
порта — 600 В; метрополитенов — 825 В; электрифицированных железных
дорог— 1650 и 3300 В.
На открытых горных работах, где эксплуатируются троллейвозы и
электровозы, используются напряжения 600, 825, 1650 и 3300 В.
Электролизные установки работают на напряжении 230 — 850 В, а ду-
говые печи — 75 В.
Таблица 1.1
Номинальные напряжения до 1 кВ
Постоянный ток, В Переменный ток, В
Источники и пре- Сети и прием- Источники И П| эеобразователи Сети и nj зиемники
образователи ники Однофазный ток Трехфазный ток Однофазный ток Трехфазный ток
6; 12; 28,5; 48; 6; 12; 27; 48; 6; 12; 28,5; 48; 42; 62; 230; 6; 12; 27; 48; 40; 60; 220;
62; 115; 230; 460 60; 110; 220; 440 62; 115; 230 400; 690; 1200 60; НО; 220 380; 660; 1140
11
Таблица 1.2
Номинальные напряжения выше 1 кВ
Сети и приемники Генераторы и синхронные компенсаторы Трансформаторы с РПН
Первичные обмотки Вторичные обмотки
(3) (3,15) — (3,15)
(6) (6,3) 6 и 6,3 (6,3) и (6,6)
10 10,5 10 и 10,5 10,5 и 11,0
20 21,0
35 — 35 и 36,75 — и 38,5
110 — НОи 115 115 и 121
(150) — 165 (158) (158) 165
220 — 220 и 230 230 и 242
Примечание. Напряжения, указанные в скобках, для вновь проектируемых сетей не ре-
комендуются.
Допускаются в эксплуатации еще уровни напряжения: 24 В (50Гц) для
приемников общепромышленного назначения; 42 В для однофазного и
трехфазного тока; 127 В — для ранее разработанного электрооборудова-
ния.
В соответствии с ГОСТ 6827 — 76 предпочтительны следующие значе-
ния номинальных токов электрооборудования и приемников электроэнер-
гии: 1; 1,6; 2,5; 4,0; 6,3 А, а также десятичные кратные и дольные значения
этих токов.
1.2. ХАРАКТЕРИСТИКА ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
И ПРИЕМНИКОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Потребителями электроэнергии являются крупные промышленные пред-
приятия: фабрики, заводы, электрический транспорт, шахты, горно-обога-
тительные комбинаты, разрезы, жилые и общественные здания и сооруже-
ния, предприятия общественного назначения и др., имеющие разнообраз-
ные электроприемники.
Электрические установки подразделяются на электроустановки напря-
жением до и выше 1 кВ. Электроустановки напряжением до 1 кВ переменно-
го тока выполняются как с глухозаземленной, так и с изолированной ней-
тралью, а установки постоянного тока — с изолированной и глухозазем-
ленной нулевой точкой. Установки напряжением выше 1 кВ подразделя-
ются: с изолированной нейтралью (до 35 кВ); с компенсированной нейтра-
лью, включенной через индуктивное сопротивление для компенсации емко-
стных токов. В электроустановках напряжением 110 кВ и выше нейтраль за-
земляется наглухо.
По роду тока различают электроприемники, работающие: от сети пере-
менного тока номинальной промышленной частоты; от сети переменного
тока повышенной или пониженной частоты; от сети постоянного тока.
12
По характеру использования электроэнергии все многообразие прием-
ников можно разделить на четыре основные группы:
1. Электроприводы производственных механизмов занимают наиболь-
шее место среди электроприемников промышленных предприятий. Режимы
и особенности работы определяются характером основного технологиче-
ского производства (металлургия, горно-добывающие и перерабатывающие
предприятия, машиностроение), что предопределяет выбор типа и мощно-
сти электроприводов от нескольких десятков ватт до мегаватт.
2. Светотехнические установки обладают той особенностью, что их не-
большая мощность и огромное количество создают специфические особен-
ности их эксплуатации.
3. Электротехнологические установки, в которых электрическая энер-
гия используется непосредственно для различных технологических процес-
сов (электролизные установки, гальванокрытие, устройства для создания
электромагнитных полей).
4. Электротермические установки, в которых электроэнергия преобра-
зуется в тепловую (электропечи, нагревательные установки).
По общности технологического процесса электроприемники подразде-
ляются на производственные механизмы, общепромышленные установки,
подъемно-транспортное оборудование, преобразовательные установки,
электросварочное оборудование.
Различные предприятия имеют электрические нагрузки от сотен до
миллиона киловатт. Особенно характерно это для горно-добывающей про-
мышленности; где горно-обогатительные комбинаты (ГОКи) помимо до-
бычи полезного ископаемого производят дробление, измельчение, обога-
щение и агломерацию руд. Установленная мощность отдельных приемни-
ков (дробилки, мельницы) достигает 2500 кВт и более.
Горные предприятия можно разделить на две основные группы: пред-
приятия с подземной добычей полезного ископаемого и предприятия с от-
крытой добычей.
На предприятиях с подземной добычей электроприемники располага-
ются как на поверхности, так и в подземных выработках. На поверхности
располагаются подъемные установки с мощностью приводов до 5000 кВт и
более, вентиляторные установки с синхронными электродвигателями (до
3500 кВт), компрессоры с синхронными электродвигателями мощностью до
5000 кВт. Напряжение питания таких приемников — 6-ь 10 кВ. Помимо это-
го большую нагрузку напряжением 6-ь 10 / 0,4 кВ представляют электропри-
емники технологического комплекса и вспомогательного производства.
На добычных и подготовительных участках в подземных выработках
работают очистные и проходческие комплексы с установленной мощностью
450-800 кВт.
На современных отрытых горных работах суммарная мощность экска-
ваторов достигает 8000 кВт, отвальных мостов — 5000 кВт, а у комплекса
роторного экскаватора — до 12000 кВт при напряжении 6-10 кВ. Помимо
упомянутых, на открытых работах применяют насосы, буровые станки,
мощные осветительные приборы и т. д.
13
В установках, не требующих регулирования скорости, применяются
электроприводы переменного тока (асинхронные и синхронные). Электро-
двигатели переменного тока — основной потребитель электроэнергии — на
их долю приходится около 70 % суммарной мощности.
Преобразование переменного тока в постоянный требует дополнитель-
ных капитальных вложений на установку преобразовательных агрегатов и
аппаратуры управления, однако это оправдано, если регулируемый элек-
тропривод постоянного тока обеспечит широкое, плавное и быстрое изме-
нение частоты вращения или реверсирование двигателя.
1.3. КАТЕГОРИИ ЭЛЕКТРОПРИЕМНИКОВ
И ОБЕСПЕЧЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ
Электроприводы, а также электротехнологические, электротермические
и светотехнические устройства и установки представляют собой совокуп-
ность электроприемников, от надежной работы которых зависит нормаль-
ное течение технологического процесса.
Каждый из этих приемников по-разному влияет на технологический про-
цесс и поэтому требует различной степени надежности электроснабжения.
На предприятии могут быть такие приемники, перерыв в электроснаб-
жении которых недопустим даже на короткий срок, необходимый дежурно-
му персоналу на переключения, связанные с восстановлением питания.
Иногда перерывы в электроснабжении могут привести к образованию
взрывоопасных концентраций газов (например, в шахте), что опасно для
жизни людей. Другие производства при перерывах в электроснабжении не-
сут большие потери от недовыпуска продукции.
В соответствии с характером ущерба электроприемники в отношении
обеспечения надежности согласно ПУЭ разделяются на три категории.
1-я категория — электроприемники, нарушение электроснабжения, ко-
торых может повлечь за собой опасность длй жизни людей, значительный
ущерб производства в масштабах страны, повреждения оборудования, мас-
совый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса,
нарушение особо важных элементов коммунального хозяйства. Примером
могут служить электроприемники доменных печей, водоотливные установ-
ки шахт и карьеров; вентиляторные установки шахт, метрополитенов; фло-
тационные машины и т. д.
Из состава электроприемников 1-ой категории следует выделить осо-
бую группу электроприемников, бесперебойная работа которых необходи-
ма для безаварийного останова производства с целью предотвращения уг-
розы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения основного дорого-
стоящего оборудования.
2-я категория — электроприемники, перерыв в электроснабжении ко-
торых приводит к массовому недоотпуску продукции, длительным просто-
ям рабочих, механизмов и промышленного транспорта. Примером является
электроприемники прокатных цехов; скиповые подъемные установки шахт
14
и рудников; измельчительные, классификационные механизмы обогатитель-
ных фабрик и т.п.
3-я категория — все остальные электроприемники, не подходящие под
определение 1-ой и 2-ой категорий: вспомогательные производства, транс-
порт породы, механические мастерские и т. д.
В соответствии с требованиями ПУЭ допускаются перерывы в электро-
снабжении:
а) электроприемников 1-ой категории на время автоматического ввода
резервного питания при условии электроснабжения их от двух независимых
источников питания.
Для электроснабжения особой группы электроприемников должно пре-
дусматриваться питание от третьего независимого источника (аккумулятор-
ные батареи, дизель-электрические станции).
Если резервированием нельзя обеспечить необходимой непрерывности
технологического процесса или если резервирование электроснабжения эко-
номически нецелесообразно, должно быть осуществлено технологическое ре-
зервирование, например, путем установки взаиморезервирующих технологи-
ческих агрегатов, специальных устройств безаварийного останова техноло-
гического процесса, действующих при нарушении электроснабжения;
б) электроприемников 2-ой категории — на время, необходимое для
включения резервного питания дежурным персоналом или выездной опера-
тивной бригадой.
Допускается питание для этой категории по одной воздушной линии
(ВЛ), в том числе с кабельной вставкой, если аварийный ремонт линии про-
длится не более суток. Вставка выполняется двумя кабелями, каждый из ко-
торых выбирается по максимальной нагрузке ВЛ. Если питание осуществ-
ляется кабельной линией, то она должна состоять не менее чем из двух ка-
белей, присоединенных к общему аппарату.
Также возможно питание от одного трансформатора при наличии ре-
зервного и возможности замены поврежденного за время не более суток;
в) электроприемников 3-ей категории — на время, необходимое для ре-
монта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, но
не более суток.
ПУЭ регламентирует только порядок продолжительности перерывов,
но не ограничивает их число.
Таким образом, отнесение потребителей к той или иной категории оп-
ределяет степень резервирования, что влияет на капитальные вложения, по-
этому в каждом конкретном случае необходимо степень резервирования
подтверждать технико-экономическим обоснованием.
1.4. ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМЕ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ (СЭ)
Система электроснабжения предприятия включает источник питания;
линии электропередачи для канализации электроэнергии; понизительные,
распределительные и преобразовательные подстанции с соединяющими их
15
воздушными и кабельными линиями, а также токопроводы, обеспечиваю-
щие подвод электроэнергии к потребителям.
К электроснабжению предприятий предъявляется ряд требований, зави-
сящих от потребляемой ими мощности, характера их электрической нагруз-
ки, особенностей технологического процесса, климатических условий, фак-
торов окружающей среды.
В зависимости от суммарной установленной мощности электроприем-
ников все предприятия условно подразделены на малые (до 5000 кВт), сред-
ние (до 75 000 кВт) и крупные (с установленной мощностью до 100 МВт и
более).
Схемы и конструктивная реализация системы электроснабжения долж-
ны обеспечивать перспективу развития и роста электропотребления без ко-
ренной реконструкции системы.
При построении СЭ необходимо учитывать специфические условия пред-
приятия, в частности, наличие загрязнения и агрессивной среды; электро-
приемников особой группы 1-ой категории, требующих повышенной на-
дежности питания; электроприемников с нелинейной, резкопеременной на-
грузкой и др. Необходимо учитывать также специфику технологического
процесса, режимы работы ответственных установок. Требования техноло-
гии могут оказать решающее влияние на степень резервирования, что свя-
занно с затратами.
Разработка основных положений проекта электроснабжения должна
производиться одновременно с разработкой технологической и строитель-
ной частями и общего генплана предприятия. Основные положения зависят
от принятых технологических решений. Следует различать принятие техно-
логических решений на проектных стадиях (технические и тендерные пред-
ложения, техническое обоснование — ТО и технико-экономическое обосно-
вание — ТЭО) и на стадии рабочей документации (РД), когда выпускаются
рабочие чертежи на установку электрооборудования и прокладку линии.
Исходными данными, на основе которых разрабатывается предвари-
тельная схема электроснабжения и делается запрос в энергосистему на вы-
дачу технических условий, являются: а) технические задания, требования и
условия; б) электрические ограничения и правила.
Для правильного решения вопросов надежности электроснабжения не-
обходимо учитывать аварийный и послеаварийный режимы. Под аварий-
ным понимается кратковременный переходный режим, вызванный наруше-
нием работы системы или отдельных ее элементов до отключения повреж-
денного звена или элемента. Продолжительность отключения зависит от
времени срабатывания релейной защиты и действия автоматики. Послеава-
рийный режим возникает после отключения аварийного режима и продол-
жается до восстановления нормальных условий работы.
С учетом изложенного, основные требования сводятся к следующему:
• источники высшего напряжения максимально приближаются к по-
требителям путем устройства глубоких вводов напряжением ПО, 220 кВ с
наименьшим числом ступеней промежуточной трансформации; сооружения
подстанций вблизи центров нагрузки и т. п.;
16
• выбор элементов схемы осуществляется из условия их постоянной ра-
боты под нагрузкой;
• работа всех элементов схемы должна предусматриваться раздельной,
так как это способствует снижению токов короткого замыкания (КЗ), уп-
рощению релейной защиты и коммутацию;
• схема электроснабжения должна строиться с учетом глубокого сек-
ционирования шин во всех звеньях системы распределения электроэнергии;
• проектирование электроснабжения следует выполнять с возможно-
стью резервирования для крупных предприятий на 20 лет, для средних —
5-5-10 лет и для малых на 1-5-2 года;
• система электроснабжения должна быть надежной, экономичной и
обеспечивать предприятие электроэнергией высокого качества (напряже-
ние, частота, колебание, отклонение напряжения, не синусоидальность, не
симметрия);
• при проектировании СЭ необходимо предусматривать экономич-
ность ее работы в период малых нагрузок (ночной, выходные, праздничные
дни) по возможности без больших затрат на дополнительные сетевые уст-
ройства;
• при проектировании генеральных планов, а также цехов и объектов
должно учитываться рациональное размещение электротехнических соору-
жений и линий электропередач;
• переход к проектированию и созданию СЭ должен быть системным с
соблюдением ее иерархических свойств;
• широкое применение автоматического повторного включения (АПВ) и
автоматического включения резерва (АВР).
При проектировании, создании и эксплуатации систем электроснабже-
ния предприятий следует стремиться к гибкости системы, оптимизируя па-
раметры, технические условия на присоединение к энергосистеме, электри-
ческие нагрузки, число и мощность трансформаторов, схемы и конструкций
распределительных и питающих сетей и т. п.
1.5. ХАРАКТЕРНЫЕ СХЕМЫ ПИТАЮЩИХ
И РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ
Источником питания (ИП) называется распределительное устройство
генераторного напряжения электростанции или распредустройство вторич-
ного напряжения понизительной подстанции энергосистемы или подстан-
ции 35^ 220 кВ промышленного предприятия, к которому присоединены
распределительные сети предприятия.
Основными источниками питания большинства предприятий являются
электростанции и сети энергосистем. На отдельных крупных предприятиях
со значительным теплопотреблением могут быть сооружены теплоэлектро-
станции (ТЭС) или теплоэлектроцентрали (ТЭЦ).
Характер источника питания и их количество определяется, наряду с
прочим, категорией электроприемников. Питание электроприемников дол-
жно осуществляться не менее чем от двух независимых источников.
Независимым источником питания называется источник, на котором
сохраняется напряжение при исчезновении его на другом или других источ-
никах. При этом напряжение на этом ИП должно соответствовать дейст-
вующим нормативам и способствовать устойчивой работе электроприем-
ников в условиях послеаварийного режима. Оно должно сохраняться на
уровне 0,6UHom в течение действия релейной защиты и автоматики в питаю-
щей сети при аварийном режиме.
Независимыми источниками могут считаться две секции или системы
шин одной или двух электростанций и подстанций при одновременном со-
блюдении двух условий: 1) каждая из секций или систем шин в свою очередь
питается от независимого источника питания; 2) секции или системы шин не
связаны между собой или имеют связь, автоматически отключающуюся при
нарушении нормальной работы одной из секций.
При наличии особой группы 1-ой категории обязателен третий незави-
симый источник.
Следует иметь в виду, что двойную систему шин на ИП, если рабочая
система не секционирована, нельзя рассматривать как два независимых ис-
точника питания, так как при повреждении несекционированной системы
все отходящие линии потеряют питание. Переключение этих линий на не-
поврежденную систему шин требует много времени, так как практически не
может быть автоматизировано. В этих случаях питание отходящих линий
разделяют между двумя системами шин (фиксированное присоединение),
шиносоединительный выключатель становится межсекционным.
Пунктом приема электроэнергии (ППЭ) называется электроустановка,
служащая для приема электроэнергии от ИП и распределения ее между
электроприемниками предприятия непосредственно или с помощью других
электроустановок.
Типы пунктов приема и их число определяется мощностью предприятия
и характером распределения электрической нагрузки на его территории.
При сравнительно компактном расположении нагрузок и соответствующей
категории электроприемников электроэнергия может быть подведена к од-
ной трансформаторной подстанции и распредпункту. При разбросанности
нагрузок электроэнергия подводится к двум и более подстанциям, что оп-
ределяется технико-экономическими расчетами.
Если предприятие потребляет значительное количество электроэнергии
и ИП удален, то прием электроэнергии производится на узловых распреде-
лительных подстанциях (УРП) или на главных понизительных подстанциях
(ГПП) напряжением 35-5-220 (330) кВ.
УРП называется центральная подстанция предприятия напряжением 35
-5-220 (330) кВ, получающая электроэнергию от энергосистемы и распреде-
ляющая (преобразующая) электроэнергию на более низком напряжении (6
-е-35 кВ) по всему предприятию или отдельному его району.
18
ПГВ называется подстанция с первичным напряжением 35+220 кВ, вы-
полненная, как правило, по упрощенной схеме коммутации на первичном
напряжении. Она получает питание непосредственно от энергосистемы или
УРП данного предприятия и предназначена для питания отдельного объек-
та или района предприятия.
Если ИП находится на близком расстоянии от промплощадки предпри-
ятия, а потребляемая мощность обеспечивается пропускной способностью
линии 6+10 кВ, то электроэнергия подводится к центральному распредели-
тельному пункту (ЦРП) или к распределительному пункту (РП).
ЦРП называется установка, прлучающая питание непосредственно от
энергосистемы или подстанции предприятия при напряжении 6+20 кВ и
распределяющая ее при этом же напряжении по всему предприятию.
РП предназначен для приема и распределения электроэнергии при од-
ном напряжении 6+20 кВ. Он может быть совмещен с трансформаторной
подстанцией, обслуживая примыкающие к нему приемники.
Количество приемных пунктов на предприятии определяется общей схе-
мой электроснабжения, величиной необходимой мощности, размещением
нагрузок на промплощадке, требуемой степенью бесперебойности. Тип при-
емного пункта зависит от подводимой мощности и величины питающего
напряжения. Все пункты приема электроэнергии от системы должны быть
связаны между собой кабельными или воздушными линиями или токопро-
водами.
Системы электроснабжения разделяют на внешние и внутренние. Под
системой внешнего электроснабжения понимают комплекс сооружений,
обеспечивающих передачу электроэнергии от источника питания до прием-
ных подстанций предприятия. Система внутреннего электроснабжения —
комплекс подстанций и сетей, находящихся на территории предприятия.
Для крупных предприятий наиболее экономичной и надежной является
система электроснабжения с применением глубокого ввода 35+220 кВ, при
котором высшее напряжение максимально приближено к потребителям
электроэнергии. В большинстве случаев глубокий ввод осуществляется не-
посредственно от энергосистемы.
В системах электроснабжения, как правило, применяется глубокое сек-
ционирование всех звеньев системы от ИП до сборных шин ТП напряжени-
ем до 1 кВ. При построении системы электроснабжения исходят из раздель-
ной работы линий и трансформаторов. Однако это не исключает парал-
лельную работу вводов и трансформаторов, если не удается добиться необ-
ходимого быстродействия восстановления питания; если при питании секций
подстанции от разных источников возможно их несинхронное включение при
действии АВР (например, от ТЭЦ) и для обеспечения нормируемых показате-
ле качества электроэнергии при резкопеременных ударных нагрузках.
Электроэнергия от источников питания к пунктам приема электроэнер-
гии на предприятия подается, как правило, по радиальным (рис. 1.1) или
магистральным (рис. 1.2) линиям.
19
Рис. 1.1. Схема питания ППЭ по двум радиальным линиям
Рис. 1.2. Схема питания ППЭ по двойной магистральной линии
Распределение электроэнергии по промплощадке предприятия произ-
водится по радиальным, магистральным или смешанным схемам в зависи-
мости от размещения нагрузок, их значения, требуемой надежности пита-
ния и ряда других особенностей проектируемого предприятия.
Схемы строятся по ступенчатому принципу. Число ступеней распреде-
ления электроэнергии определяется потребляемой мощностью, топологией
электрических нагрузок на территории предприятия. Обычно применяют
две-три ступени, так как при большем их числе ухудшаются условия экс-
плуатации и технико-экономические показатели.
Первой ступенью распределения электроэнергии является сетевое звено
между источником питания (УРП, ТЭЦ, ГПП) и ПГВ, если распределение
производится при напряжении 110-^-220 кВ, или между ГПП и РП 6 (10) кВ,
если напряжение распределительной сети 6 (10) кВ.
Под второй ступенью распределения электроэнергии подразумевается
сетевое звено между РП и РУ вторичного напряжения ПГВ и трансформа-
торными подстанциями (ТП) или же отдельными электроприемниками на-
пряжением 6-40 кВ: электродвигателями, преобразователями и др. Как пра-
вило, это звено выполняется кабелями напряжением 6 (10) кВ.
Третья ступень — сетевое звено между ТП и приемниками электроэнер-
гии напряжением до 1кВ.
Радиальные схемы питания могут быть одиночными для потребителей
3-ей категории, а также 2-ой, если прекращение их работы не ведет к значи-
тельному ущербу (рис. 1.3, а). Для потребителей 1-ой категории и ответст-
венных 2-ой — применяют двойные радиальные линии (рис. 1.3, б). Для обо-
собленных потребителей (группы) также применяют радиальные схемы.
20
Рис. 1.3. Радиальные схемы распределения электроэнергии
При передаче электроэнергии в одном направлении широко применяют
магистральные линии с односторонним питанием. При воздушных линиях
применяют, в основном, одиночные (рис. 1.4, а) или (рис. 1.4, б) линии с глу-
хими отпайками. При кабельных линиях применяют цепочные линии —
одиночные или двойные — с заводом магистральной линии на РП или к по-
требителю (рис. 1.5, а, б).
а б
Рис. 1.4. Магистральные схемы распределения электроэнергии с глухими отпайками
а
Рис. 1.5. Цепочные магистральные линии
б
Радиальные магистральные схемы с односторонним питанием могут
быть одноступенчатыми и двухступенчатыми (рис. 1.6). При этом в ряде
случаев может оказаться целесообразным сочетание радиальной схемы на
первой ступени с магистральной на второй ступени (рис. 1.7) или наоборот
(рис. 1.8). На любой ступени возможно питание одной части электроприем-
ников по радиальной схеме, а другой — по магистральной.
Рис. 1.6. Радиальная двухступенчатая схема
21
Рис. 1.7. Сочетание радиальной схемы распределения на первой ступени с магистральной на
второй ступени
Рис. 1.8. Сочетание магистральной схемы на первой ступени с радиальной на второй ступени
Одноступенчатые схемы чаще применяются на предприятиях малой мощ-
ности, а также для сосредоточенных нагрузок большой мощности на сред-
них и крупных предприятиях. Двухступенчатые схемы применяются для пи-
тания от РП удаленных обособленных групп электроприемников.
Одиночные и двойные магистральные линии с двусторонним питанием
применяют при питании от двух независимых источников по условиям на-
дежности.
Кольцевые магистрали применяют при таком расположении потребите-
лей, при котором целесообразен охват их одной кольцевой линией (рис. 1.9).
Обычно на предприятиях распределение электроэнергии осуществляет-
ся по смешанным схемам, составленным из отдельных основных схем. При
этом целесообразность применения схемы глубокого ввода и степень дроб-
ления определяется технико-экономическими расчетами с учетом конкрет-
ных условий предприятия — размеров промплощадки, концентрации на-
грузки, их величины, характера и пр.
Глубокие вводы напряжением 35-^-220 кВ выполняются по двум схемам:
Рис. 1.9. Магистральная кольцевая схема распределения
электроэнергии
22
а) в виде магистральных воздушных линий от энергосистемы с отпай-
ками - ответвлениями по упрощенным схемам к разукрупненным подстан-
циям 35-ь220 / 6-5-10 кВ и 35 / 0,4-5-0,69 кВ, размещенных в центрах нагрузок;
б) в виде кабельных или радиальных воздушных линий к подстанциям
35-5-220 кВ, располагаемым в центре нагрузок отдельных групп потребите-
лей и питаемым от узловых подстанций на границе предприятия или же от
ближайшей подстанции энергосистемы.
Подробно вопросы внутреннего электроснабжения горно-добывающих
и перерабатывающих предприятий рассматриваются в специальных дисци-
плинах.
1.6. ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НА ПРИСОЕДИНЕНИЕ
К ИСТОЧНИКУ ПИТАНИЯ
Для любого промышленного предприятия технический проект является
основным документом, решающим все принципиальные вопросы и в пол-
ном объеме разрабатывающим экономическую часть проекта. Итогом тех-
нического проекта являются спецификации для заказа электрооборудова-
ния и кабельной продукции, а также сводная смета. Он же является основой
для разработки рабочих чертежей.
Одним из основных вопросов технического проекта является выбор
точки присоединения предприятия к энергосистеме.
Технические условия на присоединение выдаются энергосистемой на
основе данных о предполагаемых нагрузках предприятия, его расположе-
нии на плане района и требований о степени надежности электроснабже-
ния.
Проектирование электроснабжения предприятия производится с обяза-
тельным учетом технических условий на присоединение, в которых указы-
ваются:
• электрическая мощность собственной электростанции (если такая име-
ется) и условия ее связи с энергосистемой;
• данные о других потребителях в районе строительства предприятия,
которые необходимо обеспечить электроэнергией;
• точка присоединения к энергосистеме (подстанция, электростанция
или линия электропередачи);
• напряжения, при которых возможно выполнение питающих воздуш-
ных или кабельных линий;
• ожидаемый уровень напряжения и способы его регулирования;
• необходимость работ по усилению сетей энергосистемы в связи со
строительством предприятия (увеличения сечения проводов, замена или уве-
личение мощности трансформаторов);
• расчетные токи короткого замыкания в точке присоединения;
23
• необходимость определения числа цепей и сечения воздушных линий
электропередачи или кабельных линий от точки присоединения до прием-
ных пунктов предприятия;
• требования к прокладке трасс линий электропередач, учитывающие
перспективы развития энергетических сооружений в данном районе;
• требования к релейной защите, автоматике, изоляции, защите от пе-
ренапряжений на участке от точки присоединения до приемного пункта
электроэнергии предприятия, включая сторону высшего напряжения.
В технических условиях на присоединение могут указываться рекомен-
дуемые мероприятия по компенсации реактивной мощности, требования к
учету электроэнергии и ряд других, связанных со спецификой конкретного
предприятия.
На основании технических условий на присоединение разрабатываются
технический проект внутреннего электроснабжения предприятия и рабочие
чертежи.
Контрольные вопросы
1. Охарактеризуйте составные части энергосистемы.
2. В чем отличие подстанции глубокого ввода от трансформаторной
подстанции?
3. Как классифицируются условия работы электрооборудования?
4. На какие номинальные токи и номинальные напряжения следует ори-
ентироваться при проектировании электроснабжения предприятий и конст-
руировании электрооборудования?
5. Как делятся приемники по характеру использования электроэнергии?
6. В чем специфика отдельных категорий электроприемников?
7. Каковы допустимые перерывы в электроснабжении для потребителей
различной категории по надежности?
8. Перечислите основные требования к построению системы электро-
снабжения.
9. Что такое источник питания?
10. Каковы характерные системы питающих и распределительных линий?
11. Что собой представляют технические условия на присоединение к
энергосистеме?
Глава а ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ 2
2.1. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ.
ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
Основой рационального решения сложного комплекса проектирования
электроснабжения современного предприятия является определение ожида-
емых электрических нагрузок. Значение электрических нагрузок определяет вы-
бор всех элементов системы электроснабжения, а это, в свою очередь, инве-
стиционные вложения, потери электроэнергии и эксплуатационные издержки.
При определении ожидаемых электрических нагрузок возникают опре-
деленные трудности, связанные с вероятностным характером их проявления
и необходимостью прогноза на расчетный период. Эти трудности связаны,
прежде всего, с тем, что нагрузки многих приемников не соответствуют фак-
тическим, а режимы их работы отличны от продолжительного и не связаны
между собой во времени.
Электрическая нагрузка характеризует потребление электроэнергии от-
дельными приемниками, их группой или предприятием в целом. Под элек-
трической нагрузкой в данный момент времени понимается ее действующее
значение, фиксируемое приборами (рис. 2.1). При проектировании и экс-
плуатации систем электроснабжения основными является три вида нагру-
зок: активная мощность Р, реактивная мощность Q и ток I.
Рис. 2.1. Регистре грамма нагрузки для экскаватора
Исходной базой для определения электрических нагрузок является но-
минальная мощность, обозначенная в паспорте электродвигателя, силово-
го, специального трансформатора или на колбе источника света.
Под номинальной мощностью электродвигателя (Лом = Лисп) понима-
ется мощность на валу электродвигателя при номинальном напряжении;
для трансформаторов и источников света — мощность, потребляемая из сети.
27
Под номинальной релактивной мощностью приемника <2НОм подразуме-
вается реактивная мощность, потребляемая из сети или отдаваемая в сеть
при активной номинальной мощности и номинальном напряжении.
Групповая номинальная мощность — это сумма номинальных мощно-
стей отдельных приемников электроэнергии:
п п
^номгр =^ГНОМ; ; (2номгр =ЁбноМ« ' (2-1)
Номинальная мощность приемников зависит от соответствующего ре-
жима работы. Для повторно-кратковременного режима, характеризуемого
продолжительностью включения (ПВ), номинальная мощность определяет-
ся по выражениям
р
1 ном ПКР
паси
ПВ;
Q nvn = Q 5/ПВ
*^ном. ПКР ^пасп v
(2.2)
где ПВ — продолжительность включения электродвигателя при повторно-
кратковременном режиме; Рпасп — номинальная или паспортная мощность
электродвигателя; =^0Mtg<p — номинальная реактивная мощность элек-
тродвигателя.
Для трансформаторов:
^ном.ПКР = ^пасп '/ПВС08фпасп
бном ПКР ~ ^пасп ">/ПВ Sill <Рпасп
Для газоразрядных ламп номинальной мощностью считается мощ-
ность, указанная на колбе или цоколе лампы с учетом потерь в пускорегу-
лирующей аппаратуре.
Номинальные токи определяются аналогично по формулам
(2.3)
^ном ПКР ^'пасп ’ ПВ , ^*ном ПКР
НОМ
ном ^ном
>/зи
v ном
(2.4)
Определение ожидаемых расчетных нагрузок играет определяющую роль
при выборе защитно-коммутационной аппаратуры, сечения и материала
проводников, экономичных способов передачи электрической энергии, то-
пологии сети, местоположения подстанций и т. п.
Увеличение нагрузки вызывает повышенные расходы электроэнергии,
ускоряет износ электрооборудования, предварительное старение изоляции,
снижение надежности системы электроснабжения. Замена же линий и элек-
трооборудования в процессе эксплуатации достаточна тяжела и сложна.
Уменьшение расчетных нагрузок влечет за собой неполное использование
электрооборудования, линий, что в ряде случаев также приводит к потере
электроэнергии.
28
2.2. ПОНЯТИЕ О ГРАФИКАХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
НАГРУЗОК, ИХ ВИДАХ И ПОКАЗАТЕЛЯХ
Графиком нагрузки называется кривая изменения нагрузки во времени
Р = f (t); Q = f (г); / = f 0) • Запись графика нагрузки может быть в виде
непрерывной кривой, но на практике чаще пользуются ступенчатым графи-
ком, полученным по показаниям счетчиков активной (реактивной) энергии,
фиксируемым через определенные равные интервалы времени. Следует раз-
личать индивидуальные и групповые графики нагрузки. Индивидуальные
графики будем обозначатьР, (/); Q, (г); 7, (г). Вследствие однотипности обо-
рудования и повторяемости технологических процессов наблюдается по-
вторение цикличности работы оборудования, поэтому индивидуальные гра-
фики более или менее регулярны.
Степень регулярности учитывается режимами работы электроприемни-
ков, от которых зависит форма графиков нагрузки. Различают три характер-
ных режима работы:
• непрерывный или продолжительный;
• кратковременный;
• повторно-кратковременный.
По виду графиков нагрузки приемники продолжительного режима де-
лятся на две группы:
1. С непрерывным или однородным режимом работы;
2. С неоднородным режимом работы электроприемников, отключаемых
в процессе работы (рис. 2.2, а, 6).
Электроприемники продолжительного режима характеризуются коэф-
фициентом включения:
t_ К
кв = -^— = ±
(2.5)
Рис. 2.2. Графики нагрузки электроприемников:
а — продолжительный непрерывный режим работы; б — продолжительный режим с перерывами; в —
кратковременный режим; г — повторно-кратковременный режим
29
где tB, tn, 1ц — соответственно продолжительность включения, паузы и
цикла.
Величина /ц в этом режиме работы должна быть более 10 мин.
Кратковременный режим характеризуется работой не более 4 мин
(соответственно и нагревом), за чем следует длительный период охлаждения
(рис. 2.2, в).
Повторно-кратковременный режим характеризуется работой не более
4 мин, затем непродолжительное охлаждение при отключенной нагрузке.
Общая продолжительность цикла должна быть не более 10 мин (рис. 2.2, г).
Данный режим работы характеризуется продолжительностью включения
ПВ, которая определяется по формуле
ПВ = —-—100% = —100%. (2.6)
t. +
По виду изменения нагрузки, времени включения tB и пауз tn индивиду-
альные графики (рис. 2.3) делятся на периодические (а), цикличные (б), не-
цикличные (в), нерегулярные (г).
Рис. 2.3. Индивидуальные графики различных типов
Периодические графики отвечают ритмичному производству с одина-
ковыми токами и временем tB, tn, tn. Цикличные графики имеют электропри-
емники поточных линий, время /п и ta у таких графиков изменяется по слу-
чайному закону. Нецикличные графики характерны для электроприемни-
ков, у которых выполняемые операции по времени строго не равны, при
этом tB, tn и tn меняются от цикла к циклу. Нерегулярные графики характер-
ны для технологических процессов с неустановившимся характером рабо-
ты, например бурение скважин.
Первые три типа указанных графиков характеризуются стабильностью
величины потребления электроэнергии W за время цикла. Графики четвер-
того типа характеризуются нестабильностью потребления электроэнергии,
а величины tB и ta — различны.
Групповой график нагрузки слагается из индивидуальных графиков
приемников, входящих в определенную технологическую группу. Взаимо-
30
связь нагрузок отдельных приемников согласно технологическому режиму
работы и типы индивидуальных графиков определяют степень регулярно-
сти групповых графиков. Различают два вида такой взаимосвязи: а) между
значениями нагрузки данного электроприемника в различные моменты вре-
мени; б) между значениями нагрузок двух различных электроприемников в
данный момент времени.
Для периодических графиков (см. рис. 2.3, а), для которых время цикла
/ц равно периоду работы установки, заданное значение Р, (Z) в момент вре-
мени t определяет и значение Р, (z + Az) в последующий момент (z + Az), т. е.
связи здесь жесткие. Наоборот, для цикличного и нецикличного графиков
(см. рис. 2.3, б, в) однозначная связь между величинами P, (z) и P, (z + Az) не
наблюдается, однако при достаточно малых Az эти связи все же сохраняют-
ся, не являясь жесткими и однозначными.
Взаимосвязи между нагрузками в разные моменты времени носят веро-
ятностный характер и называются корреляционными.
Для любого технологического процесса, в котором задействовано раз-
личное оборудование, характерна взаимосвязь нагрузок между различными
приемниками в данный момент времени.
В зависимости от взаимосвязи между нагрузками отдельных приемни-
ков различают:
• приемники, включаемые в сеть только разновременно;
• приемники, включаемые в сеть только совместно, но нагрузки за вре-
мя включения корреляционной связи не имеют;
• приемники, включаемые в сеть только одновременно, нагрузки их же-
стко связаны пропорционально или растут и убывают одновременно;
• независимые приемники, включаемые в сеть как совместно, так и раз-
дельно;
• приемники, включаемые как независимые, но имеющие корреляцион-
ную связь, так как вероятность включения одного зависит от того, включен
ли другой (например, комбайн очистного комплекса включается, если вклю-
чена станция орошения).
Групповые графики нагрузки по степени регулярности подразделяются
на три типа: периодические, почти периодические и нерегулярные. Основ-
ное применение получили первые два типа графиков: первый тип отвечает
строго ритмичному производству при условии, что длительность периодов
1и всех индивидуальных графиков одинакова и совпадает с периодом группо-
вого цикла zu; второй тип — групповой непериодический график — при ус-
тановившемся режиме работы удовлетворяет стабильности расхода элек-
троэнергии.
При построении графиков нагрузки могут использоваться различные ин-
тервалы времени: 15 мин, 30 мин, час, смена, сутки, декада, месяц, год, в со-
ответствии с чем они называются сменными, суточными, декадными, ме-
сячными, годовыми. В разные периоды года суточные графики нагрузки от-
личаются друг от друга, так как характеризуют потребление электроэнер-
гии в летнее и зимнее время (рис. 2.4).
31
Рис.2.4. Суточный график нагрузки
Из годовых графиков нагрузки наи-
более широко используются так назы-
ваемые годовые графики по продолжи-
тельности, в которых все значения мощ-
ности расположены в порядке убывания.
Они показывают продолжительность ра-
боты при данной мощности, а началь-
ная ордината его равна наибольшей на-
грузке (рис. 2.5).
Рис.2.5. Годовой график нагрузки по продолжительности
Площадь, ограниченная суточным графиком нагрузки или графиком
нагрузки по продолжительности и осями координат, в определенном мас-
штабе дает расход активной W& или реактивной Wp энергии за соответст-
вующее время Т (рис. 2.6).
На графиках нагрузки обычно выделяют среднюю, максимальную и
среднеквадратическую мощность, позволяющие установить показатели, ха-
рактеризующие графики нагрузки и учитывающие режим работы электро-
приемников по степени их использования во времени или по мощности.
Отношение расхода электроэнергии к времени дает среднюю активную
32
= — или
T
1
(2-7)
п
1
Основными показателями графика нагрузки являются:
• коэффициент использования, равный отношению средней потребляе-
мой мощности к суммарной установленной мощности,
п
УР
НОМ I
1
(2.8)
Коэффициент использования относится к режиму наибольшей загрузки
приемников и зависит от потери мощности в потребителях и сетях.
• коэффициент загрузки, равный отношению фактической средней на-
грузки ЛрЛбсрО приемника за время включения к номинальной мощности,
(2.9)
Гном i л/ном i
• коэффициент максимума определяется как отношение максимальной
мощности к средней,
=7^ =^=-; (2-ю)
*ср *>ср
• коэффициент заполнения графика, равный отношению средней мощно-
сти к максимальной,
К3 = = К = = _1_ (2.Ц)
а Р к р о к v 7
1 max 2Ymaxa *>max Лтахр
• коэффициент спроса определяется отношением максимальной мощ-
ности к суммарной установленной мощности,
Р Q
К = —Кс = (2.12)
са п ’ СР п ’ v 7
SPH0M< SChom/
1 1
= 5^Р^.а =КтахрКкр' (2.13)
33
Коэффициент спроса является обобщенным показателем, учитывающим
степень загрузки приемников, их коэффициенты полезного действия и ко-
эффициент полезного действия сети, а также режим работы и несовпадение
максимумов нагрузки отдельных потребителей во времени. Отсюда следует,
что Кс выше для потребителей с продолжительным режимом, чем для по-
требителей с кратковременным и повторно-кратковременным режимами.
Число часов максимума нагрузки, равное отношению расхода электро-
энергии за соответствующее время к величине максимума нагрузки,
Wa рч>т Т
Т = —^- =----?---= —-—=К Т,
Иа р к р к за
Гmax /Ymaxa ^cp ^maxa q
T = K T или T = — 8760.
И p Л p IllaA
Коэффициент формы графика, равный отношению средней квадратич-
ной нагрузки Рек (бек) к средней нагрузке,
к - ^ск
Фя р
гср
к*р
(2.15)
Средняя квадратичная нагрузка определяется по формулам
(2.16)
где п =----число интервалов, на которые разделен график.
Этот коэффициент характеризует неравномерность графика во времени;
свое наименьшее, равное единице, значение он принимает при неизменной
во времени нагрузке. Он может быть стабилен для каждого данного типа
предприятия.
Коэффициент разновременности максимумов нагрузки есть отношение
суммарного расчетного максимума активной мощности узла системы элек-
троснабжения к сумме расчетных максимумов активной мощности отдель-
ных групп приемников, входящих в данный узел,
р
, _ 1 тахЕ
рм
УР
" расч i
(2.17)
34
Этот коэффициент характеризует смещение максимумов нагрузки от-
дельных групп приемников во времени, что способствует снижению общего
суммарного максимума по сравнению с суммой максимумов отдельных
групп приемников. Коэффициент < 1, его значение определяется отрас-
левыми нормативами. При расчетах принимают КрМд = 0,85 ->• 1,0 для линий
напряжением выше 1 кВ системы внутреннего электроснабжения и КрМд =
= 0,95 -е-1,0 для шин ГПП и ЛЭП внешнего электроснабжения.
Приведенное число приемников группы различных по номинальной мощ-
ности и режиму приемников одинаковой мощности, которое обусловливает
ту же расчетную нагрузку, что и рассматриваемая группа различных по но-
минальной мощности и режиму работы приемников,
«пр
п о
у Р
1 но
1
(2.18)
где Рном.» — номинальная мощность ьго приемника.
Пример: На подстанции, начиная с 0 до 24 ч, через час снимались показания счетчика
активной энергии (кВт): 3600; 3200; 3200; 3500; 3300; 3400; 3500; 4000; 4800; 5600; 6000; 5800;
4800; 5200; 5300; 4700; 5200; 5600; 6000; 5800; 5300; 4600; 4100; 3700. Построить суточный гра-
фик нагрузки, определить коэффициент заполнения суточного графика, коэффициент макси-
мума, число часов использования максимальной нагрузки и количество электроэнергии, пе-
реданное через подстанцию в течение суток (рис. 2.7).
Решение.
1. Определяем среднюю нагрузку:
п
ypt
р 1 1 1 36OO1 + 32QO-1 + 32QO1+35OO1 + 33OO1 + 34OO-1 + 35OO1+4OOQ-1+48QQ-1 + 56OO-1 +
с₽ £, 1+1+1+1+1+1+1+1+1+1+
+6000 1+5800 1+4800 1+52004 + 5300 1+4700 1 + 5200 1+5600 1+5800 1 + 6000 1+5300 1+4600 1 +
+1 + 1 + 1 + 1 + 1 + 1 + 1 + 1 + 1 + 1 + 1 + 1 +
+4100-1 + 3700-1
-------------= 4591,7 кВт.
+1 + 1
2. Коэффициент заполнения графика нагрузки:
_Р„ .4591,7
Л =-----=------=
6000
Рис. 2.7. Суточный график нагрузки подстанции
35
3. Коэффициент максимума:
кмо =—= 6О99- = 1,зоб.
Рср 4591,7
4. Число часов использования максимума нагрузки:
Р 4591 7
Т = — 8760 =----------8760 = 6703 ч.
6000
5. Количество электроэнергии, переданное через подстанцию в течение суток:
W
Р^ =—; W = Рт 7 = 4591,7-24 = 110200,8 кВт-ч.
ср yi а ср
2.3. МЕТОДЫ РАСЧЕТА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
2.3.1. Понятие о расчетной нагрузке
Расчетная величина электрической нагрузки определяет основные тех-
нические решения по построению системы электроснабжения.
При определении нагрузки в системе электроснабжения рассматрива-
ются шесть уровней распределения приемников и электроустановок, разли-
чающихся характером электропотребления и соответственно, способом рас-
чета электрических нагрузок:
I уровень — линии электрической сети, связывающие отдельные прием-
ники с распределительными пунктом, откуда они получают питание;
II уровень — распределительные сети напряжением до 1 кВ, обеспечи-
вающие связь распределительных щитов, щитов управления, вводно-распре-
делительных устройств (ВРУ), а также магистральные шинопроводы;
III уровень — включает щит низкого напряжения трансформаторной
подстанции 6(10) /0,4 кВ или сам трансформатор;
IV уровень — шины РП 6 (10) кВ и линии, подходящие к ним, при от-
сутствии указанных РП — уровни IV и V — одинаковы;
V уровень — шины низшего напряжения ГПП, ПГВ, опорной подстан-
ции района;
VI уровень — граница раздела предприятия и энергосистемы.
Поскольку закон изменения нагрузки во времени достаточно сложен и
уравнение теплового баланса также сложно, выбор сечения проводников по
нагреву производят не по максимальной температуре перегрева, а по рас-
четной нагрузке 7раСч. В качестве расчетной нагрузки принимают среднюю
нагрузку по активной мощности
1 Г+Д/
Рржч =4- J P(t)dt, 0<t<T-bt
Ш t
за период реализации Т, связанный с постоянной времени нагрева Тн. Ус-
ловно принимают Тн = 10 мин, тогда Д t = ЗТ = 30 мин, что определяет по-
нятие получасового максимума Ртм, являющегося основой всех расчетов.
Для проводников и электрических аппаратов любого назначения в ка-
честве расчетной принимают получасовой максимум. Это объясняется тем,
36
что постоянная времени нагрева проводников сравнительно невелика (ми-
нуты) и они за короткий срок нагреваются до установившейся температуры.
Эта же величина принимается для определения уровней напряжения в узлах
нагрузки и отклонений напряжения на зажимах приемников. При выборе
трансформаторов исходят из того, что их постоянная времени нагрева дос-
таточно велика (часы) и они допускают перегрузку в часы максимума в за-
висимости от продолжительности работы с неполной нагрузкой в осталь-
ное время суток.
Таким образом, для правильного выбора всего комплекса оборудова-
ния и линий питания необходимо знать получасовой максимум нагрузки, ко-
торый в дальнейшем будем называть расчетным максимумом. Помимо вы-
бора электрооборудования его величина определяет объем электропотреб-
ления, вопросы присоединения к энергосистеме, капитальные вложения и
штатное расписание.
2.3.2. Средние нагрузки
Для приемников первого уровня определяют только средние нагрузки
за наиболее загруженную смену Рсы и £2См.
Расчеты участковых (цеховых) нагрузок на всех уровнях до трансфор-
маторных подстанций (участковых) проводятся по расчетным коэффициен-
там с последующей привязкой расчетной нагрузки по удельным расходам
электроэнергии.
Средние нагрузки за наиболее загруженную смену силовых приемников
с одинаковыми режимами работы определяются по формулам
Р = К Р
1 CM И 1 НОМ ’ ^2 j Q)
Сем =ArHPHOMtg(PcM •
Реактивные нагрузки приемников с опережающим током (синхронные
машины, батареи конденсаторов) принимаются со знаком минус.
Для группы конденсаторов средняя реактивная мощность:
(и Y
U факт
Q =Q ------------- .
^СМ К *^НОМ К Y J
НОМ J
Для нескольких групп приемников разного режима:
Рсм=£дм<-; СС„=£ССМ1. (2-20)
1 1
Если известен годовой расход активной Wa г и реактивной Wp г электро-
энергии, то средние нагрузки могут быть определены по формулам
где 77—число часов работы предприятия за год; а — годовой коэффициент
энергоиспользования, учитывающий неравномерность нагрузки по сменам,
37
сезонные колебания нагрузки, а также работу в предпраздничные и празд-
ничные дни.
Расчетные коэффициенты силовых нагрузок для горно-добывающей
промышленности приведены в табл. 2.1.
Таблица 2.1
Расчетные коэффициенты электрических нагрузок электроприемников
Электроприемники Коэффициенты
/Си COS ф Кс
Компрессоры стационарные мощностью, кВт:
до 200 0,75 0,75 0,8
до 400 0,8—0,85 0,8 0,85
выше 400 Насосы мощностью, кВт: 0,9 0,8 0,95
до 50 0,7 0,75 0,7
до 200 0,75 0,8 0,8
до 500 0,8 0,8 0,85
выше 500 0,9 0,85 0,9
Вакуум—насосы 0,8 0,85 0,95
Вентиляторы местного проветривания Вентиляторы главного проветривания мощностью, кВт: 0,65 0,8 0,7
до 200 0,7 0,8 0,8
до 800 0,8 0,8 0,9
выше 800 0,9 0,85 0,95
Толкатели, опрокидыватели, качающиеся площадки, шахт- ные двери, бункерные затворы, скреперные лебедки мощно- стью до 15 кВт и выше, лебедки маневровые, откаточные, подъемные до 200 кВт 0,5—0,6 0,65 0,5—0,7
Подъемы мощностью, кВт: 0,65 0,75 0,75
до 1000 0,7 0,8 0,75
до 2000 выше 2000 0,8 0,8 0,95
Погрузочные машины 0,65 0,65 0,7
Экскаваторы одноковшовые с приводом на постоянном то- ке по системе генератор—двигатель на добыче и на вскрыше 0,65 — 0,7—0,75
Экскаваторы одноковшовые с приводом на переменном токе 0,65 — 0,44—0,8
Экскаваторы одноковшовые Землесосы и песковые насосы мощностью, кВт: 0,75 — 0,6—0,8
до 50 0,8 0,8 0,8
выше 50 0,85 0,8 0,9
Дробилки — агрегаты крупного дробления, щековые и ко- нусные с двухдвигательным приводом, дробилки конусные крупного дробления с однодвигательным приводом, дро- билки конусные и щековые среднего дробления, одновалко- вые и четырехвалковые дробилки мелкого дробления 0,7 0,75 0,75—0,8
Питатели пластинчатые и тарельчатые, лотковые тяжелые (мощностью выше 10 кВт), классификаторы спиральные 0,7 0,8 0,8
38
Окончание табл. 2.1
Электроприемники Коэффициенты
Кн COS ф Кс
Питатели ленточные, барабанные, лотковые (мощностью до 10 кВт), грохоты разные 0,6 0,72 0,7
Конвейеры легкие мощностью до 4,5 кВт, питатели реа- гентные, лебедки 0,65 0,65 0,7
Конвейеры тяжелые с шириной ленты до 1400 мм, шнеки, элеваторы, механические топки, питатели пластинчатые и тарельчатые 0,7 0,75 0,8
Конвейеры сверхтяжелые с шириной ленты 1600 — 2000 мм 0,8 0,85 0,8
Элеваторы — шнеки 0,7 0,75 0,75
Электровибрационные механизмы 0,6 0,65 0,7
Вагоноопрокидыватели 0,45 0,5 0,5
Средняя нагрузка для осветительной сети принимается равной макси-
мальной:
^СМОСВ = ^С Х^НОМОСВ! > (2.22)
1
где Рном ocb.j — установленная мощность светильника с учетом потерь в пус-
корегулирующей аппаратуре.
О = Р tg(p , (2.23)
ОСВ. см ОСВ о тем ОСВ ’
где Фсмосв—коэффициент реактивной мощности.
Если известны удельные нормы расхода электроэнергии, годовой рас-
ход электроэнергии определяется по формуле:
Wr =^уд А,
(2.24)
где Жуд — удельный расход электроэнергии; А — выпуск продукции за рас-
сматриваемый период.
При отсутствии удельных норм годовой расход может быть определен
по выражениям:
waT ;
^Г=аесмгг.
(2.25)
Годовой расчет энергии для освещения:
W =Р Т
а г осв см осв max осв ’
W -Q Т ,
р г осв ^см осв max осв ’
(2.26)
где Ттах осв — годовое число часов использования максимума осветительной
нагрузки.
39
2.3.3. Методы определения расчетных нагрузок
Методы определения расчетных нагрузок условно можно разделить на
две группы:
1) интерполяционные и эмпирические — расчет нагрузок по техниче-
ским нормам; по расходу электроэнергии и числу часов использования мак-
симума; по коэффициенту спроса и др.;
2) вероятностные — метод упорядоченных диаграмм, статистический
метод, метод вероятностного моделирования графиков нагрузки.
Метод технологического графика основан на определении расчетной
нагрузки по групповому графику, построенному наложением и суммирова-
нием индивидуальных графиков, известным по условиям технологического
процесса. Этот метод требует знания индивидуальных графиков нагрузки и
их относительных сдвигов во времени.
Метод удельного расхода электроэнергии заключается в определении
расхода электроэнергии по формуле (2.24), а максимальная расчетная на-
грузка определяется как:
(2-27)
Данный метод рекомендуется применять для электроприемников, инди-
видуальные и групповые нагрузки которых неизменны или мало меняются
во времени.
Метод удельной нагрузки на единицу производственной площади за-
ключается в определении расчетной нагрузки группы электроприемников,
размещенных на площади F:
Pfac4=yF, (2.28)
где у—удельная плотность нагрузки (кВт/м2).
Данный метод используют для ориентировочных расчетов на стадии
проектного задания при равномерно распределенной нагрузке по производ-
ственной площади.
Метод коэффициента спроса широко распространен и позволяет полу-
чить расчетную нагрузку по номинальной мощности и значению коэффици-
ента спроса (см. табл. 2.1).
Физический смысл коэффициента спроса можно уяснить из выражения:
К = *<,*,,
где Ко — коэффициент одновременности работы приемников; К3 — коэф-
фициент загрузки.
Расчетная нагрузка для группы однородных приемников по режиму ра-
боты определяется по формулам:
40
J — Кг :
расч св ном ’
) = Р tg ф:
-'расч * расч с> т
(2.29)
где Кс — коэффициент спроса определенной группы приемников; tg <р — со-
ответствует характерному для данной группы приемников cos <р.
Расчетная нагрузка узла системы электроснабжения определяется сум-
мированием расчетных нагрузок отдельных групп приемников, входящих в
данный узел (участок, цех, предприятие), с учетом коэффициента участия в
максимуме нагрузок Кри (коэффициент разновременности):
(2.30)
где ЕРрасч. и £2Расч. — соответственно сумма расчетных активных и реак-
тивных нагрузок отдельных групп приемников, определяется по (2.29); ХрМ —
коэффициент разновременности или участия в максимуме нагрузки (см.
разд.2.2).
Метод упорядоченных диаграмм (метод коэффициента максимума и ис-
пользования номинальной мощности). При отсутствии достоверных дан-
ных об удельных расходах электроэнергии максимальные расчетные на-
грузки на всех уровнях электроснабжения, включая трансформаторы и пре-
образователи, определяют по формуле
расч 2Ymax и 1 ном ’
(231)
где /Сщах — коэффициент максимума нагрузки, определенный по кривым
(рис. 2.8) в зависимости от значения группового коэффициента использова-
ния за наиболее загруженную смену и эффективного числа приемников в
группе «эф; Кн — коэффициент использования электроприемников.
Под иЭф понимается такое число однородных по режиму работы элек-
троприемников одинаковой мощности, которое обусловливает то же значе-
ние расчетного максимума нагрузки, что и группа различных по мощности
и режиму работе электроприемников, определяется по выражению
(2.32)
При достаточно большом числе групп ЭП допускается считать Пэ$ = п
при числе электроприемников в группе п > 4 и соблюдении отношения
ном шах
ном шах
т =-------------<
(2.33)
ном mm
41
Рис. 2.8. Кривые коэффициентов /Стах для коэффициентов использования Хи в зависимости от Иэф
При т > 3 и Ки > 0,2 эффективное число электроприемников может быть
определено по выражению
2IX
1
(234)
Если полученное значение иЭф > п, то принимают «эф = п.
При Кк < 0,2 эффективное число находят по графикам (рис. 2.9)
Рис. 2.9. Графики для определения эффективного числа ЭП
42
Порядок определения «эф следующий:
а) выбирается наибольший по мощности электроприемник данного уз-
ла нагрузки;
б) выбираются наиболее крупные ЭП, номинальная мощность каждого
из которых равна или больше половины мощности наибольшего ЭП;
в) подсчитывается их число щ, их мощность PHOmi, а также суммарная
мощность всех ЭП группы РНОм;
ч п ^ЯОМ 1
г) находят значения п, =—; Р„ =-.
п Рти
По полученным значениям и,иР, и графикам (см. рис. 2.8) находят Иэф»,
а Иэф = «эф* п.
Для ЭП в продолжительном режиме работы с практически постоянным
графиком нагрузки, у которых К„ > 0,6 и Кв = 1, значение = 1, а расчет-
ный максимум:
Ррасч = ^гаах Рном • (235)
К таким приемникам относятся вентиляторные, насосные, компрессор-
ные установки, шаровые мельницы и т. п.
Если от нагрузки получают питание ЭП с переменным и практически
постоянным графиком нагрузки, то расчетные нагрузки таких ЭП опреде-
ляются отдельно, а суммарная расчетная нагрузка узла — сложением нагру-
зок указанных групп.
Более точным является статистический метод, использующий две инте-
гральные характеристики: генеральную среднюю нагрузку Рср и генераль-
ное среднее квадратическое отклонение с = ^DP , где дисперсия DP прини-
мается из того же интервала осреднения.
Максимум нагрузки определяется по формуле
Pma=PCf+^, (236)
где (3 — статистический коэффициент, который зависит от закона рас-
пределения И ПРИНЯТОЙ ВерОЯТНОСТИ превышения Ртах’,
° = л/Рск -^ср
Если известен коэффициент формы графика нагрузки, то:
o = PCD Jk* -1.
ср V ф
Поскольку Хф определяется из графика нагрузки, то на практике часто
организуют сбор статистических данных по нагрузкам, отработав которые
получают математическое ожидание Рср и дисперсию.
Значение 0 принимают различным в зависимости от принимаемой ве-
роятностной ошибки.
Этот метод позволяет достаточно точно определить значение заявленной
мощности предприятия в часы прохождения максимума в энергосистеме.
43
Метод вероятностного моделирования графиков нагрузки заключается в
оценке вероятностного характера последовательных случайных изменений
суммарной нагрузки групп электроприемников во времени, позволяющий
получить автокорреляционную; взаимно-корреляционную функцию и дру-
гие параметры. Основными характеристиками случайного процесс нагрузки
является математическое ожидание, закон распределения и корреляционная
функция.
Если закон распределения нагрузки нормальный, то нормальным будет
и закон распределения осредненного графика нагрузки, поскольку случайный
процесс, проходящий через линейную систему, не изменяет свой закон распре-
деления. Примером такого подхода применительно к построению графика на-
грузки может служить характерный годовой график нагрузки экскаватора ЭШ-
10/70 и гистограмма годовых нагрузок (рис. 2.10, а, б). Данный метод весьма
перспективен для выравнивания графика нагрузки предприятия и управле-
ния режимами электропотребления.
Рис. 2.10. Годовой
график нагрузки экс-
каватора (а) и гисто-
грамма годовых на-
грузок (6)
2.3.4. Пиковые нагрузки
Пиковой нагрузкой одного из ЭП или группы называется кратковремен-
ная нагрузка (продолжительность 1+2 с.), вызванная пуском электродвигателя,
электросваркой и пр. Такая нагрузка характеризуется частотой ее появления.
Пиковый ток группы приемников, работающих при отстающем токе,
определяется по выражению
^'птпах v max ^’ном max
(2.37)
44
где znmax — пусковой максимальный ток электродвигателя в группе; Zmax —
ток максимальной нагрузки всех ЭП; iH0M — номинальный ток электро-
двигателя с максимальным пусковым током.
Максимальным или пусковым током одного ЭП может быть пусковой
ток асинхронного электродвигателя с короткозамкнутым ротором или син-
хронного; пусковой ток двигателя постоянного тока или АД с фазным ро-
тором при 1п =2,5 /ном; пиковый ток сварочных трансформаторов (при от-
сутствии заводских данных не менее 3-х кратного номинального).
При малом числе ЭП в группе и большом расхождении их мощностей и
cos (р пиковый ток определяется по выражению:
i =i + К
п nmax max
7(Рсм “ Рем )2 +(0см ~9см )2
(2.38)
’Мом
где Рем, Qcm — активная и реактивная мощности всей группы за наиболее за-
груженную смену; рсм, <?см — активная и реактивная мощности ЭП, потреб-
ляющего наибольший пиковый ток in max; A^max — коэффициент максимума
(для всей группы).
При самозапуске в качестве пускового принимается пусковой ток всех
участвующих в самозапуске электродвигателей.
При наличии ЭП с ударным характером нагрузки пиковый ток опреде-
ляется специальным расчетом, а для установок с циклическим характером
производства определение пускового тока производится на базе исследова-
ния графиков нагрузки.
2.3.5. Потери мощности и энергии
Потери мощности и энергии в основных элементах системы электро-
снабжения (линии, трансформаторы, реакторы) необходимо учитывать не
только при определении расчетных нагрузок, но и при выборе вариантов
электроснабжения.
Полные потери активной (кВт) и реактивной мощности (квар) в линиях
определяются по формулам
ДРа =3/2Т?-10'3 ;
(2.39)
де=з/2х1о_з,
где R, X — активное и реактивное сопротивление линии, Ом; I — ток на-
грузки, А.
Потеря активной мощности при передаче по линии реактивной мощно-
сти выражается формулой
О2
&Рр = 3 (/sin <р)2 R • 10’3 = =-^R • 10’3. (2.40)
45
Потери активной (кВт-ч) и реактивной (квар-ч) энергии при переменной
нагрузке определяют по формулам
= 3llRT = 3K2^RT = 31^RTn ;
^Wp = 3I2KXT = 3K2pPXT = 3I2nmXTn ,
где /ср, /max, Лк—средний, максимальный, и среднеквадратичный токи, А; Тп
— число часов максимума потерь, равное отношению действительной поте-
ри энергии к потери мощности при максимальном токе.
Число часов Т„ можно определить в зависимости от числа часов ис-
пользования максимума нагрузки Ти (рис.2.11).
Потери активной и реактивной мощности в трансформаторах находят
по выражениям:
ДР = ДР„ + р2ДРю ;
, (2-42)
Д0 = Дбхх +Р2Д<2О ,
где ДРхх и ДРкз — активные потери холостого хода и короткого замыкания в
трансформаторе при номинальной нагрузке; Р — коэффициент загрузки
трансформатора; Д Q™ — реактивные потери холостого хода, величина ко-
торых в относительных единицах численно равна току холостого хода транс-
форматора; Д бю — реактивные потери в меди трансформатора, численно
равные в относительных единицах напряжению короткого замыкания.
Соответственно потери активной и реактивной энергии
wa =ДРтаТ + Р2ДРоТп ;
(2-43)
=bQmT+tflLQoTB ,
где Т — годовое число часов включения трансформатора.
Потери активной и реактивной мощности в реакторах:
Д Р = 3 АГ2 Д Рном ;
де=3 к2 де™ .
(2.44)
где ДРном, ДбНОМ активные и ре-
активные потери мощности в од-
ной фазе реактора при номиналь-
ной нагрузке; Кз — коэффициент
загрузки реактора.
Рис. 2.11. Зависимость числа часов Тп
максимума потерь от числа Ти часов ис-
пользования максимума нагрузки при
различных значениях cos (р
46
Откуда потери активной и реактивной энергии:
и; =ЬРТ„ ;
wp =±QTn .
(2.45)
2.4. МОДЕЛИ УЧЕТА РОСТА
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
2.4.1. Проблема электрической энергии
и расчет лимитов мощности
С целью контроля за рациональным потреблением электрической энер-
гии предприятия распределяют установленные лимиты потребления элек-
троэнергии по месяцам квартала.
Порядок расчета суточного и месячного плана потребления электро-
энергии может быть предложен следующий:
1. Определяют среднее потребление электроэнергии за рабочий день
аналогичного квартала предыдущего года по формуле
W
Wpnp=^\ (2.46)
ПР пр
где Ир. Пр. ф — фактическое суммарное потребление электрической энергии
за рабочие дни аналогичного квартала прошедшего года; ир. пр — число ра-
бочих дней указанного квартала.
2. Определяют среднее потребление электроэнергии за выходные и празд-
ничные дни аналогичного квартала прошедшего года по формуле
ш
WBnp=-^> (2.47)
71 пн
в. пр
где W». пр. ф — фактическое потребление электроэнергии в выходные и празд-
ничные дни за оговоренный период; ив. пр — число выходных и праздничных
дней.
3. Определяется коэффициент снижения потребления электроэнергии в
выходные и праздничные дни по отношению к рабочим дням по формуле
W
К, =-^. (2.48)
^.пр
4. Устанавливают количество условных рабочих дней в рассматривае-
мом квартале по формуле
«у=«р+^в<> (2-49)
где nJ, — число рабочих дней в рассматриваемом квартале; п‘в — число вы-
ходных и праздничных дней; i—индекс соответствующего квартала.
47
5. Определяют предполагаемое потребление электроэнергии за рабочий
день рассматриваемого квартала по формуле
IV'
W' = — , (2.50)
"у
где —квартальный лимит потребления электрической энергии.
6. Находят величину потребления электроэнергии в выходные и празд-
ничные дни по формуле
w'=k,w;. (2.51)
7. Рассчитывают потребление электроэнергии за каждый месяц рассмат-
риваемого квартала по формуле
WJ = W‘ п' + W‘ п]в, (2.52)
где Ир — число рабочих дней ву'-ом месяце рассматриваемого квартала; п]ъ
— число выходных и праздничных дней за тот же период;./ = 1, 2, 3,..., 12 —
месяц года.
С целью более рационального использования электроэнергии предпри-
ятие может переносить неиспользованные лимиты с первого (второго) на
второй (третий) месяцы квартала.
При превышении предприятием установленных месячных лимитов по-
требления электроэнергии за всю энергию, израсходованную сверх лимита,
взимается повышенная плата в установленном порядке.
Лимиты мощности устанавливаются потребителям на часы максимума
активной нагрузки энергосистемы, что является пределом потребления мощ-
ности в эти часы. В остальное время суток (вне часов максимума) потреби-
телям разрешается превышать установленный лимит до величины, не пре-
вышающей суточный план потребления электроэнергии (кВт-ч).
Лимиты мощности предприятиям определяются из поквартальных ли-
митов потребления электроэнергии. В случае превышения установленного
лимита мощности в течение 30 мин и более энергосистема имеет право на
частичное или полное отключение предприятия от сети с сохранением тех-
нологической и аварийной брони электроснабжения. Исключение состав-
ляют предприятия, на которых не допускается кратковременных перерывов
в подаче электроэнергии.
Исходными данными для расчета установленного лимита мощности яв-
ляются: суточный график нагрузки за режимный день предыдущих трех лет
с наивысшим коэффициентом заполнения суточного графика нагрузки в ча-
сы максимума энергосистемы; суточный план потребления электроэнергии
48
Для первого и четвертого кварталов Кз суточного графика в часы мак-
симума принимают по графику нагрузки режимного дня декабря, а на II и
III кварталы — за режимный день июня.
Среднесуточная нагрузка за режимный день определяется как
где Жреж— потребление электроэнергии за режимный день (кВт-ч).
Если известны коэффициенты заполнения суточного графика в утрен-
ние в вечерние часы, а также суточное потребление электроэнергии И7' (см.
формулу (2.50)), то лимиты мощности определяют по выражениям
W'
I _ рсут _
лим п 24 К „ ’
3 п (2.54)
W'
рсут
7 лим веч - А
24 К3 веч
Рассчитываемые лимиты используются при заключении договора на
пользование электроэнергией с энергоснабжающей организацией.
Иногда установленные лимиты мощности могут отличаться от рассчи-
танных. Это объясняется тем, что совмещенный максимум лимитов оказы-
вается больше величины разрешенной максимальной нагрузки лимитируе-
мых по электрической мощности потребителей.
2.4.2. Определение заявленной потребителем активной
мощности, участвующей в максимуме нагрузки энергосистемы
Значения активных мощностей потребителей Ршах (максимальной) и фак-
тической Рф весьма влияют на величину стоимости электроэнергии. Чем
меньше расхождение между ними, тем меньше расхождение между плани-
руемой и фактической платами за электроэнергию. Превышение фактиче-
ской мощности Рф над указанной Ртах в договоре с энергоснабжающей ор-
ганизацией делает затруднительным прохождение периодов максимума на-
грузки энергосистемы.
Прогнозирование максимальной мощности (краткосрочное) можно вы-
полнить различными методами: регрессивным; коэффициентов темпа роста;
равных сумм; удельных расходов электроэнергии; с применением коэффи-
циента максимума.
Для предприятий добывающих отраслей наиболее удовлетворительные
результаты дает вероятностно-статистический метод. При нормальном за-
коне распределения, которому в большинстве случаев подчиняются макси-
мальные мощности промышленных предприятий, заявляемая максимальная
активная нагрузка определяется по выражению
49
Р =Р +3п
2 max 1 max “-''-'max’
(2.55)
где Ртах — математическое ожидание получасовой максимальной мощности
предприятия за аналогичный квартал прошедшего года; — среднее квад-
ратическое отклонение максимальной получасовой мощности от математи-
ческого ожидания.
Поскольку планируемый расход электроэнергии отличается от фактиче-
ского за тот же период прошедшего года, то
(2.56)
Порядок расчета может быть рекомендован следующий:
1) рассчитывают математическое ожидание нагрузки
где п — принятое число измерений;
2) определяют отклонение каждого из фактических значений макси-
мальной мощности
А^пах = “Ртах , («7 = 1, 2, ... п);
1шл Чгт \ '
(2.58)
3) находят среднее квадратическое отклонение
ЦРфт - Ртах
п — 1
4) определяют коэффициент Kw и по формуле (2.56) — значение заяв-
ленной мощности Ртах.
Очевидно, что точность результата и объем вычислений будут зависеть
от количества измерений фактической мощности, обеспечивающих довери-
тельную вероятность.
2. 4.3.Общие положения по регулированию графиков нагрузки
Постоянное изменение графиков нагрузок энергетических систем вызы-
вает необходимость их выравнивания. Какие бы мероприятия экономиче-
ского и технического характера не внедрялись, стоимость электроэнергии
при неравномерном графике выше, чем при равномерном.
Промышленные предприятия являются основными источниками вы-
равнивания графиков, поэтому энергосистема указывает им часы своего
50
максимума, стимулируя определенным образом снижение потребления ак-
тивной и реактивной нагрузок предприятиями в эти часы.
Потребители, которые без существенного ущерба для технологического
процесса и производства в целом могут быть использованы для регулиро-
вания режима электропотребления, называются потребителями-регулятора-
ми (П-Р).
В зависимости от типа графика нагрузки энергосистемы П-Р делятся на
три группы: суточные, обеспечивающие регулирование суточных графиков
нагрузки; сезонные, обеспечивающие регулирование в часы максимума
нагрузки энергосистемы в годовом графике нагрузки; комбинированные,
работающие часть года как сезонные, а другую часть года — как суточные
П-Р.
По экономической эффективности П-Р делятся, в свою очередь, на че-
тыре рода.
Регулирование потребляемой мощности в часы максимума нагрузки энер-
госистемы может производиться в следующей последовательности:
1) определяется глубина регулирования 30-минутной мощности за оче-
редной квартал по графикам предприятия прошедшего года как
Ы> = Р™-Р^а, (2-59)
где Ртах и Pmin — соответственно максимальная и минимальная 30-минутная
мощность предприятия за рассматриваемый период (кВт);
2) устанавливаются потребители, работающие в период максимума, и
степень их участия в производственном процессе;
3) прогнозируют и рассчитывают 30-минутную мощность предприятия
на очередной квартал;
4) разрабатывают оптимальные планы-графики регулировочных меро-
приятий, внедрение которых способствует выравниванию графиков нагрузки.
В зависимости от длительности, на которую они вводятся, регулирово-
чные мероприятия можно разделитель на постоянно действующие в течение
всего года и действующие в осенне-зимний период, когда резко возрастает
потребление электроэнергии. Последние, в свою очередь, могут быть посто-
янно действующими в часы максимума нагрузки энергосистемы и действу-
ющими только в часы максимума нагрузки, причем время действия зависит
от продолжительности максимальной активной нагрузки, превышающей ли-
мит на этот период времени.
Регулировочные мероприятия в зависимости от экономической эффек-
тивности включают: перенос начала смены на другое время, организацию
ремонтных и профилактических работ в часы максимума нагрузки энерго-
системы; полное или частичное отключение отдельных энергоемких потре-
бителей в часы максимума в соответствии с разработанным графиком; ис-
пользование технологических емкостей с целью избежания нарушения не-
прерывности технологического процесса из-за частичного отключения
отдельных электроприемников в часы максимума энергосистемы.
51
Мероприятия, требующие дополнительных капитальных вложений, реа-
лизуются при частичной или коренной реконструкции предприятия (напри-
мер, сооружение дополнительных аккумулирующих емкостей; установка но-
вого оборудования и т.п.).
При выявлении потребителей-регуляторов и разработке мероприятий
по снижению максимальной активной нагрузки предусматривают: сниже-
ние получасовых максимальных значений реактивных нагрузок в часы мак-
симума активной нагрузки от фактического значения <2ф до оптимального
2э>; поддержание фактического значения реактивной нагрузки равного оп-
тимальному 2ф2 = бэг; а также регулируют электропотребление до установ-
ленных лимитов. Введение таких мероприятий требует контрольного об-
следования предприятий, которое проводится опытными специалистами.
При контрольном обследовании изучают функции энергетического хо-
зяйства предприятия; схему электроснабжения и приемники электроэнер-
гии; информацию об электропотреблении и надежности системы электро-
снабжения; характеристику основных технологических объектов; объемы ак-
кумулирующих емкостей и время их заполнения; фиксируются наиболее
энергоемкие потребители, а также те, которые допускают перерывы и могут
быть использованы в качестве П-Р.
Последовательность введения регулировочных мероприятий:
1. Нахождение ориентировочной суммарной мощности предприятий,
которая подлежит отключению в часы максимума в целях снижения макси-
мальной нагрузки до лимитированного значения Рптл
ХРОТК =Ргаах ~РЛИЫ , (2.60)
где Ртах — заявленное потребителем значение максимальной получасовой
активной мощности (указывается в договоре с энергоснабжающей органи-
зацией).
Для определения длительности отключения AZi, Д/г, и т. д. необходим
суточный график активной нагрузки предприятия в режимный день осенне-
зимнего периода, на который наносятся продолжительности контроля мак-
симальных нагрузок--/max. ут, ^тах. веч и значение РЛИм. Тогда уточненное зна-
чение отключаемой мощности определится как
SPOTK =РФ -Рлим =Рорг +Рп_р , (2.61)
где Рф — фактическое значение максимальной получасовой активной мощ-
ности, снятое с характерного суточного графика нагрузки режимного дня в
часы максимума энергосистемы; Рорг — величина снижаемой максимальной
нагрузки из-за организационных мероприятий; Рп-р — величина снижения
максимальной нагрузки при отключении потребителей — регуляторов.
2. Определение максимально возможного времени отключения наибо-
лее энергоемких электроустановок или групп П-Р.
3. Вычисление значения возможного снижения максимальной нагрузки
предприятия Рп-р при отключении П-Р, определяемой суммой активных
52
мощностей (Рс" , Рс' , Рс ), потребляемых из сети потребителями, одновре-
менно отключаемыми в часы максимума энергосистемы;
4. Определение наибольшего значения подлежащей отключению мощ-
ности SPotk ежеквартально после установления значения лимитированной
мощности Рлим на каждый месяц квартала.
Так как режимы работы электроприемников определяются технологи-
ческими и организационно-техническими мероприятиями, то качественно
новым этапом регулирования электропотребления является создание ком-
плексов потребителей регуляторов мощности (П-РМ), под которыми пони-
мается совокупность электроприемников, управляемых в режиме «внепико-
вого» электропотребления с целью формирования оптимальных суточных
графиков нагрузки предприятия с учетом всех факторов.
Наиболее эффективным, например, для шахт является снижение актив-
ной нагрузки в часы максимума энергосистемы за счет использования водо-
отливных установок , которые отличаются большой суммарной мощностью
электропривода и продолжительным режимом работы с практически неиз-
менной нагрузкой.
2.4.4. Прогнозирование электрических нагрузок и электропотребления
При проектировании системы электроснабжения (СЭС) необходимо учи-
тывать динамику изменения электрических нагрузок из-за развития пред-
приятия и самой СЭС во времени. Поэтому планирование потребляемой
мощности невозможно без предварительного анализа и оценки ожидаемых
нагрузок, а также режимов электропотребления.
Прогнозирование может быть кратко-, средне- и долгосрочным. Крат-
косрочное прогнозирование исходит из текущего планирования и охваты-
вает период до года, что приемлемо для прогноза суточных и годовых гра-
фиков нагрузки.
Среднесрочное прогнозирование охватывает период в 5—10 лет, преду-
сматривает возможность реализации всех имеющихся технических решений,
основанных на прогнозах нагрузок по предприятиям.
Долгосрочное прогнозирование охватывает период до 20 лет и харак-
терно для развития хозяйства (отрасли) в целом.
Для научно-технического прогнозирования электрических нагрузок мо-
гут применятся методы экстраполяции и интерполяции, экспертных оценок,
моделирования и т.п.
При экстраполяции нагрузок определить будущие их значения можно,
основываясь на прошлых закономерностях, при этом соблюдаются условия
и не изменяются факторы, влияющие на их формирование. При данном ме-
тоде широко используются корреляционные соотношения (например, зави-
симость электропотребления от объема промышленной продукции).
Метод экспертных оценок основывается на статистических данных, со-
ответствующим образом обработанных и обобщенных высококвалифици-
рованными специалистами в области электроэнергетики.
Методы моделирования основаны на замене реальной системы ее физи-
ческой или математической моделью. По эти моделям можно с помощью
53
ЦВМ определить режим электропотребления и сделать расчет характерных
суточных и годовых графиков нагрузки; определить нагрузки потребителей
электроэнергии по узлам нагрузки и т. п.
В общем случае методику определения электропотребления для отдель-
ных механизмов (групп) и установления параметров расхода электроэнер-
гии можно свести к следующему:
• определяется теснота связи между электропотреблением механизмов
и рядом факторов с помощью парных коэффициентов корреляции и срав-
нивается степень влияния всех имеющихся факторов на электропотребление
на основе стандартизированных коэффициентов регрессии (Р-коэффициен-
тов);
• выделяется ограниченное число существенных факторов, влияющих
на электропотребление в наибольшей степени;
• определяются параметры зависимостей для расчета электропотребле-
ния;
• производится оценка полученных зависимостей, и находятся расчет-
ные величины расхода электроэнергии для электроприемников и их групп.
Для предприятия в целом возникает задача создания сложных динами-
ческих многофакторных, регрессионных линейных и нелинейных моделей.
Контрольные вопросы
1. Как определяется номинальная мощность и ток приемников электро-
энергии для длительного и повторно-кратковременно горежимов?
2. Понятие о графике нагрузки. Виды графиков. Характерные режимы
работы.
3. Определите основные показатели графика нагрузки.
4. В чем суть методов расчета электрических нагрузок?
5. Как определяются средние нагрузки.
6. Что представляет собой метод упорядоченных диаграмм?
7. Какие нагрузки относятся к пиковым нагрузкам?
8. Потери мощности и энергии в основных элементах СЭС.
9. Изложите порядок расчета суточного и месячного плана потребления
электроэнергии.
10. Как определяется заявленная потребителем активная мощность?
11. Понятие о потребителях-регуляторах электроэнергии.
Темы рефератов
1. Анализ графиков нагрузки приемников электроэнергии на горных
предприятиях (по согласованию с преподавателем).
2. Вероятностно-статистические методы расчета электрических нагрузок.
3. Влияние интервала дискретизации случайного процесса формирова-
ния электрических нагрузок на их характеристики.
4. Для заданной продолжительности (зимний, летний периоды) постро-
ить графики нагрузки, график по продолжительности и определить показа-
тели графика нагрузки.
54
Глава к ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 3
3.1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Всякое нарушение нормальной работы электрических установок и систе-
мы электроснабжения (СЭС) вызывает возникновение переходных процессов.
Состояние системы и явления, в ней происходящие, определяют режим систе-
мы, количественными показателями которого являются ток, напряжение, мо-
щность и другие параметры, взаимосвязанные между собой. Такими параме-
трами могут быть сопротивление элементов системы и их проводимость.
Режимы могут быть установившимися, когда параметры системы прак-
тически неизменны, и переходными, для которых характерно быстрое изме-
нение параметров во времени.
Изменение параметров определяет следующие режимы:
1) нормальный установившийся, когда параметры системы соответст-
вуют нормальной работе;
2) нормальные переходные, при которых быстро изменяются параметры
отдельных элементов СЭС при неизменности параметров в узлах нагрузки;
3) аварийные установившиеся и переходные, когда параметры всех эле-
ментов СЭС отличаются от номинальных;
4) послеаварийные установившиеся, проявляющиеся после отключения
поврежденных элементов, связанных с ликвидацией аварией в СЭС.
Исходя из этого возникает необходимость поддержания устойчивого
состояния параметров, а соответственно и режима. Под устойчивостью ре-
жима понимают способность системы сохранять допустимые значения па-
раметров при возможных внезапных случайных возмущениях. Различают
статическую устойчивость, при которой система должна сама возвращаться
к установившемуся режиму после незначительных отклонений параметров
ее элементов, и динамическую, когда после резкого возмущения параметры
в узловых точках системы находятся в пределах допустимых значений.
Источником возникновения переходных процессов могут быть короткие
замыкания (КЗ) в элементах системы; включение, отключение и переключение
трансформаторов, ЛЭП, мощных электроприемников, повторные включения и
отключения короткозамкнутых цепей; несимметрия нагрузки и ряд других.
Следует различать нормальную эксплуатацию, обусловленную различ-
ными коммутационными переключениями элементов и регулированием ре-
жимов, и аварийную ситуацию, вызванную КЗ, обрывом фаз и т. п.
3.2. КОРОТКИЕ ЗАМЫКАНИЯ
В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Наиболее опасным видом переходного процесса является режим корот-
кого замыкания. Коротким замыканием (КЗ) называется преднамеренное или
случайное, не предусмотренное нормальными условиями эксплуатации, со-
единение различных точек сети между собой или с землей.
57
Причины возникновения КЗ различны: нарушение изоляции из-за ее ста-
рения или повреждения (перенапряжения, удар молнии, механическое воздей-
ствие, попадание посторонних предметов на токоведущие части, покрытие
изоляторов слоем пыли и пр.); ошибки при монтажных и ремонтных рабо-
тах; включения и отключения в распределительных устройствах.
Последствиями коротких замыканий могут быть недопустимый нагрев
электрооборудования из-за значительного увеличения токов; разрушение
его под действием возникающих больших усилий; снижение напряжения и
нарушение его симметрии; возгорание электроустановки и др.
При правильно выборе электрооборудования, основанном на фактиче-
ском знании возможных токов КЗ, могут быть предотвращены опасные по-
следствия короткого замыкания.
Короткие замыкания разделяют на: трехфазные (трехполюсные), возни-
кающие при одновременном замыкании всех трех фаз; двухфазные (двухполюс-
ные) при замыкании двух фаз; однофазные (однополюсные), возникающие при
замыкании накоротко между фазой и землей в системах с заземленной ней-
тралью; двухфазные замыкания на землю и двойные замыкания на землю.
Трехфазное КЗ является симметричным, так как замкнувшие три фазы
оказываются в одинаковых условиях и симметрия токов и напряжения не на-
рушается. Все остальные виды КЗ являются несимметричными. На трехфаз-
ные КЗ приходится примерно 5 % всех замыканий, на однофазные—до 65 %.
Наиболее опасными по возможным последствиям являются трехфазные КЗ.
Точка трехфазного КЗ, ток, напряжение и мощность обозначаются со-
ответственно К <3>, I (’), U <3>, S <3>; двухфазные КЗ соответственно — К <2>, 7 <2>,
U <2>, S <2>; однофазные — К О, / 0), {/(>), S <'), а замыкание двухфазное на зем-
лю— 7ПЫ), 7(1.0, {/(i.i), 5(i.i).
Для шахтных электрических сетей с изолированной нейтралью харак-
терны трех- и двухфазные КЗ. В этих сетях однофазное замыкание не явля-
ется коротким.
3.3. ПРОЦЕСС ПРОТЕКАНИЯ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Короткие замыкания могут происходить в электрических сетях с раз-
личными по мощности источниками.
В электрической системе неограниченной мощности (Sc = °°) напряжение
на шинах при коротком замыкании практически неизменно, а сопротивление
системы Хс = 0. В системах ограниченной мощности сопротивление Хс Ф О,
мощность Sc* а напряжение при коротком замыкании уменьшается.
Процесс протекания КЗ зависит от характеристики генераторов, их возбуж-
дения, фазы ЭДС в момент возникновения КЗ и сопротивления короткозамкну-
той цепи, определяемом индуктивным и активным сопротивлениями элементов.
Протекание полного тока КЗ можно разделит^ на два периода: пере-
ходный и установившийся (рис. 3.1). В начальный период кривая изменения
тока относительно оси времени несимметрична, но через небольшой про-
межуток времени амплитудные значения тока КЗ уменьшаясь, приближа-
ются к амплитудным значениям установившегося тока КЗ. Наибольшего
58
мгновенного значения ток КЗ достигает в первый полупериод возникнове-
ния, достигая ударного значения /у (0,01 с).
При возникновении КЗ сопротивление короткозамкнутой цепи умень-
шается, а ток возрастает. Вследствие наличия индуктивности с момента воз-
никновения замыкания в цепи начинается переходный режим, определяе-
мый двумя составляющими тока — периодической и апериодической.
Амплитуда периодической слагающей тока КЗ изменяется вследствие
изменения электродвижущей силы обмотки статора генератора, которая, в
свою очередь, изменяется из-за величины результирующего магнитного по-
тока Фо в воздушном зазоре генератора. В статоре периодическая слагаю-
щая тока КЗ создает магнитный поток Фпр, направленный против потока
возбуждения Фв. Против магнитного потока статора направлен также по-
ток Фсв, созданный свободными токами, наведенными в стали ротора, об-
мотке возбуждения и демпферной обмотке.
Так как в момент возникновения КЗ добавочный поток Фсв практически
равен продольной составляющей Фпр, то результирующий магнитный поток
примерно равен потоку возбуждения, т. е
Фрез = Фв — Фпр Фсв — Фв-
Поскольку индуктивности стали ротора и демпферной обмотки невели-
ки, то свободные токи, изменяясь по экспоненциальному закону, затухают
в них довольно быстро — через 0,4 ... 0,6 с. Эта часть переходного режима,
Рис. 3.1. Кривые изменения тока при коротком замыкании
59
соответствующая продолжительности существования свободных токов, на-
зывается сверхпереходным режимом.
Учитывая, что современные генераторы снабжены автоматическими ре-
гуляторами напряжения, то продолжительность переходного режима опре-
деляется характеристикой автоматического регулятора и индуктивностью
обмотки возбуждения генератора и составляет 3 — 5 с.
Действующее значение периодической слагающей тока КЗ определяется
по формулам
1(У> =-------для трехфазного КЗ;
1т =----------для двухфазного КЗ;
Z( + Z2
у/з Е
Z(3) =-------------для однофазного КЗ,
Z| + Z2 + Zo
где Е — действующее значение ЭДС генератора; Zb Z2, Zo — сопротивления
прямой, обратной и нулевой последовательности одной фазы короткозамк-
нутой цепи.
Так как сопротивления Z] и Z2 практически одинаковы, то для практи-
ческих расчетов можно рекомендовать формулы
Z(3) = £—; Z(2) =—. (3.1)
Уз Z, 2 Z, 2 Z, + Zo
Апериодический ток /а возникает за счет ЭДС самоиндукции цепи ко-
роткого замыкания, наводимой при изменении магнитного потока цепи. На-
чальное значение апериодической слагающей равно величине и противопо-
ложно по знаку начальному значению периодической слагающей, так как их
алгебраическая сумма в момент КЗ практически равна току продолжитель-
ного режима, т. е. начальные значения двух составляющих зависят от мгно-
венного значения ЭДС генератора в момент КЗ.
Если КЗ произошло при амплитудном значении ЭДС, а в этот момент
периодическая слагающая равна нулю из-за преобладания индуктивных со-
противлений, то апериодическая слагающая отсутствует. Если же КЗ про-
изошло в момент перехода ЭДС через нуль, то периодическая слагающая бу-
дет равна амплитудному значению, а апериодическая будет иметь наиболь-
шее значение.
Апериодическая слагающая изменяется по экспоненциальному закону и
определяется уравнением
ja= ia, = ia0e-</7a, (3.2)
60
где iao — начальное значение апериодической слагающей; t — время от Mo-
Г.
мента возникновения КЗ; Г = — =-----------постоянная времени затуха-
Як 314 RK
ния апериодического тока, определяемая сопротивлениями цепи.
Продолжительность существования апериодического тока составляет
0,2 с.
Если до КЗ нагрузка отсутствовала, т. е. i„, = 0, а КЗ произошло в мо-
мент U = 0, то ino = In max, и начальное значение апериодической слагающей
будет наибольшим iao = la max ~~ In max (см. рис. 3.1). Это условие является рас-
четным при определении ударного тока КЗ.
Значение ударного тока через 0,01 с после КЗ определяется по формуле
ly = In max + /а0 e'O.OI^ = I„ max (1 + е<>ЫТа) = КуЛ I, (3.3)
где Ку = (1 + е_0 01/Га) — ударный коэффициент; I — действующее значение
периодической слагающей тока КЗ.
Ударный коэффициент определяет степень участия апериодической сла-
гающей в образовании ударного тока и зависит от соотношения индуктив-
ного и активного сопротивлений в короткозамкнутой цепи (рис. 3.2). Пре-
дельные значения Ку зависят от Та: в цепях с преобладанием индуктивных
сопротивлений (гк = 0) Та = °° и Ку = 2, т. е. апериодический ток не затухает
(вблизи генераторной станции); при хк = 0 Та = 0 и Ку = 1, т. е. апериодиче-
ский ток не возникает.
Практически величина ударного коэффициента колеблется в сетях на-
пряжением выше 1 кВ от 1,8 до 1,3, а в сетях до 1 кВ — от 1,3 до 1,0.
Если ЭДС источника неизменна (например, при питании от сети неог-
раниченной мощности), то и периодическая слагающая тока КЗ будет неиз-
менна, т. е.
I = /о.2 = К. (3.4)
Рис. 3.2. Зависимость ударного коэффициента Ку от отношения индуктивного к активному rz
61
Действующее значение полного тока для любого момента времени оп-
ределяется соотношением
=А2. + (3-5)
Действующее значение полного тока за первый полупериод после его
возникновения определяется по формуле
=фп, +Со.о> +(iy -V2/')2 =l^l + 2(Ky -I)2 = КГ. (3.6)
Так как ударный ток пропорционален начальному значению периоди-
ческой слагающей тока КЗ I, наибольшее значение ударного тока при про-
чих равных условиях будет при трехфазном коротком замыкании.
В момент трехфазного КЗ мгновенные значения ЭДС в фазах различны,
поэтому различны и начальные значения периодической, апериодической
составляющих и полного тока КЗ. Поэтому только в одном случае расчет-
ное значение ударного тока определяется формулой (3.3).
Следует иметь также в виду, что на величину ударного тока оказывают
влияние синхронные электродвигатели, начинающие после КЗ работать, в
силу инерции, как синхронные генераторы, подпитывая точку короткого за-
мыкания. Асинхронные электродвигатели, обладая большим запасом маг-
нитной энергии, в течении определенного времени работают как асинхрон-
ные генераторы, посылают к точке КЗ дополнительный ток, увеличивая
ударный ток.
3.4. ИСХОДНЫЕ УСЛОВИЯ
ДЛЯ РАСЧЕТА ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
3.4.1. Общие сведения
Для проектирования и эксплуатации системы электроснабжения пред-
приятия большое значение имеет расчет токов КЗ, зависящий от исходных
данных, назначения и требований к точности результатов расчета.
Короткое замыкание представляет опасность как вследствие выделения
большого количества тепла, так и вследствие действия больших электроди-
намических усилий на аппаратуру и проводники. Этим объясняется необхо-
димость знания величины тока КЗ для выбора электрических аппаратов по
условиям термической и электродинамической стойкости; выбора и на-
стройки средств релейной защиты и автоматики; выбора разрядников; рас-
чета заземляющих устройств; оценки устойчивости работы СЭС и узлов на-
грузки для оценки и выбора электрических схем.
Точность результатов расчета зависит от его целевого назначения. Для
выбора аппаратов и проводников, воздействия на несущие конструкции
точность может быть ниже, чем для релейной защиты, так как при этом не-
обходимо знать не только максимальные и минимальные значения токов
КЗ, напряжений, но и возможный сдвиг между ними в отдельных фазах или
62
между их симметричными составляющими. При выборе заземляющих уст-
ройств допускается приближенный способ определения токов КЗ.
При выполнении расчетов в сетях напряжением выше 1 кВ принимают
ряд допущений, а именно: не учитывают сдвиг по фазе ЭДС и изменение
частоты вращения ротора синхронной машины; насыщение магнитных сис-
тем трансформаторов; генераторов и электродвигателей; все нагрузки заме-
няются постоянными индуктивными сопротивлениями; пренебрегают емко-
стными проводимостями воздушных и кабельных линий; активным сопро-
тивлением элементов схемы, если отношение результирующих сопротивле-
ний от источника до точки КЗ грез/ Хрез 1/3; токами намагничивания транс-
форматоров; не учитывают возможную несимметрию трехфазной системы,
а также подпитку места КЗ электродвигателями напряжением до 1 кВ.
В электроустановках напряжением до 1 кВ учитывают активные и ин-
дуктивные сопротивления всех элементов, при этом влияние сопротивления
энергосистемы невелико, поэтому при расчетах токов КЗ в сетях 6—10 кВ
сопротивление системы принимают равным нулю. При питании таких сетей
от понижающих трансформаторов следует исходить из того, что напряже-
ние трансформатора неизменно и равно номинальному. Для этих сетей ак-
тивная составляющая преобладает и при соотношении Гра £ %рез / 3 индук-
тивной составляющей можно пренебречь.
3.4.2. Расчетные схемы и эквивалентные схемы замещения
Расчету токов КЗ должен предшествовать анализ схемы электроснабже-
ния и определение наиболее тяжелых расчетных условий. Эти условия нахо-
дят отражение в расчетных схемах, которые составляются на основе прин-
ципиальной схемы. При выборе расчетной схемы исходят из нормального
режима эксплуатации с наибольшим числом включенных источников пита-
ния и подпитки точки КЗ в последующих аварийных режимах.
Расчетная схема сетей напряжением выше 1кВ представляется одноли-
нейным вариантом с указанием всех генераторов; силовых трансформато-
ров и автотрансформаторов; воздушных и кабельных линий; синхронных
компенсаторов; реакторов; обобщенной нагрузки; синхронных и асинхрон-
ных электродвигателей, участвующих в подпитке точки КЗ при их неболь-
шой электрической удаленности, а также точек КЗ.
Под электрической удаленностью точки КЗ от источника питания по-
нимают приведенное к номинальной мощности и номинальному напряже-
нию источника сопротивление короткозамкнутой цепи, выраженное в отно-
сительных единицах. При х, расч >3 — точка КЗ считается удаленной, а при
х. расч < 3 — малоудаленной.
Электрическую удаленность точки КЗ от синхронных и асинхронных
двигателей можно выразить отношением начального действующего значе-
ния периодической составляющей тока КЗ к номинальному току машины:
/ло»= Лю /Тном. (3.7)
При /по, <2 — КЗ считается удаленным.
63
Для практических расчетов считают, что генераторы, синхронные ком-
пенсаторы, линии электропередачи, синхронные и асинхронные электродви-
гатели, связанные с точкой КЗ не более чем одной трансформацией или че-
рез токоограничивающие или пусковые реакторы, имеют небольшую элек-
трическую удаленность.
При выборе электрических аппаратов и проводников по условиям КЗ
расчетная схема составляется с учетом перспективы развития предприятия
таким образом, чтобы в проверяемом элементе ток КЗ был бы наибольшим.
Этому свидетельствует максимальный режим работы энергосистемы, мак-
симальное количество подключенных электродвигателей, параллельных
элементов сети. Если схема электроснабжения предусматривает раздельное
питание сборных шин 6—10 кВ, разделенных секционным выключателем,
то расчетным состоянием схемы считается режим, при котором один транс-
форматор отключен, секционный выключатель включен и все электродви-
гатели находятся в работе (рис. 3.3).
Если схема электроснабжения предусматривает параллельную работу
источников питания, то расчетным режимом КЗ является нормальный ре-
жим работы.
Для каждого элемента расчетной схемы указываются характерные его
параметры (табл. 3.1).
Таблица 3.1
Элементы расчетной схемы Характерные параметры
Синхронные генераторы Синхронные компенсаторы Синхронный электродви- гатель Асинхронный электродви- гатель Двухобмоточный трансфор- матор Трехобмоточный трансфор- матор (автотрансформатор) Трансформаторы с рас- щепленной обмоткой Токоограничивающие или пусковые реакторы, а так- же реакторы фильтров выс- ших гармоник Воздушные и кабельные линии Номинальная мощность полная (активная мощность); номи- нальное напряжение; номинальный cos ср; сверхпереходное реак- тивное сопротивление х^; постоянная времени затухания апе- риодической слагающей Та Номинальная полная мощность; номинальное напряжение; сверх- переходное сопротивление х”. ; постоянная времени Та Номинальная мощность; номинальная активная мощность; но- минальный cos (р; номинальное напряжение; КПД; сверхпереходное сопротивление х'* ; постоянная времени затухания Та Номинальная мощность; номинальная активная мощность; но- минальный cos (р; номинальное напряжение; КПД; кратность пу- скового тока; кратности пускового и максимального моментов Номинальная мощность; высшее и низшее напряжение обмоток; напряжение короткого замыкания; потери в меди при КЗ Номинальная мощность; номинальные напряжения [/в, С/с, С/н; напряжение КЗ между обмотками в-с, «к в-н , ик с-н; потери КЗ Рк в-с, Рк в-н , Рк с-н Номинальная мощность обмотки высшего напряжения 5В или номи- нальная мощность обмотки НН: 5нцн2) = 0,5-5в; номинальное напря- жение; напряжение КЗ между обмотками мкв-н1(н2)И wKH ыг; потери КЗ Номинальное напряжение; номинальный ток; номинальное ин- дуктивное сопротивление; номинальный коэффициент связи (для связанных реакторов); потери мощности РНом Длина линии; удельное индуктивное (активное) сопротивление; количество кабелей в линии
64
a -110-220 кВ
MG1 Ml MG2 М2
Рис. 3.3. Расчетные схемы и точки КЗ
б
в -110-220 кВ
Для генераторов иногда требуется знать величину сверхпереходной ЭДС
Е", фазное значение которой можно определить по выражению
Е — Uhom + /ном Xsin ф, (3.8)
где t/ном и /ном — напряжение и ток генератора; ф — угол между током и на-
пряжением в доаварийном режиме.
Приближенно Е" = Е* UmM. (3.9)
При расчетах Е* в зависимости от типа машин принимают.
х; Е.’
Синхронные компенсаторы ..........................0,16 1,2
Синхронные электродвигатели.......................0,20 1,1
Асинхронные электродвигатели...................... 0,20 0,9
Обобщенная нагрузка............................... 0,35 0,85
Турбогенераторы до 100 МВт........................0,125 —
Турбогенераторы от 100 до 500 МВт.................0,2 —
Гидрогенераторы ..................................0,2—0,27 —
Если питание предприятия осуществляется от мощного источника, за-
данного результирующим сопротивлением Хс, током КЗ /к или мощностью
SK = у/з иср 1к, то его можно считать энергосистемой, удаленной от точки КЗ
на сопротивление Хс.
Когда сведения об энергосистеме отсутствуют, то расчеты можно вести,
зная параметры выключателей, установленных на вводе ГПП от энергосис-
темы; предельный ток отключения выключателя /ОТк, который приравнива-
ется току КЗ, и определяют Хс.
Обобщенной нагрузкой называют нагрузку, состоящую из осветитель-
ной нагрузки, питания маломощных электродвигателей, выпрямительных ус-
тройств и др.
Сопротивление воздушных и кабельных линий характеризуются удель-
ным сопротивлением. Индуктивное сопротивление зависит от марки про-
вода и среднего геометрического расстояния между проводами: для ВЛ 6—
220 кВ — Хо = 0,4 Ом/км; Хо = 0,12 Ом/км для КЛ напряжением 35 кВ и
0,08 Ом/км — для кабелей напряжением 6—10 кВ.
По расчетной схеме составляют в однолинейном изображении схему
замещения для выбранной точки КЗ, все электрические и магнитные связи
65
представлены резисторами. В табл. 3.2. для основных элементов СЭС при-
ведены расчетные схемы и схемы замещения. Резисторы рекомендуется ну-
меровать в виде дроби, числитель которой (арабская цифра) — порядковый
номер резистора, знаменатель — величина его сопротивления. На схеме ука-
зывают источники питания и точки КЗ.
В процессе расчета токов КЗ исходную схему замещения необходимо
преобразовать до получения так называемой лучевой схемы, содержащей
один эквивалентный источник питания и один эквивалентный элемент, оп-
ределяющий результирующее сопротивление короткозамкнутой цепи от ис-
точника до точки КЗ. С этой целью используют известные схемы преобра-
зования и эквивалентные соотношения, приведенные в табл. 3.3.
Таблица 3.2
Расчетные схемы и схемы замещения для элементов сети
Элемент сети Схема Формула для определения сопротивлений в схеме замещения При £7б =£/ср.ном
расчетная | замещения отн. ед. | Ом
и U2
к ср ном
Трансфор-
матор двух-
обмоточ-
ный
Трансфор-
матор двух-
обмоточ-
ный с на-
пряжением
ННдо1кВ
Трансфор-
матор двух-
обмоточ-
ный с рас-
щеплен-
ной обмот-
кой НН
Ик
Ик
ик вн
ИкВНГ
Индуктивные сопротивления сети
Hr ‘Н2
г If “к Ss
4 ?н ~100S_T
1 Jf —
•’,1 ?.
|В __ МкВН *^б
X» п — (1 ) Ю05_ 4
МкВН
Hi Н2 Х’Ш "Xh2'100S_ -2
где Л"р-4-(икВн|/Иквн ~0
С ~100S^t
U* ^срном
*т = ~г~—
100
Н1
'В
“кВН ср.ном
у =----------------------
2
МкВН ^мом (J _ ‘Кр
------- 4
Трансфор-
матор трех-
обмоточ-
ный
Реактор
токоогра-
нЬчиваю-
щий оди-
нарный
100S.
ИкВс(%)
Ик ВН(%)
Ик' СН(%)
В
“кН
и н S,
кН О
где
100S_T
= 0,5 (и^с
= 0,5 0^
= 0,5 (икВЯ
L А«>и 2
^ср. ном
•^НОМ
100$,
где Яр=4-(икВН1/иквн-1)
uBU2
кВ ср.ном
у ---------------
100S_
“Л™
Хи
100S
кН срюм
100S.
+ “кВН
+ “кСН
+ МкСН
МкСН
“кВН
МкВС
),%
), %
),%
'ном
100 5_т
т
66
Продолжение табл. 3.2
Элемент сети Схема Формула для определения сопротивлений в схеме замещения ПрИ i/б — С7ср.ном
расчетная замещения отн. ед. Ом
Реактор токоогра- ничиваю- щий сдво- енный Линия электро- передачи Асинхрон- ный элек- тродвига- тель Синхрон- ный элек- тродвига- тель Энергоси- стема Трансфор- матор друх- обмоточ- ный Трансфор- матор даух- обмоточ- ный с рас- щепленной обмоткой НН Трансфор- матор трех- обмоточ- ный (см. при- мечание 2) Реактор токоогра- ничиваю- щий оди- нарный Реактор токоогра- ничиваю- щий сдво- енный 1 *₽ 1 2^—-чгЗ WL(KL) Луд, / х; ^)mg Qgs •Sk Т^к IB ДРквн ДБ ЛКт нЛш в А-P.. •н АРном 1 "НИ 2^ г’З IX Пх> х2Ц п хз 2* *3 (*и) Хм 1^] ХМО Е^] Xbs [^j Актив] |В MrD Hl Н2 IB ГвГ| с П,ТН 1Т ггП Грэ Тз у — — JZ Y А*1 2'-рЛНОМ w- J 2 и ср ном x.2=x.3=(l + tfp)^- v ср ном **WL ~ХуЛтт2 ^ср ном *.М =*-. — ^ном где х к = Х* MG Xd - ^ном ные сопротивления сети 52 ном т ВН *$б Г*й = 2S1 НОМ. Т Г. Н1 ~ г« Н2 = 2 Г. в г.в =г.с =г.н =0,5 г. д^е п мном. т ДР S. ном б r*L I2 и2 * ном ср ном _ _ ^Люм^б Гф2 Гф3 I2 и2 ном ср ном XI = —Кр'Хном хг- хз- (1 + ЯУ-Хном Хт. =XSJ иг г ср. ном ХМ ~ Лк “ ^ном = 1/А*п и2 0 ср ном •*MG “ Xd „ ^ном иг ср ном Xos " S, r’=- ^ном. т Гв 2S2 ^ном. т rHl ~ ГН2 = 2 гв гв =гс =гн =°>5г sLt ДР ном Гь I2 * ном ДР ном д = г; 1г Л ном
67
Окончание табл. 3.2
Элемент сети Схема Формула для определения сопротивлений в схеме замещения При U& ~ (/ср ном
расчетная замещения отн. ед. Ом
Линия электро- передачи Асинхрон- ный элек- тродвига- тель Синхрон- ный элек- тродвига- тель WL(KL) /*уд» / 'Л(С) 1 ©м * -^)mg г л гма LJ , s6 r*WL rrl Uср ном Х* М г'м _ Х* MG Г'М° _ <оГ. хм Гм=^ - *MG rMG ~ Z~
Таблица 3.3
Схемы преобразования и эквивалентные соотношения
Вид преобра- зования Схемы Эквивалентные соотношения
исходная эквивалентная
Последователь- ное соединение Параллельное соединение Замена группы источников эк- вивалентным Замена тре- угольника зве- здой Замена звезды треугольником Замена много- лучевой звезды многоугольни- ком с диагона- лями ^2 “ж fi' * 3K /С\£')кг i /*>• _ N N N J* Si1 2 ~ N X ° "P ; N N II II II N N N В N •= “ “ J? Л1 2? II II II " >M> * “ I' К к + + + <>> N H N I t4' II II KJ • N N 1 т 1 K> _ — * X J , , II к. •’ nn-^^nnnT M> N : « - + + +^£1^.? N •‘^’^NNNNNN— я I , 1 * JxH • 1 1 W “ K) i3 t5 .. *” a N N w bJ w N II a n" n n" w KJ — w дМа
г~H нг_.
LJ ♦ > | ” | 1 A1 /"/ \\z’2 Зу' 9 I L1Z1 1 \ >>2 n 3 <r ♦ ♦ • \ й 1? / Л. %. ГЛ Ki®
Основные способы получения эквивалентных схем замещения: 1) замена
последовательно, параллельно или смешанно соединенных сопротивлений
одним эквивалентным; 3) преобразование треугольника в эквивалентную
68
звезду или наоборот; 3) замена двух или нескольких источников питания
одним эквивалентным.
Замена источников питания одним возможна в том случае, когда объе-
диняемые источники находятся примерно в одинаковых условиях по отно-
шению к точке КЗ. Объединение источников допустимо в том случае, если
соблюдается соотношение
5 X
= 0,4... 2,5 , (3.10)
52Х2
где Xi и Хг — сопротивления от источников Sj и Si до точки КЗ.
Если это соотношение больше 2,5, то объединение недопустимо и рас-
чет токов КЗ ведут для каждой ветви отдельно.
Если в каждой из объединяемых ветвей расчетное сопротивление ко-
роткозамкнутой цепи в относительных единицах Урасч* > 3, то объединение
допустимо во всех случаях.
При наличии относительно маломощных и удаленных источников пи-
тания в виде синхронных компенсаторов, синхронных и асинхронных элек-
тродвигателей, можно пренебречь таким источником при условии, что
Х2/Х} > 20; Si/Si < 0,05, (3.11)
где Si — источник меньшей мощности. При значениях отношения 0,05 —
1,0 — источником питания не пренебрегают.
Упрощение схем замещения предусматривает определенную последова-
тельность и до начала преобразований рекомендуется установить в схеме
точки с одинаковым потенциалом, совмещение которых значительно упро-
щает схему.
При составлении схем замещения параметры всех элементов различных
ступеней трансформации сводятся к одной, базисной, ступени, принятой за
основную. Расчет токов КЗ выполняют в именованных или относительных
базисных единицах.
3.5. МЕТОДЫ РАСЧЕТА
ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
На практике расчет токов КЗ по формулам (3.1) не представляется воз-
можным, поскольку реальные сети состоят из нескольких участков, связан-
ных между собой при помощи трансформаторов, т.е. имеют несколько сту-
пеней трансформации. Для таких сетей используют методы расчета, осно-
ванные на приведении параметров всех элементов к единому базису.
3.5.1. Расчет токов КЗ в именованных единицах
Рассмотрим электрическую цепь, состоящую из нескольких трансфор-
маторов, а соответственно и участков, у каждого из которых свой уровень
напряжения (рис. 3.4).
69
E’,Zi
Uth
Г2Х2
И X]
к
Рис. 3.4. Схема короткозамкнутой цепи с несколькими ступенями трансформации
Активная и реактивная мощности, развиваемые генератором при корот-
ком замыкании, расходуются на нагрев элементов каждой из короткозамкну-
тых цепей и создания переменных магнитных полей. Для трехфазной цепи
Р = х/ЗЕ71со5ф = 3 72 г1 + 3Z22r2 + 3Z2r3 + 3Z4r4 =з£/2/; ;
(3-12)
Q = х/З E Zj sin (p = 3 Z2 + 312 x2 + 3 Z2 x3 + 3 Z4 x4 = 3 У, if x, ,
1
где E, I\, cos (p — соответственно ЭДС, ток и коэффициент мощности гене-
ратора при КЗ; г(, х, — ток при КЗ, активное и индуктивное сопротивле-
ния участков короткозамкнутой цепи (линии, трансформаторы и генератор).
Чтобы определить ток КЗ на какой-либо ступени, введем в выражение
(3.12) значение А, тогда
/ п ( I V
у/ЗЕ — cosф = ЗZ J — г ;
Z 1 1
(3-13)
Г~ l\ п
V3E —sin<p = 37K 2 —
I i I
где-----полные коэффициенты трансформации по току,
к
Так как КЗ может произойти на участке с любым уровнем напряжения,
введем понятие базисного напряжения tZg, к которому приводятся парамет-
ры всех элементов. За базисное напряжение принимают среднее номиналь-
ное напряжение той ступени, для которой определяется ток КЗ. В качестве
средних номинальных значений рекомендуют, кВ: 340; 230; 158; 115; 37; 24;
20; 18; 15,75; 13,8; 10,5; 6,3.
С учетом этого коэффициенты трансформации по току можно заменить
полными коэффициентами трансформации по напряжению того участка,
где определяют ток КЗ:
Iilk=U5l U,
Подставив (3.14) в (3.13), получим
г U6 п (иб Y
V3 Е——cos ф = 3 Z Е —
Z/1 1 и,
Г и5
х/3 Е——sin ф = 3 Z £
Z7, Z7,.
(3.14)
К
(3-15)
i(U6
70
ЭДС, равную произведению ЭДС генератора Е на отношение UslUh на-
зывают ЭДС, приведенной к базисному напряжению
Е----= Е,
(3.16)
а произведения
и
— сопротивлениями, приведенными к
базисному напряжению.
и
называются суммарными со-
противлениями, приведенными к базисному напряжению.
С учетом этих выражений (3.15) примет вид:
у/з Ё cos ф = 3 IK ;
у/з Ё sin ф = 3IK Хъ .
(3-17)
Откуда трехфазный ток КЗ для схем с несколькими ступенями транс-
формации определяется по формуле
/(3> =-----------, (3.18)
>/з#г + *i
а двухфазный
7») =—(3,19)
2^ +Xl
Таким образом, для определения тока КЗ на каком-либо участке элек-
трической цепи необходимо ЭДС, активные и индуктивные сопротивления
элементов привести к базисному напряжению той ступени, где определяется
ток короткого замыкания.
В дальнейшем с приведенными значениями оперируют как с величина-
ми, выраженными в именованных единицах.
Следует иметь в виду, что в сетях напряжением выше 1кВ учитывают
только индуктивные сопротивления, а активные — при наличии протяжен-
ных воздушных и кабельных линий малого сечения (внутрикарьерные сети),
а также ВЛ со стальными проводами.
3.5.2. Расчет токов КЗ в относительных единицах
Определение тока КЗ по формулам (3.18) и (3.19) возможно, если извес-
тен закон изменения ЭДС индивидуального генератора при коротком за-
мыкании. Однако процесс изменения ЭДС генератора при КЗ зависит от
тока КЗ, а соответственно от сопротивления короткозамкнутой цепи. По-
71
скольку ориентироваться на индивидуальную характеристику генератора
затруднительно, целесообразней пользоваться типовыми характеристиками
генераторов и расчет токов КЗ вести в относительных базисных единицах.
При этом исходят из базисного тока и базисной мощности.
За величину базисной мощности $б принимают мощность питающей
системы, электростанции, но удобнее в расчетах принимать величину, крат-
ную 10 (10 МВ-А, 100 МВ-А и др.). Тогда величина базисного тока
56
76 =-^—. (3.20)
7зт/6
Ток КЗ, выраженный в относительных базисных единицах:
г(3) Г(2)
Z? = —; /.(2) = —. (3.21)
Ц Ц
Подставив значения /*3)и I™ из (3.18) и (3.19), получим 1& =- , -
л/37б 7^ +Х*
и6
заменим Е = Е и разделим числитель и знаменатель на U&, тогда
m £77/i £.
7(3) =--------!-----= (3.22)
43—JrI + Х*
TV 1 1
п. ё Ji E/U, у/з Е.
7® =-------Е_ _ = ^_------------!-----= Z± -----------. (3.23)
2/6 № + Х2 2 >/37, 2
где Е. = El U\ — ЭДС генератора, выраженная в относительных единицах;
у/315 . л/3 76 .
R^, =------7?хи Хх. =-------Хх— соответственно суммарные активные и
индуктивные сопротивления короткозамкнутой цепи, выраженные в отно-
сительных единицах.
Так как в исходных данных сопротивления элементов короткозамкну-
той цепи приводятся в номинальных (относительных) единицах, то преоб-
разуем формулы (3.22) и (3.23), развернув /?х и Xz, умножая и деля каждое
слагаемое на л/з и 7НОм. „ в результате получим
/— п £ 1 гм Ui , 2 Г‘ п Т37б7/б л/37НОМ12; „ s6
\ /
иб U‘ 1 5иом<
72
(3.25)
где у/31иои , Ut—номинальная мощность участка сети, где определяется ток КЗ;
г ,* =-------- и хнпМ1, ------------соответственно активное и индук-
ном I ном I •'
тивное сопротивление участка короткозамкнутой сети, выраженные в но-
минальных относительных единицах.
Поскольку ток часто является определяемой величиной, а мощность за-
дается, то сопротивления в относительных единицах чаще выражают через
мощность:
_V3Z6^ _>/376176Яг _ 56
и6 и2 и2
5
Хб* ~ 2
и2
б
а сопротивления каждого участка
^ном i ^ном i Ц
Гном'*_ 17,-77,. ~ U2 ''
*^ном i
Хном '* ~2 •
(3.26)
(3.27)
(3.28)
(3.29)
При расчете токов КЗ в относительных единицах определять величину
отключаемой мощности КЗ не надо, так как ток численно равен мощности
КЗ в относительных единицах
Z(3) у131тиб _S?
Ц Тз/6776 56
Зная значение сопротивления ко-
роткозамкнутой цепи в относительных
единицах и пользуясь кривыми (рис. 3.5),
можно определить действующее значе-
Рис. 3.5. Кривые изменения действующего зна-
чения периодической слагающей тока КЗ в
функции времени при различных значениях х*б
(3.30)
73
Рис. 3.6. Расчетные кривые К, =ДХ.расч) для различных моментов времени
ние периодической слагающей значительно, а по мере увеличения сопротивле-
ния интенсивность снижения тока КЗ сокращается. При низших значениях
сопротивлений снижение периодической слагающей значительно, а по мере
увеличения сопротивления интенсивность снижения тока сокращается. При
X* > 3 при трехфазном КЗ и X. > 1,5 при двухфазном размагничивание генера-
тора, а следовательно и затухание периодической слагающей не происходит.
Выбор расчетной кривой определяется выбором базисной мощности, ко-
торая не влияет на величину начального значения тока КЗ, поскольку в мо-
мент возникновения короткого замыкания ЭДС генератора имеет тоже зна-
чение, что и в начальный период. Точно также величина базисной мощно-
сти не влияет на величину тока КЗ при сопротивлении короткозамкнутой це-
пи Хрез» > 3, так как изменение ЭДС генератора в процессе КЗ не имеет места.
На практике обычно пользуются расчетными кривыми (рис. 3.6) 2б*=
=f (Храсч. б*)> построенными для различных моментов времени после возник-
новения КЗ. Кривые построены для случая трехфазного КЗ в системе, питае-
мой от турбогенератора с автоматическим регулятором напряжения (АРН)
при условии, что до момента КЗ генератор работал с номинальной нагруз-
кой. Такого же характера кривые построены и для гидрогенераторов с АРН.
74
3.5.3. Порядок расчета токов КЗ
При расчете токов короткого замыкания определяют: 10" — наибольшее
начальное действующее значение периодической слагающей тока КЗ (I = 0);
/к, — действующее значение полного тока КЗ — для выбора электрообору-
дования и настройки релейной защиты; iy — ударный ток КЗ для проверки
электрических аппаратов, шин, изоляторов на электродинамическую стой-
кость; /у — наибольшее действующее значение ударного тока для проверки
электрооборудования на динамическую стойкость в первый период КЗ; Л. —
установившийся ток КЗ для проверки электрических аппаратов, шин, кабе-
лей, изоляторов на термическую стойкость; SKl — мощность КЗ для провер-
ки выключателей по предельно допустимой отключающей мощности.
Расчет рекомендуется вести в следующей последовательности.
1. На основании принципиальной схемы вычерчивают расчетную схе-
му, на которой указывают все элементы, которые учитывают при расчете
токов КЗ: генераторы, силовые трансформаторы и автотрансформаторы,
воздушные и кабельные линии, мощные синхронные и асинхронные элек-
тродвигатели, реакторы. Резервные элементы указываются в том случае, ес-
ли в нормальном режиме допустима их параллельная работа с основными.
Возле каждой установки указывают ее параметры согласно табл. 3.1 и вели-
чину среднего напряжения;
2. Указывают точки короткого замыкания, исходя из наиболее тяжело-
го режима работы;
3. Составляют эквивалентные схемы замещения для каждой точки КЗ
вплоть до получения лучевой схемы;
4. Выбирают базисную мощность, базисное напряжение и определяют
базисный ток;
5. Сопротивления всех элементов схемы выражают в относительных
единицах, приведенных к базисной мощности:
• сопротивления генераторов, синхронных компенсаторов, синхронных
и асинхронных электродвигателей
азо
^ном
где X,"d— сверхпереходное реактивное сопротивление в продольной оси;
5Ном — номинальная мощность машин, МВ-А;
• сопротивления силовых трансформаторов. Для двухобмоточных транс-
форматоров мощностью Shom 630 кВ-A относительное сопротивление со-
ответствует напряжению короткого замыкания
где ик — напряжение КЗ трансформатора; 5Ном — номинальная мощность
трансформатора.
75
(3.33)
При Уном < 630 кВ А учитывается активное сопротивление
Y Г~2 Г
ном ном
где ДРМ — потери в меди трансформатора.
Активное сопротивление трансформатора, отнесенное к базисной мощ-
ности
- $б
Гт* ~Гт S
*“ном
При составлении схемы замещения трансформатор изображается в виде
последовательно соединенных активного и индуктивного сопротивлений.
Для трехобмоточного трансформатора напряжения КЗ приводятся для
каждой пары обмоток. Относительные сопротивления в схеме замещения
определяются по выражениям (рис. 3.7)
3,
С
*“ном в
5.
С
мном с
мном н
0,5
Хв. =-----(и,
100
0,5
— ^^кс-н
с 100
_ 0,5
”100 м"в'н
+ u,
+ м,
-и,
-«ке-н
“Мкв<
(3.34)
(3.35)
где 5ном. в, S'hqm. с, Shom. н — номинальные мощности обмоток высшего, средне-
го и низшего напряжений, МВ-А
У трансформаторов с п расщепленными вторичными обмотками мощ-
ность каждой из них равна 1/и номинальной мощности трансформатора. При
раздельной работе обмоток их параметры в схеме замещения (рис. 3.8, а)
определяют как
(и.
Хв. =
100
* расщ
2 п
— • X -х
> Ан 1* “ ЛН 2*
*^ном
р»сц>
Н„* =——— ’ (3-36)
*^ном
где X»paw — реактивное сопротивление расщепления, определяемое по вы-
ражению
Рис. 3.7. Трехобмоточный трансформа-
тор (а) и его схема замещения (б)
76
Рис. 3.8. Двухобмоточный трансформатор с
расщепленной обмоткой (а) и его схема заме-
щения (б)
+ мкв<
(3.37)
^кн1-н2 ^кв-н
X* расщ ЮО ИЛИ РВС1Ц ~ Р3010 ЮО
Для двухобмоточных однофазных трансформаторов коэффициент рас-
щепления Арасщ = 2П И
(3.38)
Хв« — ХН1. — Хн 2«
Ни. =n2
^HOM
Для двухобмоточных трехфазных трансформаторов коэффициент рас-
щепления А’расщ= 3,5, а схема замещения имеет вид трехлучевой звезды, па-
раметры которой
(3.39)
Х„. = 0.125 — ^; ХН]. =Х„,. = — ^5-
100 S„. ЮО S_.
В случае параллельной работы обмоток НН1 и НН2 трансформатор
имеет сквозное индуктивное сопротивление
^СКВ б*
^кв-н1
100
^ном
(3.40)
• сопротивления воздушных, кабельных линий и шинопроводов. Со-
противления активные и индуктивные воздушных и кабельных линий опре-
деляются по выражениям
56 s6
= г0/4-; Хл. =х0/—
и} и2б
(3.41)
Л*
где го и хо — соответственно удельное активное и индуктивное сопротивле-
ние 1 км линии, Ом/км; /—длина линии, км.
Индуктивное сопротивление шин при расположении их в виде равно-
стороннего треугольника
^.=^2=^3 =628 1п—-10"4, (3.42)
8
где а — расстояние между осями фаз, см; g — среднегеометрическая пло-
щадь поперечного сечения пакета шин, см.
При расположении шин в одной плоскости вертикально или горизон-
тально — и расстояниях между фазами 1—2 и 2—3, равных а, между 1—3 —
2а сопротивления шин 1—3 определяются как
Хш , = Хш з = 628 (In — + 0,346) IO’4, (3.43)
8
а сопротивление шины 2 определяется по (3.42);
77
• сопротивления до шин понижающей подстанции, если известна мощ-
ность КЗ на ее шинах
Хпст.
с иI 2
°б . % _ иср к
£(3) ’ "ст* £(3)
(3.44)
6. Определив параметры и используя схемы преобразования, исходную
схему замещения упрощают до получения лучевой схемы, состоящей из эк-
вивалентного источника, суммарного расчетного сопротивления в относи-
тельных базисных единицах и точки короткого замыкания (рис. 3.9).
Если принятая величина базисной мощности не совпадает с номиналь-
ной мощностью источников питания, то при пользовании расчетными кри-
выми расчетное сопротивление следует пересчитать по формуле
Х,, = Храсч5.^-. (3.45)
Если результирующее сопротивление цепи Урез, б < 3, то по расчетным
кривым (см. рис. 3.6) определяют расчетные коэффициенты токов КЗ для
расчетного момента времени: к" — для периодической слагающей; к02—для
определения отключающей способности; —установившегося тока КЗ.
В именованных единицах
Г'=к" 1б', /о,2 = к0,2 = (3.46)
где 16 — базисный ток.
Далее ударный ток КЗ и наибольшее действующее значение ударного
тока в первый полупериод его возникновения определяют по формулам
(3.3) и (3.6).
Предельно отключаемая мощность:
50,2 =^Iq,2U6. (3.47)
При расчетном сопротивлении Л'рез. б* > 3, т.е. по мере удаленности точ-
ки КЗ, различие между токами во времени становится меньше и токи для
различных моментов определяются как
/'(3) =/(3) = /(3) =/б-. (3.48)
Хрез 6»
Мощность КЗ:
и2 S
s(3) = S<3) =5£3) = —£- =—(3.49)
рез рез. б*
I *1*04*6 \1 -----------------------------------
Т Р Рис. 3.9. Расчетная лучевая схема
78
7. Если величина отключаемой мощности оказалась больше отключаю-
щей способности выключателей, то необходимо ограничить ток короткого
замыкания, а соответственно и величину отключаемой мощности.
3.5.4. Расчет токов КЗ при асимметрии точки
короткого замыкания
В реальных сетях точка КЗ оказывается симметрично и асимметрично
расположенной по отношению к источникам питания. Это встречается в
случаях, когда предприятие питается от мощности системы и местной стан-
ции. В этих случаях необходимо отдельно определить токи короткого за-
мыкания, посылаемые различными источниками, а полный ток — как сум-
му этих токов. В соответствии с этим различны и методы расчета: расчет по
общему изменению тока КЗ и индивидуальному изменению тока.
Расчет по общему изменению тока. Симметричные схемы характеризу-
ются однотипностью генераторов и одинаковой удаленностью места КЗ.
Все источники (генераторы), участвующие в питании точки КЗ, заме-
няют одним суммарным источником. Все сопротивления выражают в отно-
сительных базисных величинах и определяют расчетное сопротивление как
у _ уг номЕ . y _ y номЕ zq гл\
Л расч б* ~Лрез* > Лрасчб* ~ Л рез* 2 ,
>б и6
где Shome—номинальная суммарная мощность источников питания, MB A.
Если в качестве базисной мощности принята суммарная мощность ис-
точников питания, то расчетное и результирующее сопротивления равны
•Храсч* — ^рез*.
Периодическая слагающая тока КЗ для любого момента времени:
С =4-ЛомЕ. (3-51)
где Inf — относительное значение тока КЗ, определяемое для различных
моментов времени по расчетным кривым; /НОме — номинальный суммарный
ток источников питания,
(3.52)
Мощность короткого замыкания:
(3.53)
Значения ударных токов определяют по (3.3) и (3.6).
При Jfpacn* > 3 периодическая слагающая тока КЗ и мощность КЗ неиз-
менны в течение процесса КЗ и определяются по формулам (3.48) и (3.49).
Если для каких-либо элементов схемы учитывается и активное сопро-
тивление, то для них определяется полное сопротивление Zpac4* и условно
принимают его численно равным Храсч*.
79
Расчет по индивидуальному изменению. Для асимметричных схем харак-
терна разнотипность источников питания и различная удаленность от места
КЗ. В этом случае необходимо учитывать индивидуальное изменение токов
отдельных генераторов или результирующее поведение группы.
Реальную расчетную схему заменяют лучевой, каждый луч которой соот-
ветствует генератору со своей линией до места КЗ. Источник неограниченной
мощность выделяют в отдельную генерирующую ветвь. Схему любой слож-
ности достаточно привести к двум—трем генерирующим ветвям, учитывая
однотипность генераторов и их удаленность от места КЗ. В отдельные ветви
выделяются системы, заданные параметрами отключающей аппаратуры; син-
хронные компенсаторы и электродвигатели, соединенные с точкой КЗ.
Для определения тока КЗ необходимо найти сопротивление каждого
выделяемого генераторного луча (см. разд. 3.4.2) и коэффициенты токорас-
пределения, определяющие роль каждого источника в питании точки КЗ
(рис. 3.10).
Коэффициенты токораспределения определяют в следующей последова-
тельности:
1) принимают суммарный коэффициент токораспределения С2= 1;
2) считают, что коэффициенты токораспределения в генерирующих вет-
вях расчетной схемы и в соответствующих лучах схемы замещения равны
единице, т. е.
С] = Сц = Сш = Сл1= СЛ2= Слз = 1 (см. рис. 3.10, в);
3) преобразуют исходную схему замещения в лучевую (см. рис. 3.10, б);
4) считают, что коэффициенты токораспределения в параллельных вет-
вях обратно пропорциональны их сопротивлениям
Х„ + Х4.
(3.54)
5) значения коэффициентов токораспределения определяют разбором
схемы в обратном порядке, начиная от точки КЗ, где суммарный коэффици-
ент токораспределения С^= 1, до получения искомых коэффициентов
Рис. 3.10. Схемы использования коэффициентов токораспределения при их упрощении и заме-
щении
80
П С»!
Гп х-ьп Сдп
ГШ У*вШ С»ш
С =с
*4*
3*
Х3, + Х4. ' х3, + х4.
2*
; Си — Сьп
Л 2*
6) определяют сопротивления лучей новой схемы замещения
Y У Y
Л рез* рез* рез*
хл1. =Cs-^_; Хл2. =Сх-=-; хл3,=с.-^-,
Ч 2 Ч 3
(3-55)
(3.56)
7) исходя из расчетных сопротивлений каждого луча, по расчетным
кривым определяют относительные значения токов /ш для каждого момента
времени. Ток короткого замыкания луча 3 I™ и мощность К35л3) опреде-
ляют по (3.51) и (3.53);
8) для источника неограниченной мощности сопротивление определяют
по выражению
Хрез-
*сиЭТ. =~^> (3-57)
VF1V1 х х
где Ссист — коэффициент токораспределения для ветви с этим источником.
Ток КЗ определяют по (3.51);
9) ток короткого замыкания в точке КЗ равен сумме токов отдельных
лучей
3.5.5. Определение апериодической слагающей тока КЗ
Наибольшее начальное значение апериодической слагающей тока
трехфазного КЗ принимается равным амплитудному начальному значению
периодической слагающей ia0 = >/з /п0.
Значение апериодической слагающей радиальной ветви в любой мо-
мент времени определяется выражением
1а, = 1а0е-'/Га, (3.59)
где Та—постоянная времени затухания апериодической составляющей,
L. X*
Та = —= —, (3.60)
согх
где со — угловая частота; Ls, — индуктивность и активное сопротивление
короткозамкнутой цепи. Значения Х"/г элементов системы электроснабже-
ния приведены в [38].
81
Для электродвигателей постоянная времени затухания тока статора при
трехфазном КЗ на его выводах определяется по (3.60), однако принима-
ется равным сопротивлению обратной последовательности Х2, а — со-
противлению обмотки статора постоянному току гм при рабочей темпера-
туре этой обмотки.
Значения Х2 для асинхронных электродвигателей принимается Хг = Хк =
= 1/Кп (Кп — коэффициент перегрузки); для синхронных — Хг= (1-1,22) X/.
Сопротивление постоянному току.
^НОМ ^ном COSCPHO„
гм =---------------, (3.61)
100 ^ном
где $ном — номинальное скольжение электродвигателя.
Значение апериодической слагающей для произвольного момента вре-
мени определяют по выражению
— iaO'Xa, (3.62)
где Кй - коэффициент кратности апериодической слагающей, определяемый
по кривым рис. 3.11.
Рис. 3.11. Отношение апериодической составляющей тока КЗ в произвольный момент време-
ни к ее начальному значению
3.5.6. Расчет токов КЗ с учетом
электродвигательной нагрузки
В распределительных сетях точка короткого замыкания может питаться
не только от основных источников, но и от синхронных компенсаторов,
синхронных и асинхронных электродвигателей, которые при внезапном КЗ
в системе электроснабжения продолжают вращаться по инерции, переходят
в генераторный режим, подпитывая точку КЗ. Величина генерируемого то-
82
ка может быть весьма существенной, особенно если такие машины подклю-
чены вблизи точки КЗ, что характерно для сетей напряжением 6—10 кВ,
особенно на горных предприятиях.
При расчете токов КЗ учитывают только те электродвигатели, которые
непосредственно связанны с точкой КЗ или находятся в зоне малой элек-
трической удаленности от нее.
Если электродвигатели мощностью до 100 кВт отделены от места КЗ
одной трансформацией, а свыше 100 кВт — двумя или более трансформа-
циями, то ток подпитки можно не учитывать.
Подпитку электродвигателей следует учитывать при проверке аппара-
тов и проводников распределительных устройств напряжением до 10 кВ по
условиям КЗ, а также при расчете релейной защиты электрооборудования
напряжением также до 10 кВ.
Определяют следующие токи:
1) сверхпереходный —
для синхронного электродвигателя
/сд = 1 ,2 /пуск* /ном. сд; (3.63)
для асинхронного электродвигателя
/ дд ~ 1,2'/пуск*'/ном.АД , (3.64)
где /пуск* — кратность пускового тока;
2) периодическая составляющая—
для синхронного электродвигателя
/СД. =(/с; "/-сд )е’,/Т"СД +/-СД> (3.65)
для асинхронного электродвигателя
'*д, (3.66)
где /’„ад, Тпсл — постоянные времени периодического тока; /-сд= EJXd—
установившийся ток синхронного электродвигателя (синхронная ЭДС про-
порциональна току возбуждения = //-о*);
3) апериодическая составляющая
/ад, ^/д'е-"7-, (3.67)
где Тад — расчетная постоянная времени затухания апериодического тока
двигателей. Для рудничных электродвигателей средние значения рекомен-
дуются Т„д =0,04 с; Тад =0,028 с;
4) ударный ток КЗ
1у.д = Лу.д а/2 -Г Д, (3.68)
где /Суд — ударный коэффициент (для синхронных машин /Суд = 1,75 1,9, а
для асинхронных согласно рис. 3.12).
83
Рис. 3.12. Значения ударного коэффициента для асин-
хронных двигателей
Батареи статических конденсаторов так-
же являются источником тока, однако их раз-
ряд носит характер высокочастотных колеба-
ний, которые быстро затухают и поэтому при
расчете токов КЗ не учитываются.
3.5.7. Ограничения токов КЗ
Условия работы электрооборудования в аварийных режимах характе-
ризуются уровнем токов и мощностей КЗ, которые определяют выбор, от-
ключающую и коммутационную способность электрических аппаратов; их
электродинамическую и термическую стойкость, выбор сечения шин, токо-
проводов кабелей.
В сетях с мощными источниками питания большие токи КЗ требуют
применения мощных отключающих устройств с настолько большой отклю-
чающей способностью, что это существенно увеличивает стоимость СЭС.
Им же определяется и увеличение сечения проводников по термической
стойкости. Поэтому правомерным является вопрос об ограничении уровней
токов и мощностей КЗ до значений, допустимых параметрами электрообо-
рудования, которое экономически целесообразно.
Для горных предприятий это весьма актуально, так как величина токов
КЗ на шинах 6—10 кВ подстанций должна быть ограничена мощностью
комплектных распределительных устройств, особенно для линий питающих
центральные подземные подстанции, в которых распредустройства способ-
ны отключать мощность КЗ от 50 до 100 МВ-А.
Необходимого ограничения величины токов КЗ в отдельных случаях
можно достигнуть правильным построением схемы электроснабжения, а
именно: секционирование сборных шин на всех ступенях электроснабжения;
отказ от параллельной работы силовых трансформаторов и линий электро-
передачи; применение резисторов, трансформаторов с расщепленной об-
моткой, разделительных трансформаторов, а также реакторов, обладающих
чисто индуктивным сопротивлением. Рекомендуется использовать токоогра-
ничивающие устройства резонансного, трансформаторного и реакторно-
вентильного типа, предназначенные увеличивать сопротивление току, боль-
шему тока нормального режима.
Применение резисторов менее эффективно, поскольку в короткозамкну-
тых цепях преобладают индуктивные сопротивления, а геометрическая сумма
этих сопротивлений Z меньше суммы индуктивных сопротивлений цепи и ре-
актора.
Весьма эффективно применение токоограничивающих отключающих ап-
паратов, к которым относятся большинство применяемых в сетях до и выше
1 кВ предохранителей с плавкими вставками, а также многие автоматиче-
ские выключатели в сетях напряжением до 1 кВ. Время отключения корот-
84
Рис. 3.13. Схемы уменьшения тока токоограни-
чивающим отключающим аппаратом:
/| — ток КЗ перед аппаратом; i2 — ток КЗ за аппара-
том; /уД1 и /уд2 — ударные токи КЗ соответственно перед
и после аппарата
кого замыкания такими аппаратами при
больших токах КЗ меньше 0,01 с, благо-
даря чему ток за точкой КЗ не успевает
достичь ударного значения (рис. 3.13).
Наиболее широко применяются ре-
акторы, облегчающие работу аппаратуры распределительных устройств,
подстанций и сетей, снижающие сечение кабелей отходящих линий и спо-
собствующие созданию остаточного напряжения на шинах при аварии на
одной из отходящих линий.
Однако следует помнить, что реактор создает дополнительную потерю
напряжения и при нормальной работе потребителя. Величину этой потери
можно определить по векторной диаграмме (рис. 3.14). Ввиду малости угла
между векторами напряжений Ux (до реактора) и U2 (после реактора) раз-
ностью между истинным значением вектора Ul и его проекцией на вектор
U2 можно пренебречь (отрезок be). Тогда потеря напряжения в реакторе:
ДС/р =V3ZXpsincp,
(3.69)
где —сопротивление реактора.
Сопротивление реактора, выраженное в процентах, отнесенное к номи-
нальным значениям рабочего тока, определяют по формуле
у _ у ^яом ₽
ЛР% -лр „
ном р
Поскольку потерю напряжения обычно выражают в относительных еди-
ницах, то разделим обе части на номинальное напряжение реактора:
100.
At/p ^3/номрХр .
--------------------Sln (р •
и и
ном р ном. р
Д£/р% = Уро/o-sin ср.
При коротком замыкании в сети за ре-
актором напряжение на шинах подстан-
ции не падает до нуля, а равно потере на-
пряжения в реакторе
=>/з/(3)Хр. (3.72)
Рис. 3.14. Векторная диаграмма реактора
(3.70)
(3-71)
85
Чтобы выразить L70ct в относительных единицах, следует преобразовать
(3.72):
р Хр Uном р
и ~ и I и
НОМ НОМ р ном р ном
и =Х (3.73)
ост ном Р т т 7 v 7
1 НОМ р U ном
или в процентах
и =Х I(3) U”°M р
ост % ном р % 7 т
1 ном р ном
(3.74)
Выбирать реактор следует так, чтобы при коротком замыкании на ли-
нии напряжение на шинах подстанции было не менее 0,7СНОМ.
Схема замещения реактора — реактивное сопротивление, включенное в
короткозамкнутую цепь. Относительное сопротивление реактора, выра-
женное в относительных базисных единицах, определяется выражением
X 1 U
НОМ р * б ном. р
₽’6 100 /номр и6
Значения _¥НОм .р5 Аюм.р и 1Люм.р приведены в справочной литературе.
Для сдвоенных реакторов (рис. 3.15)
. _2(l + /fCB )Хномр /6 С7НОМР
Р’6 100 /номр и6
(3-75)
(3.76)
где Кел—коэффициент связи между ветвями реактора (0,4—0,6).
Если питание подключено в точках 1 и 3, а в точке 3 произошло КЗ, от-
носительное сопротивление реактора определяется выражением
К X J и
*ХСВ Лиомр -*б ''ном. р
₽’6 " 200 / n U6
ном р о
(3.77)
Если источники питания подключены к выводам 1, 2 и 3, то при КЗ за
пределами выводов относительные сопротивления лучей в схеме замещения:
= Х3.
2(1 + /Ссв )^ном.р /б С/номр
100 Лом₽ и6 ’
(3.78)
Рис. 3.15. Сдвоенный реактор (а) и его схема
замещения (б)
86
х2.
’ X J и
СВ НОМ. р -*б ном. р
100 zH0M.p и6
(3.79)
При проектировании систем электроснабжения фактическая величина
мощности короткого замыкания часто бывает больше отключающей мощно-
сти выключателя комплектного распредустройства. В этом случае необхо-
димое сопротивление реактора определяется выражением
100,
р
(3.80)
где Shom. в — номинальная мощность выключателя; б. сети* — относитель-
ное суммарное сопротивление сети в базисных единицах до реактора.
Учитывая нагрузку сети, напряжение в точке присоединения реактора и
расчетную индуктивность, по каталогу выбирают стандартный реактор.
Если известно сечение кабеля в сети за реактором, то Хр определяют по
(3.80), однако вместо 5НОм.в подставляют ток термической стойкости, кото-
рому удовлетворяет выбранное сечение кабеля (7к.тс)-
Пример, Для схемы на рис. 3.16 подобрать реактор для ограничения мощности КЗ при усло-
вии: Uc =110 кВ; С7НОМ =10,5 кВ; S ном. = 10000 кВ А; =1600 MB A; КРУ типа КЭ-10/20 с
мощностью отключения 350 MB A.
Решение: 1) принимаем базисные условия—
5б =1600 MB A; U6 =10,5 кВ. Базисный ток
1600
1,7340,5
= 88
кА;
2) определяем сопротивления элементов в относительных базисных единицах—
v s6 1600 ,
для системы X=-------=-----= 1;
1600
5б 10,5 1600
для трансформатора = Х2 =-------------=---------= 16,8;
’ 2 100 100 10
3) номинальное напряжение в месте подключения реактора 10,5 кВ, а ток
10000
Л«.р =-р^- = —----------550 А;
43 ижм Л 10,5
4) расчетное сопротивление реактора
V _Г V У“°“Р^
₽” Is 1б’ ihU
\ ном. в / б ном. р
(1600 А 0,55’10,5
= -—-(1 + 16,8) -------— = 0,086 = 8,6%;
Ч 350 J 88-10
Рис. 3.16. Расчетная схема (а) и схема замеще-
ния (6)
87
5) принимает реактор типа РБ-10-630-ПУЗ с параметрами
t/ном = 10 кВ; /ном = 630 А; ХР= 10 %;
6) сопротивление выбранного реактора, приведенное к базисным условиям—
х = *р% _ю 88-ю _133
Р*6 ЮО^мрУ» 100 0,63-10,5
7) фактическая мощность КЗ с учетом реактора
=—— =-------—-------= 51,4 МВ-А.
* (1 + 16,8 + 13,3)
Таким образом, ограничение мощностей и токов КЗ в системе электро-
снабжения осуществляется рациональным проектированием ее, а выбор
способа ограничения представляет собой комплекс мер, решающих вопро-
сы выбора электрооборудования и режимов его работы путем технико-
экономического обоснования.
3.5.8. Особенности расчета токов КЗ в установках
напряжением до 1 кВ
При коротких замыканиях в электроустановках напряжением до 1 кВ
ток КЗ не влияет на ЭДС генератора, поскольку приведен к базисному на-
пряжению до 1 кВ. Сопротивления элементов сети напряжением выше 1кВ со-
ставляют малую долю общего сопротивления короткозамкнутой цепи, ими
можно пренебречь.
При расчете токов КЗ в общем случае необходимо:
1. Учитывать активные и индуктивные сопротивления всех элементов ко-
роткозамкнутой цепи: проводников, кабелей, шин длиной от 10 м и более,
токовых катушек расцепителей автоматических выключателей, первичных
обмоток многовитковых трансформаторов тока, переходных контактов ап-
паратов КТП, автоматических выключателей, рубильников и т. п. В сетях,
питаемых от трансформаторов мощностью 1600— 2500 MB-А, переходное
сопротивление можно учитывать активным сопротивлением:
• для распределительных щитов на подстанциях — 0,015 Ом; распреде-
лительных щитов 0,4 кВ — 0,02 Ом, для вторичных РП и на зажимах аппара-
тов, питаемых от резервных РП — 0,025 Ом, а для аппаратуры, установлен-
ной непосредственно у приемников, питаемых от вторичных РП — 0,03 Ом;
• учитывется влияние электродвигателей на ток КЗ, непосредственно
связанных с точкой КЗ.
При определении общего сопротивления короткозамкнутой цепи учи-
тываются сопротивления всех элементов:
1. Сопротивление энергосистемы определяется согласно табл. 3.2, а при
соотношении
с<3)
квн >1000 (3.81)
*^ном тр к %
сопротивление системы Zc = 0.
88
2. Сопротивления понижающих трансформаторов мощностью от 25 кВ-А
до 2500 кВ А с вторичным напряжением 0,4 кВ; сопротивления шинопрово-
дов, кабелей, неподвижных контактных соединений и электрических аппа-
ратов приведены в [38].
3. Сопротивление дуги в месте КЗ принимается активным и определяет-
ся выражением
*д=^-, (3.82)
где ил— падение напряжения на дуге.
Ua = Еа1а, (3.83)
где Еа—напряженность в стволе дуги; при 7КО > 1000 А—Ея= 1,6 В/мм; 1а—
длина дуги, определяемая в зависимости от а — расстояния между фазами в
месте КЗ.
4 а — при а < 5 мм
a Ъ.
20,4 In—exp -0,15—
2 I x2
— при 5 мм<а<50 мм
a — при а >50 мм
Значения а приводятся в [38]; /ко—ток КЗ в месте дуги.
4. Активное сопротивление асинхронного электродвигателя в момент
КЗ можно ориентировочно определить по выражению
0.63 Рном ю6
(А-п/ном )2
(3.84)
где Кп — кратность пускового тока.
Сверхпереходное индуктивное сопротивление такого электродвигателя
^Ка1ти ?
5,86РИОМ-106
“ (*„ 7НОМ )2
(3.85)
Начальное действующее значение периодической составляющей тока
КЗ от источника питания определяют как
t/ м 103
up. ном
7<3>
V3 £ + X) £
(3.86)
89
где t/cp. ном — среднее номинальное напряжение ступени, где произошло КЗ;
Г] £ , х, £— соответственно суммарное активное и индуктивное сопротивле-
ния прямой последовательности всех элементов короткозамкнутой сети.
Если сопротивление энергосистемы и сети высшего напряжения, от ко-
торой получает питание трансформатор напряжением до 1 кВ, равно нулю,
ТО Ucp. НОМ — UtiOM-
Ударный ток КЗ определяется по формуле (3.3). Ударный коэффициент
принимается равным /Суд = 1,3 при КЗ в РУ низкого напряжения КТП и в мес-
тах подключения кабелей к нему; для всех остальных потребителей Кул = 1.
Начальное действующее значение периодической слагающей тока КЗ от
асинхронных электродвигателей определяют по формуле
лД*м'+*вш )2 +(Гм+С )2
(3.87)
где Е0'эя = 0,9 ииои — сверхпереходная ЭДС электродвигателя; гм' и х* —
соответственно активное и индуктивное сопротивления электродвигателя;
гвши хвш— соответственно активное и индуктивное сопротивления линии
между электродвигателем и шинами.
Если мощность электродвигателей менее 20 % номинальной мощности
питающего трансформатора или если сопротивление между электродвига-
телем и точкой КЗ ZK> 1,5 Zip, подпитка им точки КЗ может не учитываться.
Начальное действующее значение периодической составляющей одно-
фазного тока КЗ определяется выражением
rd) ____________________________3£эК_________________________
n0 I--------------------------2----------------------------2
\ Oj X + ^2 X + Г0 X ) + (*"1 X + X + *0 X )
(3.88)
>](. 2 /j £ +Го£ ) + ( 2 X] 2 + х0 2 )
где Гц и г№ — активное сопротивления прямой и нулевой последовательно-
сти относительно точки КЗ; хц: и хох— индуктивные сопротивления прямой
и нулевой последовательности.
Для шин и кабелей сопротивления нулевой последовательности прини-
мают равным: гом = 10 Г1Ш; хом = 10 Х1Ш; гок = 10 riK, Хок = 4 xiK.
Когда задано сопротивление петли «фаза—нуль», то периодическая со-
ставляющая тока определяется по формуле
7(гт(1) +ЗГф +37?д )2 + (х<° +3хф^ )2 ’
(3.89)
90
где rT(1) = 2 Г] т + г0 т и = 2 х, т + х0 т — активное и индуктивное сопротив-
ления трансформатора току однофазного КЗ; гф.о; хф.о — активное и индук-
тивное сопротивления петли «фаза—нуль»; /?д — сопротивление дуги в мес-
те КЗ.
3.6. РАСЧЕТ ТОКОВ НЕСИММЕТРИЧНЫХ
КОРОТКИХ ЗАМЫКАНИЙ
При несимметричных коротких замыканиях расчет токов КЗ на одну
фазу производить нельзя, так как различны происходящие в фазах явления,
чему соответствуют различные токи и фазные углы между ними.
При расчете токов несимметричных КЗ используют метод симметрич-
ных составляющих, позволяющий любую несимметричную систему разло-
жить на три симметричные составляющие: прямой, обратной и нулевой по-
следовательности. В каждой такой системе явления в фазах подобны, по-
этому можно использовать однолинейные схемы замещения и расчет вести
для одной фазы.
Схемы замещения отдельных последовательностей составляют обыч-
ным способом, выражая сопротивления элементов в именованных или от-
носительных единицах, приведенным к базисным условиям.
Схема замещения прямой последовательности аналогична схеме заме-
щения при трехфазном КЗ. В схемах замещения обратной последовательно-
сти все ЭДС полагаются равными нулю, а электрические машины заменя-
ются своими сопротивлениями обратной последовательности. В расчетах
принимают, что сопротивления прямой и обратной последовательности для
удаленных от места КЗ электродвигателей одинаковы.
В схеме замещения нулевой последовательности учитывают только те
контуры, в которых, начиная от точки КЗ циркулируют токи нулевой по-
следовательности. Ток нулевой последовательности является однофазным
током, разветвленным между тремя фазами и возвращающимся через па-
раллельные цепи и землю. Схему начинают составлять от точки КЗ, где
возникла нессимметрия. В этой точке при поперечной нессимметрии при-
ложено напряжение UK 0 относительно земли, а если нейтраль заземлена че-
рез сопротивление, то в схеме замещения это сопротивление учитывается
тройной величиной.
Исходная схема и схемы последовательностей приведены на рис. 3.17.
Если обмотка трансформатора, соединенная в треугольник или звезду с
незаземленной нулевой точкой, обращена к точке КЗ, то трансформатор и
последующие за ним элементы в схеме нулевой последовательности не учи-
тываются. При соединении обмоток «треугольник—звезда с нулем» вклю-
чается трансформатор и все элементы до точки КЗ.
Для различных элементов сети можно рекомендовать следующие вели-
чины сопротивлений: 1) реактивное сопротивление прямой последователь-
ности %! любого элемента равно сопротивлению при расчете токов трех-
91
фазного КЗ; 2) для трансформаторов, реакторов, воздушных и кабельных
линий сопротивления прямой и обратной последовательности г(= г2 и х, =
= х2, для асинхронных машин х2 = xs= ь для синхронных и турбогенерато-
ров х2 xd, для обобщенной нагрузки х2 = 0,35; 3) реактивное сопротивле-
ние нулевой последовательности для синхронных машин (0,15—0,16) X/,
для реакторов х0 = хь для кабелей г0 = Юг,; х0 = (3,5 + 4,6) Х\, для воздуш-
ных линий х0 = 1,4 Ом/км и хй = 2,2 Ом/км (одноцепные и двухцепные ли-
нии), а для сталеалюминевых—соответственно 0,8 и 1,2 Ом/км.
Ток прямой последовательности одной фазы в месте КЗ при любом не-
симметричном коротком замыкании определяются по формуле
=' , —1 — ~эк ...............: (3.90)
7(г1£ +Дг(п) ) +(х1£ +Дх(п) )2
где Езк — эквивалентная фазная ЭДС для всех источников; пе, х,е — актив-
ное и индуктивное сопротивление прямой последовательности относитель-
но точки КЗ; ДНП), Ах<п> — дополнительные сопротивления, определяемые
видом КЗ (п) и параметрами схем замещения обратной и нулевой последо-
вательностей (табл. 3.4).
Полный ток поврежденной фазы:
I™ = щ(п)/^, (3.91)
где «7<п> — коэффициент пропорциональности, зависящий от вида замыка-
ния (см. табл. 3.4).
Результирующие сопротивления в относительных единицах:
• при трехфазном КЗ
*рез* ~ Х1рез* ’
• при двухфазном X®. = Х1рез* + х2рез* >
Рис. 3.17. Исходная схема (а) и схемы замещения (б, в, г) отдельных последовательностей
92
Таблица 3.4
Зависимость токов прямой, обратной и нулевой последовательностей
при несимметричном КЗ
Вид КЗ Дополнительное сопро- тивление Значение коэффициента m<n) Токи в месте КЗ
Дх(п) ДНП> ZkA2 ZkAO
К(2) *2Z== *11 rlZ V3 ~/кА1 —
KG) *2Z + *0Z r2Z + r0Z 3 /кА1 /кА1
К(Ы) Х2 Е Х0 £ Г2 E Г0 E ^3 (Z2 z 4- Zo z 4- Z2 z Zo z ) -I 201 z _ 7 01
Х2 I + Л0 £ Г2 E + Г0 E ^2 E ^0 E -КА1 +2вх Z2X +Z0X
• при однофазном х£3. = х1рез. + х2рез. + х0рез.;
„ (1,1) Х2 рез* Х0 рез»
• при двойном замыкании на землю х ' =х, . +---------------
₽“ *2рез* +*0рез*
При двухфазном замыкании на землю ток в земле:
/<> =3/“;” =з—--------------------
X . +х . Л(1л)
2 рез 0 рез
(3.92)
Для определения тока прямой последовательности любого несиммет-
ричного КЗ можно пользоваться расчетными кривыми.
Расчетное сопротивление цепи при различном виде КЗ с учетом инди-
видуального изменения токов определяют как
х(п) V
(п) __ Р63* ном. X
Храсч* s >
в о
где Св — коэффициент распределения для ветви (тот же, что и при трехфаз-
ном КЗ в этой точке); 5Ном. z — суммарная номинальная мощность источни-
ков.
Источник неограниченной мощности учитывается так же, как и при
расчете трехфазного КЗ.
Контрольные вопросы
1. Какова особенность различных видов КЗ?
2. От чего зависит процесс протекания КЗ? Перечислите наиболее су-
щественные факторы.
3. От чего зависит апериодическая составляющая тока КЗ?
4. Что определяет ударный коэффициент?
5. Почему возникла необходимость расчета в относительных едини-
цах?
93
6. Как определяется периодическая составляющая тока КЗ по расчет-
ным кривым?
7. Когда ведут расчет токов КЗ по индивидуальному изменению?
8. Каким образом учитывается подпитка точки КЗ электродвигателями?
9. Как определяется сопротивление реактора для ограничения тока КЗ?
10. Сущность коэффициентов токораспределения?
11. Каковы особенности расчета токов КЗ в сетях напряжением до 1 кВ?
12. Критерии объединения источников питания?
Темы рефератов
1. Разработка алгоритма и программы расчета токов КЗ в именован-
ных единицах.
2. Разработка алгоритма и программы расчета токов КЗ в относитель-
ных базисных единицах.
3. Технические средства ограничения токов КЗ.
4. Влияние мощности и токов КЗ на технико-экономические показате-
ли и качество электрической энергии.
Глава * ТЕХНИКО- ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ /
4.1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Электроснабжение и электрооборудование предприятий развивается и
совершенствуется одновременно с растущими требованиями современной
технологии, создавая условия для дальнейшего совершенствования и авто-
матизации технологических процессов производства. Это, в свою очередь,
приводит к росту удельного потребления электроэнергии.
Во избежание дальнейших работ по реконструкции систем электроснаб-
жения в процессе эксплуатации необходимо создавать системы, позволяю-
щие расширять сетевые устройства без нарушения технологического про-
цесса. Хотя система электроснабжения является локальной, в основу ее ие-
рархической структуры закладываются технологический, территориальный
(топологический) и временной признаки.
Проектирование системы электроснабжения проводится на основе тех-
нического задания и технико-экономического обоснования целесообразно-
сти ее сооружения, входящее составной частью в ТЭО предприятия. Даль-
нейшее проектирование может выполняться в одну или две стадии: в виде
технорабочего проекта или технического проекта и рабочих чертежей.
Технико-экономическое обоснование обязательно включает расчеты ка-
питаловложений и эксплуатационных расходов по рассматриваемым вари-
антам систем электроснабжения и срокам сооружения, а также анализ эко-
номической эффективности вариантов.
Оценка эффективности осуществляется с помощью системы экономических
показателей и критериев за календарный период, продолжительность кото-
рого учитывает длительность создания и период ее рентабельной эксплуатации.
4.2. СИСТЕМА КРИТЕРИЕВ
И ПОКАЗАТЕЛЕЙ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ
ИНВЕСТИЦИОННЫХ ПРОЕКТОВ
Эффективность проекта оценивается системой показателей, причем оп-
ределяющим является значение показателя, принятого в качестве критерия
оценки. Поскольку затраты при осуществлении инвестиционного проекта
реализуются в течение нескольких лет и являются разновременными, их со-
измерение должно осуществляться с учетом «фактора времени», то есть пу-
тем дисконтирования.
Дисконтирование — это приведение разновременных экономических по-
казателей к какому-либо одному моменту времени, чаще для этого реко-
мендуют начало первого года реализации проекта. Этот момент времени
считается базовым. Сумма дисконтированных значений любого принятого
показателя за весь рассматриваемый период дает интегральную величину
для выбранного момента приведения.
97
С целью упрощения расчетов по финансовой обеспеченности проекта
дисконтирование денежных потоков (при нескольких инвесторах) можно
определить по средневзвешенной норме дисконта, т. е.
E = SE,.a,.,
1
(4-1)
где Е, — оговоренная условиями предоставления денежных средств величи-
на годовой кредитной ставки для z-го инвестора; — доля дисконтирован-
ных средств z-го инвестора в общем объеме инвестиций; п — количество ин-
весторов.
Приведение к базисному моменту времени затрат и величины эффек-
тивности, получаемых в z-м году реализации проекта, определяется коэф-
фициентом
°' = М'
(4.2)
где t — число лет приведения.
Для оценки эффективности различных вариантов систем электроснаб-
жения могут использоваться следующие показатели: чистый дисконтиро-
ванный доход (ЧДД), внутренняя норма доходности (ВНД) и срок окупае-
мости инвестиций (Ток).
Чистый дисконтированный доход определяется как сумма текущих зна-
чений за весь расчетный период, приведенный к базисному году, т. е.
ЧДД = £ (Pt - С, + Д - Н, - Kt )/(1 + £)', (4.3)
г=0
где Pt—стоимость реализованной продукции, услуг и т.д., руб.; С,— годо-
вые издержки z-ro года по себестоимости, руб.; А, — величина амортизаци-
онных отчислений в t-м году, руб.; Н,— налоги, обязательные отчисления и
расходы из прибыли в z-м году, руб.; К,—капиталовложения в t-м году, руб.
Положительное значение ЧДД определяет чистый эффект от рассматри-
ваемого варианта проектного решения.
При сравнении экономической эффективности различных вариантов
предпочтение отдается тому, у которого величина ЧДД больше.
Срок окупаемости Ток — период, по окончании которого дисконтиро-
ванные первоначальные вложения и ущербы первых лет эксплуатации сис-
темы перекрываются суммарным дисконтированным эффектом от эксплуа-
тации объекта инвестиций.
Срок окупаемости капитальных вложений определяется как
т - К' -т^ П1+А>
ок ^(1+Е)' ^(1 + Е)"
(4.4)
где П, — чистая прибыль в Z-м году.
98
Срок окупаемости определяет возможный срок возврата инвестиций за
счет получения чистой прибыли и амортизационных накоплений. Норма
амортизационных отчислений составляет: для зданий и сооружений — 9 %;
для оборудования — 15 %; для горных выработок — 10 %. Доля амортиза-
ционных отчислений как источника инвестиций в настоящее время состав-
ляет 25—30 %.
43. МЕТОДИКА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ
РАСЧЕТОВ
В основу методики технико-экономических расчетов положен метод срав-
нения различных вариантов систем электроснабжения, показателем оценки
которых являются годовые приведенные затраты. Наиболее приемлемым
является вариант, отвечающий техническим требованиям и имеющий наи-
меньшие приведенные затраты. Если затраты отличаются на 5—10 %, то
предпочтение отдается варианту с меньшими капиталовложениями.
Для изменяемой части сопоставляемых вариантов приведенные затраты
определяются выражением
3 = ЕЯК,+ИЯ, (4.5)
где К, — капитальные вложения в основные средства; Еп — норма прибыли
на вложенный капитал, соответствующий величине банковского процента
по долгосрочным кредитам или величине банковской процентной ставки по
долгосрочным депозитам; И» — ежегодные издержки производства или
эксплуатационные расходы.
Если система электроснабжения вводится частями, приведенные затра-
ты должны определяться за все время строительства Т:
3T = EeiК,(1 + £вп)г" + £ ДЯ, (1 + Еяя)г-‘, (4.6)
r=l
где &И, — приращение ежегодных издержек производства в год Z; Енп —
норматив (единая норма дисконта — 0,08) для приведения разновременных
затрат; t3—год начала эксплуатации.
В ряде случаев возникает необходимость сравнения экономической це-
лесообразности новой или реконструируемой сети. Приведенные затраты
на реконструкцию определяются по формуле
3=ЕН(ЯН+ЯСТ + ЯЛ + ЯОС) + ЯН, (4.7)
где Кн — капиталовложения на вновь сооружаемые элементы системы элек-
троснабжения; =/fB CT(l-Z>z) —капиталовложения в элементы системы
электроснабжения, сохраняемые при реконструкции; Кл — ликвидируемые
вложения, определяемые по выражению
99
Кл = (Кв С1Л - Ка) (1 - bt) - Клс + Кл, (4.8)
где /Св,ст и Кв,с,л—восстановительная стоимость элементов системы электро-
снабжения, соответственно сохраняемая при реконструкции и ликвидируе-
мая, определяемая как стоимость вновь сооружаемых элементов; Ка —
стоимость сохраняемого оборудования, используемого в другом месте; Кп<с
— ликвидационная стоимость оборудования, непригодного для дальнейше-
го использования (списывается как «лом»); Кл—стоимость демонтажа обо-
рудования.
Возвратные суммы или освобождаемые вложения:
K^K^-bt),
где b — норма амортизационных отчислений; t — время с начала эксплуа-
тации до момента реконструкции; bt < 1 — доля износа оборудования и
элементов системы (не может превышать вложения).
В настоящее время при технико-экономических расчетах применяются
методы направленного выбора наиболее рационального варианта.
В тех случаях, когда капитальные вложения осуществляются не едино-
временно, решение о принятии того или иного варианта требует учета фак-
тора времени, так как повариантно могут отличаться строительно-монтаж-
ные и наладочные работы, процесс освоения проектной мощности может
продолжаться несколько лет и т. д. При этом даже равные по величине за-
траты, но распределенные во времени по-разному, имеют различную зна-
чимость и обеспечивают неодинаковый экономический эффект.
При выполнении технико-экономических расчетов с учетом фактора вре-
мени следует разновременные затраты привести к одному и тому же момен-
ту времени. Выбор момента времени не должен оказывать влияния на ре-
зультаты технико-экономического анализа. В качестве момента времени мо-
жет быть выбран момент начала создания объекта, момент начала его экс-
плуатации и т. д.
Приведенная к моменту пуска системы в эксплуатацию сумма капи-
тальных вложений определяется по выражению
К„ = ^,(1 + £нп)г'’', (4.9)
(=i
где К, — капитальные вложения в момент /; t — промежуток времени в го-
дах с начала создания системы; Тс— срок создания системы.
4.4. КАПИТАЛЬНЫЕ ВЛОЖЕНИЯ
И ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ИЗДЕРЖКИ
Капитальные вложения представляют собой денежные средства, расхо-
дуемые на создание основных фондов, подразделяемые на производствен-
ные (подстанции, производственные здания, силовое электрооборудование,
электрические сети и т. д.) и непроизводственные, сопровождающие основ-
100
ной процесс. При определении экономической эффективности следует учи-
тывать также оборотные средства, направляемые на расширение и реконст-
рукцию существующих систем.
При технико-экономическом обосновании и сравнении различных ва-
риантов СЭС часто пользуются удельными капитальными затратами, т. е.
отнесенными на единицу мощности или годовой производительности.
Капитальные вложения определяются на основе проектно-изыскатель-
ских работ, включающих в себя выявление всех затрат, необходимых для
сооружения СЭС. Их значения принимаются по сметам на типовые проек-
ты, по прайслистам и другим нормативным документам.
В общем случае величина капитальных затрат определяется как
К = К + Кт + Кпл + Кк, (4.10)
где Ц — цена электрооборудования; Кт — затраты на транспорт, строи-
тельную часть, монтаж и наладку; Лкл — стоимость производственной пло-
щади; Кк — стоимость комплектующего и резервного оборудования.
В технико-экономических расчетах широко используются укрупненные
технико-экономические показатели. При этом значительно упрощается оп-
ределение капитальных затрат, облегчается сравнение вариантов выполне-
ния схем питающих и распределительных сетей, выбор источников питания,
местоположение подстанций и т. п.
При сооружении подстанций капитальные затраты отличаются между
собой, так как определяются различными схемами, конструкцией РУ, коли-
чеством применяемого электрооборудования. Поэтому подстанции старают-
ся выполнять, если это возможно, по упрощенным схемам, так как основная
часть затрат приходится на силовые трансформаторы и выключатели.
При прокладке электрических сетей капитальные затраты определяются
не только стоимостью линий, но и стоимостью ячеек, которая при коротких
линиях соизмерима с их стоимостью.
В процессе эксплуатации электротехнических систем требуется замена
износившегося электрооборудования, текущий ремонт элементов СЭС, по-
крытие потерь электроэнергии и др.
Расходы, связанные с заменой износившегося оборудования, текущим
ремонтом и обслуживанием, называются постоянными, а расходы по по-
крытию потерь электроэнергии — переменными, образуя вместе эксплуата-
ционные расходы или издержки.
Годовые эксплуатационные расходы в СЭС определяются годовыми из-
держками: на амортизационные отчисления; на содержание обслуживающе-
го персонала; на топливо, материалы, сырье (вспомогательные расходы) и
на потери электроэнергии.
Ежегодные издержки производства при единовременном вводе СЭС в
эксплуатацию Иед, а при поочередном вводе И, определяются выражением
Яед(Я,) = Яа + Яэ + Яэкс, (4.11)
где Иа — амортизационные отчисления; Иэ — затраты на электроэнергию.
101
Амортизационные отчисления складываются из отчислений на полное
восстановление (реновацию) основных фондов и капитальный ремонт, т. е.
Яа=Яр + Якр, (4.12)
а при реконструкции — по годовым нормам амортизации Еа от капитало-
вложений на вновь сооружаемые Кв и сохраняемые Кв. с элементы:
Ив=Еи(Кв+Квс). (4.13)
Затраты на электроэнергию определяются стоимостью потерь электро-
энергии в электрической сети для каждого элемента рассматриваемого ва-
рианта:
И = тЛР + т0 ДРХХ,
(4.14)
где т — стоимость максимальных активных нагрузочных потерь, руб/кВт-ч/год;
то — стоимость 1 кВт потерь хх; — максимальные потери активной
мощности, кВт; ДРХХ — потери хх, кВт.
Выражения для определения потерь в основных элементах системы
электроснабжения приведены в гл. 2.
Стоимость 1 кВт потерь для каждой энергосистемы можно определить в
зависимости от числа часов использования максимума нагрузки предпри-
ятия, годового числа часов использования максимума потерь и годового
числа часов включения:
т = __5L-4-P-1O-3 к;
I пр | ГПоЛ '
I 2 max J
т0 =
—+ Р-10'3 Рв
^max J
(4.15)
где а — стоимость 1 кВт заявленной мощности для каждой энергосистемы;
Ртах — число часов использования максимума нагрузки; 0 — стоимость 1
кВт ч для каждой энергосистемы; ттах— число часов максимума потерь; Тв
— годовое число часов включения.
Значения Тв, Ттвх и ттах определяются в зависимости от организации ра-
бот на предприятии (сменности работы) или по формулам, приведенным в
гл. 2.
Затраты на эксплуатацию Иэх принимаются равными затратам на теку-
щий ремонт, поскольку заработная плата, расходы общего характера и дру-
гие затраты практически одинаковы. Годовая трудоемкость текущего ре-
монта (обслуживания) электрооборудования определяется как
7’Рем = ^«1Лем > (416)
рем I рем/ z х х
102
где т — количество элементов в системе электроснабжения; п, — количест-
во текущих ремонтов в году; Трем,- — трудоемкость текущего ремонта /-го
элемента системы.
Расходы на эксплуатацию можно определить по выражению
К»Чр(К.Чс)- <4-17)
где Ет.р— коэффициент отчислений на текущий ремонт.
Вариант системы электроснабжения характеризуется высокими качест-
венными показателями, если у него, например, выше номинальное напря-
жение сети, меньше потери электроэнергии и напряжения, меньше колеба-
ние напряжения и т. п.
4.5. УЩЕРБ ОТ НАРУШЕНИЯ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
При нарушении электроснабжения каждое предприятие может понести
ущерб, который необходимо учитывать при рассмотрении различных вари-
антов. Выбирая вариант, следует учитывать вероятный ущерб, тогда приве-
денные затраты определяются как
3 = ЕНЕ, + ЯН + У, (4.18)
где У — денежные потери при вероятном ущербе, зависящие в основном от
надежности элементов и структуры схемы.
Следует иметь в виду, что при оценке надежности и ущерба не всякий
перерыв электроснабжения наносит ущерб производству. Если время про-
стоя меньше наработки, то перерывы не отражаются на производстве.
Ущерб от перерыва электроснабжения складывается из двух составля-
ющих: ущерба Уа, связанного с отказом и аварией, что вызывает выпуск
бракованной продукции, выход из строя оборудования и инструмента, рас-
стройство технологического процесса; вторая составляющая Уп зависит от
продолжительности перерыва электроснабжения и появляется из-за простоя
рабочих, порчи сырья и материалов, недовыдачи продукции. Таким образом,
У = У„ + УП7’П. (4.19)
Электроснабжение потребителей может нарушаться из-за повреждений
отдельных элементов питающей и распределительной сетей, а также вслед-
ствие определенных воздействий энергосистемы на режим электропотреб-
ления.
При повреждении элементов СЭС, происходящих внезапно, резко на-
рушается питание электроприемников. Возникший ущерб обусловлен вне-
запностью отключения потребителей и недовыдачей продукции, которая
зависит от режима технологического процесса и времени восстановления
электроснабжения. Если процесс производства непрерывен, то этот ущерб
невосполним, а при прерывном производстве — он восполняется за счет
сверхурочных работ после восстановления электроснабжения.
103
При определении ущерба в зависимости от схемы электроснабжения
учитываются аварийные и плановые перерывы электроснабжения (простои)
или только аварийные.
При плановом простое учитывается только составляющая Уп, пропор-
циональная длительности перерыва электроснабжения. Оценку ущерба це-
лесообразно проводить по удельным разовым ущербам для различных про-
изводств, рассчитанных относительно их производительности. При оценке
по этому способу различают первичный и вторичный ущерб.
Первичный ущерб:
у 1 = [(Ув + Ть 8760 У„)Лв + кп 8760 Уп ] GY, (4.20)
где Уа — составляющая удельного ущерба, зависящая от самого факта пе-
рерыва электроснабжения; Уь — составляющая удельного ущерба, связан-
ная с длительностью перерыва электроснабжения; Ха — параметр потока
отказов элемента СЭС; Ть — среднее время восстановления; кп— коэффици-
ент планового простоя; Q — производительность объекта, технологическо-
го участка и т. п.; у — коэффициент, учитывающий степень ограничения
производства при перерывах электроснабжения.
Вторичный ущерб:
У2 =(дт; Уп \ +ЛП 8760Уп)ет, (4.21)
КГь=Ть-Т0/у,
где То — допустимое время перерыва на одном участке, не вызывающее
ущерба на других или на производстве в целом.
Удельные ущербы от перерывов электроснабжения приводятся в спра-
вочной литературе.
Контрольные вопросы
1. Перечислите критерии и показатели оценки эффективности инвести-
ционных проектов.
2. Что такое средневзвешенная норма дисконта?
3. Как определяют коэффициент приведения к базисному моменту времени?
4. Каким образом определяется чистый дисконтированный доход?
5. Как определяется срок окупаемости капитальных вложений?
6. Что составляет основу методики технико-экономических расчетов?
7. Как определяются приведенные затраты при реконструкции СЭС?
8. Каким образом осуществляется приведение капитальных вложений к
единому времени?
9. Что учитывают капитальные вложения?
10. Что представляют собой эксплуатационные издержки?
11. От чего зависит ущерб производства при перерыве электроснабжения?
104
Глава J ВЫБОР НАПРЯЖЕНИЯ И КАЧЕСТВО ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ 5
5.1. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА
РАЦИОНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ
При изменении величины и характера нагрузки изменяется напряжение
сети.
Как известно, зависимость между нагрузкой и напряжениями в сети оп-
ределяется выражением
TJ p^R+Q^x .p^x-qhmr
V l =f/HOM +-----------+j--------------> (5-0
^HOM HOM
где Phom и бном — соответственно активная и реактивная составляющие
мощности; R и X — активное и индуктивное сопротивления участка сети от
шин источника до данной точки.
Номинальное напряжение сети определяется по формуле
Рном R + 2ном X Рном X - 2Н0М R
t/ном =f/l--------------]--------------• (5.2)
Uном ^ном
Следовательно, изменение нагрузки приводит к отклонению напряже-
ния от среднего эксплуатационного значения или уровня. Таким образом,
уровень напряжения в данной точке сети — это среднее эксплутационное
напряжение, обеспечивающее нормальную работу потребителей электриче-
ской энергии. Этот уровень определяется характером и особенностью по-
требителей и удаленностью их от источника питания. В частном случае
уровень напряжения может быть равен номинальному напряжению.
Наряду с выбором общей схемы питания и определением целесообраз-
ной мощности силовых трансформаторов, установление рациональной ве-
личины напряжения питания предприятия является весьма ответственным,
поскольку его величина определяет параметры линий электропередачи и
электрооборудования, что в свою очередь сказывается на капитальных вло-
жениях, расходе проводникового материала, потерях электроэнергии и экс-
плутационных расходах.
Опыт проектирования показывает, что напряжение сетей различного
уровня можно устанавливать раздельно, учитывая специфику каждой сети.
Помимо технико-экономических факторов следует учитывать влияние на-
пряжения воздушных линий на окружающую среду вследствие электромаг-
нитных излучений. По экологическим соображениям ВЛ должна проекти-
роваться таким образом, чтобы уровень напряженности электрического по-
ля у поверхности земли находился в допустимых пределах.
107
При ориентировочных расчетах, когда протяженность линий менее 250
км и мощность менее 60000 кВ А, величина напряжения может быть опре-
делена по формуле Стилла-Никогосова:
£/ ч =i6tfPL, (5.3)
расч V ’ v z
где L — длина линии, км; Р— передаваемая мощность, кВт.
Если известна полная мощность и ориентировочно решен вопрос о чис-
ле цепей воздушной линии, величина напряжения определяется как
fSL
^расч ’ <5-4)
где S — полная передаваемая мощность, кВ А; п — число цепей воздушной
линии.
Расчетную величину сравнивают со стандартным значением и прини-
мают стандартное напряжение с учетом перспективы развития предприятия.
Для более точного обоснованного выбора расчетной величины напря-
жения проводят технико-экономическое сравнение различных вариантов си-
стем электроснабжения с различными схемами при различном сочетании
напряжений.
При сравнении вариантов должны учитываться капитальные вложения
и ежегодные эксплутационные затраты по всем элементам системы электро-
снабжения. Необходимые капитальные вложения на сооружение системы
7^=Ал + Аоб + /Спот, (5.5)
где Кп — капитальные вложения на сооружение воздушных и кабельных
линий; Коб — капитальные вложения на приобретение и установку обору-
дования; Кпот — дополнительные капитальные затраты в источники пита-
ния на покрытие потерь мощности в системе электроснабжения.
Эксплутационные расходы включают стоимость потерь электроэнергии
Сп, амортизационные отчисления Са и расходы на обслуживающий персо-
нал Соп, т. е.
Сэке = Сп + Са + Соп- (5.6)
При технико-экономическом сравнении вариантов схемы электроснаб-
жения должны строиться с учетом минимума трансформаций при макси-
мальном приближении высокого напряжения потребителю. Вместе с тем сле-
дует учитывать необходимость непосредственной трансформации стандарт-
ного напряжения 110; 35 и 10 (6) кВ на напряжение 0,23; 0,4; 0,69; 1,2 кВ.
Зависимость приведенных затрат от величины напряжения может быть
представлена выражением
K = (a + bs)L, (5.7)
где а — часть стоимости сооружения 1 м линии, не зависящая от сечения
проводников; b — часть стоимости сооружения 1 м линии, зависящая от се-
108
чения проводников, отнесенная к 1 мм2 площади поперечного сечения од-
ного проводника.
Учитывая амортизационные отчисления, затраты на текущий ремонт,
введем в значение а — часть стоимости 1 м линии, зависящую от напряже-
ния, получим выражение
Зя = (рш +Р„ )(*, +«2 Ua +bs)+C-S™ РТ" , (5.8)
10 U s
где а = а\ + аг Ua — величина а может быть аппроксимирована данным вы-
ражением; а—постоянный показатель степени (меньше единицы).
Капитальные вложения в трансформаторную подстанцию определяют-
ся мощностью подстанции и величиной подводимого напряжения. С доста-
точной для практики точностью выражение зависимости капитальных вло-
жений от мощности и напряжения может быть представлено в следующем
виде:
Коб = Ь1 + Ь2 и + ЬзЗтр, (5.9)
где Ь\, Ь2 и Ьз— постоянные величины; Угр— мощность трансформаторов.
Стоимость потерь активной энергии в трансформаторах подстанции:
сптр = с(иДРххГ + пК32пшхДРкз7;), (5.10)
где с — стоимость электроэнергии, руб / кВт-ч; п — число трансформаторов
“Stbx
на подстанции; К3. max—коэффициент загрузки трансформатора, Кг1гех =-.
Если выразить потери холостого хода и короткого замыкания в долях
от мощности трансформатора, то стоимость потерь активной мощности оп-
ределяют как
(5.П)
С учетом изложенного, зависимость приведенных затрат от напряжения
выражается формулой
г / \ / \ *1 с b 5 71
3 = 4^ т + (ра^ +р„ )b2 U + (pair +ри )b3 К + max . (5.12)
Следует отметить, что выражение (5.12) позволяет получить предвари-
тельные выводы об оптимальной величине напряжения.
Если количество сравниваемых вариантов больше двух, то для всех
уровней, рассматриваемых напряжений определяются приведенные затра-
ты, эксплуатационные издержки, расход цветного металла.
109
Вместе с тем практика проектирования, строительства и эксплуатации
электрических сетей рекомендует для питания крупных и особо крупных пред-
приятий следующие напряжения: 330, 220, 150, и НО кВ. Напряжение 35 кВ
рекомендуется использовать на первой ступени для распределения электро-
энергии средних предприятий при незначительном числе электродвигателей
напряжением выше 1 кВ, а также для частичного распределения электроэнер-
гии по промплощадках предприятий, у которых первичное напряжение 110 —
220 кВ.
Напряжение 110 кВ используется для распределения напряжения внутри
предприятия при наличии мощных электродвигателей, присоединенных не-
посредственно к сети 10 кВ; на предприятиях небольшой и средней мощно-
сти при наличии электродвигателей 6 кВ; на предприятиях с собственной
электростанцией на напряжение 10 кВ.
Применение напряжения 6,6 кВ должно быть обусловлено наличием
электрооборудования на 6 кВ и технико-экономическими показателями при
выборе величины напряжения. Если в распределительной сети напряжение
10 кВ, а электродвигатели мощностью 250 кВт и выше — на напряжение
6 кВ, то питание последних следует осуществлять по схеме блока «транс-
форматор — двигатель».
Внутренние сети промышленных предприятий выполняются на напря-
жение 380, 660, 1140 В, осветительные нагрузки питаются напряжением
380 —220В.
Городские сети выполняют на напряжение 380 / 220 В. Для сетей средне-
го напряжения городов рекомендуется напряжение 10 кВ; при реконструк-
ции сетей 6 кВ следует переводить их на напряжение 10 кВ с использованием
кабельных линий 6 кВ, изоляция которых допускает длительное применение
напряжения 10 кВ.
5.2. ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ КАЧЕСТВА
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И ИХ НОРМИРОВАНИЕ
Вырабатываемая электрическая энергия, предназначенная для работы
электроприемников, должна обладать качественными показателями, опре-
деляющими экономичность и надежность их работы. Показатели качества
электроэнергии (ПКЭ) нормируются государственными стандартами и за-
ложены в технические условия электрооборудования.
Считалось, что на промышленных предприятиях в трехфазных сетях на-
пряжения составляют симметричную систему и изменяются практически си-
нусоидально во времени. В действительности положение изменилось из-за
широкого применения приемников электроэнергии с нелинейной вольтам-
перной характеристикой (вентильные преобразователи, одно- и трехфазная
электросварка, газоразрядные лампы, мощные трансформаторы, электро-
термические установки и т. д.). Это приводит к ухудшению качества элек-
трической энергии вследствие искажения кривых тока и напряжения. По-
этому нарушение симметрии напряжений и синусоидальности их изменений
стали постоянным явлением в сетях.
ПО
Следует различать ПКЭ, обусловленные питающей системой и прием-
никами электрической энергии. Отклонение частоты зависит от питающей
системы; колебания частоты, не синусоидальность кривой напряжения, не-
симметрия напряжения, смещения нейтрали вызывается работой приемни-
ков электроэнергии. Одни показатели нормируются только по величине,
другие — по величине и длительности (отклонение частоты).
В соответствии с ГОСТ 13109—87 рассматриваются для предприятий
следующие показатели качества электроэнергии.
Отклонение напряжения. Под ним понимают медленное (статическое)
изменение напряжения со скоростью менее 1 % в секунду, вызванное изме-
нением нагрузки во времени. Оценивается отношением разности между фа-
ктическим напряжением сети Uc и номинальным напряжением к номиналь-
ному напряжению t/HoM, выраженным в процентах:
Uс -^ном
У=—-------—100. (5.13)
Отклонение напряжения может быть положительным, если Uc > UHOm и
отрицательным, если Uc < t/ном.
Если известно отклонение напряжения в начале линии V] и потеря на-
пряжения в линии At/, то отклонение в конце линии в момент времени t
можно определить как (рис. 5.1)
Vv= Vy-MJ. (5.14)
При п участков в сети отклонение напряжения в конце последнего уча-
стка, будет
vnl =VU -ibU' .
1
(5-15)
На рис. 5.1, б линия представлена тремя участками и отклонение на
пряжения V3l — отрицательное.
Если в сеть включены регулирующие устройства, то к отклонению на
пряжения в начале сети необходимо
прибавить добавочные напряжения, со-
здаваемые этими устройствами. Тогда
отклонение в любой точке сети будет
Уп, = ЕК -EAt/, . (5.16)
1
Рекомендуемые ГОСТ верхний и ни-
жний пределы отклонения напряжения
для различных видов нагрузки приведе-
Рис. 5.1. Отклонение напряжения в конце линии:
а — один участок; б — три участка
111
ны в подразд. 6.4.1. Указанные пределы отклонения напряжения должны
соблюдаться с интегральной вероятностью 0,95 не менее чем за рекомен-
дуемое время: для предприятий с пятидневной рабочей неделей — в течение
одних рабочих и одних нерабочих суток; для предприятий с непрерывным
циклом — в течение одних суток; для остальных объектов — в течение двух
рабочих и одних нерабочих суток.
Колебание напряжения. Быстро протекающее кратковременное измене-
ние напряжения (со скоростью более 1 % в секунду) называют колебанием
напряжения. Оно оценивается размахом и частотой изменения напряжения,
а также интервалом времени между изменениями. Размах изменения напря-
жения dU (рис. 5.2) определяется разностью между следующими друг за дру-
гом наибольшими Umax и наименьшими /7т,п действующими значениями на-
пряжения т. е.
5/7=——^-100. (5.17)
Другой оценкой колебания напряжения служат частота изменения на-
„ т( 1 1
пряжения F = — —;----; — , где т — количество изменении напряжения со
7\ с мин ч )
скоростью изменения более 1 % в секунду за время Т и интервал Д/ (рис. 5.3)
между следующими друг за другом изменениями напряжения.
Колебания напряжения дополнительно можно оценить глубиной провала
напряжения по формуле
и -и
ном min |00
^ном
(5.18)
где t/min — минимальное действующее напряжение в течение провала на-
пряжения.
Рис. 5.2. Размах изменения напряжения
112
#и„
Мл
Рис. 5.3. Глубина провала напряжения
Допустимые значения колебания напряжения определяются по кривым
(рис. 5.4) в зависимости от частоты/их повторения или интервала Д/а между
следующими изменениями.
Для электроустановок с резкопеременной нагрузкой (экскаваторы, тя-
говые установки и др.) допускаются колебания напряжения в сети до 1,5 %
при любой частоте колебания напряжения в час. Для остальных электро-
приемников колебания напряжения не нормируются, однако в сетях со
станциями управления и магнитными пускателями снижение напряжения
ниже номинального на 15 % может привести к самопроизвольному отклю-
чению аппаратов.
При включении мощных электродвигателей и регулируемых сварочных
аппаратов наблюдается особо резкие и частые толчки нагрузки. Даже крат-
ковременные пусковые токи асинхронных электродвигателей с преоблада-
нием реактивной составляющей на реактивном сопротивлении (реакторы,
шины) создают такое снижение напряжения, которое нарушает нормальную
работу самозапускаемых или работающих электродвигателей.
Несимметрия напряжений. Причиной возникновения несимметрии на-
пряжения является включение в трехфазную сеть однофазной нагрузки или
несимметрия нагрузки фаз на отдельных участках.
Рис. 5.4. Допустимые размахи напряжений
113
Несимметрия фазных и междуфазных напряжений может возникнуть
при наложении на систему прямой последовательности системы обратной
последовательности (рис. 5.5, а), а при наложении на ту же систему системы
нулевой последовательности получается симметричная система междуфаз-
ных напряжений и несимметричная система фазных напряжений (рис. 5.5, б).
Несимметрия напряжений характеризуется коэффициентом Хги обрат-
ной последовательности напряжения, который определяется отношением
действующего значения напряжения обратной последовательности основ-
ной частоты (/гео, полученное разложением на симметричные составляющие
системы линейных напряжений, к номинальному напряжению:
^2(1)
к2я =-—100. (5.19)
ном
Другим показателем является коэффициент нулевой последовательно-
сти
и0
К2о =—— 100. (5.20)
ном
Нормальное допустимое значение указанных коэффициентов не более
2 % для любого электроприемника. Такое ограничение напряжения обрат-
ной последовательности на зажимах электродвигателей ограничивает до-
полнительный нагрев ротора. Для ограничения несимметрии применяются
различные схемы симметрирования. Однако это требование не распростра-
няется на электроприемники, присоединенные к электрическим сетям, пи-
тающимся от шин тяговой подстанции (карьерных), если эти приемники не
предъявляют конкретных требований к несимметрии напряжения.
Несинусоидальность напряжения. Проявляется при нелинейности отдель-
ных элементов СЭС. Например, трансформаторы при холостом ходе, вы-
прямительные и преобразовательные установки имеют нелинейные характе-
Рис. 5.5. Наложение на систему прямой последовательности:
а — напряжений системы обратной последовательности; б — напряжений нулевой последовательности
114
ристики и суммарные несинусоидальные составляющие Их напряжений иска-
жают кривые напряжения и тока.
Высшие гармоники напряжений и токов приводят к дополнительному
отклонению напряжений у различных приборов, вызывают нагрев электро-
оборудования, увеличивают потери мощности в сетях, ухудшая технико-эко-
номические показатели.
Действие этих гармоник усиливается при несимметричном включении
нелинейной нагрузки. При этом несимметричной оказывается система на-
пряжений и токов каждой гармоники (появляются прямые, обратные и ну-
левые последовательности), что еще более искажает кривую напряжения.
Несинусоидальность кривой напряжения характеризуется коэффициен-
том несинусоидальности Кнс, определяемым отношением действующего зна-
чения гармоник несинусоидального напряжения к напряжению основной
частоты
и Г
Jsu?
\ vs2
кж = ±------100, (5.21)
ном
где U„ — действующее значение напряжения v гармоники; N — номер по-
следней из учитываемых гармоник.
Значение Кнс не должно превышать 5 % от действующего значения на-
пряжения основной гармоники.
Частота питающего напряжения. Сравнительно медленное изменение
частоты f по отношению к номинальной/НОм (скорость менее1 %/с)
называется отклонением частоты. Обусловлено оно статическим изменени-
ем баланса активных мощностей в системе. Нормируемая величина откло-
нения частоты ± 0,1 Гц достигается при использовании автоматических уст-
ройств регулирования частоты. Повышение частоты возможно при нали-
чии избытка активной мощности.
Если запаса активной мощности не хватает, возможны провалы часто-
ты, что в свою очередь связано с производительностью потребителей. Во
избежание этого используются устройства автоматической частотной раз-
грузки (АЧР), , которые отключают менее ответственные потребители, а
при восстановлении частоты — устройства автоматического повторного
включения (АПВ) вновь вводят их в работу.
Быстрое изменение частоты (со скоростью более 1 %/с) оценивается ко-
лебанием частоты
(5-22)
Колебания частоты возникают при динамических возмущениях, напри-
мер, при включении и отключении мощных потребителей энергии; корот-
ких замыканиях и др. Колебания частоты нормируются (± 0,2 Гц) и опреде-
ляются независимо от отклонения частоты.
115
Однако этот показатель при проектировании систем электроснабжения
промышленных предприятий, как правило, не рассматривается.
ГОСТ указывает, что требуемые показатели качества электроэнергии
должны устанавливаться на границе балансовой принадлежности электри-
ческих сетей. Периодичность контроля ПКЭ осуществляется в зависимости
от самого показателя и от потребителя. Длительность измерения ПКЭ дол-
жна быть не менее суток.
5.3. ПОКАЗАТЕЛИ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
В СЕТЯХ С НЕЛИНЕЙНОЙ НАГРУЗКОЙ
Характерными элементами с нелинейной вольтамперной характеристи-
кой являются вентильные преобразователи, установки электросварки, газо-
разрядные источники света, электродуговые печи, а также трансформаторы
и электродвигатели. Характерной особенностью этих электроустановок яв-
ляется потребление из сети несинусоидальных токов при подведении к их
зажимам синусоидального напряжения. Их работа вызывает большие от-
клонения и колебания напряжения.
Возникновения колебаний и отклонения напряжений рассмотрим на
примере работы мощного вентильного преобразователя, который является
нагрузкой с низким коэффициентом мощности, а соответственно большим
потреблением реактивной мощности (рис. 5.6).
Ток нагрузки вентильного преобразователя /ном представлен суммой век-
торов активной и реактивной составляющих тока (рис. 5.7). При отключен-
ном преобразователе напряжение на шинах равно напряжению холостого
хода = U.
При включении нагрузки через сопротивление питающей системы течет
ток, создающий изменение напряжения, как по амплитуде, так и по фазе,
что характеризуют векторы 1а rz ,Iprz, jla xz и jlp xz. Изменение или умень-
шение напряжения определяется в основном векторами ia rz и jip xz, так
Рис. 5.6. Схемы питания вентильного преобразователя (а) и схема замещения питающей сети (б)
116
как угол 5 не превышает 10°, поэтому колебание и отклонение напряжения
можно определить по выражению
Различие между этими показателями будет только в скорости изменения
напряжения.
Заменив в (5.23) значения токов мощностями, получим
P— + Q
Хт
V=5t7 =—--------, (5.24)
где Р и б — соответственно активная и реактивная мощности преобразова-
теля; 5кз — мощность короткого замыкания на шинах.
Любое изменение нагрузки приводит к изменению напряжения. Так как
изменение активной мощности незначительно влияет на напряжение из-за
того, что отношение активного и реактивного сопротивлений питающей
сети составляет rz/ х^ = 0,03 + 0,01, то выражение (5.24) примет вид
А (2
V = 5C/ = —, (5.25)
*^кз
где LQ — величина изменения реактивной мощности.
Из-за широкого применения вентильных преобразователей возникает
проблема электромагнитной совместимости электроприемников с питаю-
щей электрической сетью, в частности, значительное искажение ими сину-
соидальной формы питающего напряжения и тока.
Значительные искажения кривой напряжения в сетях приводит к появ-
лению добавочных потерь мощности в линиях, трансформаторах, конден-
саторах; ускоренному старению изоляции машин, аппаратов и кабелей; на-
рушению в работе систем релейной защиты и автоматики; нарушению ра-
боты самих преобразователей и т. п.
Рис. 5.7. Векторная диаграмма напряжений
117
Несинусоидальность формы кривой напряжения характеризуется:
1) составом высших гармоник, каждая из которых определяется дейст-
вующим значением Uv\ 2) коэффициентом несинусоидальности Кис.
Искажение напряжения является следствием коммутации вентильных пре-
образователей. Во время коммутации вентилей преобразователь подключает
нагрузку к соответствующей фазе без разрыва тока, поступающего из преды-
дущей фазы, что приводит к наложению токов, т. е. периодическим междуфаз-
ным КЗ в питающей сети. Длительность протекания этих коротких коммутаци-
онных замыканий очень мала, так как они длятся до тех пор, пока выходящий
из фазы ток не спадет до нуля. В процессе коммутации на кривой напряжения
появляются коммутационные искажения, величина, форма и количество кото-
рых зависит от схемы выпрямления, количества фаз выпрямления, параметров
питающей сети, мощности и угла управления преобразователя.
Указанные искажения в процессе работы преобразователя носят перио-
дический характер, поэтому возможно производить их гармонический ана-
лиз и определять наличие высших гармоник, кратных основной частоте.
Порядок таких гармоник определяется по формуле
v = т k ± 1, (5.26)
где т — число фаз выпрямления; к — последовательный ряд натуральных
чисел.
Определенные для разных схем выпрямления (6-, 12-, 24-фазной) выс-
шие гармоники называются каноническими, в отличие от «анормальных»
или неканонических, вызванных нарушением симметрии моментов зажига-
ния отдельных вентилей из-за некачественной фазировки их, питания управ-
ляющих ими устройств, некачественным напряжением.
В зависимости от последовательности чередования фаз, мощности пре-
образователя Упр, параметров питающей сети, угла управления а искажения
имеют вполне определенные вид и местоположение на кривой напряжения
(рис. 5.8) питающей сети.
Известно, что всякая периодическая функция (ток или напряжение), удо-
влетворяющая условиям Дирихле, может быть представлена рядом Фурье,
т. е.
/(/) = Д) + £ Д, sin(vtt)Z + (pv ),
V=1
где Л о — постоянная составляющая; Avsin(v®r + (pv) — гармонические со-
ставляющие порядка v = 1,2, 3 ....
Гармоники А представляют собой амплитуды тока и напряжения, нача-
ло фаз которых определяется углом <р„.
Фазы гармоник приближенно могут быть определены по выражению
(
Фо = а+- V,
I 2)
118
Рис. 5.8. Временные диаграммы напряжения сети при 6-фазной схеме выпрямления:
а — однотрансформаторная схема; б — двухтрансформаторная схема
где а—угол управления (регулирования); у— угол коммутации.
Угол сдвига между первой гармоникой переменного напряжения, при-
ложенного к преобразователю, и первой гармоникой тока, потребляемой
преобразователем, определяется выражением
Y
<р = а+ —
тогда
Y
2
. п₽
cos а+— =со5ф =------, а
I 2J
smcp =-----,
Snp
где Рп₽ и Qnp—активная и реактивная мощности преобразователя; +<2t
— полная мощность, потребляемая преобразователем.
Используя рекомендованное в [12] соотношение между а и у, можно за-
писать
, ч xs
cos a-cos (а+у) =--------, (5.27)
п max
где Id—выпрямленный ток; Хъ— индуктивное сопротивление цепи комму-
тации; 17л. шах—амплитудное значение питающего напряжения.
Преобразовав выражение (5.27), получим значение для угла коммутации
6 хъ*
,
т sin ф
(5.28)
119
где Х-р — суммарное индуктивное сопротивление цепи коммутации в отно-
сительных единицах, приведенное к мощности преобразователя 5пр.
Общий коэффициент несинусоидальности питающей сети при работе
вентильных преобразователей может быть определен по формуле
3 sin ср 9
71 Хс> +-^пр. Л2
16 9 7
I 1-- Хс. sin(p + — X2
I Л п
Snp 10,955 sin <р
— ----------0,91,
S $
° \ —+Хт.
V с пр
! *\з
(5.29)
где Хс. =------суммарное индуктивное сопротивление системы в относи-
тельных единицах, т. е. сопротивление от точки сети до точки, в которой
определяется коэффициент несинусоидальности; SKJ — мощность короткого
замыкания в той точке, где определяется Хне; Хпр« — индуктивное сопротив-
ление преобразователя в относительных единицах, т. е. сопротивление от
точки возникновения коммутационных КЗ до точки, в которой определяет-
ся Кнс.
Ориентировочно за величину Хпр» можно принять сопротивление пи-
тающего трансформатора, т. е.
X. = х^
пр’ тр’
UK3% 1 [ ХР ^пр
100 [ 4 J SHOM 7P
(5.30)
где Лом. тр — номинальная мощность преобразовательного трансформато-
ра; Кр — коэффициент расщепления обмоток трансформатора. Для двухоб-
моточных трансформаторов Кр = 0; для трехобмоточных трансформаторов
с расщепленной обмоткой
Мкз(НН1-НН2)
где Икз (HHI-HH2) — напряжение КЗ между расщепленными вторичными об-
мотками трансформатора.
Выражение (5.29) справедливо для преобразователей с любой последо-
вательностью чередования фаз.
5.4. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Уже на стадии проектирования необходимо предусмотреть мероприя-
тия, приводящие к устранению или снижению влияния колебания напряже-
ния, вызванного резкопеременными нагрузками.
120
К таким мероприятиям следует отнести: уменьшение индуктивного со-
противления питающей сети; подключение приемников с резкопеременной
нагрузкой на отдельный трансформатор; разделение питания ударных и спо-
койных нагрузок на разные ветви трансформатора с расщепленными обмот-
ками; приближение приемников с резкопеременной нагрузкой к мощным
источникам питания и применение специальных средств в виде устройств
продольной компенсации, статических компенсирующих устройств или сдво-
енных реакторов.
При питании синхронных электродвигателей от мощной системы коле-
бания напряжения в точке присоединения могут ориентировочно опреде-
ляться по формуле
±де
V = &U =---(5.31)
где Д(2 — изменение реактивной нагрузки («+» — при увеличении потреб-
ляемой мощности; «-» — при уменьшении отдаваемой мощности), Мвар;
Дю — мощность КЗ в точке, где определяется колебание напряжения.
Пуск (самозапуск) асинхронного электродвигателя вызывает колебания
напряжения в сети, тогда снижение напряжения на зажимах электродвига-
теля и на питающих шинах (рис. 5.9) можно определить по формулам
(5.32)
(5.33)
где U№ — снижение напряжения на зажимах электродвигателя, доли t/ном',
иш — снижение напряжения на шинах; Кп — кратность пускового тока
двигателя; Хдоп* — сопротивление до-
полнительной нагрузки в цепи пускае-
мого электродвигателя, отн. ед;
iOt системы бесконечной о^мом
\ мощности )
Л
I ии
^аи-р
^lon
ни
Рис. 5.9. Схема питания пускаемого двигателя
Пускаемый.
121
v S-
л . =-------------- — индуктивное сопротивление нагрузки, отн. ед;
иаг₽ S sin (О
нагр тнагр
^ном
S и
Ю КЗ
Y
— сопротивление короткого замыкания до шин питающей
7
подстанции; SK3 — мощнось короткого замыкания на шинах питающей под-
станции при напряжении С/кз; 5Нагр — остальная нагрузка, питаемая от шин
подстанции.
Расчет отклонения напряжения V, для данного момента времени t для
одной ступени трансформации с учетом «добавок» напряжения трансфор-
маторами производится по формуле
V. = №, -ЕДС7, ,
(534)
где £3t/( —сумма «добавок» напряжения, создаваемых центром питания и
регулирующими устройствами, установленными между центром питания и
приемником энергии; £Д£7( — потеря напряжения от центра питания до
электроприемника.
Отклонение напряжения на вторичной стороне питающего трансфор-
матора:
V* = Уда +\ -(ДС/лэп +Д(/1Р),
(5.35)
где ИцП — отклонение напряжения на шинах подстанции (центра питания);
Утр — «добавка» трансформатора, под которой понимают отклонение в %
от номинального вторичного напряжения (при х. х.), когда к первичной
обмотке подведено номинальное напряжение; Д£7ЛЭП —потеря напряжения
в ЛЭП от центра питания до трансформатора; ДС/^, — потеря напряжения в
трансформаторе.
Отклонение напряжения во вторичной обмотке для ненагруженного
трансформатора определяется как
V = ^2хх ^ном1 ЮО -100,
w иопи^
(5.36)
где t/2xx — напряжение хх трансформатора; {7Номь t/номз — номинальные
первичные и вторичные напряжения; 1/отв — напряжение принятого ответв-
ления.
Для многоступенчатых схем методика расчета отклонений напряжения
изложена в [12].
122
При питании нагрузки от ГПП следует определить расчетные значения
напряжения на шинах 6 — 10 кВ регулируемых трансформаторов ГПП в ре-
жимах:
• максимальной нагрузки предприятия, совпавшей по времени с мини-
мальным напряжением в энергосистеме на шинах 35 — 220 кВ;
• минимальной нагрузки, совпавшей по времени с максимальным на-
пряжением на шинах источника питания 35 — 220 кВ:
иа+ =(итт -дг/ЛЭП1ЮП )v~; (5.37)
тр
Ua- =(Umn -ДС/ЛЭПгаах — Д^тр гпп max ) > (5-38)
тр
где Umax и (7min — соответственно максимальное и минимальное напряжение
на шинах 35 — 220 кВ; Д17лэп max и Д17лэп min — потери напряжения в ЛЭП 35
— 220 кВ в режимах максимальной и минимальной нагрузок; ДС^р.гпп max,
Д^тр.гпп min — то же в трансформаторах ГПП; Ктр — регулируемый коэффи-
циент трансформации трансформаторов с РПН.
Если отклонение напряжения на шинах источника питания выходит за
пределы диапазона регулирования, то следует использовать средства регу-
лирования напряжения.
Расчет высших гармоник тока и напряжения в различных точках систе-
мы электроснабжения выполняется на основе схем замещения для каждой
гармоники.
Источники гармоник представляются в виде источников гармоник тока,
а элементы сети напряжением 6 — 10 кВ учитываются соответствующими
сопротивлениями.
Методика определения этих сопротивлений, гармоник тока Iv, гармоник
напряжения и коэффициента искажения подробно изложена в [38].
5.5. УЛУЧШЕНИЕ КАЧЕСТВА НАПРЯЖЕНИЯ
При передаче электроэнергии от источника до удаленных потребителей
электроэнергии качество напряжения ухудшается. Изменение нагрузки при-
водит к такому изменению напряжения, которое может превышать допус-
тимые значения. В общем случае требуемое качество напряжения можно
обеспечить его регулированием.
Под регулированием напряжения понимают использование комплекса
технических средств по ограничению отклонений напряжения у потребите-
лей, с соблюдением допустимых пределов.
Отклонение напряжения на шинах потребителя и шинах источника пи-
тания определяется соотношением
п m
Кот =VHCT -ЕДЦ + Wk , (5.39)
1 1
123
... 100 Pi^+QiX,
где Д(7, =-------------------потеря напряжения на z-том участке сети;
ном i Ui
5Uk — «добавка» напряжения за счет отклонения коэффициента трансфор-
мации от номинального значения.
Максимальный диапазон изменения отклонения напряжения на шинах
электропотребителя определяется отклонениями при максимальной и ми-
нимальной нагрузках, т. е.
V =V -V (5 401
пот max пот нб пот найм *
Выражения (5.39) и (5.40) позволяют выявить способы регулирования
напряжения:
1) регулирование напряжения у источника питания;
2) изменение коэффициента трансформации трансформаторов, включен-
ных между источником питания и электроприемником;
3) регулирование потери напряжения на отдельных участках сети.
При использовании первого способа изменяется напряжение во всей се-
ти, поэтому его называют централизованным регулированием напряжения.
Остальные способы считаются локальными или местными.
Регулирование напряжения осуществляется за счет изменения сопротив-
лений элементов системы или протекания по ним реактивной мощности.
В качестве регулировочных устройств в системе электроснабжения мо-
гут быть использованы: трансформаторы с регулированием напряжения
под нагрузкой; синхронные компенсаторы; линейные регуляторы; вольто-
добавочные трансформаторы; статические конденсаторы и устройства про-
дольной компенсации (УПК).
Трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой следует
устанавливать на понижающих подстанциях промпредприятий. Они имеют
довольно большой диапазон регулирования — от ± 10 до ± 16 %. Количест-
во ступеней регулирования зависит от напряжения одной ступени, которое
колеблется в пределах от 1,25 до 2,5 %.
Для регулирования напряжения трансформаторы выполняются с пере-
ключением ответвлений обмотки без возбуждения (ПБВ), т. е. при отклю-
ченном от сети трансформаторе, и с переключением обмоток под нагруз-
кой, т. е. без его отключения от сети.
Устройство ПБВ позволяет изменять коэффициент трансформации в ди-
апазоне ± 5 % с тремя ответвлениями со стороны нулевой точки (рис. 5.10, а) или
в пределах ± 2 х 2,5 % с шестью ответвлениями в середине обмотке (рис. 5.10, б).
Устройство ПБВ предусматривает, в одном случае, изменение числа вит-
ков первичной обмотки трансформатора в пределах ± 5 % поворотом вала
переключателя 7 с сегментом 2, который замыкает неподвижные контакты 3
(см. рис. 5.10, а). В другом случае предусмотрена установка на каждой фазе
переключателя барабанного типа с роликом 4 (см. рис. 5.10, б).
В трансформаторах с РПН регулировочные ответвления предусмотре-
ны в обмотке высшего напряжения, где меньше ток, проще переключающая
аппаратура, постоянным сохраняется напряжение на виток, а следователь-
но, и магнитная индукция независимо от изменения напряжения.
124
Рис. 5.10. Схема регулирования трансформаторов с ПБВ
Схемы соединения и диапазоны регулирования у трансформаторов за-
висят от мощности и напряжения.
При централизованном регулировании осуществляют так называемое
встречное регулирование напряжения, для чего на вторичных шинах пони-
жающих подстанций напряжением 35 — 220 кВ в часы максимума системы
поддерживается повышенное напряжение, а в часы минимальных нагрузок
— пониженное, что способствует диапазону
регулирования от 0 до + 5 % Um».
Трансформаторы мощностью 1000 — 6300
кВ-А на напряжение би 10 кВ имеют пределы
регулирования ± 8 х 1,25 %; на 35 кВ ±6 х 1,5 %;
для мощностей более 10 000 кВ-А — ± 8 х 1,5 %;
при S = 6300 кВ-А и более и UH0M = 1 ЮкВ —
пределы ± 9 х 1,78 %.
Комплект РПН состоит из переключаю-
щего устройства с индуктивными (реактор-
ными) или активными токоограничивающими
резисторами и блока автоматического управ-
ления приводом.
Устройство РПН предусматривает руч-
ное, дистанционное и автоматическое управ-
ление при помощи системы АРНТ (в бескон-
тактном варианте — БАУРПН).
Рис. 5.11. Принципиальная схема соединений ЛР
125
Одновременное регулирование напряжения оправдано для однородных
приемников, для чего на предприятиях часто однородные приемники объе-
диняют в группы и каждую из них подключают к отдельному трансформа-
тору со своим законом регулирования напряжения.
Синхронные компенсаторы, обладающие способностью быстро наращи-
вать выдаваемую реактивную мощность, позволяют плавно регулировать на-
пряжение путем изменения его возбуждения, т. е. создавая режимы перевоз-
буждения и недовозбуждения. При этом потери напряжения
Pr+(Q—Q )х Рг + (<2-<2нв )х
0ЛР =------------Ы/2 =-----------------— ,
U U
где Р и Q — соответственно активная и реактивная мощности нагрузки; (?Пв
и Снв — реактивная мощность компенсатора при пере- и недовозбуждении.
Помимо трансформаторов в промышленных сетях используют линей-
ные регуляторы (рис. 5.11) с напряжениеу на входе 6,6 и 11 кВ, а на выходе
соответственно 6,6 ± 15 % и 11 ± 15 % кВ, что обеспечивает необходимые
диапазоны регулирования. Основу регулятора составляет регулировочный
автотрансформатор, обмотка которого включается в сеть так, что конец х
присоединяется к регулируемой стороне напряжения, а конец А — к сторо-
не отрегулированного напряжения. К этой же точке присоединена обмотка
автотрансформатора 3, от которой питается возбуждающая обмотка 2.
Широко используются также вольтодобавочные устройства (трансфор-
маторы), имеющие одну обмотку, которая включена последовательно с ли-
нией, где регулируется напряжение. Вольтодобавочные трансформаторы
бывают продольного и поперечного регулирования. В радиальных распре-
делительных сетях, где требуется изменение уровней напряжения регулиро-
вания, применяют только продольное регулирование. На рис. 5.12 приведе-
на схема включения вольтодобавочного трансформатора: одна обмотка 1
включена последовательно с обмоткой силового трансформатора, вторая 2
подключена к той же фазе. При таком включении добавочное напряжение
совпадает по фазе с основным напряжением и напряжение на выходе будет
равно алгебраической сумме.
Поперечное регулирование используют в замкнутых сетях, когда требу-
ется перераспределение активных мощностей.
Статические конденсаторы в устройствах поперечной компенсации по-
мимо регулирования напряжения в сетях промпредприятий осуществляют и
компенсацию реактивной мощности. При параллельном включении кон-
денсаторов в сети осуществляется поперечная компенсация (рис. 5.13).
Включение конденсаторов приводит к увеличению напряжения, вели-
чина которого определяется разностью потерь напряжения до и после
включения батареи, т. е.
А АГГ А77 + 21 +
&U = AUi -&U2 =---------------------------,
иг
ном
126
Рис. 5.12. Схема включения вольто- Рис. 5.13. Параллельное включение конденсаторов:
добавочного трансформатора а — схема включения; б—схема замещения
где Pi, Р2, Qi, Q2— активные и реактивные мощности соответственно до и
после включения батареи конденсаторов; гл и хл — активное и индуктивное
сопротивление линии.
При неизменной активной нагрузке Pi = Р2 и подключении £>кб реактив-
ная нагрузка в сети будет
Qi = Ql ~ Qk6
и
(61 Qi )хл Qk5 Хл &U = = и2 и2 ном ном Относительное изменение напряжения регулирования и % = бкбХд и2^ 100 (5-41) (5.42)
откуда U2 100 ~ ном Укб “ тт и %х per л (5.43)
т. е. снижение сопротивления линии приводит к увеличению мощности кон-
денсаторной батареи.
Включение батареи статических конденсаторов последовательно в сеть
снижает реактивное сопротивление цепи, а, следовательно, и потери напря-
жения. Эти установки продольной компенсации (УПК) способствуют не
только повышению уровня напряжения, но и при резкопеременных нагруз-
ках стабилизируют напряжение. УПК снижают отклонения и колебания ли-
нии только на приемной стороне, т. е. у потребителей, не оказывая влияния
на источники питания.
На рис. 5.14 представлены схемы без хс (а) и с последовательно включенным
Хс (б), а также соответствующие им векторные диаграммы. U2 будет меньше Ui
за счет потери напряжения в сети, которая определяется ДС/дл и LTxn.
127
Рис. 5.14. Схемы применения УПК и соответст-
вующие им векторные диаграммы
(5.44)
После включения УПК U2 = U\ и мак-
симальное повышение напряжения при
этом будет следующим:
U2 УПК _ 1
U2 cos <р2
Необходимое емкостное сопротив-
ление хс конденсаторов УПК можно оп-
ределить по формуле
^2 УПК 0^2 ~^2 УПК )
,(5-45)
хс =-------------------=--------------------
л/з 1100 sin<p2 л/з 1100 sin <р2
где Ui — напряжение в конце линии без УПК; СЛупк — напряжение в конце
линии при наличии УПК; V2 — отклонение напряжения в конце линии без
УПК; Кгупк — тоже при наличии УПК (в частном случае оно может рав-
няться нулю или быть отрицательным).
По полученному значению хс подбирают батарею статических конден-
саторов. На практике применяют частичную или неполную компенсацию
реактивного сопротивления линии (С < 100 %). Критерием компенсации слу-
жит так называемый процент компенсации, равный отношению сопротив-
ления конденсаторов хс к индуктивному сопротивлению линии хл, т. е.
С = — 100, (5.46)
1
где хс = -—— емкостное сопротивление конденсаторов.
Полная компенсация (избыточная) на практике применяется редко, так
как возникает опасность перенапряжений и резонансных явлений. Особую
опасность представляет пуск мощных электродвигателей из-за резкого уве-
личения тока нагрузки. Для устранения этого на время пуска параллельно
конденсаторам подключают резисторы или их закорачивают (рис. 5.15).
Добавка напряжения УПК не может регулироваться, поскольку зависит
от тока нагрузки. Поэтому УПК используются для снижения отклонений
напряжения на радиальных линиях, работающих с большой перегрузкой.
Рис. 5.15. Схема последовательного включе-
ния конденсаторов в линию
128
5.6. УМЕНЬШЕНИЕ ВЛИЯНИЯ ВЫСШИХ ГАРМОНИК
НА ПИТАЮЩУЮ СЕТЬ
Основными мерами по уменьшению влияния высших гармонических на
питающую сеть являются: 1) увеличение числа фаз выпрямления вентиль-
ных преобразователей; 2) увеличение мощности короткого замыкания на
шинах источника гармоник; 3) раздельное питание нелинейных и линейных
нагрузок; 4) применение фильтров высших гармоник и фильтрокомпенси-
руюших устройств (ФКУ).
Спектральный состав токов вентильных устройств зависит от числа фаз
т, увеличение которых приводит к тому, что форма первичного тока при-
ближается к синусоидальной, а число гармоник тока, следовательно, и на-
пряжения уменьшается. Например, при т = 6 гармонический состав опре-
деляется v = 5, 7, 11, 13, 17, 19, 23, 25, 29, 31 и т. д. при 12-типульсной схеме
— v = 11, 13, 23, 25, 35, 37 ..., т. е. увеличение числа фаз приводит к исчезно-
вению целого ряда гармоник. Однако чрезмерное увеличение числа фаз
приводит к слишком сложному питающему трансформатору.
Наиболее перспективны силовые фильтры и ФКУ, снижающие искаже-
ния кривой тока и напряжения. Фильтр представляет собой ряд звеньев,
каждое из которых настроено в резонанс с определенной гармоникой. Ко-
личество звеньев в фильтре на практике — два или четыре. Звено представ-
ляет собой контур из последовательно соединенных индуктивности и емко-
сти, настроенный на частоту определенной гармоники.
Фильтры могут устанавливаться в сетях с колебаниями напряжением до
10 % при частоте повторения до 1000 раз в час.
Точность настройки фильтров на резонансную частоту определяется ве-
личиной ступени регулирования индуктивности реактора фильтра а. При
значительных нелинейных перегрузках возникает необходимость в парал-
лельной работе фильтров для одной гармоники, что может также определять-
ся схемой электроснабжения и режимом работы сети. Точность настройки
фильтров не должна быть больше, чем на а. Зависимость коэффициента точ-
ности настройки фильтра в резонанс Kiv от а представлена на рис. 5.16.
При расчете силовых фильтров для
сетей напряжением 6 — 10 кВ с вен-
тильными преобразователями произ- 48
водится выбор реактора для фильтра '-7
конденсаторов и устанавливается эф-
фективность фильтра. Рекомендуется еле-
дующий порядок расчета: ; ч
--------------------------------------- 1.3
Рис. 5.16. Зависимость Kiv от точности настройки /,?
(ступени регулирования индуктивности реакто-
ра) фильтров: 7,7
7 — для фильтров 5 и 7 гармоник; 2 — для фильтров №
11 и 13 гармоник
129
1. Определяется реактивное сопротивление реактора на основной частоте
р
Х1р=~, (5.47)
v
где р — характеристическое сопротивление фильтра, Ом,
^U2
р =----^^Ю3, (5.48)
^НОМ Ф У
где v — спектр фильтруемых частот (номер гармоники); С7Ном.кб — номи-
нальное напряжение конденсаторной батареи; бном.ф — принятая реактив-
ная мощность батареи фильтра.
2. Номинальный ток реактора фильтра
/ном р — Сдоп ^ном ф > (5.49)
где С, доп — допустимый коэффициент загрузки батареи по полному току;
/ном. ф — номинальный ток батареи фильтра.
_ (-НОМ ф
7 =-----—. (5.50)
НОМ ф О Г Г
ном кб
3. Напряжение основной частоты реактора фильтра
1 и
---F’ (5-51)
V -1 у/з
где иш—наибольшее рабочее линейное напряжение на шинах.
4. Максимальное полное напряжение на реакторе фильтра
Up.™ = ^р -U2„ , (5.52)
где UVp = Uw. max — максимальное напряжение резонансной частоты на эле-
ментах фильтра, кВ,
uvp = и„ = /номф С..„доп р-10'3, (5.53)
где С,уДоп — допустимый коэффициент загрузки батареи по току гармоники,
=у/с2аоп -С2, , (5.54)
где Cui—коэффициент загрузки батареи по напряжению основной частоты,
t/lc
CU1—^— = 0,87
[7
ном кб
130
откуда
где (71с—напряжение основной частоты на батарее фильтра,
аиш
= (5-56)
V3
где а—коэффициент повышения напряжения основной частоты на батарее
из-за последовательно включенного реактора,
v2
«= 4~- (5-57)
v2 -1
5. Номинальное напряжение реактора фильтра должно быть больше мак-
симального полного напряжения, т. е.
(5.58)
6. Предварительно выбранное номинальное напряжение батареи фильт-
ра должно удовлетворять неравенству
С71с <С7иомжб (5.59)
7. Определяется мощность конденсаторной батареи по условию эффек-
тивного поглощения тока гармоники по формуле
2x6=^™- (5.60)
где max — максимальна мощность трехфазного короткого замыкания на
данной секции; —коэффициент, принимаемый для гармоник:
v = 5 Кр >0,4510’2 ;
v = 7 /С>0,2510’2 ;
v = ll, 13 К>0,110’2.
8. Мощность конденсаторной батареи по условию недопустимой пере-
грузки
, ном кб ^iv lv
Q* *-------------, (5.61)
^iv
где Ki, — коэффициент, учитывающий неточную настройку фильтра в резо-
нанс; определяется по кривым Kif =f(a) (см. рис. 5.16); If — расчетные токи
гармоник, генерируемых источниками гармоник данной секции; Civ — ко-
эффициент загрузки батареи по току гармоники,
131
civ = -C^ ;
(5.62)
C, = —<C,
CU1
(5.63)
9. Сравнив бкб и , выбирают большую, которая и определяет приня-
тую мощность батареи фильтра QHOm. ф.
10. Определяется компенсирующая способность фильтра:
е1ф =еномфси2,. (5.64)
11. Суммарная компенсирующая мощность всех фильтров секции:
аФх=|е1ф(-. (5.65)
12. Дополнительная мощность компенсирующих устройств определяет-
ся по формуле
йку =12необх ~ (2|фг > (5.66)
где 0необх — необходимая компенсируемая реактивная мощность данной сек-
ции.
13. Определяется максимальное полное напряжение на батарее фильтра:
Ucma = Ju?c +t/2max . (5.67)
14. Фактический коэффициент загрузки батареи по току гармоники оп-
ределяют как
Iv К*
=-^. (5.68)
1 ном ф
15. Проверяется правильность выбора номинального напряжения бата-
реи фильтра:
испт ^{/номк6 ; и1с <£/номкб <1,ЗЦС. (5.69)
Если Uc шах > Ином, кб, следует увеличить UH0M. кб (5.59) и провести новый
расчет.
При установлении эффективности фильтра определяют:
1) необходимую добротность фильтра по формуле
С,рф лгЮО
U V ДОП
v)2 -(Civ4, та2 ЮО)2
(5.70)
132
Рис. 5.17. Принципиальная схема фильтра мощ-
ностью до 3000 квар
У ном кб
где т =---------; а = 0,015; Uv доп —
допустимые гармоники линейного
напряжения на данной секции, %; ис-
ходя из qr принимается добротность
фильтр 2..НОМ [38];
2) остаточное линейное напряже-
ние гармоники после установки фильт-
ра (%)
С1Рф т 100
U V ост
v
3) коэффициент несинусоидальности после установки фильтров
к..., (5-72)
4. коэффициент эффективности фильтра по фоормуле
где Uv—расчетная гармоника линейного напряжения на данной секции, %.
В качестве примера на рис. 5.17 приведена схема ФКУ на напряжение 6
— 10 кВ мощностью до 3000 квар.
5. 7. ПРИМЕРЫ ВЫБОРА
СРЕДСТВ РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Пример 1. На карьерной подстанции установлен трансформатор ТДН-
16000-115/11; наибольшая нагрузка Унаиб = 10 + у’5 MB-А; наименьшая на-
грузка составляет 70 % максимальной. Выбрать регулировочные ответвле-
ния, обеспечивающие встречное регулирование напряжения на шинах 10 кВ,
если напряжение с высшей стороны в режимах наибольшей и наименьшей
нагрузок равно 120 и 115 кВ (рис. 5.18).
Решение.
1. Составляем расчетную схему замещения.
2. Определяем:
активное и реактивное сопротивления трансформатора
РИЮ3
R =—----
3I2
ном
85-103
/ \2
16 000
л/з-115
\ 7
= 4,38 Ом,
133
1(4, и
2
ном
С
^ном
10-10,5-1152
16000
= 86,8 Ом;
потери мощности при максимальной нагрузке
S2 , Ю2 +52
А5тоиаи6 = -^-ZTO = (4,38 + j-86,8) = 0,04+ j-0,82 MB-А;
1152 V '
мощность до сопротивлений трансформатора
5тояяи6 = 5яаи6 + Д5таяан6 =10+у-5+ 0,04 +j-0,82 = 10,04 +j-5,82 МВ-А ;
тр наио наио тр. наио J 1 j 1 ’ J 1 ’
напряжение на шинах низшего напряжения 10 кВ без учета поперечной
составляющей потери напряжения, приведенное к обмотке ВН
в наиб наиб ^тр 10,04-4,38 + 5,82-86,8
С/° , = £/.------------------------= 120------------------------= 115,4 кВ;
на"6 £71наи6 120
потери мощности в трансформаторе при наименьшей нагрузке
с2 . э с2
Д5ТО наям =^M-z =--------1_(4 38 + у-86,8) = 0,02+ j-0,4 МВ- А.
трнаим 2 Х J J
^1ном 113
5тр. найм = 7,02 +7 3,9 МВ-А.
U1 найм — 1 11,8 кВ.
3. Исходя из условия встречного регулирования, принимаем
^2наиб =l-05t/HOMC =1,05-10 = 10,5 кВ;
^2наим =h0f/HOMC =1.0-10 = 10 КВ.
SihouS = 2800 +]800к8А
Рис. 5.18. Расчетная схема замещения
134
4. Расчетное ответвление трансформатора для режима наибольшей и
наименьшей нагрузок определяем как
Uотв„аиб =-^L^hom =——-11 = 120,9 кВ;
отв нано ном i л с ’ ’
2 наиб ’
^нанм Ш,8
U = 2иаим у =-------------—-11 = 123 кВ.
отв. найм ном q * •
и 2 найм
5. Устройство регулирования напряжения установленного трансформа-
тора имеет пределы ± 9 х 1,78 %.
Выбирая стандартные ближайшие ответвления, получим
итв ст наиб =^иом -и1,78^- = 115-1 1,78 — = 112,95 кВ;
U1B VI НаИи J HUM
^отвстнаим =^ном + n 1,78 = 115 +1 • 1,78 — = 117,05 кВ.
OID VI ndnM 1 НОМ 1^)^)
6. Фактическое напряжение на шинах низшего напряжения:
ТТ _ ^2 наиб Г1 115,4
^2ф. наиб ~ ^2 ном ” < - ~ ’^3 кВ ,
U 2 отв ст наиб *
U2mmt 1И,8
и2ф „а„м =----и2яом =-----------------11 = 10,5 кВ.
4г ф найм v т 4» ним 1 1 П ГАС
U 2 отв ст найм 11/ ,03
Таким образом, регулировочные способности трансформатора обеспе-
чивают встречное регулирование напряжения.
Пример 2. Для схемы, приведенной на рис. 5.19, выбрать ответвления у
трансформатора с РПН такие, чтобы в точке 1 в режиме максимальных
нагрузок напряжение было СЛнаиб = 10,5 кВ; в режиме минимальных нагру-
зок— СЛнаим = 10,2 кВ; в точке 3— l/з = 0,39 кВ. Мощность нагрузки в
максимальном режиме Si наиб = 2800 + j800 кВ-А; минимальном — Злнаим =
= 0,7 51наиб кВ А; в точке 3— Ззнаим = 0,6 5зНаиб кВ А. Напряжение в точке А
— 36 кВ; трансформатор ТМ-4000-35/10,5. Наибольшая нагрузка в точке 3
860 кВ А; cos ф= 0,8; трансформатор — ТМ-1000-10/0,4. Линия А-25; протя-
женность линии 6 км.
Решение.
1. Параметры элементов сети:
R 103
”” З/2
ном
33,5-103
------------= 2,56 Ом;
/ \2
4000 1
3-35
3
135
10 Ua I/2 Ю-7,5-352
=-----КЗ-но^ =-----,----= 22 97 Ом
т₽' - 4000
= 1,1 Ом;
^3
с
^ном
11-Ю3
10-5,5-102
1000
= 5,5 Ом;
/?„ = 1,15-6 = 6,90м;
Хл =0,402-6 = 2,41 Ом.
2. Мощности нагрузок в минимальном режиме:
5, найм = 0,7 (2800 + j 800) = 1960 + j 560 кВ • А;
5знакм =0,6 (688 + у51б) = 412,8 + у 309,6 кВ-А.
3. Распределение мощности в элементах сети:
*^тр1 — *" 5з > 5Л - S3, 5^ S3.
4. Напряжения в т. 1, приведенные к стороне ВН:
В ^тр1 наиб ^В@ I ^тр! нанб ^тр!
^1 наиб А наиб
U1 наиб
(2800 + 688) • 2,56 + (800 + 516) 22,97
= 36 - --------------------------------------10‘3 = 34,88 кВ;
35
(1960 + 412,8)- 2,56 + (560 + 309,6) 22,97
Саим = 36 - --------------------------------------------IO'3 = 35,25 кВ.
А паИМ
5. Трансформатор TV1 снабжен устройством РПН, поэтому для каждого
режима выбираем ответвление. Расчетные значения напряжения ответвления:
^наиб 34,88
= 1 наиб =10,5 = 34,88 кВ;
отв наиб 2 ном 1ПС ,
1 наиб ’
Цвнаим 35,25
= «.им =-------------10,5 = 36,29 кВ.
отв найм 2 ном Ю 2
1 найм ’
Рис. 5.19. Расчетная схема замещения
136
6. Пределы регулирования трансформатора ТМ ±2 х 2,5 %. Выбираем
ближайшие стандартные значения
35
U R =35-1-2,5 — = 34,13 кВ;
отв ст наиб ’ ЮО ’ ’
35
t/OTB ст найм = 35 +1 • 2,5 — = 35,87 кВ.
UIo VI паИМ
7. Действительное вторичное напряжение трансформатора TV1
ив
____________ 1 наиб
^2тр 1 наиб ~
1 отв ст наиб
j. j _ 1 найм -
2 тр1 найм 2 ном
1 отв ст найм
34,88
—— 10,5 = 10,73 кВ;
34,13
U2 ном
35,25
—^—10,5 = 10,3 кВ.
35,87
8. Сравнивая эти значения с заданными (10,5 кВ и 10,2 кВ) видно, что
пределы регулирования трансформатора типа ТМ обеспечивают достаточ-
ный уровень напряжения.
9. Определяем напряжение трансформатора TV3 со стороны ввода с
учетом потери напряжения в линии, т. е. на шинах 2
^2 наиб
= трЗ
Ря +<2„ Хл 688-6,9 + 516-2,41
"" X vz ) / X к/
^.ном Ю
= 10,13 кВ;
412,8-6,9 + 309,6-2,41 .
^2найм =Ю,3---------------------------КГ3 =9,94 кВ.
10
10. Напряжение трансформатора TV3 (шины 3), приведенное к стороне ВН
в 688-1,1 + 516-5,5 , „
C/f й =^2иаиб —-— ----------- =10,13----------------------------10 3 =9,77 кВ;
3 наиб 2 наиб । q ’ ’
тр ном
„ 412,8-1,1 + 309,6-5,5 ,
U‘z। наим = 9,94--------------------- • 10’3 = 9,72 кВ.
10
10
11. Трансформатор TV3 без устройства регулирования напряжения под
нагрузкой, поэтому выбирается общее ответвление для двух режимов
U =9-77 + 9.72
отв ном 2-0,39
2^2тпЗ
Z трз
Пределы регулирования трансформатора ± 2 х 2,5 % .
Стандартное регулировочное ответвление
Um„ =10-1-2,5 — = 9,75 кВ.
100
137
12. Фактическое напряжение на шинах 3:
£/3виаи6 9,77
^Зфакхнаиб =7^^НомЧ>2 = ~' 0,4 = 0,4 кВ J
" отв ет У,/Э
^3Внаим 9,72
f/зфа™ =7Т=^2ноМ1Р2 = — 0,4 = 0,398 кВ.
Uотв ст У,/э
Таким образом, необходимый уровень напряжения обеспечен.
Контрольные вопросы
1. Чем определяется выбор напряжения питания?
2. Изложите состав капитальных вложений и эксплуатационных за-
трат при сравнении вариантов электроснабжения с различным уровнем на-
пряжения.
3. Охарактеризуйте основные показатели качества напряжения.
4. В чем отличие колебания напряжения от отклонения?
5. Чем вызвана несимметрия напряжения?
6. От чего зависит коэффициент несинусоидальности?
7. Чем объясняется несинусоидальность кривой напряжения?
8. От чего зависит качество напряжения?
9. Каковы способы регулирования напряжения?
10. В чем отличие ФКУ от батареи конденсаторов?
Темы рефератов
1. Показатели качества электроэнергии.
2. Качество напряжения и способы его улучшения.
3. Для заданных условий выбрать силовой фильтр на напряжение 10 кВ и
определить его эффективность.
4. Приборы для контроля качества напряжения.
Глава ( ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ 5
6,1, ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Электрической сетью называется совокупность соединенных между со-
бой линий, служащих для передачи электроэнергии от места ее производст-
ва к месту потребления и распределения между потребителями. Сети долж-
ны обеспечивать надежное и бесперебойное питание потребителей, обла-
дать достаточной пропускной способностью электроэнергии требуемого
качества, управлять условиями экономичности, безопасности эксплуатации,
развития и модернизации.
Все многообразие сетей можно классифицировать по следующим при-
знакам:
• по напряжению — до и выше 1 кВ. Каждая электрическая сеть харак-
теризуется номинальным напряжением, которое совпадает с номинальными
напряжениями потребителей. В некоторых случаях разделяют сети низкого
(220—1140 В), среднего (6—35 кВ) и высокого напряжения (110—220 кВ);
• по току — различают сети постоянного и переменного тока. В основ-
ном применяются сети трехфазного переменного тока, от которых выпол-
няются однофазные ответвления;
• по расположению — наружные и внутренние;
• по конструктивному исполнению — воздушные, кабельные, токопро-
воды и электропроводки;
• по схеме соединения — разомкнутые и замкнутые;
• по назначению в схеме электроснабжения — местные и районные;
• по характеру потребителей и месту их расположения — промышлен-
ные, городские, сельские, электрифицированных железных дорог, сети ма-
гистральных нефте - и газопроводов;
• по роли в схеме электроснабжения—питающие и распределительные;
• по режиму нейтрали.
Разомкнутыми называются сети, питаемые от одного источника пита-
ния, передающие электроэнергию только в одном направлении и не обра-
зующие контуров. В таких сетях применяются радиальные (питающие) ли-
нии, не имеющие ответвлений, и магистральные (распределительные) с от-
ветвлениями (рис. 6.1).
Конкретная схема питания определяется технико-экономическим срав-
нением вариантов.
Имея один рабочий источник питания, такие схемы должны предусматри-
вать переключение на резервное питание (ручное или автоматическое), источ-
ником которого может служить специальный нормально отключенный агрегат
или рабочий источник питания соседней линии того же напряжения (рис. 6.2).
Для обеспечения резервного питания цеховых или участковых сетей на
промышленных предприятиях применяют двухтрансформаторные подстан-
ции, получающие питание от секционированной системы шин главной по-
низительной подстанции (рис. 6.3).
141
Рис. 6.1. Разомкнутые сети:
а — трехступенчатая радиальная; б — двухступенчатая магистральная
Рис. 6.2. Примеры применения резервного питания:
а — применения специального резервного питания; б — двухтрансформаторная подстанция; в — ре-
зервные линии между удаленными источниками
Замкнутыми называются сети, в которых электропотребитель питается,
как минимум, с двух сторон, а их линии образуют один и более контуров.
Такие сети могут иметь несколько источников питания. Примером простой
замкнутой сети является линия с двухсторонним питанием (рис. 6.4).
Питающей называется линия, питающая распределительное устройство,
подстанцию или распределительный пункт от центра питания без распреде-
ления электроэнергии по ее длине. В отличие от питающей распределитель-
ная линия питает ряд трансформаторных подстанций или электроустановки
предприятий. Совокупность питающих линий образует питающую сеть, а
распределительные линии—распределительную сеть (рис. 6.5).
142
Рис. 6.3. Резервное питание при секционированной системе шин
Основными элементами сетей являются линии, распределительные узлы
и узлы ответвления. Основу линий составляют проводники (провода, кабе-
ли, шины, комплектные шинопроводы и т. п.), которые разделяются на ра-
бочие, фазные и нейтральные, заземляющие и вспомогательные. Нейтраль-
ные проводники, используемые как защитные (зануление в сетях напряжени-
ем до 1 кВ), называются нулевыми. Совокупность соединенных между
собой нейтральных проводников и нейтральных точек источников питания и
приемников электроэнергии называется нейтралью сети.
Согласно ПУЭ по режиму работы нейтрали различают сети с глухоза-
земленной, изолированной и компенсированной нейтралью. Глухозаземлен-
ной называется нейтраль трансформатора или генератора непосредственно
или через малое сопротивление присоединенная к заземляющему устройст-
ву. Изолированной нейтралью называется нейтраль трансформатора или ге-
нератора, не присоединенная к заземляющему устройству или присоединенная
А Б
Рис. 6.4. Линия с двусторонним питанием
143
pfi Рис. 6.5. Распределительные линии
’ к нему через устройства, компен-
||| сирующие емкостной ток в сети, че-
» рез пРи^оры сигнализации, защиты,
" I 1 измерения и другие, обладающие
(______ | ’ \ ’ большим сопротивлением.
ОС I ^ч В сетях напряжением выше 1 кВ
| режим нейтрали определяется то-
Т ком замыкания на землю, а в сетях
напряжением до 1 кВ — условия-
ми безопасности. При наличии однофазной нагрузки применяют пятипро-
водную сеть (три фазы и два нулевых проводника) напряжением 380/220 В. В
такой сети обеспечивается металлическая связь корпусов электрооборудова-
ния, щитов и других элементов с глухозаземленной нейтралью. Замыкание
на землю любой фазы приводит к короткому замыканию сети. Такие сети
нашли широкое применение из-за возможности совмещения силовой и осве-
тительной нагрузки при одном трансформаторе. В подземных выработках
запрещено применение установок с заземленной нейтралью. Не рекоменду-
ется заземленная нейтраль в сетях напряжением 660 В из-за значительного
увеличения напряжения прикосновения.
Трехпроводные сети напряжением до 1 кВ — сети с изолированной нейтра-
лью. Замыкание на землю в таких сетях не приводит к короткому замыканию,
однако в двух других фазах напряжение возрастает до линейных значений. За-
мыкания в таких сетях могут быть опасны для обслуживающего персонала.
Электрические сети напряжением 6 — 35 кВ считаются сетями с малыми
токами замыкания на землю (73 < 500 А) и выполняются с изолированной
или с компенсированной нейтралью. При замыкании на землю одной фазы
напряжение в ней падает до нуля, а напряжение двух других фаз увеличива-
ется в л/з раз, поэтому фазная изоляция рассчитывается на линейное напря-
жение. В поврежденной фазе емкостной ток будет равен нулю, а в неповре-
жденных — возрастает в три раза. Суммарный емкостной ток протекает на
землю через место замыкания фазы, поэтому сети напряжением 6 — 10 кВ с
током замыкания на землю более 30 А и сети 35 кВ с током замыкания 10 А
выполняют с компенсированной нейтралью.
Компенсирующее устройство в виде дугогасящей катушки включают в
нейтраль и ток ее, складываясь с емкостным током замыкания на землю,
может быть полностью или частично скомпенсирован в зависимости от над-
стройки катушки.
Сети напряжением 110 кВ и выше выполняют с глухозаземленной ней-
тралью (7ОЗЗ > 500 А). Замыкания одной из фаз приводит к короткому замы-
канию и поврежденный участок автоматически отключается.
144
Следует отметить, что дробление подстанций, применение глубокого
ввода, раздельное питание потребителей поверхности и подземных вырабо-
ток приводит к снижению тока замыкания на землю. В связи с этим в горной
промышленности компенсированная нейтраль практически не применяется.
6.2. УСТРОЙСТВО ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
6.2.1. Воздушные линии (ВЛ)
Воздушной линией электропередачи называется устройство для переда-
чи электрической энергии по проводам, расположенным на открытом воз-
духе и прикрепленным при помощи изоляторов и арматуры к опорам или
кронштейнам и стойкам на инженерных сооружениях (мостах, путепрово-
дах и т. п.). За начало и конец ВЛ принимаются линейные порталы или ли-
нейные вводы распределительных устройств.
Основными элементами ВЛ являются провода, грозозащитные тросы для
защиты от атмосферных перенапряжений, изоляторы, линейная арматура,
опоры, фундаменты.
Конструктивная часть ВЛ характеризуется длиной промежуточного и ан-
керного пролетов, типами опор, их габаритными размерами, марками про-
водов и типами гирлянд изоляторов.
Для поддержания проводов по длине ВЛ используются промежуточные
опоры, а для жесткого крепления их в определенных точках — анкерные
(рис.6.6).
Рис. 6.6. Виды опор воздушной линии
145
Расстояния между промежуточными опорами называется промежуточ-
ным пролетом, а между анкерными опорами — анкерным пролетом. Уча-
сток земли, выделенный для сооружения ВЛ, называют трассой воздушной
линии. Помимо промежуточного и анкерного выделяют габаритный, весо-
вой, ветровой и переходный пролеты. Расстояния от нижней точки провода
или троса до прямой, соединяющей соответствующие точки подвеса, назы-
вается стрелой провеса. Если точки подвеса находятся на одном уровне, то
наибольшее значение стрелы провеса будет в середине пролета, а при раз-
ных уровнях будет две стрелы провеса (рис. 6.7).
Наименьшие расстояния (6—8 м) от нижней точки проводов до земли,
воды или пересекаемых инженерных сооружений устанавливается норма-
тивно-технической документацией. Зависят они от величины напряжения,
пересекаемого сооружения и характера местности (населенная, не населен-
ная, труднодоступная, застроенная).
Воздушные линии могут быть одно- и двухцепными. Одноцепной назы-
вается ВЛ с расположением на опоре одной цепи, т. е. трех проводов трех-
фазной ВЛ, а двухцепная содержит две цепи.
Конструктивное исполнение ВЛ зависит от марки провода, температу-
ры окружающей среды, гололеда, ветра, а также наличия в атмосфере вред-
ных веществ. Конструктивные размеры ВЛ в зависимости от номинального
напряжения приведены в табл.6.1.
Таблица 6.1
Конструктивные размеры ВЛ
Номинальное на- пряжение, кВ Расстояние между проводами, м Длина пролета, м Высота опоры, м Габаритный раз- мер, м
До 1 0,5 40—50 8—9 6—7
6—10 1 50—100 10 6—7
35 3 150—200 10 6—7
НО 4 170—250 13—14 6—7
220 7 250—350 25—30 7—8
Рис. 6.7. Основные характеристики пролета ВЛ:
а—при одинаковом уровне подвеса проводов; б—при разных уровнях
146
Воздушные линии выполняются, как правило, голыми проводами: од-
нопроволочными сплошного сечения; многопроволочными монометалли-
ческими, многопроволочными биметаллическими (рис. 6.8).
Материал проводов должен обладать хорошей электрической прово-
димостью, высокой механической прочностью, устойчивостью против кор-
розии и быть относительно недорог.
Провода воздушных линий изготавливают в основном из алюминия,
стали, меди и их сплавов. Провода из меди маркируются буквой «М» с ука-
занием соответствующего сечения (М-16), а алюминиевые — буквой «А»
(А-50). Вблизи химических предприятий, морских побережий и в подобных
условиях рекомендуются провода марки АКП (АпКП), так как их межпро-
волочное пространство заполнено нейтральной смазкой.
Стальные провода выполняются одно- и многопроволочными — ПСО,
ПС, ПМС (омедненный). Наибольшее распространение получили комбини-
рованные сталеалюминевые провода АС: стальной сердечник увеличивает
механическую прочность, а алюминиевая часть — обеспечивает необходи-
мые электрические характеристики. Обозначение провода буквенно-цифро-
вое: АС-120/19 (сечение А1 — 120 мм2; стали — 19 мм2). К многопроволоч-
ным биметаллическим проводам относятся сталебронзовые.
Для районов с различной степенью загрязнения атмосферы рекоменду-
ются провода с повышенной стойкостью против коррозии — АСКС, АСКП
(заполнение антикоррозийной смазкой сердечника и всего провода), АСК
(АпСК)—стальной сердечник изолирован полиэтиленовой пленкой.
При большой внешней нагрузке на провод (толщина стенки гололеда до
20 мм) применяют провода марки АС с соотношением алюминия к стали 6:8.
Тросы предназначены для защиты ВЛ от атмосферных перенапряжений
и прямых ударов молнии. Тросы подвешиваются выше проводов, поэтому
разряд происходит в трос и ток разряда через заземление на опоре отводит-
ся в землю. Выполняются стальным оцинкованным многопроволочным ка-
натом марки ТК сечением 35, 50 и 70 мм2.
Рис. 6.8. Конструкция проводов ВЛ:
а — сплошного сечения; б — многопроволочные монометаллические; в и г — монопроволочные биме-
таллические
147
Сталеалюминевые тросы могут использоваться в качестве токоведущих
для питания потребителей малой мощности. Подвешиваются они на изоля-
торах, а для обеспечения соответствующего уровня грозозащиты линии
присоединяются к заземлениям через искровые промежутки.
В мировой практике для сооружения ВЛ используются и изолирован-
ные провода.
Опоры воздушных линий предназначены для поддерживания проводов
на определенном расстоянии от земли, воды, технических сооружений,
обеспечивая безопасность людей и надежную работу линий. Основные час-
ти опоры: вертикальные конструкции, траверсы для крепления изоляторов,
фундаменты. Классифицируются они по типу и назначению, особенностям
конструкции и материалу.
По типу и назначению опоры делятся на промежуточные, устанавли-
ваемые на прямых участках трассы и не воспринимающие усилий, направ-
ленных вдоль воздушной линии; анкерные, устанавливаемые на пересечени-
ях с различными сооружениями и воспринимающие в нормальных условиях
тяжение проводов и тросов в смежных с опорой пролетах; угловые для из-
менения направления трассы; концевые, устанавливаемые в начале и конце
линии и воспринимающие одностороннее тяжение проводов; ответвитель-
ные и перекрестные, на которых выполняются ответвления от воздушных
линий и скрещивание линий двух направлений; транспозиционные — анкер-
ные опоры с дополнительными изоляторами, осуществляющие транспози-
цию проводов (рис. 6.9) для выравнивания индуктивностей, емкостей и па-
дения напряжения во всех фазах ВЛ напряжением 110 кВ и выше при длине
ее более 100 км таким образом, чтобы на трети длины каждая фаза занима-
ла среднее положение.
Основную часть опор линий составляют облегченные, так называемые
промежуточные опоры, поддерживающие провода. Через каждые 3—5 км
устанавливают анкерные опоры в виде ферм, которые рассчитаны на вос-
приятие значительных тяжений по проводам и тросам при обрыве части из
них в примыкающем пролете.
Конструктивное выполнение опор зависит от количества подвешивае-
мых цепей; материала, из которых они изготовлены; типа; назначения; на-
пряжения воздушной линии.
В зависимости от
материала опоры быва-
ют деревянными, метал-
лическими и железобе-
тонными. Деревянные
опоры применяют для
линий напряжением до
НО кВ. Для увеличения
срока службы древеси-
Рис. 6.9. Транспозиция про-
водов
148
Рис. 6.10. Деревянная промежуточная опо-
ра для линий напряжением 6—10 кВ:
1 — стойка; 2 — пасынок; 3 — бандаж; 4 — тра-
верса; 5—изолятор
ну (лиственница, ель, пихта) пропи-
тывают антисептиком. Их исполь-
зуют в качестве промежуточных
опор линий напряжением 6— 10 кВ
(рис. 6.10), промежуточных — на-
пряжением 35—ПО кВ (рис. 6.11) и
анкерных (рис. 6.12).
Для изготовления металличе-
ских опор применяют углеродистую и низколегированные стали. Для защи-
ты от коррозии опоры оцинковывают или используют антикоррозийные
лаки и краски; устанавливаются на ВЛ напряжением 35 кВ и выше (рис.
6.13).
Основные элементы опор: фундамент, ствол (стойка) опоры, траверсы
опоры с гирляндами изоляторов; тросостоика, а для некоторых опор — от-
тяжки. В конструктивном отношении опоры выполняются башенного типа,
одностоечные на оттяжках, портальные, типа «рюмка», V-образные, Т-
образные и трехстоечные анкерные, трехстоечные свободно стоящие.
Железобетонные опоры выполняют из центрифигурированного бетона
или вибробетона. Центрифигуриро-
ванные опоры кольцеобразного сече-
ния с коническими или цилиндриче-
скими стойками, а из вибробетона —
двутаврового, прямоугольного или квад-
ратного сечения. Такие опоры приме-
няют для линий внешнего электро-
снабжения предприятий при напряже-
нии 35—220 кВ (рис. 6.14), а также для
линий напряжением 6—10 кВ.
Рис. 6.11. Деревянные промежуточные опоры
для ВЛ 35—110 кВ
149
Рис. 6.12. Деревянная анкерная опора для ВЛ 35—110 кВ
Расчет опор производят с учетом их собственного веса, веса изоляторов
и проводов, покрытых гололедом, а также с учетом давления ветра на опо-
ру и обледеневшие провода. При расчете учитывают крутящий и изгибаю-
щий моменты при обрыве проводов с одной стороны в соответствие со
строительными нормами и правилами.
Рис. 6.13. Металлические опоры воздушных линий
150
Рис. 6.14. Одноцепные железобетонные опоры для линий напряжением 35 кВ (а), 110 кВ (0 и
220 кВ (в)
Крепления проводов на опорах одноцепных линий при напряжении до
20 кВ осуществляют в вершинах равностороннего треугольника, что позво-
ляет считать индуктивное сопротивление проводов во всех фазах одинако-
вым. При напряжении 35 кВ и выше в целях снижения высоты опор про-
вода располагают горизонтально. Если толщина стенки гололеда достигает
15 мм и более, то провода рекомендуется располагать на одном уровне во из-
бежание схлестывания проводов при сбрасывании гололеда. При расположе-
нии проводов друг над другом предусматривается их смещение в горизон-
тальном направлении во избежание при обрыве попадания друг на друга.
Расстояние между точками крепления проводов определяется недопус-
тимостью их сближения при ветровой нагрузке и колебаний при сбрасыва-
нии гололеда. Наименьшие расстояния нормируются ПУЭ в зависимости от
напряжения линии, наибольшей стрелы провеса и толщины стенки гололе-
да. Это определяет то, что изоляторы крепятся не к опорам, а к траверсам.
Провода при напряжении до и выше 1 кВ могут располагаться на одних
и тех же опорах — при этом цепи более высокого напряжения располагают-
ся выше или по другую сторону опоры.
Изоляторы предназначены для изоляции проводов линий от опор и креп-
ления их к опорам. Изоляторы должны обладать высокой механической проч-
ностью и экономичностью. Материал изоляторов — фарфор и стекло. Каж-
дый изолятор состоит из изоляционного элемента и металлической арматуры
для крепления проводов и тросов к изоляторам, а самих изоляторов к опорам.
Тип и материал изоляторов выбирают в зависимости от напряжения и
конструктивных параметров ВЛ с учетом климатических условий и загряз-
нения атмосферы. На ВЛ 6 — 20 кВ следует применять штыревые изолято-
151
ры; на ВЛ 35 кВ — как штыревые, так и подвесные стеклянные или фарфо-
ровые, а на ВЛ ПО—220 кВ — исключительно подвесные. При этом на ВЛ,
расположенных в тяжелых условиях эксплуатации (горы, болота), а также
для тяговых подстанций и больших переходах, следует применять только
стеклянные изоляторы.
Штыревой изолятор типа ШС (рис. 6.15, а) для линий напряжением
6—ЮкВ и до 1кВ — монолитный с канавками для укладки провода. В ниж-
ней части имеется отверстие с винтообразной поверхностью для навертыва-
ния изолятора. Для линий 20—35 кВ (изоляторы типа ЩД) конструкция со-
стоит из двух частей, соединенных между собой цементной связью (рис. 6.15, б).
Подвесные изоляторы (рис. 6.16) собирают в гирлянды, которые быва-
ют поддерживающими и натяжными. Поддерживающие гирлянды распола-
гаются вертикально на промежуточных опорах, а натяжные — почти гори-
зонтально на анкерных опорах. Гирлянды собираются при помощи специ-
альной сцепной арматуры. Число изоляторов в гирлянде определяют
исходя из удельной длины пути утечки: 1,3 см на 1 кВ действующего значе-
ния наибольшего рабочего напряжения (плюс один запасной). Так, для ли-
ний напряжением 35 кВ в гирлянде 2—3 изолятора; для линий 110 кВ —
7—8; 220 кВ — 12—14 шт.
Весьма перспективны стержневые изоляторы, представляющие сплош-
ной стержень цилиндрической или конической формы с равномерно распо-
ложенными ребрами.
Для крепления проводов к изоляторам и изоляторов к опорам исполь-
зуют линейную арматуру, натяжные и поддерживающие зажимы, соедини-
тели, дистанционные распорки, защитные кольца и рога, гасители вибра-
ций, сцепные детали.
Натяжные (клиновые, болтовые и прессуемые) предназначены для крепле-
ния проводов и тросов на анкерных опорах (рис. 6.17), а поддерживающие —
для крепления проводов на промежуточных опорах (рис. 6.18).
Рис. 6.15. Штыревые изоляторы:
а — для линий до 1 кВ и 6—10 кВ, тип ШС; б — для линий 20—35 кВ, тип ШД
152
Рис. 6.16. Крепление про-
водов при помощи под-
весных изоляторов
Рис. 6.17. Натяжные зажимы для крепления проводов
на анкерных опорах:
а — клиновой; б—болтовой; в — прессуемый
К сцепной арматуре относятся скобы, серьги, пестики, ушки, коро-
мысла. Соединители предназначены для соединения проводов в пролете.
Чтобы обеспечить заданное расстояние между проводами в расщепленных
фазах устанавливают дистанционные распорки (рис. 6.19).
Для защиты проводов от колебаний в вертикальной плоскости ис-
пользуются гасители вибраций: шпилевого типа при сечении проводов
А35 —А95 и АС25 — АС70. При сечениях А120 и более, АС95 и более —
специальные устройства в виде стального троса с двумя чугунными гру-
зами (рис. 6.20). Гасители устанавливаются примерно на расстоянии
0,5—1 м от зажимов.
153
Рис. 6.18. Поддерживающие зажимы:
а — выпускающий; б — глухой; в — с ограниченной прочностью крепления
Рис. 6.20. Гаситель вибрации проводов
154
6.2.2. Кабельные линии (КЛ)
Кабельной называется линия, служащая для передачи электроэнергии и
состоящая из одного или нескольких параллельных кабелей с соединитель-
ными, стопорными и концевыми муфтами и крепежными деталями. КЛ
прокладываются в местах, где сооружение воздушных линий затруднено
или неприемлемо из-за стесненной территории, по условиям техники безо-
пасности. Областью применения кабельных линий являются линии внешне-
го электроснабжения при незначительной удаленности пункта приема элек-
троэнергии от источника питания, а также линии внутреннего электроснаб-
жения на территории промышленных предприятий.
Требования к кабельным линиям в части электропроводности и эконо-
мической целесообразности материала и конструкции имеют то же значе-
ние, что и для ВЛ, однако по механической прочности требования менее
жестки, так как они укладываются в траншеях и специальных коммуника-
ционных сооружениях.
Кабельные линии состоят из кабелей, кабельных муфт и кабельных со-
оружений.
Кабелем называют конструкцию, состоящую из одной или нескольких
токоведущих жил с изоляционными и защитными оболочками. Кабели бы-
вают силовые и контрольные, различаются по напряжению, конструкции,
сечению и числу жил.
Основные элементы кабеля представлены на рис.6.21.
Токоведущие жилы кабеля скручивают из отдельных
проволок из отожженной меди или алюминия. У кабелей
малого сечения жилы круглые, у кабелей большого сече-
ния — сегментные или секторные. По числу жил различа-
ют одно-, двух-, трех- и четырехжильные кабели. Одно-
жильные кабели применяют в сетях постоянного тока и в
трехфазных сетях переменного тока напряжением 110 кВ
(маслонаполненные кабели); двухжильные — в сетях по-
стоянного тока; трехжильные — в сетях переменного то-
ка напряжением 1 кВ, а четырехпроводные — в сетях на-
пряжением до 1 кВ.
В качестве изоляционных материалов применяют ре-
зину, пластмассу и специальную кабельную бумагу. Для
резиновой изоляции используют натуральный или син-
тетический каучук. Для бумажной изоляции целлюлозу
Рис. 6.21. Трехжильный бронированный кабель с секторными жила-
ми:
1 — алюминиевые или медные токопроводящие жилы; 2 — бумага, пропитан-
ная маслом (фазная изоляция); 3 — джутовые заполнители; 4 — бумага, пропи-
танная маслом (поясная изоляция); 5—свинцовая или алюминиевая оболочка; 6
— прослойка из джута; 7—стальная ленточная броня; 8—джутовый покров
155
пропитывают составом из минеральных масел и канифоли. В зависимости
от пропиточного состава различают кабели с нормальной пропиткой, с
обедненной пропиткой и нестекающей. Последние широко используются
для сооружения крутонаклонных и вертикальных кабельных трасс, особен-
но в горно-добывающей промышленности.
Между токоведущими изолированными жилами размещают пропитан-
ные бумажные жгуты или пряжу, что повышает электрическую прочность
изоляции, затрудняет стекание мастики и придает конструкции кабеля круг-
лое сечение.
Поверх изолированных токоведущих жил накладывается поясная изо-
ляция. Некоторые типы кабелей содержат экраны поверх жил и поясной
изоляции, выполненные из полупроводящей бумаги, металлической ленты,
полупроводящего поливинилхлорида и графитового слоя.
Для герметизации изоляции и защиты ее от проникновения влаги, воз-
духа и т. п. служат оболочки, изготавливаемые из свинца, алюминия, рези-
ны и поливинилхлорида.
Оболочки всех видов требуют защиты от механических повреждений,
поэтому поверх накладывают защитные покровы в виде стальных плоских
лент или стальных оцинкованных проволок. Под броней может быть пре-
дохранительная подушка. Для предохранения брони от коррозии преду-
сматривают наружный защитный покров: с негорючим защитным слоем и с
обычным защитным слоем.
Кабели напряжением до 1 кВ выпускаются четырехжильными, одна
—меньшего сечения — используется в качестве нулевого провода, в сетях с
глухозаземленной нейтралью возможно применение трехжильных кабелей с
использованием алюминиевой оболочки в качестве нулевой жилы.
Кабели на напряжение 6—10 кВ изготавливают трехжильными сектор-
ного сечения; для вертикальных прокладок используют кабели с нестекаю-
щей церезиновой пропиткой.
Трехфазные кабели на напряжение 20—35 кВ изготавливают с отдельно
освинцованными или экранированными жилами. Это позволяет получить
эквипотенциальные поверхности вокруг изоляции каждой из фаз и вырав-
нивание теплового поля в изоляции фаз.
Для напряжений 110—500 кВ широко применяются однофазные масло-
наполненные кабели, в которых изоляция жилы обеспечивается бумажной
изоляцией, пропитанной маслом с малой вязкостью и высокой степенью
очистки. В кабель масло подается под давлением, в связи с чем кабели бы-
вают низкого и высокого давления.
Обозначение кабеля принято буквенно-цифровое: буквы обозначают
марку кабеля, а цифры — число жил и их сечение(АВБбШв 3 х 50: кабель с
алюминиевыми жилами, винилхлоридная изоляция, бронированный сталь-
ными лентами без подушки с наружным шлангом из поливинилхлорида;
три рабочие жилы сечением 50 мм2).
В обозначении марки кабеля буквы означают:
А—жилы из алюминия; А, С, В — оболочка из алюминия, свинца, поли-
винилхлорида; Н — найритовая; П — полиэтиленовая; Б, П, К — броня из
156
стальных лент; плоских проволок, круглых проволок; В конце обозначения
буквы Шв — поливинилхлоридный шланг; Н — с негорючим защитным
покрытием; Ц — церезиновая пропитка; Д — кабели высокого давления.
Поскольку кабели в зависимости от сечения и напряжения выпускаются
определенной строительной длины, то в процессе прокладки линии они со-
единяются муфтами, а к электропотребителям присоединяются с помощью
муфт и заделок.
Количество соединительных муфт на 1 км трассы не должно превышать
шести.
Кабельные муфты различают по виду изоляции кабеля; по назначению
муфт — соединительные и концевые, ответвительные, стопорные; по роду
материала — чугунные, свинцовые, эпоксидные, латунные; однофазные и
трехфазные.
Для оконцевания кабеля применяют концевые муфты для наружной ус-
тановки; мачтовые для перехода от ВЛ к кабелю; для внутренней установки.
В качестве примера на рис. 6.22 приведена соединительная муфта и кон-
цевая кабельная муфта.
Присоединение кабелей к электропотребителям напряжением до 10 кВ
осуществляют с помощью стальных воронок, сухих заделок и заделок из эпок-
сидных компаундов.
Для прокладки кабельных линий служат специальные кабельные со-
оружения, в которых размещаются кабели, кабельные муфты, а также мас-
лоподпитывающее оборудование, предназначенное для нормальной работы
маслонаполненных кабелей. К кабельным сооружениям относятся кабельные
туннели, каналы, короба, блоки, этажи, шахты, кабельные эстакады, гале-
реи, камеры, подпитывающие пункты.
Рис. 6.22. Соединительная (а) и концевая (б) муфты:
1 —корпус; 2 — кабель; 3— фарфоровая распорка; 4—соединительный зажим
157
Рис 6.23. Конструкция кабельных прокладок:
а — настенные конструкции; б — на перфорированных лотках; в — в коробах
Трасса кабельных линий выбирается наикратчайшей с учетом защиты от
механических повреждений, коррозии, вибрации, перегрева и от поврежде-
ния при возникновении электрической дуги в соседнем кабеле.
Внутри производственных помещений предусматривается прокладка
кабелей на стальных конструкциях различного исполнения. Кабели боль-
шого сечения(А1 —25 мм2 и выше; Си— 16 мм2 и выше) прокладывают не-
посредственно на конструкциях (рис. 6.23), а кабели меньшего сечения и
контрольные — в лотках — сварных или перфорированных. Такие кабели
могут прокладываться в коробах, которые крепят на кабельных конструк-
циях или на стенах.
Для кабелей с нормально пропитанной бумажной изоляцией при про-
кладке их на уклонах или по вертикали должна соблюдаться максимально
допустимая разность уровней их прокладки, которая для кабелей 10 кВ со-
ставляет 1,5 м. Разность уровней прокладки кабелей с обедненной проклад-
кой допускается до 100м.
Наиболее простой является прокладка кабелей в земляных траншеях
(рис. 6.24). Для защиты от механических повреждений кабели покрывают
кирпичом или бетонными плитами. В качестве подушки используют песок
или просеянную землю. Глубина прокладки кабеля от поверхности земли
должна быть не менее 0,7 м. При прокладке на меньшей глубине кабели за-
кладывают в трубы.
158
Рис. 6.24. Прокладка кабелей до 35 кВ
в траншеях
Расстояние от силовых кабе-
лей, прокладываемых вдоль раз-
личного рода сооружений, дол-
жно быть не менее 0,6 м до фун-
дамента зданий; 0,5 м—до трубопровода; 2 м—до теплотрасс.
Прокладка в туннелях надежна и удобна в эксплуатации, но оправдана
при большом числе кабелей, идущих в одном направлении. Туннели быва-
ют проходные (2,1 м) и полупроходные (1,5 м), двухстороннего и односто-
роннего обслуживания (рис. 6.25). Глубина заложения туннеля принимается
не менее 0,7 м, а на участках, пересекаемых железной дорогой— 1 м от по-
1200 мм. Вне зданий каналы должны иметь
w-
I
дошвы рельса.
Кабельные каналы могут быть наружные и внутренние. Железобетон-
ные каналы могут быть подземными с заглублением на 450—750 мм и полу-
подземными, выступающими на 150—350 мм над технической отметкой;
одно- и двустороннего обслуживания. В стенах канала закрепляются мон-
тажные конструкции, на которых укладываются кабели.
Глубина канала от 600 до
уклон 1 % в сторону водо-
сборника и засыпаны поверх
съемных плит землей.
При наличии химиче-
ских реагентов, различной
почвенной коррозии и блу-
ждающих токов, в районах
Крайнего Севера кабели
прокладывают на эстакадах
и в закрытых галереях (рис.
6.26). Они устанавливаются
на отдельных опорах, бы-
вают проходные, непроход-
ные, одно - и двусторонние.
кт ндпрят
f
i
Рис. 6.25. Прокладка кабелей в
туннеле
мим 900
1500
159
Рис. 6.26. Кабельная эстакада (проходная одно-
сторонняя):
1 — кабельная полка; 2, 3 — солнцезащитные панели
В черте городов и крупных промыш-
ленных предприятий сооружают коллек-
торы — подземные сооружения для про-
кладки кабельных линий, водо- и те-
плопроводов. Конструктивно они выпол-
няются одно- и двусторонними, кругло-
го и прямоугольного сечения.
6.2.3. Токопроводы и шинопроводы
Токопроводом называется устрой-
ство, служащее для передачи и распре-
деления электроэнергии и состоящее из
неизолированных и изолированных про-
водников, изоляторов, защитных оболо-
чек, ответвительных устройств, поддер-
живающих и опорных конструкций.
Токопроводы применяют при напряжении до 35 кВ для передачи в од-
ном направлении больших мощностей на относительно небольшие рас-
стояния (до 2 км при напряжении 6 кВ и 3 км — при напряжении 10 кВ), от
15—20 до 35 МВ • А и более.
В зависимости от вида проводников токопроводы подразделяются на
гибкие (при использовании проводов) и жесткие (при использовании шин),
материал — алюминий.
Жесткий токопровод напряжением до 1 кВ заводского комплектного из-
готовления называется шинопроводом. В зависимости от назначения они
подразделяются на магистральные, распределительные, осветительные и
троллейные. Магистральные шинопроводы служат для присоединения к
ним распределительных токопроводов, щитов и мощных электропотреби-
телей; распределительные — для питания электропотребителей; освети-
тельные — для светильников и потребителей небольшой мощности, а трол-
лейные — для питания передвижных электроприемников.
Применение токопроводов вместо большого числа кабелей повышает
надежность электроснабжения и обеспечивает экономию кабельной про-
дукции.
Токопроводы можно рассматривать как сборные шины источника пи-
тания, вынесенные за его пределы и проложенные до центров нагрузки.
160
Рис. 6.27. Симметричный подвесной токо-
провод с жесткими шинами:
1 — траверса с изолятором; 2 — шинодержатель; 3
— коромысло
Следует иметь в виду, что токо-
проводы характеризуются большим
падением напряжения на 1 км по срав-
нению с другими способами переда-
чи электроэнергии.
Симметричный подвесной токо-
провод с жесткими шинами представ-
лен на рис. 6.27.
Жесткие токопроводы при напря-
жении 6—35 кВ выполняют из алю-
миниевых шин различного профиля,
закрепленных на подвесных изолято-
рах, а также из труб и других профи-
лей, смонтированных на подвесных
и опорных изоляторах. Наиболее ра-
ционален симметричный токопровод,
каждая фаза которого выполнена из
f
двух шин коробчатого сечения (рис. 6.28).
Гибкие токопроводы напряжением 6—35 кВ выполняются голыми про-
водами больших сечений или гибкими алюминиевыми трубами, подвешен-
ными при помощи изоляторов на металлических или железобетонных опо-
рах. Каждая фаза гибкого токопровода состоит из проводов необходимого
суммарного сечения.
В цеховых сетях промышлен-
ных предприятий применяют комп-
лектные шинопроводы напряжение
до 1 кВ, состоящие из секций в ви-
де отрезков шин, закрепленных на
прокладках в коробе с зажимами
для присоединения электропотре-
бителей (рис. 6.29).
Рис. 6.28. Симметричный подвесной токо-
провод
161
Рис. 6.29. Конструкция шинопро-
вода:
1 — шины; 2 — короб; 3 — прокладки;
4 — зажимы
4
6.2.4. Электропроводки
Электропроводкой назы-
вают совокупность проводов
и кабелей в сочетании с элек-
троустановочными и монтаж-
ными устройствами.
Областью применения электропроводок являются внутренние сети зда-
ний, сооружений и наружные сети напряжения до 1 кВ. В качестве устано-
вочных проводов используют провода с медными или алюминиевыми жи-
лами. По количеству токопроводящих жил провода бывают одно-, двух-,
трех-, четырех- и многожильными, а шнуры — только двухжильные. Изо-
ляция выполняется из резины или поливинилхлоридного пластика. Для
придания проводам стойкости поверх изоляции их покрывают оплеткой из
хлопчатобумажной пряжи, пропитанной противогнилостным составом.
Двойные провода и шнуры состоят из взаимно скрученных проводов,
жилы которых скручивают из большого числа тонких проволочек, а для за-
щиты их обматывают хлопчатобумажной пряжей.
Для защиты от механических повреждений провод может снабжаться
оболочкой, выполненной из хлороплена, полевинилхлорида или оплеткой
из стальных проволочек. Это провода—защищенные.
Для обозначения проводов используют буквы: П — провода; Ш —
шнуры; А — материал жилы; Р — резина; В — полихлорвинил; Д — две то-
коведущие жилы; Г — гибкие провода (АППВ-0,38: провод с алюминиевы-
ми жилами, поливинилхлоридная изоляция, плоский с разделенным осно-
ванием, напряжение 380 В).
К электроустановочным изделиям относятся выключатели, штепсель-
ные розетки и блоки «выключатель—розетка»; распаечные и монтажные ко-
робки, коробки для установки выключателей и розеток, крюки для подвеса
светильников, розетки для размещения люстровых зажимов и оформления
отверстий.
По способу выполнения электропроводки бывают открытыми и скры-
тыми. Выбор типа проводки определяется условиями окружающей среды,
требованиями пожарной и электробезопасности. По условиям окружающей
среды помещения делятся на сухие, влажные, сырые, и особо сырые, жаркие,
пыльные, пожароопасные, взрывоопасные и с химически активной средой.
Открытая прокладка изолированных проводов и шнуров выполняется
на роликах и изоляторах, которые подвешиваются на тросах или укрепля-
162
ются на скобах. Прокладку проводов на изоляторах разрешают во всех по-
мещениях, кроме взрывоопасных, а также снаружи по стенам зданий. На
роликах допускается прокладка во всех помещениях, за исключением пыль-
ных, пожаро- и взрывоопасных, а также с химически активной средой. От-
крытая проводка может быть стационарной, передвижной и переносной.
Скрытую проводку выполняют внутри конструктивных элементов зда-
ний и сооружений (в стенах, полах, перекрытиях, подвесных потолках).
Располагать ее могут в трубах, гибких металлических рукавах, коробах, за-
штукатуренных бороздах («штробах»). Прокладка в металлических трубах
допускается во всех помещениях, а также снаружи помещений.
6.3. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ПО НАГРЕВУ
6.3.1. Общие сведения
При прохождении электрического тока по проводнику в нем выделяется
тепло, часть которого идет на нагрев проводника, а часть передается в ок-
ружающую среду путем лучеиспускания и теплопроводности.
На температуру нагрева проводника 0 влияет много факторов: сила то-
ка; продолжительность и цикличность его действия; условия охлаждения
проводника и материал, из которого он изготовлен. Если температура 0 не
превышает предельно допустимую 0ДОП, то работа проводника по условию
нагрева считается допустимой.
У изолированных проводов тепловой поток сначала нагревает изоля-
цию путем теплопроводности, а затем передается в окружающее простран-
ство путем конвекции и лучеиспускания. Для кабелей, помимо тепла, выде-
ляемого в токоведущих жилах, характерно выделение тепла от диэлектриче-
ских потерь, а в металлических оболочках — от вихревых токов. Такие
потери характерны только для однофазных кабелей, так как в трехфазных с
общей оболочкой магнитные поля взаимно компенсируются. Тепло, выделяе-
мое в кабелях, проложенных в траншеях передается в окружающую среду путем
теплопроводности.
Для голых проводов и шин передача тепла в окружающее пространство
осуществляется путем конвекции и лу-
чеиспускания.
Так как в момент включения тока
температура проводника 0 практически
равна температуре окружающей среды
0сР, то рассеивания тепла в окружаю-
щую среду еще на происходит, так как
нагревается сам проводник (рис. 6.30,
кривая 7).
Рис. 6.30. Кривые нагревания и охлаждения про-
водника
При повышении температуры проводника возрастает количество тепла,
выделяемого в окружающую среду, а тепло, затрачиваемое на нагрев провод-
ника, снижается. При достижении предельно допустимой для каждого типа
проводника температуры, т. е. достижения установившегося значения 0уст, все
тепло, выделяемое в проводнике, полностью рассеивается в окружающую
среду.
После отключения тока начинается процесс охлаждения проводника,
характеристика которого соответствует кривой 2 и температура проводни-
ка снижается до температуры окружающей среды.
Для неизолированных проводов, изолированных проводов и кабелей,
проложенных внутри здания, а также для кабелей, проложенных в трубах,
каналах и блоках расчетная температура окружающей среды — 25 °C, а для
кабелей, проложенных в земле, — 15 °C.
Если бы тепло не передавалось в окружающую среду, то любой провод-
ник нагрелся бы от температуры 0ср до 0уст за время Тн, называемое посто-
янной времени нагрева.
6.3.2. Выбор проводников в нормальных режимах
Проводники любого назначения должны удовлетворять требованиям в
отношении предельно допустимого нагрева не только в нормальных, но и
послеаварийных режимах.
Исходя из заданных температур 0ДОп и ОСр, можно определить устано-
вившийся ток нагрузки 1Л0П, допустимый по условиям нагрева.
Продолжительный режим работы характеризуется тепловым равнове-
сием между количеством тепла, выделяемым в проводнике, и количеством
тепла, рассеиваемым в окружающую среду.
Согласно закону Джоуля — Ленца, количество выделяемого в провод-
нике тепла пропорционально току и сопротивлению, т. е.
Qr=pr, (6.1)
где I—ток нагрузки, А; г—сопротивление проводника, Ом.
Количество тепла, рассеиваемого в окружающую среду, зависит от раз-
ности температур проводника 0 и окружающей среды 0ср. При передаче те-
пла путем теплопроводности
бт = *Т (®уст ~ ®сР) ‘S'noB, (6-2)
где Ку — количество тепла, отдаваемого с 1 м2 поверхности проводника, отне-
сенное к одному градусу разности указанных температур, Дж / м2 • градус; 5П0в
— поверхность проводника.
Для установившегося процесса уравнение теплового баланса примет вид:
Вт = Ку (0УСТ — ®ср) ‘S'nOB- (6.3)
Поскольку с изменением температуры сопротивление проводника меня-
ется, то (6.3) можно записать как
164
!г у[1 + а(0уст -20)] = Кт (0уст -Оср )5ПОВ.
(6.4)
Так как температура нагрева проводника не должна превышать пре-
дельно допустимых для данного материала и изоляции значений 1лоп, то:
С у[' + а(<Э„, -а>)] = *т (9„, -е., (6 5)
допустимое значение тока:
1^Т (®шах — ®ср ) ^пов S
'^р/^а^-го)]-
Отношение площади поверхности проводника к его длине определяет
^пов
периметр провода, т. е. р =-, тогда
JKT ps(Q.y -0.„)
--------------—. (6.6)
pD+a^-ZO)]
На практике, однако, пользуются не этим выражением, а таблицами,
составленными на его основе с учетом максимально допустимых темпера-
тур, стандартных сечений и материала провода.
Анализ этого выражения показывает, что, изменяя периметр проводни-
ка, при одном и том же сечении можно увеличить нагрузку. Поэтому часто
вместо проводников круглого сечения используют прямоугольное сечение
(шины), а в жестких токопроводах — шины фасонного сечения.
Для проводников круглого сечения р = 2 и допустимый ток
I =,--------------------— (6-7)
Д \ p[l + a(0max-2O)]
Если необходимо определить допустимую нагрузку для проводника из
материала, данные для которого не приведены, то можно воспользоваться
отношением нагрузок проводников одинакового сечения и с одинаковой
изоляцией, т. е.
(68)
7щах2 V Р1
165
Наибольшие допустимые температуры нагрева токоведущих частей при
продолжительном режиме работы, определяемые теплостойкостью изоля-
ции, механической прочностью токоведущих частей и качеством контакт-
ных соединений, приводятся в ПУЭ.
В случае, если температура окружающей среды значительно отличается
от табличных значений, длительные допустимые нагрузки на кабели, шины,
голые провода, жесткие и гибкие токопроводы должны быть изменены с
учетом поправочных коэффициентов, приведенных в ПУЭ. Для голых про-
водов сетей напряжением до 1 кВ поправочные коэффициенты не вводят.
Если несколько кабелей проложено в земле (включая в трубах), значе-
ние допустимых нагрузок также снижается из-за необходимости учета на-
грева их теплом, выделяемым другими кабелями, т. е.
ДОП ДОП *пр 5
(6-9)
где к„р — поправочный коэффициент, определяемый в зависимости от ко-
личества прокладываемых кабелей.
Для кабелей с бумажной пропитанной изоляцией напряжением до 10 кВ,
у которых нагрузка меньше номинальной, может допускаться кратковре-
менная перегрузка, а на период ликвидации послеаварийного режима такая
перегрузка допускаема в течение 5 суток в пределах, указанных в ПУЭ.
При таком же режиме допускается перегрузка на 10 % для кабелей с по-
лиэтиленовой изоляцией, а с поливинилхлоридной — на 15 % на время мак-
симумов нагрузки продолжительностью не более 6 ч в сутки в течение 5 су-
ток при условии, что нагрузка в нормальном режиме не превышала номи-
нальной.
Ряд потребителей работает в так называемом повторно-кратковремен-
ном и кратковременном режимах работы. Очевидно, что благодаря нали-
чию периодов охлаждения температура проводника не достигает устано-
вившегося значения, соответствующего продолжительному режиму работы.
В связи с этим для таких проводников допускаются большие токи, чем в
режиме продолжительной нагрузки. Но так как проводники малых сечений
достигают установившейся температуры довольно быстро, то для медных
проводников сечением до 6 мм2, а для алюминиевых — до 10 мм2 токовые
нагрузки принимаются как для продолжительного режима работы. Для
проводников большего сечения нагрузка определяется выражением
0,8751
ПВ
(6.10)
где ПВ — продолжительность включения, выраженная в относительных
единицах.
При ПВ более 4 мин допустимые токовые нагрузки определяются как
для установок с продолжительным режимом работы.
166
Если наибольшая продолжительная нагрузка у кабелей с бумажной про-
питанной изоляцией не превышала 0,8 7ДОП, разрешается кратковременная
перегрузка, а также перегрузка на время ликвидации аварий, которые рег-
ламентируются Правилами эксплуатации электроустановок потребителей.
Особо тщательный подход к определению допустимой нагрузки требу-
ют троллейные провода крановых установок для двигателей подъема, те-
лежки и моста, поскольку режим работы их повторно-кратковременный с
низким коэффициентом использования.
Троллейные линии крановых установок (материал — угловая сталь или
шинопроводы типа ШТМ) рассчитывают методом, который сводится к вы-
бору размеров угловой стали или шинопровода, удовлетворяющих услови-
ям нагрева и потере напряжения.
Условие нагрева выполняется при сравнении активной 30-минутной на-
грузки /30 с допустимым током шинопровода или угловой стали
+(/>3otg<p)2
Лпах ^30
у/зи
(6.11)
где Рпотр — присоединенная или потребляемая мощность, определяемая по
Рном и КПД (т]); кзо — коэффициент спроса, определяемый в зависимости от
режима работы крана и эффективного числа электродвигателей иэ (рис. 6.31).
Пиковый (кратковременный) ток группы приемников (крановых элек-
тродвигателей) определяют по формуле
пик — /пуск. max (/max /ном &и),
(6.12)
где /пуск max — наибольший из пусковых токов двигателей в группе; /тах —
максимальный расчетный ток, принимаемый для кранов; /ном — номиналь-
ный ток наибольшего двигателя; ки — коэффициент использования.
При расчете следует принимать для кранов малой грузоподъемности с
короткозамкнутыми электродвигателями cos <р = 0,45 +• 0,5; для кранов
большой грузоподъемности и элек-
тродвигателями с фазным ротором
cos ф = 0,6. Если от одной трол-
лейной линии питаются два крана
расчетную длину троллеров умно-
жают на 0,8; при трех кранах —
на 0,7.
Рис. 6.31. Коэффициент спроса для кра-
новых установок в режиме:
1 — весьма тяжелом; 2 — тяжелом; 3 — сред-
нем; 4—легком; 5—весьма легком
6.3.3. Выбор проводников в аварийном режиме
Из аварийных режимов наибольший интерес вызывает режим коротко-
го замыкания, при котором выделяется опасное для проводника большое
количество тепла. Для выбора термически устойчивого сечения проводника
необходимо знать установившееся значение тока КЗ и возможное время его
прохождения по проводнику.
Расчет нагревания проводников при коротком замыкании проводится в
предположении, что процесс нагревания проводников — адиабатный, т. е.
происходит без рассеяния тепла в окружающую среду из-за кратковремен-
ности процесса КЗ и апериодическая слагающая тока КЗ не учитывается
ввиду кратковременности ее существования.
Количество тепла, выделяемое в проводнике за бесконечно малый про-
межуток времени dt:
72 —[1 +а (0-20)] Л,
а количество тепла, затрачиваемое за то же время на нагревание проводника
cgH[l + p(0-2O)]rf0. (6.13)
Дифференциальное уравнение теплового баланса:
/2 y[l + a(0-2O)]jz = c#sZ[l + p(0-2O)]J0, (6.14)
где с — удельная теплоемкость материала при 20 °C; Р — температурный
коэффициент изменения теплоемкости; g—плотность материала.
Разделив левую и правую части (6.14) на s р 7 [1 + а(0 - 20)], получим:
х cg[i+₽(e-20)]
---1 dt =---------------at). (б. 1 э)
s2 Р [1 + а(0-2О)]
Проинтегрировав левую часть от 0 до Z, где t — время отключения ко-
роткого замыкания, а правую — от начальной температуры 0нач, которая
была у проводника до КЗ до 0КЗ — температуры к моменту отключения КЗ,
получим
1 i с g 1 + Р(0 — 20)
—\I2dt = — / ——----------dQ. (6.16)
s2 о Р 1 + а(0-2О)
Поскольку отсутствует аналитическое выражение зависимости между
током КЗ и временем его протекания, вводят понятие фиктивного или при-
веденного времени протекания КЗ.
Приведенным временем КЗ называют время, за которое установивший-
ся ток КЗ выделит такое же количество тепла, как при действительном токе
КЗ за время его существования, т. е.
\l2dt = lltn, (6.17)
о
168
отсюда приведенное время
tn = dt. (6.18)
о о
Время t„ можно определить по зависимости t„ = f (£") (рис. 6.32).
Если источником питания является система неограниченной мощности,
то приведенное время периодической составляющей
/пп = /откл- (6. 1 9)
Для апериодической слагающей время определяется выражением
/па = 0,05 (₽")2- (6-20)
При времени отключения /ОТкл > 1 с величиной /па можно пренебречь. На
практике приведенное время определяется временем срабатывания выклю-
чателя /св= 0,15 0,2 и минимальным временем срабатывания релейной за-
щиты (/рз = 0,02 + 0,05)
/пп ~ /св + /рз. (6.21)
Кривые зависимости (см. рис. 6.32) являются средними для турбогене-
раторов и гидрогенераторов.
При интегрировании правой части уравнения (6.16) получается раз-
ность двух выражений, первое из которых включает постоянные материала
проводника и конечную температуру, а второе — те же постоянные и на-
чальную температуру, т. е. оба выражения являются только функциями тем-
пературы.
Рис. 6.32. Кривые зависимости приведенного времени tm для периодической слагающей тока КЗ:
а — питание от генератора с АВР; б — генератор без АВР
169
Уравнение (6.16) примет следующий вид:
— 4Х =Q -Се
2 00 пл е»кз е»нач
S
откуда
(6.22)
где а — расчетный коэффициент, зависящий от материала провода, дли-
тельно допустимой температуры нагрева и допустимой температуры нагрева
при КЗ. Выражением (6.22) пользуются для определения термически стойкого
сечения кабельной линии и шинных конструкций подстанций и распредели-
тельных устройств.
Для аппаратов термическая стойкость характеризуется током термиче-
ской стойкости, под которым понимают ток постоянной величины, выдер-
живаемый аппаратом в течение определенного времени без повреждения.
Пример 1. Определить сечение медных шин, термически стойких в аварийном режиме. Ис-
ходные данные: установившийся ток короткого замыкания /« = 4820 А; периодическая слагаемая
тока КЗ — Г = 5450 кА; продолжительность КЗ — t = 1,5 с.
Решение.
1. Определяем отношение периодической слагаемой к установившемуся току КЗ
2. По кривым (см. рис. 6.32) для |3" = 1,12 и t = 1,5 с находим приведенное время действия КЗ:
^пп = 1 »3.
3. Термически стойкое сечение медных шин (для меди а = 6) определим как
5ТС = >ДГ = 6-4,85^13 = 33,2мм2
Принимаем медные шины с размером 15x3 мм.
Протекание тока по проводникам вызывает электродинамические усилия
между ними. Величина этих сил небольшая в нормальных режимах работы,
однако при коротких замыканиях они резко возрастают, вызывая разрушение
проводников, аппаратуры и шинных конструкций. Для обеспечения надеж-
ной работы оборудования необходимо обеспечить его электродинамическую
стойкость, препятствующую механическим воздействиям.
Сила взаимодействия между двумя параллельными проводниками F (Н/м)
определяется выражением:
F = 2it i2 - IO’7,
(6.23)
где i2 — токи, протекающие по проводникам; а — расстояние между про-
водниками.
170
Так как силы взаимодействия средней фазы с крайними направлены в
противоположные стороны, то знаки их различны.
Мгновенные значения токов в фазах равны между собой, но сдвинуты
, 2 л
по фазе на угол—:
( 2л А
г =1 sina; ih = I sin a-;
am ’ о m I л 7
I * j
т ( 4л
i, = I sin a-------
I 3
Подставив значения токов в (6.24) и преобразовав, получим:
Рис. 6.34. Расположение сборных шин и их размеры
171
F(3) =1,73 KA I2m - sin f a - — IO-7.
* m a t 3 J
А 4 л 'i
Наибольшее значение силы будет при sin a-----=±1, а с учетом апе-
\ '-‘J
риодической составляющей тока короткого замыкания максимальное зна-
чение электродинамической силы F (Н/м) определяется по формуле
F(3) = 1,73 /у3)2 -10’7. (6.25)
а
Исходя из этого, электродинамическая стойкость аппаратов характери-
зуется током электродинамической стойкости, устанавливаемым заводом-
изготовителем, который должен быть больше ударного тока КЗ, т. е.
^д.ст iy . (6.26)
6.3.4. Согласование сечений проводников с устройствами защиты
Сечения проводников и кабелей в сетях напряжением до 1 кВ выбирают
с учетом их защиты предохранителями или автоматическими выключате-
лями, поскольку расчетный ток нагрузки должен быть согласован с номи-
нальным током плавкой вставки Лом. вСТ.
К таким сетям ПУЭ относят сети внутренних помещений, выполненные
открытыми незащищенными изолированными проводами с горючей обо-
лочкой, а также сети всех взрывоопасных помещений и наружных устано-
вок независимо от технологического процесса. Сюда же относят и сети, вы-
полненные проводниками, проложенными в трубах. Это осветительные се-
ти жилых, общественных, торговых помещений, служебно-бытовые поме-
щения промышленных предприятий и пожароопасных помещений, так как
в них отсутствует контроль за продолжительным током нагрузки. Такое со-
гласование необходимо и для силовых сетей промышленных предприятий,
торговых, жилых и административных зданий, где возможны длительные
перегрузки кабелей и проводов.
Если не требуется защита от перегрузок, то допустимый ток
7НОМ ВСТ _
/дап • (6.27)
Для сетей, где не предусмотрен систематический контроль за нагрузкой
7 ном ВСТ _ ,
<6'28)
Для кабелей с бумажной изоляцией, а также сетей, проложенных не во
взрыво- и пожароопасных помещениях
/доп — /ном. ВСТ- (6.29)
Номинальный ток плавкой вставки должен быть таким, чтобы она вы-
держала продолжительный ток линии, а в ответвлениях — пусковой ток
электродвигателей:
172
Jhom. вст — -tmaxj Люм. вст — , (6.30)
где К = 1,6-:-2,5 — коэффициент, учитывающий условия пуска (1,6 — легкий
пуск; 2,5 — частые тяжелые пуски).
При защите магистральных линий, включающих ответвления с элек-
тродвигательной нагрузкой, номинальный ток вставки определяют как
Луск +™|/Вом,
где /пуск пусковой ток наиболее мощного электродвигателя из группы;
£/ном. — сумма номинальных рабочих токов остальных электродвигателей
।
группы.
При защите последовательно соединенных участков сети предохрани-
телями в целях обеспечения избирательности защиты ток каждой предыду-
щей вставки должен быть на одну—две ступени больше последующей.
При установке автоматических выключателей следует учитывать тип
расцепителя — тепловой или электромагнитный:
при тепловом расцепителе
/доп > /ср/1,5; (6.32)
при электромагнитном расцепителе
/доп > /ср /4,5; (6.33)
для защиты осветительных и коммунально-бытовых сетей
/доп >/сР/0,8, (6.34)
где /ср > /max— для автоматических выключателей с тепловым расцепителем;
/ср > 1,25 /пер — ток срабатывания для автоматов с электромагнитным рас-
цепителем; /пер — наибольший допустимый ток перегрузки линии.
6.4. РАСЧЕТ ПРОВОДНИКОВ
ПО ПОТЕРЕ НАПРЯЖЕНИЯ
6.4.1. Общие сведения
Все приемники электрической энергии рассчитаны на определенное но-
минальное напряжение и для их нормальной работы допустимо только не-
значительное отклонение напряжения от номинального. При включении
ряда потребителей к линии питания необходимо, чтобы напряжение на их
зажимах, независимо от удаленности от пункта питания, соответствовало
тому минимуму, при котором обеспечивается нормальная работа. Включе-
ние и отключение части потребителей также не должно вызывать отклоне-
ние напряжения выше допустимого предела.
173
В осветительных сетях снижение напряжения влечет за собой снижение
светового потока ламп, а повышение — снижает срок службы ламп за счет
интенсивности износа нитей накаливания. Люминесцентные лампы меньше
ламп накаливания реагируют на отклонение напряжения, однако при (0,93-ь
0,94) t/ном затрудняется зажигание лампы, а при (1,06+1,07) UHOm — перегре-
вается вспомогательное оборудование. В связи с этим ГОСТ 13109—87 до-
пускает отклонение напряжения в пределах -2,5 ... +5 %. Однако длительная
работа в послеаварийном режиме допускает отклонение напряжения на 7,5 %
(рабочее освещение производственных помещений и общественных зданий,
а также прожекторное освещение), а для жилых помещений, аварийного и
наружного освещения — до 10 % (исключая люминесцентные).
Отклонение напряжения от номинального весьма существенно для
электродвигателей, так как от его величины зависит момент, поэтому реко-
мендуемое отклонение от -5 ... +10 %.
Для печей можно принять отклонение напряжения ±5 %, а для свароч-
ных аппаратов -8 ... 10 % от номинального.
Поскольку реальные сети включают различные режимы, то прохождение
переменного тока по ним вызывает падение напряжения на активных и реак-
тивных сопротивлениях. Рассмотрим векторную диаграмму для линий с на-
грузкой, обладающей активным и индуктивным сопротивлением (рис. 6.35).
Напряжение в конце линии С7ф2 представлено вектором оа. Учитывая
coscp нагрузки, под углом <р отложен вектор тока I. Падение напряжения в
линии ДС/ф — геометрическая разность между векторами напряжения в на-
чале линии С7ф| и в конце линии С/ф2.
Так как нагрузка обладает активным и индуктивным сопротивлением,
то вектор падения напряжения Д£/ф может быть представлен составляю-
щими 1г— падением напряжения на активном и I х — падением напряже-
ния на индуктивном сопротивлениях, т. е. падение напряжения в линии оп-
ределяется треугольником падения напряжения abc.
На практике, пользуясь показаниями приборов, определяют не геометри-
ческую, а алгебраическую разность между напряжением в начале и конце ли-
нии. На векторной диаграмме это представляется отрезком ае, т. е. разностью
между истинным значением вектора ос , перенесенным на продолжение векто-
ра оа (отрезок ое), и вектором оа . Однако истинное значение вектора ос , мож-
но заменить его проекцией на
вектор оа , т. е. отрезком od.
Тогда
ad = od—оа.
Рис. 6.35. Векторная диаграмма на-
пряжения линии с нагрузкой в конце
174
Отрезок ad представляет собой алгебраическую разность между напря-
жением в начале и конце линии и называется продольной составляющей па-
дения напряжения или потерей напряжения'.
Д(7ф = t/ф! - £/ф2. (6.35)
Величина потери напряжения ad определяется как
ad = af+fd = Ir cos ф + lx sin ф,
тогда
ДЦ> = Ir cos (p + lx sin (p. (6.36)
Потеря напряжения учитывается при выборе сечения линий напряжени-
ем до 35 кВ. Для линий напряжением выше 35 кВ учитывается также попе-
речная составляющая падения напряжения 8{7ф (отрезок cd) по формуле
8С7ф = cd = eg - gd = eg - bf= lx cos <p - Ir sin (p. (6.37)
Для трехфазных сетей
Д t/ = >/з I (rcos (p + x sin ф), (6.38)
8U = >/з I (x cos ф - r sin ф). (6.39)
Если правую часть выражения (6.38)умножить и разделить на <7ном то
ТЗ/6/номСО8фГ л/3/С/Н0, sinepx
а у- * ним 1 ним 1
д и=------------+----------------,
(6.40)
Pr Qx
&и =-----+------,
t/НОМ t/H0M
где Р и Q — активная и реактивная мощности.
Если известна протяженность линии I и удельные сопротивления го и хо,
потерю напряжения определяют по выражению:
t/ном
(6.41)
Величины активного и индуктивного сопротивлений проводников и ка-
белей приводятся в справочной литературе
Индуктивное сопротивление (х, Ом) воздушных проводов определяется
как
х = 2лfL I, (6.42)
где f—частота сети; L — индуктивность, Гн/км; I — длина линии.
Значение индуктивности для линий трехфазного тока при симметрич-
ном расположении проводов определяют по формуле
175
L J 4,61g —+ 0,5ц jlO-4, (6.43)
\ d J
где a — расстояние между проводами; d—диаметр провода (для многопро-
волочных проводов определяется по каталогу); ц — относительная магнит-
ная проницаемость материала провода (для алюминия и меди ц = 1).
При неодинаковом расстоянии между проводами значение а определя-
ется как среднее геометрическое значение между проводами, т. е.
а = а2 а3 . (6.44)
Для двухпроводных линий постоянного и переменного тока потеря на-
пряжения
Д(7=2Д17Ф, (6,45)
где 2—коэффициент, учитывающий потерю напряжения в обратном проводе.
В трехфазных линиях соотношение между линейным и фазным значе-
ниями потери напряжения такое же, как и между соответствующими на-
пряжениями:
Д(/ = Ui~U2 = у/зифх- у/зиф2= л/3(Ц>1- иф2) = (6.46)
Напряжение на зажимах приемников зависит не только от потери на-
пряжения в линии, но и от потери напряжения в самом источнике питания:
наибольшее напряжение будет у приемника, расположенного ближе к ис-
точнику питания, а наименьшее—у самого удаленного потребителя.
В связи с этим при проектировании распределительной сети необходи-
мо следить за тем, чтобы при всех режимах нагрузки напряжение на зажи-
мах ближайших приемников не превышало допустимого предела, а у наи-
более удаленных — соответствовало бы минимально допустимому напря-
жению, т. е.
Д{7доп ~ Urp ~ Umin-
Напряжение U-гр определяется разностью между на-
пряжением х. х. трансформатора (Jo и потерей напряже-
ния в нем (рис. 6.36), т. е.
t/тр = Uo - Д(/тр.
Потеря напряжения в трансформаторе (в %) опреде-
ляется как
Д17тр = 3 (Ua cos фг - UB sin фг) +
3
+----(Ua sin фг - Up cos фг), (6.47)
2Л2
u0
I2J~2
‘2
Рис. 6.36. Упрощенная векторная диаграмма трансформатора
176
где 0 = ——-----коэффициент загрузки трансформатора; Ua — активная со-
нном тр
ставляющая напряжения короткого замыкания трансформатора, приводит-
ся в его характеристике или определяется (в %) по выражению
U 100=АРномм (6.48)
и <г
<_/0 °тр ном
где ДРном. м — потери активной мощности в трансформаторе при КЗ; 1Н0М —
номинальный ток трансформатора; г2 — активное сопротивление вторич-
ной обмотки трансформатора; U„ — реактивная составляющая напряжения
короткого замыкания.
UP = "ОМХ- 100; UP > (6-49)
Ц)
где ию — напряжение короткого замыкания трансформатора,
Фактическая потеря напряжения в трансформаторе не должна превы-
шать допустимого по ГОСТ значения (0,9 ... 1,05) U„.
6.4.2. Выбор сечения проводников в разомкнутых сетях
Приведенные выше выражения для определения потери напряжения ха-
рактерны, в основном, для радиальных линий с сосредоточенной нагрузкой.
Аналогично можно определить потерю напряжения в магистральной ра-
зомкнутой линии с несколькими ответвлениями, имеющей один источник
питания.
Для такой сети ограничение по допустимой потере напряжения имеет
вид:
ХД£/,. <Д/7дап, (6.50)
1
где ДС/, — потеря напряжения на z-ом участке; п — число ответвлений или
участков.
Для разветвленной сети ограничения по потере напряжения должны рас-
сматриваться для всех ответвлений и сечения магистральной линии и линий
питания должны выбираться с учетом допустимых ГОСТ ограничений.
Рассмотрим магистральную линию с тремя ответвлениями (рис. 6.37).
Общее падение напряжений в такой линии определяется как геометрическая
сумма падений напряжений на отдельных участках, а потеря напряжения —
как алгебраическая разность между напряжениями в начале и в конце ли-
нии.
Напряжения в точках A, B,CnD определяются векторами ОА , ОВ, ОС
и OD , а падения напряжения — соответственно векторами DC, СВ и ВА.
177
б
а
IjCos'Pj в I2cos<P2 с 13созФ3 и
г1х1 г2х2 г3х3
Ч l2 Ч
cosy? cosy? со$у>3
Рис. 6.37. Векторная диаграмма напряжений и токов для ма-
гистральной линии:
а — схема линии с односторонним питанием; б — векторная диа-
грамма
Если падение напряжения на каждом участке выразить через парамет-
ры, то:
~DC = bU3= i3Z3-, СВ = дЕ72 = i2Z2; BA = bUt = ixZx .
Поскольку углы между векторами OD, ОС, ОВ и ОА малы, все углы
без особой погрешности можно отсчитывать от вектора ОА, а истинные
значения этих векторов заменить проекциями на вектор ОА , т. е. отрезками,
OD', ОС' и ОВ'. Тогда потеря напряжения по всей длине провода
MJ =Ua-Ud=OA-OD' .
Общая потеря напряжения на каждом участке будет определятся, соот-
ветственно, потерями на активном и индуктивном сопротивлениях, а имен-
но (для т. £>): /3 Z3 и /3 Х3 и т. д.
Спроецировав точки G,F,yiE на вектор ОА , можно записать
178
&U = Ua-Ud=OA-OD' = D'G' + G'C' + C'F' + F'B' + B'E' + E'A =
= DG cos (p3 + GC sin <p3 + CF cos <p2 + FB sin cp2 + BE cos <P; + EA sin (p, =
= /3 r3 cos<p3 + /3 x3 sin(p3 +12 r2cos(p2 +1г x2 sin<p2 + i\ coscp! + x} sin(pP
В общем виде
At/= 27* rkcos(f>k+^Ikxksin(pk=YI r2 + tl хк. (6.51)
1 1 11
Заменим линейные токи их значениями:
а3 а3 9 Рз Рз ’ а2 а2 9 Рз Рз Pl 9
In =i,> + 4 j In. =in + L + L ,
°i a3 a2 a\ 9 P\ Рз Рг P\ 9
получим
Д U = ia, Г3 + ip,X3 + (% + la, ) Г2 + («о, + )X2 + (’o, + »a2 + \ ) 6 +
+ (ia, + ia, + iai )*1 = ia, (Г3 + Г2 + Г1) + ia, (Г2 + 'l) + »a, П +
(x3 + x2 + x,) + (x2 + x,) + г A xt.
Обозначив сумму сопротивлений всех участков соответственно через Яз,
R2, Ri, Хз, Хг, X], в общем виде получим:
At/ = |iat Rk+lipk Хк или
Д17 = X ik Rk cos (pt + X ik Xk sin cpt. (6.52)
i i
Для трехфазного тока формулы (6.51)и (6.52) принимают вид:
ДС/ = Тз/ДХг4 cosф* +Yxk sinФ* |
\ i i /
ДС7 = V34(S^cos(pfc + ^Хк Фи- (6.53)
Выражая токи через мощности, получим
ц =_____--------------------------------------5
у1зитис°&Ч>к’ к >/3^„омСО5ф* ’
тогда
EU =^^Ркгк+^кхк^-,
w=±(YpkRk+t*xS <6-54)
\ 1 1 )
179
Для однофазных сетей потеря напряжения определяется по формуле
At/= 2£/t созф*+2£/* х^тф* или
1 1
At/= 2£г\ 7?tcos<pt+2£^ A^sincp* . (6.55)
1 ।
Расчет на потерю напряжения производится для воздушных линий с
учетом не только активного, но и реактивного сопротивлений; кабельных
линий напряжением до 35 кВ только с учетом активного сопротивления
ввиду небольшого расстояния между токоведущими жилами отдельных фаз;
сетей напряжением до 1 кВ — ввиду низкого напряжения и близкого распо-
ложения проводов с учетом только активного сопротивления.
При выполнении расчетов электрических сетей возникают две задачи:
1) зная нагрузки сети и все ее параметры, необходимо определить поте-
ри напряжения в питающей и распределительных сетях;
2) определить сечение проводов в линиях, чтобы при максимальных на-
грузках потери напряжения в них не превышали допустимых значений.
Решение этих задач зависит от вида нагрузки.
• Линия с чисто активной нагрузкой, т. е. cos<p = 1 и ip = 0, тогда
LU = V3S4Rk =^3±Ikrk =-^ipkRk = -^Ркгк . (6.56)
При одинаковом сечении проводников на всех участках
ДU = V3 r01 lk lk = V3 r0 iik Ц . (6.57)
1 1
• Индуктивное сопротивление линии весьма мало по сравнению с ак-
тивным, что характерно для кабельных линий с сечением жил до 35 мм2, то-
гда
ди = >/з iik Rk cos ф = -L-£рк Rk. (6.58)
1 U ном 1
• Однородные линии, у которых активное сопротивление соизмеримо
с индуктивным, сечение линий одинаково, тогда
^U = ^^lak + x^Ipky=1^^tPk + x.tQky. (6.59)
Чтобы установить соотношение между потерей напряжения и сечением
линии, рассмотрим частный случай, при котором реактивная составляющая
потери напряжения равна нулю, тогда
Д{7 -4ъ1а r== V3 7rcos(p = V3 7^y-cos(p,
откуда
180
-Уз / р / coscp
At/
(6.60)
Умножив и разделив правую часть выражения (6.60) на (/НОм, получим
Уз р Z <7НОМ Z cos <р _ рР1
Д^иом UH0HW
В общем виде
р£рл-ю3
_____
(6.61)
Если фактическая потеря напряжения меньше допустимой для конкрет-
ных сетей, то сеть рассчитана правильно. Если же А//факт больше допустимо-
го значения, то следует увеличить сечение линии.
Пример 2, Определить потерю напряжения в линии протяженностью 18 км, питающую под-
станцию с трансформатором типа ТДН-16000-110/6 (5Ном = 16 000 кВ А; С/2ном = 6,6 кВ); коэффи-
циент мощности COS (р — 0,8 .
Решение, 1. Определяем расчетную нагрузку продолжительного режима
Принимаем провод марки А-16, допускающий нагрузку 105А.
2. Потеря напряжения в линии составит
д = V3 (r0 cos <р+х0 sin <р) I = 1,73 • 84 (1,28 • 0,8+ 0,4 0,6) 18 = 4760 В .
Таким образом сечение, выбранное по нагреву, удовлетворяет требованию потери напряже-
ния, так как
= 4760 В < Д Ux, = 0,05 ит = 5500 В .
6.4.3. Выбор сечений проводников из условия их постоянства
вдоль магистральных линий
Для определения сечения проводников магистральных линий введем в
уравнения (6.53) и (6.54) условие постоянства сечения указанных линий
вдоль всей протяженности. Для понятия физического смысла выражения
пренебрежем вторым слагаемым уравнения, учитывая, что индуктивное со-
противление кабельных линий с малым сечением проводников и электро-
проводок относительно невелико, т. е.
/Т
Д^доп = 24 Rk cos <pt = Jiik cos ср, = 24 Д coscp,;
Д^доп =jjtpk Rk = h .
1 j о A
Тогда сечение провода
181
л/Зр «
Х“Д£/доп p^C0S(P*’
(6.62)
(МЗ>
Для однофазных сетей выражения (6.62) и (6.63) примут вид
s = j* h cos(pt; (6.64)
ЛСУАОП 1
2 о п
s-uW^- (б'65)
_ ... дт/ % .,
Если потеря напряжения задана не в вольтах, а в процентах ДЦ^, =~ ]~qq
то (6.63) и (6.65) примут следующий вид:
200р V Т 4. /г СП
5 ~ и2~Ки °/ 1 ?к —ДЛЯ 0дн0(₽азн0Г0 тока; (6.66)
ЮОр £ т л.
s = —-------LPk Ц — Для трехфазного тока. (6.67)
U % 1
Анализ уравнений (6.66) и (6.67) показывает, что при одной и той же на-
грузке сечение проводника трехфазной линии в два раза меньше, чем при
однофазном токе. С другой стороны, повышение напряжения дает значи-
тельный эффект в отношении экономии цветного металла.
6.4.4. Определение сечения проводников по условию
минимума расхода цветного металла
Если нагрузки на отдельных участках линии значительно отличаются
друг от друга, то постоянное сечение провода по всей длине линии неоп-
равданно завышает расход цветного металла. В этом случае целесообразно
уменьшать сечение провода по мере снижения нагрузки вдоль линии. Раз-
новидности таких линий особенно характерны для карьерных магистраль-
ных сетей.
Объем цветного металла для линии, представленной на рис. 6.38, опре-
деляется по формуле
V = 3(jjZ] + s2l2 + s3 Z3) = 3ES,lt. (6.68)
Р,ли, Ргли2 P3AU3
W I ^2^2 I 1
J J I Рис. 6.38. Схема к расчету магистральной
п п П линии при условии минимума расхода
О г2 fj цветного металла
182
На каждом участке линии потеря напряжения будет AС7,, Д£/2 и Д£/3,
сечение проводов соответственно
pz^-io3. ? .р^ю3. с
1 ищ ’ 2 и &и2 ’ 3 и &и3 ’
где Р\, Рг, Рз — присоединенные мощности.
Подставив эти значения в (6.68), получим
зр-ю3^2 p2i22 p3i23}
и [^ДЦ LU2 ДС/3 I'
Поскольку суммарная потеря напряжения по участкам не должна пре-
вышать допустимую, то
Д1/ =ДСЛ+Д[/2 + ДС7,.
доп 1 2 3
Выразим потерю напряжения на первом участке через допустимую и
потери Д(72 и Д£/3, Д£/доп, тогда
у_ Зр-103 f Pxl2 P2I2 P3I3}
и MJ2 At/3 J ‘
Для нахождения минимума объема металла находим частные произ-
водные и приравниваем их нулю.
ЭУ 2
ЭДС/2
Зр-103 ' рл ^(Д^доп-Д[/2-Д1/3)2
и
2 2 *2
Д[/2
= 0;
дУ Зр-ю3 f Рг12
д^из и ^(Д(/Доп_д^_д^)2
Откуда
Р. Z2 Р212 Р3123
(Д17доп - Д172 - Д[/3)2 ^U22 Д(/32’
(6.69)
Произведя замену Д{/(, Д£/2 и Д£/3 через нагрузку и сечение, получим
Щ=ли„,-шг-ьи,
= ЦД401 = Ц/,40- = Pikltf
U Si U s2 U s3
тогда (6.69) примет вид
(6.70)
где Pi = yJPi + Рг + Рз J рг = \1р2 + Рз > рз = 4рз-
183
В общем виде выражение (6.70) имеет вид
5- I-
Г ~ ^расч ИЛИ Sj — С ч yj Pj ,
J Pi
(6.71)
т. e. сечение провода каждого участка линии пропорционально корню
квадратному из величины нагрузки.
Расчетный коэффициент Срасч определяется следующим образом:
| i л i л г-=i I.,
и 1 U 1 Ьрасч^
откуда
Срасч = й~Ки •
(6.72)
Для однофазных сетей и сетей постоянного тока формула (6.72) примет
следующий вид:
с^=77мГ- ЪуГрЛ,
U U доп 1
т. е- ^расч равно удвоенному значению Срасч для трехфазной сети.
Изложенный метод расчета характерен и для двух- и более ступенчатых
линий с односторонним питанием, так как они должны иметь одинаковые
потери напряжения до всех конечных точек, поскольку разные потери ведут
к не полному использованию материала провода. Отличием является то,
что допустимая потеря напряжения разлагается на слагающие потерь на-
пряжения по ступеням.
6.4.5. Расчет замкнутых сетей по потере напряжения
Замкнутая сеть может быть представлена кольцевой линией с одним ис-
точником (рис. 6.39) и магистральной линией с двусторонним питанием от
двух источников (рис. 6.40).
Рис. 6.39. Схема к расчету
кольцевой линии
Рис. 6.40. Схема к расчету магистральной линии с двусторон-
ним питанием
184
Кольцевая линия может быть приведена к магистральной путем раздела
ее у источника питания и распрямления.
Поскольку сечение проводов может быть определено только при из-
вестной нагрузке (токе), то для линий с односторонним питанием задача
решается просто, а для линий с двусторонним питанием ток можно опреде-
лить только при известном сечении. Решение такой задачи возможно при
условии, что сечение проводов на всех участках сети одинаково.
Применительно к магистральной линии (см. рис. 6.40) на основе второ-
го закона Кирхгофа можно записать:
Ua —Uв =у/зh Zi +>/з (л —z'i)z2 + V3 (/1 —ii + —ii — i2 — /з )z4,
где UЛ, Uв — напряжения источников питания А и В; z*i, h, 6 — токи от-
ветвлений; zi, Z2, zj, Z4 — сопротивления соответствующих участков линии.
Преобразовав это выражение, получим:
Ua-Uв = 7з 7i (zj + z2 + z3 + г4)- >/з ii (z2 + z3 + г4)->/з i2 (z3 + z4)-V3 /з z4.
Обозначим суммарные сопротивления от источника А до источника В:
Zi + Z2 + Z3 + Z4 = Zo , Z2 + Z3 + Z4 = Zj , Z3 + z4 — z2, z4 — Z3.
Тогда
Ua -Ub = >13 Л Zo - >/з ii Zj - y/3i2Z2 - V3hZ3 = >/з 7i Zo - 7з ii"Zj+1.
Значение тока h определим по формуле
/i
ТТ Г J
= J________I U J В
Zo >/3Z0
Таким образом, ток источника питания А (В) определяется так назы-
ваемой нагрузочной составляющей, определяемой моментами нагрузочных
токов, и линейной составляющей или уравнительным током, зависящей от
разности напряжений источников питания.
Поскольку U a =U в, а сечение проводов постоянно, то
_ Х^Л+1
71 = —---- или
Если подставить st = р, + jg,, то
185
(6.74)
Формула (6.74) позволяет определить отдельно вещественную и мни-
мую части
(6.75)
Зная длины участков и нагрузку, можно найти распределение активных
и реактивных мощностей, а соответственно и точку токораздела^ т. е. точку,
питаемую с двух сторон. При этом точка токораздела активной и реактив-
ной мощностей может не совпадать, вследствие чего на некоторых участках
могут появиться опережающие токи без наличия приемников, обладающих
емкостным сопротивлением.
В точке токораздела линию разрезают на две части в соответствии с ба-
лансом мощностей и определяют сечение для какой-либо одной части исхо-
дя из допустимой потери напряжения.
Учитывая изложенное, принята следующая последовательность расчета
замкнутых сетей:
1) определяют активные и реактивные мощности;
2) так как в послеаварийном режиме при отключении одного из пунктов
вся нагрузка ложится на другой, определяют суммарную полную мощность;
3) исходя из суммарной мощности, определяют ток и сечение проводника;
4) для данного сечения проводника определяют активную, реактивную
составляющие потери напряжения и полную потерю напряжения;
5) определяется активная нагрузка первого источника питания и рас-
пределение активных нагрузок отдельных участков линии;
6) определяется реактивная нагрузка этого же источника и распределе-
ние реактивных нагрузок отдельных участков;
7) разделяют линию по точке токораздела и составляют расчетные схемы;
8) определяют активную и реактивную составляющие до точки токо-
раздела, а также полную потерю напряжения до точки токораздела при но-
минальном режиме работы линии (в % от Uti0№).
Если расчетная потеря напряжения меньше допустимого значения для
данного уровня напряжения, то сечение, выбранное по нагреву, удовлетво-
ряет и условию потери напряжения; если нет — принимают проводник боль-
шего сечения.
Пример 3. Рассчитать магистральную линию, выполненную бронированным кабелем
типа АСБ при напряжении 380 В. Допустимая потеря напряжения— 19 В. Протяженность
участков линии и нагрузки указаны на рис. 6.41 (электродвигатели серии В). Расчет провести
при условии постоянного сечения и минимума расхода металла.
Решение. 1. Мощность, потребляемая из сети электродвигателями:
45
р, =—— = 48,6 кВт;
' 0,925
186
Рис. 6.41. Схема питания
20м
80м
110м
р2 =-----= 59,1 кВт;
2 0,93
р, =-^- = 16,7 кВт.
3 0,9
Pi =45 кВт;
с os (р,=0,87
т],=0.925
Р2=55 кВт;
cos<p2=0.89
т|2=0,93
Р,=15 кВт,
cos(pj=0.84
П,=0,90
2. Постоянное сечение линии исходя из допустимой потери напряжения (индуктивным со-
противлением при £/ном = 380 В пренебрегаем) определим как
00137, 2() j 1(Х) 7 2Ю) 10з 7 мм2
380-19' '
Ближайшее стандартное сечение 5 = 25 мм2.
3. Объем металла
V =3^5,/, =3-25-210 = 15750 см3.
1
4. Для расчета по условию минимума цветного металла определим значения мощностей:
Та = Та + А + А = 7(48>6+59,1 +16,7)-103 = 352,6 Вт1Я;
Та = Та + А = Т(59,1+16,7) -103 = 275,3 Вт1/2;
Та = Та = Т16,7-103 = 129,2 Вт1/2.
Суммарный момент нагрузки
f/,T^ = 20-352,6 + 80-275,3 + 110-129,2 = 43291,1 м-Вт1/2.
1
5. Определяем коэффициент Срасч по формуле
С =------------£/,. Т^ = 0,0137 -43 291,1 = 0,082 мм2-Вт|/2.
А <7^ Т ' v ‘ 380-19
6. Определяем сечение кабеля на отдельных участках:
5, = Срас, Та = °>082 352,6 = 28,9 мм2;
52 =0,082-275,3 = 22,5 мм2;
=0,082-129,2 = 10,5 мм2.
Принимаем для первого участка 5, = 35 мм2; второго — s2 = 25 мм2 и третьего — s3 = 10 мм2.
7. Исходя из принятого сечения, объем металла будет
У=з£$Д =3(35-20+25-80+10-110) = 11430 см3.
8. Экономия металла составляет
9. Для проверки, удовлетворяет ли сечение 35 мм2 на первом участке, проверим полученные
сечения по допустимому нагреву. Для этого определим потребляемые электродвигателями токи:
187
Р. 10
^2-= 84,97 А;
cos<р, 1,73-380 0,87
59,1-103 mi л
, ----------------= 101 А;
2 1,73-380-0,89
16,7-103
, =-------------= зо 2 А .
3 1,73-380-0,84
10. Токи на отдельных участках линии определим как
Л =Ч+*2+Ь = 84,97 + 101 + 30,2 = 216,2 А ;
/2=/2+<3 = Ю1 + ЗО,2 = 131,2А;
/3=/3=ЗО,2 А.
Согласно таблице нагрузок, приведенной в ПУЭ, этим токам соответствуют сечения 70, 35 и
4 мм2. Сравнивая их с сечениями, выбранными по потере напряжения при условии минимума
цветного металла, видим, что на первом и втором участках они не проходят. Постоянное сечение
35 мм2 на первом участке также неприемлемо, так как не отвечает условиям нагрева.
6.5. РАСЧЕТ ПРОВОДОВ И ТРОСОВ ВОЗДУШНЫХ
ЛИНИЙ НА МЕХАНИЧЕСКУЮ ПРОЧНОСТЬ
6.5.1. Общие сведения
Необходимость расчета проводов воздушных линий на механическую
прочность обусловлена значительной внешней нагрузкой. Из всех элемен-
тов СЭС наиболее уязвимы ВЛ, подвергаемые постоянному воздействию
температуры окружающей среды, влажности воздуха, гололедных образо-
ваний, воздушных загрязнений и атмосферных явлений.
Температура воздуха влияет на натяжение и провисание провода. Осо-
бенно опасны максимальные и минимальные температуры, от которых за-
висит провисание и натяжение провода; температуры, от которых зависит
образование гололеда, мокрого снега и атмосферных явлений. Гололед и
мокрый снег создают дополнительную нагрузку на элементы воздушной ли-
нии. Гололед образуется при температуре от -0,5 до -5 °C в результате за-
мерзания капель воды. Толщина гололеда в некоторых районах достигает
50—60 мм. Масса гололеда в сочетании с собственной массой провода и
ветровой нагрузкой образует аварийную нагрузку на провод, трос, опоры.
При температуре воздуха ±1 °C и отсутствии ветра к образованию го-
лоледа может приводить мокрый снег, покрывающий провод толстым сло-
ем и при замерзании прочно скрепляющийся с проводом. Таким образом,
под гололедом понимается любой вид обледенения, приведенный к чистому
гололеду цилиндрической формы с плотностью 0,9 г/см3.
В зависимости от толщины стенки гололеда вся территория Российской
Федерации делится на пять районов: четыре основных плюс особый. Нор-
мативные значения толщины стенки гололеда приводятся в ПУЭ. К наибо-
188
лее опасным территориям относятся районы Северного Кавказа, Среднего
Поволжья, Кузбасса и Южного Урала.
Ветер своим давлением создает поперечную нагрузку на провода и тро-
сы, увеличивая их натяжения и обрыв, а также вызывает повреждения и па-
дения опор. Нагрузка от ветра на элементы воздушной линии характеризу-
ется скоростным напором, который регламентируется ПУЭ в зависимости
от ветрового района. Таких районов согласно ПУЭ — семь.
Загрязнение воздуха отходами производства и испарениями приводит к
оседанию различных частиц на изоляторы, провода, опоры, вызывая ос-
лабления изоляции и активные окисления алюминия, что приводит к нару-
шению механической и диэлектрической прочности элементов ВЛ.
Для проводов характерны вибрация и пляска. Вибрация представляет со-
бой периодические колебания в вертикальной плоскости с частотой 5—50 Гц
и амплитудой до трех диаметров провода и возникает при слабом ветре. Под
ее действием возникают динамические переменные усилия, приводящие к
разрыву проволочек в местах крепления и понижению прочности материала.
Пляска возникает под действием порывистого ветра (скорость достига-
ет 5—20 м/с) на провода, покрытые гололедом. Это колебательный процесс,
характеризуемый малой частотой 0,2—0,4 Гц, высокой амплитудой колеба-
ния до 5 м и более, а также большой длиной волны.
Большие динамические усилия в траверсах опор и линейной арматуре,
возникающие при пляске проводов, приводят к схлестыванию и обрыву
опор, а также поломке опор.
При выборе трассы ВЛ необходимо учитывать перспективу развития
района прокладки. При прокладке следует исходить из того, чтобы трасса
была наикратчайшей и имела минимальное число поворотов; должно обес-
печиваться максимальное сохранение существующего землепользования, а
также совмещения по одной трассе воздушной линии, автомобильных и же-
лезных дорог, трубопроводов и т. п. Трассы следует прокладывать вдоль за-
щитных лесных полос, по границам землепользования. Планируемые вари-
анты трассы изучают на местности, уточняют и обязательно согласовывают
со всеми организациями, по территории которых прокладывается трасса.
Целью расчета на механическую прочность является: 1) определение про-
веса провода при условиях монтажа; 2) определения наибольшего провеса
провода, от которого зависит высота опоры.
Монтажный провес должен быть выбран таким, чтобы напряжение в
материале провода при самых тяжелых условиях не превышало допустимо-
го для данного материала провода. Для установления этого соотношения
рассмотрим пример. Пусть провод подвешен к опорам при одинаковой вы-
соте точек подвеса А и В (рис. 6.42). Расстояние I между опорами, измерен-
ное по горизонтали, называется пролетом, а расстояние f от самой низкой
точки провода до условной прямой, соединяющей точки А и В, называется
стрелой провеса.
При расчетах допускают, что нагрузка распределяется равномерно по
всей длине провода, а по длине пролета — соответствует провисанию
провода по параболе. Погрешность при таком предположении не велика,
189
так как стрела провеса очень мала по сравнению с пролетом. Тогда нагруз-
ка на половину отрезка провода будет# [g—удельная нагрузка, Н/(ммм2)].
Если напряжение в самой низкой точке провода — ст, то вследствие ра-
венства моментов внешних и внутренних сил относительно точки А (В) бу-
дет существовать равенство
откуда
gl2
8ст ’
(6.76)
т. е. изменяя стрелу провеса можно регулировать напряжение в материале
провода, соблюдая при этом требуемые ПУЭ расстояния от проводов ВЛ до
земли.
При разных высотах точек подвеса нижняя точка провода может нахо-
диться не в середине пролета, а занимать три положения: находиться в пре-
делах пролета, совпадать с нижней точкой подвеса и быть за ее пределами
(рис. 6.43).
В общем случае ординаты точек подвеса провода определяются по
формуле
где «плюс» берется при определении ординат верхней точки А, а «минус» —
нижней точки В.
Если наинизшая точка находится в пределах пролета, то
Л-А = л.
Если наинизшая точка совпадает с точкой подвеса В, то fA=h, a fB = 0;
если она выходит за пределы пролета, то h = fA- fB.
190
6.5.2. Механические нагрузки проводов и тросов
На провода и тросы воздушной линии действует нагрузка от собственно-
го веса, а при определенных климатических условиях — от веса гололеда и
действия ветра. При расчетах ВЛ на механическую прочность считают, что
вся нагрузка распределена равномерно по всей длине линии и является ста-
тической, хотя порывы ветра и частичный сброс гололеда создают динами-
ческие усилия.
Обычно при расчетах пользуются удельными нагрузками, т. е. приведен-
ными к 1 м длины и сечению 1 мм2; единица измерения Н/м2.
При расчетах учитывают следующие основные механические нагрузки:
1. Приведенная нагрузка от собственного веса провода, Н/м2
Yi = £ ~Ю6, (6.78)
где g — ускорение свободного падения (g = 10 м/с2) ; G — масса 1 м провода
(кг/м); 5 — сечение провода, мм2.
Приведенная нагрузка многопроволочного провода, состоящего из сер-
дечника и проводящей части (АС), определяется выражением
Yi=(YCT^+YM^)nlO6, (6.79)
где уст и — соответственно удельный вес стали и алюминия, Н/м3; sCT
и — соответственно сечение стали и алюминия, мм2; Т|— коэффициент
скрутки, который учитывает увеличение длины провода из-за скрутки (т| =
= 1,015 4-1,020).
2. Объем гололеда, покрывающего провод,
rz n(d + 2b')2 nd2 м
vr = 4 - — = * b (d + b),
нагрузка при толщине стенки гололеда b
pr=vr gr=nb(d + b)gr,
где gr —удельный вес гололеда 0,9-10-3 Н/м3.
Приведенная нагрузка от веса гололеда
y2=yr=g.0,00283^^• 106, Н/м2. (6.80)
3. Приведенная нагрузка от веса провода, покрытого гололедом,
Уз = Yi+Y2. Н/м2- (6.81)
4. Приведенная нагрузка от давления ветра на провод, свободный от го-
лоледа,
191
’’-ТЙГ* <682’
где <7норм — нормативный скоростной напор ветра, Па(Н/м2); Сх — коэффи-
циент лобового сопротивления (1,1 —для проводов диаметром 20 мм и более,
свободных от гололеда; 1,2 — для всех проводов, покрытых гололедом, и
проводов диаметром менее 20 мм); а — коэффициент неравномерности ско-
ростного напора по пролету (табл. 6.2).
Таблица 6.2
Скоростной напор ветра, Па а
270 1,00
350 0,91
400 0,85
450 0,817
500 0,783
Скоростной напор ветра, Па а
550 0,75
650 0,725
700 0,713
760 и больше 0,7
Нагрузка от ветра на элементы ВЛ характеризуется скоростным напором
ветра, который на высоте до 15 м от земли определяется как
?в=У2/1,6, Н/м2, (6.83)
где V — скорость ветра относительно земли, м/с.
Скоростной напор ветра определяют обычно на высоте 1/3 стрелы про-
веса, где находится центр тяжести всех проводов. Приведенная высота ли-
нии при этом
ЛПр=Лс₽-2//3, (6.84)
где Лср — средняя высота крепления проводов к изоляторам на опоре;/—
стрела провеса.
Средняя высота подвеса проводов определяется в зависимости от их
расположения: при разных высотах подвеса h\, hi и Лз средняя высота равна
среднему арифметическому значению,
^ср ~ з (^1 + ^2 + ) •
При горизонтальном расположении проводов = ^ = Л3 = Лср.
Если высота опор и схемы расположения проводов различны, то
^сР 2 +^с₽2) ‘
При переходе линий через водные преграды и ущелья для нескольких
пролетов
192
где Лпр, —высота центра тяжести провода в каждом из пролетов; /, —длина
пролета.
Расположение проводов и тросов и расстояния между ними регламенти-
руются ПУЭ.
5. Приведенная нагрузка от давления ветра на провод, покрытый гололе-
дом, при 0,25 <7ноР:
-V - ^я°р № + ^6) in6
75 10005 U '
(6.85)
6. При комбинации нагрузок от веса провода и давления ветра на провод,
свободный от гололеда.
Тб=Л1+74 • (6-86)
7. Приведенная нагрузка от веса провода, покрытого гололедом, и давле-
ния ветра на провод, покрытый гололедом:
Y7=^+Y5 • (6.87)
Рекомендуемые нормативные сочетания климатических условий приве-
дены в [37].
При определении расчетных нагрузок исходят из наиболее неблагоприят-
ных сочетаний климатических условий, которые повторяются для ВЛ напря-
жением 35 кВ — не реже одного раза в 5 лет; для ВЛ 110—220 кВ — в 10 лет.
6.5.3. Расчетные напряжения и стрелы провеса проводов и тросов
При изменении нагрузки на провод и температуры окружающей среды
изменяется длина провисающего провода и напряжение в проводе. Для рас-
чета проводов на механическую прочность необходимо знать, как связано
напряжение в проводе с нагрузкой на провод, температурой окружающей
среды и параметрами линий. Максимально допустимое напряжение в мате-
риале провода определяется исходя из значения разрывного усилия провода
(предельного сопротивления разрыву) и нормируемого запаса прочности:
(6-88)
где <5г(_)Э — соответственно допустимые напряжения при наибольшей на-
грузке, при низшей и среднегодовой температуре, МПа; оП — предел проч-
ности провода при растяжении, МПа; 5 — сечение провода; п — запас механи-
ческой прочности провода, % к разрывному усилию (пределу прочности).
Нормируемые значения ог,о_,оэ приведены в справочной литературе
[37].
Допустим, что начальные условия определяются нагрузкой уь, темпера-
турой 0о, длинной провода Lo, стрелой провеса /о» и напряжением в мате-
риале провода <т0. Любые другие условия определяются нагрузкой у, темпе-
193
ратурой О, длинной провода L, стрелой провеса/ и напряжением в проводе
а. При увеличении температуры от 0о до О длина провода
L = aZ(0-0o),
где a—температурный коэффициент линейного удлинения.
При изменении напряжения от по до о длина провода возрастает на ве-
личину р/ (о-а0), где Р = 4г —коэффициент упругого удлинения; Е—мо-
дуль упругости (модуль Юнга). Полный прирост провода при переходе из
одного состояния в другое определяют по формуле
AL = L-Z1) = aZ(0-0o)+p/(o-oo). (6.89)
Поскольку характер провисания провода по всей длине практически
аналогичен характеру провисания в пределах пролета, в правой части урав-
нения (6.89) введена длина пролета. Длина провисающего провода может
быть описана длиной дуги параболы:
(6.90)
Если начало координат совместить с нижней точкой провисающего
провода, ось абсцисс — со стрелой провеса, а ось ординат — с длиной про-
лета, то
= у; Л = /; у = 2 ’
тогда
^441+
2-4/2
З/2
L = , + ^ = ' +
у2 /3
24 о2
соответственно
8/р2
3/
Yq/3
24 о2
Подставив значения L и Lo в выражение (6.89), получим
Y212
24 pa2
= <*о
(6.91)
Уравнение (6.91), связывающее напряжение в проводе при любых двух
нагрузках и температурах, называется основным уравнением состояния провода.
Наибольшее напряжение в материале провода возникает при наиболь-
шей внешней нагрузке или при самой низкой для данной местности темпе-
194
ратуре. Для определения условий, при которых в проводе возникает наи-
большее напряжение, необходимо выявить связь изменения о с изменением
длины при неизменном Оо.
Продифференцировав уравнение (6.91) по /, получим
n'-jL( 21 2/22y»z
240^ ст2 ст3 J 240ад’
откуда
o' = Z<y3 (ii _ Yo?
120 о3 +Y2f\о2 о2/
Введя в это выражение стрелу провеса, получим
Y Yo 64 / _ /-2\
о2 о2 /4 /о ''
(6.92)
Анализ выражения (6.92) показывает, что стрела провеса при самой
низкой температуре всегда меньше, чем при наибольшей внешней нагрузке,
т. е. с увеличением пролета I напряжение а при самой низкой температуре в
данной местности убывает (рис. 6.44).
Пролет, при котором напряжения в материале провода при наибольшей
нагрузке и самой низкой температуре для данной местности равны между
собой и равны допустимому напряжению оДОп, называется критическим.
Исходя из этого, о = а0 = адоп; 1 = 1^.
Тогда уравнение (6.91) примет вид
ст YX — ст Y°^ «to а 1
доп 240< №П 240< 0^
(6.93)
откуда
/24а(е-©0)
Ч aaonj у2 -у2
Из анализа кривой на рис. 6.44 следует,
что при I > 1кр наибольшее напряжение воз-
никает при наибольшей внешней нагрузке, а
при / < ZKp — при самой низкой в данной ме-
стности температуре.
Рис. 6.44. Зависимость О = /(/) при постоянном зна-
чении растягивающего усилия при наибольшей внеш-
ней нагрузке
195
В выражениях (6.93), (6.94) величины у, а и 0 принимаются исходя из
конкретных расчетных условий и режимов, которыми могут быть: режим
минимальной температуры, режим наибольших внешних нагрузок или сред-
неэксплуатационный режим.
Для установления одного из перечисленных расчетных режимов опре-
деляют три критических пролета:
(6.94)
(6.95)
(6.96)
где — максимально допустимое напряжение в проводе, соответствую-
щее нормативным значениям стг, а.; уг — приведенная нагрузка провода
(может быть равна ув или у? в зависимости от конкретных условий).
Путем сравнения длин расчетного 1р и критического пролетов выявля-
ют исходные значения нагрузки, напряжения в проводе и температуры. Зна-
чения исходных режимов приводятся в справочной литературе. Например,
©тах=®-; при 1^<1р<1кр2:
при /р</кр1: <^=<7-, 4™=^
Ymax=Yp <9^=03-
Зная параметры исходного режима,
определяют о и стрелу провеса/.
Так как температура 0, при которой
будет вестись монтаж, неизвестна, строят
монтажные кривые или кривые зависимо-
сти растягивающего усилия F и стрелы
провеса f от температуры 0 (рис. 6.45).
Понятно, что наибольшая стрела про-
веса будет при наибольшей внешней на-
Рис. 6.45. Монтажные кривые
196
грузке и максимальной для данной местности температуре. Условия, при
которых стрела провеса будет наибольшей, определяются температурой,
при которой стрела провеса без дополнительных внешних нагрузок будет
такой же, как и при наибольшей внешней нагрузке. Такая температура на-
зывается критической.
Если напряжение в материале провода при наибольшей внешней на-
грузке оо, а при критической температуре о, то условия равенства стрел
провеса
f = f
J J кр
или
g£_=lL. ст=ст Y.
8о0 8о ’ °Уо’
После подстановки значения а в (6.91) и упрощения выражения, получим
®kp=©o + cto-^Z^- (6.97)
кр О ° а Уо .
Критическая температура позволяет установить граничные условия,
ниже которой наибольшую стрелу провеса определяет наибольшая внешняя
нагрузка, а выше — самая высокая в данной местности температура.
Выражения (6.91) — (6.97) применимы и для комбинированных проводов
(сталеалюминиевых). Однако вместо действительных значений удельной на-
грузки от собственного веса, коэффициентов упругого и линейного удлине-
ний, допустимого напряжения вводят приведенные значения.
Приведенная удельная нагрузка на сталеалюминиевый провод от собст-
венного веса определяется по формуле
Y = (6.98)
*с+*а
где Yc, Ya — удельная нагрузка от стальной и алюминиевой частей провода;
sc, sa — сечения составляющих частей провода.
Так как в проводе упругие удлинения составляющих частей должны
быть равны, то
po = pcac=pa Стй.
Сила, растягивающая провод целиком определяется силами, растягива-
ющими стальную и алюминиевую части, т. е.
05 = ocsc + <за sa,
где ос и оа — соответственно напряжения в стали и алюминии провода.
Откуда приведенное значение коэффициента упругого удлинения
Р= *с + *а . (6.99)
Рс Ра
197
Из-за различия температурных значений линейного удлинения стали (Хс и
алюминия (Ха появляются добавочные температурные усилия, растягиваю-
щие одну часть провода и сжимающие другую.
Длина стальных проволочек изменяется из-за изменения температуры
©о, при которой производилась скрутка, до температуры 0, что вызывает
дополнительные напряжения в материале ас.
В результате изменения напряжения от нуля до <5С упругое изменение
длины стальных проволок, определим как
(Wc-O) = (a-ac)(0-0o),
откуда
gi = (a-a.)(e-O0) (61(Ю)
Соответственно для алюминиевых проволок
gJK-a.)(e-e0) (6101)
Ра
Условия равенства дополнительных температурных усилий, воздейст-
вующих на составляющие провода, определяются как
°cSc=-GaSa-
Подставив в это равенство (6.100) и (6.101), получим в окончательном
виде
а = + (6.1 02)
Так как дополнительные температурные напряжения в стальной и алю-
миниевой частях провода взаимно уравновешиваются, то на величину при-
веденного напряжения в проводе они влияния не оказывают.
Пример 4. Расчет провода на механическую прочность.
Проверить сечение провода АС-70, выбранное по техническим требованиям, для сле-
дующих условий: ветровой район — II; район по гололеду — III; характерные температуры
zmax = +35 °C, /э = +5 °C, t^a = -25 °C . Пролет по экономическим соображениям принят 200 м.
Решение. 1. Определяем приведенные нагрузки:
от собственного веса провода
у. = g — •10‘=10-^^10‘=0,0410‘ Н/м2;
5 70
от гололеда, покрывающего провод,
у2 = у, = g 2,83 M-.tM.io3 =10-2,83^15+11,М151О3=16О,110? Н/м2;
5 70
от веса провода, покрытого гололедом,
у3 = у, + у2 = 40 • 103 +160,1 • 103 = 200,1 • 103 Н/м2;
198
от давления ветра на провод, свободный от гололеда
S 70
от давления ветра на провод, покрытый гололедом при 0,25 <7„ор.
aCx0,25q^(d + 2b) 0,85 1,1-0,25-40 (11,4+2 15) ,
— * 1V — ~~—————————1V Гы М ,
5 70
от веса провода, покрытого гололедом, и давления ветра на провод, свободный от гололеда,
Уб = Vtf+tf = V(401°3)2 +(6,1 ю3)2 = 40,5 • 103 Н/м2;
от веса провода, покрытого гололедом, и давления ветра на провод, покрытый гололедом,
у, = 7^+75 = л/(200>1 103)2 + (5,53 103)2 = 200,2 • 103 Н/м2;
2. Определяем длины критических пролетов, для которых, согласно ПУЭ, напряжение
при наибольшей нагрузке = 27,2 даН/мм2, а при среднегодовой температуре (эквивалент-
ной)— сэ = 20,4 даН/мм2
_2стэ |б[р(о,-оти)+а(01-е.)]_
J
I I G )
1 \ пых /
6 ----г(204-272) + 14,5-10'*(+5-(-25))
2 -204-106 [134-103 v__________________v v 77
40 103 4 [204?
1 1 \272J
= мнимый;
2 6а(0г-0_) 2-272 106 6-14,5 10ч (-5 -(-25))
т' 1 " 40-Ю3 - -1 \ IyJ 1 p60,1 103Y ! [ 40 103 J
= 149,6 м;
2-272-IO6
40-Ю3
—1-^272-204)+ 14,5-10^(-5-(-25))
160,1-Ю3 Y [272?
40-Ю3 J [204)
= 249,6 м.
3. Сравнивая критические пролеты, выбираем параметры исходного режима:
при I — мнимый </1ф} и </1фэ, тогда параметры исходного режима ув гэ и аэ, что соответ-
ствует 4-му расчетному сочетанию климатических условий. Для этого режима оэ = 20,4 даН/мм2.
4. Неизвестное напряжение а определяем по (6.91):
Y2/2
24 ра2
= °0
Y^2
24 ₽ а2
-|(®-®о)
199
при
у1=0,04 105Н/м2=4Л0-5 Н/м2; ₽ = —= 7,51О-6—; о0 =204 Н/мм2 ;
Е Н
у0 = 160,1 • 10-6 Н/мм2; а = 14,5 10-6 градус-1.
42 • 10-,°-22-IO10 160,12 • 10-12-22-1О10 14,5 10^, с
24-7,5-10-6 а2 24-7,5-10^-2042 7,5-10^ v v 77
После преобразования получим
0,00018а3 - 0,012 с2 = 64; а = 102 Н/мм2 =10,2 даН/мм2.
Поскольку расчетное напряжение в материале провода меньше допустимого, выбираем
провод АС-70 при длине пролета I = 200 м.
6.6. ЭКОНОМИЧЕСКИЕ СЕЧЕНИЯ ПРОВОДНИКОВ
6.6.1. Общие сведения
Выбор минимального сечения проводников по нагреву током продолжи-
тельного режима, по термической стойкости и механической прочности, а также
по допустимой потере напряжения проводят исходя из технических соображе-
ний. Сравнение сечений, выбранных по указанным критериям, оп-ределяет наи-
большее из них, по которому выбирается стандартное, при этом не принимаются
во внимание экономические соображения, учет которых приводит к увеличению
сечения проводника, а следовательно и капитальных вложений. Увеличение се-
чения проводников приводит к снижению потерь электрической энергии при ее
передаче и капитальные вложения довольно быстро окупаются за счет снижения
потерь электроэнергии. Критерием выбора экономически целесообразного сече-
ния является минимум при-веденных затрат. Экономическим называется сече-
ние, соответствующее минимальному значению приведенных затрат. Экономи-
ческие сечения могут выбираться по нормированным значениям экономической
плотности тока или по экономическим интервалам нагрузки.
6.6.2. Выбор сечения проводников
по экономической плотности тока
При решении этой задачи необходимо определить затраты на передачу
электрической энергии, которые состоят из:
1) капитальных затрат на сооружение линии и установленную мощность
на электростанциях для покрытия потерь электроэнергии в сети;
2) эксплутационных расходов, определяемых отчислениями на амортиза-
цию и затраты на ремонт линии, а также стоимость потерь электроэнергии.
Капитальные затраты на изыскание трассы и сооружение линии не зави-
сят от сечения, а стоимость монтажного оборудования незначительно зави-
сит от сечения. Стоимость провода примерно пропорциональна сечению.
Величина капитальных затрат на сооружение линии может быть выра-
жена зависимостью
200
K = (a + bS)L, (6.103)
где a — часть стоимости сооружения 1 м линии, не зависящая от сечения
проводников (при ВЛ в величину а входит стоимость опор, а для кабельной
линии — стоимость подземных или наземных кабельных сооружений),
руб/м; b — часть стоимости сооружения 1 м линии, зависящая от сечения
проводников, отнесенная к 1 мм2 площади поперечного сечения, руб/м мм2;
L — длина линии.
Стоимость электроэнергии, теряемой в проводниках, определяется вы-
ражением
С = С _3cImaxPLTn ((Z 1ЛД\
П 100 10005 S-105 ’ 1 '
где с — стоимость электроэнергии, коп/кВт ч; Тц — время потерь электро-
энергии.
Величина эксплуатационных расходов, помимо стоимости потерь элек-
троэнергии, включает амортизационные отчисления и затраты на текущий
ремонт. Полная величина расчетных затрат за год определяется по формуле
3 =
(Pa+P^ + (Pa+PH)bs + -^^Tn L,
Л Iv
(6.105)
где ра — коэффициент амортизационных отчислений и затрат на текущий
ремонт; рн — нормативный коэффициент эффективности капитальных вло-
жений.
Графически зависимость 3 = f(s) представлена на рис. 6.46.
Рациональное сечение проводника с экономической точки зрения будет
найдено, если взять первую производную и приравнять ее нулю, т. е.
201
I /(Po+P«)^'1O5
• _ max _ i x-* a * н /_
’ *3 V 3cpTn
Экономическое сечение проводника определяется по формуле
_ ^тах _ г ЗсрТд
Л "“У(а+л)*10’-
(6.106)
(6.107)
Значения экономической плотности тока приводятся в справочной ли-
тературе и нормируются в зависимости от конструктивного выполнения
линий, проводникового материала и числа часов использования максимума
нагрузки.
Расчетный ток должен соответствовать условиям нормальной работы в
соответствии с ПУЭ. Расчету по экономической плотности тока не подле-
жат:
• сети промышленных предприятий напряжением до 1 кВ при числе
часов использования максимума до 4000—5000 ч;
• ответвления к отдельным потребителям напряжением до 1 кВ, а так-
же осветительные сети промышленных предприятий, жилых и обществен-
ных зданий, выбранные по потере напряжения;
• сборные шины электроустановок всех уровней напряжений;
• сети временных сооружений и устройства с малым сроком службы
(до 5 лет).
Продолжительность использования максимума нагрузки ориентиро-
вочно может быть рекомендована: 1500—2500 ч — чисто осветительная на-
грузка; 1800—2500 ч — для промышленных предприятий с односменным
режимом работы; 3500—4500 ч — при двухсменной работе; 5000—7000 ч —
при трехсменном режиме.
При максимуме токовой нагрузки в ночное время, а также для изолиро-
ванных проводов сечением 16 мм2 и менее экономическая плотность тока
увеличивается на 40 %.
Если по условиям надежности следует увеличить число линий сверх не-
обходимого, исходя из экономической плотности, то окончательное реше-
ние принимается на основе технико-экономических расчетов. При этом
учитываются расходы на дополнительную линию, включая оборудование и
камеры КРУ.
Если при росте нагрузки требуется замена существующих проводов про-
водами большего сечения, то должна учитываться полная стоимость работ
по монтажу и демонтажу линий, включая стоимость электрических аппара-
тов и материалов.
Однако изложенный метод расчета дает определенную погрешность из-
за больших диапазонов интервалов нагрузки, а также из-за того, что плот-
ности тока определены при фиксированных значениях амортизационных
202
отчислений для различных типов линий; что стоимость электроэнергии в
разных регионах различна и т. д.
Более точное решение дает метод экономических интервалов нагрузок,
учитывающий дискретность шкалы сечений проводников и фактические
значения параметров, влияющих на приведенные затраты.
6.6.3. Выбор сечения проводников
по экономическим интервалам тока
Экономическим для данного сечения проводников называется такой
интервал тока, в пределах которого приведенные затраты на передачу еди-
ницы тока (мощности) на единицу длины проводника являются минималь-
ными по сравнению с другими сечениями.
При выборе сечения проводников по экономической плотности тока
предполагалось, что капитальные затраты на сооружение линии линейно
зависят от сечения проводника. Если учитывать реальное соотношение, то
выражение для определения приведенных затрат будет следующим
3 = {Ра + Рн)К+3с1^^Тп . (6.108)
Для каждого из расчетных сечений $i, sz и т. д., на основе (6.108), можно
построить графики зависимости 3=/(/) (рис. 6.47), показывающие, что
каждому сечению проводника соответствует свой интервал тока, отвечаю-
щий минимуму расчетных затрат.
Значения таких предельных нагрузок можно найти попарным прирав-
ниванием приведенных затрат для сечений и s(; s, и ^|+1^.
(Pa+P.)Kl +
IcI^pLT^
V105
~(Ра + Рн)К2 +
$2’Ю5
откуда
/(Ра+Рн)(/С2-^1)5152-105
V ЗсГлр(52-5,)
.(6.109)
По формуле (6.109), составлена таб-
лица экономических параметров тока
для каждого стандартного сечения про-
водников.
Рис. 6.47. Зависимость расчетных затрат от на-
грузки при различных стандартных сечениях про-
водника
203
6.7. ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА ЛИНИИ
НАПРЯЖЕНИЕМ НО кВ
При расчете линий напряжением 110 кВ и выше необходимо учитывать
ряд особенностей, которые нет необходимости учитывать при расчете ли-
ний напряжением до 35 кВ включительно. К таким особенностям относятся
коронирование, емкость проводов, потери мощности и напряжения в тран-
сформаторах, а также регулирование напряжения под нагрузкой.
Явление короны обусловлено несовершенством изоляции проводов и
заключается в том, что при определенной напряженности электрического
поля вокруг проводов возникает ионизация воздуха, связанная с потерями
активной мощности.
Напряжение, при котором возникают потери на корону, называется
критическим напряжением короны. Зависит оно от диаметра провода, рас-
стояния между проводами отдельных фаз, состояния поверхности провода,
давления, температуры воздуха и его влажности.
Критическое междуфазное напряжение короны определяется по выра-
жению
(6.110)
где то — коэффициент, учитывающий состояние поверхности провода (то =
= 0,93*0,98 — для однопроволочных проводов; то = 0,83*0,87 — для много-
проволочных); тп—коэффициент, учитывающий погодные условия (т„ = 1 —
no \ s 3,92Z>
сухая и ясная погода; т„ = 0,8 — дождь, туман, гололед); о = 273'4. q — к0'
эффициент относительной плотности воздуха, учитывающий барометриче-
ское давление b и температуру воздуха 0, (приводится в справочниках); г —
радиус провода, см; D — расстояние между осями проводов, см.
Потери мощности на корону в трех фазах (кВт/км):
Как следует из выражения (6.111), потери на корону возникают, когда
критическое напряжение короны UKp меньше напряжения линии V. Явление
короны помимо потерь энергии в линии вызывает коррозию проводов и
ухудшение работы элементов проводной связи и высокочастотных устано-
вок.
Потери мощности на корону тем большие, чем выше напряжение коро-
ны. Наиболее эффективным средством повышения критического напряже-
ния короны является увеличение диаметра проводов. Однако это приводит
к увеличению стоимости проводов и расходу металла, поэтому используют
несколько параллельных проводов меньшего сечения. Этот способ называ-
ется расщеплением проводов. При этом общий диаметр провода определя-
204
ется диаметром эквипотенциальной поверхности, охватывающей все про-
вода одной фазы.
Емкость проводов и линии определяется, в основном, диаметром про-
водов, расстоянием между проводами отдельных фаз, а также расстоянием
проводов от земли. Рабочее напряжение линии и ее емкость определяют ток
холостого хода линии или зарядный ток. Этот ток, опережая напряжение,
повышает напряжение по направлению от начала к концу линии, что опас-
но для изоляции электрооборудования. Для снижения напряжения в конце
линии между проводами и землей включают реактивные катушки.
Удельная емкость трехфазной воздушной линии определяются по вы-
ражению
, _ 0,024 1П-в
(6.112)
При известной удельной емкости реактивные проводимости определя-
ют как
г><,=о>с0=25^^10-*=-^-кг*; (б.пз)
b = b0L.
Емкостной ток, обусловленный емкостью проводов,
Реактивная мощность, обусловленная емкостью,
<2,0 = ^3 £/л /,о = Ли л ь. = U2 Ьо. (6.115)
Вопросы, относящиеся к регулированию напряжения, изложены в гл. 5.
Размещение опор производят по продольному профилю трассы ВЛ, ис-
ходя из расчетного пролета 1Р, значение которого определяется типом кон-
струкции опоры, климатическими условиями и максимальным провесом.
В общем случае максимальная стрела провеса
<Н-(С + 0,4), (6.116)
где Н—активная высота опоры, м; С—нормируемое расстояние «провод
— земля».
Построение продольной трассы рекомендуется проводить в масштабе
1 : 200 (по вертикали) и 1 : 2000 (по горизонтали)-для внутризаводских
ВЛ, а также застроенных и планируемых территорий; для ВЛ до 3 км, а
205
также для всех линий с большим количеством надземных и подземных со-
оружений— 1:100 (по вертикали) и 1:5000 (по горизонтали).
Существуют графоаналитический и графический методы. Первый ис-
пользуется для линий небольшой протяженности с большим числом пересе-
чений, при котором число опор определяется с учетом коммуникаций и рас-
стояния до ближайших частей зданий и сооружений в соответствии с реко-
мендациями.
При графическом методе применяется специальный шаблон, представ-
ляющий собой кривые (параболы), соответствующие по своим параметрам
кривой максимального провисания провода и расположенные одна под
другой со сдвигом вдоль вертикальной оси (рис. 6.48). Шаг сдвига опреде-
ляется нормируемым расстоянием от провода до поверхности земли
(кривые 7 и 2) и активной высотой опор (кривые 7 и 3).
Кривая 7 шаблона (см. рис. 6.48, б) выполняется по точкам, местополо-
жение которых определяется координатами
у = к хг,
у
где х = 0,57р— длина полупролета; к = ----постоянная шаблона для ка-
ждого расчетного пролета и марки провода; ар— расчетное напряжение в
материале провода, соответствующее /„^.Па; ур— приведенная нагрузка
на провод, соответствующая ор (у, или уз), Н/м3.
Шаблоны выполняются на кальке или целлулоиде.
Размещение опор начинают с анкерно-угловой опоры, стремясь распо-
лагать ось симметрии шаблона параллельно оси ординат профиля. Пере-
мещая шаблон вдоль трассы (рис. 6.49), стараются, чтобы кривая 2 не пере-
секала линии профиля, а кривая 7 была совмещена с точкой опоры, соот-
ветствующей активной высоте опоры.
Рис. 6.48. Шаблон для размещения опор по профилю (а) и график кривой у = к х2 (б):
7 — кривая провисания провода; 2 — габаритная кривая; 3 — «заземленная» кривая; 4 — ось симметрии
шаблона
206
Рис. 6.49. Порядок перемещения шаблона
Место пересечения кривой 3 с линией профиля есть место установки
следующей опоры. При этом пролет не должен превышать принятого зна-
чения 1Р, т. е. должно соблюдаться условие
Ipi + 1р2 < 1
2 р'
После предварительного размещения опор вычисляют длину приведен-
ного пролета.
Контрольные вопросы
1. Что называется электрической сетью?
2. Перечислите классификационные признаки сетей.
3. Какие режимы нейтрали определяет ПУЭ?
4. Устройство воздушных линий.
5. Какой материал используют для проводов ВЛ, обозначение линий?
6. Назначение тросов ВЛ?
7. Как классифицируются опоры ВЛ?
8. Изоляторы и линейная аппаратура.
9. Кабельные линии и область их применения?
10. Изоляция кабелей, устройство и маркировка.
11. Что такое токо- и шинопроводы?
12. Область применения электропроводок.
13. Как выбираются проводники для продолжительного режима работы?
14. Чем отличается нагрузка проводника в повторно-кратковременном и
кратковременном режимах от продолжительного?
15. В чем особенность выбора проводника для аварийного режима?
16. Для чего необходимо знать электродинамическое усилие между про-
водниками?
207
17. Что такое падение и потеря напряжения?
18. Как определяется потеря напряжения в трансформаторах и в линиях?
19. В чем особенность расчета замкнутых сетей по потере напряжения?
20. Цель расчета проводов на механическую прочность.
21. Чем отличаются удельные нагрузки на провод?
22. В чем смысл понятия «критический пролет»?
23. Цель расчета проводов по экономическим показателям.
24. Явление коронирования: чем вызвано и последствия?
Темы рефератов
1. Аналитический расчет проводников для нормальных режимов рабо-
ты.
2. Уравнение теплового баланса для расчета проводников в режиме КЗ.
3. Удельные нагрузки и определения расчетного напряжения в материа-
ле провода при расчете ВЛ на механическую прочность.
4. Размещение опор по трассе ВЛ (на конкретном примере).
5. Экономические интервалы тока.
6. Потеря напряжения как критерий выбора проводников.
Глава л КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
7.1. ПОНЯТИЕ О РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ,
ЕЕ ИСТОЧНИКАХ И ПРИЕМНИКАХ
Значительная часть промышленных электроустановок в процессе рабо-
ты потребляют не только активную, но и реактивную мощность. Основны-
ми потребителями реактивной мощности являются синхронные электродви-
гатели (65—70 %); трансформаторы (20—25 %) и воздушные электрические
сети (реакторы, преобразователи, люминесцентные лампы и т. п.) (10 %).
Все большую долю в общей нагрузке занимают электроустановки с нели-
нейными характеристиками и повышенным потреблением реактивной мощ-
ности (вентильные преобразователи в электротехнологии, железнодорож-
ном транспорте, соответствующем электроприводе).
Потребители электроэнергии для нормальной работы нуждаются как в
активной, так и в реактивной мощностях, вырабатываемых синхронными
генераторами и передаваемых по системе электроснабжения от электро-
станции к потребителям.
Увеличение потребления реактивной мощности вызывает увеличение
тока в проводниках системы электроснабжения, а вместе с этим снижение
коэффициента мощности электроустановки.
Понятие «реактивная мощность» можно уяснить из следующих поло-
жений. Предположим, что приемник электроэнергии (нагрузка) присоеди-
нен к источнику синусоидального напряжения, мгновенное значение кото-
рого и = Um sin со t = >/2 U sin cor. При этом потребляется синусоидальный ток
i = 7msin(cor-<p) = \/27sin((or-(p), сдвинутый по фазе относительно напряже-
ния на угол ср (рис. 7.1).
Значение мгновенной мощности на зажимах нагрузки:
p = ui = 217Zsin cor sin (cor - ф) = U/совф - UI cos (2cor - ф).
Очевидно, что одна составляющая не зависит от времени, а другая —
пульсирует с двойной частотой. Среднее значение мгновенной мощности за
период питающего напряжения определяется первым слагаемым, так как
1 т 1 т
Р = — j р = — )|_[77со5ф-177со8 (2сог-ф^г/сог = 177со8ф+0.
То Т о
Эта величина — активная мощность(Р) — характеризует энергию, вы-
деляемую в единицу времени на производство полезной работы, например,
нагрев нагрузочного элемента с сопротивлением R:
P = UIcos<p = I2R.
211
Рис. 7.1. Кривые изменения мгновенных значений напря-
жения, тока и мощности
Среднее значение второго слагаемого мгно-
венной мощности равно нулю, т. е. она не со-
вершает полезной работы, но это говорит о том,
что между источником и нагрузочными эле-
ментами (индуктивность и емкость), способ-
ными накапливать электромагнитную энергию, происходит обмен энергией.
Учитывая потребление как активной, так и реактивной мощности, мож-
но определить полную мощность на зажимах потребителя по формуле
S = Uf = UI&iv = [7Zcos<p + jt/Zsin<p = P + jQ .
Произведение <2 = t/Zsin<p называют «реактивная мощность».
Полная мощность
5 = 7p2+e2;^ = tg(p;
р
— = COS(p,
(7.1)
где 5— полная мощность, кВ-A; tg ф— коэффициент реактивной мощности;
cos ф—коэффициент активной мощности.
Следует отметить, что эти соотношения справедливы для синусоидаль-
ного тока. При несинусоидальном токе, например, у вентильных преобразо-
вателей, коэффициент мощности определяют как
, р Z7Z,cos9
cos9 = у = ——— = Кт совф,
(7.2)
где АГИТ — коэффициент искажения тока; Z] — ток основной гармоники; Z —
общий ток с учетом высших гармоник.
Коэффициент активной мощности на вводах промышленного предпри-
ятия должен находиться в пределах 0,92—0,95, а коэффициент реактивной
— 1,3—1,5.
Средства обеспечения потребителей реактивной мощностью могут быть
различными: генераторы электрических станций, синхронные машины
(генераторы, компенсаторы и электродвигатели), батареи статических кон-
денсаторов, а также воздушные и кабельные линии.
При расчетах линий напряжением выше 1 кВ реактивные емкостные
мощности должны учитываться: например, для кабельных линий 10 кВ (5 = =
70 + 150 мм2) реактивная емкостная мощность 10— 15 квар/км.
Для процесса передачи активной мощности Р и реактивной Q характер-
ны потери активной мощности:
212
С2 р2 Г)2 Р2 Г)2
&Р = 3I2R = —t-R = ——^-7? = -^7? + ^т2? = ДР+ДР„, (7.3)
и2 и2 и2 и2 р
где ДРЙ — потери активной мощности; Д/^ — потери реактивной мощно-
сти.
Учитывая (7.1), получим общие потери мощности
Р2 R
ЬР = Ы>а+Ы> =—— (7.4)
U cos ф
Выражение (7.4) подтверждает значимость коэффициента мощности
при передаче электроэнергии от источника к нагрузке, так как потери об-
ратно пропорциональны квадрату cos ф.
Помимо этого возникают дополнительные потери напряжения, особен-
но существенные в сетях, питающих промышленные предприятия.
MJ = PP + QX =l3. + QL = ^u+^u (7.5)
и и и р
где ДС/йи Д£/р— потери напряжения, обусловленные соответственно ак-
тивной и реактивной мощностью.
Загрузка реактивной мощностью линий, питающих трансформаторы,
уменьшает их пропускную способность, вызывает необходимость увеличе-
ния сечения проводов и числа или мощности трансформаторов.
Изложенные причины заставляют предприятия снижать потребление ре-
активной мощности, если это технически оправданно и экономически целе-
сообразно. Снижение потребления реактивной мощности ведет к повышению
коэффициента мощности как электроустановки, так и предприятия в целом.
Следует различать естественный и общий коэффициент мощности. За
величину естественного коэффициента мощности (cos фест) принимают его
значение без учета работы компенсирующих устройств. Для различных
промышленных предприятий эта величина колеблется в пределах 0,7—0,9.
Это означает, что потребление реактивной мощности лежит в пределах
Срасч = 1,02-5-0,48 Ррасч- Естественный коэффициент мощности может харак-
теризоваться как текущим, так и средневзвешенным его значением.
Текущее значение коэффициента мощности характеризует угол сдвига
по фазе между током и напряжением установки в любой момент времени.
Оно позволяет судить о стабильности потребления реактивной мощности, о
причинах ее изменения. Средневзвешенное значение cos фсв дает усреднен-
ное значение коэффициента мощности за какой-либо промежуток времени
(0,92—0,95).
За величину общего коэффициента мощности cos фобщ принимают его
значение с учетом работы компенсирующих устройств, мощность которых
значительно влияет на величину угла ф, а следовательно и cos фобщ (рис. 7.2).
213
Рис. 7.2. Изменение коэффициента мощности при включении
компенсирующего устройства
При снижении потребления реактивной мощно-
сти Q до значения Q - QK (QK — мощность ком-
пенсирующего устройства) коэффициент мощно-
сти возрастает от cos <pi до cos <рг-
Текущий коэффициент мощности в каждый
момент времени определяется как
(7.6)
где Pi, Qi и Si— соответственно активная, реактивная и полная мощности.
Значение коэффициента мощности наиболее точно определяют фазомет-
ром либо амперметром, вольтметром и трехфазным ваттметром (ток, напря-
жение и мощность):
Средневзвешенный коэффициент мощности определяют по показаниям
счетчиков активной и реактивной энергии за определенный промежуток
времени по формуле
w„ г---------------—
tg<PcPB3=^; cos<pCB=J(W/Wa) +1, (7.7)
и;
где Wa и Wp — соответственно активная и реактивная энергия, учтенная
счетчиками.
7.2. СРЕДСТВА КОМПЕНСАЦИИ
РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
Для компенсации реактивной мощности, потребляемой электроустанов-
ками любого предприятия, применяются синхронные машины, конденсатор-
ные установки и статические источники реактивной мощности. Естественно,
они обладают различными техническими и экономическими характеристи-
ками, определяющими область их рационального применения.
Синхронные машины представляют собой плавно регулируемый источник
реактивной мощности. Изменяя ток возбуждения, обеспечивают регулирование
реактивной мощности по любому закону. При аварийных снижениях напряже-
ния у синхронных машин происходит автоматическая форсировка возбуждения,
что позволяет увеличить отдачу реактивной мощности.
214
Синхронные машины могут работать как в режиме перевозбуждения
(отдача реактивной мощности), так и в режиме недовозбуждения (потреб-
ление реактивной мощности). Они обладают относительно хорошими ста-
тическими и динамическими характеристиками, отражающими зависимость
реактивной мощности от напряжения Q = f (t/) и реакцию машины на ко-
лебания напряжения в сети.
В качестве источника реактивной мощности используются как син-
хронные электродвигатели, так и синхронные компенсаторы.
Компенсирующие способности двигателя определяются нагрузкой на
его валу; напряжением, подведенным к его зажимам, и током возбуждения.
С уменьшением тока возбуждения ниже номинального компенсирующая
способность двигателя снижается.
Обычно нагрузка на их валу составляет 50—100 % от номинальной.
При такой нагрузке и регулировании напряжения синхронные двигатели
можно использовать в качестве компенсаторов реактивной мощности при
работе их с опережающим коэффициентом мощности:
___ Г* ^ном 1g Фном /7 о\
CD ~ ^пер рм > ('-°)
HcD
где Рном — номинальная активная мощность двигателя; ЛГПеР. Рм — коэффици-
ент перегрузки по реактивной мощности для двигателей серии СДН при
t/ном = 6-10 кВ и К3 = 0,9+0,7 —К „ер. рм = 1,45+0,81; СТД при UHOU = 6+10 кВ
— К пеР. рм — 1,52+0,9; СД, СДЗ при t/ном = 380В — К Пер. рМ = 1,36+0,9; T|CD —
КПД синхронного двигателя при полной загрузке.
Генерирование реактивной мощности вызывает дополнительные поте-
ри активной мощности:
ДР=П ^CD + £) g =^OMtg(p
I 2 x"\2 5 ^ном о • ном
jZhom *^hom •ICD
(7.9)
где D\ и Z>2 — расчетные коэффициенты, зависящие от мощности и КПД
двигателя.
При наличии на предприятии нескольких синхронных двигателей, гене-
рирующих реактивную мощность, часть ее Q\ может использоваться на пред-
приятии, а другая часть Qi передаваться на сторону. Дополнительные потери
активной мощности при этом определяются по выражению исходя из (7.9)
ДР = £>, gl+^2- + D2 te+ff2.)— D — D -Я— =
Q Q N Q Q N
^HOM *~-HOM ^HOM
<2hom L 2hom N
(e,+2e2)
(7.10)
где N— количество однотипных двигателей.
215
Синхронный двигатель, работающий вхолостую, т. е. без нагрузки на
валу, представляет собой синхронный компенсатор (СК). При перевозбуж-
дении СК генерирует опережающую реактивную мощность, а при недовоз-
буждении потребляет отстающую реактивную мощность. Это свойство СК
используется не только для компенсации реактивной мощности, но и для
регулирования напряжения в электрических сетях. Однако широко они не
применяются, так как требуют мощного источника питания (подстанция
энергосистемы); для них характерны высокие удельные капитальные затра-
ты и высокий удельный расход активной мощности на компенсацию.
Конденсаторы — специальные емкости, вырабатывающие реактивную
мощность. По своему действию они аналогичны перевозбужденному син-
хронному компенсатору и способны только генерировать, но не потреблять
реактивную мощность. Собираются конденсаторы в батареи, могут быть не
регулируемыми и ступенчато-регулируемыми. При отключении запасенная
в них энергия должна разряжаться с помощью разрядного устройства, в ка-
честве которого могут быть использованы лампы накаливания, соединен-
ные по схеме «звезда», разрядники и др. Разрядное сопротивление подбира-
ется таким образом, чтобы не возникало перенапряжений на зажимах кон-
денсаторов.
Конденсаторы просты при монтаже и эксплуатации, обладают малыми по-
терями активной мощности (0,0025—0,005 кВт/квар), однако генерируемая
ими реактивная мощность зависит от напряжения; они чувствительны к по-
вышению напряжения и недостаточно прочны при КЗ и перенапряжениях.
Защита конденсаторов осуществляется предохранителями, включаемы-
ми в фазные и линейные провода.
Появление мощных приемников, с нелинейной и ударной нагрузками
вызвало необходимость создания новых компенсирующих устройств с дос-
таточно широким диапазоном регулирования реактивной мощности в об-
ласти генерирования и потребления; высоким быстродействием и мини-
мальным искажением питающего напряжения.
Основными элементами таких устройств являются конденсаторы, ин-
дуктивности и управляемые вентили для быстрого преобразования элек-
тромагнитной энергии (рис. 7.3).
Рис. 7.3. Схемы статических компенсирующих устройств:
а — преобразователь, зашунтированный реактором со стороны постоянного тока; б — реактор с под-
магничиванием на постоянном токе; в — реактор с титристорными ключами
216
Каждая разновидность такого устройства содержит практически одно-
типную генерирующую часть в виде фильтра высших гармоник (конденса-
тор и индуктивность) и регулируемую различными способами индуктив-
ность (преобразователь, зашунтированный реактором со стороны постоян-
ного тока, реактор с подмагничиванием на постоянном токе и реактор с ти-
ристорными ключами).
7.3. СПОСОБЫ УМЕНЬШЕНИЯ ПОТРЕБЛЕНИЯ
РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
Снижение потребления реактивной мощности может осуществляться
двумя способами: 1) увеличением естественного коэффициента реактивной
мощности электропотребителей; 2) искусственным увеличением коэффици-
ента мощности путем установки дополнительных компенсирующих уст-
ройств.
Из возможных способов следует в первую очередь рассматривать такие,
которые не требуют значительных капитальных затрат, а связаны с рацио-
нализацией электрохозяйства.
Так как потребление реактивной мощности асинхронными двигателями
и трансформаторами при неизменных напряжении и частоте слабо зависит
от их загрузки, то целесообразно: 1) повысить загрузку электродвигателей
за счет более рационального технологического процесса; 2) ограничить вре-
мя холостого хода электродвигателей, применяя автоматические ограничи-
тели холостого хода при перерывах между операциями более 10 с; 3) заме-
нить трансформаторы менее мощными, если их загрузка менее 30 % номи-
нальной мощности, а также при спаде нагрузки переводить ее на другие
трансформаторы; 4) заменить асинхронные двигатели синхронными, если
это допустимо технологическим процессом (вентиляторы, компрессоры, на-
сосы, магистральные конвейеры и др.); 5) снизить напряжение у двигателей,
систематически работающих с малой нагрузкой; 6) выбрать соответствую-
щую силовую схему и схему управления вентильным преобразователем; 7)
заменить малозагруженные двигатели двигателями меньшей мощности.
Реактивная мощность, потребляемая асинхронными двигателями, зави-
сит от его данных и коэффициента загрузки. При номинальных напряжении
и нагрузке потребляемая реактивная мощность определяется по формуле
еиом=^^Фном, (7.П)
' 1ном
где т|ном — номинальный КПД двигателя.
Реактивная мощность, потребляемая двигателем из сети на холостом
ходу (х. х.) определяется как
!2х.х =V3t/HOM/xx10’3, (7.12)
где 7Х х — ток холостого хода двигателя (ток намагничивания).
217
Эта мощность практически соизмерима с номинальной реактивной мощ-
ностью. Для двигателей с cos(pH0M =0,77 -4-0,93 она достигает Q х =(0,5+0,8) <2ЮМ.
Разность между номинальной реактивной мощностью и мощностью хо-
лостого хода
де„ом=еном -ех.х tg<pH0M - Тз<7Н0Мл.х ю-3. (7лз>
Ином
Если нагрузка асинхронного двигателя меньше номинальной, то прирост
потребления реактивной мощности
де^дбнои. (7.14)
где К3 = Р/Рном — фактический коэффициент загрузки двигателя.
Полная реактивная мощность, потребляемая двигателем при произволь-
ной загрузке, определяется как
Q = ех.х + AQ = Сх.х +^2деном • (7.15)
Зная реактивную мощность, можно определить коэффициент мощности
при произвольной загрузке по формуле
Р КуРнам
COS (р = — = —. - 2—ном -------
5 «3 Рнон + (2х.х + ^зДбном)2
(7.16)
Ч Т^З^ном у
Из (7.16) следует, что cos <р уменьшается при снижении загрузки двигателя.
При невозможности замены малозагруженного асинхронного двигателя
следует проверить целесообразность снижения напряжения на его зажимах,
но не ниже минимально допустимого уровня. Это способствует снижению
намагничивающего тока (повышается tg <р) и уменьшению активных потерь
(растет КПД).
Снижение напряжения можно достичь переключением обмоток статора с
«треугольника» на «звезду»; секционированием статорных обмоток; сниже-
нием напряжения питающей сети с помощью тиристорных регуляторов на-
пряжения.
На величину потребления реактивной мощности оказывает влияние ка-
чество ремонта асинхронных двигателей: при несоблюдении обмоточных
данных, тока холостого хода, увеличении воздушного зазора возрастает по-
требление реактивной мощности.
Реактивная мощность, потребляемая силовыми трансформаторами:
=ех.х+ер.=(лх.х+₽2М > (7-17)
где 2х.х — реактивная мощность хх трансформатора; 2рас — реактивная
мощность рассеивания трансформатора; 1,х х = /х х / /ном — ток х. х. в относи-
218
тельных единицах; I/*3 = Ua/UKOM — напряжение КЗ в относительных едини-
цах; Р — коэффициент загрузки трансформатора.
Наличие магнитного потока, замыкающегося вокруг проводников воз-
душных линий, вызывает потребление реактивной мощности:
с s у
2M=3/2XM10-3= — Хш10-3, (7.18)
\ V ном у
гдеХвд— индуктивное сопротивление воздушной линии.
Реакторы, применяемые для ограничения тока КЗ, также являются по-
требителями реактивной мощности:
q =зЛ-В5 =3Bt7 I Е , (7.19)
100 М ном Н ном ном р ’ х '
где Р = 7/7Н0М — коэффициент загрузки реактора; хр — реактивное сопротив-
ление реактора,%.
Значительными потребителями реактивной мощности являются преобра-
зователи постоянного тока, что обусловлено физикой процесса управления
тиристорными выпрямителями: при фазовом управлении тиристорами вы-
прямителя первая гармоника тока, потребляемого преобразователем из сети,
отстает от первой гармоники напряжения. Угол сдвига ф] определяется глу-
биной регулирования выпрямленного напряжения по формуле
Ф] = arc cos UB / UB0, (7.20)
где UB — среднее значение выпрямленного напряжения; UBo — выпрямлен-
ное напряжение идеального холостого хода при отсутствии регулирования,
определяемое силовой схемой преобразователя (угол открывания тиристора
а = 0).
Диапазон изменения ф1 у реверсивных тиристорных электроприводов
принимается в пределах 30—150 эл. градусов для обеспечения устойчивой
работы тиристоров.
Наиболее тяжелые режимы с точки зрения потребления реактивной
мощности — режимы разгона и торможения (минимальная скорость), так
как из сети потребляется максимальный индуктивный ток. Подтверждени-
ем этому являются значения коэффициента мощности при номинальной
частоте вращения (номинальном выходном напряжении в системе ТП-Д)
cos 30° (150°) = 0,87 и нулевой частоте вращения при cos 90° =0 (нулевое на-
пряжение на выходе преобразователя).
Реактивная мощность вентильного преобразователя определяется как
2вп=^^во-^в ; UBQ = Kmj2U2, (7.21)
219
где Id—значение выпрямленного тока; Ui — напряжение переменного тока;
Кит— коэффициент искажения тока
Кит
3)
Специфика воздействия на сеть тиристорных преобразователей заклю-
чается в высокой скорости нарастания токов (максимальное значение тока на-
грузки выпрямителя Id = (2 + 2,5) IdK0K от нуля достигается за время 0,1—0,2 с)
и генерирование в сети высших гармоник тока канонического (нормального)
ряда, а иногда и неканонического ряда (анормальных, например v = 5; 7).
Наличие канонических гармоник обусловлено коммутацией вентилей; но-
мер гармоники определяется выражениями
v = 6т ± 1 для 6-ти пульсных выпрямителей;
v = 12m ±1 для 12-ти пульсных выпрямителей,
(7.22)
где т = 1,2,3... — натуральный ряд чисел.
Величина гармонической составляющей тока определяется по формуле
lv = KJdN,
(7.23)
где К\ — коэффициент, равный отношению тока 1-ой гармоники на стороне
питающей сети к выпрямленному току выпрямителя (для 6-ти пульсной
схемы К\ = 0,76; 12-ти пульсной — К\ = 0,789);
Для расчета неканонических гармоник (5, 7) 12-ти пульсного выпрями-
теля рекомендуется пользоваться формулой
Iv =Q,2KxIdN.
(7-24)
Из выражений (7.23) и (7.24) следует, что с ростом числа гармоник сни-
жается возмущающее воздействие преобразователя на сеть.
Возмущающее воздействие на сеть группы преобразователей или одно-
го мощного преобразователя учитывается соотношением
SJSia >100-200, (7.25)
где Sk3 — мощность КЗ в рассматриваемой точке, MB A; STn — мощность
тиристого преобразователя или группы преобразователей (МВ-А).
Очевидно, что основной причиной потребления реактивной мощности пре-
образователей является глубокое регулирование выпрямленного напряжения.
На рис. 7.4. приведены значения коэффициента активной мощности cos ф
(кривая 2) и коэффициента реактивной мощности tg9 (кривая 7) в зависимо-
сти от глубины регулирования выпрямленного напряжения UB /UB0 для од-
номостового трехфазного преобразователя.
Снизить потребление реактивной мощности у преобразователей можно
за счет последовательного соединения мостов, однако при этом значитель-
но усложняются законы управления вентильными группами или мостами.
220
Рис. 7.4. Кривые изменения коэффициентов активной
мощности cos (р и реактивной tg (р:
1,2 — для одномостового преобразователя; 3, 4 — при после-
довательном соединении двух преобразователей с поочеред-
ным управлением
огд
7.4. ВЫБОР МОЩНОСТИ И РАЗМЕЩЕНИЕ
КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ
К выбору мощности компенсирующих устройств относятся весьма от-
ветственно, так как наряду с улучшением качества электроэнергии они спо-
собствуют сокращению потерь электроэнергии.
При проектировании СЭС определяют расчетную активную РраСч и ре-
активную брасч мощности при естественном коэффициенте мощности. Ис-
ходя из этого, определяют наибольшую суммарную реактивную нагрузку,
принимаемую для нахождения мощности компенсирующего устройства
(7.26)
где К — коэффициент несовпадения во времени наибольшей активной на-
грузки энергосистемы и реактивной мощности предприятия (для угольной
промышленности К = 0,85).
Значения максимальной расчетной нагрузки РраСч и максимальной реак-
тивной мощности 2таХ сообщаются энергосистеме для определения значе-
ний экономически оптимальных входных (реактивных) мощностей (7э1 и
бэг, которые могут быть переданы предприятию в часы наибольшей и наи-
меньшей активных нагрузок энергосистемы.
По входной реактивной мощности <2э1 определяется суммарная мощ-
ность ()ку1 компенсирующих устройств (КУ):
*£КУ1 *£тах Ь-'Э 1
(7.27)
Значение бэг позволяет определить регулируемую часть КУ:
(?КУ2 — (2кУ1 (?Э2 •
(7.28)
По функциональным признакам работы электроустановок и средствам
компенсации реактивной мощности электрические сети подразделяются на
сети общего назначения и сети со специфическими нагрузками.
В соответствии с этим в сетях общего назначения для компенсации при-
меняются конденсаторные батареи и синхронные электродвигатели. В сетях с
нелинейной нагрузкой — статические компенсаторы реактивной мощности,
221
фильтры высших гармоник, симметрирующие и фильтросимметрирующие
устройства.
Выбор компенсирующих устройств производится путем технико-эко-но-
мического сравнения вариантов. Экономически целесообразным считается
тот, при котором обеспечивается минимум годовых приведенных затрат, т. е.
3 = р6 К, + С3 -> min , (7.29)
где рб — процентная ставка банковского кредита К,, С3 — эксплуатацион-
ные расходы.
Приведенные затраты определяются по формуле
3 = S(ps + p.m)K,+c.,LA/;, (7.30)
где К, — вложения в i-й элемент схемы; рлг>01— коэффициент отчислений на
амортизацию, ремонт и обслуживание соответствующего элемента схемы;
Са м — удельная стоимость потерь активной мощности; Л/* — потери ак-
тивной мощности i-го элемента.
Потери активной мощности в системе электроснабжения при различ-
ных способах компенсации РМ можно определить с помощью коэффициен-
та изменения потерь,
(7.31)
где ДРр — потери активной мощности, вызванные передачей реактивной
мощности; Q — передаваемая реактивная мощность; (?ку — мощность ком-
пенсирующего устройства; ДР^, — потери активной мощности в компенси-
рующих устройствах.
Потери активной мощности в синхронных двигателях определяются по
формуле (7.11), а для конденсаторов по формуле
PK0=WyaKQK, (7.32)
где ДРуд к — удельные потери активной мощности в конденсаторах; QK —
мощность, генерируемая конденсаторами.
Поскольку основными средствами компенсации реактивной мощности
являются синхронные двигатели и статические конденсаторы, ниже изложе-
ны методы их технико-экономического сравнения.
При использовании для компенсации реактивной мощности синхрон-
ных двигателей в капитальных вложениях учитывается только стоимость
регулятора возбуждения, устанавливаемого дополнительно на каждом дви-
гателе. С учетом (7.11) приведенные затраты определяются по формуле
222
3 = (P6+Papo)^p.,+Wn<
Qd
ч ^ном
D|+TT!V(& + 2a)
~ "^DO "* 3д1 Qq + 3D2 Qd,
(7.33)
где Kp в — стоимость регулятора возбуждения, руб.; тп — стоимость 1 кВт ч
потерь электроэнергии за год руб / кВт ч; QD — реактивная мощность, гене-
рируемая синхронными двигателями; 3do — постоянная составляющая за-
трат, не зависящая от генерируемой реактивной мощности; Зд] — удель-
ные затраты на 1 Мвар реактивной мощности; 3D2 — удельные затраты на
1 Мвар2 генерируемой мощности.
Поскольку на большинстве предприятий, в том числе и горных, син-
хронные компенсаторы практически не применяются, баланс реактивной
мощности определяется в основном входной реактивной мощностью бэ1 от
энергосистемы и реактивной мощностью синхронных электродвигателей и
конденсаторных установок.
Если по условиям технологии установлены синхронные электродвигате-
ли, то в первую очередь следует их использовать для компенсации реактив-
ной мощности. Величина реактивной мощности определяется по (7.8).
При определении мощности конденсаторной батареи в сетях напряжени-
ем до 1 кВ определяется нескомпенсированная реактивная нагрузка на сто-
роне 6 или 10 кВ каждого трансформатора по формуле
= <7.34)
где бшахрдр. — наибольшая расчетная реактивная нагрузка трансформатора;
(2кб — фактическая принятая мощность конденсаторной батареи напряжени-
ем до 1 кВ; Д^ —реактивные потери в трансформаторе.
Расчетная реактивная мощность конденсаторной батареи напряжением
выше 1 кВ определяется балансом реактивной мощности по формуле
бвкб = S <2рп, — <2cd — бэ1» (7.35)
1=1
где б —расчетная реактивная нагрузка на шинах 6 или 10 кВ i-ro РП; п
— количество РП; <2Со —реактивная мощность СД; <2Э1— входная реактив-
ная мощность от энергосистемы на шинах 6 или 10 кВ.
Если энергосистемой задается входная мощность <2Э1 на стороне 35 кВ и
выше, то учитываются потери реактивной мощности в трансформаторах ме-
жду энергосистемой и шинами 6 (10) кВ. При (2ек6 <0 принимают ее равной
нулю и согласовывают с энергосистемой значение <2Э, •
Общая реактивная мощность бвк6 распределяется пропорционально не-
скомпенсированной реактивной нагрузке на шинах 6 или 10 кВ.
223
Размещение конденсаторных установок целесообразно в любых точках
распределительной сети напряжением 0,4—10 кВ в непосредственной близо-
сти от потребителя реактивной мощности.
В практике эксплуатации различают централизованную, групповую и
индивидуальную компенсацию реактивной мощности. При централизован-
ной компенсации (рис. 7.5) конденсаторы устанавливают в здании ГПП.
Когда конденсаторная установка присоединяется к шинам 6 (10) кВ, от ре-
активной мощности разгружаются электростанции и ЛЭП. Конденсаторов
требуется меньше и стоимость 1 квар минимальна по сравнению с другими
способами. При компенсации по этой схеме разгружаются от реактивной
мощности только расположенные выше звенья энергосистемы. Распредели-
тельные же сети питающих трансформаторов не разгружаются, а следова-
тельно, потери в них не уменьшаются и мощности трансформаторов на
подстанции не могут быть уменьшены. Когда конденсаторная установка
присоединяется к шинам 0,38 кВ трансформаторной подстанции, от реак-
тивной мощности разгружаются не только сети 6 кВ, но и трансформаторы
на подстанции.
При групповой компенсации (рис. 7.6), конденсаторы располагаются на
отдельных крупных фидерах и разгружают от реактивной мощности подво-
дящую сеть.
При индивидуальной компенсации
(рис. 7.7) конденсаторная установка под-
ключается непосредственно к зажимам по-
требляющего реактивную мощность элек-
троприемника. Этот метод является на-
иболее эффективным в отношении раз-
грузки сетей и трансформаторов от ре-
активной мощности, но при этом недос-
таточно используется конденсаторная ус-
тановка. Преимуществом индивидуаль-
ной компенсации является то, что для
конденсаторной установки использует-
ся то же пусковое устройство, что и для
электроприемника, а разрядным сопро-
тивлением служит электроприемник. Кон-
денсаторные установки позволяют уве-
личивать или уменьшать их установлен-
ную мощность в зависимости от по-
требности. Выход из строя отдельного
конденсатора, при надлежащей его за-
щите, не отражается на работе всей кон-
денсаторной установки.
Рис. 7.5. Схема централизованной компенсации
реактивной мощности
224
Рис. 7.6. Схема групповой компенса-
ции реактивной мощности
Конденсаторы соединяют-
ся в группы, секции и целые ус-
тановки в виде схемы «треу-
гольник» или «звезда». Реактив-
ная мощность (Q, квар) трех-
фазной КУ, соединенной по схе-
ме «треугольник», определяется
по формуле
Q = (oCU210-\ (7.36)
При соединении звездой мощность КУ (квар) определяется как
Q = 1/3 (соС U210'3),
где со = 2л/ — угловая частота синусоидального тока; С— суммарная ем-
кость трех фаз установки, мкФ; U—линейное напряжение, кВ.
Конденсаторы 220, 380, 500 и 660 В изготовляются, в основном, в трех-
фазном исполнении, при этом возможно соединение только треугольником.
Конденсаторы 1,05; 3,15; 6,3 и 10,5 кВ изготовляются только в однофаз-
ном исполнении и могут соединяться как треугольником, так и звездой.
Схему соединения батареи определяет ее назначение, режим работы,
параметры сети и конденсаторов.
Подбор необходимой мощности
КУ производится по формуле
Q=3kn(mQa), (7.37)
где 3 — количество фаз конденсаторной
установки; к — коэффициент, учиты-
вающий снижение мощности конденса-
торов в связи с отличием их номинально-
го напряжения от номинального напря-
жения сети; п — количество конденса-
торов, которые необходимо включить
Рис. 7.7. Схема индивидуальной компенсации ре-
активной мощности
последовательно; тп — выбираемое количество параллельно включаемых
конденсаторов; (?н — номинальная мощность одного конденсатора.
При одинаковом напряжении, но различной мощности следует ком-
плектовать конденсаторы так, чтобы мощности групп параллельно соеди-
ненных конденсаторов были равны. В этом случае ток, проходящий через
каждую из групп, определяется по формуле
Лр =(^2)^2 (7.38)
В зависимости от назначения, напряжения и мощности схемы соедине-
ний КУ выполняют однофазными и трехфазными с параллельным или па-
раллельно-последовательным соединением конденсаторов (рис. 7.8).
При отключении КУ от сети в ней остается электрический заряд, на-
пряжение которого примерно равно напряжению сети в момент отключе-
ния. Для разряда отключенной от сети КУ предусматриваются специальные
активные сопротивления, которые подключают параллельно конденсато-
рам. Значение разрядного сопротивления Rp определяется по формуле
Rp <15(^/<2)-106, (7.39)
где С7ф — фазное напряжение сети, кВ; Q — мощность КУ, квар.
Для батарей конденсаторов напряжением выше 1 кВ в качестве разряд-
ных сопротивлений применяют трансформаторы напряжения (рис. 7.9).
Каждая КУ должна иметь общую защиту всей установки в целом от то-
ков КЗ, осуществляемую в соответствии с ПУЭ.
Конденсаторные установки напряжением 380 В должны иметь защиту от
токов КЗ с наименьшим временем отключения и с обеспечением требований
селективности.
Ток Л (А) для выбора плавких вставок предохранителей, для общей за-
щиты КУ определяют по формуле
Рис. 7.9. Схемы включения разрядных
сопротивлений:
а—в виде трансформаторов напряжения;
б—в виде резисторов
Рис. 7.8. Схемы присоединения конденсаторов к
шинам 6 (10) кВ: защита осуществляется вы-
ключателем (а); предохранителями (б)
226
нальная мощность одного конденсатора, квар; Un — линейное напряжение
сети, кВ.
Автоматический выключатель должен иметь комбинированный расце-
питель, обеспечивающий защиту от перегрузки и максимальную защиту с
плавной регулировкой тока.
На бесшинных трансформаторных подстанциях, не имеющих РУ на-
пряжением 6—10 кВ, устанавливать конденсаторные батареи не рекоменду-
ется, так как это вызывает их удорожание и усложнение. Единичную мощ-
ность КБ целесообразно принимать не менее 400 квар при присоединении
через отдельный выключатель и не менее 100 квар — через общий выклю-
чатель с трансформатором или другим приемником.
При сравнении вариантов установки КБ в сетях напряжением до и
выше 1 кВ следует иметь в виду, что стоимость последних в 2 раза, а удель-
ные потери активной мощности в 1,5 раза ниже, чем в установках до 1 кВ.
Более того в варианте передачи реактивной мощности из сети 6—10 кВ в
сеть до 1 кВ следует учитывать затраты на генерацию реактивной мощно-
сти в сети 6—10 кВ и в сети до 1 кВ, а также затраты на увеличение мощно-
стей трансформаторов или на установку дополнительного трансформатора,
связанного с передачей реактивной мощности в сеть нижнего напряжения.
7.5. КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
В СЕТЯХ С НЕЛИНЕЙНЫМИ НАГРУЗКАМИ
Под нелинейными нагрузками, в отличие от так называемой спокойной
нагрузки, будем в данном случае понимать и нагрузку с вентильными пре-
образователями, и несимметричные, и резкопеременные нагрузки.
Нагрузки с регулируемыми вентильными преобразователями характе-
ризуются большим потреблением реактивной мощности, чем обусловлен
низкий cos <р (меньше 0,3—0,75). Резкопеременный характер потребления ре-
актив-ной мощности вызывает значительные колебания напряжения пи-
тающей сети. Управляемые преобразователи, помимо этого, вызывают из-
менение формы кривой питающего напряжения, при этом коэффициент не-
синусоидальности на шинах 6 (10) кВ достигает более 20 %.
Указанные особенности вызывают необходимость применения особых
средств и способов компенсации реактивной мощности. Среди них следует
выделить: 1) применение быстродействующих статических компенсирую-
щих устройств с минимальным запаздыванием по отработке колебаний ре-
активной мощности; 2) пофазное управление компенсирующим устройст-
вом из-за неравномерного потребления реактивной мощности; 3) необхо-
димость компенсации как постоянной, так и переменной составляющей ре-
активной мощности: первое необходимо для повышения cos (р и снижения
отклонений напряжения в сети, второе — для уменьшения колебания на-
пряжения; 4) наличие высших гармоник тока и напряжения приводит к зна-
чительным перегрузкам батарей конденсаторов, что ограничивает их при-
менение для компенсации постоянной составляющей реактивной мощности.
227
В сетях с нелинейными нагрузками допускается применение конденса-
торных батарей как источника реактивной мощности, если выполняется ус-
ловие (7.25). Оценка влияния нелинейных нагрузок определяется коэффици-
ентом несинусоидальности (5.29) или по упрощенной формуле
кнс=юо. рЖ/с/Н0М,
где Uv — действующее значение напряжения v-й гармоники; п — порядко-
вый номер учитываемой гармоники.
Фазное напряжение гармоники в расчетной точке питающей сети:
i/v=Zvvt/HJIt/H0M/5o, (7.41)
где Iv — действующее значение фазного тока v-й гармоники; v— порядко-
вый номер гармоники; Um— напряжение нелинейной нагрузки (часто =
ZZhom).
Значение токов гармоник Iv определяется для каждой нагрузки отдель-
но. В качестве примера приведем определение тока для вентильных преоб-
разователей, широко применяемых в горной промышленности. Для еди-
ничного преобразователя значение тока v-ой гармоники определяется как
Д, =w5np/(V37tt/HOMx,v2)
sin ф sin
r 3vx,
m sin (p
(7.42)
где m — число фаз выпрямления преобразователя (пульсность); Snp — по-
требляемая мощность преобразователя; х, — суммарное индуктивное со-
противление сети, приведенное к мощности трансформатора преобразова-
теля; <р — угол, определяющий коэффициент реактивной мощности преоб-
разователя.
Для единичного преобразователя рекомендуются следующие гармоники
тока в зависимости от схемы выпрямления:
при 6-фазной — 5, 7, И, 13;
при 12-фазной — 11, 13, 23 и 25;
при 24-фазной — 23, 25, 47 и 49.
До 13 гармоники токи можно определять по упрощенной формуле
Zv-5np/V3t/HOMv. (7.43)
Максимальный ток гармоник группы преобразователей рекомендуется
определять по (7.42).
При коэффициенте несинусоидальности менее 5 % в качестве устройств
КРМ рекомендуется применять батареи конденсаторов в комплекте с за-
щитным реактором или фильтры. Мощность батареи находится из условия
баланса реактивной мощности. Напряжение батареи
v2 U
UK6> 7 ном-, (7.44)
^min 1
228
где vmn — наименьший порядковый номер гармоники;
Если защитный реактор включается последовательно с батареей (см. гл.
5), необходимо обеспечить индуктивный характер цепи по частоте, наимень-
шей из генерируемых. Индуктивное сопротивление защитного реактора:
(1А5)
где <2кб ном — реактивная суммарная мощность КБ; ном — номинальное
напряжение КБ.
При Кт > 5 рекомендуется применять силовые фильтры высших гармо-
ник, выбираемые по значению Кас, исходя из состава и уровня гармоник.
Выбирать фильтры необходимо начиная с фильтра наименьшей гармоники.
Выбранный фильтр проверяется на допустимость загрузки током соответ-
ствующих гармоник. Генерируемая фильтрами реактивная мощность долж-
на проверяться из условия баланса реактивной мощности.
Несимметричные нагрузки характеризуются коэффициентом несиммет-
рии см. (5.19), (5.20), который не должен превышать 2 %.
Для КРМ при несимметрии напряжения более 20 % рекомендуется при-
менять фильтросимметрирующие или симметрирующие устройства.
При различной фазной нагрузке коэффициент несимметрии определя-
ют:
ги =(1 + 5С/)7а2+₽2 e7Vt7SK, (7.46)
х/з 1 1 л/3
где a=^(pei-pce)--(eai+eCi,)+ete;
— коэффициенты, зависящие от пофазной нагрузки; 7^, Pbc, Рса, Qab, Qbc, Qca
— суммарные активные и реактивные мощности пофазных нагрузок; (\|/,)
— аргумент напряжения (тока) коэффициента несимметрии.
Токи прямой и обратной последовательности определяют как
7, = /ЗС/И0М е7агс,8(а//,е); (7.47)
Z2=7a2+p2/3l/BOMe*, (7.48)
где Pt = Pttb + Pbc + Рса; бЕ = Qab + Qbc + Qca — соответственно активная и реак-
тивная мощность несимметричной нагрузки.
В узле нагрузке значение реактивной мощности принимают равным
значению реактивной мощности, которая генерируется несимметричным
устройством, т. е. бку = бСу •
Допустимое значение коэффициента несимметрии по напряжению оп-
ределяется выражением
е,доП=(1 + 5С/)7«2+Р2^к- (7-49)
229
Коэффициент реактивной мощности на входе узла симметрирующего
устройства:
(7.50)
Реактивная мощность элементов симметрирующего устройства выбира-
ется в зависимости от заданного значения РМ в узле сети <2СУ, коэффициен-
та несимметрии по напряжению и допустимых отклонений напряжения пря-
мой последовательности:
^=~[V3C-£>-<2cy (I-A-ТЗВ)];
eic=-|[2D-eCy (1 + 2А)]; (7.51)
еса=|[7зс+о+есу(1-л+х/зв)],
где А = е1/доп cosyy/(l + 3t/); В = гиво„sin у0/(1 + St/);
С = BSK + 5^ cos (60° +Scacos(60° +фСЛ);
D = -ASK+Sab sin (60° -ф^) + Qbc - Sca sin(б0° + ФСЛ); Ф^ и <рса — фазовые углы
нагрузки; Sab; Sca; Pbc и Qbc — модули мощностей нагрузок.
Если бсу положительна, то это соответствует индуктивной мощности
элемента СУ, а если <2СУ отрицательна — емкостной мощности. В отдель-
ных случаях требуется проверка на резонанс при каких-либо частотах.
Если резонанс имеет место, то необходима проверка КБ на перегрузку
токами гармоник. При недопустимой перегрузке рекомендуется последова-
тельное подключение реактора или установка фильтросимметрирующего
устройства (ФСУ).
При определении параметров ФСУ следует использовать значения ре-
активных мощностей, полученных при симметрировании, с проверкой БК
на перегрузку токами гармоник:
^>1,2^4, (7.52)
где /„, —действующее значение гармоник тока, ФСУ;
Если это условие при выбранных значениях КБ не выполняется, то сле-
дует все плечи ФСУ (при трехплечевом ФСУ) настроить на частоту
v^eCT/V^/e.6,, (7.53)
где — минимальный порядковый номер гармоники тока; Qcy, — реак-
тивная мощность элементов СУ (7.51).
230
Мощность батареи в z-м плече ФСУ (в отн. ед.):
<2;,=^,/^. (7.54)
При Q'6Ki <1,5 1О"2 отклонение частоты настройки на резонанс допуска-
ется в пределах ±5 %.
При наличии вентильных преобразователей плечи ФСУ рекомендуется
настраивать на частоту в зависимости от схемы выпрямления преобразова-
теля: при 6-разной схеме на частоту 250; 12-фазной — 550; 24-фазной— 1150 Гц.
Если в ФСУ два плеча, то ток, протекающий по фильтровому звену оп-
ределяется как
(7.55)
где lv2 —ток v2-H гармоники двухплечевого ФСУ; 3v2 —доли тока, проте-
кающего через плечи фильтра [38].
Для компенсации реактивной мощности в сетях с резкопеременной на-
грузкой исходными являются графики работы резкопеременной нагрузки,
для которых критерий — размах эквивалентного колебания напряжения (%)
У,эи=100^зёХ/5к, (7.56)
где 3(2, — значение z-ro размаха реактивной мощности, полученное из гра-
фика нагрузки; пк—общее число размахов за время цикла.
Для проверки допустимости К,Экв определяется средняя частота колебаний
f=^, (7-57)
где Т— время цикла работы нагрузки по графику потребляемой реактив-
ной мощности.
Эквивалентные колебания напряжения считаются допустимыми, если
они не превышают 1 %.
Выбор типа и мощности компенсирующих устройств для такой нагруз-
ке подробно изложен в [32].
Контрольные вопросы
1. Объясните процесс потребления реактивной мощности.
2. Какие потери возникают при передаче активной и реактивной мощ-
ности?
3. В чем отличие текущего и общего коэффициентов мощности?
4. Какие наиболее характерные средства компенсации реактивной мо-
щности?
5. Как определяются дополнительные потери активной мощности при
передаче реактивной мощности СД «на сторону»?
6. Каковы способы снижения потребления реактивной мощности?
231
7. Что является основной причиной потребления реактивной мощности
преобразователями?
8. Как определяется суммарная мощность компенсирующего устройства?
9. Где рекомендуется устанавливать компенсирующие устройства?
10. Как определяется мощность КУ при различных способах соединения
конденсаторов?
11. В чем отличие сетей с нелинейной нагрузкой от сетей с несимметрич-
ной нагрузкой?
12. Как определяется значение коэффициента несимметрии по напряже-
нию?
Темы рефератов
1. Сравнение различных способов улучшения коэффициента мощности.
2. Методы технико-экономического сравнения КРМ для синхронных
двигателей и статических конденсаторов.
3. Выбор мощности фильтрующих устройств.
Глава С ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ АППАРАТЫ ПОДСТАНЦИЙ И РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ 8
8,1, ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Электротехническое устройство, предназначенное для управления и за-
щиты электрических цепей и машин, а также для регулирования, измерения
и контроля параметров электрических и неэлектрических процессов, назы-
вают электрическим аппаратом.
Классификация электрических аппаратов проводится по: назначению (ос-
новной, выполняемой аппаратом функции), области применения, принципу
действия, роду тока, напряжению, исполнению защиты от воздействия окру-
жающей среды, конструктивным особенностям и т. п.
По назначению аппараты можно разделить на следующие группы.
Коммутационные аппараты подстанций и распределительных устройств,
служащие для включения и отключения электрических цепей, включают разъе-
динители (отделители, короткозамыкатеЛи), выключатели напряжением вы-
ще 1кВ, выключатели нагрузки, предохранители, автоматические выключате-
ли, рубильники, пакетные выключатели. Эта группа характеризуется относи-
тельно редким их включением и отключением аппаратов, а их контактная сис-
тема рассчитана на определенную нагрузку, обусловленную режимом работы.
Ограничивающие аппараты предназначены для ограничения токов ко-
роткого замыкания и перенапряжений. Поскольку эти режимы довольно
редки, то для них характерны нагрузки длительного режима, хотя при КЗ и
перенапряжениях они должны выдерживать т. н. ударные нагрузки.
Пускорегулирующие аппараты,. отличающиеся частыми включениями и
отключениями, предназначены для пуска, регулирования частоты враще-
ния, напряжения и тока электрических машин и других установок.
Регулирующие аппараты служат для регулирования по определенному за-
кону заданного параметра, а также для его автоматической стабилизации
(например, тока или напряжения, частоты вращения и др.).
Контролирующие аппараты, основной функцией которых является кон-
троль заданных электрических или неэлектрических параметров с передачей
соответствующего сигнала исполнительному элементу схемы автоматики. К
этой группе аппаратов относятся реле и датчики.
Измерительные аппараты преобразуют измеряемую величину до значе-
ния, удобного для измерения, и изолируют цепи первичной коммутации от
цепей измерительных и защитных приборов. К ним относятся трансформа-
торы тока и напряжения, конденсаторные делители напряжения.
Аппараты, обслуживающие, в частности, систему электроснабжения, объ-
единяют в группу аппаратов распределительных устройств напряжением до
и выше 1кВ. Однако среди аппаратов распредустройств могут быть измери-
тельные, контролирующие или пускорегулирующие аппараты, относящиеся
к группе аппаратов управления и защиты, так как применяются для автома-
тизации производственного процесса или автоматического управления
235
электроприводами. Поэтому разделение аппаратов по области применения
носит условный характер.
В зависимости от рода тока различают аппараты постоянного и пере-
менного тока, тока повышенной частоты и выпрямленного тока.
По напряжению различают группы аппаратов напряжением до 1 кВ и
выше 1 кВ. Условно к аппаратам напряжением до 1 кВ относят аппараты
специального исполнения на напряжение 1,2 кВ, широко применяемые в гор-
но-добывающей промышленности.
Требования, предъявляемые к электрическим аппаратам, обусловлены
их назначением, областью применения, местом установки, условиями экс-
плуатации. Однако существует ряд общих требований, предъявляемых ко
всем аппаратам, к их числу относятся следующие:
1. Коммутационная способность аппарата должна соответствовать всем
нормальным режимам работы, некоторые и аварийным режимам. Термиче-
ские и динамические нагрузки не должны вызывать остаточных явлений,
препятствующих нормальной работе аппарата.
2. Термическая и электродинамическая стойкость аппарата должна быть
достаточной, чтобы выдержать максимально возможные токи короткого
замыкания без повреждения.
3. В номинальном режиме температура токоведущих элементов аппара-
та не должна превосходить значений, рекомендуемых ПУЭ и другими нор-
мативными документами. Аппараты, предназначенные для частых включе-
ний и отключений (В-О) нагрузки, должны иметь высокую механическую и
электрическую износостойкость.
4. Изоляция электрических аппаратов должна выдерживать возможные
перенапряжения, даже при ухудшении ее состояния в процессе эксплуатации
из-за старения и загрязнения.
5. Погрешность работы аппарата не должна превышать допустимых для
него значений.
6. Аппарат должен обеспечивать в пределах заданной наработки безот-
казность работы, т. е. не допускать отказов, ложных срабатываний, выход
параметров элементов за допустимые пределы.
7. Минимальные при технической целесообразности затраты, наи-
меньшие массогабаритные размеры, технологичность в изготовлении и
ремонте.
Для защиты персонала от прикосновения к токоведущим или подвиж-
ным частям, а также от попадания в аппарат инородных тел ГОСТ 14254—
80 обязывает устанавливать специальные оболочки. Защитные свойства обо-
лочки обозначаются буквами IP и двумя цифрами. Первая цифра обознача-
ет степень защиты аппарата от прикосновения персонала к опасным частям,
вторая — от попадания внутрь аппарата инородных предметов и жидко-
стей.
Например: IP00 — открытое исполнение: защита от прикосновения к
токоведущим частям и от попадания внутрь посторонних предметов отсут-
ствует.
236
IP65 — пылеводозащитное исполнение: оболочка полностью защищает
внутренний объем от попадания пыли и воздействия струи воды под любым
углом к ее поверхности.
Электрические аппараты должны удовлетворять условиям воздействия
климатических факторов внешней среды (температура, влажность, давление
воздуха, снег, иней и др.) Значение климатических факторов, которые обес-
печивают нормальную эксплуатацию аппаратов, называются номинальны-
ми и приводятся в техническом паспорте аппарата. Значение климатических
факторов, при которых обеспечивается сохранение номинальных парамет-
ров, и гарантийный срок службы называется рабочим. От рабочих следует
отличать предельные значения, под воздействием которых сохраняются до-
пустимые отклонения точности и параметров работоспособности аппарата,
после их воздействия точность и параметры принимают номинальные зна-
чения.
В зависимости от климатического исполнения электрические аппараты
имеют соответствующую маркировку, при этом один и тот же тип аппарата
может эксплуатироваться в различных климатических районах в зависимо-
сти от исполнения. Для районов с умеренным климатом принята следующая
маркировка: буквенная — У (русск.); N (лат.); цифровая — 0; с холодным
климатом соответственно: ХЛ, F, 2.
В зависимости от места размещения приняты следующие категории:
• на открытом воздухе—категория!;
• под навесом или в помещениях, где колебания температуры и влаж-
ности не существенно отличаются от соответствующих температур на от-
крытом воздухе—категория 2;
• в закрытых помещениях с естественной вентиляцией, в которых коле-
бания температуры и влажности, а также воздействия пыли и песка сущест-
венно ниже, чем на открытом воздухе — категория 3;
• в помещениях с искусственными условиями — категория 4;
• в помещениях с повышенной влажностью — категория 5.
В обозначении электрических аппаратов включается климатическое ис-
полнение и категория размещения. Например, элегазовый выключатель:
ВЭК-11ОБ-40/2000 У1 (УЗ) предназначен для районов с умеренным клима-
том и категорией размещения 1 и 3.
Большое число электрических аппаратов автоматического и не автома-
тического управления обслуживают подстанции и распределительные уст-
ройства. Обеспечивая определенные заданные режимы работы, они осуще-
ствляют коммутационные переключения электрических цепей под нагруз-
кой и без нее, защиту от анормальных режимов работы, ограничения не-
которых параметров, а также являются источниками пйтания в сетях на-
пряжения выше 1 кВ. В зависимости от назначения и выполняемых ими
функций указанные аппараты подразделяются на четыре группы.
Отключающие аппараты. Разъединители служат для переключений в
линиях при отсутствии нагрузки, создавая в них видимый разрыв. Предна-
значены они для различных коммутационных переключений в схемах элек-
237
троснабжения, включая отсоединения отдельных участков для проведения
осмотров и ремонтов электрооборудования.
Для включения и отключения электрических цепей под нагрузкой в
нормальных режимах работы электроустановки, а также их автоматическо-
го отключения при коротких замыканиях и анормальных режимах работы
служат выключатели и выключатели нагрузки.
Защитные аппараты. Для защиты линий и электроустановок от токов
короткого замыкания и токов перегрузки служат предохранители. При воз-
никновении перенапряжений (коммутационных и атмосферных) использу-
ются разрядники различного назначения (подробнее см. гл. 11).
Токоограничивающие аппараты. Предназначены для ограничения токов
короткого замыкания и поддержания соответствующего уровня напряже-
ния в момент короткого замыкания.
Аппараты для питания устройств защиты и измерения. Для питания ус-
тройств релейной защиты и измерительных приборов, а также разделения
измерительных и релейных цепей до 1 кВ от первичных цепей напряжением
выше 1 кВ служат трансформаторы тока и напряжения различного класса и
исполнения.
Несмотря на различия в устройстве, исполнении, функциональном пред-
назначении общим для всех аппаратов является ряд характерных парамет-
ров, по которым они выбираются и проверяются.
Номинальное напряжение аппарата UHQM — напряжение, соответствующее
определенному классу изоляции, при котором возможна длительная его ра-
бота.
Номинальный (длительный) ток — ток, протекающий через аппарат
неограниченно долго, при этом температура нагрева отдельных его элемен-
тов, изоляции, контактов не превосходит допустимых пределов с учетом
температуры окружающей среды.
Ток термической стойкости 1ТХ — номинальный ток термической стой-
кости, который аппарат должен выдержать без повреждений в течение дей-
ствия тока термической стойкости (по данным завода-изготовителя); при
этом температура нагрева его элементов не должна превышать максималь-
но допустимых значений для кратковременного нагрева при прохождении
через них тока КЗ.
Ударный ток iy — максимально допустимый ток, характеризующий элек-
тродинамическую стойкость аппарата, действующее значение которого не-
обходимо для проверки аппаратов на электродинамическую стойкость в те-
чение первого периода КЗ.
8.2. РАЗЪЕДИНИТЕЛИ
Электрический аппарат, предназначенный для замыкания или размыка-
ния электрической цепи без нагрузки или при токах, значительно меньших
номинального. В отдельных случаях может отключаться и номинальный
ток, однако при напряжении на контактах аппарата недостаточном для об-
разования дуги.
238
В первом случае разъединители применяют для вывода электрообору-
дования в ремонт и ревизию, для чего, согласно ПТЭ, должен быть обеспе-
чен хорошо видимый разрыв между подвижными и неподвижными контак-
тами. Размыканию разъединителя всегда предшествует отключение нагруз-
ки выключателя. Однако и в этом случае разъединителю приходится от-
ключать емкостные токи воздушных и кабельных линий, токи холостого хода
и др. Разъединители используются также для отключения измерительных
трансформаторов напряжения, дугогасящих катушек при отсутствии в сети
замыкания на землю, для заземления нейтрали трансформаторов, конденса-
торных установок.
Подразделяют разъединители по следующим признакам:
• по числу полюсов — одно- и трехполюсные;
• по месту установки — для внутренней и наружной установки;
• по конструкции контактного узла — рубящего типа с поворотом но-
жей в плоскости осей изоляторов, поворотного типа с вращением ножей в
плоскости, перпендикулярной к оси изолятора; катящегося и пантографи-
ческого типа;
• по способу установки — с вертикальным и горизонтальным распо-
ложением ножей.
Отдельные типы разъединителей снабжены заземляющими ножами, ко-
торые в отключенном положении разъединителя замыкают накоротко и за-
земляют фазы отключенного участка сети.
Контактная система разъединителей должна надежно пропускать но-
минальный ток сколь угодно длительное время; промежуток между разомк-
нутыми контактами должен иметь повышенное разрядное напряжение, так
как разъединитель исполняет роль аппарата безопасности. Механизм разъ-
единителя желательно сблокировать с выключателем.
У разъединителей с заземляющими ножами типа РЛНЗ на опорном изо-
ляторе неподвижного контакта укреплен неподвижный контакт заземляю-
щего устройства, подвижный контакт которого (заземляющий нож) соеди-
нен с основанием разъединителя.
Отключение разъединителя при номинальном токе приводит к тяжелым
авариям, так как образующаяся дуга очень подвижна, быстро удлиняется,
перемыкает полюса и приводит к КЗ.
Если при отключении замечено появление дуги, то разъединитель быст-
ро включают и дуга гаснет, так как контакты смыкаются. Во избежание
ошибочных ситуаций с разъединителями они блокируются с выключателя-
ми, для чего используются одна из систем блокировки; механическая, меха-
ническая замковая и электромагнитная замковая.
Для включения и отключения разъединителя применяются рычажные
системы с ручным и моторным приводом, а для дистанционного управле-
ния широко используются моторные и пневмоприводы.
В последнее время широко использовались быстродействующие разъе-
динители в виде так называемых отделителей и короткозамыкателей. Ко-
роткозамыкатели предназначены для создания автоматически короткого
замыкания на землю при повреждении цепи. При повреждении в трансфор-
239
маторе под действием его защиты срабатывал короткозамыкатель, создавая
искусственное металлическое замыкание на землю, что вызывало отключе-
ние выключателя, установленного на питающем конце линии. Сблокиро-
ванный с короткозамыкателем отделитель позволял автоматически отсо-
единять поврежденный участок цепи в момент отсутствия в ней тока. После
срабатывания отделителя включается выключатель на питающем конце ли-
нии, восстанавливая электроснабжение остальных потребителей.
8.3. ВЫКЛЮЧАТЕЛИ
8.3.1. Назначение
Выключатели напряжением выше 1 кВ являются основным коммутаци-
онным аппаратом подстанций и распределительных устройств и предназна-
чены для включения и отключения номинальных токов (нагрузки), токов
короткого замыкания, токов холостого хода трансформаторов, емкостных
токов конденсаторных установок и длинных линий.
Наиболее тяжелым для выключателя является режим короткого замы-
кания, в связи с чем основным требованием является особо высокая надеж-
ность отключения любых нагрузок, которое не должно сопровождаться пе-
ренапряжением, опасным для изоляции элементов выключателя.
Так как вывод выключателя в ремонт и ревизию связан с большими
трудностями, он должен допускать возможно большее число отключений
коротких замыканий, при этом не должно наблюдаться выброса пламени
раскаленных газов, что может привести к перекрытию изоляции в распре-
делительном устройстве.
При отключении выключателя между его контактами возникает дуга,
процесс гашения которой связан с большими трудностями из-за большой
скорости восстановления напряжения и большой величины восстанавли-
вающегося напряжения. Одним из основных параметров, характеризующих
выключатель, является номинальный ток отключения, т.е. наибольший ток,
который выключатель способен надежно отключить при номинальном на-
пряжении сети.
При отключении возникшая дуга быстро растягивается электродина-
мическими силами, происходит деионизация дугового промежутка и вос-
становление его электрической прочности за счет охлаждения столба дуги
восходящими потоками воздуха и перемещения ее в пространстве.
Поскольку изоляция при этом остается неповрежденной, то при по-
вторном включении удается восстановить питание электроэнергией. Этот
процесс называется автоматическим повторным включением (АПВ). Время
восстановления питания должно быть минимальным, так как связано с не-
прерывной работой установок, и с другой стороны, достаточным для деио-
низации дугового промежутка: 0,1—0,5 с в зависимости от напряжения сети.
На практике часты случаи повторного включения на существующие ко-
роткие замыкания, после чего следует вновь отключение КЗ, однако в более
тяжелых условиях, как, например, в масляных выключателях, дугогаситель-
240
ное устройство может быть лишь частично заполнено маслом. Поэтому но-
минальный ток отключения связан с циклом работы выключателя: без
АПВ, с одно- двукратным АПВ и т.д. (указывается в паспорте выключателя).
Номинальная мощность отключения трехфазного выключателя
Зотк= yfy Uном Л>тк’ 10’6, MB A (8.1)
и учитывает нагрузку выключателя двумя основными факторами — током
отключения, когда дуга горит в выключателе и он подвергается большим
термическим и динамическим нагрузкам, и напряжением выключателя, ко-
торое стремится зажечь дугу вновь. Фактически Son это мощность, близкая
к мощности короткого замыкания сети, в которой установлен выключатель.
Способность выключателя включиться на соответствующее короткое за-
мыкание характеризуется номинальным током включения: наибольшим удар-
ным током КЗ, на который выключатель способен включиться без сварива-
ния контактов и других повреждений, препятствующих его нормальной ра-
боте:
z'y — Тотк, кА. (8.2)
Классифицируют выключатели по различным признакам: по методу
гашения дуги, конструктивным признакам, по роду установки, по виду изо-
ляции токоведущих частей, по времени срабатывания.
В соответствии с этим различают масляные выключатели баковые и ма-
ломасляные, воздушные, газовые, электромагнитные и вакуумные.
8.3.2. Баковые масляные выключатели
Масляные выключатели делятся на многообъемные — баковые, с боль-
шим объемом масла, и малообъемные—горшковые—с малым объемом масла.
В баковых масляных выключателях гашение дуги происходит с помо-
щью минерального масла, заливаемого в бак, рассчитанный на избыточное
давление.
Выделяющиеся в результате разложения масла газы (особенно водо-
род), обдувая дугу, создают условия быстрой деионизации дугового проме-
жутка, и длительность горения дуги составляет всего 0,01—0,02 с.
Обычно бак выключателя заполняется на две трети его объема, что по-
зволяет воздуху, находящемуся под маслом, свободно выходить в атмосфе-
ру под напором слоев масла, перемещающихся с большой скоростью вверх.
Масло, двигаясь по инерции вверх, ударяется о крышку бака, что может вы-
звать его разрушение.
Такие выключатели используются в сетях напряжением 35 кВ и выше,
обладают высокой механической прочностью элементов.
По принципу действия дугогасительные устройства могут быть с авто-
дутьем, в которых высокое давление и большая скорость движения газа
создаются в дуге, за счет выделяющейся в ней энергии; с магнитным гаше-
нием в масле, в которых дуга под действием магнитного поля перемещается
в узкие щели; с принудительным масляным дутьем, когда к месту разрыва
дуги масло нагнетается специальными гидравлическими механизмами.
241
В выключателях напряжением 6—10 кВ, не имеющих специальных ус-
тройств для гашения дуги и обладающих невысокими отключающими спо-
собностями, масло является и изолирующим, и дугогасящим носителем. Воз-
никающая между контактами дуга взаимодействует с маслом, которое ис-
паряется, образуя газопаровую смесь, в которой дуга интенсивно охлажда-
ется и гаснет.
Широкое распространение в открытых и закрытых распредустройствах
всех напряжений получили малообъемные масляные выключатели. Масло в
этих выключателях служит, в основном, дугогасящей средой. Для изоляции
токоведущих частей друг от друга и от заземленных конструкций использу-
ется фарфор или другие твердые изолирующие материалы. Выключатели на-
пряжения 35 кВ и выше имеют фарфоровый корпус. Более широкое распро-
странение получили выключатели с пружинным и электромагнитным при-
водом на напряжение 6—10 кВ (например, ВМПП-10).
Каждый коммутационный аппарат оборудуют вспомогательными кон-
тактами в виде отдельного блока, связанного с валом выключателя, назы-
ваются они контактами КСА (контрольно-сигнализационная аппаратура).
Для выключателей напряжением 35 кВ и выше и мощностью отключе-
ния более 1000 MB A применяют выключатели колонкового типа с одним
разрывом на полюс )при напряжении 220 кВ — несколько разрывов на по-
люс). Чем больше номинальное напряжение выключателя, тем больше дли-
на дуги, при которой она гаснет, а соответственно и длина камеры.
Для обеспечения нормальной работы дугогасительных устройств, под-
вижной контакт выключателя должен перемещаться со скоростью 1—4 м/с.
Разгон контактов при отключении осуществляется за счет энергии пружин,
которые заводятся при включении аппарата. Передача усилий от отклю-
чающей пружины к подвижному контакту осуществляется механизмом вы-
ключателя — приводом. В настоящее время используется ручной, электро-
магнитный, пружинный, пневматический и пневмогидравлический привод.
Особую группу представляют выключатели на напряжение 6—10 кВ с
твердым газогенерирующим материалом. В каждой дугогасительной камере
располагают съемные вкладыши из органического стекла, которые под дей-
ствием дуги генерируют газ, в результате чего давление внутри камеры воз-
растает и когда дуга пройдет определенное расстояние, открывая попереч-
ный канал, она гаснет под действием интенсивного поперечного дутья.
8.3.3. Воздушные выключатели
Особенностью воздушных выключателей является использование энер-
гии сжатого воздуха для перемещения контактов и в качестве дугогасящей
среды. Хотя конструкция воздушных выключателей различна и зависит от
напряжения и тока отключение, объединяющим является принцип гашения
дуги.
Дугогасительное устройство сконструировано таким образом, что дуга
подвергается интенсивному воздействию потока сжатого воздуха вдоль или
поперек столба дуги. При прохождении тока через нуль температура дуги
резко снижается, а сопротивление промежутка увеличивается. Одновремен-
242
но происходит механическое разрушение дугового столба, а также вынос
заряженных частиц из промежутка. В зависимости от перемещения потока
воздуха различают камеры продольного и поперечно дутья. Выделяемая в
дуге мощность пропорциональна току и напряжению на дуге, зависящим от
ее длины. Существует оптимальное расстояние между контактами, при ко-
тором ток отключения наибольший. Время расхождения контактов не
должно превышать 1,5—2 полупериодов для уменьшения подгорания кон-
тактов и длительности горения дуги.
С ростом величины отключаемого тока становится сильнее эффект тер-
модинамического торможения из-за увеличения деионизации дугового про-
межутка, что в свою очередь уменьшает скорость нарастания электрической
прочности промежутка. Поэтому в камерах продольного дутья величина от-
ключаемого тока обратно пропорциональна скорости восстановления на-
пряжения, которую можно снижать с помощью шунтирующего сопротив-
ления. Выключатель имеет при этом два разрыва: первый — отключает пол-
ный ток КЗ при низкой скорости восстановления напряжения, второй —
отключает ток, ограниченный этим сопротивлением.
В камерах поперечного дутья образовавшаяся после расхождения кон-
тактов дуга подвергается воздействию поперечного потока воздуха, кото-
рый прижимает дугу к дугогасительным перегородкам, в щели которой втя-
гивается дуга по мере расхождения контактов, чем достигается деионизация
дугового промежутка и эффективное охлаждение. Процесс роста электриче-
ской прочности в камерах поперечного дутья значительно эффективней,
чем в камерах продольного дутья.
На напряжение 15 и 20 кВ выпускаются воздушные выключатели типа
ВВГ, на 35 кВ — ВВЭ, a BBT, ВВТК и др. — на более высокие напряжения.
8.3.4. Электромагнитные выключатели
Существенным достоинством электромагнитных выключателей являет-
ся их высокая коммутационная способность, что обеспечило их широкое
применение. После размыкания контактов дуга подвергается воздействию
электромагнитного поля и затягивается в узкую щель дугогасительной ка-
меры под действием электродинамических сил. Для уменьшения энергии,
передаваемой камере, следует увеличить сопротивление промежутка. Сопро-
тивление дуги возрастает из-за отдачи энергии дуги стенкам щели. Если со-
противление дуги больше сопротивления остальной части щели, то с его
увеличением мощность дуги падает.
При размыкании дугогасителъных контактов возникшая дуга переме-
щается вверх благодаря действию электромагнитных сил, создаваемых ка-
тушками магнитного и воздушного дутья.
Выключатели с приводом монтируются на выкатной раме и поэтому
широко используются в КРУ. Привод выключателя — пружинный.
8.3.5. Элегазовые выключатели
Элегазовые выключатели на напряжение 35, 110 и 220 кВ предназначе-
ны для коммутации в нормальных и аварийных режимах в сетях с большой
243
номинальной нагрузкой, а также для коммутации и защиты фильтроком-
пенсирующих цепей, в том числе статических тиристорных выключателей.
Отличительной особенностью этих выключателей является высокая
термическая и электродинамическая стойкость, коммутационная и механи-
ческая износостойкость. Для гашения дуги в этих выключателях использу-
ется элегаз (шестифтористая сера SF«) — инертный газ с плотностью в пять
раз больше воздуха. При температуре дуги элегаз обладает высокой тепло-
проводностью, что способствует эффективному гашению дуги. Для отклю-
чения тока в выключателях используются специальные устройства для вра-
щения дуги в атмосфере элегаза или дугогасителъные устройства с авто-
дутьем .
В качестве привода используется электромагнитный (для КРУ) или пнев-
мопривод.
8.3.6. Вакуумные выключатели
В последние годы широкое распространение получили вакуумные ком-
мутационные аппараты. Гашение дуги при коммутации электрической цепи
осуществляется в вакуумной дугогасительной камере (ВДК), состоящей из
изоляционной цилиндрической оболочки, внутри которой расположен под-
вижный и неподвижный контакты и электростатические экраны. Неподвиж-
ный контакт крепится к одному фланцу камеры, а подвижный перемещается
благодаря сильфону, соединенному с другим фланцем. Сильфон обеспечи-
вает перемещение контакта без нарушения герметичности ВДК. Экраны
предназначены для защиты оболочки от брызг и паров металла, образую-
щихся при горении дуги, а также для выравнивания распределения напряже-
ния по камере.
В оболочке ВДК из специальной газоплотной керамики (стекла) в ва-
кууме перемещается подвижной контакт торцевого типа сложной конфигу-
рации. При напряжении до 35 кВ используется одна ВДК на полюс, а при
больших напряжениях — несколько камер, соединенных последовательно.
Выпускаются вакуумные выключатели на напряжение 10 кВ для КРУ
типа КМ-1, КМ-104 и др., а также специального назначения: экскаваторные
— ВВТЭ; шахтные — ВВТШ.
На напряжение 35 кВ выпускаются выключатели выкатного типа ВВЛ-35, а
для наружной установки — ВВК-35Б, в котором повышение уровня изоля-
ции наружной поверхности ВДК достигается тем, что она помещается в
фарфоровую покрышку, залитую трансформаторным маслом. Отличием вы-
ключателей более высокого напряжения (ВВК-110 Б) является установка на
каждом полюсе четырех последовательно соединенных камер.
Камеры современных вакуумных выключателей, благодаря специально-
му подбору контактных материалов, имеют относительно малые токи среза.
Прекращение разряда в вакууме приводит к срезу тока до его естественного
перехода через нуль. С другой стороны, для ВДК характерны большие ско-
рости восстановления электрической прочности межконтактного проме-
244
жутка, что позволяет отключать им токи высокой частоты, однако это мо-
жет привести к коммутационным перенапряжениям, величина которых
опасна для силовых трансформаторов напряжением 6 и 10 кВ.
Наибольшую опасность представляют собой перенапряжения для элек-
тродвигателей, имеющих пониженные, по сравнению с трансформаторами,
уровни изоляции и в особенности пониженную импульсную прочность об-
мотки при воздействии волн с крутым фронтом.
8.3.7. Выключатели нагрузки
В тех случаях, когда длительный ток нагрузки невелик, используют вы-
ключатели нагрузки (ВН) с предохранителями.
Отключение номинальных токов нагрузки осуществляется выключате-
лем нагрузки с дугогасительным устройством, а ток КЗ — высоковольтны-
ми предохранителями.
Для гашения дуги в выключателях нагрузки используются камеры с ав-
тогазовым дутьем, с автопневматическим и с элегазовым дутьем или ваку-
умными элементами.
Автогазовое дутье осуществляется газами, которые выделяют стенки
дугогасящей камеры из газогенерирующего материала под действием высо-
кой температуры дуги.
Автопневматический выключатель нагрузки представляет собой воздуш-
ный выключатель, у которого сжатый воздух, необходимый для гашения ду-
ги, создается энергией отключающей пружины.
В выключателях с элегазовых дутьем дугогасительная камера заполня-
ется газом, поток которого, создаваемый поршневым устройством, омывает
горящую дугу.
В выключателях нагрузки с вакуумными элементами гашение дуги осу-
ществляется способом, описанным в 8.3.6.
Во время отключения без дуги сначала размыкаются главные контакты,
и весь ток перебрасывается в дугогасительный контур, в котором после рас-
хождения дугогасительных контактов между вкладышами загорается дуга.
Она имеет хороший контакт со стенками, благодаря высокой температуре
вкладыши выделяют газ, выходящий между стенкой и подвижным контак-
том: создается продольный обдув дуги и она гаснет.
Последовательно с выключателем нагрузки включают мощные предо-
хранители типа ПК, защищающие установку от КЗ. Иногда ВН снабжают
указателем срабатывания предохранителей.
Для дистанционного управления выключателями нагрузки используют
электромагнитный привод.
8.4. РЕАКТОРЫ
Реактор представляет собой катушку с неизменной индуктивностью,
служащей для ограничения токов короткого замыкания, поддержания на-
пряжения на шинах в аварийном режиме, а также для обеспечения беспере-
бойности электроснабжения.
245
Постоянная индуктивность достигается отсутствием стального сердеч-
ника. Многожильный провод соответствующего сечения наматывается в
виде катушки, которая изолируется от заземленных частей. Для равномер-
ного распределения тока по ветвям применяют транспозицию витков. Реак-
тор строится по принципу «катушка — фаза», т. е. трехфазный реактор со-
стоит из трех катушек. Катушки последовательно включаются в сеть, уве-
личивая тем самым ее сопротивление, что способствует снижению токов КЗ.
Устанавливаются реакторы на сборных шинах подстанций, распредуст-
ройств, а также на отходящих от них линиях. Применяются, в основном, в
сетях напряжением 6—10 кВ, реже 35 кВ. Изоляционным материалом для
крепления обмотки служит бетон, фарфор, дерево, а в последнее время —
синтетические материалы. В качестве обмоточного материала используют
многожильный медный или алюминиевый кабель большого сечения, кото-
рый покрывается несколькими слоями кабельной бумаги и хлопчатобумаж-
ной оплеткой. Между витками в ряду катушки и между рядами обеспечива-
ется достаточный зазор (до 45 мм) в целях улучшения охлаждения и повы-
шения электрической прочности изоляции,
Расстояние между реакторами определяется высотой опорных изолято-
ров, а так как эта высота при напряжении 6—10 кВ мала, то при больших
токах в реакторах возникают электродинамические силы, способные разо-
рвать изоляторы. В наиболее тяжелых условиях работают изоляторы верх-
ней фазы. В мощных реакторах возникают такие электродинамические си-
лы, что изоляторы не могут обеспечить достаточную электродинамическую
стойкость и в этом случае их устанавливают горизонтально.
При напряжении больше 35 кВ и в открытых распредустройствах при-
меняются масляные реакторы. При этом обмотка наматывается на изоля-
ционный каркас и погружается в стальной бак с трансформаторным мас-
лом. Это позволят улучшить охлаждение обмотки и уменьшить расстояние
между обмоткой и заземленными частями. Вводы в реактор осуществляют-
ся через проходные изоляторы.
Так как переменный магнитный поток реактора будет замыкаться по
баку, что приведет к нагреву его до недопустимых температур, внутри него
устанавливается экран в виде короткозамкнутой обмотки, которая увели-
чивает магнитное сопротивление цепи и следовательно, уменьшает магнит-
ный поток, замыкающийся через бак. В отдельных конструкциях для дос-
тижения того же эффекта используют магнитные шунты.
Основными параметрами реактора являются номинальные напряжение
С7Ном и ток /„ом, относительное индуктивное сопротивление реактора
% = 7"°м р^р "Б юо г = (0/, (8.3)
Р г г 7 Р v 7
ном
а также индуктивность:
10 X %(/ном
L =---------(8.4)
Ломр 2Я/73
246
которая определяется числом витков реактора и его размерами.
Наибольший ток короткого замыкания, проходящий через реактор:
Если Ур % < 3, то при расчете токов КЗ желательно учитывать сопро-
тивление источника питания.
Стремление к уменьшению падения напряжения на шинах подстанции в
нормальном режиме, упрощению распредустройств способствовало созда-
нию сдвоенных реакторов. Каждая трехфазная группа реакторов размеща-
ется в специальной ячейке распредустройства. Применение сдвоенных реак-
торов уменьшило количество фидерных ячеек вдвое при том же числе отхо-
дящих линий, а также ячеек для размещения реакторов.
Обмотки реакторов соседних ветвей располагают так, что между ними
существует сильная магнитная связь. В нормальном режиме магнитные по-
ля их направлены встречно, в результате чего индуктивное сопротивление
ветви падает из-за размагничивающего действия второй половины. Соот-
ветственно уменьшается и падение напряжения на ветви реактора.
При КЗ на линиях, отходящих от реактора, возникают большие элек-
тродинамические силы между ветвями, во-первых, из-за того, что ветви
близко расположены, и во-вторых, возрастает ток КЗ, так как падает реак-
тивное сопротивление ветвей.
Если же одна ветвь реактора разомкнута, а во второй произошло КЗ, то
в первой ветви наводится ЭДС, определяемая по формуле
Е = 1кркХръ, (8.6)
где 7к р —ток КЗ; Хр в — сопротивление ветви реактора; к — коэффициент
связи между ветвями.
Эта ЭДС, складываясь с напряжением сети, вызывает коммутационные
перенапряжения в первой ветви, для снижения которых коэффициент связи
принимается 0,3 — 0,5.
Реакторы допускают вертикальную, горизонтальную и ступенчатую ус-
тановку.
8.5. ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ
Включение измерительных приборов и исполнительных реле в установ-
ках напряжением выше 1 кВ производится через измерительные трансфор-
маторы напряжения — для измерения напряжения и трансформаторы тока
— для измерения тока.
Назначение измерительных трансформаторов состоит в том, чтобы от-
делить реле релейной защиты и измерительные трансформаторы от цепей
напряжением выше 1 кВ и снизить напряжение и ток до величин, удобных
для измерения.
247
8.5.1. Измерительные трансформаторы тока (ТТ)
В качестве измерительных преобразователей тока, являющихся источ-
ником информации о токе защищаемых и контролируемых элементов сис-
темы электроснабжения используются трансформаторы тока с замкнутым
ферромагнитным сердечником. ТТ обеспечивают стандартное значение вто-
ричного тока (5 или 1 А) при различном первичном токе.
Особенностью ТТ является то, что величина первичного тока 1\ не зави-
сит от тока нагрузки h во вторичной обмотке, наличия самой нагрузки, ра-
зомкнута или замкнута вторичная обмотка.
Первичная обмотка ТТ, выполняемая толстым проводом, имеет несколько
витков и включается последовательно в измеряемую или защищаемую цепь,
а к вторичной обмотке, имеющей большое число витков, присоединяются
последовательно соединенные реле и приборы. Часто ТТ выполняют с не-
сколькими сердечниками, тогда первичная обмотка является общей для всех
(рис. 8.1).
Основными параметрами ТТ являются:
• номинальное напряжение — линейное напряжение системы, опреде-
ляющее изоляцию между первичной обмоткой, находящейся под высшим
потенциалом, и вторичной, один конец которой заземлен;
• номинальный первичный и вторичный токи — длительные токи пер-
вичной и вторичной обмоток, которые пропускает ТТ;
• номинальный коэффициент трансформации — отношение номиналь-
ного первичного тока ТТ к номинальному вторичному:
2 2 ном
• погрешность — поскольку действительный коэффициент трансфор-
мации не равен номинальному вследствие потерь в трансформаторе, воз-
можны ложные срабатывания релейной защиты из-за неточного преобразо-
вания первичного тока защищаемого объекта, поэтому к ТТ предъявляются
определенные требования по точности преобразования тока.
О том, что ток 12 не соответствует току 7, (т. е. не равен 7/) можно убедить-
ся из схемы замещения ТТ и векторной диаграммы (см. рис. 8.1, в, г), все ве-
личины в векторной диаграмме приведены ко вторичной обмотке ТТ, ток
которой 72 принят за исходный.
Различают три вида погрешностей ТТ: токовую, полную и угловую.
Токовая погрешность / представляет собой арифметическую разность
действующих значений вторичного и приведенного ко вторичной обмотке
первичного тока в процентах к приведенному первичному току, т. е.
248
Рис. 8.1. Общая схема трансформатора тока (а), схема присоединения (б), схема замещения
(в) и векторная диаграмма (г)
Z2 Л /^т
Л /^т
100% =
—-—1
Л /^т
100%.
(8.8)
Токовая погрешность определяется намагничивающим током I' и за-
висит от кратности т первичного тока,
(8-9)
где Л — действительное значение первичного тока.
При увеличении т магнитопровод ТТ насыщается и погрешность воз-
растает, поэтому предельной для ТТ является кратность ?и10, при которой
/ = 10%.
249
Полная погрешность е также определяется током намагничивания и
учитывает наличие в токах h и 1НОм высших гармоник в результате насыще-
ния стали ТТ:
£ = уЧОО. (8.10)
Угловая погрешность 5 определяется наличием /Ном и характеризует фа-
зовый сдвиг между первичным и вторичными токами ТТ. Для токовой за-
щиты линий токовая погрешность / не должна превышать 10 % при токе
КЗ, равном току срабатывания защиты. Для дифференциальной защиты не-
обходимо обеспечить условие е < 10 %, при этом угловая погрешность со-
ставляет несколько электрических градусов, что вполне приемлемо для ре-
лейных защит в СЭ.
Используя кривые предельной кратности т\о = / (ZHarp) даваемые заво-
дом-изготовителем, можно подобрать соответствующие ТТ, способные пи-
тать релейную защиту при е < 10 %. Если же тип ТТ задан, то необходимо
подобрать такую нагрузку его вторичной цепи, которая не превышала бы с
учетом схемы соединения допустимую для данного типа трансформатора
нагрузку.
В обычных электромагнитных ТТ первичная и вторичная обмотки распо-
ложены на одном магнитопроводе, что требует тщательной изоляции его пер-
вичной обмотки от заземленных элементов и вторичной обмотки. Современ-
ные ТТ напряжением до 20 кВ имеют литую изоляцию и предназначены для ус-
тановки в закрытых помещениях (ТПЛ, ТПОЛ, ТПШЛ). В сетях напряжением
35—220 кВ для наружной установки ТТ выполняются с масляной изоляцией
(ТФЗМ, ТФН). Исключение составляют ТТ на элегазовых подстанциях, где
элегаз является естественной изоляцией их первичной обмотки.
8.5.2. Трансформаторы напряжения (ТН)
Измерительные ТН предназначены для преобразования с высокой точ-
ностью напряжения, подаваемого на их ввод, в пропорциональное напря-
жение, уровень которого зависит от включаемых измерительных приборов,
устройств релейной защиты и автоматики. При напряжении до 330 кВ ис-
пользуются электромагнитные ТН.
Принцип работы аналогичен работе силового трансформатора (рис. 8.2, а).
Обычно за номинальное вторичное напряжение принимают 100 В или
100 / у/з В, что позволяет для измерения любого напряжения использовать
од-ни и те же измерительные приборы.
Первичная обмотка ТН изолируется от вторичной соответственно клас-
су напряжения установки. Для безопасности обслуживания один конец вто-
ричной обмотки заземляется.
Основными параметрами ТН является:
250
• номинальное напряжение обмотки — напряжение на первичной и вто-
ричной обмотке, указанное в паспорте TH;
• номинальный коэффициент трансформации — отношение номиналь-
ного первичного напряжения TH к его вторичному напряжению,
^ном = ^-. (8.11)
^2 ном
В паспорте коэффициент трансформации указывается в виде дроби: в
числителе U\ Ном, в знаменателе— 77г ном (например, 6000/100);
• погрешность', различают погрешность по напряжению и угловую.
Погрешность по напряжению (в %) определяют уравнением
где U\ — напряжение первичной обмотки; lh — напряжение на зажимах
вторичной обмотки.
Если (71ном/^2ном = А’ном, то погрешность равна нулю.
Угловой погрешностью считается угол между первичным напряжением
и повернутым на 180° вторичным напряжением. Если вторичное напряже-
ние опережает первичное, то погрешность будет положительной.
Погрешность TH в процентах определяется классом точности и являет-
ся результатом активных и реактивных потерь в трансформаторе, что видно
из схемы его замещения и соответствующей ей векторной диаграммы (рис.
8.2 б, в). Все величины приведены к первичной обмотке. Поток Ф создает
вторичную ЭДС Е2, отстающую на 90° относительно потока. Под действи-
ем этой ЭДС во вторичной цепи возникает ток 7/, который, проходя по на-
грузке /?2' и Х2 , вызывает напряжениеU2 . Помимо этого напряжения со-
здается потеря напряжения на сопротивлении вторичной обмотки г2 и х2.
Напряжение 77/ и ДТ/2' равны ЭДС Е2 .
Так как намагничивающий ток /’ам опережает поток Ф, в первичной
обмотке создается падение напряжения I\ (г, + jxi). Ампервитки первичной,
вторичной и намагничивающей ветвей находятся в соотношении:
A = Аам — A W2 ИЛИ А = 7^ам - i2.
Тогда Д (п +jxi) = 7„ам (п +jxi) -(/2) (г! +jxt)
и Ui=^(ri+jxi) + (- 12)(п + г2')+(-Г2) (xi + х2) -U2 . (8.13)
Погрешность появляется из-за активных и реактивных сопротивлений
трансформатора и из-за наличия тока холостого хода, т. е. в конечном итоге
251
a
Рис. 8.2. Схемы трансформатора напряжения (а) и замещения (0, векторная диаграмма (в)
) sin(p2
--------100%. (8.14)
/1нам (r1sinv + xlcos^') + /2 Г/j +r2 lcos(p2 + (x, +x2
MJ % =-----------------------Ь-----d-------1-----
Таким образом, погрешность определяется током холостого хода и то-
ком нагрузки. Для того чтобы уменьшить погрешность по напряжению,
снижают активное и реактивное сопротивление обмотки.
При заданном напряжении U\ величина намагничивающего тока прак-
тически постоянна, а с уменьшением нагрузки ток 12 растет и погрешность
возрастает. На величину погрешности влияет и характер нагрузки (cos <рНОм):
с ростом угла погрешность увеличивается.
На рис. 8.3 для примера приведены зависимости погрешности от мощ-
ности нагрузки ТН типа НОМ-35 для разных cos <рНом.
Компенсации угловой погрешности можно добиться применением спе-
циальных компенсирующих обмоток.
Номинальная вторичная нагрузка — наибольшая (при cos (рНом = 0,8)
снимаемая с трансформатора мощность при условии, что его погрешность
не выходит за пределы заданного класса:
U2 и22
i2=~-> Р2=и212=~-, (8.15)
Z2 Z2
Так как точность ТН зависит от вида нагрузки, то для измерения требу-
ется класс точности не менее 0,5 при напряжении (0,8 - 1,5) {7НОм. Для других
целей допускается большая погрешность. В отличие от ТТ выход ТН общий
и для цепей измерения, и цепей релейной защиты.
Наибольшее распространение получили масляные одно- и трехфазные
ТН. Однофазные типа НОМ выпускаются на напряжение от 6 до 35 кВ и
имеют одну вторичную обмотку на напряжение 100 В. На номинальное на-
пряжение от 15 до 35 кВ выпускаются однофазные трансформаторы ЗНОМ,
у которых один из вводов всегда заземлен. На первичную обмотку ЗНОМ
подается в нормальном режиме фазное напряжение t/ном/>/з, поэтому при
замыканиях на землю первичное напряжение может возрасти до t/ном.
У ТН такого типа две вторичные обмотки: номинальное напряжение од-
ной из них W2 составляет 100/л/з , а другой — 100/3 В. Обмотки W2 вклю-
чаются в разомкнутый треугольник и предназначены для выделения вто-
ричного напряжения нулевой последовательности, равного 100 В при ме-
таллическом замыкании на землю в сети с изолированной или компенсиро-
ванной нейтралью.
Трехфазные масляные трансформаторы НТМИ выпускаются на напря-
жение до 20 кВ. Они имеют две вторичные обмотк. Вторичные обмотки
предназначены для получения вторичного фазного напряжения и выделе-
ния напряжения нулевой последовательности. Номинальное напряжение
253
Рис. 8.3. Зависимости погрешности по направлению (а) и угловой погрешности (б) от мощно-
сти нагрузки
каждой из фазных обмоток— 100/л/з В, а обмоток, соединенных в разомк-
нутый треугольник— 100/3 В (рис. 8.4).
Для внутренней установки, а особенно для КРУ, предназначены TH с ли
той изоляцией на напряжение 35 кВ (ЗНОЛТ; ЗНОЛ; НОЛ).
В сетях напряжением 110—220 кВ используются TH с индукционными
делителями напряжения, называемые, иногда, каскадными (НКФ).
В воздушных сетях напряжением 6, 10 кВ с изолированной или компен-
сированной нейтралью при перемежающихся замыканиях наблюдаются ча-
стые случаи выхода из строя НТМИ, ЗНОМ, ЗНОЛ, первичные обмотки
которых включены на напряжения фаз относительно земли.
8.6. ИЗОЛЯТОРЫ И ШИНЫ
Для присоединения электроустановок и отходящих линий на подстан-
циях и в распредустройствах используются специальные проводники — элек-
тротехнические шины. Выпускаются они медными и алюминиевыми, по кон-
струкции бывают жесткими и гибкими. Применяются в виде прямоуголь-
ных полос, трубок, круглых стержней.
Медные шины (согласно ГОСТ 434—88) применяют в условиях, где ок-
ружающая среда способствует коррозии. Выпускаются шины медные мяг-
кие, твердые и твердые из бескислородной меди, толщиной от 4 до 30 мм,
шириной от 16 до 120 мм; сечением от 180 до 1500 мм2.
Неизолированные алюминиевые шины прямоугольного сечения (типа
ШАТ) изготавливаются из твердой алюминиевой проволоки и предназна-
чены для токопроводов, распределительных устройств, сборок и др. Шины
выпускаются без термической обработки и закаленные: естественно или ис-
кусственно состаренные. Прессованные шины выпускаются сечением 0,3 —
258 мм2 при ширине от 6 до 500 мм и толщине от 3 до 110 мм.
При длительном использовании максимума нагрузки, при ее высоких
удельных плотностях, а также концентрированном расположении мощных
254
|mI |m| |m| |m| |m| [m
ABC
X
KV1 KV2 KV3
П п n KM KV5 KV6 KV7 KV8 KV9
ABC
A x
A x
A x x________a
x a.
x a.
Рис. 8.4. Схемы включения обмоток TH и реле напряжения
электроустановок для распределения электроэнергии используются шино-
проводы или гибкие токопроводы напряжением 6—35 кВ.
Токопроводы выгодно применять при нагрузке 1500—6000 А, однако в
диапазоне 1000—1500 А рекомендуется проводить технико-экономическое
сравнение вариантов.
Выбор токопровода того или иного типа должен быть обоснован техни-
ко-экономически с учетом стоимости территории, отводимой под коридор
для трассы токопровода.
Жесткие симметричные токопроводы для указанной нагрузки дешевле
кабельной линии при одинаковой пропускной способности в 2 раза, а при
одинаковых потерях — 1,05—1,43 раза при значительно большей пропуск-
ной способности по сравнению с кабелями.
При блочном способе компоновки промплощадок горных предприятий
жесткие токопроводы рекомендуются для соединения выводов вторичных
обмоток силовых трансформаторов 110—35/10—6 кВ подстанций глубоко-
го ввода (ПГВ) с ЗРУ 6 (10) кВ.
Шинопроводы напряжением до 1 кВ, выполненные закрытыми, защи-
щенными, пыленепроницаемыми и брызгозащищеиными, используются в
РУ и подстанциях на обогатительных и брикетных фабриках, в электровоз-
ных депо разрезов и др.
Подвеска проводов воздушных линий на опорах, установка шин в раз-
личных распредустройствах, передача электроэнергии от силовых транс-
форматоров к ЗРУ осуществляется при помощи изоляторов.
По конструкции изоляторы делятся на штыревые, закрепленные жестко
на крючках и штырях, подвесные, составленные из нескольких гибко сочле-
ненных отдельных изоляторов, опорные для крепления шин и элементов
электрических аппаратов, а также проходные для ввода в закрытые распре-
дустройства.
8.7. ПРЕДОХРАНИТЕЛИ
Предохранители — это устройства, защищающие установки от перегруз-
ки и токов КЗ.
Основными элементами предохранителя являются плавкая вставка, вклю-
чаемая в рассечку защищаемой цепи, и дугогасительное устройство, гася-
щее возникшую после перегорания плавкой вставки дугу.
К предохранителям предъявляется ряд требований, основными из кото-
рых являются следующие: ампер-секундная характеристика предохранителя
должна проходить возможно ближе (но ниже) к характеристике защищаемо-
го объекта; предохранители должны срабатывать селективно; характери-
стика его должна быть стабильной и разброс параметров не должен нару-
шать его защитные свойства.
Основной характеристикой предохранителя является его токовременная
характеристика, т. е. зависимость времени плавления вставки от протекаю-
256
щего тока (рис. 8.5). При небольших перегрузках (1,5 ... 2,0) 1НОм нагрев пре-
дохранителя протекает медленно.
Ток, при котором плавкая вставка перегорает, достигнув установив-
шейся температуры, называется пограничным током. Вставка в виде тонкой
проволоки или пластинки специальной конфигурации выбирается с высо-
кой проводимостью и низкой температурой плавления. Расплавление встав-
ки должно проходить за возможно меньший промежуток времени, чтобы не
подвергать электроустановку воздействию больших токов. Ток и время
плавления зависят от материала вставки, площади ее поперечного сечения,
длины, температуры окружающей среды, состояния контактов предохрани-
теля и т. д. Металл плавкой вставки — медь, серебро, цинк, свинец.
Для уменьшения объема расплавленного металла, а также для увеличения
быстродействия при КЗ плавкие вставки изготавливают с несколькими па-
Рис. 8.5. Токовременные характеристики предохранителей
257
раллельными ветвями, что улучшает условие охлаждения вставки и лучше
используется объем патрона для рассеяния энергии дуги.
Конструкция плавкой вставки предусматривает несколько коротких и
узких перешейков, представляющих значительное сопротивление и ограни-
чивающих ток, что увеличивает разрывную способность и снижает время
срабатывания предохранителя.
Основным параметром предохранителя при коротком замыкании явля-
ется предельный ток отключения — ток, который он может отключить при
восстанавливающемся напряжении, равном рабочему напряжению.
Полное время работы предохранителя определяется как
/р — /пл + /перех "I" /дуги, (8.16)
где /пл — время нагрева вставки до температуры плавления; /пеРех — время
перехода из твердого состояния в жидкое; /дуГи—время гашения дуги.
Для предохранителей с воздухом полное время определяется по формуле
(8-17)
где А' и А" — постоянные, определяемые только физическими характери-
стиками материала вставки; s — сечение плавкой вставки; 1к—ток КЗ; к0 —
коэффициент, учитывающий длительность процесса гашения (ко = 1,2+1,3);
п—коэффициент, учитывающий преждевременное разрушение вставки (п = 3).
В предохранителях с мелкозернистым наполнителем разрушение встав-
ки до полного ее плавления менее вероятно и определяется временем
„2
'₽ =(л' +Л');г^’
(8.18)
где кд—коэффициент, учитывающий время горения дуги.
Наличие суженных перешейков позволяет резко снизить время с момен-
та начала КЗ до появления дуги, т. е. процесс гашения дуги начинается еще
до установившегося тока КЗ. Современные средства дугогашения позволя-
ют погасить ее за тысячные доли секунды. Таким образом, предохранитель
может отключить поврежденную цепь с токоограничением.
Принцип работы предохранителей в сетях напряжением до и выше 1 кВ
практически одинаков, однако в связи с высоким значением восстанавли-
вающегося напряжения в сетях напряжением выше 1 кВ процесс гашения дуги
усложняется, что отражается на размерах и конструкции предохранителя.
8.8. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ
8.8.1. Общие сведения
Для электрических аппаратов, изоляторов и токоведущих частей в ус-
ловиях эксплуатации характерны продолжительный режим работы, режим
перегрузки и режим КЗ.
258
В продолжительном режиме надежная работа указанных элементов обе-
спечивается обоснованным выбором по номинальному току и номинальному
напряжению.
В режиме перегрузки надежная работа обеспечивается ограничением со-
ответствующей нагрузки и напряжения в пределах, гарантирующих нор-
мальную работу элементов за счет нормированного запаса прочности.
В режиме короткого замыкания надежная работа электрических аппара-
тов, изоляторов и токоведущих частей обеспечивается соответствующим вы-
бором по условиям термической и электродинамической стойкости.
При выборе аппаратов и параметров токоведущих частей следует учитывать
род установки, температуру окружающей среды, влажность и загрязненность.
Выбор по номинальному току. При этом необходимо, чтобы максималь-
ный рабочий ток цепи за время t > ЗТ не превышал номинального тока ап-
парата, т. е.
Ip. max — Люм. а* (8.19)
Максимальный рабочий ток принимается различным для разных элемен-
тов системы электроснабжения: для генераторов — при работе с номиналь-
ной мощностью и напряжением, меньшим на 5 % относительно номинально-
го; для сборных шин станций и подстанций и шин в цепях секционных ап-
паратов — при наиболее тяжелых условиях эксплуатационного режима; для
силовых трансформаторов — при использовании их перегрузочной способ-
ности; для цепей параллельных линий — при отключении одной из них.
Нормальная работа аппаратов обеспечивается при температуре
жающей среды 0НОМ = ± 35 °C.
Если фактическая температура окружающей среды превышает
нальную, то длительно допустимый ток определяется по выражению:
окру-
номи-
о.с
(8.20)
J' _ J / ®доп ®о-е _ J |®ном ®о.с
У '‘“'доп — '‘“‘ном ’
где 0доп — допустимая температура для отдельных частей аппарата.
При 0О. с < 35 °C номинальный ток можно увеличить на 0,05/НОм. а на каж-
дый градус снижения температуры сверх +35 °C, но не более 20 % от /ном. а-
Выбор по номинальному напряжению. Номинальное напряжение аппара-
тов, соответствующее уровню их изоляции, позволяет им надежно работать
при напряжении (1,10-5-1,15) (7Ном- Так как в условиях эксплуатации фактиче-
ская величина напряжения не превышает указанного предела, то достаточ-
ным условием выбора будет:
(Аюм. а — ^Аюм. с>
где Uнои. а — номинальное напряжение установки.
(8.21)
259
Выбранные по номинальным параметрам элементы системы электро-
снабжения необходимо проверить на электродинамическую и термическую
стойкость по отношению к токам КЗ. Помимо этого выключатели, выклю-
чатели нагрузки и предохранители должны быть проверены по отключаю-
щей способности.
Проверка на электродинамическую стойкость. При проверке на элек-
тродинамическую стойкость должно соблюдаться условие
U (8-22)
где iH Эд — амплитуда максимально допустимого тока, характеризующего
электродинамическую стойкость; i? расч — ударный ток КЗ.
При определении ударного тока КЗ исходят из расчетного вида КЗ в раз-
личных сетях. В сетях напряжением до 35 кВ, где принят режим с изолирован-
ной нейтралью, расчетным видом является режим трехфазного КЗ, а в сетях на-
пряжением ПО кВ и выше, где преобладает режим с заземленной нейтралью,
ориентируются на тот вид КЗ, при котором ток в поврежденной фазе будет
наибольшим.
Проверка на термическую стойкость. Чтобы у проводников и аппаратов
температура не превышала максимально допустимой при прохождении через
них тока КЗ, должно соблюдаться следующее условие:
I2 t = I21 ;
ном тс ном тс 00 п ’
(8.23)
где /„ом. т.с — номинальный ток термической стойкости, который может вы-
держать аппарат в течение /Ном. т.с по данным завода-изготовителя. В каталогах
заводом-изготовителем для аппаратов приводятся значения /НОм. т.с для времени
5 или 10 с; Ц—установившийся ток КЗ в цепи выбираемого аппарата; /п—при-
веденное время действия тока КЗ.
Под приведенным временем понимают время, в течение которого устано-
вившийся ток КЗ выделяет такое же количество тепла, как и действительный
ток, изменяющийся в процессе КЗ за действительное время /отк;
tn~ tnn + tna, (8.24)
где („л — приведенное время для периодической слагающей тока КЗ; — при-
веденное время для апериодической слагающей тока КЗ.
Время /„л можно определить по зависимостям -f
где /' — периодическая слагающая тока КЗ (см. рис. 6.32).
Если источником питания является система неограниченной мощности, то
?пп 1<пк. (8.25
260
Для апериодической слагающей время определяется по формуле
Zna = 0,05 (р")2. (8.26)
При /отк > 1 с величиной Zna можно пренебречь.
Приведенное время на практике определяется суммой собственного
времени срабатывания выключателя Zc. в = 0,15-^0,20 и минимального време-
ни действия релейной защиты zp.3 = 0,02 + 0,06 с.
Согласно ПУЭ не проверяются:
• на электродинамическую стойкость — аппараты и проводники при
Лом < 60 А, защищаемые плавкими вставками;
• на термическую стойкость — аппараты и проводники, независимо от
номинального тока, защищаемые плавкими вставками;
• на электродинамическую и термическую стойкость — аппараты и
ошиновка цепей трансформаторов напряжения, при установке их в одном
помещении.
8.8.2. Выбор и проверка разъединителей
Разъединители выбираются по номинальному напряжению (8.21), дли-
тельному номинальному току (8.19) и проверяются на электродинамиче-
скую и термическую стойкость (8.22) и (8.23), конструктивному исполнению
и условиям работы.
В связи с тем, что в эксплуатации находится большое количество отде-
лителей и короткозамыкателей, то следует указать, что выбор отделителей
не отличается от выбора разъединителей, а для короткозамыкателей исклю-
чен выбор по длительному номинальному току в силу выполняемых этим ап-
паратом функций.
Выбор шинных разъединителей, установленных за реактором, произво-
дят по току КЗ за реактором, т. е. с учетом ограничения тока КЗ.
8.8.3. Выбор и проверка выключателей
Выключатели напряжением выше 1 кВ выбирают по конструктивному
исполнению, условиям работы (для внутренней или наружной установки) и
по следующим параметрам:
по номинальному напряжению, кВ Unott. а> 1/НОм. с;
по длительному току, А 1КОЫ. а > /р. таХ;
по току отключения, кА I „„ mvn > I ATV„ ;
J ? НОМ ОТКЛ Р ОТКЛ 7 'У'ЛХ
_ . f (о. ZI)
по мощности отключения, тыс. кВ • А 5НОМ откл > 5р откл ,
где Лом. откл и Shom. откл — соответственно номинальные ток и мощность от-
ключения; /р. откл и 5Р. откл — соответственно расчетные ток и мощность от-
ключения.
При практических расчетах можно принять, что
для выключателей с zc. в = 0,1с, /0Ткл = 10*т,
а При Zc. в < 0,1С, /откл = 1Л Сил >
261
где tc. в—собственное время срабатывания выключателя:
/с. в = 0,15-ь0,20 с—для небыстродействующих выключателей;
tc.e= 0,1 с—для быстродействующих.
При проверке выключателей на электродинамическую стойкость долж-
но соблюдаться условие:
i >/(3),
НОМ ЭД — У р ’
а на термическую стойкость:
^ВОМ ТС тс ~ /°° лАп »
где /ном эд и /ном. тс — соответственно номинальные (гарантированные) токи
электродинамической и термической стойкости.
8.8.4. Выбор и проверка предохранителей
Надежная работа предохранителей обеспечивается выбором по номи-
нальному току, номинальному напряжению, предельно отключаемому току
(мощности), конструктивному исполнению и роду установки.
При выборе по номинальному току должно соблюдаться соотношение:
/ном. пр — /р. max-
Условие выбора по напряжению:
Uном. пр = и», у.
Соотношение иИои .пр < U». у недопустимо, а иИои. пр > UH.y — не рекомен-
дуется, так как это приводит к опасным для электрооборудования перена-
пряжению, изменению условий гашения дуги и ухудшению защитных ха-
рактеристик самого предохранителя.
При выборе предохранителя по предельно отключаемому току или
мощности
/пр. ОТКЛ — Г ИЛИ Snp. ОТКЛ “ S' ,
где 7Пр. откл и SnP. откл—предельные ток отключения и мощность, при которых
надежно срабатывает предохранитель.
Невыполнение этого соотношения приводит к увеличению времени го-
рения дуги и разрушению предохранителя.
Правильно выбранная плавкая вставка должна надежно работать как
при постоянном характере нагрузки, так и при допустимых перегрузках, т. е.
/ном. вст — /р. max»
/
Ломвст^ —> (8-28)
а
где /пер—ток кратковременной перегрузки (для одного электродвигателя —
/р); ot—коэффициент, зависящий от типа электроустановки и его пускового
режима. Рекомендуют а = 2,5 для легких пусков и а = 1,6 + 2,0—для частых
пусков с затяжными разгонами.
262
Если предохранитель защищает магистраль, питающую несколько элек-
тродвигателей или смешанную нагрузку, то вставка выбирается по условию:
/номют *—+К0 24™, . (8-29)
а >=1
где 1П — пусковой ток наиболее мощного электродвигателя; Ко — коэффи-
циент одновременности работы электродвигателей; п — количество элек-
тродвигателей, питающихся от магистрали; /р. тах; — максимально рабочий
ток i-ro электродвигателя.
Поскольку в короткозамкнутой цепи резко падает напряжение и кон-
такторы могут отключиться раньше, чем сработает предохранитель, плав-
кую вставку можно выбрать по току КЗ на выводах обмотки статора, т. е:
I?
(МО)
а
где а = 20-5-25.
Если магнитный пускатель или контактор установлен на щите или на ка-
бельной сборке вблизи предохранителя, то а = 10+15, так как при КЗ на вы-
водах защищаемого электродвигателя остаточное напряжение в месте уста-
новки контактора будет больше напряжения его отпадания, т. е. (0,4 + 0,6) С7Ном.
Если предохранители используются для обеспечения селективности, то
необходимо согласовать их характеристики, т. е. сопоставить сечения плав-
ких вставок, учитывая материал, из которого они изготовлены, т. е. найти
коэффициент
5,
0=—,
S2
где л, — сечение плавкой вставки, ближе расположенной к источнику пита-
ния; 52—сечение плавкой вставки, расположенной ближе к нагрузке.
Значение 0 сравнивают с каталожным. Если 0 > 0табл, то селективность
будет обеспечена.
8.8.5. Выбор и проверка выключателей нагрузки
Выключатели нагрузки, состоящие из выключающего устройства неав-
томатического действия и предохранителей, выбираются по номинальному
току (8.19), номинальному напряжению (8.21), отключающей способности
(8.27) и проверяются на электродинамическую и термическую стойкость по
формулам (8.22) и (8.23).
Предохранители выбираются для них по номинальному току, отключа-
емому току или отключаемой мощности.
Если предохранители установлены до выключателя, то проверку на элек-
тродинамическую и термическую стойкость не производят, так как плавкая
вставка при КЗ перегорает значительно раньше, чем ударный ток КЗ дости-
гает своего амплитудного значения.
263
8.8.6. Выбор и проверка изоляторов
Изоляторы всех видов выбираются по номинальному напряжению, ро-
ду установки и допустимой механической нагрузке. Проходные изоляторы
выбирают и по номинальному току. Так как изоляторы надежно работают
при напряжениях, превышающих номинальные на 10—15 % (изоляторы до
35 кВ включительно — на 15 %, а при £7Ном =110-5-220 кВ — на 10 %), а рабо-
чее напряжение электроустановок не превышает иноы на 5—10 %, то доста-
точно соблюсти условие С7Ном. ИЗ — UhOM. у.
При выборе по роду установки следует учитывать наружная или внут-
ренняя установка.
Условие выбора по допустимой механической нагрузке следующее:
Fp ~ -fflon, (8.31)
где Гдоп — допустимая механическая нагрузка на изолятор; Fp — расчетная
механическая нагрузка, для изоляторов
опорных Fp = F3>; проходных Fp = 0,5F3>,
где F3>—действующая на шины сила при протекании ударного тока КЗ,
F(3) = 1,76 (i‘3) V - 10-7, (8.32)
а
где г‘3) — ударный ток КЗ, А; I — расстояние между опорными изолятора-
ми; а—расстояние между осями смежных фаз.
При выборе изоляторов обязательно следует учитывать способ уста-
новки шины на головке изолятора (рис. 8.6), что определяет его выбор по
условию механической прочности.
При установке шины плашмя
Fp = 0,6 Fpasp, (8.33)
где Fpa3p — разрушающее усилие на изгиб (по паспорту).
При расположении шины на «ребро»
Ff=Fv¥-=FvKh, (8.34)
Г1
где Kh — коэффициент снижения нагрузки при расположении шин на «реб-
ро»; Н, FT — плечи приложения сил [37]. Проходные изоляторы выбирают
по току при условии, что
7ном. а — 7р. max-
Допустимый ток термической стойкости для проходных изоляторов и
линейных выводов:
264
И /Г i
77777777777777777b 7^7777777777777777
Рис. 8.6. Способы установки шин на изоляторе:
а — плашмя; б— на «ребро»
/ном. ТС “ /оо, (8.35)
где /„ом. тс — номинальный ток термической стойкости.
8.8.7. Расчет шин
Определяющим при расчете шин является длительно допустимый ток
нагрузки. Согласно ПУЭ сечение сборных шин распределительных уст-
ройств всех напряжений, а также шин временных установок по экономиче-
ской плотности тока не выбирают, т. к. нагрузка по всей их длине неравно-
мерна, а некоторые ее участки нагружены ниже номинального тока. Этим
снижаются потери энергии в шинах.
Длительно допустимый ток для прямоугольных шин:
/доп Ki К2 КЗ/доп. од, (8.36")
где Ki — поправочный коэффициент при расположении шин плашмя (ki = 0,95);
К2 — поправочный коэффициент, определяющий длительно допустимый ток
многополосных шин; кз — поправочный коэффициент для шин при темпе-
ратуре окружающей среды 0О. с, отличной от 0НОм. о. с = +25 °C; 1аоп. од— дли-
тельно допустимый ТОК ДЛЯ ОДНОЙ ПОЛОСЫ при 0ш = 70 °C, 0доп. о. с = +25 ° С и
расположения шин на «ребро».
Для обеспечения электродинамической стойкости шин при ударных то-
ках КЗ необходимо, чтобы расчетное напряжение в шине ар не превышало
допустимого Одоп для определенного материала шины, т. е.
(Тр — Одоп- (8.37)
Если это условие не соблюдается, то следует увеличить сечение шины.
265
Для вычисления расчетного напряжения определяют:
1. Силу, действующую на шины при протекании ударного тока КЗ Fp3)
(8.32).
2. Изгибающий момент
при одном или двух пролетах
Гр(3>/
м = —
8
(8.38)
(8.39)
(8.40)
(8.41)
при большем числе пролетов
Fp(3)/
М =——.
10
3. Момент сопротивления изгибу для прямоугольных шин, располо-
женных в одной плоскости и установленных
b1 h bh2
на «ребро» — W =----; плашмя — W =----;
6 6
nd2
для круглых шин—W = -^-~0,ld ,
где b и h — соответственно толщина и ширина (высота) шины; d—диаметр
круглых и трубчатых шин.
4. Расчетное напряжение на изгиб
М
ст₽ W
Для многополосных шин, собранных из отдельных полос, суммарное
механическое напряжение в полосе определяется напряжением от воздейст-
вия между фазами (8.41) и напряжением от воздействия полос одной фазы,
входящих в пакет:
f
(8.42)
°" =—Г"’
2b2h
где /„ — усилие, приходящееся на 1 м длины, от взаимодействия между по-
лосами пакета
(8.43)
Л = 3——— ю-7,
ь
vjifi 5 — коэффициент, определяемый количеством полос в шине; 1„ — рас-
стояние между прокладками пакета (рис. 8.7),
(8.44)
266
Л — коэффициент, определяемый материалом шин и числом полос.
Таким образом, суммарное механическое напряжение
Минимальное сечение шины по термической стойкости
(8-45)
где а—термический коэффициент, зависисящий от материала шин.
Выбранная шинная конструкция в ряде случаев проверяется по условиям
механического резонанса, который наступает, когда частота собственных
колебаний fc шин совпадает с критическими частотами изменения электро-
динамических усилий при КЗ или близка к ним. Возникающие при этом пе-
ренапряжения вызывают остаточные деформации и разрушение шин или
изоляторов. Резонанс исключается, если частоты собственных колебаний
элементов (изоляторы, прокладки, планки) находятся за пределами крити-
ческих частот (30—155 Гц), т. е./с - /кр-
На горно-добывающих комбинатах возникла необходимость передачи
большой мощности до 5000 А в одном направлении на большие расстояния
(до 2 км). В этом случае вместо многополосных шин и токопроводов реко-
мендуется применять шинопроводы напряжением свыше 1 кВ профильного
(коробчатого) сечения. При этом уменьшаются потери от поверхностного
эффекта и эффекта близости, а также улучшается охлаждение. Такие шины
используются в качестве сборных для ЗРУ.
Рис. 8.7. Определение расстояния между прокладками пакета шин (а) и коэффициента 5 (б)
267
Сечение шинопроводов выбирается по экономической плотности тока в
нормальном режиме, а проверке по условию нагрева должно соответство-
вать условие
/доп — /р max,
где /доп — длительно допустимый ток нагрузки шинопровода. При д1ух ши-
нопроводах сечения каждого из них выбирают, исходя из нагрузки (0,8-®-
0,95)/н.
Проверяют шинопроводы по допустимой потере напряжения:
>/з / (R cos (р + Х1П sin m)
ДС/Ш % =-----------------------—100 % , (8.46)
ном
где Rm и Хи — соответственно активное и индуктивное сопротивление ши-
нопровода.
Проверяют шинопроводы также на термическую стойкость по устано-
вившемуся току КЗ. Электродинамическая стойкость определяется расчет-
ным напряжением материала шины ор. Следует учитывать явление механи-
ческого резонанса.
Шинопроводы напряжением до 1 кВ выбирают по току нагрузки, про-
веряют по токам перегрузки и КЗ, по допустимой потере напряжения, элек-
тродинамической и термической стойкости. При проверке по потере на-
пряжения в стальных шинопроводах и шиносборках необходимо учитывать
внешнее То и внутреннее Х"о сопротивления:
'/з/ком IX cos Ф + (*о +х‘о ) sin ф!
Д17„ % =--------=-----------------------1 L100% = kIL. (8.47)
“ U
ном
Коэффициент к приводится в справочной литературе.
8.8.8. Выбор и проверка реакторов
Выбор реакторов проводят по номинальному напряжению, номиналь-
ному току и индуктивному сопротивлению, проверяют по остаточному на-
пряжению, электродинамической и термической стойкости.
При выборе по номинальному напряжению должно соблюдаться условие
Uном. р — ином. у,
где С/ном.р — номинальное напряжение реактора.
Надежная работа реакторов обеспечивается при напряжениях, на 10 %
превышающих номинальные, т. е. реакторы на напряжение 6 кВ успешно
работают в сетях напряжением 6,6 кВ, а при {7Н.Р = 10 кВ — при 11 кВ.
Условием выбора реактора по номинальному току является
/ном. р — /р. max,
где /ном. р — номинальный ток реактора.
При выборе по индуктивному сопротивлению
268
ном р % — Хр %,
(8.48)
где Хном р — номинальное индуктивное сопротивление реактора; Хр — рас-
четное сопротивление реактора при номинальных параметрах, определяе-
мое по условию ограничения тока КЗ,
^100%,
ном р
(8.49)
где /к - ток КЗ для расчетной точки, где предполагается установка реактора;
А^рез — результирующее сопротивление в относительных базисных едини-
цах до точки установки реактора.
Выбранный реактор проверяют по остаточному напряжению:
L/oct% =
Uост. доп
%,
(8.50)
где Uocr. доп % — допустимое остаточное напряжение при КЗ после реак-
тора (Uqct ДОП ^0 0,617Ну)-
Остаточное напряжение на шинах при КЗ за реактором определяют как
t/0CT=Xp-^-. (8-51)
1 ном р
Если t/ост < t/ост. доп, необходимо пересчитать относительное сопротив-
ление реактора, приведенное к номинальным условиям:
^ост доп ном ^ном у "^*рез
“ном р ~ Г ’ (8.52)
^ост доп / ^ном р
Ур=ХномрЮ0%,
где £4ом у — номинальное напряжение ступени, где произошло КЗ.
По значению Хр выбирают стандартный реактор.
Реакторы в цепях с быстродействующей защитой, а также секционные и
групповые реакторы по остаточному напряжению не проверяются.
Реактор удовлетворяет электродинамической стойкости при соблюде-
нии следующего соотношения:
i
max “ у ’
где z'max — ток электродинамической стойкости реактора (паспортные дан-
ные); z®—ударный ток при трехфазном КЗ за реактором.
На электродинамическую стойкость не проверяются бетонные реакто-
ры с индуктивным сопротивлением более 3 %, т. к. они рассчитаны на ток,
равный току эрехфазного КЗ за реактором и питании его от источника бес-
конечно большой мощности.
Термическая стойкость, на которую проверяются все реакторы обеспе-
чивается при условии:
269
i > i JT,
* тс V *тс м V л ’
где /«о — установившийся ток КЗ за реактором.
Выбор сдвоенных реакторов производят по номинальному току, номи-
нальному напряжению и индуктивному сопротивлению, а проверяют по
электродинамической и термической стойкости, остаточному напряжению
и потере напряжения.
По току сдвоенный реактор выбирают таким образом, чтобы /ном одной
ветви был не менее 0,675 номинального тока трансформатора, питающего
две секции. В нормальном режиме реактор будет недогружен и за этот счет
может быть перегружен в аварийном режиме (на 15—20 %).
Потеря напряжения (в %) в сдвоенном реакторе определяется как
At/ = XH0M.p —(1 -zcCB )sin <р,
* ном.вр
где /ном. вр — номинальный ток ветви реактора; ксв — коэффициент связи об-
моток; Лом р— индуктивное сопротивление ветви реактора, %.
Остаточное напряжение на шинах при КЗ за сдвоенным реактором:
f Л. Л. "I
= *ном.р % М—у1- ,
\ * ном. в * ном. в /
где 1К\ — ток КЗ при повреждении за ветвью реактора (например, I); /п —
рабочий ток другой ветви; /ном. в — номинальный ток реактора.
Коэффициентом связи называется отношение взаимной индуктивности
обмоток реактора к индуктивности обмоток,
ксв = М/ = о, 3-Ю, 5.
/ L-i
Суммарное падение напряжения в сдвоенном реакторе зависит от на-
правления токов в этих ветвях, в связи с чем различают режимы его работы:
сквозной, продольный и одноцепной.
8.8.9. Выбор и проверка трансформаторов тока (ГТ)
Трансформаторы тока (ТТ) выбирают по номинальному первичному то-
ку; номинальному вторичному току, если /гном * 5А; номинальному напря-
жению; роду установки; классу точности и вторичной нагрузке, а проверя-
ют на электродинамическую и термическую стойкость к сквозным токам КЗ.
Если ТТ предназначены для питания цепей релейной защиты, то их про-
веряют на 10 %-ную погрешность.
При выборе ТТ по напряжению и первичному току должны соблюдаться
следующие условия:
(7ном. TT — б^ном. у; /1ном. TT — 7р. max.
где /1ном. тт — ток первичной обмотки ТТ.
270
Некоторые ТТ допускают длительную перегрузку /пер = (1,1+1,2) НОМ’
При выборе ТТ по классу точности следует иметь в виду тип и назначе-
ние присоединяемых к нему приборов. ТТ класса точности 0,5 применяют
для питания расчетных счетчиков электроэнергии и других приборов с
классом точности 1 и 1,5; класс точности 1 — для включения контрольных
счетчиков, ваттметров, фазометров; класс 3 — для питания амперметров и
токовых реле; класс точности 10 — для подключения токовых реле, встро-
енных в привод выключателей, и цепей релейной защиты.
Выбор ТТ по нагрузке вторичной цепи для обеспечения его работы в
требуемом классе точности определяется условием
Szhom — S2p, (8.53)
где Szhom — номинальная мощность вторичной обмотки ТТ; Szp — расчетная
нагрузка вторичной обмотки в рабочем режиме.
Номинальная мощность вторичной обмотки
(8.54)
где /гном — номинальный ток вторичной обмотки; Zip — расчетное сопро-
тивление вторичной цепи,
(8-55)
где £2при6 — полное сопротивление последовательно соединенных обмо-
1=1
ток реле и приборов; гпРов — допустимое сопротивление соединительных
проводов; гк—сопротивление контактов (гк = 0,1 Ом).
Расчетная мощность определяется по формуле
*5*2р S 5Приб, + / jhom ^пров 2ном 'к ’
1=1
Сопротивление соединительных проводов
(8.56)
(8.57)
или
Необходимое минимальное сечение соединительных проводов
271
где lp — расчетная длина соединительных проводов. Принимается в зависи-
мости от схемы соединения исполнительных реле с ТТ (рис. 8.8).
При одном ТТ 1Р = 21, при схеме «неполная звезда» lp = 1,57, а для схемы
«полная звезда» /р = 7, где 7—длина провода, соединяющего ТТ и прибор.
Принимаемое стандартное сечение проводов не должно быть меньше
расчетного. Для практики целесообразно рекомендовать минимальное се-
чение во вторичной цепи: 2,5 мм2 — для алюминиевых и 1,5 мм2 — для мед-
ных проводов.
Проверка ТТ на электродинамическую стойкость заключается в опре-
делении внутренней электродинамической кратности, которая задается за-
водом-изготовителем:
/(3)
тг - 1пах
ДИН г—
>/2 / рт-
v ном ТТ
Таким образом, условием проверки является соотношение
7^х = /Сдин л/2 /ном. тт- (8.58)
Внешняя динамическая стойкость поверяется у шинных и многовитко-
вых ТТ путем определения и сравнения расчетного усилия с допустимым,
приходящимся на головку изолятора ТТ, имеющую большее плечо. Для од-
новитковых— внешняя и внутренняя стойкость проверяется по выражению
Fw„ >0,88(iJ3))2i-10-7. (8.59)
х ' а
Для ТТ типа ТПОФ внутренняя и внешняя стойкость проверяется по вы-
ражению
5
ном ТТ
где а — расстояние между осями фаз.
ПУЭ требуют, чтобы ТТ, предназначенные для питания релейной защи-
ты, имели погрешность не более 10 %. Проверка ТТ по кривым 10 %-ной
кратности проводится в следующем порядке:
1. По формуле (8.55) определятся фактическая расчетная нагрузка, при-
соединенная к вторичной обмотке ТТ.
2. Определяется расчетный первичный ток, при котором должна произ-
водится проверка,
/1расч—A*a/linax, (8.60)
272
Рис. 8.8. Схемы соединения трансформаторов тока и исполнительных реле
где /imax— максимальный ток, проходящий через ТТ при КЗ в таких точках
защищаемой сети, где увеличение погрешности ТТ может вызвать непроиз-
вольное срабатывание защиты; Ка — коэффициент, учитывающий влияние
на быстродействующие защиты переходных процессов при КЗ, которое со-
провождается прохождением апериодической составляющей.
273
Для различных видов защиты определяются:
а) отсечки и максимальные токовые защиты с независимой выдержкой
времени
И
Л™ =1,1/сз—, (8.61)
Ксх
где Л. з — ток срабатывания защиты; ит — коэффициент трансформации ТТ;
Ксх—коэффициент схемы;
б) максимальные токовые защиты с зависимой выдержкой времени
Л шах — /кз. max» (8.62)
где la. щах—максимальное значение тока КЗ, проходящего через ТТ, при КЗ
в точках, в которых происходит согласование данной защиты с защитами
смежных участков;
в) дифференциальные защиты /imax— по (8.62) при КЗ вне зоны защиты
в условиях, когда через ТТ проходит наибольший ток;
г) токовые направленные защиты и дистанционные направленные за-
щиты с отдельным органом направления мощности. Максимальный ток оп-
ределяется по (8.62) для двух случаев: при КЗ вначале защищаемой линии и
при КЗ на шинах подстанции, от которой отходит защищаемая линия, и
принимается больший ток, проходящий через ТТ;
д) дистанционные защиты — максимальный ток определяется по (8.62)
при КЗ в конце первой зоны защиты.
Коэффициент Ка принимается: для всех защит с БНТ, а также для защит
с выдержкой времени г = 0,5 с и больше—Ка= 1; для максимально-токовых
защит и отсечек t < 0,5 с — Ка = 1,2 * 1,3; для направленных защит с t < 0,5 с
— Ка = 1,8 + 2,0; для дистанционных защит с t < 0,5 с — Ка = 1,4 + 1,5; для
дифференциальных защит без БНТ — Ка = 1,8 + 2,0.
3. Определяется расчетная кратность первичного тока
где 0,8 — коэффициент, учитывающий, что кривые 10 %-ной кратности по-
строены по типовым (средним) характеристикам намагничивания стали, из
которой изготовлены сердечники ТТ.
4. По кривым 10 %-ной кратности для данного типа ТТ (рис. 8.9) и дан-
ного коэффициента трансформации определяется по трасч допустимая на-
грузка 52р на вторичную обмотку ТТ.
5. Сравниваются расчетная и допустимая нагрузки. Если 52р 5Доп (ZH),
то ТТ удовлетворяет требованиям 10 %-ной погрешности, если S2p > 5ДОп, то
необходимо снизить S2p путем снижения количества подключенных реле
274
Рис. 8.9. Характерные кривые для определения 10 %-ной погрешности
и приборов или увеличить сечение соединительных проводов (уменьшить
их длину).
6. Если нагрузку снизить нельзя, то по кривым 10 %-ной погрешности,
зная 52р, определяется допустимая кратность тока трасч, чтобы выполнить
условие /Ирасч АИдоп- Снижение расчетной кратности может быть достигнуто
путем перехода на ТТ с большим пт.
Проверка ТТ по термической стойкости сводится к определению коэф-
фициента термической стойкости по формуле
275
ном тс
(8.64)
Условие термической стойкости
Коэффициент термической стойкости задается заводом-изготовителем.
8.8.10. Выбор и проверка трансформаторов напряжения (TH)
Трансформаторы напряжения (TH) для питания электроизмерительных
приборов выбирают по номинальному напряжению первичной цепи, роду
установки, конструкции, классу точности и схеме соединения обмоток. Со-
ответствие классу точности проверяют путем сопоставления расчетной вто-
ричной нагрузки, создаваемой подключенными приборами, с номинальной.
При выборе по номинальному напряжению пользуются соотношением
(8.21).
По классу точности TH выбирают в зависимости от допускаемой по-
грешности для присоединенных приборов. Поскольку от одного TH могут
питаться приборы различных классов точности, то определяющим является
прибор, требующий высшей точности измерения. Работа TH в требуемом
классе точности гарантируется, если отклонение напряжения не выходит за
пределы ±10 % от номинального.
Проверка TH по вторичной нагрузке должна удовлетворять условию
Лр = Szhom, (8.65)
где 52р — расчетная вторичная нагрузка; 52ном — номинальная вторичная
нагрузка,
££„ри6( cos<pnpH6. + £5при6 sin<pnpH6j или (8.66)
i=i / I 1=1 )
*^2р Е^риб.- j S 2Приб i | ’
yl /=1 J I (=1 1
Если в каталогах приведены нагрузки приборов Z, то
(8.67)
Соответствующая номинальная вторичная нагрузка определяется по
формуле
(8.68)
276
При отклонении напряжения на более ±10 % £7iHom номинальную мощ-
ность TH следует определять как
(
s, =s
1НОМ ном
^АнОМ J
(8.69)
где 1Л — фактическое напряжение первичной обмотки.
Выражениями (8.66) и (8.67) пользуются, если схема соединения TH со-
ответствует схеме соединения параллельных катушек измерительных при-
боров (например, ваттметров и счетчика к двум однофазным TH, соединен-
ным по схеме открытого треугольника).
Если схемы соединения обмоток TH и катушек напряжения приборов
различны, то подсчитывают полную трехфазную нагрузку от всех измери-
тельных приборов и сравнивают ее с трехфазной номинальной мощностью
трансформатора.
За номинальную мощность принимают: мощность всех трех фаз — для
TH, соединенных по схеме «звезда»; для однофазных трансформаторов, со-
единенных по схеме открытого треугольника — удвоенная мощность одно-
го трансформатора.
Сечение проводов и кабелей, питающих цепи напряжения счетчиков,
должны выбираться так, чтобы потеря напряжения в них не превышала 0,5 %
от номинального.
8.8.11. Выбор и проверка автоматических выключателей
Автоматические выключатели (АВ) выбирают по номинальному на-
пряжению (8.21), номинальному току (8.19), числу полюсов, конструктивно-
му исполнению, роду тока, времени отключения и необходимым пределам
регулирования тока, а проверяют на электродинамическую стойкость:
для быстродействующих АВ с t < 0,02 с
I > 7(3)
лпр. ав — * у ,
а для АВ с t > 0,02 с
/пр. ав > 15
где Тпр. ав — предельно отключаемый ток АВ.
Помимо этого необходимо подобрать соответствующий нагрузке элек-
тромагнитный или комбинированный расцепитель, чтобы
/ном. эм — /р. max- (8.70)
Номинальный ток теплового расцепителя
/ном. т — Кт1р . max 5 (8-71)
где Кт — коэффициент надежности (Кт = 1,25 + 1,50)
277
(8.72)
Уставка электромагнитного или комбинированного расцепителя про-
веряется по максимальному кратковременному току линии, возможному в
условиях эксплуатации
/ср. ЭМ ~ ЭМ /кр
где л; эм = 1,2-5- 1,3.
Для одиночного электродвигателя /кр равен пусковому току.
Примеры расчета
Пример 1. Для условий (рис. 8.10) выбрать разъединитель и выключатель для шины II.
Если есть необходимость, рассмотреть вопрос об ограничении тока КЗ в точке №). От шин
III питается синхронный компенсатор (источник реактивной мощности).
Решение. Для выбора указанного электрооборудования на шинах II необходимо знать
номинальное напряжение, номинальный ток, установившийся ток КЗ, расчетную мощность
отключения и ударный ток КЗ.
За номинальные напряжения примем напряжения 110 и 6,3 кВ.
Номинальные токи данной ветви:
Рис. 8.10. Схема электроснабжения (а) и схема ее замещения (6)
278
s
'"°"'
—-Z—= 0,053 kA ;
V3-110
^3
V317«,M
——— = 0,918 kA.
>/3-6,3
По изложенной выше методике рассчитаем ток КЗ в точке К<3>.
Базисные условия: 5е = 100 МВ- А.
Среднее базисное напряжение всей схемы Uq = 1Лр = 115 кВ. Тогда базисные напряжения
на шинах II, III и IV будут:
(/бп = Uilhllk = 115-6,3 /115 = 6,3 кВ;
(Ляп = UiUtHJb = 115-6,3 /115 = 6,3 кВ;
t/6iv= (/2[/1/(/б= 115-10,5/115= 10,5 кВ.
Базисный ток на участке, где определяется ток КЗ:
/б =S6/V3<76 =100/5/3-6,3 = 9,2 кА.
Индуктивные сопротивления в относительных базисных единицах:
= X.t = 0,125-^- = 0,159;
Srm. 78,75
^2’6
= 10,5-^-
100-40
= 0,263
Xq A s6 0,4-50-100
Т2 Й?
у . I, 5,
4’’ и}
0,4-8-100
---------= 0,024 ;
1152
S,
~Ua 1005 ,
ном трЗ
= 10,5- 10£ =1,05;
100-10
у X»ZS<
и’
0,4-15-100
----------= 0,045 ;
1152
=и,
S,
= 10,5- —— = 0,42 ;
ЮО 5^ 100-25
Х„ =Х.СК
—^— = 0.16—= 3.2.
*^ном ск
Упрощая схему замещения, получим:
*9*6 = *1*6 + *2*6 + *з*б = 0,159 + 0,263 + 0,151 = 0,573;
*ю*б = *4*б + *5*6 = 0,024 + 1,05 = 1,074;
*н*б = *б*б + *7*6 + *«*б = 0,045 + 0,42 + 3,2 = 3,665.
Определяем значение эквивалентной ЭДС в относительных единицах:
279
Е*экз — Е* г. ном — (Е"*ГХ\ | *б + £"*ном <<¥9*6) / (*9*б + *1 1*б) —
=(1,08-3,665 + 1,2-0,573) / (0,573 + 3,665) = 1,096.
Общее сопротивление ветвей с источниками:
Х\2*б = Х9*б 1*6 / (А9*б + Х\ 1*б) = 0,573-3,665 / 4,238 = 0,495.
Общее результирующее сопротивление короткозамкнутой цепи:
АЪ*б = *12*6 + *ю*б = 0,495 + 1,074 = 1,57.
Так как значение базисной мощности не совпадает с мощностью источника питания, то
результирующее сопротивление необходимо пересчитать (при допущении, что источником
меньшей мощности - пренебрегаем):
Sr ком 78,75
^раск-б = *13-6 -——— = 1,57---=1,236.
расчб 13 6 1(Х)
Сверхпереходный ток в относительных единицах
/"* = Е* экв / У* рез = 1,096 /1,236 = 0,886.
Искомый ударный ток
/у* = /су /"* = 1,8-0,886 = 1,596
или iy = iy- /6П 41 = 1,596 • 9,2 • 1,42 = 20,85 кА.
Учитывая, что *Расч*б < 3 и пользуясь расчетными кривыми, определяем отключаемый и
установившийся ток КЗ:
*0,2 = 0,78; /о,2 = Ко,2/б = 0,78 • 9,2 = 7,18 кА;
7G = 0,9; Zoo =ZG /б = 0,9 • 9,2 = 8,28 кА.
Мощность, которую должен отключать выключатель
5о,2= 41Uth.i = 1,73 • 6,3 • 7,18 = 78,2 МВ-А.
Со стороны 110 кВ целесообразно выбрать разъединитель типа РЛНД-110 / 600У1 на
напряжение 110 кВ, ток 600 А с предельным током термической стойкости 10 кА при времени
протекании его через главные ножи — 10 с.
Для комплектования РУ шин II напряжением 6,3 кВ принимаем маломасляный, подвес-
ной выключатель для внутренней установки типа ВМПЭ-10-1000-20УЗ. Результаты выбора
оформляем в табл. 8.1.
Таблица 8.1
Исходные данные Параметры выключателя
Напряжение сети, 6,3 кВ Номинальный ток, 918 А Ударный ток КЗ, 20,85 кА Ток термической стойкости, 8,28 кА Приведенное время tn = tc. в + /р. з = 0,2 + 0,04 = 0,24 с {/ном = 10 кВ /ном = 1000 А /max =52 кА /т.с = 20 кА /т.с= 8 с
4. 444^- 44 20-V8 2 8,28 -7024; 56,6 = ' 4,05
280
Пример 2. Для условий примера 8.1 рассчитать шины распредустройства II. Температу-
ра окружающей среды 0О. с - 20 °C; шины установлены плашмя. Расстояние между опорами
шинной конструкции / = 2,2 м; расстояние между фазами а = 0,2 м. Материал — алюминий
(аДоп = 82,3 МПа).
Решение. Согласно нагрузке /ном = 918 А принимаем однополосные шины размером 80 х
6 на ток 1150 А. Проверяем по длительно допустимому току,
/доп =/Ci Кг Кз /доп. О = 0,95-1,051150 = 1147 А.
Расчетное усилие от динамического воздействия тока КЗ:
F(3) = 1,76(/3) У -10'7 = 1,76-208502 —-КТ7 =84,1 Н.
v у ' а 0,2
Изгибающий момент при числе пролетов больше двух:
/ 84,1-2,2
М=-~— =---------= 18,52 Н м.
10 10
Момент сопротивления шины на изгиб:
Расчетное напряжение на изгиб:
М 18,52 ,
ст = 22- = : = 0,385-10’ =38,5 МПа.
W 48 10'“
Таким образом, шины выбраны правильно, так как
Стр < стдоп (38,5 < 82,3 МПа).
Минимальное сечение шины по условиям термической стойкости
5min = = 11 -828 >/о,24 = 44,6 мм*,
а принятое сечение 480 мм2.
Контрольные вопросы
1. Какие требования предъявляются к электрическим аппаратам?
2. Перечислите виды исполнения электрических аппаратов.
3. В чем особенность гашения дуги у выключателей различных типов?
4. Почему номинальный ток отключения выключателя связан с циклом
его работы?
5. Каким образом индуктивность реактора влияет на ограничение тока
КЗ?
7. Какие виды погрешности различают у ТТ?
8. Чем определяется погрешность трансформаторов напряжения?
9. В чем отличие выбора ТТ и TH по классу точности?
10. Каким образом расстояние между опорными изоляторами шин влия-
ет на напряжение материала шин?
281
11. Каким образом выбираются уставки защиты у расцепителей АВ?
12. По каким параметрам выбираются электрические аппараты?
Темы рефератов
1. Влияние схем соединения трансформаторов тока на их выбор и вто-
ричную нагрузку.
2. Проверка трансформаторов тока на 10 %-ную погрешность.
3. Разработка алгоритма программы расчета шин РУ.
4. Влияние компоновки КРУ на конструкцию подстанций.
5. Блочные трансформаторные подстанции.
6. Влияние конструкции разъединителей на тип распределительного ус-
тройства.
Глава J ПОДСТАНЦИИ И РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
9.1. ВЫБОР МЕСТА РАСПОЛОЖЕНИЯ ПОДСТАНЦИЙ,
ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
9.1.1. Общие сведения
В зависимости от назначения подстанции бывают узловые (УРП), глав-
ные понизительные подстанции (ГПП), подстанции глубокого ввода (ПГВ),
распределительные подстанции 6—10 кВ (РП) и цеховые (участковые).
Проектирование подстанций осуществляется на основе технических ус-
ловий, определяемых схемами развития источников питания и электриче-
ских сетей района; схемами внешнего электроснабжения предприятия; сис-
темной автоматикой и релейной защитой, а также организацией ремонтных
работ. Размещение подстанции на промплощадке должно быть увязано с об-
щим ситуационным планом предприятия и в соответствии с требованиями к
внешним коммуникациям размещения зданий и сооружений подстанции.
Одним из путей рационального проектирования и повышения надежно-
сти всей системы электроснабжения является упрощение схем (ликвидация
ступеней промежуточной трансформации; промежуточных ступеней рас-
пределения электроэнергии и т. п.). Это может быть достигнуто путем ши-
рокого применения подстанций глубокого ввода 110—220 кВ и сокращения
протяженности питающих линий 10(6) кВ.
Исходными данными для проектирования служат сведения о районе
размещения подстанции и загрязненности атмосферы; значение и рост на-
грузок по годам с указанием уровня напряжения; величина питающего на-
пряжения, пределы его регулирования и регулировочные устройства; режим
нейтрали трансформаторов; емкостные токи в сетях 10(6) кВ; расчетные то-
ки КЗ, а также категории потребителей по степени надежности питания.
Компоновка подстанций должна предусматривать удобный подвод до-
рог, удобные подходы и выходы воздушных линий электропередачи всех
напряжений и кабельных сооружений в требуемых направлениях с учетом
полного развития.
В соответствии с направлениями питания подстанции подразделяются
на узловые (при трех и более линиях); проходные, включенные в рассечку
линии; тупиковые или конечные, присоединенные в конце тупиковой линии.
Главные понизительные подстанции максимально приближают к цен-
трам нагрузки с целью создания надежной и экономичной системы электро-
снабжения. ПГВ целесообразно располагать вблизи энергоемких произ-
водств, при этом РУ, питаемые от ПГВ, следует встраивать в производст-
венные здания.
РУ напряжением 110—220 кВ в нормальных условиях выполняют от-
крытыми.
В связи с тем, что промышленные предприятия выделяют в атмосферу
различные производственные отходы, отрицательно воздействующие на изо-
285
ляцию и токоведущие части электроустановок, требуется соблюдение осо-
бых нормативов для выбора класса изоляции подстанции и воздушных ли-
ний в зависимости от степени загрязнения атмосферы. В загрязненных зо-
нах питание особо важных объектов предусматривается не менее чем от
двух ГПП, расположенных с противоположных сторон промплощадки. В
районах Крайнего Севера и вечной мерзлоты к компоновке подстанций
предъявляют специальные дополнительные требования, обусловленные
низкой температурой, гололедами, снежными заносами, сильной ветровой
нагрузкой и вечномерзлыми грунтами. Для этих условий требуется элек-
трооборудование в холодностойком исполнении с хорошими уплотнениями
для работы при температуре до минус 60 °C и несколько повышенного ре-
зервирования.
Компоновки подстанций в таких случаях выбирают простейшими, пред-
почтение отдается закрытым РУ с открытой установкой только трансфор-
маторов. ЗРУ — отапливаемые, в подвальных помещениях располагают ка-
бели. Если РУ открытые, то разъединители, разрядники, измерительные тран-
сформаторы располагаются на высоте не менее 3—3,5 м. Важным требова-
нием при проектировании объектов электроснабжения является соблюде-
ние мер по защите электрооборудования, кабелей, основных и вспомога-
тельных помещений от пожара и взрыва. В комплекс мер по защите под-
станций и кабельных сооружений входят противопожарный водопровод,
стационарные установки пожаротушения, отвод при аварии масла от тран-
сформаторов и масляных выключателей.
Электротехнические здания и сооружения по степени пожарной опасно-
сти отнесены к классу П-1, П-la и должны выполняться из несгораемых ма-
териалов с пределом огнестойкости не ниже минимально установленного
СНиП.
Число трансформаторов, устанавливаемых на подстанциях, как прави-
ло, принимается не более двух. В случае установки большего числа необхо-
димо технико-экономическое обоснование.
Мощность каждого из двух установленных трансформаторов и отсутст-
вие резервирования по сетям среднего и низшего напряжения выбирается с
учетом загрузки трансформатора не более 70 % суммарной максимальной
нагрузки подстанции на расчетный период.
Трансформаторы должны быть оборудованы устройством регулирова-
ния напряжения под нагрузкой. При отсутствии устройств допускается
применение регулировочных трансформаторов.
Распределительные устройства напряжением 6—10 кВ предусматрива-
ются на двухтрансформаторных подстанциях с одной секционированной
или двумя одиночными системами, секционированными выключателем, сбор-
ных шин с нереактированными отходящими линиями. На однотрансформа-
торных подстанциях РУ выполняются односекционными. Предусматрива-
ется раздельная работа трансформаторов.
При необходимости ограничения токов КЗ выбор способа ограничения
определяется технико-экономическим обоснованием. При необходимости
компенсации емкостных токов в сетях 35, 6 и 10 кВ на подстанциях устанав-
286
ливаются заземляющие реакторы. При напряжении 6—10 кВ такие реакто-
ры присоединяются к сборным шинам через выключатели и отдельные
трансформаторы. Подключение заземляющих реакторов к трансформато-
рам собственных нужд не допускается.
9.1.2. Выбор типа и числа трансформаторов
Выбор типа, числа и мощности трансформаторов на подстанции дол-
жен быть обусловлен характером и величиной электрических нагрузок, их
размещением на генеральном плане с учетом производственных, строитель-
ных и эксплуатационных требований, а именно: расположением технологи-
ческого оборудования, условиями окружающей среды, требованиями по-
жарной и электробезопасности.
Выбор трансформаторов производится с учетом исполнения, установки
и условий охлаждения.
Для наружной установки применяют масляные трансформаторы, для
внутренней — сухие и масляные с учетом ограничений, принятых в ПУЭ.
Трансформаторы напряжением до 35 кВ и выше изготавливаются толь-
ко с масляным охлаждением и устанавливаются в ГПП или ПГВ на откры-
том воздухе. В загрязненных зонах применяются трансформаторы с усилен-
ной изоляцией вводов.
Для цеховых подстанций при напряжении 6—10 кВ применяются мас-
ляные, сухие и сухие с литой изоляцией, заменяющие трансформаторы с не-
горючей изоляцией. Для внутрицеховых подстанций рекомендуются пре-
имущественно сухие трансформаторы, для встроенных и пристроенных под-
станций — масляные при условии возможности выкатки их на улицу.
Сухие трансформаторы целесообразно применять при небольшой мощ-
ности в диапазоне от 10 до 400 кВ-А (при предельной мощности 2500 кВ-А),
а в административных и общественных зданиях с большим скоплением лю-
дей, на испытательных станциях и лабораториях — не более 630—1000 кВ А.
Они боятся грозовых перенапряжений и создают повышенный шум при ра-
боте.
Совтоловые трансформаторы мощностью до 2500 кВ-A целесообразно
устанавливать в тех помещениях, где по условиям среды нельзя приблизить
масляные трансформаторы к центру нагрузки.
Основное применение на промышленных предприятиях находят двухоб-
моточные трансформаторы. Трехобмоточные трансформаторы 110/35/6 —
10 кВ применяются реже, однако они нашли широкое применение на пред-
приятиях горно-рудной промышленности из-за необходимости разделения
питания потребителей ввиду различного режима нейтрали в подземных вы-
работках и на поверхности и разбросанности потребителей по промпло-
щадке значительных размеров. Широкое применение находят трансформа-
торы с расщепленными вторичными обмотками 110 — 220/6 — 6 кВ или 110
— 220/6— 10 кВ. Они применяются при необходимости отделения ударных
287
нагрузок, снижения токов КЗ и при наличии вторичных сетей с напряжени-
ем 6 и 10 кВ.
Для электроустановок с резкопеременной ударной нагрузкой применя-
ются трансформаторы 110 — 220/10 — 35 кВ, обладающие повышенной элек-
тродинамической стойкостью к циклическим ударным нагрузкам.
При выборе мощных трансформаторов (40 MB-А и более) рекоменду-
ются трансформаторы на три предела мощности (80 — 63—50 MB A), по-
зволяющие покрывать растущие нагрузки предприятия в различные перио-
ды эксплуатации.
Число типов и исполнений трансформаторов на горном предприятии
целесообразно ограничить, так как их большое разнообразие затрудняет
эксплуатацию, взаимозаменяемость и резервирование.
Наиболее часто на промышленных предприятиях применяются одно- и
двухтрансформаторные подстанции, что упрощает их конструктивное ис-
полнение. При складском резерве можно применять однотрансформатор-
ные подстанции для питания потребителей 2-й и 3-й категорий. Возможно
применение их и при нагрузках первой категории, если мощность послед-
них составляет 15—20 % общей мощности, а резервирование обеспечивается
при помощи перемычек на вторичном напряжении. Наличие этих перемы-
чек экономично решает вопрос питания в периоды очень малых нагрузок
(ночные смены, выходные дни) путем отключения части подстанций.
Двухтрансформаторные подстанции применяют при преобладании по-
требителей первой категории и ответственных потребителей 2-й категории,
бесперебойная работа которых обеспечивает основной технологический про-
цесс; при трехсменном режиме работы, а также сосредоточенных нагрузках
производственных цехов.
На ГПП и ПГВ число трансформаторов принимают в большинстве слу-
чаев не более двух. Это значительно упрощает схему и конструкцию под-
станций и, как правило, обеспечивает надежное питание потребителей всех
категорий.
Однотрансформаторные ГПП и ПГВ напряжением 110—220 кВ редко
применяются из-за трудности обеспечения их резерва. Они допускаются при
обеспечении последовательного питания нагрузок первой категории по свя-
зям вторичного напряжения с соседней ГПП, ПГВ, с ТЭЦ или другими ис-
точниками питания. При этом должна быть предусмотрена возможность
быстрой замены трансформаторов. Отсутствие связей с другими источни-
ками исключает применение однотрансформаторных подстанций.
Подстанции 35—220 кВ с числом трансформаторов более двух могут
присоединяться в особых случаях, например, при наличии электроприемни-
ков особой группы; при необходимости выделения питания крупных, часто
повторяющихся ударных нагрузок; на транзитных ГПП, и имеющих не-
сколько отходящих и питающих линий и сборных шин, когда двухтранс-
форматорная подстанция не имеет преимуществ по условиям коммутации;
по условиям дальнейшего роста нагрузок, когда технически и экономически
целесообразна установка третьего трансформатора вместо замены сущест-
вующих на более мощные.
288
При выборе числа трансформаторов для цеховых подстанций необхо-
димо исходить из предельной мощности трансформаторов на напряжение
380—660 В, которая не превышает 2500 кВ А. Определяющей в данном слу-
чае является необходимость обеспечения питанием всех потребителей дан-
ного уровня напряжения.
9.1.3. Выбор мощности трансформаторов
Выбор мощности трансформаторов производится на основе технико-
экономических расчетов, исходя из полной расчетной нагрузки предпри-
ятия, удельной плотности нагрузки, стоимости электроэнергии, длительно-
сти нарастания нагрузки по годам, удаленности трансформатора от источ-
ника питания, числа часов работы предприятия и других факторов. Наивы-
годнейшая мощность трансформатора соответствует минимальным приве-
денным затратам.
При выборе трансформаторов учитывают их перегрузочную способность,
зависящую от характера графика нагрузки и от предшествовавшей аварий-
ному режиму загрузки трансформатора.
Мощность цеховых трансформаторов выбирают исходя из средней на-
грузки в наиболее загруженную смену. Чаще применяют трансформаторы 630
и 1000 кВ-А; менее 630 кВ А — на малых и средних предприятиях, в админи-
стративных зданиях и т. п. При удельной плотности нагрузки 0,2 кВА/м2 и вы-
ше рекомендуются трансформаторы 1600 кВ-А, а при плотности 0,3 кВ А/м2 и
выше — 2500кВ-А. При применении трансформаторов 1600—2500 кВ-А сле-
дует учитывать возрастание токов КЗ на вторичном напряжении.
На ГПП, ПГВ наиболее часто применяются трансформаторы мощно-
стью 32, 40, 63 и 80 МВ-А. Трансформаторы 10, 16 и 25 MB-А применяются
на предприятиях средней мощности; горных предприятиях — при нагруз-
ках, расположенных на большой территории.
Установленные на ГПП и ПГВ трансформаторы обычно выбирают так,
чтобы при выходе из строя одного из них остальные с допустимой пере-
грузкой обеспечивали нормальную работу потребителей без ущерба для ра-
боты предприятия.
На двухтрансформаторных ГПП и ПГВ при отсутствии резерва по се-
тям вторичного напряжения мощность каждого трансформатора выбирает-
ся равной 0,65—0,7 суммарной нагрузки подстанции на расчетный уровень
5 лет, считая с года ввода первого трансформатора.
Для правильного выбора мощности трансформатора необходимо иметь
график его нагрузки или знать максимальную мощность и среднесу-
точную РСр, а также суммарную продолжительность максимумов нагрузки.
Зная среднюю мощность наиболее загруженной смены, номинальная
мощность трансформатора определяется по формуле
к Р
„ _ 1 max
^расч — ’
К п COSCO
доп '
(9-1)
289
где к3 — коэффициент заполнения графика нагрузки; &доп — допустимая пе-
регрузочная способность трансформатора; cos ф — коэффициент мощности
нагрузки.
Для многих предприятий расчетная мощность трансформатора опреде-
ляется по выражению (2.30), а расчетные активные и реактивные нагрузки
по (2.29) с помощью коэффициента спроса.
Исходя из рекомендуемого значения к3 = 0,75-Ю,8, номинальную мощ-
ность однотрансформаторной подстанции выбирают из следующего условия:
Shom > (0,75*0,8) Smax. (9.2)
Для двухтрансформаторной подстанции:
5ном — Ртах кц! ^-доп COS ф, (9.3)
где к\ 2—коэффициент участия в нагрузке потребителей 1-й и 2-й категорий
(0,75).
Отношение кц! к&Оп меньше единицы и характеризует собой резервную
мощность, которая является частью номинальной мощности.
Для двухтрансформаторных подстанций это отношение в настоящее вре-
мя рекомендуют к = 0,7. Тогда мощность трансформатора
9ном "“0,7 Ртах! COS ф.
Учитывая, что на подстанции два трансформатора, суммарная установ-
ленная мощность определяется как
=2(0,7Р„х/со5ф)=^^. (9.4)
COS ф
Величина перегрузки трансформаторов устанавливается ПУЭ и стан-
дартом на трансформаторы.
ПУЭ допускают послеаварийную перегрузку трансформаторов на 40 %
на время максимума общей суточной продолжительности не более 6 часов в
течение 5 суток. При этом коэффициент заполнения суточного графика на-
грузки трансформатора в условиях его перегрузки должен быть не более
0,75, т. е.
k = ^L.=—--------= —-------<0,75 (9.5)
3 / 1 4/ 1 д с
max х ~ ном тр ± и» ном
или
5сР< 0,75-1,4 Shom. тр < 1,05 ShOM. тр. (9.6)
Следовательно, превышение среднесуточной нагрузки трансформатора
над его номинальной мощностью допускается не более 5%.
На рис. 9.1 показана зависимость коэффициента допустимой перегрузки
трансформатора Кп в период максимума от его продолжительности и от ко-
эффициента заполнения суточного графика к3. При ровном графике нагруз-
290
ки, т. е. при большом к3, допустимая перегрузка трансформатора невелика.
Помимо длительных перегрузок допускаются кратковременные аварийные
перегрузки при всех системах охлаждения независимо от предшествующего
режима и температуры окружающей среды.
Если в летние месяцы максимум графика нагрузки меньше номинальной
мощности трансформатора, то в зимние месяцы (ноябрь—февраль) допус-
кается перегрузка в размере 1 % на каждый процент недогрузки летом, но не
более 15 %. Суммарная перегрузка не должна превышать 30 %.
В условиях эксплуатации для подстанций с неравномерным графиком
нагрузки может оказаться целесообразным отключение одного трансфор-
матора на период снижения нагрузки.
Как известно, потери мощности в трансформаторе зависят от коэффи-
циента его загрузки. При этом следует иметь в виду, что подача реактивной
мощности от энергосистемы связано с дополнительными потерями актив-
ной мощности, а активные потери являются дополнительной нагрузкой для
энергосистемы. Это определяется коэффициентом изменения потерь кэ, ко-
торый задается энергосистемой. Приведенные потери мощности в транс-
форматоре определяются выражением
ДР пр - ДР XX kj^Qxn + Р^(ДР|О + ^эД2ю).
На двухтрансформаторных подстанциях при преобладании нагрузок пер-
вой категории коэффициент загрузки трансформатора 0 можно принимать в
пределах 0,65— 0,7.
На однотрансформаторных подстанциях при наличии взаимного резер-
вирования по перемычкам с дру-
гими подстанциями на вторичном
напряжении коэффициент загруз-
ки Р может быть принят: при пре-
обладании нагрузок 2-й категории
— 0,7—0,8; при нагрузках 3-й кате-
гории — 0,9—0,95.
Рекомендуется широко при-
менять трансформаторы с расще-
пленными обмотками вторичного
напряжения 6—10 кВ.
Рис. 9.1. Кривые зависимости Ка от fa и от
продолжительности максимума нагрузки
Т
1 max
291
9.1.4. Определение местоположения подстанций
и распределительных устройств
Территориальное размещение подстанций зависит от нагрузки, катего-
рии электроприемников и их расположения на промплощадке. Целесооб-
разно размещать подстанции по возможности ближе к местам, где сосредо-
точены нагрузки.
Приближение подстанций к нагрузкам позволяет повысить надежность
и экономичность системы электроснабжения, так как сокращает протяжен-
ность вторичных линий, снижает потери энергии и уменьшает отклонение
напряжения. Это способствует также дальнейшему развитию системы при
росте электрических нагрузок. При выборе местоположения подстанции не-
обходимо учитывать условия окружающей среды, наличие зон загрязнения
отходами производства, степень бесперебойности электроснабжения.
Выбор места расположения РП зависит от вида нагрузки и определяет-
ся, прежде всего, местом расположения электродвигателей напряжением 6—
10 кВ и связью с трансформатором. Мощность РП зависит от напряжения
сети, мощности питаемых ТП и схемы питания. Те РП, в которых не проис-
ходит преобразования и трансформации энергии, размещают не в центре
нагрузки, а на границе питаемых систем электроснабжения. Такое размеще-
ние позволяет исключить обратные потоки энергии, снижает потери мощ-
ности и расход материала на линии.
Для питания предприятий сооружается ГПП или ПГВ напряжением 35—
220 кВ. ПГВ располагают в непосредственной близости от сосредоточенной
нагрузки и крупных энергоемких производств.
Выбор места расположения подстанции производится после определе-
ния центра энергетических нагрузок или, точнее, зоны рассеяния центра
электрических нагрузок. Однако в первую очередь определяют центр элек-
трических нагрузок (ЦЭН), согласно выражениям
x/’u, х^ х^
П . (9.7)
Х/’ х^ хд
1 1 1
Третья координата обычно берется для высотных сооружений и под-
земных станций.
ЦЭН определяется как некоторая постоянная точка на генплане про-
мышленного предприятия, однако на самом деле он смещается в силу дина-
мики потребляемой мощности; изменения режима работы предприятия;
развития предприятия и другими факторами. Поэтому точнее следует вести
речь о зоне рассеяния ЦЭН. ГПП и цеховые (участковые) подстанции сле-
дует размещать как можно ближе к ЦЭН, так как это позволяет приблизить
высокое напряжение к центру потребления электрической энергии, сокра-
тить потребляемость как распределительных линий напряжением выше 1
кВ, так и питающих линий, снизить потери энергии и расход цветного ме-
талла.
292
При проектировании систем электроснабжения на генплан предприятия
наносится картограмма нагрузок, представляющая собой схему размещения
на этом плане окружностей, площади которых в определенном масштабе
представляют участковые или цеховые расчетные нагрузки. Каждому цеху,
зданию, сооружению будет соответствовать окружность, центр которой со-
вмещен с центром нагрузок цеха, т. е. символическим центром потребления
электрической энергии (рис. 9.2).
Картограмма электрических нагрузок дает возможность проектировщи-
ку наглядно распределить электрические нагрузки по промплощадке. Пло-
щадь каждой окружности в определенном масштабе дает полную расчет-
ную нагрузку предприятия:
расч,
—
тп
(9-8)
где г,— радиус окружности нагрузки для z-го цеха; т — масштаб площади
круга; 5Расч, — расчетная мощность цеха, подразделения.
Каждый круг может быть разделен на секторы, соответствующие сило-
вой, осветительной, сварочной нагрузке и т. д. Аналогичным образом стро-
ятся картограммы активной и реактивной нагрузок, так как реактивные на-
грузки могут питаться от конденсаторных установок, синхронных электро-
двигателей и компенсаторов.
Крупные сосредоточенные нагрузки лучше всего показывать отдельны-
ми кругами с центром в месте расположения нагрузки.
Если число часов использования максимума (Тщад) отдельных групп по-
требителей существенно различаются, то формула (9.6) принимают вид
ЕРц ipiy т^, ipiZi т„
2---------; =J--------------; zu =~п------
УРТ УРТ УРТ
I max I I max i i * m
1 1 1
Если ГПП предприятия располагаются возможно ближе к ЦЭН, то
приведенные затраты на электрическую сеть с учетом потерь в ней мини-
мальны. При необходимости смещение ГПП от центра нагрузок целесооб-
разно делать в ту сторону, откуда
питающие предприятие, так как в
противном случае возникают
встречные перетоки мощности и
следовательно, возрастают потери
энергии.
Рис. 9.2. Картограмма нагрузок на ген-
плане предприятия
приходят линии высшего напряжения,
9.2. ВЫБОР СХЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Внешние схемы электроснабжения предприятий могут быть радиальны-
ми или магистральными; выполняться кабельными или воздушными лини-
ями напряжением 6—220 кВ с питанием от одного или нескольких источни-
ков. Основным источником питания в настоящее время является энергосис-
тема.
Исходными данными для выбора схемы электроснабжения служат: ге-
неральный план предприятия с размещением производственных зданий и
сооружений, подземных и наземных коммуникаций; перечень объектов
энергетического хозяйства, включая сети и сооружения водоснабжения и
канализации; данные по характеру производства — условия пожаро- и
взрывоопасности, включая состояние окружающей среды и характер грунта,
уровень и глубину промерзания; метеоклиматические условия, включая ко-
личество грозовых дней в году, скорость ветра, влажность, гололедность,
максимальную, минимальную и среднюю температуру воздуха; планы и раз-
резы зданий и сооружений; данные по силовому электрооборудованию и
электроосвещению объектов; сведения об организации электроремонта; ха-
рактеристика источников питания и др.
Основным принципом выбора схем электроснабжения современных
предприятий является глубокий ввод высшего напряжения на промплощад-
ку с приближением его к потребителям электроэнергии. Глубокий ввод мо-
жет осуществляться при напряжении(35)— 110—220(330) кВ по радиаль-
ным и магистральным схемам.
При применении глубоких вводов отпадает необходимость в промежу-
точных РП, так как их функции выполняют РУ вторичного напряжения
10(6) кВ на ПГВ; резко сокращаются распределительные сети вторичного
напряжения 10(6) кВ; уменьшается протяженность кабельных эстакад, тун-
нелей и других кабельных сооружений; уменьшаются рабочие токи, токи КЗ
на вторичном напряжении подстанций, а также емкостные токи, что позво-
ляет обойтись без установок компенсации емкостных токов и реактирова-
ния линий 10(6) кВ. Облегчается также задача регулирования напряжения.
Система п 35-220кВ На практике широкое применение нашли ради-
альные схемы глубоких вводов 35 — 110 — 220 кВ с
короткозамыкателями на ПГВ или ГПП (рис. 9.3).
Под действием релейной защиты от внутренних
повреждений в трансформаторе (газовой, дифферен-
циальной), к которым нечувствительна защита го-
ловного участка линии, включается КЗ и создает ис-
кусственное замыкание на землю, что вызывает от-
ключение выключателя на головном участке линии.
Рис. 9.3. Схема глубокого ввода 35 — 220 кВ радиальными ли-
ниями
294
Головной выключатель в данном случае защищает не только линию, но и
трансформатор, а установленное в нем АПВ действует при повреждениях на
линии и в трансформаторе. При неуспешном АПВ головной выключатель
вновь отключится, и линия остается отключенной до ликвидации аварии.
Успешное действие АПВ говорит о самоустранившемся повреждении на
линии или о ложном срабатывании релейной защиты.
На подстанциях ПО — 220 кВ короткозамыкатели присоединяются
только к одной фазе, так как сети на это напряжение с глухозаземленной
нейтралью и достаточно однополюсного КЗ. На подстанции 35 кВ КЗ при-
соединяют не менее чем на две фазы, так как нейтраль в сетях 35 кВ изоли-
рована.
Магистральные схемы глубоких вводов 35 — 220 кВ могут быть выпол-
нены с отделителями и короткозамыкателями на ПГВ и со стреляющими
предохранителями типа ПСН при мощности трансформаторов до 4000
кВ А включительно.
Действие схемы (рис. 9.4) происходит в последовательности: при дейст-
вии релейной защиты трансформатора подается сигнал на включение ко-
роткозамыкателя поврежденного трансформатора, в результате чего на го-
ловном участке питающей линии от своей защиты отключается выключа-
тель. После этого отделитель в период «бестоковой паузы» отключает по-
врежденный трансформатор, после чего АПВ с выдержкой времени вновь
включает линию, восстанавливая питание остальных подстанций, присое-
диненных к магистральной линии. Более двух-трех подстанций не рекомен-
дуется присоединять к одной магистральной линии.
Схемы глубоких вводов применяются также при сочетании воздушных
линий с переходом на кабельные в районах с загрязненной атмосферой или
с плотной застройкой (рис. 9.5).
Система 35-220*8
К мехтроустаноЗхам uaxmoi
Рис. 9.4. Схема глубокого ввода 35 — 220 кВ с глубоким ответвлением от магистральной линии
295
Рис. 9.5. Схема перехода воздушной линии глубокого ввода
в кабельную
Радиальные схемы глубоких вводов просты
и надежны, аварийное отключение линии не от-
ражается на работе других потребителей, не под-
ключенных к данному трансформатору, но до-
роже магистральных.
Магистральные линии дешевле, но при от-
ключении одного трансформатора, хотя и крат-
ковременно, отключаются другие подключенные
к данной линии; затруднено выполнение релейной защиты и автоматики.
Схемы с применением жестких и гибких токопроводов 6 — 35 кВ целе-
сообразны при большом числе часов использования максимума, концен-
трированном расположении крупных мощностей и при высоких удельных
плотностях нагрузок. При магистральных схемах распределения электро-
энергии число направлений основных потоков энергии должно быть мини-
мальным. Это имеет место на горно-обогатительных комбинатах, предпри-
ятиях горной, цветной металлургии и др.
Токопроводы рекомендуется применять для передаваемой мощности
20 MB A при U = 6 кВ; до 35 MB A при U = 10 кВ и более 35 MB A при U= 35 кВ.
Для распределения электроэнергии между подстанциями, расположен-
ными по трассе, используются токопроводы, которые одновременно осуще-
ствляют связь между источниками питания (рис. 9.6).
Рис. 9.6. Схема с токопроводами 6—10 кВ
296
Схемы распределения электроэнергии применяются разные: с двумя или
тремя двухцепными магистральными токопроводами. От токопроводов на
ответвлениях к РП могут устанавливаться реакторы для ограничения токов
КЗ выключателями типа ВМП или BB/TEL.
Если на предприятии требуется два уровня вторичного напряжения, ис-
пользуются трансформаторы с расщепленными обмотками (6 и 10 кВ) и два
двухцепных токопровода.
Напряжение 6 кВ используется для питания электродвигателей, а 10 кВ
— для питания остальных потребителей. Питание токопроводов — пере-
крестное, т. е. цепи каждого токопровода питаются от разных трансформа-
торов.
Магистральные токопроводы обеспечивают надежное и бесперебойное
питание потребителей первой категории. Секции РП, питаемые от токопро-
водов в нормальном режиме, работают раздельно; на секционных выклю-
чателях осуществляется АВР и обеспечивается бесперебойное питание при
отключении одного токопровода.
Рис. 9.7. Двухступенчатая радиальная схема напряжением 6—10 кВ
297
На небольших и средних предприятиях, а также на второй ступени круп-
ных предприятий распределение электроэнергии осуществляется напряжением
6 или 10 кВ по кабельным линиям. Рекомендуется две основные схемы: ради-
альная и магистральная, в зависимости от числа и взаимного расположения це-
ховых подстанций или электроприемников по отношению к пункту питания.
Выбор схемы определяется технико-экономическим сравнением вариантов.
Радиальные схемы применяются в тех случаях, когда нагрузки рассредо-
точены от центра питания. Они могут быть одно- и двухступенчатыми. На
рис. 9.7 представлена двухступенчатая радиальная схема сети 6—10 кВ, со-
гласно которой ГПП подключена к глубокому вводу НО кВ. Каждый РП
получает питание по двум линиям 10 кВ. На второй ступени электроэнергия
распределяется между РП. Предусматривается глубокое секционирование с
возможностью АВР на всех ступенях: от ГПП до шин низшего напряжения.
Магистральные схемы 6(10) кВ применяют при распределенных нагруз-
ках. Число трансформаторов ТП, присоединяемых к одной магистрали, не
должно превышать двух — трех при мощности трансформаторов 1000 —
2500 кВА и четырех — пяти при 5Ном. тр = 630 250 кВА.
По степени надежности электроснабжения рекомендуются одиночные
магистральные схемы без резервирования; одиночные с глухими отпайками;
двойные; одиночные и двойные магистрали с двусторонним питанием.
9.3. СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ
ПОДСТАНЦИЙ И РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ
УСТРОЙСТВ НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1 кВ
9.3.1. Коммутация подстанций
и установка коммутационной аппаратуры
Для промышленных предприятий наиболее характерны трансформаторные
подстанции, однако, широко применяются и преобразовательные с полупро-
водниковыми, машинными и другими преобразователями тока или частоты.
По своему назначению, мощности, сложности устройства и особенно-
сти эксплуатации главные понизительные подстанции предприятий, пита-
ющие распределительную сеть высшего напряжения от энергосистемы, зна-
чительно отличаются от цеховых подстанций для питания распределитель-
ной сети низшего напряжения.
На трансформаторных подстанциях может применяться как закрытая,
так и открытая установка оборудования, особенно это относится к силовым
трансформаторам и РУ. Вид установки определяется технико-экономиче-
ским сравнением вариантов. Достоинства открытой установки резко прояв-
ляются, начиная с напряжения 35 кВ.
Как для закрытых, так и открытых частей подстанций характерна вы-
сокая степень комплектности. Широкое применение нашли комплектные
распределительные устройства, комплектные строительные блоки, комплек-
тные вторичные устройства, устройства их питания и собственных нужд и
т. д. Подстанции, состоящие полностью из комплектных узлов, называются
комплектными трансформаторными подстанциями (КТП).
298
Схемы подстанций всех уровней напряжения должны разрабатываться с
учетом: применения простейших схем с минимальным количеством выклю-
чателей; применения одной системы сборных шин с разделением на секции
как на ГПП, так РП; разделительной работы трансформаторов и линий; при-
менения блочных схем и бесшинных подстанций глубокого ввода 110 — 220 кВ,
а также использования устройств автоматики при всех напряжениях.
На вводах 6 — 10 кВ подстанций и на вводах вторичного напряжения
трансформаторов ГПП и ПГВ следует устанавливать выключатели для за-
щиты трансформаторов и автоматического включения резерва.
Если в качестве секционного аппарата для шин 6 — 10 кВ используются
разъединители, то рекомендуются два, установленные последовательно, для
обеспечения безопасной работы персонала на отключенной секции, а также
на самом секционном разъединителе при работающей другой секции.
Схемы коммутации подстанций и РП следует выполнять так, чтобы пи-
тание электроприемников каждого сопряженного технологического про-
цесса осуществлялось от одного трансформатора, одной секции шин.
При необходимости ограничения токов КЗ в сетях 6 — 10 кВ целесооб-
разно использовать трансформаторы с расщепленными вторичными обмот-
ками, так как при этом упрощаются схемы коммутации и объем строитель-
но-монтажных работ. Эти трансформаторы имеют повышенное напряжение
КЗ, что в некоторых случаях позволяет отказаться от реактирования.
При реактировании рекомендуются схемы (рис. 9.8) с групповыми реактора-
ми в цепях вторичного напряжения трансформаторов, на вводах питающей ли-
нии или на ответвлениях от токопроводов. При применении сдвоенных реакто-
ров колебания напряжения в 2 — 2,5 раза меньше, чем при групповых. Для
сдвоенных реакторов нагрузку каждой ветви следует принимать 0,675 номи-
нальной трансформатора или ввода, питающего обе секции. При индивиду-
альном реактировании на фидерах следует иметь в виду, что они увеличивают
отклонение и колебание напряжения при работе приемников с резкоперемен-
ной нагрузкой.
Для двухтрансформаторной подстанции при подпитке точки КЗ синхрон-
ными электродвигателями наиболее тяжелым ока-
зывается такой режим работы, когда один из
трансформаторов отключен, а секционный вы-
ключатель будет включен, что вызывает подпитку
точки КЗ всеми синхронными электродвигателя-
ми, получающими питание от данной подстанции.
Все защитно-коммутационные аппараты дол-
жны выбираться исходя из максимальной мощно-
сти послеаварийного режима, т. е. отключении од-
ного трансформатора или одной питающей линии.
При этом учитывается допустимая по нормам пе-
регрузочная способность оставшихся в работе ка-
белей, трансформаторов и других элементов.
Рис.9.8. Схема питания с групповым реактированием
299
Если на отходящих линиях необходима установка реакторов и транс-
форматоров тока, то рекомендуется устанавливать их после выключателей.
Разъединители в камерах КСО следует устанавливать на выходе тогда, когда
вероятно появление обратного напряжения со стороны потребителя. Если РУ
высшего и низшего напряжений подстанций эксплуатируются одним предпри-
ятием, то линейные разъединители на линиях к трансформаторам, установлен-
ным в пределах подстанции, не устанавливаются. Такие же разъединители не ус-
танавливаются на линиях к электродвигателям, конденсаторным установкам и
к отдельным трансформаторам, не имеющим связей на вторичном напряжении.
На щитах 0,4 — 0,69 кВ подстанций применяют автоматические выклю-
чатели или рубильники с предохранителями. Перед стационарно установ-
ленными выключателями на 600 А и выше следует устанавливать рубильни-
ки для снятия напряжения с выключателя на время его осмотра, ремонта
или зачистки контактов.
На КТП мощностью 1000 — 2500 кВ А в КРУ низкого напряжения рекомен-
дуется в качестве магистральных использовать укрупненные линии на 600 А и бо-
лее, а дальнейшее распределение электроэнергии — от РП низкого напряжения.
При выборе аппаратов для установки на подстанциях напряжением
выше 1 кВ следует руководствоваться следующими рекомендациями.
В сетях напряжением до 10 кВ применяются масляные и воздушные вы-
ключатели типа ВМП и ВВ разных исполнений с током отключения до 20 кА.
Устанавливаются обычно в стационарных распредустройствах типа КСО
или выкатных типа КРУ. При резкопеременных ударных нагрузках приме-
няют выключатели типа ВМПЭ и ВЭ с номинальными токами отключения
КЗ 31,5 и 40 кА. На вводах 6 — 10 кВ мощных трансформаторов и между
секциями 6 — 10 кВ сборных шин применяют шестицилиндровые горшко-
вые выключатели МГГ-10 (МГУ-20).
На электроустановках с частыми коммутационными пусками применя-
ются выключатели с электромагнитным дутьем типа ВЭМ и ВЭ (безмасля-
ные). Для частых операций используются также вакуумные выключатели. В
сетях небольшой и средней мощности при напряжении 35 кВ целесообразно
применение масляных выключателей типа С-35. На напряжение ПО — 220
кВ наибольшее применение находят масляные выключатели МКП.
На закрытых подстанциях 6 — 10 кВ малой и средней мощности и на мало-
мощных ответвлениях крупных подстанций для защиты от КЗ применяют пре-
дохранители типа ПК, являющиеся токоограничивающими, так как при боль-
ших токах КЗ отключаются при достижении амплитудного значения тока КЗ.
На открытых подстанциях напряжением 10—НО кВ, где устанавлива-
ются трансформаторы мощностью 4000—6300 кВ А, для защиты рекомен-
дуются предохранители стреляющего типа ПСН-10, ПСН-35, ПСН-110. Они
надежны, однако имеются затруднения в достижении селективности их рабо-
ты с защитами, установленными на выше- и нижележащих ступенях.
9.3.2. Система сборных шин и схемы подстанций
Сборные шины являются узловым пунктом схемы соединения, через кото-
рый проходит вся нагрузка станции, подстанции или распределительного устрой-
300
ства. Необходимость соединения подводящих и отводящих электроэнергию ли-
ний обусловливает применение сборных шин. К ним присоединяются все генера-
торы и трансформаторы, вводы и отходящие линии. Повреждение или разруше-
ние сборных шин может привести к прекращению подачи электроэнергии, по-
этому их проектированию, монтажу и эксплуатации уделяется серьезное внимание.
Различают двойную и одиночную систему шин. На станциях и подстанциях,
где установлено два и более трансформатора или генератора, в целях повышения
надежности электроснабжения шины секционируют, т. е. делят на два (и более)
участка. К каждой секции рекомендуется по возможности присоединять равное
число генераторов или трансформаторов и отходящих линий. Секционирование,
придавая гибкость системе, позволяет отключать только часть вводов и линий.
Отдельные секции шин соединяются между собой разъединителями или
выключателями, которые называются секционными.
При секционировании секционным аппаратом (рис. 9.9) последний ра-
зомкнут, при этом обе секции работают раздельно, а при повреждении, ко-
гда одна из секций обесточена, он включается и питание поступает на обе-
сточенную секцию. При этом питание получают практически все потреби-
тели, исключая неответственные для предотвращения перегрузки. Преиму-
щество секционирования выключателем заключается в возможности ис-
пользования автоматического включения резервного питания.
Двойная система шин используется только на мощных узловых подстанци-
ях предприятий с развитой электрической сетью, с большим количеством при-
соединений, транзитных линий, а также в случаях, требуемых режимов экс-
плуатации, например, при необходимости разделения источников питание.
При применении двойной системы шин одна из них обычно секциони-
руется, а другая выполняется сплошной. На рис. 9.10 приведена схема ГПП
с трехобмоточными трансформаторами 110/35/6 кВ с двумя системами шин
на напряжения 35 и 6 кВ. Рабочая система шин 6 кВ секционирована.
Схемы с одной секционированной системой сборных шин применяются
в РП и в распределительных устройств вторичного напряжения ГПП или
ПГВ, на средних и крупных подстанциях, от которых питаются трансфор-
маторы, электродвигатели и другие потребители напряжением выше 1 кВ.
Такие схемы применяют также в РУ 110 — 220 кВ ГПП, когда нельзя при-
менить блочные схемы без сборных шин. Пример схемы подстанции с од-
ной секционированной системой шин приведен на рис. 9.11.
Для питания неответственных потребителей третьей категории исполь-
зуют схемы с одной несекционированной системой сборных шин. При необ-
ходимости ремонта шин или секционного разъединителя, а также ревизии при-
fl б
ttWWft 1 l!I ryrrW
Рис. 9.9. Секционирование с помощью разъединителя (а) и выключателя (б)
301
ходится отключать всю подстанцию и прекращать питание подключенных к
ней электроприемников. Такое же положение наблюдается и при КЗ.
Подстанции без сборных шин на первичном напряжении, основанные на
блочном принципе, применяются на всех уровнях напряжения и реализуют схе-
мы в виде: линия—трансформатор; линия—трансформатор—магистраль.
На рис. 9.12 представлены схемы блочных ГПП без перемычек между
питающими линиями напряжением 35 — 110 — 220 кВ. В таких подстанци-
ях могут устанавливаться двух -, трехобмоточные трансформаторы и тран-
сформаторы с расщепленными вторичными обмотками.
При глухом присоединении кабеля к трансформатору может использо-
ваться простейшая радиальная схема (см. рис. 9.12, а). Если линия воз-
душная, то глухое присоединение допускается при радиальном питании и
для нее, однако, на спуске проводов от ВЛ к трансформатору устанавлива-
ется разъединитель, создающий видимый разрыв в линии (см. рис. 9.12, б).
На рис. 9.12, в представлена схема с ВЛ, короткозамыкателями и разъе-
динителями. При повреждении в трансформаторе под действием релейной
защиты включается короткозамыкатель, создается искусственное КЗ и от-
ключается выключатель на головном участке линии, тем самым, защищая
не только линию, но и трансформатор.
На открытых горных работах широко используется схема (см. рис. 9.12,
г), когда от магистральных ВЛ питаются «отпайками» передвижные транс-
форматорные подстанции.
Рис.9.10. Схема ГПП с трехобмоточными трансформаторами и двойной системой шин на 6 и 35 кВ
302
IBP
Рис.9.11. Схема подстанции с одной секционированной системой шин на стороне 6—10 и 0,4 кВ
При питании от одной воздушной линии нескольких подстанций (ста-
ционарных) применяется схема с отделителями, короткозамыкателями и разъ-
единителями (см. рис. 9.12, <Э). В отдельных случаях эта схема пригодна и
при радиальном питании, когда возможно присоединение к этой линии в
дальнейшем других подстанций.
Если подстанции близко расположены от источника питания и приме-
нение короткозамыкателей приводит к значительным потерям напряжения
на шинах источника, целесообразней использовать схемы с выключателями.
Такие схемы пригодны как для магистральных линий с отпайками, так и
для тупиковых подстанций питаемых по радиальным схемам.
Рис.9.12. Схемы блочных подстанций без перемычек между питающими линиями
303
На практике довольно широко используются схемы с перемычками
(мостиковые схемы) между питающими линиями (рис. 9.13). Такие схемы
предусматривают как неавтоматизированные перемычки (см. рис. 9.13, а),
так и автоматизированные перемычки при питании подстанций по тран-
зитным линиям ПО — 220 кВ или по линиям с двусторонним питанием, а
также для тупиковых подстанций (см. рис. 9.13, б). Эта схема может быть
применена для включения трансформаторов в рассечку линий с двусторон-
ним питанием или транзитных линий.
Мощность трансформаторов в таких схемах определяется коммутаци-
онной способностью отделителей и разъединителей по отключению тока
холостого хода (хх), а при выключателях — их параметрами.
Число подстанций, присоединяемых к магистральным линиям 35 — 220 кВ,
выбирается исходя из экономических соображений, требуемой степени на-
дежности, действия релейной защиты, а также с учетом характера питаемых
потребителей. Не рекомендуется присоединять к одной линии более трех —
четырех подстанций при мощности трансформаторов до 40 MBA и более
двух — трех подстанций с трансформаторами большей мощности.
На рис. 9.14. в качестве примера приведена схема типовой двухтрансфор-
маторной подстанции 110/6 — 10 кВ с секционированной системой сборных
шин на напряжении 6— 10 кВ при применении трансформаторов с расщеплен-
ными обмотками. Секции попарно связаны секционными выключателями и вза-
имно резервируют друг друга, в случае аварии или ревизии трансформатора.
Следует иметь в виду, что короткозамыкатели нельзя ставить в зоне
действия дифференциальной защиты, так как срабатывание короткозамы-
кателя под действием релейной (газовой) защиты или по другой причине
вызывает срабатывание дифференциальной защиты.
Во избежание ложных срабатываний дифференциальной защиты не ре-
комендуется установка разрядников в зоне ее действия.
Схемы с обходной системой шин на промышленных предприятиях при-
меняются относительно редко, когда маневренность и гибкость оператив-
ных переключений являются определяющими, а также при частой ревизии
выключателей, вызванной характером их работы.
Рис. 9.13. Схемы подстанций с перемычками между питающими
304
Ответвление от ввух вЛ110кв
рлндг-ио/боо
ОД-110/600
Р8С-110
‘И-ЙЕЗ
КЗ-ЮО t,
зон-иоя «ik/S
НТЫИБ-10
Рис.9.14. Схема типовой двухтрансформаторной подстанции 110/6—10 кВ
Цеховые трансформаторные подстанции на напряжение 6—10/0,4—0,69
кВ в большинстве случаев выполняются без сборных шин первичного на-
пряжения, как при радиальном, так и магистральном питании, если к этим
подстанциям не присоединены приемники или линии высокого напряжения.
Схема подстанции напряжением 6 — 10 кВ без сборных шин высокого на-
пряжения при магистральном питании приведена на рис. 9.15
От схем подстанций со стороны высшего напряжения практически не
зависят схемы присоединения трансформаторов мощностью 10000 кВ А и
выше к секциям сборных шин распределительных устройств вторичного на-
пряжения. Напряжение, число секций, количество отходящих линий опре-
деляется потребителями. Схемы подключения распределительных устройств
приведены на рис. 9.16.
Рассмотренные схемы подстанций на стороне высшего и на стороне низ-
шего напряжений на практике реализуется как набором отдельных электри-
305
Магистраль №t
Рис.9.15. Схема подстанции 6—10 кВ без сборных шин на стороне первичного напряжения
Рис. 9.16. Примеры схем подключения распределительных устройств к трансформаторам
ческих аппаратов, так и комплектными распределительными устройствами
для внутренней установки — КРУ и наружной — КРУН.
В зонах с загрязненной средой и высокой плотностью застройки при ре-
конструкции и расширении предприятий целесообразно использовать КРУ
с элегазовой изоляцией (КРУЭ) на напряжение 110 — 220 кВ.
На предприятиях с приемниками большой единичной мощности, где по
условиям окружающей среды и стесненной территории требуются РУ 35 кВ
закрытого типа с большим числом присоединений, рекомендуются вакуум-
ные выключатели.
9.4. ПОДСТАНЦИИ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
Трансформаторные подстанции являются основным звеном системы элек-
троснабжения. На территории предприятий в соответствии с их назначени-
ем, мощностью, местоположением сооружаются главные понизительные под-
станции, подстанции глубокого ввода с открытыми РУ для приема электро-
306
энергии напряжением 220 — НО—35 кВ и преобразования ее в сетевое на-
пряжение 6 — 10 кВ для питания мощных потребителей, цеховых (участ-
ковых) и межцеховых подстанций; подстанций и распределительных пунк-
тов с закрытыми РУ с установкой оборудования на 6— 10 кВ типа КСО или
КРУ и трансформаторов на 6— 10 кВ /0,4 — 0,69 кВ.
Цеховые (участковые) подстанции выполняются: а) отдельно стоящими,
пристроенными и встроенными с установкой трансформаторов в закрытых
камерах и распределительных щитах на напряжение 0,23; 0,4; 0,69 кВ; б)
внутрицеховыми, как комплектные типа КТП с установкой в них одного —
двух трансформаторов мощностью до 400 кВ А и выше, которые размеща-
ются в отдельном помещении цеха или непосредственно в цехе в зависимо-
сти от характера производства и условий окружающей среды.
Каждая подстанция имеет три основных узла: РУ высшего напряжения,
силовой трансформатор, РУ низшего напряжения. По конструктивному вы-
полнению РУ могут быть открытыми и закрытыми, комплектными или сбор-
ными, а подстанции комплектными или собранными из отдельных блоков.
Комплектные трансформаторные подстанции (КТП). Комплектной тран-
сформаторной подстанцией называют собранную или полностью подготов-
ленную для сборки подстанцию, состоящую из трансформаторов и комплект-
ных распределительных устройств — КРУ или КРУН. Изготавливаются для
внутренней и наружной установки, могут быть открытыми и закрытыми.
В КТП и закрытых КТПН, у которых все электрооборудование и от-
крытые токоведущие части находятся внутри корпуса, предусматривается
установка одного — двух трансформаторов мощностью не более 1000 кВ-А
напряжением 220, 110, 35, 10 и 6 кВ, вторичным — 6— 10 и 0,4 — 0,23 кВ.
Для безопасности эксплуатации на КТП устанавливают трансформато-
ры с сухой изоляцией.
КТП внутренней установки состоит из трех основных элементов: ввод-
ного устройства (6 или 10 кВ), силового трансформатора и распределитель-
ного устройства на 0,4 кВ. На стороне высшего напряжения применяют
предохранители типа ПК и выключатели нагрузки ВНП, а на стороне низ-
шего — воздушные выключатели типа ABM (ВА). Для контроля внутренне-
го давления КТП снабжена электроконтактным мановакуумметром, а для
защиты от повышения давления (газовая защита) — реле давления. Изме-
рительные приборы и реле размещены в отсеках приборов и на дверцах
шкафов. РУ 6 — 10 кВ комплектуется камерами КРУН выкатного типа. Та-
кие подстанции нашли широкое применение при электроснабжении пред-
приятий горно-добывающей промышленности, коммунального хозяйства и
др., где электроснабжение необходимо обеспечить за короткий срок.
В целях разгрузки КТП от большого числа отходящих линий неболь-
шой мощности напряжением до 1 кВ на цеховых подстанциях целесообраз-
но устанавливать силовые распределительные пункты, от которых могут
отходить линии с продолжительным током нагрузки менее 150 А. Такую КТП
можно применять в закрытой подстанции и при размещении в цехах.
307
Для повышения надежности и технико-экономических показателей сис-
темы электроснабжения весьма перспективным является применение трех
трансформаторных подстанций, у которых нагрузка в послеаварийном ре-
жиме распределяется симметрично между оставшимися в работе двумя тран-
сформаторами.
КТПН выполняются для различных напряжений двух видов, рассчитан-
ных на мощность трансформаторов 160 — 250 и 400 — 630 кВ-А. В качестве
примера на рис. 9.17 представлена схема подстанции типа КТПН-72М.
Отдельно стоящие подстанции. На рис. 9.18 приведена отдельно стоя-
щая некомплектная трансформаторная подстанция на 6 — 10 кВ с двумя
трансформаторами 1 мощностью 630 кВ А и кабельными вводами. В состав
подстанции входит РУ напряжением 6—10 кВ, оборудованное шестью ка-
мерами типа КСО-366 с двумя отсеками 4 и 5. Щит низшего напряжения
размещаются в помещении 2, батарея конденсаторов — в помещении 3.
Пристроенные и встроенные подстанции комплектуются таким же элек-
трооборудованием, как и отдельно стоящие подстанции. При установке
двух трансформаторов питание может осуществляться по радиальной и дву-
лучевой (двухмагистральной) схемам (рис. 9.19). Распределительные щиты
размещаются в отдельном помещении или цехе. Выполняются они односто-
роннего обслуживания при Утр = 630-5-1000 кВ-А, двустороннего обслужива-
ния с трансформаторами мощностью более 100 кВ-А.
В зависимости от назначения в щитах могут устанавливаться рубильни-
ки с предохранителями на токи 100—1000 А; блоки «предохранитель — вы-
ключатель» на токи 100 — 1000 А; автоматические выключатели А-3700,
АВМ; измерительные приборы, счетчики, трансформаторы тока.
Внутрицеховые подстанции. Внутрицеховой называют подстанцию, ко-
торая расположена открыто или в отдельном закрытом помещении в цехе
внутри производственного или вспомогательного здания, при этом доступ к
оборудованию подстанции может быть из того же помещения или другого
помещения этого же здания.
По способу компоновки ТП (РП) могут быть пристроенными, встроен-
ными (открытыми и закрытыми) (рис. 9.20). Пристроенной называют под-
станцию или РП, непосредственно при-
мыкающую к основному зданию и
имеющую с ним одну общую стену.
Трансформатор и другие части ТП
можно выкатывать из подстанции на-
ружу, в цех или другое помещение этого
здания. Подстанцию считают встроен-
ной, если она вписана в общий контур
здания и ее закрытое помещение имеет
две или три общие стены со смежным по-
П Е2 ЕЗ ГУ F5 РА2 РАЗ PU
Рис. 9.17. Схема подстанции КТПН
308
Рис. 9.18. Схема отдельно стоящей трансформаторной подстанции
помещениями или с самим зданием цеха. РП и внутрицеховые ТП с масля-
ными трансформаторами и аппаратами (количество масла 60 кг и более)
могут размещаться на первом и втором этажах во всех помещениях произ-
водств, удовлетворяющих противопожарным требованиям категории Г и Д I
и II степени огнестойкости. Для таких подстанций рекомендуются масляные
трансформаторы, мощностью до 1000 кВ-А.
На стороне высокого напряжения в ТП используются выключатели на-
грузки, разъединители и предохранители,
ния — силовые щиты одностороннего или
двустороннего обслуживания.
Помещения КТП и камер трансформа-
торов должны проветриваться и оборудо-
ваться вентиляционной системой, не свя-
занной с другими.
Подстанции специальных установок.
Комплектные выпрямительные полупровод-
никовые подстанции (КВПП) предназначе-
ны для питания сетей постоянного тока
напряжением 230 В. КВПП состоит из си-
лового трансформатора, выпрямительно-
го шкафа, шкафа управления, защиты и
сигнализации и шкафов распределительно-
го устройства 230 В постоянного тока.
Рис. 9.19. Схема электрических соединений под-
станции для силовой и осветительной нагрузок
а на стороне низкого напряже-
309
Рис. 9.20. Расположение внутрицеховых подстанций:
1 — открытая; 2—закрытая; 3 — встроенная; 4—пристроенная
9.5. ОТКРЫТЫЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ
УСТРОЙСТВА НАПРЯЖЕНИЕМ 35 — 220 кВ
Для напряжения 35 кВ и выше обычно сооружаются открытые рас-
пределительные устройства (ОРУ). Конструкции ОРУ разнообразны и за-
висят от высшего и низшего напряжений, принятой схемы электрических
соединений, наличия на стороне ВН выключателей (отделителей и корот-
козамыкателей) и их размещения относительно воздушной линии и тран-
сформатора.
Любое ОРУ состоит в основном из подходящих и отходящих присоеди-
нений, подключаемых к общим шинам. Наиболее рациональной компонов-
кой ОРУ на подстанциях является компоновка с расположением электро-
оборудования на нулевой отметке, т. е. в одной плоскости.
На территории ОРУ предусматриваются дороги с твердым покрытием
для транспортировки аппаратов и подъемных устройств к месту установки
тран-сформаторов, в зависимости от их мощности, могут быть проложены
железнодорожные пути.
На подстанциях, питающих потребителей первой категории, кабельные
каналы к аппаратам разных секций следует выполнять раздельными, чтобы
избежать при пожарах исключить потерю взаиморезервирующих кабель-
ных линий.
Во всех цепях РУ должна предусматриваться установка разъединяющих
устройств с видимыми разрывами, обеспечивающих возможность отсоеди-
нения всех аппаратов, каждой цепи от сборных шин, а также от других ис-
точников напряжения.
Планировка площадки ОРУ выполняется с уклоном для отвода ливне-
вых вод, а полы в кабельных каналах должны иметь уклон 5 % в сторону
водосборников.
Кабельные каналы должны выполняться из несгораемых материалов с
пределом огнестойкости 0,75 ч.
Для опорных конструкций в ОРУ используется железобетон или металл,
ошиновка осуществляется гибким проводом, который крепится к опорам с
помощью гирлянд изоляторов. Контактные соединения осуществляются
сваркой или на прессуемых зажимах, а изоляция (опорная, подвесная, от-
тяжная) применяется нормальная или грозостойкая.
310
Количество изоляторов в гирляндах ОРУ при металлических и железо-
бетонных опорах определяется по формуле
N = UX3/L3K,
где U— наибольшее рабочее междуфазное напряжение, кВ; Хэ — нормиро-
ванная удельная эффективная длина пути утечки, см/кВ; Лэ. и— эффективная
длина пути утечки одного изолятора, см.
Выбор числа подвесных изоляторов в гирляндах и опорных изоляторов
для крепления проводов и шин при установке электрооборудования опре-
деляется данными, приведенными в [38]. Ответвления от сборных шин ОРУ
должны располагаться ниже сборных шин.
Трансформаторы мощностью более 1000 кВА устанавливают на низких
фундаментах из сборного железобетона. Минимальное расстояние между
трансформаторами должно быть не менее 1,25 м. На крышках и баках
трансформаторов допускается установка вентильных разрядников на на-
пряжение выше 35 кВ, а также крепление конструкции для ошиновки и про-
вода комплектных проводов.
Под открыто установленными трансформаторами с количеством масла
1000 кг и более и под баковыми выключателями напряжением 110 кВ и вы-
ше предусматриваются маслоприемники с отводом масла в маслосборник.
При решении схемных и компоновочных вопросов ОРУ напряжением
до 220 кВ следует ориентироваться на типовые схемы и проекты, где ис-
пользуется минимальное количество электрооборудования и приняты блоч-
ные схемы. Подстанции напряжением до 220 кВ должны по возможности
размещаться рядом с производственными корпусами, а их РУ напряжением
6—10 кВ, как правило, должны встраиваться в корпуса этих производств.
На рис. 9.21 приведена компоновка ГПП по схеме блока «линия —
трансформатор».
Соединение трансформаторов с РУ низшего напряжения выполняется обыч-
но гибким проводом или токопроводом (пакетом шин). При схеме блока
«трансформатор — токопровод» токопровод присоединяется непосредственно
к выводам трансформатора и тогда РУ низшего напряжения отсутствует.
Рис. 9.21. Компоновка ГПП по схеме блока «линия—трансформатор»:
7 — силовой трансформатор; 2 — вентильный разрядник; 3 — разъединитель; 4 — открытый токопро-
вод; 5 — молниеотвод; 6 — кабельная эстакада
311
9.6. ЗАКРЫТЫЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
Закрытые распределительные устройства и РП имеют ряд преимуществ
перед открытыми, так как повышают надежность системы электроснабже-
ния, уменьшают протяженность внешних кабельных сетей при максималь-
ном приближении РП к центру нагрузки, сокращают количество силовых и
контрольных кабелей внутриподстанционной разводки, улучшают условия
эксплуатации и занимают меньшую территорию.
Здания и помещения ЗРУ и камеры трансформаторов должны выполняться
I и II степени огнестойкости; подвесные изоляторы РУ в закрытых помещениях
и РП напряжением до 220 кВ применяются в таком же количестве, что и для ОРУ.
Расстояние в свету между голыми токоведущими частями разных фаз,
заземленных конструкций и ограждений приводятся в [38].
Ширина коридоров обслуживания и коридоров управления, куда выведе-
ны приводы выключателей и разъединителей, должна быть 1—1,5 м (при одно-
стороннем обслуживании). При длине РУ или фасада КРУ до 7 м допускается
один выход; при длине от 1 до 60 м — два выхода. Кабельные помещения и ка-
ждый их отсек должны иметь не менее двух выходов. Двери между отсеками
одного РУ должны иметь устройство, фиксирующее их в закрытом положе-
нии. Двери между РУ до 1 кВ должны открываться в сторону распределитель-
ного устройства.
Для ЗРУ НО кВ разработаны варианты в одноэтажном и двухэтажном
исполнениях.
Особенно широко распространены закрытые распределительные устрой-
ства напряжением 6—10 кВ, для комплектования которых используются ком-
плектные распределительные устройства типа КСО и КРУ.
Комплектные распределительные устройства предназначены для приема
и распределения электроэнергии трехфазного переменного тока промышлен-
ной частоты, состоят из набора типовых шкафов с полностью смонтиро-
ванным оборудованием.
Камеры типа КСО (стационарная, одностороннего обслуживания) содер-
жат разъединители ножевого типа, выключатели ВМГ 10Э, ВЭМ-10Э; вы-
ключатели нагрузки ВНПЗ-16 и ВНП-17 с заземляющими ножами, исклю-
чающие при эксплуатации ошибочные операции; трансформаторы тока,
трансформаторы и аппаратуру для собственных нужд, разрядники для за-
щиты изоляции вращающихся машин от перенапряжений.
Камеры вводов и отходящих линий рассчитаны на ток 400, 600 и 1000 А.
В камере обеспечивается запрет доступа к выключателю кабеля, а также по-
вышена безопасность эксплуатации за счет устройства стационарных зазем-
ляющих ножей на шинах разъединителей.
Камеры КСО-366 рассчитаны на ток 200, 400 и 600 А при мощности от-
ключения 200 МВ-А. Они комплектуются разъединителями РВЗ-10 и вы-
ключателями нагрузки.
312
Комплектные распределительные ячейки типа КРУ выпускаются для внут-
ренней и наружной установки. КРУ внутренней установки выкатного типа, на-
пряжением 6— 10 кВ с одинарной системой сборных шин выполняются из со-
единенных между собой металлических шкафов со встроенными электриче-
скими аппаратами и приборами.
В КРУ разрядники, трансформаторы напряжения и выключатели уста-
навливаются на выкатной тележке шкафа, что обеспечивает взаимозаменяе-
мость однотипных тележек. Выключатели применяются маломасляные, ваку-
умные и электромагнитные.
При применении КРУ с вакуумными выключателями следует учитывать
особенности влияния коммутации выключателей на питающие электриче-
ские сети и на электроприемники, так как при коммутации малых индук-
тивных токов возникают перенапряжения, вызывающие пробой изоляции
электродвигателей и других электроприемников. Особенно тяжелые усло-
вия создаются для электродвигателей малой мощности, присоединенных
кабельными линиями и для емкостных нагрузок, так как возможно появле-
ние блуждающих волн с высокими пиками и крутым фронтом.
9.7. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО СХЕМАМ ПОДСТАНЦИЙ
НАПРЯЖЕНИЕМ 10 (6) кВ И
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫМ ПУНКТАМ
При выборе схемы подстанции ориентируются, прежде всего, на специ-
фику присоединенных потребителей по требуемой степени надежности элек-
троснабжения и влиянию электроприемников на качество электроэнергии в
сети, от которой они питаются.
На многих подстанциях 6 — 10 кВ принимается раздельная работа сек-
ций в нормальном режиме. Однако при необходимости повышения надеж-
ности электроснабжения или увеличения мощности КЗ на шинах 6— 10 кВ
допускается параллельная работа секций.
Если требуется уменьшить влияние глубоких посадок напряжения на
одной секции шин при КЗ или при колебаниях напряжения, вызванных дру-
гими причинами, на вторую секцию в цепь межсекционного выключателя
целесообразно включить реактор.
На предприятиях с широким применением синхронных электродвигате-
лей подстанции рекомендуется выполнять согласно схеме на рис. 9.22.
Для понизительных подстанций, на которых РУ 6 — 10 кВ присоединя-
ются к обмотке низшего напряжения трансформатора, практически все схе-
мы могут быть выполнены с использованием одной структурной схемы или
комбинации их.
При присоединении одной секции сборных шин к обмотке трансформа-
тора без реактирования отходящих линий в качестве вводных, межсекцион-
ных и линейных выключателей для всего РУ используются выключатели с
одинаковым номинальным током отключения (до 31,5 кА), учитывая воз-
можность развития подстанции с учетом увеличения тока КЗ при питании
синхронных и асинхронных электродвигателей.
313
При питании двух секций сборных шин от трансформатора с расщеп-
ленной обмоткой 6 — 10 кВ без реактирования каждая секция присоединя-
ется к своей обмотке. Преимущество такой схемы состоит в снижении отри-
цательного влияния нагрузки одной ветви на качество напряжения другой
при резкопеременных нагрузках, вызывающих колебания напряжения на
шинах подстанции.
На отходящих линиях от сборных шин РУ могут устанавливаться груп-
повые реакторы, к каждому из которых присоединяют от одной до четырех
— пяти линий с номинальными токами отключения до 20 кА. Число линий,
присоединенных к групповому реактору, зависит от характера нагрузки.
Помимо такой линии к секции может быть присоединена и нереактирован-
ная линия. Групповой реактор позволяет снизить ток подпитки КЗ от син-
хронных и асинхронных электродвигателей, повысить остаточное напряже-
ние на сборных шинах при КЗ на отходящих линиях за реактором, а также
улучшить качество электроэнергии.
Другие схемы предусматривают реактирование на вводах 10 (6) кВ от
трансформаторов. Это позволяет снизить мощность КЗ после реактора и
независимо от мощности трансформатора применять в качестве линейных,
вводных и секционных выключателей с относительно небольшим током от-
ключения (20 или 31,5 кА). Однако недостатками таких схем является ухуд-
шение условий пуска и самозапуска крупных электродвигателей; сложность
осуществления релейной защиты трансформаторов, электродвигателей или
линий.
Сборные шины отдельных секций связываются между собой межсекци-
онными выключателями. На многих подстанциях в нормальном режиме
предусматривается раздельная работа секций. В некоторых случаях в целях
повышения надежности электроснабжения или увеличения мощности КЗ на
шинах 6—10 кВ применяется параллельная работа секций.
Внутрицеховые распределительные пункты на напряжение 6 (10) кВ сле-
дует располагать внутри производственных помещений или пристраивать к
ним для приближения их к электроприемникам.
В ЗРУ должны устанавливаться КРУ или
КСО заводского изготовления. Шкафы КРУ
одностороннего обслуживания устанавлива-
ются вплотную к стене, а ширина коридора
(прохода) должна обеспечивать перемещение
тележек КРУ. Выходы из помещения РУ долж-
ны выполняться наружу или в другое поме-
щение с несгораемыми стенами и перекрыти-
ем. Выключатели используются маломасляные
или вакуумные.
Рис. 9.22. Схема соединения шкафов КРУ 10(6) кВ
для линий, питающих синхронные электродвигатели
314
Высота помещения РУ должна быть такой, чтобы от выступающих час-
тей шкафов до потолка было не менее 0,8 м, а до балок — 0,3 м. Число вы-
ходов из помещения РУ зависит от длины фасада КРУ: при длине до 7 м —
один выход, более 7м — два выхода по торцам помещения. При установке
КРУ в производственных помещениях открыто ширина прохода должна
быть не менее 1 м.
Камеры типа КСО обычно прислонного типа оборудуются одинарной
системой шин одностороннего обслуживания. При двухрядном расположе-
нии камер шинные мосты с разъединителями можно располагать только с
края РУ.
9.8. РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1 кВ
Для распределения электроэнергии и защиты электрических сетей на-
пряжением до I кВ от токов короткого замыкания применяют распредели-
тельные шкафы (пункты) с предохранителями или автоматическими вы-
ключателями. В сетях переменного тока используются шкафы типа ПР8501
(частота сети 50 — 60 Гц, напряжение до 660 В), а для сетей постоянного то-
ка 220 В — ПР8701. Для силовых электроустановок напряжением до 500 В
применяются распределительные шкафы серии ШР11 с предохранителями
НПН — 2 и ПН — 2, а для небольших промышленных предприятий и ад-
министративных зданий рекомендуется применять шкафы серии ШРС1.
В качестве осветительных магистральных и групповых щитков приме-
няют пункты серии ПР8501 с трехполюсными и однополюсными автомати-
ческими выключателями с комбинированными расцепителями.
Для групповых осветительных сетей производственных помещений, ос-
вещаемых разрядными лампами высокого давления (ДРЛ, ДРИ, ДНаТ),
при устройстве групповой компенсации реактивной мощности трехфазны-
ми конденсаторами, присоединенными к групповой линии, используют пунк-
ты серии ПР41. Они рассчитаны на четыре групповые линии, в каждой из
которых трехфазный конденсатор мощностью 18 квар. На вводе установлен
выключатель без расцепителя, а на отходящих линиях — трехполюсные ав-
томатические выключатели с расцепителями. Широко применяются в осве-
тительных сетях напряжением 380/220 В щитки типа ЯОУ с одно- и трехпо-
люсными автоматическими выключателями.
В качестве линейных применяют щитки типа ОП, ОЩ, ОЩВ и другие
на напряжение 380/220 В, но оборудованные однополюсными выключате-
лями (ток расцепителей одинаков).
Для взрывоопасных зон классов В — 1а, В —16, В — II, В — Па и В —
Пг рекомендуются взрывонепроницаемые осветительные щитки типа ЩОВ
-1АиЩОВ-2А.
В шкафы ПР8501 и ПР8701 (рис. 9.23) встраиваются выключатели без сво-
бодных контактов и дистанционных расцепителей, вводные выключатели с
315
a
б
Рис. 9.23. Электрические схемы распределительных силовых пунктов ПР8501 (а) и ПР8701 (б)
ручным приводом. Ввод кабелей с бумажной изоляцией допускается только
снизу, а остальных проводников как сверху, так и снизу.
Шкафы выпускаются навесного и напольного исполнения, допускают
присоединение к магистрали, а их зажимы при токах 400 — 630 А допуска-
ют присоединение четырех проводников сечением 3 х 120 мм2.
Контрольные вопросы
1. Как классифицируются подстанции?
2. Перечислите исходные данные, необходимые для выбора мощности
питающих трансформаторов.
3. Каковы особенности выбора схем и оборудования ГПП?
4. Каким образом учитывается перегрузочная способность трансформа-
торов?
5. Опишите компоновку ОРУ.
6. В чем отличие шкафов КСО от КРУ?
7. Как могут размещаться цеховые подстанции и РП?
8. В чем особенность комплектных трансформаторных подстанций?
9. В чем суть рекомендаций по схемам подстанций?
10. В чем отличие распределительных пунктов от осветительных щит-
ков?
Темы рефератов
1. Сравнительный анализ КРУ с различными выключателями.
2. Компоновка открытых распределительных устройств напряжением
ПО кВ.
3. Особенность подстанций специальных установок.
Глава 1 ЗАЩИТА ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК 0
ЮЛ. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
В процессе эксплуатации электрических сетей и электроустановок воз-
никают повреждения и анормальные режимы работы, приводящие к резко-
му увеличению тока и понижению напряжения в элементах системы элек-
троснабжения. Особенно опасны короткие замыкания (КЗ).
В большинстве случаев при КЗ возникает электрическая дуга с высокой
температурой, приводящая к разрушению электрических аппаратов, изоля-
торов и токоведущих частей. Так как при КЗ к месту повреждения прите-
кают большие токи, то возможен перегрев неповрежденных токоведущих
частей, что вызывает развитие аварии.
Для обеспечения надежного электроснабжения, предотвращения раз-
рушения оборудования электроустановок и сохранения устойчивой рабо-
ты элементов системы необходимо возможно быстрое отключение повре-
жденного участка или элемента, а также ликвидация опасного анормаль-
ного режима. В большинстве случаев для этих целей используют специ-
альные автоматические устройства в виде релейной защиты, отключаю-
щей выключатели.
При отключении выключателей электрическая дуга в месте поврежде-
ния гаснет, прохождение тока КЗ прекращается и восстанавливается на-
пряжение на неповрежденной части сети.
При нарушении нормального режима работы иногда нет необходимо-
сти в отключении электрооборудования, а достаточно дать предупреди-
тельный сигнал обслуживающему персоналу на подстанции; при его отсут-
ствии— оборудование отключается, но обязательно с выдержкой времени.
Одним из основных видов анормальных режимов являются перегрузки,
представляющие серьезную опасность для изоляции электродвигателей, транс-
форматоров и генераторов. Защита от перегрузок осуществляется с вы-
держкой времени больше, чем у защит от КЗ. Защита от перегрузок в сетях
не предусматривается, так как в правильно спроектированной сети пере-
грузки маловероятны. Для ряда электрооборудования характерны специфи-
ческие повреждения и анормальные режимы, а именно недопустимое сни-
жение напряжения при самозапуске электродвигателей; витковые замыка-
ния у трансформаторов и понижение уровня масла в кожухе; витковые за-
мыкания и повышение напряжения в обмотке статора, замыкания в цепи
возбуждения генераторов; однофазные замыкания.
Таким образом, релейной защитой (РЗ) называют защиту электрических
установок от возможных повреждений и анормальных режимов работы, осу-
ществляемую посредством автоматических устройств (контактных, бескон-
тактных). Основным назначением РЗ является выявление места повреждения
и быстрое автоматическое отключение выключателя поврежденного участка
или оборудования, а также выявление нарушения нормального режима рабо-
319
ты с последующей подачей предупредительного сигнала обслуживающему
персоналу или отключением оборудования с выдержкой времени.
Для каждого из перечисленных повреждений предусмотрен свой вид ре-
лейной защиты, в соответствии с чем, для отдельных элементов электроус-
тановок рекомендуются следующие наборы защит:
• для генераторов — от внешних КЗ, перегрузок, многофазных замы-
каний, однофазных замыканий на землю, замыканий между витками одной
фазы в обмотке статора, замыканий на корпус в цепи возбуждения и повы-
шения напряжения в обмотке статора;
• для силовых трансформаторов — от внешних КЗ, перегрузок, много-
фазных замыканий, однофазных замыканий на землю, витковых замыканий
в обмотках, понижения уровня масла в кожухе трансформатора;
• для воздушных и кабельных линий — от многофазных замыканий,
однофазных замыканий на землю и внешних КЗ;
• для синхронных и асинхронных электродвигателей — от многофаз-
ных замыканий, однофазных замыканий на землю, перегрузок, снижения
напряжения и асинхронного режима для СД;
• для конденсаторных установок — от КЗ, повышения напряжения и
перегрузок токами высших гармоник при наличии в сети вентильных пре-
образовательных и выпрямительных установок.
Для защиты ряда электроустановок вместо автоматических выключате-
лей и РЗ следует применять предохранители или открытые плавкие вставки,
если они выбраны с требуемыми параметрами, обеспечивают селективность
и чувствительность и не препятствуют применению автоматики.
Предохранители и устройства РЗ от многофазных замыканий являются
основными средствами защиты, однако в случае выхода их из строя в каче-
стве резервной для сетей, трансформаторов и генераторов предусматрива-
ется защита от внешних коротких замыканий. Такая защита осуществляет
отключение только с определенной выдержкой времени, так как предназна-
чена для работы только при отказе основной защиты.
В устройствах РЗ рекомендуется для снижения стоимости электроуста-
новок применять реле прямого действия в отличии от схем, где используют-
ся реле косвенного действия.
Наиболее распространены следующие виды схем релейной защиты: прин-
ципиальные совмещенные, принципиальные развернутые, монтажные и струк-
турные.
Принципиальные совмещенные схемы наиболее наглядно показывают
связь между реле и другими аппаратами и последовательность их действия,
однако для сложных схем РЗ и автоматики удобнее принципиальные раз-
вернутые схемы, выполненные по отдельным цепям: тока, напряжения, опе-
ративного тока, сигнализации и т. д. В этих схемах реле могут изображаться
в одной части схемы, а их контакты — в другой.
Монтажные схемы представляют собой рабочие чертежи, по которым
производится монтаж панелей РЗ, автоматики, сигнализации. Схемы, отра-
320
жающие все фактические соединения, выполненные при монтаже и наладке,
называются исполнительными.
Для изображения общей структуры устройств РЗ без выделения отдель-
ных реле и других аппаратов используются структурные схемы, на которых
надписями указываются назначения отдельных блоков, узлов, органов.
При проектировании РЗ и автоматики должны учитываться схемы пер-
вичных соединений сетей и подстанций, необходимый уровень надежности
электроснабжения электроприемников; их режимы работы, включая пере-
ходные; технические требования, предъявляемые к защите электрооборудо-
вания, технические требования энергосистемы; возможные виды поврежде-
ний и анормальных режимов работы. Как правило, используются устройст-
ва, выполненные с электромеханическими или полупроводниковыми реле, а
также комплектные устройства РЗ и автоматики с измерительными и функ-
циональными органами на интегральных микросхемах.
10.2. ТРЕБОВАНИЯ,
ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЕ
К релейной защите от повреждений и анормальных режимов работы
предъявляют следующие основные требования: селективность; быстродей-
ствие; надежность; чувствительность.
Селективностью или избирательностью защиты называется способность
ее отключать при коротких замыканиях только поврежденный участок
ближайшими к нему выключателями. Так, при КЗ в точке К\ (рис. 10.1)
должна сработать защита только на выключателе QF1 и отключить его.
При этом остальная неповрежденная часть электроустановки остается в ра-
боте. Если же неправильно сработает защита и отключится выключатель
QF5, то последствием такого неселективного срабатывания явится отклю-
чение неповрежденных электродвигателей.
Таким образом, требование селективности является основным условием
для обеспечения надежного питания потребителей.
Быстрое отключение поврежденного оборудования или участка сети пре-
дотвращает возможное развитие аварии, повышает эффективность автома-
тического повторного включения линий и сборных шин, снижает продолжи-
Рис. 10.1. Схема, поясняющая принцип селективности
321
тельность снижения напряжения у потребителей. Устройства РЗ должны
обеспечивать возможно меньшее время отключения поврежденого участка с
целью сохранения бесперебойной защиты неповрежденной части системы.
Если быстродействующая РЗ установлена на линиях электропередачи с
трубчатыми разрядниками, то ее необходимо отстроить от работы разряд-
ников. При этом наименьшее время срабатывания РЗ до момента подачи
сигнала на отключение должно быть больше времени однократного сраба-
тывания самих разрядников (0,06—0,08 с).
Для исключения отказов срабатывания защиты в каждом конкретном
случае следует рассматривать целесообразность ее действия от начального
значения тока или сопротивления при КЗ.
Полное время отключения повреждения tm-m определяется временем сраба-
тывания защиты /рз и выключателя /в, т. е. ^откл ~ £рз + /в. Время срабатывания
наиболее распространенных выключателей 0,15—0,06 с. Защиты, действующие
с временем до 0,1—0,2 с, называются быстродействующими. Современные бы-
стродействующие защиты обладают временем срабатывания 0,02—0,04 с.
В ряде случаев одновременное выполнение требований селективности и
быстродействия вызывает серьезные трудности из-за усложнения защиты. В
таком случае в первую очередь выполняется то требование, которое в дан-
ном конкретном случае является определяющим.
Надежность защиты заключается в безотказной работе ее элементов в
пределах установленной для нее зоны. Надежность ее функционирования долж-
на обеспечиваться применением таких устройств, которые по своим парамет-
рам и исполнению соответствовали назначению этих устройств. В целях по-
вышения надежности функционирования следует использовать схемное резер-
вирование, непрерывный или периодический контроль элементов и др.
Резервную защиту следует выполнять, чтобы была обеспечена возмож-
ность раздельной проверки или ремонта основной или резервной защиты
при работающем элементе. В этом случае основная и резервная защита
должны питаться от разных вторичных обмоток трансформаторов тока. Од-
нако в каждом конкретном случае вопрос резервирования решается отдель-
но, например, для линии электропередачи напряжением 35 кВ и выше с це-
лью повышения надежности в начале линии может быть предусмотрена то-
ковая отсечка в качестве дополнительной без выдержки времени.
Чувствительность защиты должна быть рассчитана и обеспечивать от-
ключение аварийного или анормального режима только в пределах уста-
новленной зоны ее действия, т. е. обеспечить ее срабатывание только в са-
мом начале возникновения повреждения.
Оценка чувствительности основных типов РЗ должна производиться
при помощи коэффициента чувствительности, определяемого: для защит,
реагирующих на величины, возрастающие при повреждениях, — как отно-
шение расчетных значений этих величин (ток или напряжение) при метал-
лических КЗ к параметрам срабатывания защит
(Ю.1)
Лррз
322
где /кзт1П — минимальный ток КЗ; Z рз — ток срабатывания РЗ; для защит,
реагирующих на величины, уменьшающиеся при повреждениях, — как от-
ношение параметров срабатывания к расчетным значениям этих величин в
пределах защищаемой зоны.
При оценке чувствительности основных защит необходимо исходить из
обеспечения наименьшего коэффициента их чувствительности, например, для
максимальной токовой защиты — 1,5—2,0; продольной дифференциальной
защиты трансформаторов, генераторов, линий, а также шин — 2,0; для
дифференциальной защиты трансформатора при КЗ за реактором, установ-
ленным на стороне низшего напряжения трансформатора и входящим в зо-
ну его защиты — 1,5.
Для токовых отсечек без выдержки времени, устанавливаемых на лини-
ях и выполняющих функции дополнительных защит, коэффициент чувстви-
тельности должен быть 1,2 при КЗ в месте ее установки.
Чувствительность защиты должна также обеспечивать ее действие при
повреждениях на смежных участках. Например, если при КЗ в точке Aj по
какой - либо причине не отключится выключатель QF1, то должна срабо-
тать защита выключателя QF4. Такое действие защиты называется дальним
резервированием смежного или следующего участка.
Для всех защит ее действие должно фиксироваться указательными реле,
встроенными в реле указателями срабатывания, счетчиками числа срабаты-
вания и т. д., а для сложных защит — отдельных ее частей на разных ступе-
нях защиты.
10.3. ЭЛЕМЕНТЫ ЗАЩИТЫ.
ИСТОЧНИКИ ОПЕРАТИВНОГО ТОКА В ЦЕПЯХ
РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
10.3.1. Элементы защиты
Каждое устройство защиты состоит из информационно-реагирующей и
логической частей.
Информационно-реагирующая часть является главной, реле которой не-
прерывно получают информацию о состоянии защищаемого объекта и реа-
гируют на возникновение КЗ и нарушения нормального режима работы,
подавая соответствующие сигналы в логическую часть защиты.
Логическая часть защиты, получая сигналы информационно-реагирую-
щей части, сопоставляет последовательность и продолжительность их дей-
ствия и дает команду на отключение выключателей мгновенно или с вы-
держкой времени.
В соответствии с этим реле защиты подразделяются на основные и вспо-
могательные. В качестве информационно-реагирующих реле могут служить
токовые, реле напряжения и сопротивления. Применяются реле мощности,
реагирующие на величину и направление (знак) мощности КЗ, проходящей
через защиту.
323
Реле, действующие на возрастание величины, которую они контроли-
руют, называются максимальными, а реле, работающие при снижении со-
ответствующей величины, называются минимальными. Кроме того, приме-
няются специальные реле: частоты, тепловые, времени, указательные и про-
межуточные, передающие сигнал основных реле на отключение выключате-
лей.
Широкое распространение получили органы релейной защиты на базе
электромеханических реле. В последнее время стали применять реле с маг-
нитоуправляемыми контактами, обеспечивающие высокое быстродействие
логических операций. Вместе с тем огромное количество сооружаемых ли-
ний и подстанций в распределительных сетях промышленных предприятий,
увеличение пропускной способности питающих линий электроустановок
предъявляют новые требования к релейной аппаратуре, содержащей элек-
тромеханические реле. Удовлетворение этих требований стало возможным
благодаря созданию интегральных микросхем и соответствующей защиты.
Характерной особенностью наиболее распространенных элементов защи-
ты является наличие обмотки неподвижной системы и контактов. Обмотки мо-
гут включаться на ток и напряжение сети непосредственно или через измери-
тельные трансформаторы тока и напряжения. В первом случае они называются
первичными, во втором — вторичными, получившими наибольшее распро-
странение, поскольку изолированы от высокого напряжения; могут распола-
гаться на определенном расстоянии от защищаемого объекта; выполняться на
одни и те же стандартные токи 1 или 5 А и номинальное напряжение 100 В не-
зависимо от тока и напряжения в цепи защищаемого объекта.
Различают два способа воздействия защиты на выключатель — прямой
и косвенный. При прямом способе подвижная система реле прямого дейст-
вия механически связана с отключающим устройством выключателя, чем
вызывает отключение. В отечественной практике защита с первичными реле
прямого действия нашла применение в установках напряжением до 1 кВ.
Вторичные реле прямого действия включаются в защищаемую цепь че-
рез измерительные трансформаторы. Такие реле позволяют выполнить то-
ковые защиты в распределительных сетях напряжением до 35 кВ. Схемы
этих защит отличаются простотой, не требуют источника оперативного то-
ка, однако обладают значительной погрешностью и потребляют большую
мощность при срабатывании.
Более совершенны вторичные реле косвенного действия, которые своими
контактами замыкают цепь питания контактора отключения выключателя и
последний отключает поврежденный участок. Такие реле обладают рядом пре-
имуществ, поскольку их параметры не зависят от параметров защищаемого
объекта, весьма чувствительны, обладают небольшой погрешностью, регули-
ровка и настройка их производится без отключения защищаемого объекта.
10.3.2. Источники оперативного тока в цепях релейной защиты
Система оперативного тока любой электроустановки представляет со-
бой совокупность источников питания, линий питания и шин переключаю-
щих устройств.
324
Применяются следующие системы оперативного тока:
• постоянный оперативный ток — источником питания оперативных
цепей являются аккумуляторные батареи;
• переменный оперативный ток — источником питания оперативных
цепей служат измерительные трансформаторы тока, напряжения и транс-
форматоры собственных нужд;
• выпрямленный оперативный ток — система питания оперативных
цепей переменным током, в которой последний преобразуется в выпрям-
ленный (постоянный) с помощью серийных блоков питания;
• смешанная система предусматривает возможность применения посто-
янного и выпрямленного, переменного и выпрямленного токов.
Различают зависимое и независимое питание: при зависимом питании
работа оперативных цепей зависит от режима работы подстанции или элек-
троустановки, а при независимом — режим работы не влияет на систему
питания оперативных цепей.
Постоянный оперативный ток применяется на подстанциях 110—220 кВ
со сборными шинами этого напряжения; на подстанциях 220—35 кВ без
сборных шин этого напряжения с масляными выключателями с электро-
магнитным приводом. Источником постоянного оперативного напряжения
являются аккумуляторные батареи типа СК (220 В) без элементного комму-
татора, работающие в режиме подзаряда.
Переменный оперативный ток применяется на подстанциях напряжени-
ем 35/6—10 кВ с масляными выключателями 35 кВ, на подстанциях 35—220/6
— 10 и НО—220 / 35 / 6—10 кВ без выключателей на стороне высшего на-
пряжения, а выключатели 6—10—35 кВ снабжены пружинным приводом.
При переменном оперативном токе электромагниты отключения выключа-
телей непосредственно включаются во вторичную цепь трансформаторов
тока, при этом чувствительность защиты должна соответствовать требова-
ниям ПУЭ. Цепи автоматики, управления и сигнализации питаются от шин
собственных нужд через стабилизаторы напряжения.
На подстанциях напряжением 35/6—10 кВ с масляными выключателя-
ми 35 кВ, на подстанциях 35—220/6—10 кВ и НО—220/35/6—10 кВ без вы-
ключателей на стороне высшего напряжения, когда выключатели НН осна-
щены электромагнитным приводом применяется выпрямленный оператив-
ный ток. Подробно область применения различных систем оперативного
тока на подстанциях в зависимости от схем соединения, выключателей и их
приводов приведена [38].
Для выпрямления переменного тока используются стабилизированные
блоки питания типа БПНС совместно с токовыми БПТ — для питания це-
пей защиты, автоматики и управления, а также нестабилизированные —
БПН — для питания цепей сигнализации и блокировки, а также выпрями-
тельные устройства с индуктивным накопителем — для питания включаю-
щих электромагнитов приводов масляных выключателей.
Нестабилизированные блоки питания и заряда БПЗ применяются для
отключения выключателей 10 (6) кВ посредством защит минимального на-
325
пряжения, а также выключателей 35—110 кВ при недостаточной мощности
блока питания.
Смешанная система применяется при питании электромагнитов отклю-
чения выключателей от силовых выпрямительных устройств.
В качестве источников постоянного тока применяются свинцово-кис-
лотные аккумуляторные батареи типа СК с номинальным напряжением ак-
кумулятора 2 В и номинальной емкостью, соответствующей 10-ти часовому
режиму разряда.
В качестве зарядно-подзарядных устройств применяются выпрямитель-
ные агрегаты.
Блоки питания (БП) представляют собой выпрямительные устройства,
дающие на выходе постоянное (выпрямленное) напряжение. Они делятся на
блоки напряжения и токовые.
Блок напряжения БПЗ представляет собой промежуточный трансфор-
матор напряжения с выпрямительным мостом на выходе. Подключаются они
к трансформаторам напряжения или трансформатором собственных нужд.
Токовый блок питания и заряда БПЗ- 402 (рис. 10.2) включает насыщаю-
щийся трансформатор тока с выходным выпрямительным мостом. Включен-
ный параллельно вторичной обмотке конденсатор обеспечивает стабилиза-
цию выходного напряжения. Эти блоки включаются только в цепи транс-
форматоров тока и являются источниками питания только в режиме КЗ.
Схема подключения блоков питания и заряда БПЗ-401 и БПЗ-402, пред-
ставленная на рис. 10.3.
При нагрузке вторичных цепей устройств защиты до 1500 Вт при напря-
жении НО и 220 В используются блоки питания БПН и БПТ. Комплектные
устройства питания типа УКП предназначены для питания выпрямленным то-
ком электромагнитов включения приводов выключателей с нагрузкой до 320 А.
Блок питания выбирается по максимальной мощности нагрузки, необ-
ходимой для надежной работы защиты и электромагнитов отключения при
выходном напряжении 220 В. Минимальное напряжение на выходе должно
быть не меньше 80 % номинального. Затем определяют первичный ток и
напряжение надежной работы.
Под током надежной работы понимают ток, подаваемый на вход блока,
при котором выходное напряжение будет равно минимально допустимому,
а напряжение надежной работы
— это напряжение, подаваемое
на вход блока, при котором на-
пряжение выхода будет равно ми-
нимально допустимому.
Выбор числа витков первич-
ной обмотки блока БПЗ-402 про-
изводится в следующей после-
довательности: вольт-амперная
ТА
Рис. 10.2. Блок питания и заряда БПТ-
403
326
а А В С
Питание,
нагрузки
Заряд кон-
денаатороо
Путание
нагрузки
Заряд <м-
денсатороб
Рис. 10.3. Схемы выключения блоков БПЗ-401 и БПЗ-402:
а — выключение токового блока питания на разность токов двух фаз с одним блоком напряжения; б —
то же на ток одной фазы с двумя блоками напряжения
характеристика ТТ сравнивается с вольт-амперными характеристиками не-
нагруженного блока и число витков первичной обмотки трансформатора
блока питания выбирается таким, чтобы вольт-амперная характеристика ТТ
проходила выше вольт-амперной характеристики блока при токах более 5 А.
Для питания цепей релейной защиты широко используются ТТ с номи-
нальным вторичным током 1 или 5 А при любых значениях первичного то-
ка. При этом условия их работы и требования, предъявляемые к ним, от-
личны от цепей измерительных приборов, поскольку последние требуют
точной работы при малых нагрузках, незначительных перегрузках в нор-
мальном режиме. Для устойчивой работы РЗ требуется точная работа ТТ
при протекании токов перегрузки и токов КЗ, во много раз превышающих
первичные номинальные токи, а также учет переходного режима для быст-
родействующих защит (см. гл. 8).
327
Значение намагничивающего тока, а следовательно и погрешность ТТ
зависят от сопротивления нагрузки во вторичной цепи. Допустимое значе-
ние сопротивления нагрузки Инагр. доп определяется по формуле п\0 = /(Z^), да-
ваемой заводом-изготовителем для каждого типа ТТ (тщ— кратность пер-
вичного тока, соответствующая при данном значении ZHarp полной погреш-
ности е = 10 %). Используя эти зависимости — кривые предельной крат-
ности — можно подобрать ТТ, способный питать схему релейной защиты с
е < 10 % в условиях срабатывания защиты (рис. 8.9).
Если же задан тип ТТ, то, используя кривые предельной кратности, оп-
ределяют допустимое значение сопротивления вторичной нагрузки. Исходя
из этого подбирают исполнительные реле так, чтобы их суммарное сопро-
тивление, сопротивление соединительных проводов и других элементов не
ПреВЫШаЛО Znarp. доп*
Схемы соединения трансформаторов тока
Типовые схемы соединения ТТ, применяемые для питания цепей релей-
ной защиты, существенно влияют на качество защиты и выбор ее уставки.
Влияние вызвано тем, что ток исполнительного реле 1Р и ток в фазе /ф не-
одинаковы. При выборе уставок защиты это учитывается коэффициентом
схемы
^х = /р//ф- (10.2)
1. Схема соединения ТТ— полная звезда.
При такой схеме вторичные обмотки трансформаторов тока, установ-
ленные во всех фазах, и реле соединены в звезду, а их нулевые точки связа-
ны одним нулевым проводом. Схема соединения и токораспределение при-
ведены на рис. 8.8. Значения токов в реле КАГ, КА2 и КАЗ соответственно
будут: Ia = IAlkm-, 1Ь = 1В/кт; 1С = 1с/кт,аъ нулевом проводе — la +1Ь + 1С =0,
что характерно для симметричного режима.
В случае двухфазного КЗ ток появится только в реле поврежденных фаз,
а так как эти токи равны и противоположно направлены, то сумма токов
также будет равна нулю
В реальных условиях из-за различия характеристик и погрешностей ТТ
сумма вторичных токов не равна нулю и в нулевом проводе протекает ток
небаланса /нб = (0,01-5-0,2) А. При КЗ в связи с увеличением тока намагни-
чивания возрастает ток небаланса.
Нулевой провод при «полной звезде» является фильтром токов нулевой
последовательности, токи прямой и обратной последовательностей в нуле-
вом проводе не проходят (рис. 10.4, а), так как сумма векторов тока равна
нулю (рис. 10.4, б, в). Токи же нулевой последовательности совпадают по
фазе, поэтому в нулевом проводе проходит утроенное значение этого тока
/нпР=3/о (Рис- Ю.4, г).
328
Рис. 10.4. Токи симметричных составляющих в схеме соединения «звезда»:
а — токораспределение в схеме; б—г — токи прямой, обратной и нулевой последовательности
При такой схеме соединения реле реагируют на все виды КЗ; ток в реле
равен току фазы, поэтому ксх = 1.
2. Схема соединения ТТ — неполная звезда.
При такой схеме реле устанавливается в двух фазах. Согласно токорас-
пределению для нормального режима и режима трехфазного КЗ следует, что
токи 1а = 1А !кт и 1С- 1С/кт, а геометрическая сумма токов в обратном проводе
L=~(ia + ic),
(10.3)
т. е. ток в обратном проводе равен току отсутствующей фазы, = 1Ь.
При КЗ между фазами А и С, где установлены ТТ, ток в обратном про-
воде равен нулю; при замыкании между фазами АВ и ВС соответственно
L = h и /об = ^-
В случае однофазного замыкания на землю одной из фаз, где установ-
лен ТТ, во вторичной обмотке и реле появляется ток КЗ. При замыкании на
землю фазы, в которой ТТ не установлен (фаза В), ток в схеме защиты не
появится; следовательно, схема неполной звезды реагирует не на все случаи
однофазного КЗ и поэтому применяется для защит от междуфазных повре-
ждений. Коэффициент схемы ксх = 1.
3. Схема соединения трансформаторов тока в треугольник, а обмоток
реле в звезду.
При данной схеме (рис. 10.5) в каждом реле проходит ток, равный гео-
метрической разности токов двух фаз:
кт кт "
— _ Л? А
к кт ’ к к ’
(Ю.4)
Из векторной диаграммы вторичных токов (см. рис. 10.5, б) видно, что
при нагрузке и трехфазном КЗ в реле проходит линейный ток в V3 раз
больший тока фазы, но сдвинутый относительно него по фазе на 30°.
329
Рис. 10.5. Схема соединения обмоток ТТ в «треугольник», а обмоток реле — в «звезду» (а);
векторная диаграмма вторичных токов (б)
Так как токи КЗ проходят при всех видах коротких замыканий, то за-
щиты при такой схеме реагируют на все виды КЗ. В основном такие схемы
соединения используются для дифференциальных и дистанционных защит.
При трехфазных симметричных режимах коэффициент схемы
= = (Ю.5)
7Ф /Ф
4. Схема неполной звезды с реле в обратном проводе.
Такая схема с реле в обратном проводе (см. рис. 8.8, в) или без него на-
шла широкое распространение в токовых защитах линий напряжением до
35 кВ включительно. Через реле КАЗ, включаемый в обратный провод, про-
ходит сумма вторичных токов А и С или (при междуфазных КЗ) ток фазы В
с обратным знаком, т. е.
i = ia+ic = ib. (Ю.6)
Кроме преимуществ схемы неполной звезды, такая схема обладает чув-
ствительностью схемы «полная звезда» при двухфазных КЗ. Коэффициент
схемы kcx = 1.
5. Схема с двумя трансформаторами и реле, включенным на разность
токов двух фаз.
Реле на разность токов включается по схеме на рис. 8.8, г. Для данно-
го примера ток в реле определяется по формуле
/р = ^-^ = Л-4- (10.7)
к кт
т т
В нормальном режиме и при трехфазном КЗ геометрическая разность
токов 1а-1с ь л/з раз больше тока фазы.
330
При двухфазных КЗ ток в реле будет зависеть от того, какие фазы по-
вреждены. При двухфазовом КЗ между фазами А и С ток 1С = -1А. С учетом
этого ток в реле
7 =27./Л =27,,
р лт а ’
т. е. в реле проходит удвоенный фазный ток.
При КЗ между фазами А и В или С и В в реле будет проходить ток 1а
или 1С.
Коэффициент схемы при симметричных режимах
к = =
I 1
‘ТТ ‘ТТ
(10.8)
Такая схема включения широко используется в сетях напряжением до
10 кВ, где силовые трансформаторы, как правило, имеют схему соединения
«звезда—звезда с нулем».
6. Схема соединения трансформаторов тока в фильтр токов нулевой по-
следовательности.
При такой схеме вторичные обмотки соединяются параллельно, а к ним
подключается обмотка реле (рис. 10.6). Из распределения токов видно, что
включение реле по такой схеме равносильно включению его в нулевой про-
вод звезды, т. е. 7р = 370. Таким образом, рассматриваемая схема является
фильтром токов нулевой последова-
тельности и поэтому применяется в
схемах защит, реагирующих на одно-
фазные и двухфазные КЗ на землю.
Рис. 10.6. Схема соединения ТТ в фильтр то-
ков нулевой последовательности
Трансформаторы напряжения и схемы их соединения
Трансформаторы напряжения (TH), как и трансформаторы тока, за-
щищают изоляцию реле и цепей вторичной коммутации от высокого на-
пряжения и позволяют вне зависимости от первичного номинального на-
пряжения получать стандартную величину вторичного напряжения—100 В.
Как следует из векторной диаграммы (см. рис. 8.2, в) во вторичной цепи
протекает ток /2, а первичный ток возрастает по сравнению с х. х. и стано-
вится равным 7,'. Эти токи создают падение напряжения Д77 в первичной и
вторичной обмотках, которое определяет напряжение
331
й2=й\-ьй. (Ю.9)
Из векторной диаграммы следует, что вторичное напряжение отличает-
ся от первичного не только по величине, но и по фазе, в связи с чем TH име-
ет две погрешности:
• погрешность по величине вторичного напряжения
At/ = [(kKU2-100 %; (10.10)
• погрешность в угле 5 между векторами напряжения йх и й2.
Величины погрешностей TH зависят от величины падения напряжения,
возрастающее с увеличением нагрузки (12).
В условиях эксплуатации TH работает с различными погрешностями,
от уровня которых ГОСТ устанавливает четыре класса точности: 0,2; 0,5; 1
и 3 (погрешность в %). Номинальные параметры TH соответствуют опреде-
ленному классу точности.
Реле защиты включаются на фазные и междуфазные напряжения, а так-
же на напряжения нулевой и обратной последовательности. Для этой цели
используются одно- и трехфазные трансформаторы, а также фильтры на-
пряжения нулевой последовательности. В этом случае трансформаторы
имеют различные схемы соединения. Основные схемы соединения приведе-
ны на рис. 8.4.
10.4. ЗАЩИТА ОТ ВНЕШНИХ КОРОТКИХ
ЗАМЫКАНИЙ В ЭЛЕКТРОУСТАНОВКАХ
НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1 кВ
10.4.1. Общие сведения
Основным признаком возникновения короткого замыкания является
резкое увеличение тока, который принято называть сверхтоком. Для от-
ключения этого тока применяется максимальная токовая защита (МТЗ)
(рис. 10.7). Ток, проходящий по защищаемому элементу системы, через ТТ
подводится к МТЗ, которая в нормальном режиме на него не реагирует.
При возникновении КЗ ток резко возрастает, защита срабатывает и подает
сигнал на отключение выключателя. Значение тока, при котором защита
срабатывает, называется током срабатывания защиты.
Поскольку появление сверхтока в определенном элементе системы мо-
жет быть вызвано не только его повреждением, но и повреждением элек-
трически связанных с ним элементов, необходимо четко установить именно
поврежденный элемент. Таким образом, МТЗ должна удовлетворять двум
требованиям: 1) четко выявлять момент возникновение аварии, что дости-
гается определенной уставкой срабатывания защиты; 2) правильно выби-
рать поврежденный участок.
Для выполнения этих требований МТЗ оснащается, как правило, двумя
органами: пусковым, выявляющим момент возникновения КЗ или другого
анормального режима и органом выдержки времени, обеспечивающим селек-
332
Рис. 10.7. Схема максимальной токовой защиты на оперативном постоянном токе
тивность. В качестве исполнительных реле используются реле тока, реле
времени, комбинированные реле (типа СТВ) и ряд вспомогательных реле
(промежуточные и указательные). Промежуточные облегчают работу кон-
тактов основных органов защиты, а также, вводя некоторое замедление,
предотвращают действие токовой отсечки при срабатывании трубчатых раз-
рядников. Указательные реле сигнализируют о срабатывании защиты.
МТЗ широко применяется для защиты генераторов, трансформаторов,
электродвигателей, а также линий с односторонним, реже с двусторонним,
питанием.
10.4.2. Схемы максимальной токовой защиты
Так как ток КЗ проходит от источника питания к месту короткого за-
мыкания, то чем ближе к источнику питания установлена защита, тем
больше зона ее защиты. Например, если установить защиту со стороны
обмотки высшего напряжения силового трансформатора Т(рис. 10.9), то в
333
Рис. 10.9. Схема правильного и неправильного размещения
МТЗ
зону защиты попадают: линия питания, кабель-
ные вводы, обмотки трансформатора Т, выклю-
чатель QF2 и шины низшего напряжения.
Если же ТТ и МТЗ установить со стороны
низшего напряжения, то зона защиты ограничи-
вается только QF2 и шинами. Поэтому макси-
мальную токовую защиту целесообразно устанав-
ливать возможно ближе к источнику питания.
Место установки МТЗ зависит также от схе-
мы соединения электроустановок и их количест-
ва. Например, от шин подстанции 77 (рис. 10.10)
питаются два РУ, но с разным количеством элек-
троустановок. На электродвигателе отдельную за-
щиту можно не устанавливать, так как он входит
в зону защиты МТЗ 1 и нет разницы каким вы-
ключателем он будет отключен (QF1 или QF3).
Для РУ2 это решение неприемлемо, так как от-
ключение линии Лг приводит к отключению
электродвигателя Мг и трансформатора Т неза-
висимо от того, где произошла авария. Поэтому
в данном случае защиту необходимо установить
у электродвигателя и у трансформатора.
Схемы включения пусковых органов МТЗ
приведены на рис. 8.8.
Анализ схемы (см. рис. 8.8, а) показывает,
что при всех видах КЗ токи повреждения прохо-
дят по всем реле, поэтому защита реагирует на
все виды КЗ с одинаковой чувствительностью;
коэффициент схемы Л® = 1.
При неполной звезде схема реагирует на все
виды КЗ, исключая КЗ на землю фазы, где не установлен ТТ, поэтому такая
схема применяется для защиты от междуфазных замыканий; в симметричных
режимах коэффициент схемы Л® = 1; ток в обратном проводе проходит не толь-
ко при междуфазных КЗ и некоторых замыканиях на землю, поэтому прокладка
нулевого провода необходима.
Схема (см. рис. 8.8, г) наиболее экономична, так как требует установки
двух ТТ и только одного реле. Схема реагирует на все виды КЗ, за исключе-
нием КЗ фазы, где ТТ не установлен, поэтому применяется большей частью
для защит от междуфазных повреждений; в нормальном режиме и при трех-
фазном КЗ ток в обмотке реле в л/з раза больше фазного, поэтому = л/з;
защита имеет разную чувствительность в зависимости от вида повреждения
и сочетания поврежденных фаз (наименьшая чувствительность при замыка-
ниях между фазами А и В', В и Q.
334
п
Рис. 10.10. Схема размещения МТЗ
Максимальная токовая защита широко применяется для защиты воз-
душных и кабельных линий напряжением 6 — 35 кВ, особенно в сетях с изо-
лированной нейтралью из-за отсутствия однофазных КЗ. При этом для ме-
ждуфазных КЗ используются двухфазные схемы. Эти же схемы могут при-
меняться и в сетях с заземленной нейтралью, если для защиты от однофаз-
ных замыканий на землю (033) применяется максимальная токовая защита,
включенная на ток нулевой последовательности.
Схема максимальной токовой защиты с независимой характеристикой
времени срабатывания на оперативном постоянном токе представлена на
рис. 10.11, а. Особенностью таких схем является использование блокиро-
вочного контакта (БК) контактора отключения выключателя, который за-
мыкается при включении КМ и размыкается при его отключении. При от-
ключении выключателя прохождение тока КЗ прекращается, вследствие че-
го происходит возврат реле в исходное положение (вначале токовых, потом
времени) Так как контакты КТ не рассчитаны на размыкание цепи КМ, то
335
Рис. 10.11. Схемы МТЗ с независимой характеристикой на постоянном оперативном токе (а)
и зависимой характеристикой на переменном оперативном токе (б)
размыкание этой цепи производится БК до размыкания контактов КТ. С
другой стороны БК, размыкая цепь отключения, защищает отключающую
катушку от повреждения.
Схема двухфазной МТЗ с зависимой характеристикой времени сраба-
тывания на переменном оперативном токе представлена на рис. 10.11, б.
10.4.3. Выбор параметров максимальной токовой защиты
МТЗ, предназначенная для отключения КЗ, не может служить одновре-
менно для защиты от перегрузки, допускающей большую выдержку време-
ни. При определении тока срабатывания защиты должны соблюдаться сле-
дующие условия: 1) защита не должна срабатывать при прохождении мак-
симального тока нагрузки; 2) при КЗ защита должна надежно работать на
защищаемом участке с коэффициентом чувствительности— 1,5; 3) защита,
как правило, должна надежно работать и при КЗ на смежном участке, имея
в конце его коэффициент чувствительности не менее 1,2.
Для выполнения первого условия должно выполняться неравенство
А: з > ^тах наг ’ (ЮЛ)
где /с.з — ток срабатывания; —максимальный ток нагрузки.
С другой стороны при выборе тока срабатывания защиты необходимо
исходить из условия возврата пускового органа в начальное положение по-
сле отключения внешнего КЗ. При КЗ в точке Кг (рис. 10.12) срабатывает
защита 2, расположенная ближе к месту повреждения, и защита 1. Защита 2
срабатывает только на отключение, так как имеет меньшую выдержку вре-
336
Рис. 10.12. Размещение МТЗ
в радиальной сети с односто-
ронним питанием
мени. Так будет в слу-
чае, если после сраба-
тывания защиты 2 пус-
ковой орган защиты 1
вернется в исходное
положение.
Максимальный ток,
при котором пусковой
орган защиты возвращается в исходное положение, называется током воз-
врата защиты /в 3. Возврат защиты должен происходить только после от-
ключения внешнего КЗ, для чего 1В 3 должен быть больше максимально воз-
можного тока в линии, т. е.
max з
При определении максимального тока необходимо учитывать увеличе-
ние тока в защищаемой линии вследствие самозапуска электродвигателей
при восстановлении напряжения после отключения КЗ, что учитывается ко-
эффициентом самозапуска, Лсз =2,5-*-3,0. Селективное действие защиты бу-
дет обеспечено, если
I =к к 1
в з зап з max раб ’
(10.12)
где ^зап — коэффициент запаса, учитывающий погрешности работы реле,
неточности расчета и т. д. (1,1 —1,2).
Ток возврата и ток срабатывания связаны между собой коэффициентом
возврата
*,=',э"сз> (Ю.13)
откуда
Лз=Мсз- (10.14)
С учетом (10.14) выражение (10.12) примет следующий вид:
к к I
J — заП с 3 тах 1*6 Q Q
сз *» '
Уставка пусковых токовых реле, т.е. вторичный ток срабатывания, оп-
ределяется по формуле
337
сз кк
где кх — коэффициент трансформации трансформаторов тока; fccx — коэф-
фициент схемы, кт = 1 (полная, неполная звезда), ка = л/з (схема на разность
токов двух фаз).
Определив ток срабатывания защиты, определяют коэффициент чувст-
вительности, позволяющий судить о выполнении второго и третьего усло-
вий:
^ = Лзтт (Ю.17)
Л 3
Для МТЗ с шунтированием отключающих катушек выключателей, вы-
полненных с реле типа РТ или РП, необходимо дополнительно проверить:
1) надежность срабатывания отключающих катушек (ОК) выключателя по-
сле их шунтирования; 2) отсутствие возврата реле РТ (РП) после дешунти-
рования ОК вследствие снижения вторичного тока ТТ; 3) допустимость мак-
симального тока КЗ для контактов указанных типов реле.
Для проверки надежности срабатывания ОК необходимо:
а) определить вторичный ток ОК, необходимый для надежной работы,
Л = (10.18)
где кя —коэффициент надежности (1,25); /сок —ток срабатывания отклю-
чающей катушки;
б) определить ЭДС Е2 трансформатора тока при прохождении вторич-
ного тока 12,
E2 = I2(ZB + Z2), (10.19)
где ZH — сопротивление нагрузки, подключенной ко вторичной обмотке
ТТ после дешунтирования OK; Z2 —сопротивление вторичной обмотки ТТ;
в) по кривой намагничивания ТТ определить его ток намагничивания
^нам при ЭДС Е2-,
г) определить первичный ток llK0, при котором во вторичной обмотке
проходит ток 12:
Л«о=(/2 + /нам)*Т> (10.20)
где к, —коэффициент трансформации ТТ;
д) проверить условие, необходимое для надежного действия ОК после
дешунтирования,
(10-21)
338
где /сз — первичный ток срабатывания наиболее чувствительной защиты,
действующей на дешунтирование ОК.
Для проверки отсутствия возврата реле из-за снижения вторичного тока
ТТ необходимо, чтобы ток возврата реле был больше нового вторичного
тока. Это выполняется при условии
Л=*ЛР, (10-22)
где 12 —вторичный ток после дешунтирования ОК; /в —ток возврата реле.
Заменив значение тока возврата реле через (10.14) с учетом (10.20), полу-
чим
(10.23)
где 1С р — первичный ток срабатывания защиты.
Проверка допустимости максимального тока КЗ для контактов реле,
которыми производится дешунтирование ОК, производится по формуле
Лк,тах=-^2^^150А, (10.24)
где 150 А — предельно допустимый ток на контакты реле при нагрузке не
более 4 Ом.
Выдержки времени защиты с независимой характеристикой выбирают-
ся по ступенчатому принципу, заключающемуся в том, что каждая после-
дующая защита в направлении от потребителей электроэнергии к источни-
ку питания имеет выдержку времени больше предыдущей на некоторую ве-
личинуД I, называемую ступенью селективности.
Для схемы на рис. 10.12 время срабатывания защиты
^=12 + &. (10.25)
Величина ступени селективности Д/ должна быть такой, чтобы успели
сработать защита и отключиться выключатель поврежденного участка,
прежде чем истечет выдержка времени вышестоящего участка. Для МТЗ с
независимой характеристикой ступень селективности определяется как
^а х = *вык + ^КЛ1 + ^КА2 + ^зал > (1 0-26)
где гвык — время срабатывания выключателя (в зависимости от типов вы-
ключателей zBbllt = (0,05-*-0,3) с); Д/^р Д^2 —погрешности во времени дей-
ствия защиты 1 и защиты 2 , которые могут иметь как положительное зна-
чение, так и отрицательное; tm — время запаса, учитывающее неточность
настройки реле времени 0,1—0,15 с.
У максимальных токовых реле с независимой характеристикой выдерж-
ка времени обусловлена погрешностью реле времени, а у защит с ограни-
339
ченной зависимой характеристикой — погрешностью индукционного токо-
вого реле, совмещающего в себе пусковой орган и орган выдержки времени.
Эта погрешность может быть принята 0,05 — 0,1 с.
В расчетах ступень селективности принимается равной 0,6 — 1с для за-
щит с ограниченно зависимой характеристикой, а для защит с независимой
характеристикой 0,3 — 0,6 с.
Максимальная токовая защита обладает достаточной селективностью,
определенной чувствительностью; широко применяется в радиальных сетях
всех уровней напряжения с одним источником питания, а в системах элек-
троснабжения промышленных предприятий напряжением 10 кВ и ниже она
является основной защитой.
10.4.4. Токовая отсечка
Токовая отсечка, являясь разновидностью максимальной токовой за-
щиты, имеет ограниченную зону действия и в большинстве случаев действу-
ет мгновенно.
Селективность действия токовой отсечки достигается не выдержкой
времени, а ограничением зоны защиты. Ток срабатывания отсечки отстраи-
вается не от тока нагрузки, а от тока КЗ при коротком замыкании в конце
защищаемой линии или в зоне защиты тех элементов, где она должна дейст-
вовать.
Принцип действия отсечки основан на том, что ток КЗ уменьшается по ме-
ре удаления от источника питания, вблизи которого устанавливается защита,
так как возрастает сопротивление короткозамкнутой цепи (см. рис. 10.13).
Ток срабатывания отсечки мгновенного действия выбирается так, что-
бы она не срабатывала при повреждениях на смежных линиях или в транс-
форматоре питающей подстанции:
(Ю.27)
а ток срабатывания реле тогда будет
1 — кривая изменения тока КЗ; 2 — ток срабатывания отсечки
340
к 1 к
зап кз max сх
с р
(10.28)
где /кз тах— максимальное значение тока КЗ при КЗ на шинах противопо-
ложной подстанции; кзап —коэффициент запаса (1,1—1,5), учитывающий
погрешности срабатывания реле и расчетах токов КЗ; ка — коэффициент
схемы; кг — коэффициент трансформации ТТ.
Зона действия отсечки определяется графически, как показано на рис.
10.13. Обычно строятся кривые тока КЗ в зависимости от расстояния I (1/4 /;
1/2 /; 3/4 Г) до точки КЗ. По (10.28) определяют ток срабатывания отсечки и
проводится прямая 2 тока срабатывания. Точка пересечения кривой 7 и
прямой 2 определяет зону действия отсечки, где ток КЗ превышает ток сра-
батывания.
Коэффициент чувствительности отсечки определяется как
кч=-^, (10.29)
Л 3
где 7К31 —ток КЗ при повреждении в начале линии у места установки отсечки.
ПУЭ рекомендует применять отсечку, если ее зона действия охватывает
не менее 20 % защищаемой линии.
В отдельных случаях отсечка может защищать радиальную линию (см.
рис. 10.13) с одним трансформатором, так как при его повреждении допус-
тимо отключение линии. Ток отсечки выбирается таким, чтобы она не дей-
ствовала на линиях JI2 низшего напряжения, при этом максимальное значе-
ние тока принимается на шинах (т. К).
Токовая отсечка может применяться также и на линиях с двусторонним
питанием (рис. 10.14) с установкой ее с двух сторон защищаемой линии. Кри-
Рис. 10.14. Схема, поясняющая принцип действия токовой отсечки с двусторонним питанием:
1 — характеристика срабатывания для точки Г\ 2 — характеристика срабатывания для точки В
341
вые 1 и 2 показывают изменение токов КЗ, притекающих к точке КЗ со сто-
роны подстанции Л и со стороны подстанции Б. Токи срабатывания долж-
ны быть такими, чтобы отсечка не реагировала на повреждения вне защи-
щаемой зоны. Поэтому он определяется по максимально возможному току
КЗ на стороне защищаемого участка, противоположной точке установки
отсечки.
На практике часто используют сочетание токовой отсечки с макси-
мальной токовой защитой. Так как токовая отсечка защищает часть линии,
то она используется в качестве дополнительной. Это дает возможность ус-
корить отключение повреждения при больших токах КЗ, вызывающих глу-
бокое понижение напряжения на шинах подстанций.
При сочетании токовой отсечки с максимальной токовой защитой по-
лучается токовая отсечка со ступенчатой характеристикой времени сраба-
тывания: причем токовая отсечка (первая ступень) срабатывает мгновенно,
а максимальная токовая защита — с выдержкой времени (вторая ступень).
На рис. 10.15 в качестве примера приведены схемы токовой отсечки с
реле прямого действия, включенным на разность токов двух фаз и токовой
отсечки с двумя реле косвенного действия, включенными на токи двух фаз.
Контакты реле косвенного действия включены в цепь питания отключаю-
щей катушки КО и при нормальной работе разомкнуты. При срабатывании
этого реле обмотки катушки КО и реле оказываются включенными после-
довательно. Опережающее срабатывание замыкающего контакта предохра-
няет размыкающий от перегорания.
После отключения выключателя цепь отключающей катушки КО ска-
чало закорачивается размыкающими контактами реле косвенного действия,
что предохраняет замыкающие контакты этого реле от подгорания при
возвращении в исходное положение.
Рис. 10.15. Схема токовой отсечки с реле прямого действия (а) и двумя реле косвенного дей-
ствия (б)
342
Токовая отсечка устанавливается обычно для защиты электродвигателей
мощностью менее 5000 кВт, трансформаторов мощностью менее 6300 кВ-А,
нереактированных линий, конденсаторных установок мощностью более 400
квар.
Токовую отсечку с одним реле применяют на электродвигателях мощ-
ностью менее 2000 кВт, а также на установках, где удовлетворяются требо-
вания чувствительности. Токовую отсечку с двумя реле устанавливают для
защиты электродвигателей мощностью 2000 кВт и более, а также на тех
электроустановках, где защита с одним реле не удовлетворяет требованиям
чувствительности.
Отсечку устанавливают только со стороны питания. Независимо от
числа реле ТТ обязательно должны устанавливаться в одних и тех же фазах
для отключения только одного места повреждения при двойных замыкани-
ях на землю.
10.4.5. Токовая направленная защита
При широко используемом способе питания предприятий, особенно
горных, когда сети закольцованы, часто применяют токовую направленную
защиту.
Направленной называют защиту, действующую только при определен-
ном направлении (знаке) мощности короткого замыкания.
В сетях с двухсторонним питанием и кольцевых направление тока и
мощности КЗ зависит от места повреждения и может иметь два противопо-
ложных значения.
Направление мощности КЗ, проходящей в линии, показывает, где про-
изошло повреждение — на защищаемой линии или на других ответвлениях
подстанции. Поэтому защита по знаку мощности определяет, где произош-
ло замыкание и отключает только поврежденный участок.
Максимальная направленная защита состоит из пускового органа в ви-
де токового реле, органа направления мощности, осуществляемого реле на-
правления мощности и органа выдержки времени.
Защита подает сигнал на отключение выключателя только тогда, когда
сработает не только токовое реле, но и реле направления мощности, вклю-
чаемое так, что действует на замыкание контактов только при направлении
мощности КЗ от шин подстанции в линию.
Ток срабатывания пусковых токовых реле направленной защиты выби-
рается так же, как для максимальной токовой защиты [выражения (10.15) и
(10.16)]. При этом пусковые токовые реле должны быть отстроены от мак-
симального тока нагрузки, проходящего по линии как в направлении от
подстанции в линию, так и в направлении к подстанции. Если чувствитель-
ность токовых реле окажется недостаточной, то применяют блокировку по
минимальному напряжению.
При трехфазных КЗ вблизи шин подстанции, где установлена макси-
мальная направленная защита, напряжение на шинах подстанции снижается
до нуля, вследствие чего напряжение на реле мощности оказывается недос-
таточным для его срабатывания. Участок линии, в пределах которого при
343
Рис. 10.16. Схема максимальной то-
ковой направленной защиты
трехфазном КЗ защита не
действует из-за снижения на-
пряжения, называется «мерт-
вой зоной».
Принципиальная схема то-
ковой направленной защиты
приведена на рис. 10.16. Реле
мощности включены в две
фазы, что обеспечивает за-
щиту от междуфазных КЗ. Пусковым органом являются реле максимально-
го тока, контакты которых включены последовательно с контактами реле
мощности. Пусковые органы предназначены для исключения действия за-
щиты при изменении направления подачи энергии. Если сеть включает
большое число подстанций, то возникает необходимость в обеспечении вы-
держки времени направленной защиты и поэтому схемы дополняют реле
времени.
Особенностью направленной защиты является схема подключения реле
мощности по однофазной или трехфазной схеме. Исходя из этого, схемы
включения реле направления мощности предусматривают включение их на
разноименные фазы тока и напряжения в сочетании, обеспечивающем в ус-
ловиях КЗ правильное определение направления мощности и измерение ре-
ле возможно большей мощности.
10.5. ЗАЩИТА ОТ МНОГОФАЗНЫХ ЗАМЫКАНИЙ В
ЭЛЕКТРОУСТАНОВКАХ НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1 кВ
10.5.1. Общие сведения
Защита от многофазных замыканий требует селективного и быстрого
отключения элементов электроустановки, предотвращая тем самым ее раз-
рушение.
Наиболее распространенными видами защит всех элементов электриче-
ской системы являются токовая отсечка и дифференциальные защиты. По-
мимо этих защит используют дистанционную защиту и направленную за-
щиту с высокочастотной блокировкой (высокочастотная защита). Выбор
той или иной определяется требованиями защиты конкретной установки и
схемы электроснабжения.
Дифференциальная защита подразделяется на продольную и попереч-
ную. Продольная используется в основном для элементов с сосредоточен-
ными нагрузками (электродвигателей, трансформаторов и др.), а также для
линий относительно небольшой длины. Поперечная дифференциальная за-
щита применяется для защиты параллельных линий.
344
10.5.2. Принцип действия продольной дифференциальной защиты
Защита основана на сравнении токов по величине и фазе в начале и
конце защищаемого элемента. Для питания защиты на обоих концах защи-
щаемого элемента устанавливаются ТТ с одинаковыми коэффициентами
трансформации. Первичные обмотки ТТ включаются в линию, а вторичные
обмотки одноименных фаз и обмотка исполнительного реле соединяются в
дифференциальную схему так, чтобы при КЗ вне зоны, ограниченной ТТ,
ток в реле отсутствовал, а при КЗ в этой зоне был равен току в точке корот-
кого замыкания (рис. 10.17).
Ток Л, являющийся первичным для ТТ, имеет различное направление от-
носительно шин подстанций: на подстанции I он направлен от шин в ли-
нию, а на подстанции II— наоборот.
При дифференциальной схеме соединения (см. рис. 10.17) по соедини-
тельным проводам постоянно циркулирует ток, равный по величине вто-
ричному току ТТ т. е.
Ц = 1г = К = Ц1К,
поэтому приведенные схемы называют схемами с циркулирующими токами.
На рис. 10.17, а показано направление первичных и вторичных токов
при внешнем КЗ в т. К], когда в линии проходит сквозной ток Л, а в соеди-
нительных проводах — циркулирующий ток. Для точек присоединения ис-
полнительного реле согласно первому закону Кирхгофа можно записать
7,=72 + 7р, (10.30)
где 7] и 12 —вторичные токи ТТ1 и ТТ2; 7р—ток реле защиты.
7р = 7.-72. (10.31)
Из формулы (10.31) следует, что для внешнего КЗ при прохождении
сквозного тока нагрузки ток 7„ при одинаковых коэффициентах трансфор-
мации ТТ1 и ТТ2 (7. = /2) будет равен нулю, т. е. дифференциальная защита
на такие режимы не реагирует. Это позволяет сделать вывод о том, что она
не требует выдержки времени, т. е. является селективной по принципу дей-
ствия.
Вследствие погрешностей трансформаторов тока их вторичные токи
имеют некоторые различия по величине и фазе, в результате чего в реле по-
является ток небаланса 7н6.
Известно, что
7. I / / k 7. нам,
Л = 7,/А:т-/2нам, (10.32)
где 7)нам и /2нам—токи намагничивания трансформаторов тока ТТ1 иТТ2.
Подставляя (10.32) в (10.31), получим
345
a
б
Рис. 10.17. Распределение токов в схеме продольной дифференциальной защиты и векторные
диаграммы токов:
а — при внешних КЗ и в нормальном режиме; б—при КЗ в защищаемой зоне
р ^2нам А нам нб
(10.33)
Выражение (10.33) показывает, что для снижения тока небаланса необ-
ходимо выравнивать намагничивающие токи. Ток небаланса будет равен
нулю, если совпадают характеристики намагничивания ТТ или вторичные
ЭДС.
346
Поскольку совпадения характеристик на практике достичь не удается,
ток небаланса всегда присутствует, возрастая с увеличением индукции В.
Чтобы сердечники трансформаторов тока не насыщались при внешних
КЗ, применяют специальные трансформаторы класса Д, изготавливаемые
для дифференциальной защиты. Ограничение вторичной ЭДС Ев осуществ-
ляют снижением нагрузки ZH ТТ и увеличением их коэффициента транс-
формации кг:
EB=IB(ZB + ZH) = If-(ZB + ZH). (10.34)
Внешняя нагрузка каждого ТТ определяется, в основном, сопротивле-
нием соединительных проводов от места установки ТТ до реле, сопротив-
ление которого не учитывается, так как при внешних КЗ ток в нем отсутст-
вует.
Для отстройки дифференциальной защиты от ложных срабатываний
при токах небаланса ток срабатывания защиты должен быть больше мак-
симального значения тока небаланса при внешних КЗ, т. е.
Лрз=Мнбтах, (10-35)
где ки —коэффициент надежности отстройки защиты (1,3).
На рис. 10.17, б показано направление первичного и вторичного токов
при КЗ в пределах защищаемой зоны. Ток КЗ в этом случае проходит толь-
ко через ТТ1, а по первичной обмотке ТТ2 ток не проходит (/2 = 0).
Поскольку сопротивление вторичной обмотки ТТ, находящейся в ре-
жиме х. х., во много раз больше сопротивления обмотки исполнительного
реле, то ток проходит через реле, т. е.
/Р = А=Л^Т-
Под действием этого тока реле срабатывает, давая команду на отклю-
чение выключателя.
Когда при сквозных КЗ через трансформаторы тока дифференциальной
защиты проходят большие токи КЗ, токи небаланса и токи срабатывания
получаются очень большими. При этом защита не обеспечивает необходи-
мой чувствительности даже в нормальном режиме. Для устранения этого
недостатка используются реле с тормозным действием типа ДЗТ.
Тормозная обмотка реле, включаемая в плечо дифференциальной защи-
ты, по которой проходит сквозной ток КЗ, подмагничивает сердечник БНТ,
что увеличивает ток срабатывания реле.
10.5.3. Поперечная дифференциальная защита
Поперечные дифференциальные защиты применяются на параллельных
линиях, имеющих одинаковое сопротивление. Принцип действия основан
347
на сравнении величин и фаз токов, протекающих по обеим линиям. Так как
сопротивления линий в нормальном режиме и при внешнем КЗ равны, то
токи в них также равны по величине и фазе.
При возникновении КЗ на одной из линий равенство токов нарушается:
на питающем конце линии токи и 1Ц совпадают по фазе, но различны по
величине, а на противоположном различны по фазе. Таким образом, нару-
шение равенства токов в защищаемых линиях является признаком повреж-
дения одной из них.
Поперечные дифференциальные защиты различаются в зависимости от
способа питания: на параллельных линиях, включенных под один общий
выключатель — токовая поперечная защита; на линиях с индивидуальными
выключателями — направленная поперечная защита.
Токовая поперечная дифференциальная защита
Защита основана на сравнении токов одноименных фаз параллельных
сдвоенных линий (см. рис. 10.18) на напряжение до 10 кВ, когда пропускная
способность одной линии оказывается недостаточной.
Трансформаторы тока устанавливаются с одинаковыми коэффициен-
тами трансформации со стороны общих шин в одноименных фазах. Реле
Рис. 10.18. Поперечная дифференциальная защита параллельных линий:
а — включение реле; б — распределение токов при КЗ
348
тока включаются на разность токов двух одноименных фаз сдвоенной ли-
нии по схеме с циркулирующими токами. При принятом направлении токов
от шин в линию ток в реле определяется как
/р = Л,-/2„. (10.36)
Поэтому в нормальном режиме и при внешнем КЗ (т. К) по обмотке
реле проходит только ток небаланса.
Поскольку апериодическая слагающая тока небаланса в переходном
процессе невелика, можно использовать обычное токовое реле без БНТ, ток
срабатывания которого выбирается по условию
Iср ^"аап ^нб max расч ’ (10.37)
где fc3an =1,3 —коэффициент запаса.
Максимальный расчетный ток небаланса определяют по выражению
Лбтахрасч =^’^одн ^апер Лз тах^К > (10.38)
где £0ДЛ„ер=1.
При КЗ на одной из линий (т. Кг) равенство токов 121 и 12П нарушается,
вследствие чего в реле появляется ток и при 1р > I 3 оно срабатывает и вы-
ключатель отключает линию.
При удалении точки КЗ от места установки защиты разница в величине
первичных токов 7/ и 1п уменьшается, так как сопротивления ветвей, по ко-
торым замыкаются токи, выравниваются. Поэтому при КЗ вблизи шин при-
емной подстанции в защите, установленной на питающей подстанции, раз-
ность токов (J, — IIf) оказывается меньше тока срабатывания /Ср,3 и она не
действует (7срз = 7срр&т). Участок линии при КЗ, в пределах которого ток в
защите недостаточен для срабатывания, называется мертвой зоной защиты.
Согласно требованиям величина мертвой зоны не должна превышать 10 %
длины защищаемой линии.
Направленная поперечная дифференциальная защита
двух параллельных линий
Такая защита состоит из двух одинаковых комплектов реле, установ-
ленных со стороны питающей А и приемной Б подстанций (рис. 10.19).
В каждом комплекте защиты помимо токовых установлены реле РМ на-
правления мощности, устанавливающие, в какой из параллельных линий про-
изошло повреждение. Реле максимального тока предотвращают ложное сра-
батывание защиты под влиянием токов небаланса при внешнем КЗ или при
отключении выключателя вручную на конце одной из параллельных линий.
Токовые обмотки всех реле каждого из комплектов защиты соединены
между собой последовательно и питаются от последовательно соединенных
вторичных обмоток трансформаторов тока одноименных фаз параллель-
ных линий. Обмотки напряжения реле мощности РМ питаются от транс-
349
A
t
Рис. 10.19. Схема направленной поперечной дифференциальной защиты параллельных линий
форматоров напряжения (TH). В нормальном режиме ток в обмотках отсут-
ствует.
При КЗ на одной из линий (точка К на линии Лг) ток 1^ , притекающий к
точке КЗ на линии Лг, будет больше тока 1К1 , притекающего к той же точке,
но по линии Л] и по приемной стороне линии Лг- Через токовые обмотки реле
на питающей стороне будет протекать ток, пропорциональный разности то-
ков и IKh замкнутся контакты максимального реле и контакты реле мощ-
ности РМ в цепи отключающей катушки выключателя QF2 в линии с боль-
шим током КЗ и выключатель QF2 отключит линию Лг со стороны питания.
В это же время через токовые обмотки реле на приемной стороне будет
протекать ток, пропорциональный удвоенному току 21К/. Реле срабатывают
и замыкают свои контакты в цепи выключателя QF4 с приемной стороны
поврежденной линии. Таким образом, линия Лг будет отключена как со
стороны питания, так и со стороны нагрузки. Одновременно отключаются
оперативные цепи обоих комплектов поперечной защиты для предотвраще-
ния отключения неповрежденной линии.
При замыкании на линии Л\ токи, протекающие через токовые обмотки
реле в обоих комплектах, будут сдвинуты на 180° по фазе по отношению к
токам в тех же обмотках линии Лг- Замкнутся контакты в цепи отключаю-
350
щих катушек выключателей QF1 и QF3, которые отключают поврежденную
линию с двух сторон.
Ток срабатывания защиты должен лежать в пределах:
кз т1П >7 > зап
*Л"С₽3~
(10.39)
где /®т1П — периодическая слагающая тока двухфазного КЗ в зоне защиты;
кч — коэффициент чувствительности, принимаемый равным 2 при КЗ в се-
редине защищаемой зоны и 1,5 — при замыкании в конце ее; /ном — номи-
нальный ток нагрузки одной линии; ктп —коэффициент запаса (1,3).
Поперечная дифференциальная направленная защита также обладает
мертвой зоной.
10.5.4. Защита силовых трансформаторов
Для силовых трансформаторов предусматривается релейная защита от
следующих повреждений и анормальных режимов работы: междуфазных КЗ
в обмотках и на выводах; однофазных КЗ в обмотке и на выводах; витко-
вых замыканий в обмотках; токов в обмотках при внешних КЗ; перегрузок;
понижения уровня масла в маслонаполненных трансформаторах и в масло-
наполненных вводах; «пожара» в стали.
ПУЭ и соответствующая нормативная документация по релейной за-
щите определяет виды и объем защиты в зависимости от типа трансформа-
тора и места его установки.
Дифференциальная защита устанавливается на одиночно работающих
трансформаторах мощностью 6300 кВ-A и выше; на параллельно работаю-
щих трансформаторах мощностью 4000 кВ-A и выше; а также на трансфор-
маторах мощностью 1000 кВ-А и выше, если токовая отсечка не обеспечива-
ет достаточной чувствительности (£ч<2), а максимальная токовая защита
имеет выдержку времени более 0,5 с.
Для защиты трансформаторов мощностью 6300 кВ-A и выше от между-
фазных замыканий, витковых и замыканий на землю используют диффе-
ренциальную токовую защиту, действующую без выдержки времени на от-
ключение всех выключателей трансформаторов.
При расчете продольной дифференциальной защиты трансформаторов
следует учитывать некоторые особенности, влияющие на ее выполнение и
надежность работы.
Даже в том случае, когда трансформатор имеет коэффициент транс-
формации, равный единице, и одинаковое соединение обмоток, ток со сто-
роны источника питания больше тока со стороны нагрузки на величину
намагничивающего тока.
Намагничивающий ток в нормальном режиме составляет 1—5 % номи-
нального тока трансформатора и вызывает лишь некоторое увеличение то-
ка небаланса. Однако при включении трансформатора под напряжение или
351
восстановлении напряжения после отключения КЗ возникает бросок намаг-
ничивающего тока, величина которого в первый момент (5—8) /Ном. тр, но че-
рез 1с затухает до величины 1,2 /Ном-
В связи с этим величина тока срабатывания защиты должна быть больше
максимального намагничивающего тока — обязательное условие отстройки
от бросков намагничивающего тока.
Поскольку у трансформаторов токи со стороны обмоток высшего, сред-
него и низшего напряжений не равны, то трансформаторы тока, выбираемые
по номинальным токам обмоток, имеют различные кт и конструктивное ис-
полнение. Вследствие этого различны их характеристики и погрешности. Но-
минальные токи трансформаторов, как правило, не совпадают с номинальны-
ми токами трансформаторов тока. Выбираются ТТ по току, который является
ближайшим большим по отношению к номинальному току защищаемого
трансформатора. Это вызывает дополнительный ток небаланса, от которого
необходимо отстроить защиту.
Пример. Для трансформатора ТМН-6300-35 / 6,6 определить ток небаланса в дифференци-
альном реле при номинальной нагрузке (рис. 10.20).
1. Номинальный ток со стороны 35 кВ:
А(35)
6300
>/з-35
= 104А.
2. Номинальный ток со стороны 6,6 кВ
А(6.6)
6300
Тз-6,6
= 552 А.
3. Выбираем трансформатор тока
для U = 35 кВ и U = 6,6 кВ с коэффици-
ентами трансформации соответственно
100/5и600/5.
4. Вторичные токи трансформато-
ров тока
Л(з5>= — = — = 5,2 А;
(5) къ 100/5
j _ Л16.6> 552
2(М’ ” к, “600/5
= 4,6 А.
5. Вследствие неравенства вторич-
ных токов в плечах дифференциальной
защиты проходит ток небаланса, опреде-
ляемый как
А> нб = ^2(35) -^2(6,6) = 5,2-4,6 = 0,6 А .
Рис. 10.20. Соотношение вторичных токов
в схеме дифференциальной защиты сило-
вого трансформатора (а) и пример вклю-
чения схемы автотрансформатора для вы-
равнивания вторичных токов (6)
352
При сквозном КЗ этот ток возрастает пропорционально току КЗ, а так-
же вследствие возрастания погрешностей ТТ с неодинаковыми характери-
стиками, что может вызвать ложное срабатывание дифференциальной за-
щиты.
Таким образом, для снижения тока небаланса, вызванного неравенст-
вом вторичных токов ТТ дифференциальной защиты, необходимо вырав-
нивание этих токов, что достигается применением автотрансформаторов
или использованием уравнительных обмоток дифференциальных реле.
Рассмотренное соотношение токов (10.23) справедливо только для транс-
форматоров, имеющих одинаковое соединение обмоток: звезда — звезда
или треугольник — треугольник. При различном соединении обмоток эти
соотношения несправедливы, так как токи со стороны обмотки, соединен-
ной в звезду, и токи со стороны «треугольника» оказываются сдвинутыми
относительно друг друга на некоторый угол, величина которого зависит от
схемы соединения обмоток. Угловой сдвиг токов создает большие токи не-
баланса в реле дифференциальной защиты.
Для компенсации углового сдвига вторичных токов обмотки транс-
форматоров тока с первичной и вторичной сторон должны соединяться по
схеме, противоположной схеме соединения обмоток силового трансформа-
тора.
Защита от внешних КЗ
Для одиночных трансформаторов мощностью ниже 6300 кВ А и транс-
форматоров мощностью менее 4000 кВА, работающих параллельно, уста-
навливается токовая отсечка.
Защита устанавливается со стороны источника и получает питание от
тех же трансформаторов тока, что и максимальная токовая защита от
внешних КЗ.
Если такая защита устанавливается на трансформаторах в сети с боль-
шими токами замыкания на землю, то выполняется она двумя реле тока,
включенными на фазные токи, и одним реле — на токи нулевой последова-
тельности. В сетях с малыми токами замыкания на землю — двумя реле,
включенными на фазные токи, или одним реле—на разность токов двух фаз.
При КЗ на вводе трансформатора ток КЗ со стороны источника пита-
ния значительно выше, чем со стороны нагрузки за трансформатором. Ис-
ходя из этого, уставка тока срабатывания защиты определяется как
т k /(3)
j ___ отс сх к max
срз” ’
где кок —коэффициент отстройки защиты (1,3— 1,4); кСК —коэффициент
схемы; Zf^ — максимальное значение периодической слагающей (/ = 0)
тока в месте установки защиты при трехфазном КЗ на стороне низшего на-
пряжения.
Чувствительность отсечки проверяется по выражению
353
(10.40)
J к
— КЗ I ex < 9
4 4Л " ’
где /Ю1 —ток КЗ со стороны источника питания.
При защите силовых трансформаторов от внешних КЗ используют мак-
симальную токовую защиту с пусковыми органами; трехфазную трехрелей-
ную; двухфазную двухрелейную; двухфазную трехрелейную. Защита слу-
жит для отключения питания внешних многофазных КЗ при отказе выклю-
чателя смежного поврежденного элемента или его защиты, а также может
использоваться как резервная по отношению к основным собственным за-
щитам трансформатора.
В качестве защиты трансформаторов от внешних токов КЗ используют-
ся: а) токовые защиты шин секций распределительных устройств низшего и
среднего напряжений; б) максимальная токовая защита с пуском напряже-
ния, которая устанавливается со стороны высшего напряжения: на двухоб-
моточных трансформаторах — двухрелейная, а на трехобмоточных — трех-
релейная. Реле питаются от ТТ, соединенным, как правило, в треугольник.
Для максимальной токовой защиты от внешних КЗ на стороне высоко-
го напряжения уставка срабатывания определяется как
к к I
1 > СХ ^ОТС 1 1
срз “ к к
вн
где ка — коэффициент схемы (л/з или 1); ктс — коэффициент отстройки
защиты (1,2); kt —коэффициент возврата (0,8 — 0,85); —наибольшее
значение тока нагрузки трансформатора с учетом самозапуска электродви-
гателей.
При необходимости ограничения токов КЗ и установке реакторов на
стороне низшего или среднего напряжения для их защиты используется
дифференциальная токовая защита, присоединяемая к выносным ТТ, кото-
рые устанавливаются на шинной перемычке между выводами трансформа-
тора, реактора и трансформатором тока, встроенным в вводные КРУ.
Защита может быть построена с реле типа РНТ-565 или ДЗТ-11. Выбор
типа реле определяется требованиями чувствительности защиты.
Определение уставок и чувствительности продольной дифференциаль-
ной защиты реактора выполняется в соответствии с принятым типом реле в
следующей последовательности:
1) определяется ток реактора/номЯЯ, соответствующий номинальной
мощности трансформатора;
2) устанавливается коэффициент трансформации кт трансформатора
тока;
3) определяется вторичный ток в плечах защиты, соответствующий но-
минальному току 1тмНН:
354
12 = (для реле PHT-565),
а для реле ДЗТ-Н — наибольшее значение тока нагрузки реактора /ртах
может приниматься равным номинальному току реактора;
4) определяется расчетный ток небаланса, обусловленный погрешно-
стью ТТ при внешнем КЗ (РНТ-565),
/ =е/(3>
нб расч к max ’
где е = 0,1 — относительная полная погрешность ТТ;
5) первичный ток срабатывания защиты по условию отстройки от тока
небаланса
^ср з “ ^отс^нб расч ’ (10.41)
где кап = 1,3 — коэффициент отстройки;
6) расчетный ток срабатывания реле
/сррасч=/ср,^т; (Ю.42)
7) расчетное число витков обмотки реле:
РНТ-565—1F = _J22_; ДЗТ-11—1F , мсч = ; (10.43)
расч ж ’ рао расч > ’ \ /
1 ср расч 1 р max
для реле РНТ-565 принятое число витков должно быть меньше расчет-
ного W < VFpac4; а для ДЗТ-11 — ближайшее целое число к JF^ - IF^;
8) для реле ДЗТ-11 определяется число витков тормозной обмотки
VF расч = 1-’-5еИ'>а6 = 0,2 W6;
тор расч tg а ’ раб ’
принятое число витков выбирается из условия VFTop > VFTOp и ряда чи-
сел 1,3, 5, 7, 9, 13, 18, 24;
9) определяется коэффициент чувствительности защиты:
0 87/(2) W
для реле РНТ-565 кч = ---;
F 4 кг 100
О 87 /(2) IF
для реле ДЗТ-11 кч = -----2nun ** , (10.44)
&т100
где 1*2тп — ток ПРИ двухфазном КЗ на выводах реактора со стороны КРУ.
В качестве основной быстродействующей защиты трансформаторов от
внутренних КЗ применяется продольная дифференциальная защита. Прин-
355
ципиальная электрическая схема защиты трансформатора напряжением 110
— 220/6— 10/6— 10 кВ со схемой управления и защиты приведена в [38].
Трансформаторы тока для продольной дифференциальной защиты ус-
танавливаются со всех сторон защищаемого трансформатора. Для двухоб-
моточных трансформаторов используется двухрелейная схема, а для трех-
обмоточных — трехрелейная, причем вторичные обмотки ТТ на сторонах
высшего и среднего напряжения соединяются в треугольник, а на стороне
низшего напряжения — в полную звезду.
Чувствительность дифференциальной защиты проверяется при КЗ на
выводах с учетом влияния тока, протекающего в реле; регулирования на-
пряжения (РПН) при работе устройств автоматического регулирования ко-
эффициента трансформации (кч min = 2). При КЗ за реактором на стороне
низшего напряжения допускается снижение коэффициента чувствительно-
сти до 1,5.
Определение уставок и чувствительности защиты на базе реле ДЗТ-11
производится в следующей последовательности:
1) определяется первичный ток срабатывания защиты из условия от-
стройки от броска намагничивающего тока по формуле
/сРЗ=1<5/номВН; (10.45)
2) расчетный ток срабатывания реле, приведенный к стороне ВН, опре-
деляется как
= (10.46)
*т!
3) определяется расчетное число витков рабочей обмотки реле, вклю-
чаемой в плечо защиты со стороны ВН:
<10.47)
*ср Р
принимается WBH
4) число витков рабочей обмотки реле, включаемых в плечо защиты со
стороны НН определяется по формуле
ш I
WHHpae4 = 7 "°м№, (10.48)
* ном НН
за WHH принимается ближайшее к WWHpaC4 целое число;
5) число витков тормозной обмотки реле, включаемых в плечо защиты
со стороны НН определяется как
«'„р,. (10.49)
”НН расч , tg И
356
где Ди — относительная погрешность, обусловленная РПН, принимается
равной половине суммарного диапазона регулирования напряжения; а —
угол наклона касательной к тормозной характеристике реле типа ДЗТ-11,
tga = 0,75 ; принятое значение WTOp >, выбранное из ряда 1, 3, 5, 7, 9,
11,13,18,24;
6) определяется минимальное значение тока в реле при двухфазном КЗ
на выводах НН :
на среднем ответвлении РПН Iр1 =
1,5/'3> .
’ КГП1П1
(10.50)
на крайнем ответвлении РПН / 2 =
1 5/(3>
к mm2
^т1ВН
(10.51)
где ^K3Lni и ^3)min2 — соответственно трехфазные токи КЗ на среднем и
крайнем ответвлениях на выводах НН;
7) определяется минимальное значение коэффициента чувствительности
защиты при двухфазном КЗ на выводах НН соответственно на среднем и
крайнем ответвлениях РПН:
/ W
k >2; (10.52)
41 100
. _ 2 WBH
42 100
Расчет продольной дифференциальной защиты с реле РНТ - 565 под-
робно изложен в [38 ].
10.5.5. Защита шин напряжением 6—35 кВ
Для секций сборных шин напряжением 6—35 кВ предусматривается за-
щита от многофазных КЗ, а также сигнализация о замыканиях на землю.
Определяющим для типа защиты является конструктивное исполнение и
расположение шин: внутри и вне КРУ.
Для сборных шин КРУ применяется дуговая защита и быстродейст-
вующая неполная дифференциальная токовая защита в двухфазном двухре-
лейном варианте. Сборные шины вне КРУ защищаются максимальной то-
ковой защитой, установленной на выключателе ввода в РУ или на выклю-
чателе в начале питающей линии, а также максимальной токовой защитой
на секционном выключателе.
На шинах 6—35 кВ КРУ защита должна отключать КЗ за 0,2—0,3 с, а
время действия защиты шин, расположенных вне КРУ, определяется усло-
виями сохранения устойчивости нагрузки, селективностью по отношению к
устройствам защиты отходящих линий и термической стойкостью шин.
357
Неполная дифференциальная защита (рис. 10.21) предусматривает
включение трансформаторов тока на вводном и секционном выключателях
с двуступенчатой выдержкой времени: первая — Zi = 0,15 + 0,2 с имеет бло-
кировку при срабатывании защиты отходящих от шин линий, а вторая оп-
ределяется условиями селективности — t2 = t„ + Az, где t„ — выдержка вре-
мени защиты отходящей линии; Az = 0,4 *0,5 с — ступень селективности.
Такая схема позволяет отключить вводный и секционный выключатели и
электродвигатель, питаемые от поврежденной шины, а также осуществляет
запрет на автоматическое включение резерва.
Для приведенной схемы (см. рис. 10.21, а)ток срабатывания защиты обу-
словлен ее несрабатыванием при КЗ в точке К\ на второй секции шины:
Скипах + '„,)> 0 0.53)
где 1т — коэффициент отстройки (1,5 — 1,7); Лпер — коэффициент пере-
ходного режима (1,0); ковя —коэффициент однотипности трансформаторов
тока (0,5); е — относительное значение полной погрешности трансформа-
торов тока (0,05 — 0,1); 7к1П)ах — максимальное значение тока в питающей
линии при КЗ в точке К\\ /от1 — максимальное значение тока подпитки точ-
ке К\ со стороны питаемых от секции электродвигателей.
Чувствительность защиты определяется как
выключатели; ТА 1—ТА4 — трансформаторы тока; КА]—КАб,
KAS1, KAS2 — реле тока типа PT-40; SFJ, SF3, SF4 — автомати-
ческие выключатели; KV1—КУЗ — контакты реле минимального
напряжения; КТ1, КТ2, KTS1, KTS2 — реле времени; KL]t KLS1—
KLS4 — промежуточные реле; КН1—КНЗ, KHS1 — реле указа-
тельные
358
б
7777
SB
мз кнг
KU
км
KU
KU
\ QH
На отключение
Q.H \
6 Цепи & шкафул,
выключателя в-ч
I зш
Цепи 6 шкафу
выключателя Н5
SU
КУ^
*КУ2
SH
КИЯ
KL3<
1 KiM
KiSj
^KAS2 ' KL52
На Отключение
На отключение
S3
На запрет АВР
На отключение
KLS3
KTS4
KLS2
где /'32mm — минимальное значение тока в питающей линии при металличе-
ском трехфазном КЗ на защищаемой секции
На подстанциях и РП должна обеспечиваться отстройка тока срабаты-
вания шин от максимальной нагрузки питающей линии в ремонтный пери-
од, т. е. при замкнутом секционном выключателе :
—(Дт«+енЯЙ ЛтяЭ, (10.54)
где kov. —коэффициент отстройки (1,2— 1,3); кв —коэффициент возврата
(0,8 — 0,85); /1тах, Z2max — наибольшие токи нагрузки с учетом соответст-
венно пуска и самозапуска электродвигателей защищаемой смежной секции
шин; ера6 — полная погрешность трансформаторов тока в рабочем (нагру-
зочном) режиме (0,03 — 0,05).
На секционном выключателе устанавливается максимальная токовая за-
щита, предусматривающая одну или две ступени выдержки времени. На вре-
мя включения выключателя вводится действие первой ступени (tl = 0,1+ 0,3 с),
что позволяет ускорить отключение поврежденной секции при включении
выключателя на короткое замыкание. Время действия второй ступени /св
должно быть согласовано с временем отключения короткого замыкания на
отходящих линиях их основными защитами.
На вводах силовых трансформаторов ГПП также устанавливается мак-
симальная токовая защита, которая выполняется трехступенчатой. Первая
ступень выдержки h определяется так же, как и для секционного выключа-
теля; вторая 12 согласовывается с соответствующей ступенью защиты секци-
онного выключателя t2 - tce + 0,5 с и отключает выключатель ввода; а тре-
тья ступень 1з = t2 + 0,5 с — связана с отключением всего трансформатора.
10.5.6. Защита линий 6—35 кВ с односторонним питанием
Для воздушных и кабельных линий напряжением 6—35 кВ, характер-
ных для горно-добывающих предприятий, предусматривается защита от
многофазных замыканий, а также защита или сигнализация при замыкани-
ях на землю.
Защита от многофазных замыканий устанавливается на всех линиях 6
— 35 кВ, действует только на отключение выключателей, отсоединяющих
поврежденную линию от источника питания. Для реактированных линий
предусматривается одноступенчатая максимальная токовая защита в двух-
фазном, двухрелейном варианте. Для нереактированных воздушных линий
— двухфазная двухступенчатая защита: первая ступень — двухрелейная то-
ковая отсечка; вторая — максимальная токовая защита с независимой вы-
держкой времени (двух- или трехрелейная).
Если кабельная линия, проложенная от ГПП к РП (двум РП) с синхрон-
ными электродвигателями, нереактирована и МТЗ с выдержкой времени не
удовлетворяет условиям термической стойкости кабелей, устойчивой рабо-
360
те синхронных электродвигателей и чувствительности, то рекомендуется
быстродействующая дифференциальная защита в двухфазном, двухрелей-
ном варианте. Для линий малой протяженности (300 — 500 м) может при-
меняться упрощенная схема дифференциальной защиты (рис. 10.22), а на
более длинных (до 20 км) — продольная защита типа ДЗЛ-2.
г>-6-10кВ
Цепи защиты на РП
Рис. 10.22. Схемы дифференциальной защиты кабельной сети
361
Защиту линий, питающих подземные потребители, выполняют с дейст-
вием на отключение без выдержки времени, а защиту от перегрузки — с
действием на сигнал или отключение с выдержкой времени.
Для токовой отсечки, защищающей линию, к которой подключены один
или несколько силовых трансформаторов, ток срабатывания защиты опре-
деляется из условия надежной отстройки от КЗ на стороне низшего напря-
жения трансформаторов,
(Ю.55)
где ктс —коэффициент отстройки (1,3— 1,4); 1^вн —наибольшее началь-
ное значение периодической слагающей тока в месте установки защиты при
КЗ в точках присоединения.
Для магистральных линий, питающих группу силовых трансформато-
ров, помимо условия (10.55) должна выполняться отстройка от броска на-
магничивающего тока этих трансформаторов, т. е.
(10.56)
где £отс — коэффициент отстройки (2,0—3,0) при выполнении защиты с
промежуточным реле, обеспечивающим замедление действия защиты на
время 0,1 с, кт =4,0+5,0 — при отсечке без замедления; £/НОм — сумма
номинальных токов, присоединенных к линии трансформаторов.
Коэффициент чувствительности
1т
Л,=-^>1,5.
4Р з
Если на такой линии используется максимальная токовая защита, то
первичный ток срабатывания выбирается из условия отстройки от наи-
большего тока нагрузки, т. е.
к к
(10-57)
к.
где котс =1,1 + 1,2 ; кв —коэффициент возврата реле тока; ксзп —коэффици-
ент самозапуска, учитывающий возрастание тока нагрузки в послеаварий-
ном режиме; — наибольший ток нагрузки защищаемой линии с учетом
перегрузочной способности трансформаторов.
Чувствительность защиты проверяется при двухфазном КЗ в конце ли-
нии и на выводах низшего напряжения трансформаторов.
10.5.7. Защита асинхронных и синхронных электродвигателей
напряжением выше 1 кВ
Для данного класса электродвигателей предусматривается защита от
многофазных замыканий на выводах и в обмотках статора, от однофазных
362
замыканий в тех же элементах, токов нагрузки, понижения напряжения и
потери питания, а для синхронных электродвигателей — защита от асин-
хронного режима.
Защита от многофазных замыканий устанавливается на всех без исклю-
чения асинхронных и синхронных электродвигателях и на тех выводах, ко-
торыми он присоединяется к выключателю. У синхронных электродвигате-
лей эта же защита действует на автомат гашения поля (АГП).
В качестве такой защиты используется двухрелейная токовая отсечка
без выдержки времени для электродвигателей мощностью до 4000 кВт. Для
электродвигателей большей мощности предусматривается продольная
дифференциальная защита без выдержки времени. Эта же защита может ус-
танавливаться и на электродвигателях меньшей мощности, если токовая от-
сечка не удовлетворяет требованиям чувствительности, а со стороны нуле-
вых выводов обмотки статора имеются или могут быть установлены транс-
форматоры тока.
При реакторном пуске электродвигателя в зону его защиты входит пус-
ковой реактор. Если защита осуществлена токовой отсечкой, то для отклю-
чения КЗ между ТТ и выключателем защиту выполняют двумя комплекта-
ми, один из которых подключается к ТТ шкафа выключателя реактора, а
другой — к ТТ шкафа выключателя основного питания. При дифференци-
альной защите в плечо защиты со стороны питания с той же целью устанав-
ливается двухфазная двухрелейная отсечка без выдержки времени, которая
с целью повышения чувствительности выводится из действия на время пус-
ка электродвигателя (рис. 10.23).
При прямом пуске электродвигателя в зону защиты входит его соедине-
ние с распределительным устройством, от которого он получает питание.
В случае динамического торможения электродвигателей дифференци-
альная схема защиты включает ТТ, установленные в цепи резисторов дина-
мического торможения. Защита линии динамического торможения — мак-
симальная токовая защита (двухфазная двухрелейная), отстроенная от мак-
симального тока статора и отключающая выключатель цепи динамическо-
го торможения.
Ток срабатывания реле при токовой
отсечке определяется как
к к Г
I> 010 сх , (10.58)
рр к v 7
где к0К — коэффициент отстройки: 1,4—
1,5 — для асинхронных электродвигателей;
^отс =1»6+1,8 — для синхронных электро-
двигателей; если защита выполнена на базе
реле РНТ-565, то к^ = 1,3; ксх —коэффици-
Рис. 10.23. Схема защиты электродвигателей с реак-
тивным пуском от многофазных КЗ
363
ент схемы (Лсх =1); — наибольшее действующее значение периодиче-
ской слагающей тока в режиме пуска (при ивОм и скольжении 5=1), самоза-
пуска или внешнего КЗ при выведенных пусковых устройствах.
Минимальное значение коэффициента чувствительности
/(2)
^„,,=-^^>2, (10.59)
ср р т
где /х2^ш — ток двухфазного КЗ.
Первичный ток срабатывания реле максимальной токовой защиты вы-
бирается из условия обеспечения необходимой чувствительности к двухфаз-
ным металлическим КЗ между пусковым выключателем и ТТ, установлен-
ным в шкафу этого же выключателя
j(2)
где — ток в месте установки защиты; кч min — минимальный коэффи-
циент чувствительности (1,5).
10.5.8. Защита конденсаторных установок
напряжением 6 (10) кВ
Для конденсаторных установок, предназначенных для компенсации ре-
активной мощности, применяется защита от многофазных КЗ, от сверхто-
ков перегрузки и от повышения напряжения. Однако ПУЭ не требует защи-
ты от повышения напряжения, если конденсаторная установка выбрана по
максимально возможному напряжению, т. е. к единичному конденсатору не
может быть приложено напряжение более 1,1 £7НОм.
В качестве защиты от многофазных КЗ рекомендуется максимальная
токовая защита без выдержки времени в двухфазном двухрелейном вариан-
те. На батареях, состоящих из нескольких секций конденсаторов, если они
не защищены предохранителями, может устанавливаться, помимо общей,
собственная защита от многофазных КЗ.
Защита от повышения напряжения выполняется одним реле максималь-
ного напряжения с высоким коэффициентом возврата и действует на от-
ключение всей установки.
Защита от перегрузки — максимальная токовая защита действует на
отключение установки.
Любое отключение должно сопровождаться запретом на повторное
включение прежде, чем пройдет время, достаточное для разряда батареи (5 с).
Пример выполнения защиты представлен на рис. 10.24.
364
К устройству
сигнализации
Замыканий
на землю
Рис. 10.24. Схема защиты линии к конденсаторной установке
Ток срабатывания защиты от многофазных КЗ
Лрз^'ном, (10.61)
где ктс— коэффициент отстройки (2,0—2,5); /ном — номинальный ток кон-
денсаторной установки.
Защита удовлетворяет требованиям чувствительности, если
/(2)
ср 3
где /^1П— минимальный ток двухфазного КЗ на выводах конденсаторной
установки.
Защита от перегрузки должна удовлетворять условию
к I
1,3/ном>/срз>^“, (10.63)
К
где кт =1,05+1,1 —коэффициент отстройки; kt =0,85 —коэффициент воз-
врата.
Время выдержки защиты от перегрузки 9 —10 с.
Первичное напряжение срабатывания защиты от повышения напряже-
ния ^ср.з=1>Шиом-
10.5.9. Защита фильтров высших гармоник (ФВГ) 10—35 кВ
Для фильтров высших гармоник предусматривается защита от много-
фазных КЗ в линии, питающей фильтры; междуфазных КЗ в самих фильт-
рах, неисправности конденсаторов в фильтре; сверхтоках перегрузки; по-
вреждениях и понижения уровня масла в маслонаполненных реакторах и
др. Принципиальная схема защиты ФВГ, зависящая от схемы фильтра и
конструктивного исполнения его элементов, представлена на рис. 10.25.
Защита от многофазных КЗ в питающей линии и в фильтре состоит из
двух комплектов. Первый обеспечивает максимальную токовую защиту ли-
нии без выдержки времени.
Первичный ток срабатывания защиты определяется из условия от-
стройки ее от тока включения фильтра, т. е.
Лрз>^^, (10.64)
где ктс =1,2+ 1,3; v — номер гармоники тока, на которую выбран фильтр;
/ном — номинальный ток фильтра.
При групповом питании фильтров различных гармоник
. (10.65)
366
Рис. 10.25. Схема защиты фильтров высших гармоник:
Q — выключатель; La, Lb, Lc — реакторы ФВГ; F1—F6 — предо-
хранители; ТА1—ТАЗ — трансформаторы тока; КА1—КА5 — реле
тока типа PT-40; КТ1, КТ2 — реле времени; KV1 — реле напряже-
ния типа PH-58; KL1 — реле промежуточное; КН1—КН4 — указа-
тельные реле; R1 — резистор; KQC — контактное реле положения
выключателя Q «включено»
где и /H0Mi — соответственно номер гармоники и номинальный ток /-го
фильтра высших гармоник; п—число фильтров высших гармоник.
Чувствительность защиты проверяется по минимальному двухфазному
току КЗ в конце защищаемой линии,
у (2)
1 iK.min -I с
Лч=-— = 1.5,
1 ср 3
Второй комплект предназначен для защиты фильтра высших гармоник
в зоне между конденсаторной батареей и реактором. Применяется защита
минимального тока с тремя исполнительными реле, включенными на раз-
ность токов фазных ТТ. Ток срабатывания реле
к I к.
I < сх , (10.66)
с₽3
где к„ = 73; к = 1,3 -1,4; к, = 0,85.
Защита выполняется с выдержкой времени 1,5—2 с и с блокировкой, пре-
дотвращающей ее действие при исчезновении и уменьшении напряжения в пи-
тающей сети. Оба комплекта защиты действуют на отключение выключателя.
367
Если в фильтре чередуется реактор с конденсаторной батареей, то для
защиты такого фильтра используется максимальная токовая защита или
дифференциальная отсечка в виде одного комплекта.
Ток срабатывания дифференциальной отсечки
Лрэ^отЛдЛперЕ^ном, (10.67)
где кот —коэффициент однотипности (1,0); кпер —коэффициент, учиты-
вающий переходный режим; £ = 0,1; ктс = 1,5 +1,8; к^ = 2 —для реле РТ- 40.
10.5.10 . Защита трансформаторов полупроводниковых
преобразовательных агрегатов 6—35 кВ
Для тяговых преобразовательных агрегатов (ТПА) с напряжением пер-
вичной обмотки выше 1 кВ предусматривается защита от многофазных КЗ в
линии, питающей ПА; в самом трансформаторе и на его выводах; при внут-
ренних повреждениях в самом кожухе ТПА и выделении газа; от понижения
уровня масла; при замыканиях на землю и сверхтоках перегрузки (рис. 10.26).
Защита от многофазных КЗ в линии, обмотках и выводах ТПА приме-
няется максимальная токовая в двухфазном двухрелейном варианте без вы-
держки времени, действующая на отключение поврежденного трансформа-
тора со стороны ВН.
Рис. 10.26. Схема защиты ТПА с одной активной частью
368
Для трансформаторов, имеющих две активные части, питаемые по ма-
гистральной схеме применяют максимальную токовую защиту для каждой
активной части, а для защиты линии, соединяющей трансформатор с рас-
пределительным устройством используют токовую отсечку.
Защиты ТПА от многофазных КЗ обязательно должны быть селектив-
ны по отношению к автоматическим выключателям на стороне выпрямлен-
ного напряжения ПА. Это достигается за счет существенного различия во
времени срабатывания быстродействующих выключателей постоянного то-
ка (/откл = 12-5-15 мс) и аппаратуры защиты от многофазных КЗ (/Откл = 50+
10 мс).
Первичный ток срабатывания максимальной токовой защиты от мно-
гофазных КЗ выбирается из условия надежной отстройки от броска намаг-
ничивающего тока ТПА при включении его на холостой ход, т. е.
Лр з — ^отсЛом ТПА > (1 0.68)
где к^. = 1,3; /номТПА — номинальный ток ТПА.
Чувствительность защиты проверяется по минимальному двухфазному
току КЗ в месте установки защиты на выводах НН ТПА,
7(2)
£„=-^>1,5.
ср 3
Если чувствительность защиты окажется недостаточной, то ее прове-
ряют по минимальному трехфазному току КЗ в месте установки защиты по
формуле
7(3)
ср 3
Для отключения двухфазных КЗ в этом случае рекомендуется токовая
защита обратной последовательности.
10.6. ЗАЩИТА ОТ ОДНОФАЗНЫХ ЗАМЫКАНИЙ В
ЭЛЕКТРОУСТАНОВКАХ НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1 кВ
10.6.1. Общие сведения
Однофазные замыкания на землю в электроустановках напряжением
выше 1 кВ являются преобладающими и для их отключения используется
специальная защита, реагирующая на ток и напряжение нулевой последова-
тельности.
Величина токов нулевой последовательности равна одной трети гео-
метрической суммы токов трех фаз, а распределение их зависит от режима
нейтрали, топологии сети и положения точки однофазного замыкания на
землю. В качестве источника или фильтра тока служат специальные транс-
форматоры тока нулевой последовательности (ТТНП). Первичной обмот-
369
кой такого трансформатора служат три фазы защищаемого элемента, а
вторичная обмотка — специальная, располагаемая на ферромагнитном сер-
дечнике, охватывающем три фазы первичной обмотки. К вторичной обмот-
ке присоединяется исполнительное реле. Фазные токи создают в сердечнике
магнитные потоки, а суммарный поток наводит ЭДС во вторичной обмот-
ке, пропорциональную току нулевой последовательности в первичной цепи.
Напряжение нулевой последовательности во всех точках электрически
связанной сети одно и то же, а выделяет его фильтр, которым является
трансформатор напряжения нулевой последовательности (ТННП). Так как
напряжение нулевой последовательности равно одной трети геометриче-
ской суммы напряжения трех фаз относительно земли, то вторичную об-
мотку ТННП соединяют в разомкнутый треугольник, к выводам которого
может быть присоединено реле напряжения.
В реальных ТТНП небольшой ток во вторичной цепи — ток небаланса
— возникает независимо от наличия тока нулевой последовательности в
первичной цепи, что объясняется неодинаковым расположением фаз пер-
вичной обмотки относительно сердечника трансформатора. В схемах защи-
ты от однофазных замыканий на землю используются чаще ТТНП, у кото-
рых ток небаланса значительно меньше, чем у фильтров тока нулевой по-
следовательности, где токи трех фаз суммируются, что может вызвать лож-
ное срабатывание защиты.
В сетях с заземленной нейтралью замыкание на землю является одно-
фазным коротким замыканием, отчего следует, что защита от 033 может
совмещаться с защитой от многофазных замыканий.
В сетях с изолированной нейтралью процесс замыкания проходит не-
сколько иначе из-за того, что распределение токов при 033 определяется
наличием проводимости (в основном емкостной) между фазовыми прово-
дами и землей на всем протяжении линии. В соответствии с этим, токи ну-
левой последовательности протекают не только в поврежденной, но и непо-
врежденных линиях.
При установке защиты, реагирующей на ток нулевой последовательно-
сти, следует учитывать, что ток в поврежденной линии, от которого от-
страивается защита, равен разности полного тока /о замыкания на землю и
собственного тока поврежденной линии 1Л. с. С другой стороны защита не
должна реагировать на собственный ток линии при однофазном замыкании
на какой-либо другой линии, т. е.
j _ I к /
л 0 л л с > j > 'San 1 л с
кгкч ~ срр_ кт
(10.69)
где кч — коэффициент чувствительности (кч =1,5 для ВЛ, кч =1,25 для КЛ);
£ип —коэффициент запаса для отстройки от токов небаланса (кмп =4-*-5 для
защит без выдержки времени; кап = 2,0 + 2,5 — с выдержкой времени).
Таким образом, условием применения защиты являются соотношения:
370
/л с < (0,1 + 0,14) 10 — для защит без выдержки времени;
/лс <(0,21+ 0,28)/0 —для защит с выдержкой времени.
Защиты нулевой последовательности выполняются в виде токовых мак-
симальных защит и отсечек как простых, так и направленных.
10.6.2. Максимальная токовая защита нулевой
последовательности в сетях с большими токами замыкания на землю
Защита (рис. 10.27) состоит из пускового реле 1, включенного на фильтр
тока нулевой последовательности, в качестве которого используется нуле-
вой провод трансформаторов тока, соединенных по схеме «полная звезда».
Для обеспечения селективности выдержку времени обеспечивает реле вре-
мени 2, контакт которого включен в цепь питания промежуточного реле 3.
Ток в нулевом проводе, питающем реле тока, равен сумме вторичных
токов трех фаз, т. е.
/,=4+4+4-
Выражая вторичные токи через первичные, получаем
/ = 1л + Ln. 4. 4. _ а + в + h _ 3/р
₽ кТ кТ кТ кТ кТ
(10.70)
Отсюда следует, что ток в пусковом органе реле защиты появляется
только в том случае, когда имеется ток нулевой последовательности, по-
этому защита нулевой последовательности может работать только при од-
но- и двухфазных замыканиях на землю.
Работа защиты осложняется наличием токов небаланса, от которых от-
страивается защита. При этом учитывается возможность отстройки защиты
по времени. Максимальные токовые защиты от 033 обычно бывают двух и
трехступенчатыми. Время действия защиты выбирается по ступенчатому
принципу с нарастанием от источника питания в сторону трансформатора с
заземленной нулевой точкой. При этом выдержка времени защиты нулевой
последовательности получается
меньше выдержки времени за-
щиты от междуфазных КЗ, что
объясняется различным харак-
тером протекания полных фаз-
ных токов и токов нулевой по-
следовательности.
При выборе тока срабаты-
вания реле и расчетного тока
небаланса следует иметь в виду,
Рис. 10.27. Принципиальная схема то-
ковой защиты нулевой последователь-
ности
371
что /иб. расч возрастает с увеличением тока сети, достигая максимума при
трехфазном КЗ. Поэтому 7ср. Р должен отстраиваться от максимального тока
небаланса, чтобы исключить неселективное действие защиты нулевой по-
следовательности. При этом ток небаланса определяется, исходя из 10-ти
процентной погрешности ТТ по формуле
Лбрасч = /н6пих = 0,01е^^, (10.71)
кт
где кодн — коэффициент однотипности (0,5 — 1,0); вн ю — действующее
значение установившегося трехфазного тока при повреждении в начале
следующего участка.
Ток установившегося режима принимается потому, что защита с вы-
держкой времени достаточна для затухания апериодической составляющей.
Если выдержка времени не более 0,3 с, следует учитывать и апериодиче-
скую слагающую. При этом (10.71) примет вид
Л6 ™ = *одИ 0,01е£, (10.72)
где кжр— коэффициент, учитывающий апериодическую слагающую тока
КЗ Uanep = 2 при tcp 3 = 0,1 с и ктер = 1,5 при гср 3 до 0,3 с).
Ток срабатывания реле защиты
Лр.р ~ ^зап Лб max > (10.73)
где ^зап —коэффициент запаса (1,25).
Защиты нулевой последовательности имеют меньшие выдержки време-
ни и повышенную чувствительность, поэтому широко применяются в сетях
напряжением 110 кВ и выше с большими токами замыкания на землю.
Для ускорения отключения КЗ на землю в сетях с глухозаземленной
нейтралью применяются отсечки, реагирующие на ток нулевой последова-
тельности, которые могут быть токовыми и направленными, мгновенными
и с выдержкой времени.
Токовые (ненаправленные) отсечки нулевой последовательности приме-
няются на линиях с односторонним прохождением тока /о, т. е. там, где за-
земленные нейтрали трансформаторов расположены с одной стороны линии.
Схема отсечки с выдержкой времени показана на рис. 10.27, а мгновен-
ная отсечка выполняется по аналогичной схеме, но без реле времени 2.
Токовые отсечки применяются и на линиях с двусторонним питанием. В
этом случае ток срабатывания защиты отстраивается от токов 37о, прохо-
дящих через защиту, как на шинах противоположной подстанции, так и на
подстанции, где установлена отсечка. Однако при недостаточной чувстви-
тельности применяют направленную токовую отсечку.
372
Основным элементом направленной отсечки является орган направле-
ния мощности, который блокирует ее при КЗ на шинах подстанции, когда
мощность направлена от шин подстанции.
Максимальная токовая защита от однофазных КЗ может быть трехсту-
пенчатой, в которой используется мгновенная отсечка в качестве первой сту-
пени; второй ступенью является максимальная токовая защита с ограничен-
ной зоной действия, отстраиваемая по чувствительности от первой ступени, а
третья ступень — максимальная токовая защита с током срабатывания, от-
строенным от тока небаланса и с выдержкой времени, выбранной по условию
селективности с третьей или второй ступенью защиты второго участка.
10.6.3. Защита от замыканий на землю в сетях с
малыми токами замыкания на землю
К сетям с малыми токами замыкания на землю относятся кабельные и
воздушные линии напряжением 35 кВ и ниже.
Ток замыкания на землю в таких сетях определяется нейтралью элек-
трических сетей, изолированной или заземленной через компенсирующую
дугогасящую катушку и зависит от напряжения и величины ее емкости от-
носительно земли. Чем выше напряжение сети и больше емкость, тем боль-
ше ток замыкания на землю.
Емкость сети зависит от ее протяженности и типа сети. Например, ток
замыкания на землю на каждые 100 км сети напряжением 6 кВ составляет
1,5 А для воздушных линий и до 80 А для кабельных линий.
Для уменьшения тока замыкания на землю применяются дугогасящие
катушки между нулевой точкой трансформатора или генератора и землей.
Эти катушки создают индуктивный ток, противоположный емкостному то-
ку, и тем самым, в зависимости от настройки, полностью компенсируют или
снижают емкостной ток.
Междуфазные напряжения при замыкании на землю остаются неизмен-
ными и ток замыкания на землю в сетях с изолированной нейтралью непо-
средственной опасности для электроустановок не представляет, однако этот
ток опасен для обслуживающего персонала. Поэтому быстрое отключение тре-
буется для обеспечения электробезопасности, особенно на горно-добываю-
щих предприятиях, что является предметом изучения специальных дисциплин.
Длительное прохождение тока 033 в месте замыкания может привести к
повреждению изоляции и возникновению междуфазного КЗ. Поэтому чрез-
мерно длительная работа сети с однофазным замыканием на землю недо-
пустима.
Для отыскания места замыкания на землю может быть использована
одна из схем (рис. 10.28): схема трех вольтметров; схема, где нулевая точка
создается искусственно включением трех конденсаторов на фазные напря-
жения; схема с тремя реле минимального напряжения и схема с реле мини-
мального напряжения, включенного на специальную обмотку трансформа-
тора НТМИ-6 (10), соединенную по схеме фильтра напряжения нулевой по-
следовательности.
373
Рис. 10.28. Устройства общей сигнализации при замыканиях на землю:
а — схема трех вольтметров; б — схема с включением трех конденсаторов на фазные напряжения; в —
схема с тремя реле минимального напряжения; г — включение реле минимального напряжения на спе-
циальную обмотку трансформатора НТМИ-6 (10)
10.6.4. Защита электроустановок от однофазных
замыканий на землю
Трансформаторы
Защита от внешних КЗ на землю на стороне высшего напряжения пре-
дусматривается для трансформаторов с глухим заземлением нейтрали об-
мотки высшего напряжения при питании синхронных электродвигателей с
целью резервирования отключения замыканий на землю на шинах питаю-
щей подстанции, а также для ускорения отключения однофазного КЗ вы-
ключателями низшего и среднего напряжения в питающих линиях.
Реле максимального тока включается через трансформатор тока в нуле-
вой вывод обмотки высшего напряжения. Первичный ток срабатывания
защиты принимается равным 0,4 — 0,8 Лом.тр.
Защита от 033 на стороне низшего напряжения предусматривается в
трансформаторах и блоках «трансформатор — магистраль» напряжением
35, 10 и 6,6 (6,3) кВ с соединением обмотки низшего напряжения в звезду с
заземленной нейтралью.
В качестве защит ПУЭ рекомендует максимальную токовую защиту в
трехрелейном исполнении, установленную на стороне высшего напряжения
трансформаторов; специальную защиту нулевой последовательности, под-
ключенную через ТТ в нулевой провод трансформатора, а также автомати-
ческие выключатели на вводах низшего напряжения трансформатора.
374
Ток срабатывания реле специальной защиты выбирается по условию
надежной отстройки от максимально допустимого тока в заземленной ней-
трали обмотки НН трансформатора, т. е.
к,, ипп Т
(10.74)
^т в
где £отс = 1,1 + 1,2— коэффициент отстройки; кд —кратность максимально
допустимого тока в нейтрали (кд = 0,75 при схеме соединения Д/К ; кд = 0,25 —
при схеме Y/Y); кп — коэффициент, учитывающий возможную перегрузку
трансформатора согласно ГОСТ 14209—85; кт — коэффициент трансфор-
мации ТТ; /номт —номинальный ток обмотки НН трансформатора; кд —ко-
эффициент возврата реле (0,8).
Чувствительность защиты определяется отношением
где /‘^in — минимальный ток КЗ на сборных шинах 0,4 (0,69) кВ.
Если на стороне ВН трансформатор подключен к магистрали или он
значительно удален от выключателя на стороне ВН, то допускается дейст-
вие защиты нулевой последовательности только на автоматический выклю-
чатель на стороне низшего напряжения.
Электродвигатели
Для синхронных и асинхронных электродвигателей применяется защита
от 033 в линейных выводах и в обмотке статора. Установка такой защиты
считается обязательной при токе замыкания на землю 5 А и более. Если же
необходимость отключения 033 в сетях с изолированной нейтралью дикту-
ется требованиями техники безопасности, то установка такой защиты необ-
ходима вне зависимости от величины тока замыкания на землю.
Если защита от 033 отсутствует или выполнена с выдержкой времени,
то устанавливается специальная защита от двойных замыканий на землю
(одна — в обмотке статора, другая — в сети). При отсутствии защиты от
033 в обмотке статора для выявления возникшего замыкания могут ис-
пользоваться сетевые устройства защиты и сигнализации.
Защита от 033 действует на отключение электродвигателя от сети, а у
синхронных — на автоматическое гашение поля.
Наиболее распространена токовая защита нулевой последовательности
или токовая направленная защита нулевой последовательности ЗЗП-1м. При
двойных замыканиях на землю — однорелейная токовая отсечка нулевой
последовательности.
Ток срабатывания защиты с реле типа РТЗ-51 определяется его надеж-
ной отстройкой от броска собственного емкостного тока, проходящего в
месте установки защиты:
375
расчес Me, (10.75)
где ктс—коэффициент отстройки (1,2); кб —коэффициент, учитывающий
бросок собственного емкостного тока (2,5); /с — емкостной ток электро-
двигателя /с и линии, соединяющей его с распредустройством /с л,
4=Ла.+4я- (10.76)
С С ДВ С Л V 7
Собственный емкостной ток электродвигателя
, _6л /Сдв7/ном
сдв >/з
где С№ — емкость фазы статора электродвигателя, Ф.
Собственный емкостной ток кабельной линии, входящей в зону защиты
Цп=1лЬт, (10.77)
где /с0 — удельный емкостной ток электродвигателя (А / км); L — длина
линии; т — число кабелей в линии.
Если ток срабатывания защиты, определяемой по (10.75), меньше ми-
нимально рекомендуемых значений, то следует принимать рекомендуемые
значения. Во всех других случаях
/, пяг„ < /, < 5 А.
ср з расч ср з
При 7срзрасч >5 А в сетях с дугогасящим реактором защита принимается
с выдержкой времени (г = 1+1,5 с). В сетях с изолированной нейтралью вме-
сто реле РТЗ-51 принимается защита ЗЗП-1м.
Согласно ПУЭ не требуется проверка чувствительности защит электро-
двигателей от 033.
Линии
Защита от 033 устанавливается на линиях напряжением 6—35 кВ, отхо-
дящих от шин РПП и ГПП как в сети с изолированной, так и в сети с зазем-
ленной через дугогасящий реактор нулевой точкой. Защита может действо-
вать на сигнал, а в исключительных случаях, связанных с безопасностью
людей, — на отключение.
Защита, действующая на отключение, выполняется двухступенчатой: I
ступень защиты отключает питающую линию, а П-ая ступень — резервная
— отключает секцию 6—35 кВ, блокируя подачу напряжения до устранения
замыкания на землю.
В сетях с заземленной нейтралью рекомендуются защиты, реагирующие
на сумму высших гармоник в токе однофазного замыкания.
В сетях с изолированной нейтралью рекомендуют защиту с реле типа
РТЗ-51, если обеспечивается необходимая чувствительность. Если требуется
376
обеспечить минимальный ток срабатывания защиты, предусматривают на-
правленную токовую защиту нулевой последовательности ЗЗП-1м.
Чувствительность защиты определяется по выражению
£ч = Лгтт-Л-Л , (10.78)
^ср 3
где 7cLmin— наименьшее значение суммарного емкостного тока замыкания
на землю; /с — собственный емкостной ток поврежденного участка; IL—
значение тока, на который настроен дугогасящий реактор в сети с зазем-
ленной нейтралью (в сети с изолированной нейтралью IL = 0 ).
Коэффициент чувствительности должен быть не менее 1,25 для кабель-
ных и не менее 1,5 — для воздушных линий.
10.7. ПРОЧИЕ ВИДЫ ЗАЩИТ
10.7.1. Дистанционная защита линий
Для сетей с несколькими источниками питания и сложной разветвлен-
ной структурой максимальные токовые и максимальные направленные за-
щиты не обеспечивают достаточного быстродействия и селективности. По-
этому в сетях напряжением 35 кВ и выше используется дистанционная за-
щита. В отдельных случаях она используется в сетях напряжением 6 (10) кВ.
Дистанционной называют защиту, у которой выдержка времени автома-
тически изменяется в зависимости от удаленности места КЗ от места установ-
ки защиты, т. е. при выполнении определенных условий отношение UPUP ока-
зывается пропорциональным расстоянию (дистанции) от места КЗ до места
установки защиты. Наименьшую выдержку времени имеет защита у места
повреждения, благодаря чему повышается селективность действия защиты.
Основным элементом защиты, реагирующим на отношение Upl 1Р, явля-
ется реле сопротивления (реле полного сопротивления). Дистанционные
защиты выполняются так, чтобы их выдержка времени зависела от сопро-
тивления. Зависимость выдержки времени дистанционной защиты от со-
противления (расстояния) до места КЗ называется характеристикой времени
срабатывания защиты. Широкое распространение получили защиты со
ступенчатой характеристикой.
10.7.2. Высокочастотная защита
Для защиты линий средней и большой протяженности используются
быстродействующие высокочастотные защиты, применяемые в тех случаях,
когда по условиям устойчивости требуется быстрое отключение линии с
двух сторон при КЗ в любой точке.
Высокочастотные защиты состоят из двух комплектов, расположенных
по концам защищаемой линии. Каждый из комплектов содержит релейную
часть, реагирующую на направление мощности КЗ, и высокочастотную, ге-
377
нерирующую и принимающую токи высокой частоты. Особенность этих
защит состоит в том, что связь между комплектами осуществляется посред-
ством токов высокой частоты, передаваемым по проводам защищаемой ли-
нии. По принципу своего действия они не реагируют на внешние КЗ и по-
этому не имеют выдержки времени.
Применение нашли два вида защит: направленные с высокочастотной
блокировкой, основанные на сравнении направления мощности КЗ по кон-
цам защищаемой линии и дифференциально - фазные, основанные на срав-
нении фаз токов по концам линии.
10.7.3. Газовая защита
Газовая защита устанавливается на трансформаторах, автотрансфор-
маторах, преобразовательных агрегатах и реакторах с масляным охлажде-
нием, имеющих расширители. Применение такой защиты является обяза-
тельным для трансформаторов мощностью 6300 кВ А и более; трансформа-
торов 1000—4000 кВ А, не имеющих дифференциальной защиты или отсеч-
ки. На внутрицеховых трансформаторах мощностью 630 кВ А и выше она
является обязательной независимо от наличия других быстродействующих
защит.
Газовая защита получила широкое применение в качестве чувствитель-
ной при возникновении внутренних повреждений (межвитковых замыкани-
ях), сопровождаемых электрической дугой или нагревом деталей, что при-
водит к разложению масла, изоляционных материалов и образованию лету-
чих газов.
Интенсивность газообразования и химический состав газа зависят от
характера и размеров повреждения. Поэтому защита выполняется так, что-
бы при медленном газообразовании подавался предупредительный сигнал,
а при бурном газовыделении, что имеет место при КЗ, — сигнал на отклю-
чение трансформатора. Помимо этого, газовая защита реагирует на пони-
жение уровня масла в баке трансформатора.
Опасным внутренним повреждением является «пожар стали» магнито-
провода, возникающий при нарушении изоляции между листами стали сер-
дечника, что ведет к увеличению потерь на гистерезис и вихревые токи.
Основным элементом газовой защиты является газовое реле. Широкое
распространение получили реле типа ПГ-22 и РГЧЗ-66.
Типовыми схемами защиты трансформаторов предусматривается в со-
ответствии с требованиями ПУЭ возможность перевода действия отклю-
чающего контакта газового реле (кроме отсека РПН) на сигнал и выполне-
ние раздельной сигнализации от сигнального и отключающего контакта.
Газовое реле отсека РПН работает только на отключение.
10.7.4. Защита от перегрузки
Анормальный режим работы в виде перегрузки особенно характерен
для трансформаторов (автотрансформаторов, электродвигателей).
378
Перегрузка трансформаторов не влияет на работу системы в целом, так
как не сопровождается снижением напряжения. С другой стороны, сверхтоки
перегрузки относительно невелики и их протекание допустимо в течение не-
которого времени, достаточного для разгрузки. Так, согласно нормам, пере-
грузку в 1,6 7тр. „ом можно допускать в течение 45 мин.
Перегрузка трансформаторов обычно бывает симметричной, поэтому
защита от перегрузки выполняется с помощью максимальной токовой защи-
ты, включенной на ток одной фазы. Защита действует с выдержкой сигнала
на обслуживаемых подстанциях, а при отсутствии обслуживающего персо-
нала — на разгрузку или отключение.
Защита от перегрузки выполняется одним реле тока, включенным в цепь ТТ
защиты от внешних КЗ (рис. 10.29, а) Для отстройки от кратковременных пере-
грузок и коротких замыканий предусмотрено реле времени, рассчитанное на
длительное прохождение тока в его обмотках. Выдержка времени принимается на
ступень селективности больше, чем время срабатывания защиты от внешних КЗ.
На трехобмоточных трансформаторах с одним источником питания за-
щита от перегрузки устанавливается только со стороны питания. Если мощ-
ности обмоток разные, то дополнительно защита устанавливается со сторо-
ны питаемой обмотки меньшей мощности. При передаче мощности по трем
направлениям защита устанавливается со всех сторон (рис. 10.29, б).
Защита от перегрузки устанавливается на трансформаторах номинальной
мощностью 400 кВ А и более, подверженных перегрузкам. Для трансформа-
торов с расщепленными обмотками напряжением 6 (10) кВ установка защи-
ты обязательна на каждой части расщепленной обмотки.
Рис. 10.29. Схемы токовой защиты от перегрузки
379
Продолжительность срабатывания защиты должна быть выбрана при-
мерно на 30 % больше продолжительности пуска или самозапуска электро-
двигателей, получающих питание от защищаемого трансформатора, если
это приводит к его перегрузке.
Ток срабатывания защиты от перегрузки определяют как
4p3=TL/HoM> (10.79)
К
или для реле
J г
2 срр к к 1 * * * ном 5
где ка —коэффициент надежности отстройки (1,05); 7НОМ —номинальный
ток обмотки трансформатора, где установлена защита.
Защита от перегрузки на электродвигателях устанавливается в случае
возможных технологических перегрузок (мельницы, дробилки, мельничные
вентиляторы и др.) или при тяжелых условиях пуска и самозапуска (дли-
тельность прямого пуска от сети не менее 20 с).
Защита выполняется с действием на сигнал, если перегрузка может быть
ликвидирована в приемлемое время или на автоматическую разгрузку. Дей-
ствие защиты на отключение применяется в случаях тяжелых условий пуска
и самозапуска, а также на электродвигателях механизмов, для которых от-
сутствует своевременная разгрузка без останова или которые работают без
постоянного дежурного персонала.
В качестве защиты используется максимальная токовая защита с зависи-
мой или независимой от тока характеристикой выдержки времени в одноре-
лейном исполнении. Для асинхронных электродвигателей неответственных
механизмов, если время их пуска и самозапуска не превышает 12— 13 с, а
также с изменяющейся нагрузкой на валу, применяется защита с зависимой от
тока выдержкой времени. Во всех остальных случаях предусматривается за-
щита с независимой от тока характеристикой выдержки времени.
Реле защиты включается либо на ток фазы, если электродвигатель обо-
рудован дифференциальной защитой, либо на разность токов двух фаз —
для электродвигателей, защищаемых от многофазных КЗ токовой отсечкой.
Для защиты от перегрузки рекомендуется использовать вторичные обмотки
ТТ, не связанные с защитой от многофазных КЗ.
Ток срабатывания защиты от перегрузки
I =^-1
ср 3 ном
или для реле
к к
(10-80)
380
где кн —коэффициент надежности или отстройки (1,1); кп —коэффициент
схемы (£сх = 1 при включении реле на ток фазы или ка = л/з — на разность
токов двух фаз); кв — коэффициент возврата реле (£в=0,85 для РТ-40,
кв = 0,8 для РТ-82); 1ном — номинальный ток электродвигателя.
Выдержка времени защиты должна превышать на 20—30 % расчетное
время пуска электродвигателя. Эта временная уставка уточняется в процес-
се наладочных работ.
Защита от сверхтоков нагрузки тягопреобразовательных агрегатов с уче-
том симметричного характера возникающих перегрузок применяется в виде
максимальной токовой защиты в однофазном однорелейном исполнении.
10.7.5. Защита синхронных двигателей от асинхронного режима
На промышленных и горных предприятиях широко применяются мощ-
ные синхронные электродвигатели, имеющие, как и асинхронные, защиту
от КЗ, от замыканий на землю и от перегрузок. Уставки этих защит выби-
раются аналогично уставкам защит асинхронных машин.
Однако при выходе синхронного электродвигателя из синхронизма в
нем проходят большие токи, а электродвигатель и связанная с ним машина
подвергаются воздействию больших моментов переменного знака, что мо-
жет привести к повреждению синхронного электродвигателя. Поэтому он
снабжается специальной защитой, отключающей его при выходе из синхро-
низма. Такая защита действует на отключение выключателя с выдержкой
времени и автомат гашения поля (АГП).
Для СД со спокойной нагрузкой на валу независимо от других видов
защит от асинхронного режима, которые входят в состав возбудительных
устройств, предусматривается защита от увеличения тока статора и сниже-
ния тока возбуждения. Защита по току статора представляет собой двух-
ступенчатую максимальную токовую защиту в однорелейном исполнении
от токов перегрузки, возникающих в асинхронном режиме. Для раздельно-
го срабатывания защиты на ресинхронизацию и на отключения для первой
ступени защиты, действующей на ресинхронизацию и на разгрузку, преду-
смотрено отдельное выходное промежуточное реле.
Так как время действия первой ступени меньше времени пуска или са-
мозапуска, то эта ступень выводится из работы на время действия этих ре-
жимов с помощью реле, контролирующего продолжительность пуска и са-
мозапуска. Выдержка времени первой ступени принимается равной 0,5—1 с.
Расчетные уставки защиты такие же, как и у токовой защиты от перегрузки.
10.7.6. Защита от потери питания и понижения напряжения
При потере питания, кратковременном или длительном снижении на-
пряжения восстановление его может привести к самозапуску или повторно-
му пуску затормозившихся электродвигателей, что может быть недопусти-
мым из-за их конструкции, по технологическим условиям или запрещено
техникой безопасности.
381
Защита от потери питания выполняется групповой, т. е. общей для всех
электродвигателей, присоединенных к одной секции шин распределитель-
ного устройства. Защита действует на отключение.
В качестве защиты от потери питания используются одно-, двух- или
трехступенчатая защита минимального напряжения и др. Такая защита пре-
дусматривается в тех случаях, когда суммарная номинальная мощность
синхронных электродвигателей в сети не превышает 10 % общей мощности
одновременно работающих электродвигателей. Число ступеней уставок сра-
батывания по напряжению и по времени зависит от типа электродвигате-
лей, условий их работы и способности к самозапуску.
Реле напряжения защиты подключается к шинам вторичных цепей
трансформатора напряжения секции распределительного устройства. Для ис-
ключения ложной работы защиты при неисправности цепей трансформатора
напряжения и при выкатывании его из шкафа КРУ предусмотрена блокиров-
ка, использующая выключательные контакты автоматического выключателя
и конечного выключателя, фиксирующего положение выкатной тележки.
На тех подстанциях, где оперативный ток — выпрямленный, защита
выполняется с использованием энергии предварительно заряженных кон-
денсаторов.
Выдержка времени защиты минимального напряжения неответственных
механизмов должна выбираться в пределах 0,5—1,5 с — на ступень больше
времени действия быстродействующей защиты от многофазных КЗ, а уставка
по напряжению — примерно 0,7 (Лом. Выдержка времени 9—10 с с уставкой
по напряжению 0,5 U„0M должна устанавливаться на электродвигателях ответ-
ственных механизмов, а также в случаях, когда самозапуск механизмов недо-
пустим по условиям технологического процесса или безопасности.
Напряжение срабатывания ступени защиты, подготавливающей самоза-
пуск ответственных электродвигателей, или ступени, действующей на отключе-
ние при длительном отсутствии напряжения должно удовлетворять условию
<£самоэап (10.81)
ср 3 7 7, ’ V 7
^ОТС в
где (7самомп — напряжение в месте установки защиты в режиме самозапуска;
кт = 1,2 —коэффициент отстройки; кв =1,25 —коэффициент возврата реле.
В сетях, где суммарная установленная мощность СД превышает 10 %
общей мощности всех одновременно работающих электродвигателей и вос-
становление питания осуществляется действием АВР или АПВ, применяется
защита минимального напряжения и минимальной частоты с блокировкой
по направлению мощности.
10.7.7. Самозапуск электродвигателей
Самозапуск заключается в том, что при восстановлении напряжения
после кратковременного его нарушения электродвигатели включаются са-
мопроизвольно. Это связано со следующими особенностями: одновременно
382
запускается группа электродвигателей; в момент восстановления напряже-
ния все электродвигатели или их часть вращаются с определенной частотой;
включение происходит под нагрузкой. Такой пуск группы электродвигателей
приводит к дополнительной потере напряжения и соответственно, умень-
шению вращающего момента.
При кратковременном нарушении электроснабжения самозапуск обычно
допустим как для механизмов, так и электродвигателей, так как за время
действия релейной защиты остаточное напряжение асинхронных электро-
двигателей в зависимости от их мощности снижается или падает до нуля.
Однако для быстроходных электродвигателей большой мощности
(больше 2000 кВт), у которых остаточное напряжение снижается медленно,
результирующее напряжение при мгновенном его восстановлении достигают
величины 1,7—1,8 1/Ном- В этом случае устройства АПВ или АВР должны
иметь выдержку не менее 0,8—1 с.
С точки зрения самозапуска все промышленные механизмы можно ус-
ловно разделить на две группы; первая, у которых момент сопротивления за-
висит от частоты вращения (вентиляторы, дымососы, центробежные насо-
сы), т. е. нелинейно возрастает с ростом частоты вращения; вторая — с по-
стоянным моментом сопротивления, не зависящим от частоты вращения
(дробилки, конвейеры, шаровые мельницы и т. д.).
Если невозможно обеспечить нормальный самозапуск всех электродвига-
телей, то в первую очередь обеспечивают самозапуск электродвигателей от-
ветственных механизмов.
Возможность самозапуска асинхронных электродвигателей сводится к
решению двух вопросов: определению достаточности момента вращения при
пониженном напряжении и дополнительного нагрева электродвигателя, вы-
званного затянувшимся временем разгона.
При расчете самозапуска определяют выбег за время нарушения электро-
снабжения, сопротивление сети и электродвигателя и избыточный момент,
время самозапуска и дополнительный нагрев.
Контрольные вопросы
1. Назначение релейной защиты; ее определение.
2. Требования, предъявляемые к релейной защите.
3. Перечислите виды защит и дайте их краткую характеристику.
4. Источники питания релейной защиты.
5. Какие наиболее характерные схемы соединения трансформаторов тока
для питания исполнительных реле?
6. Какова погрешность трансформаторов тока и как она определяется?
7. Назначение максимальной токовой защиты.
8. Как выбираются параметры максимальной токовой защиты?
9. Назначение токовой отсечки, и ее характеристика.
10. Назначение токовой направленной защиты.
11. Виды дифференциальных защит, принцип действия, назначение.
383
12. Как осуществляется защита силовых трансформаторов?
13. Виды защит электродвигателей.
14. Защита линий.
15. Особенность защит тяговых преобразовательных агрегатов.
16. Назначение газовой защиты.
17. Дистанционная и высокочастотная защиты.
18. Защита от перегрузки и ее особенность.
Темы рефератов
1. Обоснование выбора релейной защиты для мощных трансформато-
ров.
2. Расчет основных параметров при самозапуске электродвигателя.
3. Релейная защита распределительных сетей.
4. Влияние погрешности трансформаторов тока на релейную защиту.
Глава 1 ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 1
11,1, ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
В процессе эксплуатации электроустановок появляются напряжения, опас-
ные для изоляции. Появление таких напряжений связано с перенапряжени-
ями.
Под перенапряжением понимают любые повышения напряжения до ве-
личины, опасной для изоляции электроустановок, рассчитанной на рабочее
напряжение.
Для обеспечения надежной работы электроустановок возможно приме-
нение изоляции, удовлетворяющей всем видам перенапряжений, однако это
приводит к неоправданному удорожанию электроустановок. В связи с этим
при проектировании и эксплуатации электроустановок необходимо преду-
смотреть ряд мер, позволяющих защитить их от перенапряжений. Для этого
необходимо знать природу и возможные уровни перенапряжений.
В зависимости от причины возникновения перенапряжения можно раз-
делить на внутренние и внешние.
К внутренним перенапряжениям относятся режимные, коммутационные
и дуговые.
Режимные перенапряжения возникают в результате изменения режима
работы электроустановки, например, при резких изменениях нагрузки, от-
ключении токов короткого замыкания и др., что сопровождается выделени-
ем энергии, запасенной в электроустановке. Величина этой энергии опреде-
ляет кратность перенапряжения, определяемую отношением амплитуд пе-
ренапряжения к рабочему напряжению.
Коммутационные перенапряжения возникают при нормальной эксплуа-
тации линий в случае включения разомкнутой на конце линии, отключении
работающих вхолостую трансформаторов, асинхронных электродвигате-
лей, линий большой емкости.
Дуговые перенапряжения могут возникнуть в сетях напряжением выше
1 кВ при однофазных замыканиях на землю через перемежающуюся дугу в
сетях с изолированной нейтралью; при резонансных явлениях. Величина их
превышает в 4—4,5 раза номинальное напряжение. Наибольшую кратность
по отношению к номинальному напряжению имеют перенапряжения, вы-
званные однофазными замыканиями на землю через дугу, для ограничения
которых применяют компенсацию емкостного тока замыкания на землю с
помощью дугогасящих реакторов.
Компенсация емкостного тока замыкания должна применяться в следу-
ющих случаях: в сетях напряжением 35 кВ при токах замыкания на землю
более 10 А; в сетях напряжением 15 — 20 кВ при токах более 15 А; в сетях
напряжением 6— 10 кВ при токах замыкания на землю соответственно 30 и
20 А.
387
Остальные причины возникновения перенапряжений определяют отно-
сительно небольшую кратность и при соответствующем выборе изоляции
не представляют опасности для электроустановок. Поэтому электрообору-
дование напряжением до 220 кВ не требует специальных мер по ограниче-
нию внутренних перенапряжений. ,
Опасной категорией перенапряжений являются внешние воздействия на
электрическую систему, обусловленные разрядами молнии, это так называ-
ваемые грозовые перенапряжения. В отличие от коммутационных они не за-
висят от величины рабочего напряжения электроустановки. Различают два
вида внешних перенапряжений — индуктированные и прямого удара молнии.
Прямой удар молнии проявляется в непосредственном контакте канала
молнии с объектом и сопровождается протеканием через него тока молнии.
Помимо этого встречаются вторичные проявления молнии, при которых
происходит наведение потенциалов на металлические элементы конструк-
ций, в незамкнутых металлических контурах за счет близких разрядов мол-
нии и создания опасного искрения внутри защищаемого объекта.
Прямые и близкие удары молнии создают опасность искрения за счет
заноса высокого потенциала в защищаемое здание или сооружение с про-
тяженными металлическими конструкциями (эстакадами, кабелями, трубо-
проводами).
Процесс образования грозового разряда обусловлен накоплением элек-
трических зарядов в грозовом облаке, образованием канала молнии и про-
теканием грозового разряда после образования канала. Образование же
электрических зарядов связано со сложным процессом термодинамических
и аэродинамических явлений, вызывающих восходящие воздушные потоки,
в которых конденсируются молекулы воздуха и пара, образуя водяные кап-
ли с поляризацией электрических зарядов.
Молния представляет собой электрический разряд в атмосфере между
облаком и землей. Нижняя часть облака обычно несет отрицательные заря-
ды и образует с землей своеобразный конденсатор (рис. 11.1, а).
Индуктированные перенапряжения на проводах электропередачи воз-
никают при ударе молнии в землю или при ударе в защитный трос или зем-
лю. На рис. 11.1, б, в показан процесс накопления зарядов и образования
волн индуктированного перенапряжения в проводах линии при ударе в за-
щитный трос. Амплитуда таких перенапряжений составляет 400 — 500 кВ,
что представляется опасным для изоляции электроустановок и линий на-
пряжением до 35 кВ на металлических и железобетонных опорах. Уровень
изоляции таких линий можно повысить, увеличив число подвесных изолято-
ров в гирлянде. Отдельно стоящие металлические опоры напряжением 35 кВ
и места с ослабленной изоляцией линий с деревянными опорами защищают
трубчатыми разрядниками.
Перенапряжения, обусловленные прямым ударом молнии, достигают не-
скольких миллионов вольт и оказываются опасными для линий всех рабо-
чих напряжений. При прямом ударе весь заряд через пораженный участок
стекает в землю и величина перенапряжения зависит от сопротивления сте-
канию тока.
388
Рис. 11.1. Распределение зарядов при стержневом (а) и тросовом (б) молниеотводе и распро-
странение волны перенапряжения вдоль провода (в)
Измерения показывают, что токи молнии изменяются в пределах от 10
до 250 кА. Скорость изменения тока молнии (крутизна кривой) различна.
При расчетах максимальная амплитуда тока прямого удара молнии прини-
мается 200 кА при крутизне фронта волны тока 50 кА/мкс.
Защита электроустановок, производственных, жилых и общественных
зданий и сооружений осуществляется комплексом защитных устройств и ме-
роприятий, предназначенных для обеспечения безопасности людей, предо-
хранения зданий, сооружений, оборудования и материалов от всевозмож-
ных взрывов, загораний и разрушений, возникающих при разрядах молнии.
Этот комплекс защитных устройств и мероприятий получил название мол-
ниезащита.
Следует иметь в виду, что перекрытие изоляции воздушных линий со-
провождается срабатыванием зашиты и отключением. Однако длительность
отключения и повторного включения столь мала, что не отражается на рабо-
те электроустановок. Повторное включение производится устройствами АПВ.
11.2. ЗАЩИТА ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК
ОТ ПРЯМЫХ УДАРОВ МОЛНИИ
Защиту от прямых ударов молнии осуществляют молниеотводами.
Молниеотвод представляет собой устройство, воспринимающее удар мол-
нии и отводящее ее ток в землю. Он состоит из опоры, молниеприемника,
токоотвода и заземлителя. Наибольшее распространение получили стерж-
невые, тросовые и сетчатые молниеотводы.
Стержневой молниеотвод может устанавливаться на опоре, на здании
подстанции, мачте прожекторной установки, дымовой трубе и соединяться
с заземлителем стальным проводом.
Молниеотвод характеризуется зоной защиты, т. е. пространством , во-
круг которого здание или сооружение защищено от прямых ударов молнии
с надежностью не ниже определенного значения. В зависимости от степени
надежности молниезащиты различают два типа защитных зон: тип А, обла-
дающий высокой степенью надежности (99,5 % и выше), и тип Б (95 % и
выше).
389
Рис. 11.2. Стержневые молниеотводы:
а — металлический; б — прожекторная мачта; в — же-
лезобетонный
Опоры стержневых молниеотводов
должны быть рассчитаны на механиче-
скую прочность как свободностоящие
конструкции, а опоры тросовых — обя-
зательно с учетом натяжения троса и
действия на него нагрузки от ветра и
гололеда.
Отдельно стоящие опоры могут из-
готавливаться из стали, железобетона или
дерева.
Разработаны молниеотводы двух ви-
дов — стержневые (СМ 15—СМ75) и
тросовые (AMI5 — АМ75 ), высотой от 15 до 75 м (рис. 11.2). Для тросовых
молниеотводов рекомендуется стальной оцинкованный многопроволочный
канат сечением 35—50 мм2.
Помимо этого разработаны типовые конструкции для унифицирован-
ных прожекторных мачт с установкой молниеприемников (типа ПМС или
ПМЖ), а также отдельно стоящие (МС или МЖ). Молниеприемники могут
изготавливаться из стали любой марки и различного профиля сечением не
менее 100 мм2 и длиной не менее 200 мм.
Заземлители подразделяются на вертикальные, горизонтальные и ком-
бинированные. Если вертикальный стальной электрод ввинчивается в грунт, то
длина принимается 3—5 м, а для забиваемых — 3 м. Верхний конец элек-
трода должен быть заглублен на 0,6—0,8м от поверхности земли.
Горизонтальные электроды из круглой или полосовой стали укладыва-
ются на глубину 0,6—0,8 м от поверхности земли.
Комбинированный заземлитель представляет собой объединенные в
одну систему вертикальные и горизонтальные заземлители.
Конструкции одиночных заземлителей приведены на рис. 11.3. В зави-
симости от типа и материала заземлителя нормируются минимальные раз-
меры. Например, диаметр электродов — 12—20 мм; полосовая сталь — 4 х
х 40 мм при длине полосы 5 м. Если в качестве заземлителя используется
опорный подножник или свая из железобетона, то рекомендуются размеры
(см. рис. 11.3, г): а > 1,8 м ; b > 0,4 м; I >. 2,2 м и d = 0,25-*-0,4 м; I > 5м.
Зона защиты молниеотвода зависит от его высоты, рельефа местности,
высоты прохождения грозовых туч и других факторов. При правильном
выборе молниеотвода разряд происходит между грозовым облаком и мол-
ниеотводом и через заземлитель отводится в землю. В зависимости от за-
щищаемого объекта могут устанавливаться несколько молниеотводов. Зона
защиты одиночного молниеотвода (рис. 11.4) определяется выражением
390
а б
Рис. 11.3. Конструкции одиночных заземлителей:
а — вертикальный стержневой; б — горизонтальный полосовой; в — комбинированный; г — опорный
подножник; д — вертикальная свая (a, b, с, d, I—размеры заземлителей; t — величина заглубления)
rx/H = (\ -h/H) 1,6р/(\ + h/H), (11.1)
где Н— высота молниеотвода, м; h — высота защищаемого объекта, м;
гх — радиус зоны защиты на высоте h от поверхности; р — коэффициент,
зависящий от высоты молниеотвода (р = 1 при Н = 30 м, при Н > 30 м р =
= 5,5/Jh).
При установке нескольких молниеотводов зона защиты их больше сум-
мы зон защиты одиночных. Кривые , ограничивающие зону защиты при ус-
тановке двух стержневых молниеотводов, представлены на рис. 11.5. Защи-
ту подстанций и прилегающего участка осуществляют , как правило, че-
тырьмя молниеотводами (рис. 11.6).
Для молниеотводов высотой менее 30 м условие слияние зон защиты
отдельных молниеотводов на высоте h от поверхности земли определяется
соотношением
а < 7(Н - Л) — при двух молниеотводах;
D < 8 (Н - Л) — при четырех молниеотводах.
Учитывая характеристики зон
защиты, следует, что установка
нескольких молниеотводов не-
большой высоты более выгодна,
чем одного высокого. Помимо
общей высоты молниеотвод ха-
рактеризуется активной частью
Ла, определяемой Ла = Н- hx.
Рис. 11.4. Зона защиты одиночного
стержневого молниеотвода
391
Рис. 11.5. Зона защиты двух стержневых
Рис. 11.6. Зона защиты четырех
молниеотводов
молниеотводов
На подстанциях напряжением 6 — 500 кВ трансформаторы, ОРУ, шин-
ные мосты и гибкие связи, ЗРУ, маслохозяйство, взрыво- и пожароопасные со-
оружения должны быть защищены молниеотводами. ОРУ защищают стер-
жневыми молниеотводами.
Установка молниеотводов на трансформаторных порталах допускается
при следующих условиях: 1) удельное сопротивление грунта в грозовой се-
зон не превышает 350 Омм, а непосредственно на вводах 6—35 кВ транс-
форматоров или на расстоянии не более 5 м от них установлены разрядни-
ки; 2) на расстоянии 3—5 м от молниеотводов установлены два — три элек-
трода заземления длиной 5 м; 3) сопротивление заземляющего устройства
на подстанциях с высшим напряжением 20 — 35 кВ не превышает 4 Ом, а
заземляющие проводники вентильных разрядников и трансформаторов
присоединены к заземляющему устройству подстанции вблизи друг друга.
Вместе с тем запрещается установка молниеотводов на конструкциях
ОРУ, если они расположены на расстоянии менее 15 м от трансформаторов,
от которых питаются вращающиеся машины.
Во всех остальных случаях защита подстанций выполняется отдельно
стоящими молниеотводами с обособленными заземлителями с сопротивле-
нием не более 80 Ом.
Расстояние по земле и воздуху от молниеотвода и его заземлителя до
токоведущих и заземленных частей определяется неравенствами
>0,2 Rhm,
Лв>0,12Ли„ + 0,1Я,
(11.3)
где Лим — импульсное сопротивление заземления отдельно стоящего мол-
ниеотвода; Н—высота ОРУ над землей (А3 должно быть не менее 3 м; LB —
не менее 5 м).
От прямых ударов молнии допускается не защищать: подстанции на-
пряжением до 220 кВ с удельным сопротивлением грунтов более 2000 Ом м
при числе грозовых часов в году не более 20; ОРУ 20—35 кВ в районах с
грозовой деятельностью не более 20 ч/год или подстанции с одиночной мо-
щностью трансформатора не более 1600 кВ А.
392
В зданиях и сооружениях с металлической кровлей защита от прямых
ударов молнии осуществляется заземлением кровли.
Тросовый молниеотвод представляет собой металлический (стальной)
трос сечением не менее 35 мм2, подвешенный на опорах воздушной линии
над токоведущими проводами. Назначение его предотвратить грозовые
разряды непосредственно в токоведущие провода. На рис. 11.7 показано
расположение проводов и тросов на опоре. Степень защищенности прово-
дов определяется защитным углом а. При а = 30° вероятность поражения
проводов молнией весьма мала, а при а = 20° — практически исключена.
Однако дальнейшее снижение угла а ведет к значительному увеличению вы-
соты опоры. На П-образных опорах подвешивают два троса. Условие за-
щищенности среднего провода высотой h определяется соотношением
а<4(Я-й). (11.4)
Зона защиты одиночного тросового молниеотвода ограничивается по-
верхностями, линии пересечения которых плоскостью, перпендикулярной к
направлению линии передачи описывается выражением
гх/77 = (1 - й/Я) 0,8 / (1 +Й/Я).
(11.5)
Кривые, ограничивающие зону защиты одного тросового молниеотво-
да, приведены на рис. 11.8, а, двух — на рис. 11.8,6.
Тросовые молниеотводы активно используются для защиты ВЛ на-
пряжением 110 кВ и выше на металлических и железобетонных опорах по
всей ее длине. Отказ от защиты допускается в районах со слабой интен-
сивностью грозовой деятельности при числе грозовых часов в год менее
20, а также на участках с плохо проводящими грунтами при удельном со-
противлении р > 1000 Ом м и участках линии с толщиной стенки гололеда
более 20 мм.
Согласно ПУЭ сопротивление заземления защитного троса не должно
превышать 10 Ом.
При ударе молнии в середину пролета возникает опасность перекрытия
между тросом и проводами, поэтому расстояние между ними по вертикали
регламентируется в пределах:
Рис. 11.7. Тросовые молниеотводы:
h — высота подвеса троса; 1гх — высота подве-
са провода; а — расстояние между опорами
393
A-A
a ______ _
0/ 0,6 0,4 0,2 0 0,2 0,4 0,6 0,8 rx/H
Рис. 11.8. Зона защиты (а) одного и двух (б) тросовых молниеотводов:
Н— высота подвеса молниеотвода; а — расстояние между опорами; гх — радиус защиты
Длина пролета, м........................ 100 150 200 300 400 500
Расстояние между тросом и
проводом, м............................. 2,0 3,2 4,0 5,5 7,0 8,5
Для промежуточных значений пролета расстояние определяется интер-
полированием. Крепление тросов линий напряжением 220 кВ на металличе-
ских и железобетонных опорах должно осуществляться через изолятор,
шунтируемый искровым промежутком в 40 мм. По длине ВЛ трос заземля-
ется через каждые 10 км, а на подходе к подстанциям в пределах 2 — 3 км
трос заземляется на каждой опоре. На линиях 110 кВ трос подвешивается с
помощью изолятора только на металлических и железобетонных анкерных
опорах. На линиях 35 кВ тросовые молниеотводы не требуются однако, все
металлические и железобетонные опоры должны быть заземлены.
При деревянных опорах ВЛ 35—220 кВ тросы не используют, их подве-
шивают только при подходе к подстанции. Места с ослабленной изоляцией
должны быть защищены трубчатыми разрядниками. На ВЛ 35 кВ и ниже
при наличии АПВ вместо разрядников допустимы искровые защитные про-
межутки, выполняемые шунтированием деревянных стоек опор.
ВЛ напряжением 10 (6) кВ специальной защиты не требуют — деревян-
ные опоры не заземляются, а металлические и железобетонные заземляются.
Кабельные вставки от атмосферных перенапряжений защищают разрядни-
ками, которые устанавливают на опорах с концевыми кабельными муфтами.
Расстояние между проводами и заземленной частью опоры должно быть
таким, чтобы электрическая прочность этого промежутка была не меньше
разрядного напряжения на гирлянде.
Расстояние между фазами на портальных опорах (дерево) должно быть
не менее 3 м при напряжении 35 кВ, 4 м — при 110 кВ и 5 м — при 220 кВ.
Для ВЛ с одностоечными опорами допускается принимать это расстояние
равным 2,5 м при 35 кВ и 0,75 м при напряжении 3—20 кВ.
394
Рис. 11.9. Защитные промежутки на линиях 6—10 кВ с деревянными
опорами
Места пересечения линий следует выбирать вблизи
опор. Защита пересечения ВЛ на металлических и же-
лезобетонных опорах с другими линиями или инже-
нерными сооружениями обеспечивается заземлением
опор. На деревянных опорах, ограничивающих пролет
пересечения, должны устанавливаться трубчатые раз-
рядники или искровые промежутки. На ВЛ 6—35 кВ
допускается устраивать искровые защитные промежут-
ки вместо установки трубчатых разрядников (рис. 11.9).
Эти ВЛ должны быть оборудованы АПВ.
Сопротивления заземления опор высотой более 40 м
должно быть уменьшено в 2 раза по сравнению со зна-
чениями, приведенными в табл. 11.1.
777
77777
'//////г
Таблица 11.1
Удельное сопротивление земли, Ом • м Сопротивление заземляющего устройства, Ом
До 100 До 10
100—500 До 15
500—1000 До 20
Более 1000 До 30
В районах с числом грозовых часов в году не более 60 подход к под-
станциям, где установлены два трансформатора мощностью до 1600 кВ А
каждый или один мощностью до 1600 кВ-А при наличии резервного пита-
ния со стороны низшего напряжения, защиты тросовым молниеотводом не
требуется.
11.3. ЗАЩИТА ОТ ВОЛН
АТМОСФЕРНЫХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
Применение молниеотводов не исключает поражения изоляции. Набе-
гающие волны перенапряжений доходят до подстанции и могут стать при-
чиной пробоя изоляции электрооборудования. Волны перенапряжения, по-
явившиеся в результате грозового разряда в проводах линии или наведен-
ные грозовыми разрядами, распространяются примерно со скоростью све-
та. Они характеризуются определенной амплитудой и крутизной волны. Для
395
ограничения перенапряжений на подходах к подстанции и на самой под-
станции устанавливаются разрядники, включаемые между фазой и землей.
Основным элементом разрядника является искровой промежуток, элек-
трическая прочность которого значительно ниже электрической прочности
изоляции электрооборудования в самом слабом ее месте.
Зависимость времени пробоя искрового промежутка разрядника от при-
ложенного напряжения называется вольт-секундной характеристикой. Рас-
положение вольт-секундной характеристики (ее крутизна) определяется кон-
структивными особенностями искровых промежутков (формой, размерами,
расстоянием между ними).
Для надежного снижения волны перенапряжения вольт-секундная ха-
рактеристика искрового промежутка разрядника должна быть ниже вольт-
секундной характеристики защищаемой изоляции (рис. 11.10).
Если вольт-секундная характеристика разрядника будет крутой (см.
рис. 11.10, пунктирная линия) и пересечет вольт-секундную характеристику
изоляции, то изоляция не будет защищена разрядником при малых продол-
жительностях разряда.
Характер работы искровых промежутков разрядников при набегании
волн перенапряжений, превышающих их импульсное пробивное напряже-
ние, показан на рис. 11.11. Когда напряжение набегающей волны перена-
пряжения достигнет значения импульсного пробивного напряжения искро-
вого промежутка, последний пробивается и напряжение волны снижается
из-за изменения волнового сопротивления участка сети. Дальнейшее изме-
нение волны на разряднике и величина остаточного напряжения на разряд-
нике l/ост max определяются падением напряжения на разряднике при проте-
кании по нему импульсного тока. Пробой обычно проходит во всех трех
фазах и при срабатывании разрядника вслед за импульсным током протека-
ет сопровождающий его ток промышленной частоты. Максимальное оста-
точное напряжения должно быть меньше разрядного напряжения Up защи-
щаемой изоляции.
Если разрядник установлен в конце линии, то распространяющаяся вдоль
линии волна, встречает на своем пути разрядник, перекрывает искровой
промежуток и переходит с линии с волновым сопротивлением ZB на сопро-
Рис. 11.10. Вольт-секундная характеристи-
ка разрядника (7) и защитной изолинии (2)
396
Рис. 11.11. Кривая деформации волны перена-
пряжения разрядником
тивление разрядника R. Поскольку сопротивление изменяется, происходит
частичное отражение волны. Для точки присоединения разрядника харак-
терно следующее соотношение токов и напряжений:
й - й — й; U\ + U2 = U3, (11.6)
где U\ и й — напряжение и ток набегающей волны; U2 и i2 — то же отра-
женной волны; U3 и /з — напряжение и ток проходящей волны. Выразив то-
ки через напряжение и волновое сопротивление, получим
lh /ZB - U2/ZB = U3 /R-, Ui /ZB - (U3 - U\ IZB = U3 /R,
откуда
U3 = 2U}/(\ + Ze/R). (11.7)
Таким образом, величина напряжения волны, которую пропускает раз-
рядник, зависит от напряжения набегающей волны и сопротивления раз-
рядника. Разрядники изготавливаются двух типов — трубчатые и вентиль-
ные. Пробивное напряжение трубчатых разрядников для линий напряением
6—10 кВ составляет 40—60 кВ, для линий напряжением 35 кВ — 100—120 кВ.
При пробое промежутка внутри трубки образуется дуга, высокая темпера-
тура которой воздействует на стенки разрядника, которые, разлагаясь, вы-
деляют большое количество газа. Газы, вырываясь из трубки под большим
давлением, деионизируют дугу, и она гаснет. Время гашения дуги составля-
ет один—два полупериода, т. е. за это время релейная защита не сработает.
Разрядники устанавливаются под углом 10—15° во избежании скопления
влаги внутри трубки.
Поскольку возможен пробой разрядников в нескольких фазах одновре-
менно, выбор их производят по токам короткого замыкания.
Трубчатые разрядники применяют на линиях выше 1 кВ с деревянными
опорами для защиты отдельных металлических или железобетонных опор и
других мест с ослабленной изоляцией, а также пересечений линий различ-
ного характера и назначения.
На ВЛ напряжением до 1 кВ защита от перенапряжений осуществляется
путем заземления крючьев и штырей фазных проводов, штырей и арматуры
железобетонных опор.
Трубчатые разрядники устанавливаются на подходах ВЛ к подстанци-
ям, распределительным устройствам для защиты оборудования от набега-
ющих волн перенапряжения.
11.4. ЗАЩИТА ОТ ВНУТРЕННИХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
Защита от внутренних перенапряжений в электроустановках осуществ-
ляется в тех случаях, когда перенапряжения являются следствием повторя-
ющихся при эксплуатации процессов, например, при отключении мощных
тран-сформаторов. В сетях 6—35 кВ с изолированной нейтралью возможны
перенапряжения вследствие повторного зажигания и гашения электриче-
ской дуги емкостного тока при замыкании на землю.
397
Для защиты от внутренних перенапряжений при отключении трансфор-
маторов, линий применяются вентильные разрядники, устанавливаемые вбли-
зи защищаемого объекта. Защитные характеристики разрядников должны со-
ответствовать уровням изоляции защищаемого оборудования.
При токах замыкания на землю, значения которых больше приводимых
в табл. 11.2, необходима компенсация емкостного тока при помощи дугога-
сительных аппаратов.
Таблица 11.2
Напряжение сети, кВ Характеристика опор линии Максимальный емкостной ток, А
35 10
6—20 Металлические и железо- бетонных 10
20 Деревянные 15
10 Деревянные 20
6 Деревянные 30
6—20 Блок генератор — транс- форматор 5
Мощность дугогасящих аппаратов выбирается по полному емкост-
ному току замыкания на землю с учетом развития сети на ближайшие
пять лет.
В качестве дугогасящих часто используются заземляющие реакторы.
Места установки дугогасящих заземляющих реакторов должны быть вы-
браны с учетом конфигурации сети, вероятных аварийных режимов и др.
Следует иметь в виду, что подобные реакторы не допускается подключать к
трансформаторам, которые присоединены к шинам через предохранители, а
также соединены с сетью, емкостной ток которой компенсируется только по
одной линии. Мощность такого реактора выбирается по полному емкост-
ному току замыкания на землю.
При правильном выборе дугогасящих аппаратов и соответствующем
подборе нейтралей трансформаторов возникшие перенапряжения при дуго-
вых замыканиях на землю не должны вызывать повреждения изоляции, ко-
торая должна соответствовать уровню испытательных напряжений, приво-
димых в справочной литературе.
Вентильный разрядник имеет систему искровых промежутков, последо-
вательно соединенных с варистором (нелинейным сопротивлением, величи-
на которого уменьшается с увеличением напряжения). В целях равномерно-
го распределения напряжения между искровыми промежутками последние
шунтируются резисторами. Равномерное распределение напряжения способ-
ствует увеличению пробивного напряжения и облегчает гашение дуги со-
провождающего тока. В зависимости от напряжения и назначения исполь-
зуются вентильные разрядники типа РВС, РВП, РТВ и др. (например, РВС-
110, но РВП-10).
При возникновении перенапряжения искровой промежуток пробивает-
ся и через вилитовые диски и заземление проходит ток, что приводит к
398
уменьшению напряжения проводов относительно земли, а следовательно, и
на разряднике.
Разрядники присоединяются к каждой фазе и при одновременном сра-
батывании их на двух или трех фазах возникает короткое замыкание токов
рабочей частоты. Ток КЗ прекращается при первом переходе через ноль и
работа линии восстанавливается. Широко начинает применяться ограничи-
тели перенапряжений типа ОПН.
11.5. СХЕМЫ ЗАЩИТЫ ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
Защиту подстанций, вращающихся машин, электродвигателей осущест-
вляют трубчатыми и вентильными разрядниками, которые устанавливают-
ся в различных точках сети и присоединяются к шинам.
При подходе воздушной линии напряжением 3—20 кВ на деревянных
опорах устанавливается один комплект трубчатых разрядников FV1 на рас-
стоянии 200—300 м от подстанции. Если воздушная линия в грозовой сезон
может быть длительно отключена с одной стороны, то на этой стороне ли-
нии на концевой опоре устанавливается второй комплект разрядников FV2
(рис. 11.12). Если ВЛ на металлических или железобетонных опорах, то уста-
новка трубчатых разрядников FV1 и FV2 не требуется. При установленной
мощности трансформатора до 630 кВ А трубчатые разрядники на подходах
ВЛ с деревянными опорами не устанавливаются.
Довольно часто воздушная линия напряжением 3—20 кВ к подстанции
присоединяется при помощи кабельной вставки длиной до 50 м. В этом слу-
чае в месте присоединения кабеля к воздушной линии устанавливается ком-
Рис. 11.12. Схема установки трубчатых разрядников
на ВЛ
Рис. 11.13. Схема установки трубчатых разрядников
в случае присоединения подстанции с помощью ка-
бельной вставки
Рис. 11.14. Схема защиты подстанций 35—220 кВ от
грозовых перенапряжений при подходе ВЛ на дере-
вянных опорах с установкой тросового молниеотвода
399
плект трубчатых разрядников, а если ВЛ выполнена на деревянных опорах,
то на расстоянии 200—300 м от конца кабеля должен устанавливаться вто-
рой комплект трубчатых разрядников (рис. 11.13).
При напряжении воздушной линии 35—220 кВ, выполненной на дере-
вянных опорах, на ближайшей к подстанции опоре устанавливается ком-
плект трубчатых разрядников FV1. Если ВЛ в грозовой сезон может быть
длительно отключена с одной стороны, то на первой от подстанции опоре с
этой стороны должен устанавливаться второй комплект трубчатых разряд-
ников FV2 (рис. 11.14). При сооружении ВЛ на металлических или железо-
бетонных опорах установка трубчатых разрядников не требуется.
Для защиты подходов подстанции напряжением 35—ПО кВ с транс-
форматорами мощностью до 40 MB-А, подключенными без выключателей
короткими ответвлениями к существующим ВЛ на деревянных опорах без
тросов применяются упрощенные схемы молниезащиты (рис. 11.15). На ли-
нии по обе стороны от места ответвления(при ответвлении до 150 м) уста-
навливается по два комплекта трубчатых разрядников (FV1 и FV2). На ма-
гистральных линиях в пределах одного пролета подвешивается трос.
При длине ответвления от 150 до 500 м (см. рис. 11.15, б)трос подвеши-
вается на магистральной линии и устанавливаются три комплекта разряд-
ников.
В районах с грозовой активностью менее 60 часов в год для подстанций
35 кВ с двумя трансформаторами мощностью до 1600 кВ-А или одним той
же мощности с резервированием питания нагрузки на низшем напряжении
допускается не устанавливать тросовую защиту подхода ВЛ. При отсутст-
вии резервного питания длина защищаемого подхода должна быть не менее
500 м при расстоянии между разрядником и трансформатором не менее Юм.
Если ВЛ выполнена на металлических, железобетонных или деревянных
опорах, а на подходах крепления гирлянд или штыревые изоляторы зазем-
лены и в начале подхода установлены
трубчатые разрядники, то защита под-
ходов при помощи троса не требуется.
Сопротивление заземления труб-
чатых разрядников на ВЛ с деревян-
ными опорами не должно превышать
10 Ом.
Защита РУ напряжением 6—20 кВ
с кабельными вводами от ВЛ выполня-
ется трубчатым разрядником FV2, ус-
тановленным на опоре с концевой ка-
бельной муфтой, который соединяет-
ся с оболочкой кабеля или его броней.
Рис. 11.15. Схема защиты подстанций на от-
ветвлениях:
а — при длине ответвления до 150 м; б — при
150—500 м
400
Защита киосков, столбовых подстанций и РУ 10(6) кВ подстанций 35 кВ
с трансформаторами мощностью до 630 кВА обеспечивается вентильными
разрядниками, которые устанавливаются на вводе линий или на сборке у
трансформаторов.
Защита приключательных пунктов осуществляется трубчатыми разряд-
никами, устанавливаемыми на каждой подходящей линии.
Грозозащиту подстанций, присоединенных к действующим линиям на-
пряжением 35—ПО кВ, допускается выполнять по упрощенным схемам, а
при присоединении к вновь сооружаемым воздушным линиям применение
упрощенных схем не допускается.
Для защиты от приходящих волн перенапряжения непосредственно на
подстанциях устанавливаются вентильные разрядники. Наибольшее допус-
тимое расстояние от разрядника до защищаемого оборудования регламен-
тируется ПУЭ в зависимости от напряжения линий, типа опор и длины за-
щищаемого тросовым молниеотводом подхода ВЛ.
Для вращающихся машин опасность представляет не только амплитуда,
но и крутизна фронта волны перенапряжения. Вращающиеся машины (ге-
нераторы, синхронные компенсаторы и др.), связанные с ВЛ через транс-
форматоры, не требуют защиты от атмосферных перенапряжений. Если же
потребители питаются генераторным напряжением, то такую защиту вы-
полнять обязательно. Для этого устанавливают по ГОСТ вентильный раз-
рядник первой группы и параллельно ему подключают конденсатор емко-
стью 0,5 мкФ.
При мощности вращающихся машин более 3000 кВт подход ВЛ с желе-
зобетонными опорами (рис. 11.16) защищается тросовым молниеотводом
длинной не менее 300 м, а в начале подхода устанавливается трубчатый
разрядник FV1. На подходе ВЛ с деревянными опорами дополнительно на
расстоянии 150 м от начала тросового подхода со стороны линии устанав-
ливается комплект трубчатых разрядников.
Если на вводе установлен реактор, то на расстоянии 100—150 м подход
должен быть защищен тросом; в начале подхода устанавливается трубча-
тый разрядник FV1, а у реактора—вентильный FV2 (рис. 11.17).
Рис. 11.16. Схема защиты от грозовых пе-
ренапряжений машин мощностью более
3000 кВт
Рис. 11.17. Схема защиты при наличии ре-
актора на воздушной линии
401
Рис. 11.18. Схема защиты электродвигателей до 3000 кВт при подходе ВЛ на деревянных
опорах (а) и при кабельной вставки (б)
При присоединении ВЛ через кабельную вставку (Z > 50м) и реактор за-
щита от прямых ударов молнии не требуется. В месте присоединения ВЛ к
кабелю устанавливается комплект трубчатых разрядников, а перед реакто-
ром — комплект вентильных РВ.
Для электродвигателей до 3000 кВт допускается не применять защиту
подходов от прямых ударов молнии тросовыми молниеотводами. При этом
на подходе ВЛ устанавливается два комплекта трубчатых разрядников на
расстояниях 150 и 250 м от шин подстанции (рис. 11.18, а), а при наличии
кабельной вставки перед ней устанавливается дополнительно вентильный
разрядник IV группы по ГОСТ (рис. 11.18, б).
Открытые токопроводы 6—10 кВ, если они присоединены к шинам ге-
нераторного напряжения, по всей длине должны защищаться стержневыми
молниеотводами, устанавливаемыми в шахматном порядке вдоль трассы по
обе стороны токопровода. Иногда используют тросовые. Расстояние между
молниеотводами и токоведущими частями токопровода по воздуху должно
быть не менее 5 м.
На шинах подстанций с вращающимися машинами и распределитель-
ных пунктов, к которым подходит токопровод, защищаемый молниеотво-
дом, устанавливаются вентильные разрядники и защитные емкости, вели-
чина которых в зависимости от напряжения (6—20 кВ) колеблется от 0,8 до
0,4 мкФ.
77.6. МОЛНИЕЗАЩИТА ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ
По устройству молниезащиты производственные, жилые и обществен-
ные здания и сооружения подразделяются на три категории (I, II и Ш) в со-
ответствии с их назначением. Среднегодовая продолжительность грозовых
часов в год определяется картой районирования, приведенной в ПУЭ.
Ожидаемое количество поражений молнией в год здания или сооруже-
ния, не оборудованного молниезащитой, определяется по формулам:
для сосредоточенных сооружений (дымовые трубы, вышки, башни)
№9лЛ2п10-6; (11.8)
для зданий и сооружений прямоугольной формы
402
N = [(В + 6h) (L + 6h) - 7,7 Л2] n-10’6, (11.9)
где h — наибольшая высота здания или сооружения; В — ширина здания; L
— длина здания; п — среднегодовое число ударов молнии в 1 км2 поверхно-
сти земли в месте расположения здания или сооружения.
Для зданий и сооружений сложной конфигурации длина и ширина оп-
ределяется соответствующими размерами наименьшего прямоугольника, в
который вписывается здание в плане.
Пример. Открытый склад угля (согласно ПУЭ пожароопасная зона II—III) расположен в
районе г. Кемерово, имеет длину L = 100 м ; ширину В = 30м ; h = 15м. Определить ожидае-
мое количество поражений, категорию устройства молниезащиты и тип зоны защиты.
Решение'.
1) по карте районирования (ПУЭ) находим интенсивность грозовой деятельности —
40—60 час;
2) для данной интенсивности по табл. 6.2 [37] определяем среднегодовое число пораже-
ний молнией 1 м2 поверхности — п = 4;
3) ожидаемое число поражений
У = [(В + 6/0 (L + 6/0 - 7,7 А2 ] и-10’6 = [(30 + 6-15) (100 + 6-15) - 7,7-152] 4-10"6 = 0,84;
4) по табл. 6.1 [37] устанавливаем, что склад по устройству молниезащиты относится к
III категории, а тип зоны защиты Б, так как 0,1 < 0,84 < 2.
Здания и сооружения, отнесенные по устройству молниезащиты к I ка-
тегории, должны быть защищены от прямых ударов молнии, вторичных про-
явлений молнии и заноса высокого потенциала через различные коммуни-
кации.
От прямых ударов молнии защита выполняется отдельно стоящими
молниеотводами (рис. 11.19) или тросовыми (рис. 11.20), а также изолиро-
ванными молниеотводами (рис. 11.21), которые должны обеспечить зону
защиты типа А. Элементы молниеотвода, как правило, должны быть удале-
ны от защищаемого объекта и подземных металлических коммуникаций.
Рис. 11.19. Отдельно стоящий стержневой
молниеотвод
Рис. 11.20. Отдельно стоящий тросовый
молниеотвод
403
Рис. 11.21. Стержневой молниеотвод, изоли-
рованный от защищаемого объекта диэлек-
трической стойкой (5д)
При защите от вторичных про-
явлений молнии корпуса всего обо-
рудования, установленного в защи-
щаемом здании, должны быть присо-
единены к заземляющему устройст-
ву электроустановок или к железобе-
тонному фундаменту. Незамкнутые
протяженные металлические контуры должны исключаться путем наложе-
ния перемычек из стальной проволоки диаметром не менее 5 мм через каж-
дые 20 м вблизи сближения трубопроводов и других сооружений на рас-
стояние 10 см.
Защита от заноса высокого потенциала по трубопроводам, кабелям в
металлических оболочках или трубах должна осуществляться путем их при-
соединения к заземляющему устройству электроустановок или к железобе-
тонному фундаменту.
Для зданий и сооружений II категории должна быть обеспечена защита
от прямых ударов молнии, вторичных проявлений молнии и заноса высо-
ких потенциалов.
Защита осуществляется стержневыми и тросовыми молниеотводами, а
также путем наложения молниеприемной сетки на кровлю или использова-
ния металлической кровли.
Молниеприемная сетка должна иметь ячейки площадью не более 36 м2
(6x6 или 3 х 12 ) и уложена на кровлю непосредственно или под слой него-
рючих или трудно сгораемых утеплителей.
Молниеотводы должны иметь не менее двух самостоятельных токо-
отводов, присоединенных к заземляющему контуру или железобетонному
фундаменту.
Токоотводы от металлической кровли или молниеприемной сетки дол-
жны быть проложены к заземлителям через 25 м по периметру здания, ис-
пользуя при этом колонны, фермы, рамы и др.
Для защиты от вторичных воздействий молнии металлические корпуса
оборудования и аппаратов должны быть заземлены, а металлические тру-
бопроводы через каждые 30 м при сближении на расстояние 10 см должны
соединяться перемычками.
При Ш категории должна быть обеспечена защита от прямых ударов
молнии и заноса высоких потенциалов. Выполняется защита также, как и
при II категории, однако, молниеприемная сетка должна быть площадью не
более 150м2 (12 х 12м).
404
Каждый токоотвод от стержневых и тросовых молниеотводов присое-
диняют к заземлителю из двух вертикальных электродов длиной не менее
3 м, соединенных горизонтальным электродом длиной не менее 5 м.
Защита неметаллических труб, башен, вышек высотой более 15 м вы-
полняется путем установки на них (при их высоте до 50 м ) одного стержне-
вого молниеотвода высотой 1 м и одного токоотвода. При высоте сооруже-
ния от 50 до 150 м устанавливаются два молниеотвода высотой 1 м на верх-
нем конце трубы и двух токоотводов. При высоте сооружения более 150 м
устанавливаются три молниеотвода высотой 0,2—0,5 м, соединенных между
собой, и двух токоотводов.
11.7. РАСЧЕТ ЗОНЫ ЗАЩИТЫ МОЛНИЕОТВОДОВ
При проектировании устройств молниезащиты зданий и сооружений ре-
комендуется следующая последовательность расчетов:
• по карте среднегодовой грозовой продолжительности определяют
интенсивность грозовой деятельности, а также ожидаемое количество по-
ражений здания;
• определяют класс взрыво- и пожароопасности по ПУЭ и степень ог-
нестойкости здания или сооружения;
• устанавливается категория здания и зона защиты по устройству мол-
ниезащиты;
• рассчитывают и строят зону защиты, размещая молниеотводы на зда-
нии, сооружении (или обозначая на генплане);
• разрабатывают мероприятия по защите от вторичных проявлений мол-
нии, а также от заноса высоких потенциалов;
• выбирают заземляющие устройства и составляется задание на изго-
товление молниеотводов и заземлителей.
Зона защиты типов А и Б одиночного стержевого молниеотвода пред-
ставляет собой конус (рис. 11.22).
Параметрами, определяющими границы зоны защиты, являются высота
молниеотвода Н, вершина зоны защиты ho и радиус основания конуса на
уровне земли го.
Зоны защиты рассчитываются по выражениям:
1) для одиночного стержневого молниеотвода
вершина конуса ho = 0,85Я— зона типа А;
Ло = 0,92 Н — зона типа Б; (11.10)
радиус основания конуса
го=(1,1 -210~3Н)77—зона типа А;
го= \,5Н—зонатипаБ; (11.11)
405
радиус защиты
Рис. П.22. Расчетная схема защиты стержневого
мониеотвода (для зон типа А и Б)
гх= (1,1 - 210 3Н) (Н—hx/0,85) — зона типа А;
гх= 1,5(77-Лх/0,92)— зона типа Б;
2) для двойного стержневого молниеотвода одинаковой высоты
• зона защиты типа А — при L<H\
h0 = 0,8577; г0 = (1,1 - 2-10’377) /7;
гх = (1,1 - 2 10'377) (77— hj 0,85);
(11-12)
(11.13)
hc = ho — высота защиты в месте снижения зоны Лс;
гсх = гх—радиус снижения зоны в месте снижения гСх;
зона защиты типа А — при H<L< 2Н:
при таком соотношении ho, го и гх определяются по выражениям (11.13);
Лс= (0,17 + 310~4/7) (L-Н);
Гсх ГО (he Лх) /he, (11.14)
• зона защиты типа Б — при L<H
Ло=О,92 77;го= 1,5/7; тх = 1,5 (Я- hxi 0,92); hc = Ло; гсх = гх; (11.15)
зона защиты типа Б — при 77<L< 6Н: значения ho, го и гх определяются
согласно (11.15);
he = ho - 0,14 (L - Н);
Гсх = го (he -hx! he); (11.16)
• для одиночного тросового молниеотвода
зона защиты А:
ho = 0,85 H; го = (1,35 - 2,5.10’4/7) Н; гх = (1,35 - 2,5-10"4/7) (H-hJ 0,85); зона защиты Б (П-17)
ho = 0,92 Н; го = 1,7 Н; rx= hj 0,92), 406 (11.18)
Рис. 11.23. Кривые наименьшего допустимого
расстояния в зависимости от импульсного со-
противления
где Н—высота молниеотвода (для тро-
сового молниеотвода высота в месте на-
ибольшего провеса), м; hx — высота за-
щищаемого объекта, м.
Для сооружений I категории обязательно рассчитывается расстояние от
конструктивных элементов молниеотвода до защищаемого сооружения.
Для отдельно стоящего стержневого молниеотвода, изолированного от со-
оружения, наименьшее допустимое расстояние от молниеотвода до защи-
щаемого сооружения выбирается в зависимости от импульсного сопротив-
ления заземления RH и длины токоотвода / до наиболее опасных точек, с ко-
торых возможно перекрытие, по кривым рис. 11.23.
Во избежание заноса высокого потенциала в защищаемое здание наи-
меньшее допустимое расстояние Ьз в земле между заземлителями защиты от
прямых ударов молнии и тросами, вводимыми в здание I категории, опре-
деляют по выражению
Ьз — LB + 2,
(И.19)
где LB — расстояние по воздуху.
Расчет импульсного сопротивления заземляющего устройства для от-
дельно стоящего изолированного стержневого молниеотвода определяют
по выражению
R = aR~, (11.20)
где а—коэффициент импульса; R~—сопротивление заземлителя, Ом.
Для отдельно стоящего молниеотвода расстояние LB определяется вы-
сотой здания, конструкцией заземлителя и эквивалентным удельным сопро-
тивлением грунта.
Контрольные вопросы
1. Перечислите виды перенапряжений и причины их появления.
2. В каких случаях применяют компенсацию емкостного тока замыка-
ния на землю?
3. Как определяется зона защиты стержневого и тросового молниеотво-
дов?
407
4. Что такое активная высота молниеотвода и чем она определяется?
5. В каких случаях устанавливаются тросовые молниеотводы?
6. В чем отличие трубчатых и вентильных разрядников?
7. Чем определяется величина остаточного напряжения на разряднике?
8. Приведите наиболее характерные схемы защиты от перенапряжений.
9. Изложите особенности защиты зданий различной категории.
10. Как определяется зона защиты стержневого молниеотвода?
Глава 1 ЗАЗЕМЛЯЮЩИЕ УСТРОЙСТВА 2
12.1. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
При повреждении изоляции электрооборудования и появлении напря-
жения на металлических нетоковедущих частях возможно поражение людей
электрическим током.
Для защиты людей от поражения электрическим током следует приме-
нять следующие защитные меры: заземление, защитное отключение, малое
напряжение, защитное разделение сети, двойную изоляцию, уравнивание и
выравнивание потенциалов.
На выбор защитных мер оказывают влияние следующие факторы: ре-
жим работы нейтрали электроустановок, номинальное напряжение сети, ка-
тегории опасности помещений, класс применяемых в электроустановках из-
делий, а также технико-экономическая целесообразность.
Важной мерой, обеспечивающей электробезопасность обслуживающего
персонала, является заземление или зануление конструктивных частей элек-
трооборудования, нормально не находящихся под напряжением.
ПУЭ дают следующие основные определения в отношении заземлений.
Заземлением какой-либо части электроустановки называется преднаме-
ренное электрическое соединение этой части с заземляющим устройством.
Различают защитное и рабочее заземления.
Защитным называется заземление части электроустановки с целью обе-
спечения электробезопасности, т. е. металлическое соединение с заземляю-
щим устройством элементов электроустановки.
Рабочим является заземление, при котором заземляется какая-либо точ-
ка электроустановки, находящейся под напряжением, так как это необхо-
димо для нормальной работы электроустановки. Оно может осуществлять-
ся непосредственно или через специальные аппараты (резисторы, пробив-
ные предохранители, разрядники и др.).
Заземляющее устройство представляет собой совокупность заземлителя
и заземляющих проводников.
Заземлитель — проводник (электрод) или совокупность металлических
проводников, находящихся непосредственно в соприкосновении с землей.
Различают естественные и искусственные заземлители.
Естественным заземлителем называются находящиеся в соприкоснове-
нии с землей электропроводящие части коммуникаций, зданий и сооруже-
ний производственного назначения, используемые в целях заземления, а ис-
кусственным — специальное устройство для целей заземления.
Проводник, соединяющий заземляющие части с заземлителем, называ-
ется заземляющим.
Зануление в электроустановках напряжением до 1 кВ — преднамерен-
ное соединение частей электроустановки, нормально не находящихся под
напряжением, с глухозаземленной нейтралью трансформатора или генера-
411
тора в сетях трехфазного тока; глухозаземленным выводом источника одно-
фазного тока или с глухозаземленной точкой источника постоянного тока.
При занулении предусматривается нулевой проводник, соединяющий с
глухозаземленной нейтралью или глухозаземленными выводами источни-
ков однофазного или постоянного тока зануленные части.
Тип системы заземления являются одной из характеристик питающей
электрической сети. ГОСТ Р 50571.2 предусматривает следующие типы сис-
тем заземления TN-C; TN-S; TN-C-S; ТТ и IT.
Первая буква в обозначении определяет характер заземления источника
питания; вторая буква — характер заземления открытых проводящих час-
тей электроустановки; последующие буквы — характер этой связи — спо-
соб устройства нулевого защитного и нулевого рабочего проводников. В
соответствии с этим различают: Т — непосредственное присоединение од-
ной точки источника питания (обычно нейтрали) к земле; I — все токове-
дущие части изолированы от земли или одна точка заземлена через сопро-
тивление; Т (вторая) — непосредственная связь открытых проводящих час-
тей электроустановки с землей, независимо от характера связи источника
питания с землей; N — непосредственная связь открытых токоведущих час-
тей электроустановки с точкой заземления источника питания (нулевой ра-
бочий проводник); S — в системе предусмотрен отдельно нулевой защит-
ный (РЕ) и нулевой рабочий (N) проводники; С — функции нулевого за-
щитного и нулевого рабочего проводников обеспечиваются одним общим
проводником (PEN).
На схемах приняты обозначения:
Т — защитный проводник или нулевой защитный проводник
(РЕ);
f — нулевой рабочий проводник;
Т — совмещенный нулевой защитный и нулевой рабочий про-
' водники (PEN).
По своей сути тип системы заземления является комплексной характе-
ристикой для связи «питающая электрическая сеть — электроустановка зда-
ния». В настоящее время в России наиболее распространена система TN-C,
совмещающая нулевой защитный и нулевой рабочий проводники (PEN), хо-
тя она не позволяет обеспечить надлежащий уровень электробезопасности.
Наиболее перспективными являются системы TN-C-S и ТТ. Тип систе-
мы ТТ (ГОСТ Р 50669) рекомендуется применять в качестве основного для
электроустановок зданий из металла. Система TN-C-S может быть основой
для электроустановок других (в т. ч. жилых) зданий: во-первых, ее реализа-
ция возможна при существующих питающих сетях; во-вторых, она является
как бы логическим развитием системы с глухозаземленной нейтралью, по-
всеместно распространенной в стране. Помимо этого, при ошибках в ком-
мутации нулевых защитных и нулевых рабочих проводников после УЗО,
оно сигнализирует об этом, отключая электрическую сеть. Для защиты от
412
прикосновения в таких системах возможно применение не только УЗО, но и
автоматических выключателей.
В качестве примера на рис. 12.1 приведена система TN-C-S с разделени-
ем PEN — проводника в определенной части схемы.
При случайном соприкосновении частей, находящихся под напряжени-
ем, непосредственно с землей или конструктивными частями, не изолиро-
ванными от земли, возникает замыкание на землю. Замыкание на корпус —
случайное соединение находящихся под напряжением частей электроуста-
новки с другими ее элементами, не находящимися под напряжением.
Напряжением на заземлителе называется напряжение, возникающее при
протекании тока через заземлитель или заземляющее устройство между ни-
ми и землей (зоной нулевого потенциала).
Зона, в которой возникает заметный градиент потенциала при стекании
тока с заземлителя, называется зоной растекания, за пределами которой на-
чинается зона нулевого потенциала.
Сопротивление растеканию определяется суммарным сопротивлением
грунта от заземлителя до любой точки с нулевым потенциалом. Для полу-
сферического заземлителя, находящегося в однородном или изотропном
грунте растекание тока в грунте равномерно (рис. 12.2).
Плотность тока в точке А на расстоянии X от заземлителя определяется
отношением тока замыкания на землю к площади поверхности полушара
радиусом х:
2 их2
Эта поверхность называется эквипотенциальной поверхностью.
Сопротивление элементарного проводника — слоя грунта толщиной dx
определяется как
dx
~ Р~ ~
2пх
откуда
Рис. 12.1. Схема заземления TN-C-S с точкой заземления PEN на вводе (а) и в другом месте (б)
413
и
Рис. 12.2. Растекание тока в контуре через полусферический заземлитель
Выражение (12.1) справедливо только для полусферического заземлите-
ля, для других — приведены в [37].
Напряжением прикосновения называется напряжение между двумя точ-
ками цепи тока замыкания на землю (корпус) при одновременном прикос-
новении к ним человека. Ток, стекающий в землю через место замыкания,
называется током замыкания на землю (7з). Протеканию тока препятствует
сопротивление заземляющего устройства 7?3, под которым понимают отно-
шение напряжения на заземляющем устройстве (7з к току /з, стекающему в
землю с заземлителя, т. е. 7?з = U3II3.
Если корпус оборудования с поврежденной изоляцией (рис. 12.3) зазем-
лен, то он окажется под напряжением относительно земли U3 = I3 R3, а чело-
век, прикоснувшийся к корпусу, окажется под напряжением прикосновения,
которое определяется по формуле
(12.2)
Uпр — Z/з ОС — Zj ОС,
где а < 1 — коэффициент,
учитывающий падение на-
пряжения в цепи замыкания
на землю на участке между
местом нахождения человека
и точками нулевого потен-
циала.
Рис. 12.3. Путь тока при замыка-
нии на заземленный корпус элек-
тродвигателя
414
Напряжение, под которым оказывается прикоснувшийся к корпусу обо-
рудования человек, намного ниже напряжения исправной электроустановки
относительно земли и тем меньше, чем меньше сопротивление заземляюще-
го устройства г3.
Ток замыкания на землю зависит от величины рабочего напряжения ус-
тановки и от состояния других неповрежденных фаз сети, при этом следует
иметь в виду, что внутренние сети напряжением 220, 380 и 660 В при вполне
удовлетворительном состоянии изоляции могут иметь небольшое общее со-
противление изоляции вследствие большой протяженности сетей.
На рис. 12.4, а показано изменение напряжения относительно земли в
различных точках на ее поверхности в зоне растекания тока: наиболее вы-
соким относительно земли будет напряжение в точке замыкания тока на
землю. По мере удаления от места замыкания напряжение относительно
земли убывает.
При попадании человека в зону растекания тока замыкания между дву-
мя точками земли, которых одновременно касается человек ногами, возни-
кает напряжение, которое называется напряжением шага. На рис. 12.4, б
представлено графическое определение шагового напряжения в зоне расте-
кания тока.
В сетях с глухим заземлением нейтрали следует применить зануление
(рис. 12.5), а в сетях с изолированной нейтралью — заземление.
Электрическая сеть с эффективно заземленной нейтралью — трехфазная
сеть, в которой отношение разности потенциалов между поврежденной фа-
зой и землей в точке замыкания на землю другой или двух других фаз к раз-
ности потенциалов между фазой и землей в этой точке до замыкания не
превышает 1,4.
В дополнение к заземлению или занулению осуществляют защитное от-
ключение при однофазных замыканиях на землю. Если невозможно осуще-
ствить перечисленные мероприятия или трудно их выполнить по техноло-
гическим соображениям, то допускается обслуживание оборудования с изо-
лирующих площадок.
Рис. 12.4. График изменения напряжения относительно земли при замыкании тока на землю
(а) и определение шагового напряжения (б)
415
б
Рис. 12.5. Схема зануления в сетях до 1 кВ с заземленной (а) и изолированной нейтралью (б):
1 —заземляющий болт; 2 — осветительная арматура; 3 — нулевой провод (а) или магистраль заземле-
ния^); 4— выключатель; 5 — электродвигатель с пускателем 6; 7—пробивной предохранитель
Защитное отключение — автоматическое отключение всех фаз (полю-
сов) участка сети напряжением до 1 кВ, обеспечивающее безопасные соче-
тания тока и времени его прохождения при замыкании на корпус или сни-
жении уровня изоляции ниже критического значения.
В целях безопасной эксплуатации электрооборудования, особенно в
опасной окружающей среде, предусматривают защитное разделение сети с
помощью разделительных трансформаторов, предназначенных для отделе-
ния сети, питающей электроприемник, от первичной электрической сети, а
также от сети заземления или зануления.
Малое напряжение — номинальное напряжение между фазами и по отно-
шению к земле не более 42 В переменного и 110 В постоянного тока, применяе-
мое в электроустановках для обеспечения электро- и искробезопасности.
Для некоторых типов электрооборудования используется двойная изо-
ляция, т. е. совокупность рабочей и защитной изоляции, при которой по-
вреждение одной из них не приводит к появлению опасного потенциала на
корпусе.
Выравнивание потенциала предусматривает снижение разности потен-
циалов между заземляющим устройством и поверхностью земли либо дру-
гого основания, окружающего это устройство, путем соединения его с уло-
женными в земле или на поверхности защитными проводниками, а также
применения специальных покрытий земли с низким удельным сопротив-
лением.
При проектировании электроустановок, выборе способов и средств
защиты людей следует ориентироваться на требования ГОСТ 12.1.038—82
«Предельно допустимые уровни напряжений прикосновения и токов», в
котором приведены безопасные уровни напряжения прикосновения в се-
тях напряжением до и выше 1кВ с заземленной или изолированной ней-
тралью.
При повреждении изоляции электрооборудования на его корпусе и дру-
гих частях могут появиться опасные потенциалы, т. е. эти части являются
потенциально опасными.
416
К потенциально опасным частям относятся:
• корпуса электрических машин, трансформаторов, аппаратов, светиль-
ников, штепсельных соединителей, оболочки, каркасы и металлические кон-
струкции КРУ, а также съемные и открывающиеся части, если на них уста-
новлено электрооборудование напряжением выше 42 В переменного тока
или 110В постоянного тока; к этой группе относятся оболочки и броня ка-
белей, шинопроводов и проводов, соединительные коробки, кабельные муф-
ты и т. д.;
• ко второй группе следует отнести металлические опорные, ограж-
дающие и другие конструкции, находящиеся в непосредственном соприкос-
новении с вышеперечисленным оборудованием. Например, рамы электри-
ческих машин, трансформаторов, станины станков, машин и механизмов, ка-
бельные конструкции, лотки, короба, металлорукава, различного рода мон-
тажные коробки, струны, тросы и т. п.;
• к третьей группе относятся строительные и стационарные производ-
ственные конструкции и оборудование, трубопроводы всех назначений, рель-
сы крановых и железнодорожных путей.
Перечисленные опасные части должны быть заземлены или занулены.
Вместе с тем не требуется преднамеренно заземлять или занулять корпу-
са электрооборудования, аппаратов и электромонтажных конструкций, ко-
торые установлены на заземленных или зануленных металлических конст-
рукциях, РУ, на щитах, шкафах, щитках, при условии надежного электриче-
ского контакта с заземленным основанием. Исключение составляют случаи
установки такого оборудования в помещениях и зонах со специфической
средой эксплуатации (взрывоопасной, химически активной). Все вопросы,
относящиеся к безопасной эксплуатации электрооборудования в таких ус-
ловиях изучаются в цикле специальных дисциплин.
Заземление следует применять во всех электроустановках напряжением
выше 1 кВ с изолированной нейтралью. Зануление — в электроустановках,
сетях до 1 кВ с заземленной нейтралью.
Заземление или зануление переносных электроприемников должно осу-
ществляться специальной жилой (заземляющей), расположенной в одной
оболочке с фазными жилами переносного провода и присоединяемой к
корпусу электроприемника и к специальному контакту вилки.
12.2. РАБОЧЕЕ И ЗАЩИТНОЕ ЗАЗЕМЛЕНИЕ
Рабочее заземление в большинстве случаев защитных функций не выпол-
няет. Назначение рабочего заземления состоит в обеспечении надежной рабо-
ты защиты при замыкании фазы на корпус или землю и предотвращения при
этом повышения напряжения неповрежденных фаз относительно земли.
Повышение напряжения в сетях напряжением до 1 кВ приводит к боль-
шей опасности поражения током, а в сетях напряжением ПО (220) кВ — к
повреждению изоляции между неповрежденными фазами и заземленными
частями.
417
В электроустановках напряжением до 1 кВ, питаемых через трансфор-
маторы, нулевая точка обмотки низшего напряжения или одна из его фаз
должна быть присоединена наглухо к заземлителю. В случае пробоя изоля-
ции между обмотками высшего и низшего напряжений заземление нулевой
точки снижает потенциал относительно земли обмотки низшего напряже-
ния и в этом случае рабочее заземление выполняет защитные функции.
Широко рабочее заземление используется в схемах управления взрыво-
безопасных пускателей и станций управления, где обеспечена искробезо-
пасность цепей управления и заземляющая жила кабеля используется в ка-
честве обратного провода.
Назначение защитного заземления состоит в том, чтобы между защи-
щаемым электрооборудованием и землей обеспечить электрическое соеди-
нение с достаточно малым сопротивлением, снизив тем самым напряжение
прикосновения во время замыкания на корпус электрооборудования до бе-
зопасной величины. С этой целью потенциально опасные части электро-
оборудования должны быть надежно присоединены к заземляющему уст-
ройству.
Опасные напряжения прикосновения могут возникать также между кор-
пусами электрооборудования и металлическими частями зданий, сооруже-
ний, трубопроводами, станинами оборудования. Поэтому для уравнивания
потенциала во всех помещениях и наружных установках, где имеется зазем-
ление или зануление, перечисленные конструкции должны быть присоеди-
нены к сети зануления или заземления. Если же такие конструкции исполь-
зуются в качестве заземления или зануления, то должна быть обеспечена
непрерывность электрической цепи. При отсутствии таковой осуществляют
соединения гибкими перемычками из стального троса.
Заземление и зануление электроустановок следует выполнять всегда при
напряжении 380 В и выше в сетях переменного тока и 440 В в сетях постоян-
ного тока, а при напряжении выше 42 В переменного тока и 110 В постоянно-
го тока — только в помещениях с повышенной опасностью, особо опасных и
в наружных установках. При напряжениях меньших 42 и 110 В, заземление и
зануление не требуется, за исключением взрывоопасных установок.
Защитное заземление может быть эффективным в том случае, если ток
замыкания на землю не увеличивается с уменьшением сопротивления зазем-
ления. Это возможно в сетях с изолированной нейтралью, где при глухом
замыкании на землю или на заземленный корпус ток практически не зави-
сит от величины сопротивления заземления. Если принять, что сопротивле-
ния изоляции и емкости фаз относительно земли симметричны, т. е. у\ = уг
= уз = у = 1/z и уо = 0, то ток замыкания
Z
Защитное заземление применяется также в сетях с большими токами за-
мыкания на землю, т.е. в сетях напряжением выше 1 кВ с заземленной ней-
тралью. При этом замыкание на землю является коротким замыканием, ко-
торое отключает максимальная токовая защита.
418
В сетях с заземленной нейтралью напряжением до 1 кВ ток замыкания
на землю тем больше, чем меньше сопротивление заземления. Так как сопро-
тивление заземления нейтрали го = 1/go составляет всего несколько Ом, про-
водимость этого заземления намного больше проводимостей фаз относи-
тельно земли. С учетом этого ток замыкания на землю можно определить как
3U
13 =-^—, (12.4)
Г0 + Гз
где гз — сопротивление заземления.
Напряжения на корпусе поврежденного оборудования и нулевой точки:
источника относительно земли определяются по формулам
u3 =I3r3
Г0 +Гз
го
=l3rQ = С/ф
+г3
(12.5)
Из выражений (12.5) видно, что трехфазное напряжение делится про-
порционально сопротивлениям го и гу Так как через заземление нейтрали за-
землено оборудование, находящееся вблизи источника, на корпусах совер-
шенно исправного оборудования окажется потенциал, близкий к фазному на-
пряжению.
Величина тока замыкания на землю недостаточна для срабатывания мак-
симальной токовой защиты и режим замыкания может существовать дли-
тельно.
Пример. В сети напряжением 0,4 кВ с заземленной нейтралью сопротивления заземления и
нейтрали равны г0 = гг = 4 Ом. Определить напряжение на корпусе оборудования при замыкании и
напряжение нейтрали, если добиться снижения сопротивления заземления до 2 Ом.
Решение:
1) ток замыкания на землю по (12.4)
4 + 4
при таком токе защита может сработать только у маломощных потребителей;
2) напряжение на корпусе и напряжение нейтрали по (12.5)
4
U =220 -------=110В,
4 + 4
4
UQ =220 -----=110В;
4 + 4
3) если добиться снижения сопротивления заземления до 2 Ом, то
величина тока возрастет, но недостаточно для срабатывания защиты
4) напряжение U3 и UQ:
U, = 220—^— = 73,ЗВ ,
4 + 2
419
Uo = 220 —— = 146,6 В .
4 + 2
Снижение сопротивления заземления привело к увеличению напряже-
ния нейтрали.
Из примера ясно, что в сетях с заземленной нейтралью эффективность
защитного заземления будет определяться соотношением между г0 и г3. За-
щита срабатывать практически не будет, так как для этого требуются очень
малые значения г0 и г3, чего добиться очень трудно.
Поэтому защитное заземление применяется в сетях с изолированной
нейтралью напряжением до 1 кВ, а в сетях выше 1 кВ — как при изолиро-
ванной, так и при заземленной нейтрали. В последнем случае замыкание на
корпус приводит к срабатыванию максимальной токовой защиты.
В электроустановках до I кВ с изолированной нейтралью в качестве за-
щитной меры применяется заземление в сочетании с контролем изоляции се-
ти или защитное отключение. В сетях выше 1 кВ с тем же режимом нейтрали
используется заземление и должна быть предусмотрена возможность быст-
рого выявления и отыскания замыкания на землю.
При близко расположенных электроустановках допускается и преду-
сматривается общее заземляющее устройство.
Критерием правильности выполнения заземляющего устройства являет-
ся напряжение прикосновения.
В электроустановках до 1 кВ с заземленной нейтралью сопротивление
заземляющего устройства нормируется исходя из условия обеспечения элек-
тробезопасности при обрыве фазного провода.
123. ЗАЩИТНОЕ ЗАНУЛЕНИЕ
Зануление применяется в сетях напряжением до 1 кВ с заземленной нейтра-
лью. Применение заземления в электроустановках с изолированной нейтралью
запрещено, поскольку поврежденные линии при замыкании одной из фаз на за-
земленные части или на землю защитой не отключаются. При этом напряжение
неповрежденных фаз по отношению к земле возрастает до линейного, а напря-
жение нейтрали и всех зануленных частей близко к фазному, что значительно
повышает опасность поражения обслуживающего персонала.
При занулении корпуса электрооборудования соединяются не с заземлите-
лями, а с нулевым проводом (рис. 12.6). Зануление превращает замыкание на кор-
пус в короткое замыкание (однофазное), в результате срабатывает максимальная
токовая защита и селективно отключает поврежденный участок. При этом сни-
жается потенциал на корпусе, появившийся в момент замыкания на землю.
При замыкании на корпус ток проходит по цепи: внутренне сопротивление
трансформатора — фазный провод — нулевой провод. Ток замыкания опреде-
ляется фазным напряжением и сопротивлением короткозамкнутой цепи, т. е.
/о =-------------• (12.6)
1/3Z, +2ф+20
420
Рис.12.6. Принципиальная схема защитного зануления
Для трансформаторов мощностью 630 кВ А и выше z-rp — мало, тогда
ток определяется в основном сопротивлением петли «фаза — ноль»,
=—— <12’)
2ф + Z0
Напряжение корпуса относительно земли
t/3=/37?„, (12.8)
где Rn — сопротивление повторного заземления.
С учетом Rn ток замыкания на землю
йк
1а=-----(12.9)
где йк — потеря напряжения в нулевом проводе между г0 и Rn,
ик =i,z0 =-^—z, =-У— . (12.10)
гф + z„ гф
1 + —
Zo
Решая совместно (12.8), (12.9) и (12.10), получим выражение для опреде-
ления величины напряжения замыкания на корпус относительно земли
U К,
—---------(12.11)
1+Zp_ r0+R,
Z®
Аналогично определим напряжение нейтрали относительно земли,
U га
Uo = —-----------—. (12.12)
2ф_ r0+R„
421
Поскольку нулевой провод многократно заземляется, то роль повтор-
ного заземления сводится к снижению напряжения на корпусе в момент ко-
роткого замыкания, особенно при обрыве нулевого провода. Анализ выра-
жений (12.11) и (12.12) показывает, что при отсутствии повторного заземле-
ния(/?п = °°) U3 ~ UK, Uo = 0, а при U3 « UK, Uo > 0, но не представляет
опасности. Таким образом, при замыкании на корпус повторное заземление
снижает потенциал, повышая тем самым безопасность. На рис. 12.7 показа-
но распределение потенциалов вдоль нулевого провода.
При обрыве нулевого провода КЗ при замыкании на корпус не произой-
дет (рис. 12.8), а напряжения замыкания и нейтрали будут определяться как
Rn
U =и-----—
г0 +*.
(12.13)
t/0 =и—^~
ro + R,
Как видно из рис. 12.8 все корпуса, соединенные с нулевым проводом за
местом обрыва, будут находиться под напряжением замыкания U3, а до мес-
та обрыва — Uo. Корпуса, соединенные с поврежденным корпусом, оказы-
ваются под фазным напряжением.
Потенциалы зануленных корпусов при однофазном КЗ зависят от дли-
ны нулевого провода между нейтралью и местом присоединения электроус-
тановки к нулевому проводу. Поскольку сопротивление нулевого провода
пропорционально его длине, падение напряжения также пропорционально
длине и поэтому при отсутствии повторного заземления потенциал корпуса,
на который произошло замыкание, будет равен падению напряжения в ну-
левом проводе (см. рис. 12.7, а).
Если нулевой провод имеет повторное заземление, то потенциал нейтра-
ли не равен нулю, а определяется падением напряжения на сопротивлении за-
земления нейтрали (см. рис. 12.7, б). Потенциал корпуса поврежденного
Рис. 12.7. Схема и график распределения потенциалов вдоль нулевого провода:
а — без повторного заземления; б — с повторным заземлением: 1—5—повторное заземление
422
"V R° I3=U/(Ro+Rn) jr Rn
Рис. 12.8. Замыкание на корпус при обрыве нулевого провода
потребителя равен падению напряжения на повторном заземлении. Раз-
ность потенциалов будет 11з.
Основное назначение зануления — обеспечить срабатывание макси-
мальной токовой защиты при замыкании на корпус. Для этого ток КЗ дол-
жен быть больше уставки защиты или номинального тока плавкой вставки.
Согласно ПУЭ в электроустановках до 1 кВ с глухозаземленной ней-
тралью для автоматического отключения повреждения проводимость фаз-
ных и нулевых защитных проводников должна быть выбрана такой, чтобы
при замыкании возникал ток КЗ, превышающий не менее чем в три раза
номинальный ток вставки ближайшего предохранителя и нерегулируемого
расцепителя и не менее чем в три раза ток уставки расцепителя автоматиче-
ского выключателя, имеющего обратно зависимую от тока характеристику.
Если автоматический выключатель имеет расцепитель без выдержки
времени, то ток должен быть не ниже уставки тока мгновенного срабатыва-
ния, умноженный на 1,1 &р(1,1 — коэффициент запаса; кр — коэффициент
разброса — по заводским данным). При отсутствии данных для автомати-
ческих выключателей с /Ном до 100 А кратность тока КЗ относительно устав-
ки следует принимать не менее 1,4, а при 7НОм > 100 А — не менее 1,25. При
этом полная проводимость нулевого рабочего провода во всех случаях
должна быть не менее 50 % проводимости фазного провода.
Если эти требования, по каким- либо причинам удовлетворить невоз-
можно, то при замыканиях на корпус отключение осуществляют специаль-
ными устройствами, например, устройствами защитного отключения.
Согласно ПУЭ, нейтраль генератора или трансформатора в сетях до 1 кВ
присоединяется к заземлителю через заземляющий проводник. В качестве за-
земляющего проводника запрещается использовать нулевой рабочий провод,
проложенный от нейтрали до распределительных щитов. Заземлитель должен
быть расположен только вблизи генератора или трансформатора.
Вывод нулевого рабочего проводника от нейтрали генератора или тран-
сформатора на щит РУ должен быть выполнен тем проводником, каким осу-
ществляют вывод фаз: при выводе фаз шинами — шиной на изоляторах; при
выводе кабелем или проводом — соответственно кабелем или проводом.
423
При применении кабелей с алюминиевой оболочкой последнюю разре-
шается использовать в качестве нулевого рабочего проводника вместо чет-
вертой заземляющей жилы.
Нулевой провод должен иметь надежность соединения и непрерывность
цепи от каждого корпуса до нейтрали источника. Поэтому такие соедине-
ния должны выполняться сварными. Присоединение заземляющих и нуле-
вых защитных проводников к электрооборудованию должно быть выпол-
нено сваркой или болтовыми соединениями. Нулевой провод должен быть
соединен со всеми металлическими конструкциями, создающими параллель-
ные цепи короткого замыкания: металлическими конструкциями зданий,
подкрановыми путями, стальными трубами электропроводок, металлически-
ми трубопроводами, свинцовыми и алюминиевыми оболочками кабелей, муф-
тами, лотками, стальными полюсами и т. п.
В помещениях с нормальной средой допускается использовать в качест-
ве нулевых рабочих проводников металлические конструкции, трубы, ко-
жухи и опорные конструкции шинопроводов для питания одиночных од-
нофазных электроприемников небольшой мощности (напряжение 42 В); при
включении на фазное напряжение одиночных катушек контакторов или
магнитных пускателей; электрического освещения, а также цепей управле-
ния и сигнализации на кранах.
Нулевые защитные проводники должны быть проложены в общих обо-
лочках, трубах, коробах, пучках с фазными проводниками и должны быть
выбраны так, чтобы при замыкании на корпус или нулевой защитный про-
водник ток КЗ был не менее чем в четыре раза больше номинального тока
плавкой вставки ближайшего предохранителя и не менее шестикратного зна-
чения тока расцепителя автоматического выключателя с обратной зависи-
мой от тока характеристикой.
Чтобы обеспечить непрерывность цепи зануления, запрещается в нуле-
вой провод устанавливать предохранители и выключатели. Исключение
допускается лишь в том случае, если выключатель вместе с нулевым размы-
кает и все фазные провода, находящиеся под напряжением.
Зануление однофазных потребителей, например светильников, должно
осуществляться специальным проводником (или жилой кабеля), который не
может одновременно служить проводом для рабочего тока, т. е. к нему раз-
дельно прокладывают три провода — фазный, нулевой рабочий и нулевой
защитный. К стационарно установленному светильнику допускается подво-
дить два провода — фазный и нулевой.
В сухих помещениях при отсутствии агрессивной среды, заземляющие и
нулевые проводники, разрешается прокладывать непосредственно по стене.
При наличии агрессивной среды, во влажных, сырых и особо сырых поме-
щениях защитные проводники следует прокладывать на расстоянии от стен
не менее 10 мм.
Заземление или зануление оборудования, установленного на подвижных
частях, а также связанных с вибрациями, сотрясениями, подверженных час-
тому демонтажу, должно выполняться гибкими защитными проводниками.
424
На воздушных линиях зануление должно быть обеспечено нулевым ра-
бочим проводом, проложенным на тех же опорах, что и фазные провода.
На концах линий длиной более 200 м, а также на вводах от ВЛ к электроус-
тановкам, которые зануляются, должны быть предусмотрены повторные
заземления нулевого рабочего провода в целях выравнивания и снижения
напряжения по всей длине относительно земли. В первую очередь для этого
используются естественные заземлители в виде подземной части опор и за-
земляющие устройства грозовых перенапряжений.
Повторные заземления нулевого провода в сетях постоянного тока
должны быть выполнены с помощью отдельных искусственных заземлите-
лей, которые из-за возможной коррозии не должны иметь металлических
соединений с подземными трубопроводами.
Сопротивление заземляющего устройства, к которому присоединена ней-
траль генератора или трансформатора, должно быть при напряжении сети
0,4 кВ — 4 Ома и обеспечивается, помимо естественных заземлителей, за-
землителями повторных заземлений нулевого провода ВЛ до 1 кВ при числе
отходящих линий не менее двух. При этом сопротивление самого заземли-
теля, расположенного вблизи генератора или трансформатора (или вывода
источника однофазного тока), должно быть не более 15, 30 и 60 Ом при на-
пряжениях 660, 380 и 220 В (380; 220 и 127 В — при однофазном токе). Если
удельное сопротивление р земли более 100 Омм, указанные нормы могут
быть увеличены в 0,01 раз, но не более 10-кратного значения.
Общее сопротивление растеканию заземлителей нулевого рабочего про-
вода каждой ВЛ в любое время года должно быть не более 5, 10 и 20 Ом со-
ответственно при указанных напряжениях. При этом для каждого из по-
вторных заземлений сопротивление растеканию должно быть не более 15,
30 и 60 Ом.
12.4. КОНСТРУКЦИИ ЗАЗЕМЛЯЮЩИХ УСТРОЙСТВ
Из определения заземляющего устройства следует, что состоит оно из
заземлителя и заземляющих проводников. Для устройства заземления в пер-
вую очередь должны быть использованы естественные заземлители: металли-
ческие и арматура железобетонных конструкций зданий и сооружений, име-
ющие соединение с землей; водопроводные и другие металлические трубы,
исключая трубопроводы горючих жидкостей, горючих или взрывных газов и
трубопроводов, покрытых изоляцией для защиты от коррозии; свинцовые
оболочки кабелей, проложенных в земле. Не допускается использовать в ка-
честве заземлителей алюминиевые оболочки кабелей, алюминиевые провод-
ники и кабели, проложенные в туннелях, блоках и каналах.
Если оболочки кабелей служат естественными заземлителями, то при
расчете заземляющих устройств они учитываются при числе не меньше двух.
Для надежности устройства необходимо заземляющую часть соединить
с естественными заземлителями не менее чем двумя проводниками, присое-
диненными в различных местах.
425
В качестве искусственных заземлителей применяют вертикально погру-
женные в землю угловую сталь длиной 2,5—3 м, прутковые заземлители ди-
аметром 6—10 мм; горизонтально проложенные круглые и стальные пря-
моугольные полосы, служащие для связи вертикальных заземлителей. Сече-
ние прямоугольных заземлителей не менее 48 мм2, толщина полок угловой
стали — 4 мм.
В последнее время широко применяют углубленные прутковые заземли-
тели длиной до 5 м, ввертываемые в грунт посредствам электрифицирован-
ного ручного заглубителя. Так как при такой глубине достигается зона по-
вышенной влажности, то снижается удельное сопротивление.
В районах вечной мерзлоты заземлители рекомендуется помещать в та-
лые зоны, артезианские скважины, использовать протяженные заземлители
на глубине 0,5 м, предназначенные для работы при оттаивании поверхност-
ного слоя земли.
Для заземляющих проводников применяют сталь, однако в некоторых
случаях используют цветные металлы.
По расположению заземлителей относительно заземляющих корпусов,
заземления делятся на выносные и контурные.
При выносном заземлении (рис. 12.9) заземлители располагаются в сто-
роне от заземляющего оборудования и в этом случае корпуса его находятся
вне зоны растекания тока. Поэтому человек, прикоснувшийся к корпусу с
поврежденной изоляцией и находящийся на земле, оказывается под полным
напряжением относительно земли, т. е. напряжением прикосновения. Таким
образом, защитное действие выносного сопротивления обусловлено только
малой величиной его сопротивления. Так как в данном случае а = 1 (12.2), то
(/пр = (А
и ток через человека
R,
I =1 —.
чел 3 R4
(12.14)
При контурном заземлении (рис. 12.10) заземлители располагаются по
контуру вокруг заземляемого оборудования на небольшом расстоянии друг
от друга.
Поля растекания заземлителей накладываются, и в любой точке внутри
этого контура будет значительный потенциал, поэтому коэффициент прикос-
новения а будет меньше
Рис 12.9. Схема расположения
заземлителей относительно
заземляемого оборудования
при выносном заземлении:
1 — заземлители; 2 — зазем-
ляющая магистраль; 3 — зазем-
ляемое оборудование
426
Рис. 12.10. Контурное заземление:
а — расположение контура под оборудование; б — заземляющий контур; в — защитная зона (форма по-
тенциальной кривой)
единицы. Коэффициент напряжения шага также будет меньше возможной
величины, а ток через человека, коснувшегося корпуса, будет значительно
меньше, чем при выносном заземлении.
С целью выравнивания потенциала при выполнении контурного зазем-
ления внутри него прокладывают горизонтальные полосы (рис. 12.11).
При нахождении человека вблизи заземлителя, по которому ток стекает
в землю (см. рис. 12.10, а), его ноги оказываются под напряжением иш (ша-
говым напряжением).
Шаг принимается равным 0,8 м. По мере удаления от заземлителя ша-
говое напряжение будет уменьшаться. Отношение напряжения шага к на-
пряжению заземляющего устройства относительно земли называют коэф-
фициентом напряжения шага т|ш = UmIU3.
Из рис. 12.12 видно, что основную роль в обеспечении безопасности иг-
рает не абсолютное значение напряжения заземляющей системы, относи-
тельно земли, а плавность спада напряжения. Чем острее кривая растекания
потенциала, тем больше напряжение прикосновения и шага.
Для электроустановок напряжением выше 1 кВ в сетях с эффективно за-
земленной нейтралью сопротивление заземляющего устройства должно быть
в любое время года не более 0,5 Ом, включая сопротивление естественных за-
землителей. В цепях выравнивания электри-
ческого потенциала на территории, заня-
той электрооборудованием, следует соору-
жать заземляющую сетку (см. рис. 12.11, а).
Рис. 12.11. Выравнивание потенциалов внутри кон-
тура:
а — сетка для выравнивания потенциалов; б — форма по-
тенциальной кривой
Рис. 12.12. Кривая растекания потенциала одиночного заземлителя
Заземляющая сетка образуется соединенными между собой горизонталь-
ными продольными и поперечными заземлителями. Продольные заземлите-
ли прокладываются вдоль осей электрооборудования на глубине 0,5—0,7 м
от поверхности земли и на расстоянии 0,8—1,0 м от фундаментов или осно-
ваний оборудования. Это расстояние может быть увеличено до 1,5 м с про-
кладкой одного заземлителя для двух рядов оборудования, если стороны
обслуживания обращены друг к другу, а расстояние между фундаментами
или основаниями не более 3 м.
Поперечные заземлители прокладываются между оборудованием на глу-
бине 0,5—0,7 м от поверхности земли. Расстояние между ними рекомендует-
ся принимать увеличивающимся от периферии к центру сетки. При этом
первое и последующее расстояния, начиная от периферии, не должны пре-
вышать соответственно: 4,0; 5,0; 6,0; 7,5; 9,0; 11; 13,5; 16 и 20 м. Размеры яче-
ек сетки должны быть в пределах 6 х 6 м.
Внешний контур заземляющего устройства рекомендуется выполнять в
виде многоугольника с тупыми или скругленными углами с целью умень-
шения возможного шагового напряжения вблизи вершин контура.
При выполнении ВЛ напряжением до 1 кВ с изолированной нейтралью
на железобетонных опорах крюки и штыри фазных проводов, а также ар-
матура должны быть заземлены. Сопротивление заземляющих устройств не
должно превышать 50 Ом.
Сети трехфазного тока с заземленной нейтралью обязательно должны
иметь четвертый нулевой провод, к которому должны быть присоединены
крюки и штыри фазных проводов и арматура.
428
Крюки и штыри деревянных опор не заземляют, исключая те, которые
необходимо заземлить по условию защиты от атмосферных перенапряже-
ний, а также при повторном заземлении нулевого провода. На концах ВЛ
или ответвлений длиной более 200 м, а также на вводах в здания, где уста-
новки подлежат занулению, должно быть выполнено повторное заземление
нулевого рабочего провода. Для этого, в первую очередь, используются ес-
тественные заземлители. Проводники для повторных заземлений должны
иметь пропускную способность не менее 25 А.
Если ВЛ проходит по населенной местности с невысокой застройкой,
опоры должны иметь заземляющие устройства для защиты от атмосферных
перенапряжений. Сопротивление этих устройств должно быть не более
30 Ом, а расстояние между ними не более 200 м при числе грозовых часов в
год до 40; 100 м — при числе грозовых часов более 40. Помимо этого, за-
земляющие устройства выполняются на опорах с ответвлениями в здания,
где может находиться большое число людей; на конечных опорах линий с
ответвлениями в здания — при этом наибольшее расстояние от соседнего
защитного заземления этих же линий должно быть не более 100 м для рай-
онов с числом грозовых часов от 10 до 40 и 50 м — более 40 часов.
При деревянных опорах к этим заземлителям должны быть присоеди-
нены крюки и штыри, а на железобетонных и арматура.
При ВЛ напряжением выше 1 кВ заземлению подлежат: опоры, имею-
щие устройства грозозащиты; железобетонные и металлические опоры ВЛ
напряжением 6 — 35 кВ; опоры, на которых установлены аппараты высоко-
го напряжения; железобетонные и металлические опоры линий напряжени-
ем 110 — 220 кВ без устройств грозозащиты.
Сопротивления заземляющих опор ВЛ должны соответствовать вели-
чинам, приведенным в табл. 12.1.
Таблица 12.1
Наибольшие сопротивления заземляющих устройств опор ВЛ
Удельное эквивалентное сопротивление р, Ом м Наибольшее сопротивление заземляющего устрой- ства, Ом
До 100 Более 100 до 500 Более 500 до 1000 Более 1000 до 5000 Более 5000 10 15 20 30 610’3р
Сопротивление заземляющих устройств для опор ВЛ 6—35 кВ должно
обеспечиваться во всех случаях только искусственными заземлителями. Же-
лезобетонные фундаменты опор ВЛ могут использоваться в качестве есте-
ственных заземлителей, если есть металлическая связь между анкерными
болтами и арматурой подножника.
Заземляющие устройства ВЛ должны находиться на глубине 0,5 м, а в
пахотной земле— 1м. При установке опор на скальных грунтах заземлите-
ли рекомендуется прокладывать на поверхности с заливкой цементным рас-
429
твором. Заземляющие устройства ВЛ напряжением 6—35 кВ представлены
на рис. 12.13, а типы заземлителей — в табл. 12.2.
Таблица 12.2
Типы заземлителей для ВЛ 6—35 кВ в зависимости от удельного сопротивления
Удельное сопротивление грунта, Ом • м Тип заземлителя при сопротивлении растеканию, Ом (рис. 12.13)
25 10 5
50 I (А = 5 м) II III
100 I (А = Юм) III IV
150 I (А = 15 м) IV V
200 II V —
300 II V —
Тип II
Тип IV
Рис 12.13. Заземляющее устройство для опор ВЛ 6 — 35 кВ
430
Вертикальные заземлители выполняются из круглой стали диаметром
12 мм, длиной 5 м.
12.5. РАСЧЕТ УСТРОЙСТВ ЗАНУЛЕНИЯ
И ЗАЗЕМЛЕНИЯ
Цель расчета устройств зануления — определение сечения нулевого про-
вода, удовлетворяющего срабатыванию максимальной токовой защиты.
Уставка защиты определяется нагрузкой, а ток КЗ, согласно ПУЭ, дол-
жен быть для плавкой вставки предохранителя /ю = 37Ном.
Ток КЗ определяется согласно выражению (12.6). Сопротивление петли
«фаза — нуль» определяется по формуле
Zn =\/(^ )2 +х2„ ,
П у 4 Ф Н ' п ’
(12.15)
где 7?ф — активное сопротивление фазного провода; гн — активное сопро-
тивление нулевого провода; хп — индуктивное сопротивление петли «фаза
— нуль»,
Хп = Хф + Хн + *п >
(12.16)
где х'—сопротивление взаимоиндукции между фазным и нулевым проводом,
(12.17)
где Цо = 4л-10'7 — магнитная проницаемость, Гн/м; L — длина; а — рас-
стояние между проводами; d—диаметр провода.
Так как индуктивные сопротивления медных и алюминиевых проводов
малы, ими пренебрегают, а для стальных данные приводятся в справочной
литературе.
Если нулевой провод проложен отдельно, то хп' = 0,6 L, если его роль
выполняет кабель или он проложен в стальной трубе — им можно пренеб-
речь.
Напряжение корпуса относительно земли и напряжение нейтрали опре-
деляются по (12.11) и (12.12), а сопротивление 2ф и z« по выражениям:
431
Поскольку ПУЭ рекомендует широко использовать естественные за-
землители, то сопротивление растеканию проводника круглого сечения, на-
пример, горизонтально проложенной в земле водопроводной трубы опре-
деляется как
где р — удельное сопротивление грунта, Ом • см; I — длина трубопровода,
см; d— наружный диаметр, см; t — глубина заложения проводника от по-
верхности земли до его середины, см.
Если сопротивление растеканию естественных заземлителей недостаточ-
но, то применяют искусственные заземлители, заложенные в грунт на рас-
стоянии 2,5 — 3 м друг от друга. Поскольку это вызывает явление взаимного
экранирования между заземлителями, то общее сопротивление сложного за-
землителя определяют выражением
Я,
= —, (12.20)
ПГ|
где 7?i — сопротивление одиночного заземлителя; п — количество заземли-
телей; т] — коэффициент экранирования (использования) трубчатых зазем-
лителей, зависящий от их числа и взаимного расположения (приводится в
справочниках).
Сопротивление растеканию заземлителей, в свою очередь, зависит от
удельного сопротивления грунта, определяемого составом почвы, ее влаж-
ностью, температурой, наличием растворимых солей и т.п.
Сечение заземляющих и нулевых защитных проводников должно удов-
летворять условиям механической прочности и термической стойкости. Опыт
эксплуатации рекомендует для голых проводов сечение 4—6 мм2, изолиро-
ванных — 1,0 — 2,5 мм2 соответственно для меди и алюминия; диаметр
стальных проводников — 5—6 мм, а сечение полосовой стали — 24—48 мм2.
В установках напряжением выше 1 кВ с большими токами замыкания
на землю (более 500 А) сечение заземляющих проводников должно быть та-
ким, чтобы при протекании по ним наибольшего тока однофазного КЗ тем-
пература их не превышала 400 °C (время протекания тока согласуется с вре-
менем действия защиты).
В установках напряжением до 1 кВ и выше с изолированной нейтралью
сечения заземляющих проводников выбирают по длительно допустимой на-
грузке и сечению фазных проводников: проводимость заземляющих про-
водников должна составлять не менее 1/3 проводимости фазных, а сечения
соответствовать рекомендациям ПУЭ в зависимости от материала провод-
ника: более 25 мм2 — для меди; 35 мм2 — для алюминия и 120 мм2 — для
стали не рекомендуется.
При расчете заземляющих устройств определяется тип заземлителей, их
количество и место размещения, а также сечения заземляющих проводни-
432
ков. Расчет производится в соответствии с существующими требованиями
ПУЭ.
В электроустановках напряжением до 1 кВ с изолированной нейтралью
сопротивление заземляющего устройства, используемого для заземления
электрооборудования, должно быть не более 4 Ом. При мощности генера-
торов и трансформаторов 1 кВ А и менее сопротивление заземляющих уст-
ройств должно быть не более 10 Ом. При параллельной работе генераторов
и трансформаторов сопротивление 10 Ом допускается при суммарной их
мощности не более 100 кВ А.
Для тех же установок, но в сетях с заземленной нейтралью сопротивле-
ние заземляющих устройств, к которым присоединены нейтрали генерато-
ров, трансформаторов или выводы источника однофазного тока, должны
быть не более 2; 4; 8 Ом при линейных напряжениях соответственно 660, 380
и 220 В при трехфазном токе или 380, 220 и 127 В — для источника однофазно-
го тока, а в сетях напряжением выше 1 кВ—0,5 Ом.
При удельном электрическом сопротивлении земли не более 100 Ом м до-
пускается увеличивать указанные нормы в р /100 раз, но не более 10-кратного
значения.
В электроустановках выше 1 кВ в сетях с изолированной нейтралью без
компенсации емкостных токов сопротивление заземляющего устройства при
прохождении через него расчетного тока в любое время года с учетом есте-
ственных заземлителей определяется как
R, = у^~, (12.21)
'‘расч
где t/расч = 125 В — заземляющее устройство используется одновременно для
электроустановок напряжением до и выше 1 кВ (но не более 10 Ом); /7раСч =
= 250 В — заземляющее устройство используется только для электроустано-
вок напряжением выше 1 кВ (но не более 10 Ом).
Для электроустановок в сетях напряжением выше 1 кВ с малыми токами
замыкания на землю в качестве расчетного тока принимается величина:
JJ(35lk +1, )
3 350
(12.22)
где I/ — линейное напряжение сети; 4 — общая длина электрически связан-
ных между собой кабельных линий, км; 1В — общая длина электрически свя-
занных между собой воздушных линий, км.
При наличии компенсации емкостных токов за расчетный принимается:
для заземляющих устройств с присоединенными компенсирующими аппара-
тами — ток, равный 125 % номинального тока этих аппаратов; для уст-
ройств, к которым не присоединены компенсирующие аппараты — остаточ-
ный ток замыкания на землю, имеющий место в данной сети при отключе-
нии наиболее мощного из компенсирующих аппаратов или наиболее
разветвленного участка сети (не менее 30 А).
433
В качестве расчетного тока в сетях с изолированной нейтралью напря-
жением выше 1 кВ при отключении защитой одно- или междуфазных замы-
каний может приниматься ток срабатывания защиты либо ток плавкой
вставки предохранителя, но не менее 1,5-кратного тока срабатывания защи-
ты или 3-кратного номинального тока вставки.
Сопротивление заземляющего устройства складывается из сопротивле-
ния отдельных электродов заземлителя (труб, уголков или полос) и сопро-
тивлений заземляющих проводников.
Сопротивление растеканию каждого электрода зависит от удельного
сопротивления грунта с учетом его сезонных изменений; формы, размеров и
материала электродов; расположения и глубины погружения -в землю, а
также от взаимовлияния соседних электродов.
Расчет заземляющих устройств сводится к определению числа верти-
кальных заземлителей и длины соединительной полосы. При расчете зазем-
ления следует учитывать возможность использования естественных зазем-
лителей.
Расчет сопротивления заземлителя проводится в следующей последова-
тельности:
1. Устанавливается требуемое по ПУЭ допустимое сопротивление за-
земляющего устройства гз. Если заземляющее устройство является общим
для нескольких электроустановок, то расчетное сопротивление принимается
наименьшее из требуемых.
2. Определяется необходимое сопротивление искусственного заземлите-
ля с учетом использования естественных заземлителей по формуле
йест Гз
/?й =рест-3 , (12.23)
-г,
ест з
где г3 — допустимое сопротивление заземляющего устройства; 7?ест — со-
противление естественного заземлителя, зависящее от характера заземлите-
ля. Если это трубопровод, то его величина определяется по (12.19), а если
железобетонные фундаменты, для электроустановок выше 1 кВ с глухоза-
земленной нейтралью
V$ >кр3,
где S—площадь, ограниченная периметром здания, м2; рэ — эквивалентное
электрическое сопротивление земли (приводится в справочной литературе);
к—коэффициент, {к = 1 при рэ< 5 • 102; к = 500 / рэ при 5 • 102 < Рэ 5-103; к =
= 0,1 при рэ< 5-103).
Для электроустановок напряжением выше 1 кВ в сетях с изолированной
нейтралью
y[s>pj3k,
где h — расчетный ток замыкания на землю; к — коэффициент (к = 2-10В”1
— для заземляющих устройств только электроустановок напряжением вы-
434
ше 1 кВ; к = 4-10В"1 — для заземляющих устройств, одновременно исполь-
зующихся и при напряжении до 1 кВ).
Для электроустановок напряжением до 1 кВ
S>So.
где So — критический параметр, значение которого приводится в справоч-
ной литературе.
3. Устанавливается расчетное удельное сопротивление грунта рраСч с
учетом сезонности (высыхания летом и промерзания зимой):
Ррасч — Рном кр, (12.24)
где кр — повышающие коэффициенты для различных климатических зон.
4. Определяется сопротивление растеканию вертикального заземлителя,
независимо от схемы их расположения — в ряд (рис. 12.14) и по контуру
(см. 12.10):
а) вертикальный, из круглой стали, верхний конец у поверхности земли
/?воД =^-1п —, (12.25)
2л/ d
где I и d— соответственно длина и диаметр заземлителя;
б) вертикальный, из круглой стали, верхний конец ниже уровня земли
Вод
Ррасч ( 211.
---- In — + —In
2nl{ d 2
41 + M
4t-l)’
(12.26)
где l — расстояние от поверхности земли до середины заземлителя;
в) пластинчатый, вертикальный, ниже уровня земли
= 0,25^, (12.27)
Jab
где а и b—размеры сторон пластины.
Если применяется угловая сталь, то эквивалентный диаметр уголка оп-
ределяется по выражению
г/экв.уг = 0,95 6, (12.28)
где b — ширина сторон уголка.
5. Определяют число вертикальных заземлителей
/<- - 5
где т| — коэффициент использования верти-
кальных заземлителей, расположенных в ряд
и по контуру (приводится в справочниках).
Рис. 12.14. Расположение вертикальных заземлителей в ряд
435
6. Определяется сопротивление растеканию горизонтального заземлителя:
а) горизонтальный, из полосовой стали, протяженный, ниже уровня
земли—
Ррасч 2 /2
-----In-------,
2 nl bt
(12.30)
где b — ширина полосы, м (если заземлитель круглый, то b = 2 d, где d —
диаметр стержня, м); t — глубина заглубления;
б) кольцевой, полосовая сталь, ниже уровня земли —
2Д2
bt
R =_f^_ln2
2тс2 Д
(12.31)
(12.32)
п Я
где д— диаметр кольца; t < —.
7. Уточняется сопротивление вертикальных заземлителей с учетом про-
водимости полосовых заземлителей по формуле
_ ^Р
л\ О ——————
8. Уточняется число вертикальных заземлителей с учетом коэффициента
использования
Вод
п ----- 1
ЛвПв
(12.33)
после чего принимается окончательное их число из условия размещения.
9. Для электроустановок напряжением выше 1кВ с большими токами
замыкания на землю проверяется термическая стойкость $ соединительных
проводников по выражению
Л
s =------,
с
где h — установившийся ток КЗ; tn — приведенное время прохождения тока
в землю; с — коэффициент (для стали 74; для голых медных проводников —
195; для кабелей напряжением до 10 кВ с медными жилами —182; с алюми-
ниевыми жилами— 112).
12.6. ТЕХНИЧЕСКИЕ ЗАЩИТНЫЕ МЕРЫ
Помимо защитного заземления и зануления ПУЭ и другими правилами
рекомендуется применение защитных мер, а именно: защитное отключение;
защитное разделение сетей; применение малых напряжений и двойной изо-
ляции.
436
Защитное отключение — система защит, автоматически отключающая
электроустановку при возникновении опасности поражения человека элек-
трическим током. Применение аппаратов защитного отключения обеспечи-
вает быстрое (0,05—0,2 с) отключение аварийной установки или сети в це-
лом при возникновении замыкания на корпус, непосредственно на землю,
при недопустимом снижении сопротивления изоляции, а также при прикос-
новении человека к частям оборудования, оказавшихся под напряжением.
Эта защитная мера находит все большее применение в сетях до 1 кВ, когда
система заземления или зануления недостаточно эффективна.
В зависимости от того, что является входной величиной, на изменение
которой реагирует защитное отключение, все известные схемы устройств
защитного отключения (УЗО) можно разделить на следующие типы: схемы
на напряжение корпуса относительно земли; схемы, реагирующие на ток
замыкания на землю, на напряжение и ток нулевой последовательности, на
напряжение фазы относительно земли; вентильные системы; схемы на по-
стоянном или переменном оперативном токе.
При отсутствии специальных защитно-отключающих устройств могут
применяться схемы с использованием кольцевых трансформаторов тока типа
ТЗЛ и токовых или промежуточных реле, которые в условиях промышленных
установок достаточно хорошо обеспечивают быстродействие и безопасность.
Подробные устройства защитного отключения изучают в курсах «Элек-
трификация горного производства» по специализациям.
Защитное разделение сетей применяют в тех случаях, когда для целей
безопасности необходимо электрически отделить электроприемник или часть
электрической сети от остальной сети или сети заземления (например, под-
земные электрические сети). Применение разделительных трансформаторов
в общепромышленных установках требует выполнения следующих условий:
• вторичное напряжение должно быть не более 380 В;
• от разделительного трансформатора может питаться только один элек-
троприемник с номинальным током плавкой вставки или расцепителя ав-
томатического выключателя не более 15 А на первичной стороне;
• вторичные обмотки таких трансформаторов запрещается заземлять.
Корпус трансформатора в зависимости от режима нейтрали сети, к которой
присоединена первичная обмотка, должен быть заземлен или занулен. Зазем-
ление корпусов электроприемников не требуется, а зануление не допускается.
Для специфических условий горных предприятий разделение сетей осу-
ществляется применением трехобмоточных трансформаторов или транс-
форматоров с расщепленной обмоткой, одна из обмоток которого питает
только подземные потребители, другая — потребители поверхности. Ис-
пользуются также специальные разделительные трансформаторы.
Двойная изоляция используется в тех случаях, когда трудно поддерживать в
исправном состоянии другие защитные средства. Особенно это относится к пе-
реносному электроинструменту и электрооборудованию (например, в подзем-
ных выработках — ручные электросверла). Электроприемник с двойной изоля-
цией, кроме основной изоляции токоведущих частей от его корпуса, имеет до-
полнительную изоляцию корпуса от металлических частей, которые могут
оказаться под напряжением при повреждении основной изоляции.
437
Заземление или зануление металлических частей электроприемника, имею-
щего двойную изоляцию, запрещается во избежание шунтирования дополни-
тельной изоляции.
Физическое заземление применяется в случаях проведения особо точных
электрических измерений; для заземления корпусов, экранов, цепей физиче-
ских приборов и установок в научно-исследовательских установках; для за-
земления электронно-вычислительных машин.
К физическим заземлителям предъявляют следующие требования: малое
сопротивление растеканию (2—3 Ом, но не более 10 Ом); малые наведенные
потенциалы от внешних полей; потенциал заземлителя должен быть макси-
мально стабилен.
Для обеспечения малого сопротивления растеканию заземлитель погру-
жается на большую глубину (до 30—50 м) в зону постоянного пребывания грун-
товых вод. Пример выполнения физического заземлителя приведен на рис. 12.15.
Второе условие достигается путем размещения заземлителя вдали от за-
землителя защитного заземления на ближе 20 м и в местах отсутствия блуж-
дающих токов. Заземляющие проводники выполняются экранированным
кабелем (типа КВСП, КРВГЭ, КПБбШВ и др.). Экран заземляющего про-
водника присоединяется к его жиле только в одно точке — в месте присое-
Рис. 12.15. Устройство физического заземления
438
динения жилы заземляющего проводника к электроду заземлителя. На всем
остальном протяжении экран должен быть изолирован от заземляющей жи-
лы и от земли. Такое устройство позволяет стабилизировать емкость зазем-
ляющей жилы относительно земли, а токи утечки через изоляцию и емкость
сводятся до минимума, так как разность потенциалов между жилой и экраном
очень мала.
Пример 1. Рассчитать заземление подстанции с двумя трансформаторами мощностью
630 кВ А напряжением 10/0,4 кВ; наибольший ток замыкания на землю на стороне 10 кВ —
20 А; грунт — глина; климатическая зона — 3; дополнительно в качестве естественного за-
землителя используется водопровод с сопротивлением 10 Ом.
Решение. Заземляющее устройство сооружаем с внешней стороны здания подстанции,
располагая вертикальные заземлители в один ряд длиной 20 м; материал электродов — круг-
лая сталь диметром 20 мм; внедрение в грунт — ввертыванием; верхние концы заглублены в
землю на 0,7 м и приварены к горизонтальному электроду из той же стали.
Для сети напряжением 10 кВ требуется сопротивление заземления
125
г = — = 6,25 Ом
20
(расчетное напряжение равно 125 В, так как заземляющее устройство общее для сети напря-
жением 10 и 0,4 кВ).
Согласно ПУЭ сопротивление заземления не должно превышать 4 Ом. Таким образом,
/^расч = 4 Ом.
Сопротивление искусственного заземлителя с учетом водопроводной трубы
— = —--------— =—-— = 0,15;
/?и /^васч /?воп 4 Ю
и раич вид
/?„ = — =6,67 Ом.
0,15
Сопротивление грунта в месте сооружения заземляющего устройства (глина) 70 Ом м.
Повышающий коэффициент для третьей климатической зоны: 2,5 — для горизонтальных при
глубине заложения 0,7 м и 1,3 — для вертикальных электродов длиною 2—3 м при глубине
от 0,5—0,8 м.
Расчетные удельные сопротивления грунта: для горизонтальных электродов — pDaC4 =
= 70 -2,5 = 175 Ом -м; для вертикальных — ррасч= 70 -1,3 = = 91 Ом м.
Определяется сопротивление растеканию одного вертикального заземлителя (/в = 2 м ):
Ррасч ( 21 1 , 4 t + l
/?Во =------- 1П---------1П-------
2nl k d 2 4t + l
91
2-2 1
----+ _
2-3,14-2^ 0,02 2
Ориентировочное число вертикальных заземлителей при
фициенте использования т|в = 0,9 определяем как
4(0,7+ 1) + 2 )
In-------------
4(0,7+ 1) -2)
произвольно принятом коэф-
= 40,5 Ом.
^Bo
П =-----
Пв
40,5
-------— = 6,7 .
0,9-6,67
Определяется сопротивление растеканию горизонтального заземлителя из стали диамет-
ром 20 мм. Коэффициент использования его в ряду из стержней при их числе порядка 7 и со-
отношении а /1 = 20 / (6-2) = 1,6; т|г = 0,80:
175
D рРасч 1 I2 175 . 202
Rr =----------In — =------------------In----------= 17,85 Ом .
T|r 2nl dt 0,80-2-3,14-20 0,02-0,7
439
= 10,7 Ом .
Уточняем сопротивление растеканию вертикальных заземлителей:
RrR„ 17,85-6,67
/?в = — =---------------
Rr -R4 17,85-6,67
Число вертикальных электродов окончательно определяется (т]в = 0,73 при п-1цаП'
= 20 / 6-2 = 1,6) по формуле
*во 40,5
п =------=----------= 5,2 .
x\2R2 0,79 10,7
Окончательно принимаем пять вертикальных заземлителей.
Контрольные вопросы
1. Для чего выполняют защитное заземление?
2. В чем отличие заземления от зануления?
3. Что представляет собой заземляющее устройство?
4. В чем отличие защитного и рабочего заземления?
5. Как определяется напряжение прикосновения?
6. Дайте определение потенциально опасных частей.
7. Области применения защитного заземления и зануления.
8. Каковы рекомендации ПУЭ по сопротивлению заземления?
9. Что такое шаговое напряжение и чем оно определяется?
10. Требования ПУЭ к заземлению ВЛ.
11. Порядок расчета заземляющих устройств.
12. Каковы технические защитные меры?
13. В чем отличие защитного и рабочего зануления?
14. Какие возможные области разделения защитного нулевого и рабо-
чего проводников?
Темы рефератов
1. Расчет заземляющей сети в однородной и неоднородной средах.
2. Сравнение различных заземляющих контуров для ВЛ.
Глава 1 АВТОМАТИЗАЦИЯ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 3
13.1, ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
В связи с изменением электрических нагрузок, необходимостью восста-
новления питания в аварийных и послеаварийных режимах, осмотров, про-
филактических испытаний и ремонтов сетевого и подстанционного элек-
трооборудования в системах электроснабжения горных и промышленных
предприятий производятся операции включения и отключения аппаратов.
Такие операции могут осуществляться дежурным персоналом, дистанцион-
но и автоматически.
Для повышения надежности электроснабжения и уменьшения количест-
ва дежурного персонала на подстанциях применяют относительно простые
схемные соединения в сочетании со средствами автоматики. Учитывая, что
устройства автоматически работают сравнительно редко, основные требо-
вания, предъявляемые к ним — простота и надежность.
Экономическая эффективность автоматизации определяется, в основ-
ном, уменьшением простоев технологического оборудования и сокращени-
ем числа обслуживающего персонала.
К устройствам сетевой автоматики в системах электроснабжения отно-
сятся устройства автоматического повторного включения (АПВ) после от-
ключения их защитой воздушных и кабельных линий напряжением выше
1кВ; автоматическое включение резервного питания (АВР) после отключе-
ния основного; автоматическая разгрузка по частоте (АЧР).
Объем применения средств телемеханизации в СЭС также определяется
технико-экономическими расчетами и сопоставляется с объемами автома-
тизации. В случае примерно одинаковых технико-экономических показате-
лей предпочтение отдается средствам автоматизации. К основным средст-
вам телемеханизации следует отнести: сигнализацию о положении ответст-
венных выключателей; аварийную сигнализацию об отключении выключа-
телей; предупредительную сигнализацию о нарушении нормального режи-
ма эксплуатации, срабатывании газовой защиты трансформаторов, неис-
правности цепи управления, замыканиях на землю и др.
13.2. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ПОВТОРНОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ
Всякое короткое замыкание в сети сопровождается срабатыванием со-
ответствующей защиты и отключением линии, что приводит к перерыву
электроснабжения и соответствующему ущербу. Опыт эксплуатации пока-
зывает, что большинство коротких замыканий носит кратковременный ха-
рактер, и они могут самоустраняться. Это объясняется способностью воз-
душной среды восстанавливать свои изоляционные свойства сразу после
ликвидации электрической дуги в месте пробоя.
443
Причинами самоустраняющихся коротких замыканий является атмо-
сферное перенапряжение; разряды вдоль изоляторов; перекрытие проводов
вследствие набросов; схлестывание проводов и т. д., а на кабельных линиях
— пробои в кабельных муфтах с последующем заплывом места поврежде-
ния кабельной массой; неустойчивые КЗ на сборных шинах и др. Кроме то-
го, отключение потребителей устройствами релейной защиты возможно
также при кратковременных толчках нагрузки.
Самоустраняющиеся повреждения дают возможность автоматического
восстановления питания потребителей путем их нового повторного вклю-
чения. Для этого служат устройства автоматического повторного включе-
ния. Согласно ПУЭ, применение АПВ обязательно на всех воздушных и ка-
бельно-воздушных линиях напряжением до и выше 1кВ. Успешность дейст-
вия АПВ весьма высока и достигает 50—85 %. Устройства АПВ могут быть
однократными и многократными. Наибольшее распространение получили
АПВ однократного действия, при котором подача импульса на включения
выключателя осуществляется с задержкой 0,3—0,5 с от момента отключения
выключателя.
Различают АПВ по виду оборудования (линии, трансформаторы, ши-
ны, электродвигатели) и по способу пуска: с пуском от релейной защиты и
от несоответствия положения ключа управления и выключателя.
Устройства АПВ независимо от их различия должны отвечать ряду тре-
бований, а именно: обеспечивать установленную кратность действия; исклю-
чать возможность действия после отключения выключателя персоналом;
исключать возможность действия при аварийном отключении от устройств
защиты сразу после его выключения персоналом вручную, дистанционно
или телемеханически; автоматически возвращать устройства АПВ в исход-
ное состояние.
Действие устройства АПВ характеризуется временем срабатывания и
временем возврата в исходное состояние. Время срабатывания АПВ опре-
деляется условиями успешности его действия:
^САПВ >'дс > 03 J)
^САПВ >(-11 ’
где /д. с — время дионизации среды в месте КЗ после его отключения (0,1—
0,4 с); tr. п — время готовности привода выключателя к повторному включе-
нию (0,2—1 с). В зависимости от способа пуска время срабатывания прини-
мается:
• от несоответствия положения ключа управления
^САПВ = (ic ~Zbb +^зап ’ (13.2)
^САПВ = ?гп +^зап ’ (13.3)
где 1В. в—время включения выключателя; /зап— время запаса, учитывающее
непостоянство tr. п и погрешность реле времени АПВ (0,3—0,5с). Время сра-
батывания принимается большим из двух полученных значений:
444
• от релейной защиты
ZCAHB Za с +Zob Zbb + Z3an > (13.4)
^САПВ = Zrn +Zob + Zsan > (13.5)
где to. в—время отключения выключателя.
Определяющим, как правило, значением является полученное в соот-
ветствии с (13.3) или (13.5).
Как показывает опыт эксплуатации, в некоторых случаях целесообраз-
но принять to. в = 2+3 с для повышения устойчивости АПВ.
Время возврата устройств АПВ в исходное состояние определяется не-
обходимостью обеспечения однократности действия. Для этого при по-
вторном включении на устойчивое КЗ возврат АПВ должен произойти по-
сле того, как выключатель, включенный повторно от АПВ, включается
вновь релейной защитой. Время возврата
ZBADB — ZP3max + Zo в + ZCACIB + (ип ’ (13.6)
ГДе t РЗ max время срабатывания самой медленно действующей релейной
защиты линии. Обычно время возврата с большим запасом можно принять
равным 20—30 с.
При пуске АПВ от релейной защиты однократное действие осуществля-
ется реле времени с проскальзывающим контактом (рис. 13.1). При повреж-
дении на линии срабатывает релейная защита (контакт РЗ), подающая сиг-
нал на отключение выключателя. Последовательно с электромагнитом от-
ключения КМ О включено промежуточное реле KS1, которое срабатывает и
запускает схему повторного включения. Контакты реле КТ выполняют
функции: КТ1 — служит для самоудержания реле до полного отключения
выключателя; КТ2 — проскальзывающий — замыкается с выдержкой вре-
мени h и создает импульс на повторное включение. Выдержка времени КТЗ
— 1з — больше ?2. Реле времени возвращается в исходное положение после
замыкания контакта КТЗ, т. е. когда
весь цикл выполнен.
Пуск устройств АПВ (УАПВ) мо-
жет осуществляться также от несоот-
ветствия положения неоперативно от-
ключившегося выключателя и положе-
ния ключа управления, зафиксировав-
шего положение выключателя «Вклю-
чено».
Рис. 13.1. Схема АПВ с пуском от релейной за- _____
щиты !£.
445
На рис. 13.2 приведена схема однократного АПВ для такой разновид-
ности пуска УАПВ. Роль ключа в данной схеме выполняет переключатель
SA, фиксирующий положение последней операции.
Схема АПВ выполнена с помощью реле повторного включения типа
РПВ-58, включающее реле времени КТ1 с резистором R1 для обеспечения
термической стойкости обмотки реле; промежуточного реле KL1 с двумя об-
мотками (токовой — / и напряжения — (7); зарядный и разрядный резисторы
R2 и R3; конденсатор С. Контур RC обеспечивает однократность и требуемое
время возврата и готовность к повторному действию устройства АПВ. Пара-
метры RC—контура подобранны такими, чтобы время заряда конденсатора
находилось в пределах 20—30 с. Диод VD предотвращает разряд конденсато-
ра при понижении напряжения оперативного тока, что возможно при близ-
ких КЗ в системах электроснабжения.
Пуск АПВ происходит при отключении выключателя релейной защиты
(контакт Р31) из-за несоответствия между положением ключа управления и
выключателя, о чем свидетельствует переключения контактов Q1 и Q2. Реле
переключения, выключившись, замыкает свой контакт в цепи питания реле
времени КТ1, размыкая свой мгновенный контакт КТ1.1, в результате чего
ток реле КТ1 уменьшается из-за включенного резистора R1, что обеспечивает
термическую стойкость реле при прохождении длительного тока.
Другой контакт КТ1.2 замыкается с выдержкой времени и катушка на-
пряжения реле KL1 подключается параллельно конденсатору С. Промежу-
точное реле срабатывает от тока разряда конденсатора, самоудерживается с
помощью своей токовой обмотки, включенной последовательно с электро-
магнитом включения КМВ выключателя, подавая импульс на включение
выключателя. Конденсатор С после размыкания контакта КТ1.2 заряжается
через зарядный резистор R2, сопротивление которого подбирается таким
образом, чтобы время заряда со-
ставляло 20—30 с. Спустя это вре-
мя схема АПВ будет автоматиче-
ски подготовлена к новому дейст-
вию.
При оперативном отключении
выключателя ключом SA УАПВ
не срабатывает, поскольку одно-
временно с подачей импульса на
отключение выключателя контак-
тами IV ключа происходит раз-
мыкание контактов I и обесточит-
ся шина «+» цепи питания. Одно-
временно замкнутся контакты II и
конденсатор С разряжается через
Рис. 13.2. Схема однократного АПВ ли-
нии
446
резистор R3. Последующее включение возможно только после заряда кон-
денсатора С.
При действии определенных видов релейной защиты запрет АПВ обес-
печивается контактом Р32.
Реле КБМ предназначено для оперативных переключений схемы при за-
мыкания контактов KL1. Оно также имеет две обмотки: рабочую — токовую
и удерживающую — напряжения. Если контакт KL1.1 не разомкнется, то реле
КБМ своим контактом КБМ1 становится на самоподхват, а КБМ2 — исклю-
чает возможность многократных включений, размыкая цепь питания контак-
тора включения КМВ.
Применяются и другие схемы, в частности, с реле типа РПВ-01, являю-
щиеся бесконтактным аналогом реле РПВ-58 и управляемое внешними сиг-
налами: пуска, блокировки и разрешения подготовки.
При осуществлении АПВ линий с двусторонним питанием необходимо
отключение линии с двух сторон. При этом необходимо учитывать недопус-
тимость несинхронного повторного включения, осуществляя АПВ с контро-
лем синхронизма. Однако в системах электроснабжения всегда есть резервная
связь и отключение одной из линий не приводит к нарушению синхронизма.
Поэтому можно применить простые устройства АПВ, соблюдая некоторые
особенности расчета и выполнения [17].
Для линий подстанции, осуществляющих питание синхронных электро-
двигателей, АПВ выполняется с контролем отсутствия напряжения от обес-
точенных электродвигателей.
При выборе уставок УАПВ следует исходить из минимального времени
срабатывания (0,5—0,7 с) и указанного времени готовности.
Если со стороны высшего напряжения питающих трансформаторов ус-
тановлены отделители и короткозамыкатели, то для отключения отделите-
ля в бестоковую паузу время действия АПВ ВЛ напряжением 110—220 кВ
должно быть отстроено от суммарного времени включения короткозамы-
кателя и отключения отделителя.
Если по условиям самозапуска электродвигателей время действия авто-
матического включения резерва на шинах 6—10 кВ ГПП и питающихся от
этих шин РП не должно быть большим времени действия УАПВ, то время
АПВ определяется как
^АПВ ~ ^АВР (13.7)
где /авр— наибольшее полное время действия АВР с учетом времени вклю-
чения и отключения выключателей; Д t —ступень селективности (0,5 с).
13.3. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ
РЕЗЕРВНОГО ПИТАНИЯ
Надежное снабжение потребителей электрической энергией является
важнейшим условием функционирования системы электроснабжения. Для
восстановления питания путем возможно быстрого автоматического пере-
447
ключения на резервное питание потребителей, отключенных в результате
повреждения или самопроизвольного отключения рабочего источника,
служат устройства автоматического включения резерва (АВР).
Устройства АВР устанавливают на подстанциях и распределительных
пунктах, для которых предусмотрены два источника питания, работающих
раздельно в нормальном режиме.
Подключение резервного источника питания на поврежденную секцию
шин недопустимо, так как это может привести к еще большему разрушению
электрооборудования, вызванного КЗ, и аварийному снижению напряже-
ния потребителей, связанных с резервным источником питания.
Как в установившемся режиме после срабатывания АВР, так и при са-
мозапуске потерявших питание электродвигателей не должно наблюдаться
перегрузки резервного источника.
Устройства АВР должны отвечать основным требованиям:
• фиксировать возможно ранее выявление отказа рабочего источника
питания;
• не допускать включения резервного источника на КЗ;
• начинать действовать при исчезновении питания на шинах подстанции
по любой причине, в том числе при аварийном или самопроизвольном от-
ключении выключателей линии рабочего питания, а также при исчезновении
напряжения на шинах, к которым присоединен рабочий источник питания;
• исключать недопустимое несинхронное включение потерявших пита-
ние синхронных электродвигателей на резервный источник;
• действовать согласованно с другими устройствами автоматики с це-
лью возможно полного сохранения технологического процесса;
• не допускать подключение потребителей к резервному источнику, ес-
ли на нем понижено напряжение.
Помимо перечисленных требований необходимым для АВР является од-
нократность и минимальное время действия устройств.
Импульс на автоматическое включение может подаваться от устройств
релейной защиты, под действием которой отключается рабочий источник, а
также специального пускового органа, содержащего реле минимального на-
пряжения и реле понижения частоты, которое используется при наличии
мощных синхронных электродвигателей. Синхронные электродвигатели
после отключения еще некоторое время поддерживают напряжение на ши-
нах за счет запасенной кинетической энергии, однако частота напряжения,
генерируемого СД, быстро снижается — и на это отклонение от нормы реа-
гирует реле понижения частоты.
Устройства АВР должны включать резервный источник исходя из ус-
тавки срабатывания пускового органа. Уставка срабатывания (напряжения)
определяется соотношением
сраб
кзвн
/С «тн
ОТС 1 П
(13.8)
448
где U — остаточное напряжение на резервируемой шине при внешнем КЗ
за реактором или трансформатором; Ктс —коэффициент отстройки (А"отс =
= 1,2-е-1,3); птн —коэффициент трансформации трансформатора напряжения.
Время срабатывания АВР
^АВР = (з (13.9)
где tc 3 — максимальная выдержка времени защит на линиях, связанных с
рабочим источником питания, КЗ на которых сопровождается снижением
напряжения на резервной шине ниже t7cpa6; Аг — ступень селективности.
При КЗ на шинах подстанции отстроить действие АВР по напряжению
или за счет выдержки времени не представляется возможным. Однако прак-
тика эксплуатации показала, что они самоликвидируются в момент перехода
с рабочего источника на резервный. При явном резерве действие АВР оправ-
данно, необходимо только контролировать напряжение на резервной линии с
помощью реле минимального напряжения. Уставка срабатывания реле
^сраб
/Г «ТН
ОТС 1 П
(13.10)
где — минимальное рабочее напряжение на резервируемых шинах;
Кв—коэффициент возврата реле напряжения.
Однократность действия АВР обеспечивается выдержкой времени на
размыкание контактов дополнительного реле, определяемой по выражению
'одн ='вкл. +*зап > (13.11)
гДе гвкл в — выдержка времени реле, обеспечивающего однократность АВР;
zMn —время запаса (0,3 — 0,5 с).
Схемы устройства АВР могут быть различными в зависимости от типа
привода выключателя и источника оперативного тока.
Как правило, устройства АВР состоят из двух измерительных органов
(ИО) — по одному на каждый источник; логической части, содержащей ор-
ган выдержки времени (ОВ), цепи однократности и запрета действия АВР и
указательных (сигнальных) реле.
Измерительные органы и та логическая часть, которая отвечает за отклю-
чение выключателя рабочего источника и за подготовку обесточенных потре-
бителей к подаче напряжения, подключаются к оперативным цепям этого вы-
ключателя. Остальная логическая часть, отвечающая за включение резервного
источника, питается от оперативных цепей секционного выключателя.
Измерительный орган осуществляет постоянный контроль за состояни-
ем источника питания, а датчиками информации являются ТТ и TH. На
подстанциях и РП, где отсутствуют СД, в качестве ИО служат два реле ми-
нимального напряжения шинных TH. Первое реле служит указателем со-
стояния, при котором источник питания может выполнять функцию ре-
449
зервного (t/cpa6= 80—90 В). Второе реле выбирается из условия надежного
несрабатывания при выходе из строя одного из предохранителей на стороне
ВН трансформатора напряжения (t7cpa6 = 25-5-40 В).
При симметричном снижении напряжения до уровня, когда нормальная
работа потребителей невозможна, ИО срабатывает благодаря последова-
тельно соединенным контактам KV1 и KV2 (рис. 13.3).
Чтобы избежать ложного срабатывания АВР из-за повреждений на вто-
ричной стороне TH или при выкатывании тележки КРУ, запуск органа вре-
мени логической части УАВР блокируется размыканием контакта KQ1 ав-
томатического выключателя и контакта KQT1 конечного выключателя по-
ложения тележки.
Если в качестве ИО применяются реле времени, то чаще такие схемы
используются в АВР комплектных трансформаторных подстанций напря-
жением 0,4—0,69 кВ.
Органы выдержки времени (ОВ) обеспечивают селективность по време-
ни действия УАВР по отношению к релейным защитам и устройствам ав-
томатики сети.
+дз -аз
Рис. 13.3. Принципиальная схема двустороннего АВР на подстанции без синхронных элек-
тродвигателей:
а — схема и цепи напряжения; б, в, г — цепи АВР в шкафу выключателей QI, Q2, Q3
450
SA8 к лампе „Указатель не поднят "
11 I
<« «I Цепь сигнала „АВР
беде но”
При наличии на подстанциях синхронных электродвигателей, которые
либо подлежат самозапуску при восстановлении питания, либо отключа-
ются перед включением резервного источника, осуществляется дополни-
тельный контроль напряжения на рабочем источнике. Отключение проис-
ходит одним реле напряжения, осуществляющего косвенный контроль от-
ключенного состояния одних и погашенного поля других электродвигате-
лей при уставке срабатывания UQpa&- (0,4-s-0,5) U»om-
На рис. 13.4. представлены схемы АВР линии с резервным выключате-
лем и пружинным приводом в сети напряжения выше 1 кВ. Пуск осуществ-
ляется от реле минимального напряжения KV1 и KV2. Однократность дей-
ствия схемы обеспечивается промежуточным реле KST2, контакты которого
на размыкание имеют выдержку времени 1,5 с.
Схема АВР с секционным контактором для трансформаторов мощно-
стью от 400 до 630 кВ А представлена на рис. 13.5. При исчезновении напря-
ЛС0
—l” ТУ-ТС28 “|ЛСД ТУ-ТС28 "|
I передающий I-- приемный ।—
—^^полукомплект^ [ полукомплект^
дп “кп“
Рис. 13.4. Схема АВР линии:
а — поясняющая схема; б—цепи напряжения; в — оперативные цепи
Рис. 13.5. Схема АВР с секционными контактором для трансформаторов мощностью 400 кВ А:
а — силовая схема; б—схема управления
451
жения на трансформаторе 77 промежуточное реле KL1 обесточится, вклю-
чая секционный контактор К1, чем восстанавливается питание / секции шин
0,4 кВ от трансформатора 72.
13.4. АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ
МОЩНОСТИ КОНДЕНСАТОРНЫХ УСТАНОВОК
Регулирование мощности конденсаторных установок (КУ) путем авто-
матического включения всей батареи или отдельных ее секций позволяет
обеспечить наиболее экономичный режим. В зависимости от требований
потребителя и энергосистемы, а также характеристики сети автоматическое
регулирование мощности конденсаторных установок выполняется:
• по времени суток, когда необходимо ограничить отдачу промышлен-
ными предприятиями реактивной мощности в сеть энергосистемы в течение
суток; выполняется при установившейся технологии производства по опре-
деленной программе;
• по току нагрузки, если рост и снижение полной нагрузки изменяется в
течение рабочего дня, сопровождаясь изменением реактивной мощности;
• по напряжению с коррекцией по полному току нагрузки или его реак-
тивной составляющей, если уменьшить отклонение уровня напряжения от
оптимального значения;
• по величине и направлению реактивной мощности, когда необходимо ог-
раничить отдачу ее энергетической системе промышленными предприятиями;
• по комбинированным схемам в зависимости от времени суток с кор-
рекцией по напряжению; по времени суток, напряжению и направлению ре-
активной мощности; по напряжению с коррекцией по току; путем примене-
ния различных неэлектрических датчиков.
На основе анализа графика нагрузки предприятия целесообразно осу-
ществить централизованное регулирование мощности КУ, осуществляемое
диспетчером средствами телемеханизации и диспетчерского управления.
В целях ликвидации быстрых колебаний и набросов реактивных нагру-
зок может применяться форсировка мощности КУ автоматическим пере-
ключением последовательно-параллельных соединений конденсаторов на
повышенное или пониженное напряжение по отношению к номинальному.
Автоматическое регулирование выполняется одно- и многоступенчатым.
В первом случае, включается или отключается вся конденсаторная установ-
ка или несколько секций в определенное время суток. Во втором случае
коммутируются отдельные секции КУ или отдельные КУ при их групповой
установке. На рис. 13.6. представлены схемы одноступенчатого регулиро-
вания и многоступенчатого с головным и несколькими линейными выклю-
чателями или только с линейным. Чем больше число секций в установке,
тем плавней происходит регулирование.
452
Рис. 13.6. Схемы конденсаторных установок:
а — одноступенчатое регулирование; б — многоступенчатое регулирование; в — многоступенчатое ре-
гулирование с одним главным выключателем В и тремя выключателями П для переключения
Если на предприятии установлено несколько индивидуальных КУ с од-
ноступенчатым регулированием, то можно с помощью последовательной
схемы осуществлять автоматически их включение и отключение, что равно-
значно многоступенчатому регулированию.
При автоматическом регулировании по времени суток и заданной про-
грамме, отвечающей требованиям технологического процесса, можно полу-
чить максимальный эффект при минимальном числе переключений выклю-
чателей КУ.
Автоматическое регулирование по времени суток может осуществляться
по различным программам, задаваемым энергоснабжающей организацией,
или по определенному графику, зависящему от технологии производства. Су-
точный график реактивной нагрузки может колебаться, достигая в утренние
часы и в середине смены максимума, снижаясь к окончанию смены. Законо-
мерность изменения реактивной нагрузки для второй смены аналогична.
Если не регулировать мощность КУ, то при минимальной реактивной
нагрузке может происходить излишняя перекомпенсация, а следовательно,
и повышение напряжения, которое может оказаться недопустимым. С дру-
гой стороны, может быть недокомпенсация, понижение напряжения, что тем
более недопустимо.
В настоящее время широко внедряются схемы, работающие по задан-
ной программе при помощи средств диспетчеризации, телемеханики с при-
менением вычислительных машин. В качестве примера приведена схема од-
ноступенчатого автоматического регулирования по времени суток с приме-
нением часов с одним контактом й двумя реле времени с программой вклю-
чения и отключения конденсаторной установки (рис. 13.7). Схема односту-
пенчатого регулирования используется также и для нескольких конденса-
торных установок.
При использовании конденсаторных установок для регулирования на-
пряжения следует иметь в виду, что при увеличении мощности КУ напря-
жение повышается; регулирование происходит ступенчато; снижение на-
пряжения приводит к снижению мощности КУ пропорционально квадрату
453
$®Вкл
3 Юнв 3B)fC
Релейная
защита
OF IKT
временная характеристика
работы реле
включение Отключение
Контакт ЭВЧС
imf t, I ,i t —!—i !—
Контакт реле / в
Ml_ «II « --« 1 I
Контакт реле 28
, — I Л.. 1 — * —JL —4.I.,
время g гв M
l~X-. X-..JL. .1. 1 .1 I 1—1..X.
о го ы Me
Зв VC
QF___
— звНС
ЭП*/ 38VC
60c
we
WS
4
Магистраль цепей оперативного тока
Цель автомата
Кнопкой, вручную g ияд g имшд
Автоматиче • ска от време- на суток
Кнопкой вручную_____
Отключение релейной защитой
Цепь включения Автома- тически, от эвче
цепь отключения
Цепь включения 38 ч С
Импульс от ЗПЧ системы часафикации
Рис. 13.7. Схема одноступенчатого автоматического регулирования по времени суток с двумя
реле времени
напряжения. При наличии на подстанциях трансформаторов с РПН регу-
лируемые конденсаторные установки целесообразно использовать для ме-
стного регулирования напряжения.
Наиболее простым способом автоматического регулирования по напря-
жению является схема с одним реле минимального напряжения (или с дву-
мя: одно на включение, другое — на отключение КУ). При этом уставки ре-
ле напряжения должны допускать возможность настройки в пределах ±5
—10 %, т. е. 85; 90; 95; 100; 105; НО % UmM. На рис. 13.8. приведена схема
одноступенчатого автоматического регулирования мощности конденсатор-
ной установки. При понижении напряжения в сети ниже заданного предела
(0,95 t/H0M ) создается цепь включения контактора КУ; реле напряжения KV1
срабатывает и замыкает свой контакт 1KV1 в цепи реле времени КТ, кото-
рое с выдержкой времени (2—3 мин) замыкает свой контакт в цепи контак-
тора, включая КУ. Напряжение возрастает; чтобы конденсаторная установ-
ка не отключилась, автоматически происходит изменение уставки срабаты-
вания реле KV1 шунтированием последовательно включенного с катушкой
добавочного резистора ДК. В этом случае реле KV1 может сработать, если
напряжение в сети возрастет выше увеличенной уставки срабатывания.
При анализе графиков нагрузки предприятия может оказаться, что
равномерно распределенная нагрузка между фазами меняется в течение дня,
454
^3808
Цепа напряжения
, в
А
1KV1 1
□ гдя
К
Цепь !Н при понижении
напряжения
Цепь 1Нпри. повыше-
нии напряжения
ДЯ
Магистраль цепей
оперативного тона
Цепь аДтонато.
18'включает при. пт
шшении. напряжения
2В-вт*лючает при. по-
вышении напряжения
I
ъ
ч
к
Цепь включения при. по-
нижении напряжения
Цепь отключения при
повышении, напряжения
Рис. 13.8. Схема одноступенчатого автоматического регулирования по напряжению с одним
реле напряжения
сопровождаясь изменением реактивной мощности. В подобных случаях ре-
гулирование мощности КУ целесообразно осуществлять по току нагрузки
двумя токовыми реле, установленными на вводе подстанции (рис. 13.9). Ре-
ле времени используются для отстройки от кратковременных понижений и
повышений тока. В качестве пусковых органов целесообразно использовать
токовые реле с высоким коэффициентом возврата.
Автоматическое регулирование конденсаторных установок может быть
выполнено в зависимости от изменения направления реактивной мощности,
когда важно ограничить отдачу реактивной мощности в сеть. В качестве
пускового органа могут быть использованы реле мощности при условии
компенсации внутреннего угла сдвига в реле включением емкости последо-
вательно с обмоткой напряжения (рис. 13.10).
Широко используются комбинированные схемы регулирования не-
скольких параметров. Они могут быть одноступенчатыми и многоступен-
чатыми.
Следует обратить внимание на исключение возможности повторного
включения КУ в заряженном состоянии, для чего предусматривается вы-
держка времени для разряда (2—3 мин) Одним из таких устройств является
многоступенчатая схема регулирования на полупроводниковых элементах
типа АРКОН для сетей напряжением до и выше 1 кВ. Устройство преду-
сматривает возможность выбора регулирования по реактивному току на-
грузки и напряжению сети; напряжению сети и току конденсаторной уста-
новки; напряжению сети. Структурная схема автоматического управления
455
Рис. 13.9. Схема одноступенчатого автоматического регулирования по току нагрузки
К1Ноткл
Изме-
рение
и
защита
/гл/ клг
2КТ,
Релейная
защита
2КР‘
Магистраль цепей оперативного тока
Цепь автомата
Кнопкой вручную О/пкл А |
Автоматически при понижении нагрузки
Автоматически при повышении нагрузки \вкл А |
Кнопкой, вручную
Цепь управления автоматом Ав
Включение при повышении нагрузки
Отключение при понижении нагрузки
КА
KL
KAqt
KL
кг ™
zrr тггг
Фаза 4
Фаза С
Нуль
Цепи
трансфор-
маторов
тока
Магистраль целей
оперативного тока
Цепь автомата
Кнопкой вручную
Автомата. чески
при направлении.
д к подстанции.
Автомат и чески
при направлении
р от подстанции
Кнопкой вручную
$
§
Отключение
релейной
защитой
цепь вклю- Ммома -
чения
Цепь отклю-
чения
тическа
по Л
напрао -
лению Ц
Рис. 13.10. Схема одноступенчатого автоматического регулирования по направлению реак-
тивной мощности
456
КУ регулятором АРКОН приведена на рис. 13.11. Командный блок в зави-
симости от входного сигнала с заданной выдержкой времени (1—3 мин) вы-
дает программному блоку команды включения или отключения. Про-
граммный блок осуществляет последовательное включение или отключение
секций КУ. Представлен блок в виде набора идентичных приставок (до 15
по единичному коду и 4 — по двоичному). Уставка на включение регулиру-
ется в пределах 0,94 — 0,995 напряжения уставки на отключение, а уставка
на отключение — (0,9 — 1,2) [/иом.
Возможно быстродействующее ступенчатое или плавное изменение мощ-
ности КУ с помощью тиристорных выключателей. Их применение позволя-
ет снизить переходные токи включений до 2-х кратных значений /ном — при
включении незаряженной КУ и 1,2— 1,3 кратного значение при включении за-
ряженной, что достигается управлением моментом включения КУ. Помимо
этого при отключении КУ исключается переходной процесс, поскольку пе-
реключение в цепи с тиристором происходит в момент естественного пере-
хода тока КУ через нуль.
Амплитуда тока при включении КУ, учитывая индуктивность питаю-
щий сети, определяется моментом включения тиристорного выключателя.
Наиболее благоприятным моментом включения является момент пере-
хода напряжения сети через нулевое значение (рис. 13.12).
Наиболее благоприятным моментом отключения КУ является момент есте-
ственного перехода тока через нуль. Тиристоры VT1 и VT2 управляются прямо-
угольными импульсами длительностью 100°. Каждый из импульсов должен
опережать соответствующее ему коммутирующее напряжение сети на 90°. Из-
менение тока достигается изменением угла проводимости у тиристоров (вре-
мя открытия тиристора). С уменьшением у уменьшается эффективное зна-
чение первой гармоники тока, протекающего через КУ, а следовательно, и
мощность.
Для изменения угла у осуществляют искусственную коммутацию. Для
этого в заданный момент времени, определяемый углом регулирования а,
Рис. 13.11. Структурная схема подключения автоматического регулятора КУ типа АРКОН с
тремя приставками
457
Рис. 13.12. Автоматическое управление режимом работы статических конденсаторов с плав-
ным регулированием реактивной мощности:
а — первичные цепи; б — диаграмма напряжений и токов
подзаряжают конденсатор лс от постороннего источника управляющих им-
пульсов тока ИУИТ таким образом, чтобы напряжение на конденсаторе Uc
стало больше напряжения сети. При таком уровне подзаряда током iiy(i2y)
ток через тиристор VT1 (VT2) снижается до нуля и тиристор закрывается.
Управляющий импульс тока должен быть таким, чтобы к тиристору с мо-
мента его погасания (время определяется углом погасания 5) было прило-
жено напряжение в непроводящем направлении.
13.5. АВТОМАТИЧЕСКАЯ РАЗГРУЗКА ПО ЧАСТОТЕ
В нормальном режиме работы в энергосистеме наблюдается баланс ге-
нерируемой и потребляемой активной мощности (Рг = Рп) при номинальной
частоте f= 50 Гц. В случае отключения части генераторов или подключения
новых мощных потребителей происходит расбаланс мощности,
ДР = РП -Рг (13.12)
и частота начинает снижаться.
Небольшое снижение частоты (десятые доли Гц) не опасно для нор-
мальной работы энергосистемы, хотя и ухудшает экономические показате-
ли. Снижение же на 1—2 Гц представляет опасность, так как снижается час-
тота вращения электродвигателей и производительность механизмов собст-
венных нужд тепловых электростанций.
Возникший расбаланс мощности может быть ликвидирован за счет ре-
зерва мощности, однако он иногда оказывается недостаточным, что приво-
дит в системе к дефициту мощности,
458
ДР, = ДР-Р.
д рез
(13.13)
При этом частота снижается до тех пор, пока потребляемая мощность
Рп, уменьшаясь за счет регулирующего эффекта нагрузки, не станет равной
генерируемой Рг. Значительный дефицит мощности может привести к лави-
нообразному процессу дальнейшего уменьшения частоты. Процесс сниже-
ния частоты приводит также к снижению напряжения вследствие уменьше-
ния частоты вращения возбудителей генераторов. Если регуляторы напря-
жения генераторов и синхронных компенсаторов не смогут удержать на-
пряжение, то возникает процесс «лавины напряжения», приводящий к уве-
личению потребления реактивной мощности. Поэтому при снижении часто-
ты происходит автоматическое отключение части потребителей или авто-
матическая частотная разгрузка (АЧР) для восстановления баланса генери-
руемой и потребляемой мощности.
Уменьшение мощности, потребляемой нагрузкой при снижении часто-
ты, или регулирующий эффект нагрузки характеризуется коэффициентом
регулирующего эффекта нагрузки
ДР %
*и =------
Д/%
(13.14)
Коэффициент Кн определяется специальными испытаниями и принима-
ется 1—3.
Отклонение частоты
Д/
Д/ % = —100 = 2 Д/,
50
тогда
ДР %
=-----
2Д/
откуда
Если известны Д/ и Кн, то можно определить мощность потребителей
Д/^р, равную ДРд, при отключении которой частота восстанавливается до Д/^:
ДРачр =2КН Д/. (13.16)
Устройства АЧР, используемые для ликвидации аварийного дефицита
активной мощности, подразделяется на три основные категории: первая ка-
тегория АЧР1 — быстродействующая (/ = 0,l-s-0,3 с) с уставками срабатыва-
ния от 49 до 46,5 Гц, цель ее — не допустить глубокого снижения частоты в
459
первое время развития аварии; вторая категория АЧРП — предназначена
для восстановления частоты до нормального значения, если она длительно
остается на уровне около 49 Гц; третья категория — дополнительная, дей-
ствующая при возникновении местного дефицита активной мощности.
Проектирование АЧР для системы электроснабжения состоит в пра-
вильном выборе схемы АЧР, рациональном подключении к внешним дат-
а
Рис. 13.13. Принципиальная схема блока АЧР:
а—цепи оперативного тока; б—цепи питания; в — цепи напряжения; г—цепи сигнализации
460
чикам информации, источникам оперативного тока, а также в определении
тех электроприемников, которые будут отключены при работе АЧР.
Размещение устройств АЧР следует начинать с подстанций и РП, от шин
6—35 кВ которых непосредственно питаются электроприемники, подлежа-
щие отключению при действии АЧР, и далее на ГПП, в направлении источ-
ников электроснабжения.
Отдельные УАЧР следует, как правило, подключать к каждому РУ на-
пряжением выше 1 кВ для потребителей, получающих питание от одного из
нескольких независимых источников питания. Например, если на каждом
РП и на каждой секции КРУ ГПП есть потребители, отключаемые АЧР, но
хотя бы на двух секциях имеются синхронные электродвигатели, необходи-
мо предусмотреть УАЧР для каждой секции всех РУ, электрически связан-
ных между собой в нормальном режиме работы.
К УАЧР, как правило, не подключаются электроприемники I катего-
рии; трансформаторы, питающие собственные нужды подстанций и РП; се-
ти освещения и электроприемники, обеспечивающие безопасность обслу-
живающего персонала и бесперебойное состояние оборудования; линии,
питающие секции шин 6—35 кВ, если электроприемники, подключенные к
этим секциям, распределены по разным очередям АЧР.
Схемы устройств АЧР— ЧАПВ состоят из центрального блока, при-
нимающего информацию об уровне частоты в контролируемой сети; вы-
рабатывающего сигналы на отключение выключателей при АЧР и сиг-
налы, разрешающие ЧАПВ; магистральных шин АЧР, по которым сиг-
налы от ЦБ передаются к индивидуальным цепям АЧР — ЧАПВ отдель-
ных присоединений и самих индивидуальных цепей, которые с аппарату-
рой управления выключателя реализуют команды из ЦБ на отключение
или включение выключателя. Команды формируются реле понижения ча-
стоты KF1, /СГ2типа РЧ-1. Для подстанций со щитом управления и реле
рекомендуется применять центральный блок АЧР — УАПВ (рис. 13.13).
13.6. ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ В СИСТЕМАХ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Несмотря на высокую степень их автоматизации системы электро-
снабжения промышленных предприятий не могут работать полностью в
автоматическом режиме. Одновременно с внедрением автоматики поя-
вилась необходимость в централизованном управлении оборудованием
подстанций, РУ и РП с одного пункта. Система централизованного уп-
равления системой электроснабжения промышленного предприятия на-
зывается диспетчеризацией. Диспетчеризация предусматривает диспетчер-
ские пункты (ДП) с мнемонической схемой электроснабжения, на кото-
рой указаны какие объекты в данный момент включены, а какие отклю-
461
чены. Установленные приборы контролируют нагрузку основных потре-
бителей электроэнергии, а также напряжение в контролируемых точках
и узлах нагрузки.
Контроль и управление с ДП, режим работы установок осуществляется
при помощи специальных устройств — устройств телемеханики, позво-
ляющих осуществлять передачу на расстоянии большого количества сигна-
лов по небольшому числу линий связи. Современные системы телемеханики
подразделяются в соответствии с характером выполняемых ими функций на
системы телесигнализации (ТС), телеизмерения (ТИ), телеуправления (ТУ) и
телерегулирования (ТР).
С помощью систем ТС осуществляется передача с контрольного пункта
(КП) на ДП телесигналов о положении контролируемых объектов, а также
предупредительных и аварийных сигналов.
Система ТУ обеспечивает передачу на расстояние сигналов управления,
воздействующие на исполнительные механизмы.
Телеизмерение обеспечивает передачу с КП количественных значений
контролируемых параметров, характеризующих режим работы электроус-
тановок (напряжение, ток, частоту, давление, температуру и т. д.).
Системы телерегулирования позволяет осуществлять автоматическое ре-
гулирование режимами работы электроустановок.
Наиболее распространены системы ТУ — ТС — ТИ. В настоящее время
определены основные объемы ТУ — ТС — ТИ, на основании чего для кон-
кретных объектов определяют минимум телемеханизации, обеспечивающий
надежность работы систем электроснабжения предприятий в целом или ее
подсистем.
Объем телеуправления включает управление выключателями на пита-
ющих высоковольтных линиях и линиях связи между подстанциями; вы-
ключателями понижающих трансформаторов, если необходимо произво-
дить частые оперативные переключения, что характерно при работе в не-
сколько смен, когда требуется включение и отключение определенного чис-
ла потребителей; выключателями ввода ЦПП и ЦРП-6 (10); выключате-
лями присоединений; автоматическими выключателями, пускателями или
контакторами, установленными на линиях освещения территории предпри-
ятия; выключателями батарей статических конденсаторов, если отсутствует
автоматическое управление; выключателями выпрямительных агрегатов, пи-
тающих распределительные шины.
Объем телесигнализации включает положение всех телеуправляемых
объектов; вводных и секционных выключателей ГПП и РУ; выключате-
лей отдельных мощных электроприемников, влияющих на определение
мощности; аварийного отключения любого выключателя подстанции с
подачей сигнала с контролируемого пункта; неисправности телеуправ-
ляемого трансформатора или преобразовательного агрегата при сраба-
462
тывании защиты от перегрузки, газовой защиты, замыкании на землю и
т. п.; возникновении пожара или открывание дверей на необслуживае-
мых объектах.
Телеизмерения предусматривают измерение тока на вводах ГПП; на-
пряжения на головных линиях или шинах системы; мощности и энергии
отдельных источников питания; тока на телеуправляемых трансформа-
торах и преобразовательных агрегатах для контроля режимных пере-
ключений.
Устройства ТУ обычно совмещаются с устройствами ТС и называются
системами ТУ — ТС, используемые для передачи дискретных сообщений,
каждому из которых соответствует свой кодированный сигнал. Кодиро-
вание может быть одно- и многоэлементным. При одноэлементном коди-
ровании сигнал состоит из одного элементарного с определенным качест-
венным признаком. Многоэлементарное кодирование включает несколько
элементарных сигналов, образующих длину кодовой информации или
разрядность кода. Число кодовых комбинаций зависит от основания кода
и составляет
N =тп, (13.17)
где т — основание кода; п — разрядность кода.
В настоящее время наиболее распространена двоичная система, (N = 2").
Сигналы, соответствующие различным сообщениям, могут переда-
ваться по одной линии связи (ЛС), поэтому необходима их избиратель-
ность. Избирание (селекция) сигналов означает выделение данного сиг-
нала из группы передаваемых и обеспечение его передачи на требуемый
пункт. В настоящее время наиболее широко используется коммуникаци-
онное, временное и частотное разделение сигналов. В качестве примера
на рис. 13.14 приведена схема ТУ — ТС с коммуникационным разделени-
ем сигналов.
При отключенном положении выключателя (на рис. 13.14 не показан)
ток от шинки А к В проходит по цепи: диод УД1 — резистор /?с — реле
КНО (отключенное положение выключателя) — линия связи ЛС\ — реле
управления выключателем— 1КАВ — диод УДЗ — замкнутый контакт вы-
ключателя 1В\ — линия связи ЛС0. Протекающий ток — униполярный, за-
висит от сопротивления резистора /?с. Он достаточен для срабатывания
КНО, но недостаточен для срабатывания КАВ.
При нажатии кнопки 1SB («включить») резистор /?с — шунтируется
резистором 7?у; ток в линии связи и реле КАВ — возрастает, реле сраба-
тывает и выключатель включается. Контакт \Bi — размыкается, а \Вг —
замыкается. Ток в линии связи будет равен току при отключенном вы-
ключателе, но полярность его — противоположна. При этом реле 1КАО
463
(управление отключением) не сработает, а реле сигнализации 1КНВ (вклю-
ченное положение выключателя) — сработает. При нажатии кнопки от-
ключения 2SB ток возрастает, срабатывает реле 1 КАО и выключатель от-
ключится.
Таким образом, используя четыре качественных признака передавае-
мых импульсов (полярность «+», «-» и два уровня амплитуды), возможна
передача по одному проводу ЛС четырех разных сигналов.
Телеизмерение отличается, по меньшей мере, двойным преобразовани-
ем контролируемого параметра. Система ТИ содержит измерительный пре-
образователь, передатчик, линии связи и приемник, преобразующий полу-
ченный сигнал в величину, удобную для измерения прибором. По виду пе-
редаваемого сигнала различают системы интенсивности, импульсные и ча-
стотные.
Контактные телемеханические системы в настоящее время заменяются
бесконтактными информационно-измерительными системами (ИИС), изме-
рительно-вычислительными комплексами (ИВК). На угольных предприяти-
ях используются системы типа ВРТФ-3 (емкость системы ТС80, ТУ40, ТИ32
объекта); ТКУ-2 (ТС40;ТУ20; ТИ6).
Телемеханические устройства систем электроснабжения являются со-
ставной частью оперативно-диспетчерского управления (ОДУ) или подсис-
темы АСУТП. Находят применение специальные системы АСУЭ — автома-
тизированные системы управления энергохозяйством.
«ц । ।-----------1
| ТУ- ТС 2 В | ЛС . ТУ-ТС2В~ |
। передающий ।-—-I приемный |—11
^полукомллект । | полукомплекгп^
дп 1
Рис. 13.14. Система ТУ—ТС с коммутационным разделением сигналов:
' 1 — выключатель отключен; 2 — выключатель «включить»; 3 — выключатель включен; 4 — выключа-
тель «выключить»
464
Автоматизированная система управления электрохозяйством является со-
ставной частью АСУЭ и может включать системы диспетчерского управле-
ния электроснабжением и ремонтом электроустановок, а также системы уп-
равления производственно-технологическими и организационно-экономиче-
скими процессами в электрохозяйстве.
АСУ электрохозяйством решает комплекс задач, а именно: диспет-
черского управления; подготовки эксплуатационного персонала; техни-
ко-экономического прогнозирования и планирования; управления ре-
монтом электрооборудования, распределения и сбыта электроэнергии и
т. п.
В состав комплекса технических средств АСУ должны входить: средства
сбора и передачи информации (датчики, каналы связи, аппаратура телеме-
ханики и др.); средства обработки и отображения информации (ЭВМ, ана-
логовые и цифровые приборы, дисплей, устройства печати и т. д.); а также
вспомогательные системы (противопожарные, питания, кондиционирова-
ния).
При организации эксплуатации АСУ следует иметь в виду, что ремонт
высокочастотных каналов телефонной связи и телемеханики по линям на-
пряжением выше 1кВ осуществляет персонал, обслуживающий установки
этого уровня напряжения. Техническое обслуживание и поверку датчиков
телеизмерений, включаемых в цепь вторичных обмоток ТТ и ТН, должен
производить персонал, занимающийся эксплуатацией релейной защиты и ав-
томатики и метрологическим обеспечением.
Подразделения, обслуживающие АСУ, должны обеспечивать надеж-
ную эксплуатацию технических средств информационного и программно-
го обеспечения; предоставление информации, обработанной ЭВМ; освое-
ние передовой технологии сбора и подготовки исходной информации; ве-
дение классификаторов нормативно-справочной информации; разработку
инструктивных и методических материалов, необходимых для функцио-
нирования АСУ.
Контрольные вопросы
1. Перечислите устройства сетевой автоматики и охарактеризуйте каж-
дое из них?
2. Каково назначение автоматического повторного включения и где ус-
танавливаются эти устройства?
3. Чем характеризуются действия устройств АПВ?
4. Как осуществляется пуск АПВ?
5. Назначение автоматического включение резерва?
6. Какими требованиям должны отвечать устройства АВР?
7. Как определяется уставка срабатывания АВР?
8. Как выполняется автоматическое регулирование мощности конден-
саторных установок?
465
9. Какие особенности использования конденсаторных установок для ре-
гулирования напряжения?
10. Каковы схемы подключения КУ?
11. Назначение автоматической разгрузки по частоте?
12. Что такое коэффициент регулирующего эффекта?
13. Перечислите составляющие системы телемеханики и охарактеризуйте
каждую из них.
14. Что включает объем телеуправления и телесигнализации?
Темы рефератов
1. Автоматическое повторное включение в системах электроснабжения.
2. Анализ схем и устройств автоматического включения резерва.
3. Анализ устройств телемеханики.
4. Информационно-измерительные системы, применяемые в схемах элек-
троснабжения.
Глава 1 ЭКСПЛУАТАЦИЯ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 4
14.1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Главный энергетик на крупных предприятиях или лицо, ответственное
за электрохозяйство на малых предприятиях, в кооперативах, фермерских
хозяйствах, ответственны за эксплуатацию и безопасность обслуживания
всех электроустановок и электрических сетей. Они обязаны обеспечить на-
дежную, экономичную и безопасную работу электроустановок; разработку
и внедрение мероприятий по экономии электроэнергии, удельных норм рас-
хода; внедрение новой техники; организацию и проведение ППР; проверку
знаний персонала, обслуживающих электроустановки; следить за графиком
нагрузки предприятия и поддерживать режим, установленный энергосисте-
мой; организовать учет электроэнергии.
Эксплуатацию электроустановок потребителей должен осуществлять под-
готовленный электротехнический персонал энергетической службы. Элек-
трическое и электротехнологическое оборудование сетей должно находить-
ся в работоспособном состоянии в соответствии с требованиями «Правил
эксплуатации электроустановок потребителей», «Правил техники безопас-
ности при эксплуатации электроустановок», «Правил пользования электро-
энергией» и других НТД.
По представлению ответственного за электрохозяйство руководитель
подразделения назначает ответственных за электрохозяйство других под-
разделений.
За нарушения в работе электроустановок несут ответственность ра-
ботники, непосредственно обслуживающие электроустановки; проводя-
щие их ремонт, а также лица, по вине которых нарушен режим работы и
несвоевременно и неудовлетворительно проведено техническое обслужи-
вание.
Перед приемкой в эксплуатацию электроустановок проводятся прие-
мосдаточные испытания оборудования и пусконаладочные испытания от-
дельных систем электроустановок. После приемки в эксплуатацию по акту
заказчик представляет инспектору Госэнергонадзора проектную и техниче-
скую документацию для осмотра и допуска в эксплуатацию.
Эксплуатацию электроустановок должен осуществлять электротехниче-
ский персонал, подразделяемый на административно-технический, опера-
тивный и ремонтный (оперативно-ремонтный).
Работнику не электротехнического профиля, работающему на электро-
установке, где возможна опасность поражения электрическим током, при-
сваивается I группа по электробезопасности, а инструктаж с ним имеет пра-
во проводить лицо с квалификационной группой не ниже III.
469
Проверка знаний после проведенного обучения электротехнического
персонала (по утвержденной программе) осуществляется специальной
комиссией, после чего присваивается соответствующая квалификацион-
ная группа. После этого обученный проходит стажировку на рабочем
месте в течение двух недель, после чего допускается к самостоятельной
работе. Очередная проверка для электротехнического персонала прово-
дится I раз в год, а для специалистов общего характера, инженеров по
охране труда, допущенных к инспектированию электроустановок — 1
раз в 3 года.
Каждому работнику, успешно прошедшему проверку, выдается уста-
новленной формы удостоверение с присвоением квалификационной группы
по технике безопасности (II — V).
14.2. ТАРИФЫ НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ
На территории Российской Федерации поставки электрической и теп-
ловой энергии всем потребителям и оказание услуг на рынке электроэнер-
гии и мощности осуществляется по тарифам (нормативам), утвержденным в
соответствии с Законом «О государственном регулировании тарифов на элек-
трическую и тепловую энергию в Российской Федерации», Основами цено-
образования и методическими указаниями, утвержденными Федеральной энер-
гетической комиссией (ФЭК) [27].
Государственное регулирование тарифов на электрическую и тепло-
вую энергию осуществляется посредством установления экономически обо-
снованных тарифов на электрическую энергию (мощность) и тепловую
энергию (мощность) и тарифов на услуги, оказываемые на потребитель-
ском рынке.
Регулирование тарифов производится по инициативе энергоснабжаю-
щей организации.
Основой расчетов по обоснованию и регулированию тарифов на элек-
трическую и тепловую энергию (мощность) является баланс электрической
мощности энергоснабжающей организации, являющийся обязательным при
установлении региональными энергетическими организациями тарифов на
электрическую и тепловую мощность (энергию).
Тарифы на электрическую энергию (мощность) дифференцируются по ка-
тегориям потребителей, исходя из соответствия устанавливаемых для раз-
личных категорий потребителей тарифов реальным затратам по производ-
ству, передаче и распределению электроэнергии для конкретной категории
потребителей, равноприбыльности энергосбережения различных категорий
потребителей. В качестве основного фактора дифференциации принят уро-
вень напряжения в точке подключения потребителя к электрической сети.
470
Кроме этого, учитывается режим использования потребителями заявленной
максимальной электрической мощности.
Процедура расчета тарифов предусматривает применение двуставочных
тарифов в качестве основы для утверждения тарифов на электроэнергию
для категорий и групп потребителей (как применяющих двуставочные, так
и одноставочные тарифы).
По одноставочному тарифу оплачивается электрическая энергия, рас-
ходуемая промышленными и приравненными к ним потребителями с при-
соединенной мощностью до 750 кВ-А.
По двуставочному тарифу рассчитываются промышленные предпри-
ятия (и приравненные к ним) с присоединенной мощностью 750 кВ А и
выше.
К промышленным и приравненным к ним потребителям относятся по-
требители независимо от их ведомственной принадлежности и форм соб-
ственности на средства производства, в том числе для индивидуальных,
малых предприятий; кооперативов; предприятия акционерных обществ;
сданных в аренду, взятых на подряд; предприятий, совместно созданных с
иностранными фирмами; арендные, фермерские индивидуальные хозяйст-
ва и др.
В общем виде двуставочный тариф определяется следующим выражением
/?, = £77 Р? гаах + Эу , (14.1)
где Rj — плата за потребляемые электрическую мощность и электрическую
энергию z-го потребителя; Т™ — ставка тарифа для /-го потребителя нау-ом
диапазоне напряжений за электрическую мощность, руб/кВт; Рур т“— рас-
четная мощность потребителя на у-ом диапазоне напряжений (тыс. кВт) —
среднее за период регулирования значение заявленной (или расчетной) мощ-
ности, рассчитанное на основании помесячных максимальных заявленных
мощностей потребителя; Ту — ставка тарифа за электроэнергию, руб/кВт ч;
Эу — объем потребления электроэнергии, млн кВт; j — номер категории
потребителей (ВН, СН, НН),
Р? ““ = Лаем = (ул)/«. КВТ, (14.2)
где п — количество месяцев в периоде регулирования; Рп — заявленная
(расчетная) мощность в месяце п, считая от первого месяца в периоде регу-
лирования.
Если речь идет о заявленной мощности, то под ней понимают абониро-
ванную потребителем (абонентом) наибольшую получасовую электриче-
471
скую мощность, совпадающую с периодом максимальной нагрузки энерго-
системы.
Номер категории потребителей определяется уровнем напряжения: вы-
сокое напряжение— 110 кВ и выше; среднее напряжение — 35—6 кВ; низ-
кое напряжение — 0,4 кВ.
Для каждой региональной энергосистемы (Кузбассэнерго, Колэнерго, Мос-
энерго и др.) рассчитывается размер платы за электрическую мощность и
энергию для потребителей ВН; СН; НН с учетом цены дополнительных по-
терь в сетях среднего и низкого напряжения, а для потребителей, подклю-
ченных к сети ВН — с учетом цены топлива; среднего тарифа на покупную
электроэнергию энергоснабжающей организации от всех поставщиков; удель-
ного расхода условного топлива на отпуск 1 кВт ч электроэнергии от соб-
ственных ТЭЦ; объема отпуска электроэнергии, а также объема покупной
электроэнергии от всех поставщиков.
Заявленная потребителем мощность, участвующая в максимуме энерго-
системы, фиксируется в договоре поквартально, периодически контролиру-
ется энергоснабжающей организацией по фактическому средневзвешенному
получасовому максимуму нагрузки потребителя. Время контроля устанав-
ливается энергоснабжающей организацией.
В случае, если фактическая нагрузка потребления в часы максимума пре-
высит договорное значение, в конце квартала производится перерасчет сум-
мы платы по фактической максимальной нагрузке. Если же фактическая на-
грузка в часы максимума будет ниже договорной, то оплата производится
по величине, указанной в договоре.
Потребители—регуляторы графика нагрузки, не участвующие в суточ-
ных максимумах нагрузки энергосистемы и работающие по графику энер-
госистемы, оплачивают электроэнергию по дополнительной плате двуста-
вочного тарифа.
При нескольких питающих линиях за расчетную нагрузку принимается
совмещенный 30-минутный максимум нагрузки потребителя в часы суточ-
ного максимума нагрузки энергосистемы.
При расчетах с промышленными и приравненными к ним предпри-
ятиями, получающими электроэнергию от энергосистем, в том числе и
через сети перепродавцов и абонентов, применяются скидки и надбавки
за компенсацию реактивной мощности в электроустановках потребите-
лей.
Суммарная надбавка или скидка к тарифу на электроэнергию для по-
требителей с присоединенной мощностью 750 кВА состоит из двух слагае-
мых, определяемых по формулам (%)
Я1=30-ф1--э-; (14.3)
472
#2=20^ф2 бз21-2, (14.4)
где 6ф1 и бфг — фактические значения реактивной мощности потребителя в
часы максимальных и минимальных активных нагрузок, определяемых по
приборам учета; Q3i и Q3z — экономические значения, заданные энергосис-
темой; Рф — фактическое значение активной мощности потребителя в часы
наибольшей активной нагрузки энергосистемы.
Если £?ф1 < £>э1, то Н\ принимается равным нулю. В формуле (14.4) раз-
ность £>Ф2 — бэг принимается по абсолютному значению. Положительное
значение Нг означает надбавку, отрицательное — скидку. Значение Hi —
всегда положительно.
В связи с дискретностью регулирования мощности конденсаторных ус-
тановок и неточностью поддержания заданного значения (?з2 вводится ней-
тральное значение коэффициента в 2 %.
Максимальная скидка с тарифа, равная 2 %, достигается при установке в
сети потребителя дополнительных КУ мощностью
бкудоп — Qфl ~ бэ1> (14.5)
что приводит к снижению бФ1 до значения и регулировании таким обра-
зом, чтобы соблюдалось соотношение
<2ф2=Сэ2. (14.6)
Значение Q3i и 0Э2 задаются поквартально и для каждого квартала оп-
ределяются значения <2ф1, 2фг и Рф. Значения Q3i могут задаваться в часы
утреннего или вечернего максимума нагрузки.
Параметры, относящиеся к режимам наибольших и наименьших нагру-
зок, определяются по разному. Если £?ф1 и g3i представляют собой 30-ми-
нутные максимумы, то 2фг и g32 — средние значения за ночные часы всех
суток, входящих в расчетный период, например, за квартал. Контроль за
фактической реактивной мощностью (2ф1 (в часы максимума) проводят по
счетчику.
При отсутствии счетчиков значение £>Ф1 определяется по формуле
W
еф1=*м-^, (М.7)
*1 /Ч
где WQ\ — расход реактивной мощности, зафиксированный счетчиком за Д
суток, квар ч; t\ — число часов работы счетчика в сутки; Кы— коэффициент
приведения средней реактивной мощности за время Ц к 30-минутному мак-
симуму (при 7-дневной рабочей неделе Км=1,2; 6-ти дневной — 1,3; 5-ти
дневной — 1,4).
473
Значение бфз (в часы наименьшей активной нагрузки) определяется как
W
Qv=T^ <14-8>
12 /Ц
где Wq2 — расход реактивной мощности, зафиксированной счетчиком за Д
суток, кварч; 12 — число часов работы счетчика за период минимумы на-
грузок энергосистемы.
Для потребителей с присоединенной мощностью до 750 кВА скидка
или надбавка за отклонение мощности компенсирующего устройства до за-
данного энергоснабжающей организацией значения определяется по коэф-
фициенту
# = ^100, (14.9)
^кэ
где 2кф — фактическая мощность компенсирующего устройства потребите-
ля; (>кэ — заданная мощность компенсирующего устройства.
Скидки К и надбавки Н имеют следующие значения:
К,% До 30 30—50 50—70 70—90 90—110 110—130 130
и более
Я,% +50 +30 +10 0 -5 +10 +50
За качество электроэнергии также предусматриваются скидки или над-
бавки, определяемые по формуле
И = 5 П^'Па d, (14.10)
где 77ф и /7д — соответственно фактическое и допустимое (договорное) зна-
чения показателей качества электроэнергии (ПКЭ) в точке реализации элек-
троэнергии; П»— нормированное значение ПКЭ, установленное ГОСТ:
• для отклонений частоты — 0,2 Гц;
• для отклонений напряжения — 5 %;
• для коэффициента обратной последовательности напряжения — 2 %;
• для коэффициента несинусоидальности напряжения— 5 %;
• для размаха колебаний напряжения — 0,4 %.
Допустимые значения Па для отклонений частоты, коэффициента об-
ратной последовательности и размаха колебаний напряжения принимают
равными Пн.
Коэффициент несинусоидальности напряжения в точках контроля в се-
тях напряжением до 35 кВ принимается 5 %; для остальных сетей ПО кВ и
выше — 2 %.
474
Допустимые отклонения напряжения в точке продажи электроэнергии
устанавливают в виде диапазонов отдельно для часов максимальных и мини-
мальных нагрузок энергосистемы. Рекомендуемый диапазон приведен в [14].
Фактические значения ПКЭ определяют по показаниям специальных
приборов в течение не менее чем двух рабочих дней.
В настоящее время внедряется многоступенчатый (дифференциальный)
тариф, предусматривающий раздельную оплату за пиковую, полупиковую
нагрузку и нагрузку в ночное время.
14.3. УЧЕТ И КОНТРОЛЬ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ
Для получения информации о параметрах электропотребления необхо-
дим учет электроэнергии. Такая информация требуется для расчетов с энер-
госнабжающей организацией, для оперативного управления производствен-
ными процессами, преобразования, распределения и использования энер-
гии, составления электробалансов предприятия, цехов, участков, потреби-
телей, прогнозирования электропотребления и т. п.
Различают расчетный и технический учет электроэнергии. Расчетным
называется учет выработанной, а также отпущенной потребителям электро-
энергии для денежного расчета за нее. Счетчики, устанавливаемые для та-
кого учета, называются расчетными (класс 2,0, а класс точности измери-
тельных трансформаторов — 0,5).
Для контроля расхода электроэнергии внутри электростанций, подстан-
ций, предприятий, в зданиях, квартирах используется технический или кон-
трольный учет электроэнергии счетчиками технического учета (класс 2,0,
класс точности измерительных трансформаторов— 1).
Учет электроэнергии должен обеспечивать определение отпущенной
различным потребителям электроэнергии; определение поступления элек-
троэнергии в электрические сети разных уровней напряжения; составление
электробалансов для хозрасчетных подразделений энергосистемы; контроль
за соблюдением потребителями режимов потребления и баланса электро-
энергии.
Расчетные счетчики активной электроэнергии на подстанциях энерго-
системы должны устанавливаться для каждой отходящей линии электро-
передачи, принадлежащей потребителям; для трансформаторов собствен-
ных нужд; для линий хозяйственных нужд или других потребителей, при-
соединенных к шинам собственных нужд; для межсистемных ЛЭП по два
счетчика со стопорами для учета полученной и отпущенной электроэнер-
гии. На подстанциях предприятия счетчики активной электроэнергии
должны устанавливается на вводе ЛЭП в подстанцию; на стороне ВН си-
лового трансформатора при наличии электрической связи с другой под-
475
станцией энергосистемы; на границе раздела основного потребителя и
субабонента.
Для предприятий, рассчитывающихся с энергоснабжающей организа-
цией по максимуму заявленной мощности, устанавливают счетчик с указа-
телем максимума нагрузки при наличии одного пункта учета, а при двух и
более — применяют автоматизированную систему учета электроэнергии.
Учет реактивной электроэнергии должен обеспечивать возможность
определения количества реактивной электроэнергии, полученной потреби-
телями или переданной, если только по этим данным производятся расчеты
или контроль соблюдения заданного режима работы компенсирующих уст-
ройств.
Счетчики реактивной мощности устанавливаются на тех же элементах
схемы, что и активной энергии для потребителей, рассчитывающихся за
электроэнергию с учетом разрешенной реактивной мощности; на присоеди-
нениях источников реактивной мощности потребителей, если по ним про-
изводится расчет за электроэнергию, выданную энергосистеме, или осуще-
ствляется контроль заданного режима работы.
К техническим средствам учета электроэнергии относятся различные ти-
пы индукционных и электронных счетчиков, информационно-измеритель-
ные системы и комплексы. Применяются также преобразователи мощности
и энергии, датчики — формирователи импульсов, сумматоры, микропро-
цессорные контроллеры и микро-ЭВМ.
Для измерения активной энергии выпускаются однофазные счетчики
непосредственно включения или трансформаторные СО или СОУ (уни-
версальные); трехфазные для трехпроводных сетей САЗ; САЗУ (рис. 14.1) и
четырехпроводных СА4, СА4У (рис. 14.2).
Рис. 14.2. Схема включения трехфазного счет-
чика типов СА4, СА4У для измерения актив-
ной энергии в четырехпроводной сети напря-
жением до I кВ
Рис. 14.1. Схема включения трехфазного
счетчика типов САЗ, САЗУ для измерения
активной энергии в трехпроводной сети на-
пряжением до 1 кВ
476
Рис.14.3. Схема включения трехфазно-
го счетчика для измерения реактивной
энергии в сети напряжением выше 1 кВ
(а), векторная диаграмма (б)
Для измерения реактивной
энергии изготавливают специ-
альные счетчики с дополнитель-
ными последовательными ка-
тушками (рис. 14.3). Для сетей
напряжением до 1 кВ измерение
реактивной энергии осуществ-
ляют счетчиками типа СР4 и
СР4У с дополнительной после-
довательной обмоткой (рис. 14.4).
Помимо отечественных приме-
няются венгерские счетчики ти-
па DH (фирма «Ганц-Прибор»).
Широкое применение в по-
следнее время находит много-
тарифный микропроцессорный
трехфазный счетчик электроэнер-
гии АЛЬФА, для учета актив-
ной и реактивной энергии в це-
пях переменного тока, который
можно использовать в автома-
тизированных системах учета и
контроля электроэнергии для пе-
редачи измеренных или вычис-
ленных параметров на диспетчерский пункт по контролю, учету и распре-
делению электроэнергии.
Принцип измерения базируется на аналого-цифровом преобразовании
величин напряжения и тока с
последующим вычислением
энергии и мощностей.
Рис.14.4. Схема включения трехфаз-
ного счетчика типов СР4, СР4У с до-
полнительной последовательной об-
моткой для измерения реактивной
энергии для сети напряжением 1 кВ
477
Счетчик АЛЬФА состоит из измерительных датчиков тока и напряже-
ния, микропроцессорной схемы измерения и быстродействующего микро-
контроллера. Измеренные величины отображаются на дисплее счетчика;
измерение тока и напряжения силовых цепей осуществляется с помощью
высоколинейных трансформаторов и резистивных схем делителя напря-
жения.
Активная мощность вычисляется путем умножения измеренных циф-
ровых значений тока и напряжения с помощью сверхбольшой интеграль-
ной схемы (СБИС) измерения, содержащей программируемый цифровой
процессор с тремя встроенными аналогоцифровыми преобразователями
(АЦП).
Счетчик допускает прямое или через трансформатор тока подключение
к цепи тока: при 7Ном2 = 1 А — счетчик работает в диапазоне токов от 1 мА
до 2 А; при /ном2 = 5 А — диапазон от 5 мА до 10 А. При прямом включе-
нии счетчик работает в диапазоне токов от 50 мА до 150 А. Источник пи-
тания счетчика — импульсный с рабочим напряжением от 70 до 440 В. Во
время перерывов питания ключевые данные счетчика и данные о его кон-
фигурации хранятся в неразрушаемой памяти ПЗУ микроконтроллера, а
данные многотарифного режима — в ОЗУ до тех пор, пока не поступит
питание.
Выпускаемые счетчики АЛЬФА имеют различное обозначение в зави-
симости от его модификации.
Например, А2Т—3—АО—CN—Т,
где первый знак А — тип счетчика АЛЬФА; второй знак 1 или 2 —
класс точности 0,2 или 0,5; третий знак: D — счетчик, измеряющий актив-
ную энергию и мощность; Т — многотарифный счетчик для измерения ак-
тивной энергии и максимальной мощности; R — многотарифный счетчик
для измерения максимальной мощности, активной и реактивной энергии; К
— многотарифный счетчик для измерения активной и полной энергии и
максимальной мощности; четвертый знак: 3 — двухэлементный счетчик
(трехпроводная линия), 4 — трехэлементный счетчик (четырехпроводная
линия); пятый и шестой знаки — обозначения дополнительной платы (OL
—записи хранения данных графика нагрузки, АО — измерение энергии и
мощности в двух направлениях, AL — измерения в двух направлениях и
хранение данных); седьмой и восьмой знаки — обозначения платы реле «С»,
N — порядковый номер; девятый знак — тип включения счетчика: Т —
трансформаторный; П — прямое.
Микропроцессорное исполнение счетчика делает его программируемым,
что позволяет использовать его с широким набором разнообразных функ-
ций. Счетчик предусматривает 4 тарифные зоны (утро, вечер, день, ночь),
выходные и праздничные дни, 4 сезона, автоматический переход на летние и
зимнее время.
478
Модификацией счетчика АЛЬФА является счетчик АЛЬФА Плюс, по-
зволяющий отображать некоторые параметры качества электрической энер-
гии. В счетчике применяется энергонезависимая память для хранения пара-
метров программы: токи и напряжения фаз; все виды мощности сети и фаз;
коэффициент мощности сети и фазы; фазные углы векторов тока и напря-
жения; значения гармоник тока и напряжения по фазам; коэффициент неси-
нусоидальности, частоту сети и другие параметры. Счетчики АЛЬФА Плюс
программируются специальным программным пакетом Alpha Plus — Р.
Для автоматизированных систем управления потреблением и сбытом
электроэнергии в системе предназначены многофункциональные микро-
процессорные счетчики серии Ерро АЛЬФА.
Микропроцессорный счетчик электроэнергии ДЕЛЬТА классов точно-
сти 1,0 и 2,0 выпускается в однофазном и трехфазном исполнении с нагруз-
кой до 45 кВт и предназначен для учета активной и активно-реактивной
энергии, как в одно- так и в многотарифном режиме. Они имеют корпусное
исполнение стандарта DIN, позволяющее устанавливать их на рейку (до 35
мм) и на панель при прямом и трансформаторном включении. Модифика-
ции счетчиков предусматривают следующие основные группы по виду из-
меряемой энергии: по классу точности, по напряжению, по способу под-
ключения к токовым цепям, по числу применяемых тарифов.
Примеры обозначения счетчика: ДАМ 25 02 — счетчик ДЕЛЬТА актив-
ной энергии класса 2,0 прямого включения на ток 5 А для четырехпровод-
ной сети 0,4 кВт, двухтарифный с одним импульсным выходом; ДРМ 14 04 —
счетчик активной и реактивной энергии класса точности 1,0 трансформа-
торного включения для трехпроводной сети 100 В. Для управления тариф-
ными зонами счетчика используют цифровые электронные реле времени
(тарификаторы) ДТТ 7/1 — с одним реле для двухтарифного учета и ДТТ 7/2
— с двумя реле для трех- и четырехтарифного учета.
Для организации централизованного учета и контроля расхода электро-
энергии разработаны специальные устройства и информационно-измери-
тельные системы, некоторые с суммирующими устройствами для суммиро-
вания показаний всех счетчиков, установленных на нескольких вводах (на-
пример, ИИСЭЗ — КТСИИСЭЗ). Комплекс технических средств позволяет
вести коммерческий расчет для промышленных предприятий с любой схе-
мой электроснабжения по действующим тарифам, организовать контроль
за потребляемой подразделениями электроэнергией при ограничении на
электропотребление.
К таким системам относится автоматизированная система коммерче-
ского учета электроэнергии (АСКУЭ). АСКУЭ обеспечивает следующие за-
дачи: сбор и формирование данных для использования их при коммерче-
ском учете; сбор и передача данных на верхний уровень управления; фор-
мирование баланса потребления электроэнергии по отдельным узлам; оп-
479
Рис. 14.5. Структурная схема АСКУЭ
тимальное управление нагрузкой потребителей; оперативный контроль и
анализ режимов потребления электроэнергии и мощности основными по-
требителями; формирование статистической отчетностью и финансово-бан-
ковских операций и др.
Структурная схема АСКУЭ, представленная на рис. 14.5, включает сле-
дующие блоки: 1 — первичные преобразователи (ПП) — электросчетчики
различного типа с устройствами формирования импульсов или цифровой
информации; 2 — устройство сбора и передачи данных (УСПД), обеспечива-
ющее сбор и обработку информации, поступающей от ПП, а также переда-
чу ее по телекоммуникационному каналу связи 3 на автоматизированное ра-
бочее место (АРМ) 5; 3 — телекоммуникационный канал (радио, провод-
ной), обеспечивающий неискаженную информационную связь между
УСПД, центральным вычислительным устройством и АРМ; 4 — центральное
вычислительное устройство (ЦВУ): многофункциональное устройство вы-
полняющее обработку, хранение, ввод, отображение и вывод информации
на печать; запоминание ее и хранение; формирование астрономического
времени и календаря, содержание отдельного рода интерфейсов; 5 — АРМ
позволяет получать необходимую информацию об энергопотреблении пред-
приятия в реальном масштабе времени; 6 — блок питания (БП) осуществляет
основное и резервное питание УСПД и не допускает сбоев при переходе с од-
ного вида питания на другой; 7 — питание ЦВУ должно осуществляется от
сборок бесперебойного питания.
АСКУЭ имеет многоуровневую структуру и представляет собой сочета-
ние средств контрольно-измерительной и измерительной техники, комму-
никаций и программного обеспечения.
Для объединения счетчиков в систему учета применяются программно-тех-
нические комплексы, включающие в себя различные серверы системы и АРМ.
14.4. ИЗМЕРЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ВЕЛИЧИН
Измерения электрических величин на предприятиях обеспечивают кон-
троль технологического процесса, контроль за соблюдением установленно-
го режима работы, контроль работы электрооборудования, контроль изо-
ляции электрооборудования и электрических сетей.
480
Средства измерения электрических величин должны удовлетворять сле-
дующим требованиям: класс точности измерительных приборов должен быть
не ниже 2,5; классы точности измерительных шунтов, добавочных резисто-
ров, трансформаторов и преобразователей — в строгом соответствии с тре-
бованиями ПУЭ; устанавливаться измерительные приборы должны, как пра-
вило, в местах, откуда ведется управление; пределы измерения приборов
должны выбираться с учетом возможных длительных отклонений измеряе-
мых величин от номинальных значений.
Измерение тока производится в цепях всех напряжений, где необходимо
контролировать технологический процесс или оборудование. Если в про-
цессе работы возможны непродолжительные перегрузки, то предусматри-
ваются приборы с перегрузочными шкалами, при этом коэффициент транс-
формации выбирается исходя из рабочего тока.
В электроустановках постоянного тока используются амперметры непо-
средственного включения при токах до 30 А, а для больших токов — до 7500 А
с применением наружных шунтов. Если расстояние от амперметра до шунта
велико (до 500 м) применяют милливольтметры (М300), отградуированные в
амперах.
Для очень больших токов (до 70 000 А) применяют специальные изме-
рительные устройства (И58М).
Амперметры постоянного тока должны иметь двусторонние шкалы, ес-
ли устраиваются в цепях, где возможно протекание тока в двух направлениях.
В электроустановках переменного тока используются приборы непо-
средственного включения (до 30 и до 300 А) и через измерительные транс-
форматоры тока с первичным током 5—10 000 А и вторичным 1 или 5 А.
При больших расстояниях от ТТ до прибора применяются измерительные
преобразователи переменного тока.
Измерение напряжения должно производится на секциях сборных шин
постоянного и переменного тока, которые работают раздельно. На под-
станциях допускается измерение напряжения только на стороне низшего
напряжения, а на стороне высшего — в случае использования трансформа-
тора напряжения и для других целей.
В сетях трехфазного тока производится, как правило, измерение одного
междуфазного напряжения. При эффективно заземленной нейтрали в сетях
напряжением выше 1 кВ допускается измерение трех междуфазных напря-
жений одним вольтметром с переключателем.
Напряжение измеряют в цепях силовых преобразователей, зарядных и
подзарядных устройств, в цепях дугогасящих реакторов, а также аккумуля-
торных батарей.
Измерение мощности на подстанциях производят на понижающих
трансформаторах НО—150 кВ — только активной мощности, а при иаоы =
= 220 кВ — активной и реактивной мощностей. При наличии синхронных
компенсаторов — реактивной мощности.
481
В табл. 14.2 указаны места установки измерительных приборов и счет-
чиков электроэнергии.
Таблица 14.1
Места установки измерительных приборов и счетчиков
Виды присоединения Устанавливаемые приборы
Вводы от энергосистемы и для цехо- вых подстанций напряжением выше 1кВ Амперметр или три амперметра, счетчики ак- тивной и реактивной энергии, счетчики с указа- нием максимальной нагрузки.
Трансформаторы понижающие двух- обмоточные напряжением 110/6—10; 35/6—10; 6—10/3—6 кВ На первичном напряжении: амперметр, счетчики активной и реактивной энергии на транзитных подстанциях. На вторичном напряжении: амперметр, ваттметр активной мощности при мощности трансформа- тора 6300 кВ А и выше; счетчики активной и ре- активной энергии.
Трансформаторы понижающие двух- обмоточные напряжением 6—10/0,4 — 0,66 кВ: питающиеся от транзитных линий энергосистемы питающиеся одну хозрасчетную единицу питающиеся несколько хозрасчет- ных единиц Амперметр, счетчики активной и реактивной энергии Амперметр, счетчик активной энергии Амперметр
Синхронные компенсаторы В цепи возбуждения: амперметр, вольтметр. Счет- чик активной энергии; два счетчика реактивной энергии со стопорными механизмами; три ампер- метра в цепи статора; ваттметр реактивный реги- стрирующий; вольтметр с переключателем для кон- троля изоляции цепи возбуждения
Электродвигатели синхронные напря- жением выше 1 кВ Счетчик активной энергии, амперметр, ваттметр, ре- активной мощности, амперметр в цепи возбуждения.
Электродвигатели асинхронные на- пряжением выше 1 кВ Амперметр, счетчик активной энергии.
Аккумуляторные батареи 110—220 В с зарядным устройством (двигатель-гене- ратор) Амперметр с двусторонней шкалой; вольтметр с переключателем в цепи батареи; амперметр в цепи электродвигателя; амперметр и вольтметр в цепи генератора; вольтметры для измерения напряже- ния и контроля изоляции на сборных шинах.
Конденсаторные батареи при мощно- сти 100 квар и больше Три амперметра, счетчик реактивной энергии
Линии, питающие: одну хозрасчетную единицу несколько хозрасчетных единиц Амперметр, счетчик активной энергии Амперметр
Линии радиальные, транзитные и к по- сторонним потребителям Амперметр, счетчик активной и реактивной энер- гии
482
14.5. ИСПЫТАНИЯ ЗАЗЕМЛЯЮЩИХ УСТРОЙСТВ
Для обеспечения функций, выполняемых заземляющими устройствами,
в сроки, установленные правилами эксплуатации электроустановок потре-
бителей, проводят их осмотры, проверки и контрольные измерения, преду-
сматривающие внешний осмотр видимой части заземляющих устройств;
измерение сопротивления заземляющего устройства; проверку сопротивле-
ния цепи «фаза—нуль»; выборочное вскрытие грунта; надежность соедине-
ния естественных заземлителей; измерение удельного состояния грунта для
всех опор ВЛ.
Для определения технического состояния заземляющего устройства пе-
риодически проводятся измерения сопротивления заземляющего устройства
и не реже одного раза в 12 лет выборочная проверка со вскрытием грунта
элементов заземления, находящихся в земле. Измерение сопротивления про-
водится после монтажа, переустройства и капитального ремонта этих уст-
ройств; при обнаружении на тросовых опорах ВЛ напряжением 110—220 кВ
следов перекрытия или разрушений изоляторов электрической дугой; на
подстанциях воздушных сетей напряжением 35 кВ и ниже — не реже одного
раза в 6 лет. В сетях 35 кВ и ниже у опор с разъединителями, защитными
промежутками, разрядниками и у опор с повторными заземлениями нулево-
го провода — не реже одного раза в 6 лет. Для электроустановок напряже-
нием до 1 кВ сопротивление определяют один раз в год.
Для правильной оценки качества заземляющих устройств измерение их
сопротивления рекомендуется проводить в период наибольшего высыхания
грунта.
При разветвленной заземляющей сети измерение сопротивления произ-
водят раздельно: для заземлителей и заземляющих проводников, т. е. ме-
таллической связи между корпусом электрооборудования и контуром за-
земления.
Наиболее точным методом измерения является метод «амперметра-вольт-
мера», используемый при малых сопротивлениях заземлителей. Измерение
производят переменным током от понижающего трансформатора, вторич-
ное напряжение которого по условиям безопасности принимают 60—70 В.
Помимо испытуемого заземления необходимо еще два электрода — вспо-
могательный и зонд. Ими служат обычно стальные стержни, забиваемые в
землю (рис. 14.6). Количество электродов в стержне зависит от сопротивле-
ния электрода и удельного сопротивления поверхностного слоя земли. Зонд
3 располагается в точке нулевого потенциала. В [35] приведены схемы рас-
положения электродов В и 3 относительно заземлителя и минимальные рас-
стояния между ними, при которых погрешность не превышает 5 %.
В целях уменьшения влияния посторонних токов на результаты измере-
ния, ток в измерительной цепи должен быть не менее 10 А, в большинстве
случаев 20—25 А.
483
Рис. 14.6. Схема измерения сопротивления
заземлителя по методу «амперметр-вольт-
метр»
Амперметр и вольтметр при-
соединяют к испытываемому за-
землителю раздельно, причем вольт-
метр непосредственно у места ввода
тока в заземлитель. Класс точно-
сти этих приборов не ниже 1,5, а
если применяется трансформатор
тока, то для него класс точности
— 1.Значение сопротивления ис-
пытуемого заземлителя принимается как среднее арифметическое из трех
измерений.
Для непосредственного измерения сопротивления заземления исполь-
зуют специальные приборы, действие которых основано на описанном вы-
ше методе, например МС-О8 (М416/1; Ml 103 и др.).
При измерении удельного сопротивления грунта используют метод проб-
ного (контрольного) электрода. В месте испытания забивают в землю проб-
ный электрод такого же диаметра и длины, как и испытуемый. Вспомога-
тельный электрод и зонд располагают на таком же расстоянии, как и при из-
мерении одиночного заземлителя. Затем определяют сопротивление 7?3 и удель-
ное сопротивление грунта по выражению
г + 0,75/'
/ + 0,25 Z
7
(14.11)
где R — сопротивление пробного электрода; / — длина электрода; d —
внешний диаметр электрода; t — глубина заложения пробного электрода
(от поверхности земли до верхнего конца электрода).
Для горизонтального пробного электрода
RI
р=-------F’
0,3661g-
(14.12)
Если пробный электрод из угловой стали, то в формулах (14.11) и
(14.12) используют эквивалентный диаметр d3KB = 0,95 b, где b — ширина
полки; для полосовой стали d3KB = 0,56 b.
484
При смежных заземлителях используется метод ступенчатого погруже-
ния пробного электрода, являющийся разновидностью описанного метода
и отличается от него тем, что пробный электрод погружается в землю не
сразу, а отдельными участками, на которых замеряют сопротивление расте-
канию.
Наиболее универсальным является метод вертикального электрическо-
го зондирования, который позволяет определить распределение удельного
сопротивления земли, используя зависимость между распределением р по
глубине и распределением на поверхности земли потенциалов, создаваемых
током в земле от точечного источника [35].
Проверку сопротивления цепи «фаза-нуль» (рис. 14.7) проводят для оп-
ределения тока короткого замыкания между фазами и заземляющими про-
водниками. Измерение проводится по методу «амперметра-вольтметра»
или прибором М417. При измерении оборудование отключают от сети и
делают искусственное замыкание фазного провода на корпус оборудования.
Источником переменного тока служит понижающий трансформатор VT2,
ток которого должен быть в переделах 10—20 А. Сопротивление петли
«фаза—нуль» должно быть таким, чтобы надежно сработала максимальная
токовая защита, отключая поврежденный участок.
Измерения напряжения прикосновения должны проводится после мон-
тажа, переустройства и капитального ремонта заземляющего устройства, но
не реже одного раза в 6 лет.
Если в электроустановке используется защитное зануление, то обяза-
тельно должна производится проверка нулевого защитного проводника, а
также его соединения с защитным оборудованием.
Трехфазные сети до 1 кВ с изолированной нейтралью или однофазные
сети до 1 кВ с изолированным выводом, питающиеся от трансформатора с
первичным напряжением вы-
ше 1 кВ, должны защищать-
ся пробивным предохраните-
лем, устанавливаемом в ней-
трали или фазе на стороне
низшего напряжения каждо-
го трансформатора.
Рис. 14.7. Схема измерения петли
«фаза—ноль»:
VT1 — трансформатор силовой; VT2 —
трансформатор измерительный; QF1 и
QF2 — автоматические выключатели;
S — рубильник
485
14.6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТ
ПОВРЕЖДЕНИЯ КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ
При прокладке или эксплуатации кабелей может произойти поврежде-
ние изоляции, которое, в свою очередь, приведет к нарушению целости то-
коведущей жилы, ухудшению изоляции между фазами и к замыканию жилы
(фазы) на землю.
При повреждении кабельной линии предварительно определяет зону по-
вреждения, а затем уточняется место повреждения. В зависимости от харак-
тера повреждения существует несколько способов нахождения места повре-
ждения: индукционный, петлевой, емкостный, импульсный или метод ко-
лебательного разряда.
Индукционный метод (рис. 14.8) применяется при пробое изоляции ме-
жду двумя или тремя жилами кабеля и малом переходном сопротивлении в
месте пробоя. Метод основан на принципе улавливания сигнала на поверх-
ности земли при пропуске по кабелю тока 15—20 А частотой 800—1000 Гц.
При прослушивании звук усиливается над местом повреждения.
Акустический метод относится к группе контактных методов. Сущность
заключается в прослушивании над местом повреждения звуковых колеба-
ний, вызванных искровым разрядом в канале повреждения. Схема форми-
рования искрового разряда приведена на рис. 14.9. Конденсатор С заряжа-
ется от высоковольтной выпрямительной установки. Когда напряжение на
нем достигнет напряжения пробоя разрядника Р, последний пробивается и
конденсатор разряжается на поврежденную жилу кабеля, посылая в кабель
импульс высокого напряжения. Достигнув места повреждения, этот им-
пульс создает искровое перекрытие с жилы кабеля на защитную оболочку.
Искровой разряд сопровождается звуковым эффектом и возникшие при
этом колебания, распространяясь в окружающую среду, могут быть про-
слушаны с поверхности. Когда разряд конденсатора заканчивается, разряд-
ник гаснет, конденсатор вновь заряжается, т. е. цикл завершен. Максималь-
ная громкость — над местом повреждения кабеля.
Петлевой способ применяют в тех случаях, когда жила с поврежден-
ной изоляцией не имеет обрыва, это переходное сопротивление в месте
повреждения не превышает 5 кОм. При необходимости величину пере-
ходного сопротивления снижают, дожигая кенотроном или газотронной
установкой. Питание схемы осуществляют от аккумулятора. Для опре-
деления места повреждения на одном конце кабеля соединяют неповре-
жденную жилу с поврежденной, а на другом — к этим жилам присоеди-
няют измерительный мост с гальванометром. Уравновешивая мост, оп-
ределяют место повреждения:
2LRt
1х (^+^)’
(14.13)
486
где lx — расстояние от места измерения до места повреждения; L — длина
кабельной линии; R\, Rz— сопротивления плеч моста.
Рис 14.8. Схема определения места повреждения кабеля индукционным методами и кривая
слышимости звука над кабелем
Рис. 14.9. Схема определения места повреждения кабеля акустическим методом:
а — при повреждении кабельной линии в муфте; б, в — при других видах повреждения с дополнитель-
ным конденсатором и использованием неповрежденных жил кабеля
487
Отклонение стрелки прибора в обратном направлении при перемене
концов проводов, присоединяющих прибор к жилам, говорит о том, что
повреждение находится в самом начале кабеля со стороны места измере-
ния.
Емкостным методом определяют расстояние до места повреждения при
обрыве жил кабеля в соединительных муфтах. При обрыве одной жилы из-
меряют емкость Ci сначала с одного конца, а затем — емкость Сг этой жилы
с другого конца, после чего делят длину кабеля L пропорционально полу-
ченным емкостям и определяют расстояние до места повреждения
lx = LCll{Cx+C1). (14.14)
При глухом заземлении поврежденной жилы с одного конца измеряют
емкость Ci одного участка и целой жилы С, а затем определяют расстояние
до места повреждения
lx=LCi/C.
Если емкость Ci оборванной жилы можно замерить только с одной сто-
роны, а остальные жилы имеют глухое заземление, то расстояние до места
повреждения
1Х = СХ 1000/Со,
где Со — удельная емкость жилы кабеля (справочные данные).
Для измерения применяют генераторы частотой 1000 Гц и мосты посто-
янного тока (при наличии чистого обрыва) и переменного тока (при чистых
обрывах и переходном сопротивлении 5 кОм и выше).
Импульсным методом определяют место и характер повреждения. tx
Метод основан на измерении прибором ИКЛ (рис. 14.10) интервале време-
ни между моментом подачи импульса и приходом его отражения
tx=nC, (14.15)
где П— количество масштабных отметок на экране прибора ИКЛ; С— це-
на деления масштабной отметки (2 мкс).
Расстояние 1Х от начала линии до места повреждения находят по выра-
жению
lx=txVI2 = 2nVI2 = nV , (14.16)
где V—скорость распределения импульса, равная 160 м/мкс.
Метод колебательного разряда применяется для восполнения пробоев
изоляции, носящих «заплывающий» характер, возникающих в муфтах вслед-
488
ствие образования полостей, играющих роль искровых промежутков. Для
определения места пробоя на поврежденную жилу подают напряжение от
кенотрона, а по показаниям специального прибора определяют расстояние
до места пробоя.
Рис. 14.10. Изображение на экране прибора ИКЛ места повреждения в кабельной линии:
а — при КЗ в кабельной линии; б— при обрыве жил кабеля
Контрольные вопросы
1. Кто ответственен за электрохозяйство на предприятии?
2. Кем осуществляется проверка знаний после производственного обу-
чения?
3. Как часто проводится проверка знаний?
4. Каким образом осуществляется государственное регулирование та-
рифов на электрическую сеть?
5. Какова процедура расчета тарифов?
6. Какие существуют скидки и надбавки к основному тарифу?
7. Как определяется скидка или надбавка за показатели качества элек-
троэнергии?
8. Каким образом осуществляется учет и контроль электроэнергии?
9. Какие электрические величины обязательно контролируются и где
устанавливаются приборы?
10. Как часто и каким образом осуществляется испытания заземляющих
устройств?
11. Охарактеризуйте методы определения мест повреждения кабельных
линий.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Белоусенко И.В., Шварц ГР., Великий С.Н, Ершов М.С., Яризов АД. Новые техно-
ло-гии и современное оборудование в электроэнергетике газовой промышленности.
— М.: Недра, 2002.
2. Беркович М.А., Комаров А.Н, Семенов В.А. Основы автоматики энергосистем. —
М.: Энергоиздат, 1984.
3. Буслова Н.В., Винославский В.Н., Денисенко Г.И., Перхач В.С, Электрические сис-
темы и сети. — Киев: Вища школа, 1986.
4. Винославский В.Н., Пивняк В.Н., Несен Л.И., Рыбалко А.Я., Прокопенко В.В. Пе-
реходные процессы в системах электроснабжения. — Киев: Вища школа, 1989.
5. Волотковский С.А. Основы электроснабжения горных предприятий. — Киев:
Техника, 1978.
6. ГельфандЯ.С. Релейная защита распределительных сетей.—М.: Энергоиздат, 1987.
7. Гладилин Л.В. Основы электроснабжения горных предприятий. — М.: Недра, 1980.
8. Гордеев В.И. Регулирование максимума нагрузки промышленных электрических
сетей. — М.: Энергоатомиздат, 1986.
9. ГОСТ 19431—84. Основные понятия. Термины и определения энергетики и элек-
трификации.
10. ГОСТ Р5057.2. Типы систем заземления.
11. Жежеленко И.В. Высшие гармоники в системах электроснабжения промпред-
приятий. — М.: Энергоатомиздат, 1994.
12. Жежеленко И.В., Рабинович М.Л., Божко В.М. Качество электроэнергии на
промышленных предприятиях. — Киев: Техника, 1981.
13. Жежеленко И.В., Саенко Ю.Л., Степанов В.П. Методы вероятностного модели-
рования в расчетах характеристик электрических нагрузок потребителей. — М.:
Энергоатомиздат, 1990.
14. Железко Ю.С. Компенсация реактивной мощности и повышение качества элек-
трической энергии. — М.: Энергоатомиздат, 1985.
15. Железко Ю.С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в элек-
трических сетях. —М.: Энергоатомиздат, 1989.
16. Каминский Е.А. Практические приемы чтения схем электроустановок. — М.:
Энергоатомиздат, 1988.
17. Кривенков В.В., Новелла В.Н. Релейная защита и автоматика систем электро-
снабжения.— М.: Энергоиздат, 1981.
18. Кудрин Т.Н. Электроснабжение промышленных предприятий. — М.: Энерго-
атомиздат, 1995.
19. Инструкция по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооруже-
ний. СН 305-77. — М.: Стройиздат, 1977.
20. Инструкция по безопасной эксплуатации электрооборудования и электросетей
на карьерах. — М.: Недра, 1982.
21. Инструктивные материалы Главгосэнергонадзора.—М.: Энергоатомиздат, 1986.
490
22. Линт Г.Э. Серийные реле защиты, выполненные на интегральных микросхемах.
— М.: Энергоатомиздат, 1990.
23. Липкин Ю.Б. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. —
М.: Высшая школа, 1990.
24. Макаров Е.Ф. Справочник по электрическим сетям 0,4-35 кВ. Т. 1 — М.: Папирус
ПВО, 1999.
25. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проек-
тов (Инвест ТЭК). — М.: «Инвест» ТЭК, 1997.
26. Методические указания по разработке бизнес-плана. — М.: «Инвест» ТЭК, 1997.
27. Методические указания о порядке расчетов на электрическую и тепловую энер-
гию на потребительском рынке. — М.: Федеральная энергетическая компания, 1997.
28. Неклепаев Б.Н. Координация и оптимизация уровней напряжения в электриче-
ских системах. — М.: Энергия, 1968.
29. Плащанский Л.А. Основы электроснабжения. Раздел «Релейная защита электро-
установок».— М.: Изд-во МГГУ, 2002.
30. Праховник А.В., Розен В.П., Дегтярев В.В. Энергосберегающие режимы электро-
снабжения горно-добывающих предприятий. — М.: Недра, 1985.
31. Правила эксплуатации электроустановок потребителей. — М.: Энергосервис,
1999.
32. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). — М.: Главгосэнергонадзор, 2002.
33. Правила пользования электрической и тепловой энергией / Минэнерго СССР. —
М.: Энергоатомиздат, 1986.
34. Рожкова Л.Д., Козулин В.С, Электрооборудование станций и подстанций. — М.:
Энергоатомиздат, 1987.
35. Справочник по наладке электрооборудования промышленных предприятий. —
М.: Энергоатомиздат, 1983.
36. Справочник по электроустановкам угольных предприятий. Электроустановки
угольных шахт. — М.: Недра, 1988.
37. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования /
Под ред. Барыбина Ю.Г. и др. — М.: Энергоатомиздат, 1991.
38. Справочник по проектированию электроснабжения / Под ред. Барыбина Ю.Г. и
др. — М.: Энергоатомиздат, 1990.
39. Федоров А.А., Каменева В,В. Основы электроснабжения промышленных пред-
приятий.— М.: Энергоатомиздат, 1984.
40. Фокин Ю.А. Вероятностно-статистические методы в расчетах систем электро-
снабжения.— М.: Энергоатомиздат, 1985.
41. Хронусов Г.С. Комплексы потребителей-регуляторов мощности на горно-руд-
ных предприятиях. — М.: Недра, 1989.
42. Чернобровое Н.В. Релейная защита. — М.: Энергия, 1971.
43. Шалыт Г.М. Определение мест повреждения в электрических сетях. — М.: Энер-
гоиздат, 1982.
ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ
Автоматическое повторное включение 453
— включение резервного питания 458
— регулирование напряжения 458
Автоматическая частотная разгрузка 468
Апериодическая слагающая тока
короткого замыкания 57
Атмосферное перенапряжение 398, 405
Аппараты электрические 235
Арматура линейная 352,145,189
Б
Базисный ток 70
Базисная мощность 70
Базисное напряжение 68
Батарея статических конденсаторов 125,364
Блок питания 403
В
Выбор напряжения 106
— выключателей 261
— разъединителей 261
— кабелей 155
— предохранителей 262
— трансформаторов тока 270
—трансформаторов напряжения 275
— шин 264
— изоляторов 265
Выключатели воздушные 242
— вакуумные 244
— масляные 241
— нагрузки 245
— элегазовые 243
Вибрация проводов 153
Г
Графики нагрузки 29
Гололед 188
Гасители вибрации 154
Глубокий ввод 19
Главная понизительная подстанция 285,311
д
Двигатели асинхронные 214, 320
Двигатели синхронные 320
Двойная система сборных шин 301
Дистанционная защита 377
Дифференциальная защита 345, 350, 358
492
3
Заземлитель естественный 421,444, 449
— искусственный 421,444
Затраты капитальные 98,106
Защита трансформаторов 320
— электродвигателей 320
— конденсаторных установок 320
— максимально-токовая 333, 337
— от перегрузки 389
Зона потенциала нулевого 423
И
Источник питания 323
Изоляторы 151,255
Изменение напряжения 232
Изоляция 155, 236
Издержки эксплуатационные 98,106
К
Кабели силовые 155
Колебание напряжения ПО, 232
Компенсаторы синхронные 215
—статические 214, 364, 468
Короткозамыкатели 239
Коэффициент заполнения 31,46
— загрузки 31
— мощности 36
— максимума 31
— использования 31
— несинусоидальности 113,116
Качество электроэнергии 108, 121
Л
Линии воздушные 145
— кабельные 155
Линия электропередачи 141
М
Магистральная схема питания 20, 295
Мощность активная 27
— номинальная 27
— полная 39
— заявленная 47
Максимальная токовая защита 333,337
Муфты кабельные 57
Метод коэффициента спроса 38
Н
Нагрев проводника 163
Надежность электроснабжения 16
Напряжение
— номинальное 12
— остаточное 269
Нейтраль глухозаземленная 425
Нессимметрия напряжения 111
О
Опоры анкерные 145
— концевые 148
— промежуточные 145
Отделители 239
Отклонение напряжения 109
Отсечка токовая 342
Оперативный ток 324
Относительные единицы 69, 84
Обрыв провода 188
П
Падение напряжения 109
Перенапряжения 397, 406
Подстанция глубокого ввода 285,294
Периодическая слагающая тока 57, 76
Пиковые нагрузки 42
Провода 147
Предохранители 256
Приборы 491
Пролет 146, 189
Прокладка кабелей 158, 160
Р
Разрядники 410,412
Разъединители 238
Реакторы 83,245
Регулирование напряжения 121,294
Режимы работы 29
Реле токовое 324
— мощности 324
— промежуточное 324
— газовое 324
— указательное 324
С
Система электроснабжения 10, 15
Селективность 321
Схемы магистральные 20, 295
— радиальные 20, 294
Счетчики 488,489
Среднеквадратичный ток 32
Ступень выдержки времени 339
Стержневой молниеотвод 400,402
Стрела провеса 145,146, 190
Сопротивления 493
т
Телеуправление 472
Температура окружающей среды 164
Токопровод 160
Термическая стойкость 73, 236
Ток срабатывания защиты 353,358, 362
— реле 340, 357
Тросовый молниеотвод У 404
Угловая опора 148
Ударный коэффициент 59
Уставка защиты 357
Установившийся ток 57,73
Устройства заземляющие 427, 434
Учет электроэнергии Ц 485
Центр нагрузки питания 293
Центральный распределительный пункт 315 Ч
Чувствительность защиты 322
Число часов максимума потерь 44
— использования максимума нагрузки 32, 34 Ш
Штыревой изолятор 152
Шинопроводы закрытые Э 160
Экономическая плотность тока 200,203
Электроустановки 374, 397
Электропроводки Электроприемники 162
Электродинамическая стойкость 73, 236
Электрические сети Я 141
Явление короны 204
493
ОГЛАВЛЕНИЕ
ПРЕДИСЛОВИЕ.........................................................5
Глава 1
СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ГОРНО-ПРОМЫШЛЕННЫХ
РАЙОНОВ И ПРЕДПРИЯТИЙ...............................................7
1.1. Общие сведения.................................................9
1.1.1. Система и ее составные части............................9
1.1.2. Климатические условия работы и классификация электрообору-
дования по защите от внешней среды.............................10
1.1.3. Номинальные напряжения и ряды номинальных токов..-.........11
1.2. Характеристика потребителей и приемников электроэнергии.......12
1.3. Категории электроприемников и обеспечение надежности..........14
1.4. Требования к системе электроснабжения (СЭ)....................15
1.5. Характерные схемы питающих и распределительных сетей..........17
1.6. Технические условия на присоединение к источнику питания......23
Контрольные вопросы................................................24
Глава 2
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ.............................................25
2.1. Электрические нагрузки. Основные понятия и определения........27
2.2. Понятие о графиках электрических нагрузок, их видах и показателях.29
2.3. Методы расчета электрических нагрузок.........................36
2.3.1. Понятие о расчетной нагрузке.............................36
2.3.2. Средние нагрузки.........................................37
2.3.3. Методы определения расчетных нагрузок....................40
2.3.4. Пиковые нагрузки.........................................44
2.3.5. Потери мощности и энергии................................45
2.4. Модели учета роста электрических нагрузок.....................47
2.4.1. Проблема электрической энергии и расчет лимитов мощности.47
2.4.2. Определение заявленной потребителем активной мощности, участ-
вующей в максимуме нагрузки энергосистемы.......................49
2.4.3. Общие положения по регулированию графиков нагрузки.......50
2.4.4. Прогнозирование электрических нагрузок и электропотребления..53
Контрольные вопросы................................................54
Темы рефератов.....................................................54
Глава 3
ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ....................55
3.1. Общие сведения................................................57
3.2. Короткие замыкания в системах электроснабжения................57
3.3. Процесс протекания короткого замыкания........................58
3.4. Исходные условия для расчета токов короткого замыкания........62
494
3.4.1. Общие сведения...........................................62
3.4.2. Расчетные схемы и эквивалентные схемы замещения..........63
3.5. Методы расчета токов короткого замыкания......................69
3.5.1. Расчет токов КЗ в именованных единицах.......................69
3.5.2. Расчет токов КЗ в относительных единицах.....................71
3.5.3. Порядок расчета токов КЗ.................................75
3.5.4. Расчет токов КЗ при асимметрии точки короткого замыкания.79
3.5.5. Определение апериодической слагающей тока КЗ.............81
3.5.6. Расчет токов КЗ с учетом электродвигательной нагрузки....82
3.5.7. Ограничения токов КЗ.....................................84
3.5.8. Особенности расчета токов КЗ в установках
напряжением до 1 кВ.............................................88
3.6. Расчет токов несимметричных коротких замыканий................91
Контрольные вопросы................................................93
Темы рефератов.....................................................94
Глава 4
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ............................................95
4.1. Общие сведения....................................................97
4.2. Система критериев и показателей оценки эффективности инвестицион-
ных проектов.......................................................97
4.3. Методика технико-экономических расчетов.......................99
4.4. Капитальные вложения и эксплуатационные издержки.............100
4.5. Ущерб от нарушения электроснабжения .........................103
Контрольные вопросы...............................................104
Глава 5
ВЫБОР НАПРЯЖЕНИЯ И КА ЧЕСТВО ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ.....................105
5.1. Обоснование выбора рационального напряжения..................107
5.2. Основные показатели качества электроэнергии и их нормирование.....110
5.3. Показатели качества электроэнергии в сетях с нелинейной нагрузкой.116
5.4. Расчет показателей качества электроэнергии...................120
5.5. Улучшение качества напряжения................................123
5.6. Уменьшение влияния высших гармоник на питающую сеть..........129
5.7. Примеры выбора средств регулирования напряжения..............133
Контрольные вопросы...............................................138
Темы рефератов....................................................138
Глава 6
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ................................................139
6.1. Общие сведения...............................................141
6.2. Устройство электрических сетей...............................145
6.2.1. Воздушные линии (ВЛ)....................................145
6.2.2. Кабельные линии (КЛ)....................................155
6.2.3. Токопроводы и шинопроводы...............................160
6.2.4. Электропроводки.........................................162
6.3. Расчет электрических сетей по нагреву........................163
6.3.1. Общие сведения..........................................163
495
6.3.2. Выбор проводников в нормальных режимах..................164
6.3.3. Выбор проводников в аварийном режиме....................168
6.3.4. Согласование сечений проводников с устройствами защиты..172
6.4. Расчет проводников по потере напряжения......................173
6.4.1. Общие сведения..........................................173
6.4.2. Выбор сечения проводников в разомкнутых сетях...........177
6.4.3. Выбор сечений проводников из условия их постоянства вдоль
магистральных линий.......................................... 181
6.4.4. Определение сечения проводников по условию минимума расхода
цветного металла...............................................182
6.4.5. Расчет замкнутых сетей по потере напряжения ............184
6.5. Расчет проводов и тросов воздушных линий на механическую прочность.188
6.5.1. Общие сведения..........................................188
6.5.2. . Механические нагрузки проводов и тросов...............191
6.5.3. Расчетные напряжения и стрелы провеса проводов и тросов.193
6.6. Экономические сечения проводников............................200
6.6.1. Общие сведения..........................................200
6.6.2. Выбор сечения проводников по экономической плотности тока.....200
6.6.3. Выбор сечения проводников по экономическим интервалам тока....203
6.7. Особенности расчета линий напряжением 110 кВ.................204
Контрольные вопросы...............................................207
Темы рефератов....................................................208
Глава 7
КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ...................................209
7.1. Понятие о реактивной мощности, ее источниках и приемниках..........211
7.2. Средства компенсации реактивной мощности.....................214
7.3. Способы уменьшения потребления реактивной мощности...........217
7.4. Выбор мощности и размещение компенсирующих устройств.........221
7.5. Компенсация реактивной мощности в сетях с нелинейными нагрузками...227
Контрольные вопросы...............................................231
Темы рефератов....................................................232
Гпава 8
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ АППАРА ТЫ ПОДСТАНЦИЙ И РА ОПРЕДЕЛИ-
ТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ.................................................233
8.1. Общие сведения...............................................235
8.2. Разъединители................................................238
8.3. Выключатели..................................................240
8.3.1. Назначение..............................................240
8.3.2. Баковые масляные выключатели............................241
8.3.3. Воздушные выключатели...................................242
8.3.4. Электормагнитные выключатели............................243
8.3.5. Элегазовые выключатели..................................243
8.3.6. Вакуумные выключатели...................................244
8.3.7. Выключатели нагрузки....................................245
8.4. Реакторы.....................................................245
8.5. Измерительные трансформаторы.................................247
8.5.1. Измерительные трансформаторы тока (ТТ)..................248
496
8.5.2. Трансформаторы напряжения (TH)...........................250
8.6. Изоляторы и шины..............................................254
8.7. Предохранители................................................256
8.8. Выбор электрических аппаратов.................................258
8.8.1. Общие сведения...........................................258
8.8.2. Выбор и проверка разъединителей..........................261
8.8.3. Выбор и проверка выключателей............................261
8.8.4. Выбор и проверка предохранителей.........................262
8.8.5. Выбор и проверка выключателей нагрузки...................263
8.8.6. Выбор и проверка изоляторов..............................264
8.8.7. Расчет шин...............................................265
8.8.8. Выбор и проверка реакторов...............................268
8.8.9. Выбор и проверка трансформаторов тока (ТТ)...............270
8.8.10. Выбор и проверка трансформаторов напряжения (TH)........276
8.8.11. Выбор и проверка автоматических выключателей............277
Примеры расчета....................................................278
Контрольные вопросы................................................281
Темы рефератов.....................................................282
Глава 9
ПОДСТАНЦИИ И РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА..........................283
9.1. Выбор места расположения подстанций, числа и мощности трансфор-
маторов ...........................................................285
9.1.1. Общие сведения...........................................285
9.1.2. Выбор типа и числа трансформаторов.......................287
9.1.3. Выбор мощности трансформаторов...........................289
9.1.4. Определение местоположения подстанций и распределительных
устройств.......................................................292
9.2. Выбор схем электроснабжения...................................294
9.3. Схемы электрических соединений подстанций и распределительных
устройств напряжением выше 1 кВ....................................298
9.3.1. Коммутация подстанций и установка коммутационной аппаратуры.298
9.3.2. Система сборных шин и схемы подстанций...................300
9.4. Подстанции промышленных предприятий...........................306
9.5. Открытые распределительные устройства напряжением 35—220 кВ...310
9.6. Закрытые распределительные устройства.........................312
9.7. Рекомендации по схемам подстанций напряжением 10(6) кВ и распреде-
лительным пунктам..................................................313
9.8. Распределительные устройства напряжением до 1 кВ..............315
- Контрольные вопросы..............................................316
Темы рефератов.....................................................316
Глава 10
ЗАЩИТА ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК............................................317
10.1. Общие сведения...............................................319
10.2. Требования, предъявляемые к релейной защите..................321
10.3. Элементы защиты. Источники оперативного тока в целях релейной
защиты.............................................................323
10.3.1. Элементы защиты.........................................323
497
10.3.2. Источники оперативного тока в цепях релейной защиты.......324
10.4. Защита от внешних коротких замыканий в электроустановках на-
пряжением выше 1 кВ..................................................332
10.4.1. Общие сведения............................................332
10.4.2. Схемы максимальной токовой защиты.........................333
10.4.3. Выбор параметров максимальной токовой защиты..............336
10.4.4. Токовая отсечка...........................................340
10.4.5. Токовая направленная защита...............................343
10.5. Защита от многофазных замыканий в электроустановках напряже-
нием выше 1 кВ.......................................................344
10.5.1. Общие сведения............................................344
10.5.2. Принцип действия продольной дифференциальной защиты.......345
10.5.3. Поперечная дифференциальная защита........................347
10.5.4. Защита силовых трансформаторов............................351
10.5.5. Защита шин напряжением 6—35 кВ............................357
10.5.6. Защита линий 6—35 кВ с односторонним питанием.............360
10.5.7. Защита асинхронных и синхронных электродвигателей напря-
жением выше 1 кВ..................................................362
10.5.8. Защита конденсаторных установок напряжением 6 (10) кВ.....364
10.5.9. Защита фильтров высших гармоник (ФВГ) 10—35 кВ............366
10.5.10. Защита трансформаторов полупроводниковых преобразова-
тельных агрегатов 6—35 кВ..............................<..........368
10.6. Защита от однофазных замыканий в электроустановках напряжени-
ем выше 1 кВ.........................................................369
10.6.1. Общие сведения............................................369
10.6.2. Максимальная токовая защита нулевой последовательности
в сетях с большими токами замыкания на землю......................371
10.6.3. Защита от замыканий на землю в сетях с малыми токами замы-
кания на землю....................................................373
10.6.4. Защита электроустановок от однофозных замыканий на землю..374
10.7. Прочие виды защит..............................................377
10.7.1. Дистанционная защита линий................................377
10.7.2. Высокочастотная защита....................................377
10.7.3. Газовая защита............................................378
10.7.4. Защита от перегрузки......................................378
10.7.5. Защита синхронных двигателей от асинхронного режима.......381
10.7.6. Защита от потери питания и понижения напряжения...........381
10.7.7. Самозапуск электродвигателей..............................382
Контрольные вопросы..................................................383
Темы рефератов.......................................................384
Глава 11
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ...........................385
11.1. Общие сведения.................................................387
11.2. Защита электроустановок от прямых ударов молнии................389
11.3. Защита от волн атмосферных перенапряжений......................395
11.4. Защита от внутренних перенапряжений............................397
11.5. Схемы защиты от перенапряжений.................................399
11.6. Молниезащита зданий и сооружений...............................402
498
11.7. Расчет зоны защиты молниеотводов..........................405
Контрольные вопросы.............................................407
Глава 12
ЗАЗЕМЛЯЮЩИЕ УСТРОЙСТВА..........................................409
12.1. Общие требования и определения............................411
12.2. Рабочее и защитное заземление.............................417
12.3. Защитное зануление........................................420
12.4. Конструкции заземляющих устройств.........................425
12.5. Расчет устройств зануления и заземления...................431
12.6. Технические защитные меры.................................436
Контрольные вопросы.............................................440
Темы рефератов..................................................440
Глава 13
АВТОМАТИЗАЦИЯ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ...........................441
13.1. Общие сведения............................................443
13.2. Автоматическое повторное включение........................443
13.3. Автоматическое включение резервного питания...............447
13.4. Автоматическое регулирование мощности конденсаторных установок.452
13.5. Автоматическая разгрузка по частоте.......................458
13.6. Телемеханизация в системах электроснабжения...............461
Контрольные вопросы.............................................465
Темы рефератов..................................................466
Глава 14
ЭКСПЛУАТАЦИЯ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ............................467
14.1 .Общие сведения............................................469
14.2. Тарифы на электроэнергию..................................470
14.3. Учет и контроль электропотребления........................475
14.4. Измерение электрических величин...........................480
14.5. Испытания заземляющих устройств...........................483
14.6. Определение мест повреждения кабельных линий..............486
Контрольные вопросы.............................................489
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ...............................................490
ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ............................................492
ВЫСШЕЕ ГОРНОЕ ОБРАЗОВАНИЕ
Леонид Александрович
Плащанский
ОСНОВЫ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ГОРНЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ
Режим выпуска «стандартный»
Редактор текста Е.А. Евтеева
Компьютерная верстка и подготовка
оригинал-макета Э.Ф. Губницкая
Дизайн серии Е.Б. Капралова
Зав. производством Н.Д. Уробушкина
Диапозитивы изготовлены
в Издательстве МГТУ
Подписано в печать 03.07.2006. Формат 70x100/16.
Бумага офсетная № 1. Гарнитура «Times». Печать
офсетная. Усл. печ. л. 31,5. Тираж 2000 экз. Заказ 262.
ИЗДАТЕЛЬСТВО МОСКОВСКОГО
ГОСУДАРСТВЕННОГО ГОРНОГО УНИВЕРСИТЕТА
Лицензия на издательскую деятельность
ЛР№ 062809
Код издательства 5X7(03)
Оригинал-макет подготовлен
в издательстве «Горная книга»
Отпечатано в ОАО
«Московская типография № 6»
115088 Москва, ул. Южнопортовая, 24
Магниевые штампы изготовлены
в Первой Образцовой типографии
119991 Москва, ГСП-1, Ленинский
проспект, 6, Издательство МГГУ; yv
тел. (495) 236-97-80; факс (495) 956-90-40; / \
тел./факс (495) 737-32-65 /