Автор: Липкин Б.Ю.
Теги: электротехника электроэнергетика электроника электричество электроснабжение
Год: 1981
Текст
ББК 31.2
Л 61
УДК 621.311
Рецензент М. И. Яловецкий — гл. специалист ГПИ «Электропроект»
Минмонтажспецсгроя СССР
Липкин Б. Ю.
Л 61 Электроснабжение промышленных предприятий и устансн
вок: Учебник для учащихся техникумов. — 3-е изд., п°оераб,
и доп. — М.: Высш, школа, 1981. — 376 с., ил. ,
В пер.: 90 к.
В учебнике даны сзедепня об электрических станциях и энергетических снете*
Мах, описаны основное электрооборудование станций и подстанций, устройства
релейной защиты и автоматики, рассмотрены электрические нагрузки промышленных
предприятий, приведены расчеты электрических заводских и цеховых сетей.
Предназначается для учащихся средних специальных учебных заведений. Мо-
жет быть использована инженерно-техническими работниками, занимающимися
данными вопросами.
2302050000
6П2.1
ББК 31.2
© Издательство «Высшая школа», 1975
© Издательство «Высшая школа», 1981
ПРЕДИСЛОВИЕ
Настоящий учебник «Электроснабжение промышленных
предприятий и установок» представляет собой переработан-
ное и дополненное издание книги, выпущенной издатель-
ством «Высшая школа» в 1975 г.
В нем дапы сведения об электрических станциях и энер-
гетических системах; описано основное электрооборудова-
ние станций и подстанций; рассмотрены электрические
нагрузки промышленных предприятий, режимы работы
и вопросы компенсации реактивной мощности электро-
установок; приведены новые примеры расчета.
При подготовке третьего издания учебника были учте-
ны пожелания и замечания предметных комиссий техни-
кумов, преподавателей и учащихся, рекомендации инже-
нерно-технических работников, занимающихся проектиро-
ванием и эксплуатацией электроснабжения, а также заме-
чания рецензента ннж. М. И. Яловецкого. В частности,
отражены вопросы оснащения системы электроснабжения
новой техникой, современными аппаратами и комплектными
устройствами, вопросы экономии электроэнергии в си-
стеме электроснабжения. Автор благодарен рецензентам
за ценные замечания и пожелания и выражает им свою
глубокую признательность.
Замечания и пожелания, способствующие улучшению
книги, просим направлять в издательство «Высшая школа»
по адресу: Москва, К-51, Неглинная ул., 29/14.
Автор
• ВВЕДЕНИЕ
Энергетика нашей страны обеспечивает падежное электроснабже-
ние народного хозяйства страны н жилищно-бытовые нужды раз-
личных потребителей электрической и тепловой энергии. Впервые
в 1975 г. в Советском Союзе выработано более одного триллиона
кВт-ч электроэнергии. Введены в эксплуатацию первые энергоблоки,
каждый по 500 или 800 тыс. кВт, и начато сооружение первого энер-
гоблока мощностью 1200 тыс. кВт на Костромской ГРЭС.
В европейской части страны строится 13 атомных электростанций
(АЭС): Курская, Чернобыльская, Смоленская, Ингалинская в Ли-
товской ССР, Южно-Украинская, Приволжская, Калининская,
Ростовская и др,, с помощью которых намечено ввести не менее
25 млн. кВт энергетических мощностей. На некоторых АЭС будмт
установлены реакторы единичной мощностью 1—1,5 млн. кВт. Круп-
нейшие тепловые электростанции (ГРЭС) строятся в районах зале-
гания дешевых недефицитных углей, добываемых открытым способом
на базе Экибастузского топливно-энергетического комплекса и дру-
гих угольных разрезов азиатской части страны. На ГРЭС будет вве-
дено более 35 млн. кВт мощности с энергетическими блоками по 500
и 800 тыс. кВт.
Продолжается строительство гидростанций (ГЭС): Нурекской
п Токтогульской в Средней Азин, Чебоксарской и Нижнекамской
на Волге, Богучанской, Зейской и Колымской в Восточной Сибири,
Рогунскон в Таджикистане н самой крупной в мире Саяно-Шушен-
ской ГЭС мощностью 6,4 млн. кВт, на которой впервые устанавливают
агрегаты по 640 тыс. кВт каждый.
К началу десятой пятилетки энергетика страны располагала
96 районными энергосистемами, обеспечивающими одну или несколько
областей (Мосэнерго, Ленэнерго, Челябэнерго и др.) электрической
п тепловой энергией. Районные энергосистемы группируют в объе-
диненные энергосистемы, охватывающие территории целых экономи-
ческих районов. Центр, Юг, Урал, Средняя Волга, Северо-Запад,
Северный Кавказ, Закавказье образуют Единую энергетическую
систему европейской части СССР.
Объединенными энергосистемами азиатской части СССР являются:
Сибирская энергетическая система, обслуживающая территорию от
Омска до Улан-Удэ; энергосистема Средней Азии, охватывающая
республики Средней Азии и южные области Казахской ССР, энерго-
системы-Северного Казахстана и Дальнего Востока.
Все энергетические системы сейчас объединены в Единую
энергетическую систему СССР. Создание такой системы вызвано тем,
4
что около 80 % топливных и гидроресурсов размещены в азиатской
части, тогда как 80 % потребителей энергии расположены в европей-
ской части СССР.
Установлено, что передача больших мощностей из восточных
районов страны в европейскую часть СССР экономически целесо-
образна по сверхдальним линиям электропередач с высоким напря-
жением 1150 кВ переменного тока и 1500 кВ постоянного тока. Ра-
боты по сооружению таких линий начаты в десятой пятилетке.
Для связи между отдельными объединенными энергосистемами
и внутри этих систем намечается построить 170 тыс. км линий на-
пряжением 750, 500, 330, 220, НО кВ.
Основными потребителями электрической энергии являются раз-
личные отрасли промышленности, транспорт, сельское хозяйство,
коммунальное хозяйство городов и поселков. При этом более 70 %
потребления электроэнергии приходится на промышленные объекты.
Электроэнергия широко используется во всех отраслях народ-
ного хозяйства, сссбенно для электропривода различных механизмов
(подъемно-транспортных машин, поточно-транспортных систем (ПТС),
компрессоров, насосов и вентиляторов); для электротехнологических
установок (электротермических н электросварочных), а также для
электролиза, электроискровой и электрозвуковой обработки мате-
риалов, электроокраски и др.
Для обеспечения подачи электроэнергии в необходимом коли-
честве н соответствующего качества от энергосистем к промышлен-
ным объектам, установкам, устройствам и механизмам служат системы
электроснабжения промышленных предприятий, состоящие из сетей
напряжением до 1 кВ и выше и трансформаторных, преобразователь-
ных и распределительных подстанций.
Электроустановки потребителей электроэнергии имеют свои спе-
цифические особенности; к ним предъявляются определенные тре-
бования: надежность питания, качество электроэнергии, резервиро-
вание н защита отдельных элементов и др. При проектировании, соору-
жении и эксплуатации систем электроснабжения промышленных
предприятий необходимо правильно в технико-экономическом аспекте
осуществлять выбор напряжений, определять электрические нагрузки,
выбирать тип, число и мощность трансе}орматорных подстанций,
виды их защиты, системы компенсации реактивной мощности и спо-
собы регулирования напряжений. Это должно решаться с учетом
совершенствования технологических процессов производства, роста
мощностей отдельных электропрнемннков и особенностей каждого
предприятия, цеха, установки, повышения качества и эффективности
их работы.
Передача, распределение и потребление выработанной электро-
энергии на промышленных предприятиях должны производиться
с высокой экономичностью и надежностью. Для обеспечения этого
советскими энергетиками создана надежная и экономичная система
распределения электроэнергии на всех ступенях применяемого на-
пряжения с максимальным приближением высокого напряжения
к потребителям.
5
В системе цехового распределения электроэнергии широко исполь-
зуют комплектные распределительные устройства, подстанции и
силовые и осветительные токопроводы. Это создает гибкую и надеж-
ную систему распределения, в результате чего экономится большое
количество проводов и кабелей. Упрощены схемы подстанций различ-
ных напряжений и назначений за счет, вапример, отказа от выключа-
телей на первичном напряжении с глухим присоединением трансфор-
маторов подстанций к питающим линиям. Широко применяют совер-
шенные системы автоматики, а также простые и надежные устройства
защиты отдельных элементов системы электроснабжения промышлен-
ных предприятий. Все это обеспечивает необходимое рациональное и
экономное расходование электроэнергии во всех отраслях промыш-
ленности, являющихся основными потребителями огромного коли-
чества электроэнергии, которая вырабатывается на электростан-
циях, оснащенных современным энергетическим оборудованием.
ГЛАВА 1
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ
И ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ
§ 1.1. Основные сведения об электрификации СССР
и энергетических системах
Электрические станции предназначаются для преобразования энер-
гии, заключенной в природных энергоносителях (уголь, нефть, газ,
вода, радиоактивные элементы и др.), в электрическую и тепловую
энергию при помощи турбо- и гидрогенераторов. Электрическая
энергия передается и распределяется при помощи электрических
сетей и линий электропередач различных напряжений. Величина
напряжения линий выбирается в зависимости от мощности, переда-
ваемой по ним, и протяженности линий; при этом потери и стоимость
сооружения линий должны быть возможно меньшими.
В настоящее время производство, передачу, распределение и
потребление электроэнергии в СССР осуществляют на трехфазном
переменном токе частотой 50 Гц. Это объясняется применением для
электроприводов различных механизмов простых и надежных трех-
фазных асинхронных двигателей. При помощи различных преобразо
вателей (двигатель-генераторов, ртутных и полупроводниковых вы-
прямителей) трехфазный переменный ток для специальных электро-
установок преобразуют в постоянный. ГОСТ 721—74 устанавливает
номинальные значения напряжений генераторов, трансформаторов,
сетей и приемников электроэнергии напряжением до 1000 В и выше
переменного тока (табл. 1.1). Как видно из таблицы, номинальные
напряжения источников тока (генераторов и вторичных обмоток транс-
форматоров) несколько отличаются от номинальных напряжений при-
емников (силовых и осветительных нагрузок и первичных обмоток
трансформаторов). Объясняется это тем, что для обеспечения нормаль-
ной работы приемников электроэнергии отклонения напряжения
иа них не должны превышать dz 5 % от номинального.
Преобразование величины напряжения переменного тока осу-
ществляют при помощи повышающих трансформаторов на
электростанциях и понижающих—на подстанциях у потре-
бителей.
Генераторы на электростанциях и отдельные электростанции
работают параллельно. Это повышает надежность электроснабже-
ния потребителей, уменьшает количество резервного оборудования,
снижает стоимость вырабатываемой электроэнергии, способствует
более равномерной загрузке оборудования станций и т. д.
7
Таблица 1.1
Номинальное напряжение прием- никои электроэнергии и сетей Номинальное линейное напряжение на зажимах
генераторов трансформаторов
линейное фазное у первичных обмоток У вторичных обмоток
В вольтах
220 BJ-.0 G10 127 220 380 230 И 00 690 В киловольтах 220 380 660 230 400 690
3 3.15 3 и 3,15 3,15 и 3,3
6 6,3 6 и 6,3 6.3 и 6.6
10 10,5 10 и 10,5 10,5 и 11
20 21 20 и 21 21 и 22
3i — 35 3S.5
110 - — 110 121
150 150 165
220 220 242
330 — 330 347
500 — 500 525
750 — 750 787
Совокупность установок по выработке, распределению и потреб-
лению электроэнергии и тепла, связанных между собой электриче-
скими и тепловыми сетями, называют энергетической системой, а часть
энергосистемы (генераторы, распределительные устройства, линии
электропередачи и приемники электроэнергии) называют электриче-
ской системой.
На рис. 1.1 приведена схема электрической системы- Если на-
пряжение генераторов теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) составляет 6—
20 кВ, то экономически целесообразно снабжать электроэнергией
через распределительные подстанции РПЗ городских и промышлен-
ных потребителей, расположенных вблизи ТЭЦ. Для электроснабже-
ния потребителей, удаленных на значительные расстояния, и связи
электростанций с энергетической системой применяют напряжения,
гыше напряжения генераторного. Для этого на теплоэлектроцентрали
ТЭЦ, гидроэлектростанциях ГЭС-1 и ГЭС-2 и тепловых районных
электростанциях ГРЭС-1 и ГРЭС-2 устанавливают повышающие
трансформаторы для липин напряжением 35, ПО, 220 и 500 кВ. Транс-
форматорные подстанции (n/cm 1 — rd ст 4) и распределительные
подстанции (РП1—РП4) предназначены для преобразования напря-
жений и для связи отдельных частей системы и питания мощных
потребителей, а трансформаторные подстанции ТП —для питания
потребителей меньшей мощности.
Длительный опыт эксплуатации энергетических систем показал
целесообразность соединения отдельных энергетических систем между
собой, поскольку это облегчает задачу резервирования мощностей
и повышает общий технический уровень эксплуатации.
8
В 1933 г. были соединены Горьковская и Ивановская энергетиче-
ские системы, затем Московская и Горьковская системы, а с 1935 г.
создается объединенная система Донбасса и Приднепровья с помощью
линии электропередачи Днепрогэс — Донбасс напряжением 220 кВ.
С учетом преимуществ объединения электрических станций раз-
рабатывался и план ГОЭЛРО. Сооружение районных электростанций
по этому плану создало основу будущих энергетических систем.
К 1935 г. в Советском Союзе существовало несколько крупных энер-
гетических объединений: Московская энергосистема, Ленинградская
и Уральская. Крупные энергетические системы возникли в районах
Баку, Горького, Донбасса и Приднепровья. Были созданы энергети-
ческие системы и в других районах страны: на западе РСФСР, в По-
волжье, Грузни, Армении, Сибири.
Рис. 1.1. Принципиальная схема электрической системы
В 1960 г. Москва стала получать энергию от Волжских ГЭС по
линии напряжением 500 кВ. После введения в 1963 г. в эксплуата-
цию линии электропередачи постоянного тока Волжская ГЭС
нм. XXII съезда — Донбасс напряжением 800 кВ объединились энерго-
системы Юга, Поволжья и Центра- Таким образом, были объединены
ГЭС Волжске-Камского и Днепровского каскадов, мощные ГРЭС
н ТЭЦ на донецких, уральских, подмосковных углях и торфе.
Следует отметить, что-энергосистемы начали создаваться в ста-
рых промышленных районах, обеспечивая электроэнергией прежде
всего предприятия, которые подвергались при этом существенной
реконструкции. Наряду с этим в некоторых случаях создавались
энергетические системы одновременно со строительством больших
комплексов промышленных предприятий на базе энергии новых элек-
тростанций.
В настоящее время продолжаются работы по созданию Единой
энергетической системы (ЕЭС) Советского Союза. Это осуществля-
9
ется путем объединения уже действующей ЕЭС европейской части,
включающей 640 энергетических систем (Северо-Запад, Центр, Юг,
Северный Кавказ, Закавказье, Урал, Поволжье), с объединенными
энергетическими системами Сибири и Средней Азии. В 1978 г. уже
присоединены к Европейской ЕЭС объединенные энергетические
системы Сибири и Казахстана- Это позволило создать систему мощно-
стью около 220 тыс. МВт, управляемую от центрального диспетчер-
ского управления (ЦДУ) СССР.
После объединения в 1978 г. энергосистемы европейской части
СССР и энергетических систем Сибири и Средней Азии создана Еди-
ная энергетическая система СССР, которая охватит все крупнейшие
промышленные районы страны.
Продолжается соединение советских энергосистем с энергосисте-
мами соседних социалистических стран.
Следует подчеркнуть, что энергетика СССР развивается на базе
новых технических достижений в области проектирования и строи-
тельства электростанций и линий электропередач, а также прогресса
отечественного машиностроения, ставшего надежной основой раз-
вития электроэнергетического хозяйства страны-
§ 1.2. Типы электрических станций, их назначение
и работа в энергетических системах
В зависимости от рода первичного двигателя и способа преобра-
зования различных видов энергии электрические станции делят
на тепловые (в том числе и атомные) и гидравлические.
Тепловые электростанции (ТЭС) в свою очередь делятся на стан-
ции спаровыми турбинами, с двигателями внут-
реннего сгорания и с газовыми турбинами.
В настоящее время тепловые станции с паровыми турбинами —наи-
более распространенные. Станции с двигателями внутреннего сгора-
ния имеют небольшую мощность и применяются в населенных пунк-
тах и на промышленных предприятиях, не получающих электроэнер-
гии от энергосистем, а также в качестве резервного источника пита-
ния. С созданием мощных газовых турбин электростанции с такими
турбинами займут надлежащее место в энергетике. Строительство
атомных электростанций будет продолжаться в первую очередь в рай-
онах с недостаточными энергоресурсами.
Тепловые электростанции с паровыми турбинами в свою очередь
подразделяют на:
а) районные электростанции (ГРЭС), снабжающие потребителей
только электроэнергией и располагающиеся в районе энергетических
запасов (угля, торфа, газа и т. д.). Турбины ГРЭС работают в кон-
денсационном режиме, при котором весь пар проходит последова-
тельно через все ступени турбины, после чего конденсируется в кон-
денсаторе;
б) теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), снабжающие потребителей элек-
трической и тепловой энергией и располагающиеся в районе их по-
10
треблення. Турбины на ТЭЦ работают с промежуточным отбором пара
или с противодавлением.
Гидроэлектростанции (ГЭС) —это такие станции, где в качестве
первичного двигателя применяют гидравлические турбины; они рас-
полагаются на равнинных и горных реках.
Особенностью работы электростанций является то, что они должны
вырабатывать столько энергии, сколько ее требуется в данный мо-
мент для покрытия нагрузки потребителей, собственных нужд стан-
ций и потерь в сетях. Поэтому оборудование станций должно быть
всегда готово ко всякому периодическому изменению нагрузки потре-
бителей в течение дня или года- Следует также учитывать, что от энер-
гетических систем питается ряд потребителей, требования к электро-
снабжению которых неодинаковы. Эти требования определены пра-
вилами устройства электроустановок путем деления нх на три кате-
гории (см. § 6.2).
Для обеспечения указанных требований энергосистемы обору-
дуют специальными диспетчерскими пунктами, оснащенными сред-
ствами контроля, управления, связи и специальными мнемоническими
схемами расположения электростанций, линий передач и понизи-
тельных подстанций. Диспетчерский пункт получает необходи-
мые данные н сведения о состояниях технологического процесса
на электростанциях (расходе воды и топлива, параметрах пара,
скорости вращения турбин и т. д.) и о работе системы — какие
элементы системы (линии, трансформаторы, генераторы, нагрузки,
котлы, паропроводы) в данный момент отключены, какие находятся
в работе, в резерве и т. д.; об электрических параметрах режима
(напряжениях, токах, активных и реактивных мощностях, частоте
и т. д.).
Работа электростанций в системе дает возможность за счет боль-
шого количества параллельно работающих генераторов повысить
надежность электроснабжения потребителей, полностью загрузить
наиболее экономичные агрегаты электростанций, снизить стоимость
выработки электроэнергии. Кроме того, в энергосистеме снижается
установленная мощность резервного оборудования; обеспечивается
более высокое качество электроэнергии, отпускаемой потребителям;
увеличивается единичная мощность агрегатов, которые могут быть
установлены в системе, и т. д.
Чтобы улучшить технико-экономические показатели и повысить
надежность работы системы, наиболее целесообразно загружать
станции в такой последовательности:
1) теплоцентрали; работая по необходимому предприятию теп-
ловому графику, ТЭЦ должна нести определенную электрическую
нагрузку, при этом учитывается, что КПД ТЭЦ значительно выше,
чем у других тепловых, электростанций;
2) тепловые конденсационные электростанции; работают в зави-
симости от единичной мощности агрегатов, их параметров, сорта
топлива, сжигаемого на станции, и т. д.;
3) гидростанции; работают, когда запасы воды достаточны для
длительной работы станции с полной нагрузкой;
11
4) гидростанции с регулируемым водостоком; работают, когда
имеющиеся запасы воды используются только для снятия пиковых
нагрузок и аварийного резерва системы.
_ При распределении нагрузок между станциями энергосистемы
учитывают также пропускную способность линий электропередач,
наличие и размещение резервов в системе и технико-экономические
показатели отдельных станций и отдельных агрегатов.
Количество электрической энергии, вырабатываемой генерато-
рами электростанций, должно равняться электроэнергии, расходуе-
мой потребителями. Поскольку электрическая нагрузка потребителей
все время изменяется, равенство электроэнергий может постоянно
нарушаться. Если изменения нагрузки находятся в допустимых
для данной энергосистемы пределах, то благодаря имеющемуся авто-
матическому впуску энергоносителя в турбины (пар, вода и др*)
равенство энергий немедленно восстанавливается и система приходит
в состояние динамического равновесия. Если же нагрузка потре-
бителей превышает допустимую нагрузку для турбин системы, то
происходит длительное нарушение равенства электроэнергий. В этом
случае обороты турбин, а следовательно, и частота системы начнут
снижаться; это может нарушить нормальную работу механизмов соб-
ственных нужд электростанций, привести к недопустимой перегрузке
генераторов станций и нарушить устойчивость их параллельной ра-
боты- Поэтому особое значение для падежного электроснабжения потре-
бителей имеет наличие достаточных резервов мощности в энергетиче-
ской системе. При этом необходимо, чтобы суммарная установленная
мощность работающих генераторов станций превышала необходимую
(расчетную) мощность потребителей. Тогда даже при отключении
наибольшего по мощности агрегата нагрузка системы нормально
распределится между другими агрегатами или станциями.
Учитывая, что некоторая часть наиболее ответственных потре-
бителей электрической системы не допускает никаких отключений
и отклонений от нормального режима работы, в энергосистемы вво-
дят дополнительные устройства в виде автоматической частотной
разгрузки (см. гл. 12). Эти устройства при снижении частоты в системе
до определенных пределов автоматически отключают часть менее
ответственных потребителей, благодаря чему росстанавливается ба-
ланс активных мощностей и, следовательно, поддерживается необ-
ходимая частота в системе (см. гл. 7).
В отдельных энергосистемах обычно регулирование осуществляет
одна, а в объединенных энергосистемах—несколько электростан-
ций, график нагрузки которых задается диспетчером. Станции, на кото-
рые возлагается регулирование частоты, называют ведущими, а стан-
ции, на которых работают по заданному графику нагрузки, —ба-
зисными.
В электрических системах потребление активной мощности сопро-
вождается потреблением реактивной мощности, необходимой для
работы электрических машин и трансформаторов. Передача реактив-
ной мощности вызывает дополнительные потерн активной мощности
и напряжения в сетях. При нормальном режиме работы системы выра-
12
батываемые и потребляемые реактивные мощности должны быть-
равны.
Реактивная мощность в основном создается генераторами, поэтому
при полной загрузке генераторов по току в системе может возник-
нуть дефицит реактивной мощности. Если реактивная мощность
потребителей значительно превысит возможную необходимую реак-
тивную мощность генераторов (на-
пример, при отключении части из
них), то произойдет такое пони-
жение напряжения, при котором
ток потребителей значительно уве-
личится, что приведет к дальней-
шему снижению напряжения. По-
этому в современных системах все
генераторы снабжают автоматиче-
скими регуляторами напряжения
и аппаратами быстродействующей
форсировки возбуждения (см. гл. 2).
На рис. 1.2 приведены две схе-
мы электрических соединений стан-
ций с одиночной системой шнн. На
рис. 1.2, а показана схема элек-
трических соединений станции, вы-
дающей всю мощность с шнн гене-
раторного напряжения. В этой схе-
ме имеется одна несекционирован-
ная система сборных шин СШ, к
которой через выключатели В и
шинные разъединители Рш под-
ключены генераторы Г-1 и Г2*
трансформаторы собственных нужд
Т1 н Т2 и отходящие линии Л.
На отходящих линиях установле-
ны линейные разъединители Рл с
Рис. 1.2. Принципиальные схемы
электрических соединений электро-
станций
заземляющими ножами Р3, предназначенными для отделения и зазем-
ления линии при ее плановом отключении.
Схема имеет минимально необходимое количество аппаратов
и устройств, что увеличивает надежность и делает ее экономичной.
Надежность схемы увеличивается и за счет того, что все операции
отключения и включения элементов установки производятся лишь
силовыми выключателями. Это значительно уменьшает число ошибоч-
ных действий с разъединителями и снижает число аварий по вине
персонала. Разъединители здесь служат лишь для отсоединения
отключенного выключателя на время его ремонта или ревизии. Однако
эта схема имеет ряд существенных недостатков в эксплуатации.
На рис. 1.2, б приведена схема одиночной секционированной
системы сборных шин. Деление схемы на две секции секционным
выключателем В. делает схему более гибкой по сравнению со схе-
мой, изображенной на рис. 1.2, а, и обеспечивает бесперебойность
1а
питания потребителей. В этом случае при ревизии, осмотре, очистке
изоляторов или ремонте шин одной из секций теряется мощность
лишь части станции. При аварии на одной из секций или при отказе
в работе релейной защиты отходящих линий вначале отключается
секционный выключатель, релейная защита которого имеет меньшую
выдержку времени, чем защита генераторов, затем отключаются
генераторы поврежденной секции. Это приводит к локализации ава-
рии одной секции и к сохранению нормальной работы второй.
При наличии резервного источника вывод выключателя в реви-
зию не вызывает иедоотпуска электрической энергии, поскольку
потребители, нормально питающиеся от отключенной линии, могут
на время ревизии получить питание от другого источника.
При достаточной генерирующей мощности, питании ответствен-
ных потребителей по двум линиям, подключенным к разным секциям,
и достаточного резерва по сети рассмотренная схема удовлетворяет
всем требованиям, предъявляемым к главной схеме электрических
соединений станций средней мощности.
§ 1.3. Собственные нужды электрических
станций и подстанций
На современных электростанциях производственный процесс пол-
ностью механизирован за счет применения различных механизмов,
устанавливаемых на основных агрегатах и вспомогательных устрой-
ствах станций и подстанций.
К механизмам собственных нужд электростанций относят привод-
ные двигатели механизмов, нх источники питания, внутристанцион-
ные электрические сети, распределительные устройства установок.
На тепловых электростанциях различают следую-
щие механизмы собственных нужд:
топливоподачи и топливных складов (разгрузочные краны, скре-
перы, перегружатели, транспортеры и т. д.);
угледробильной установки н приготовления угольной пыли (гро-
хоты, дробилки, угольные мелышцы, питатели угля, мельничные
вентиляторы и др.); <
котельных агрегатов (питатели угольной пыли, дутьевые венти-
ляторы, дымососы, питательные насосы, механизмы золоудаления);
турбоагрегатов (насосы конденсатные, циркуляционные, масля-
ные, газоохлажден и я и др.);
теплофикационных установок (насосы сетевые бойлерного устрой-
ства, конденсатные и др.);
вспомогательного оборудования (дренажные и пожарные насосы,
вентиляторы, мостовые краны, подъемники и лифты, задвижки,
двигатель-генераторы и др.);
вспомогательных цехов станции (химводоочистка, масляное хо-
зяйство, компрессорные установки, механические мастерские и др.).
На гидростанциях различают следующие механизмы
собственных нужд:
14
гидротурбин и генераторов (масляные и водяные насосы систем
регулирования н охлаждения генераторов, смазки агрегатов и др.);
Р подъемных механизмов (краны, лебедки, тельферы, лифты и др.);
электрообогрева (решетки, пазы щитов и затворов, электрическое
отопление и др.);
. Д2 №.
Рис. 1.3. Принципиальная схема питания механизмов собственных нужд ТЭЦ
вспомогательного оборудования (дренажные и пожарные насосы,
двигатель-геиераторы и др.);
вспомогательных цехов станций (механические мастерские, мас-
ляное хозяйство, компрессорные установки н др.).
Установки собственных нужд питаются, как правило, от генера-
торов станции, что обеспечивает надежность их работы. Для круп-
ных двигателей мощностью 200 кВт н выше применяют напряже-
ние 6 кВ, для остальных двигателей —380 В. На рис. 1.3 приведена
схема питания механизмов собственных нужд ТЭЦ, на которой уста-
15
иовлепы турбогенераторы Г1 и Г2 напряжением 6—10 кВ и три паро-
вых котла (один резервный). Для питания мощных электродвига-
телей Д1 используют напряжение 6 кВ, для питания остальных
двигателей и осветительных установок —380/220 В.
При генераторном напряжении 6 кВ три секции собственных
нужд (по одной секции на каждый котел) питаются тремя кабельными
реактированными линиями —Л1—ЛЗ через выключатели В1—ВЗ.
При генераторном напряжении 10 кВ указанные линии питаются
через трансформаторы Т1—ТЗ напряжением 10/6 кВ (указаны штри-
ховой линией).
Для обеспечения надежности питания механизмов собственных
нужд предусмотрена резервная линия ЛрРЭ, которая выключателями
В4—В6 с помощью устройства автоматического включения резерва
(АВР) может подключаться к любой из секций собственных нужд.
Токоприемники, подключаемые на напряжение 380/220 В, питаются
через трансформаторы Т4—Тб и могут подключаться также через
резервный трансформатор Тр(,3 и соответствующие автоматы на'лю-
бую секцию шин напряжением 380/220 В. Электродвигатели напря-
жением 6 кВ присоединяют к сборным шинам распределительного
устройства через масляные выключатели. Электродвигатели Д2—Д7
напряжением 380 В присоединяют к шинам распределительного
щита через предохранители, рубильники и магнитные пускатели,
а также через автоматы.
По назначению и характеру работы механизмы собственных нужд
разделяют на ответственные и неответственные.
Ответственными считаются механизмы, остановка которых вызы-
вает снижение выработки электрической н тепловой энергии, ведет
к остановке основных агрегатов станции, порче оборудования и пр.
Неответственными считаются механизмы, остановка которых не при-
водит к снижению выработки электрической или тепловой энергии,
например, на тепловых электростанциях — это Механизмы топливо-
подачи, компрессорные и вентиляционные установки и др.
Основными требованиями при выборе привода механизмов собствен-
ных нужд является обеспечение: разворота механизма до полной
скорости вращения и работа его с полной производительностью;
регулирования скорости вращения и производительности механизма;
надежности и удобства в эксплуатации и экономичности в работе;
соответствия формы и типа исполнения двигателя условиям и темпе-
ратуре окружающей среды; самозапуска ответственных механизмов
при восстановлении напряжения после кратковременного отключе-
ния (ем. гл. 7).
Условия самозапуска являются более тяжелыми, чем пуска, так
как при замозапуске разворот механизма производится при полной
нагрузке, причем возможен одновременный разворот группы электро-
двигателей.
Практикой эксплуатации установлено, что механизмы собствен-
ных нужд надежно разворачиваются при самозапуске, если напря-
жение сети составляет 50—60 % от номинального. Для обеспечения
указанного напряжения, гарантирующего в первую очередь разво-
рот ответственных механизмов, неответственные механизмы релей-
ной защитой отключаются от сети при напряжении 60—65 % от но-
минального с выдержкой времени около 0,5 с.
Как указано ранее, к установкам собственных нужд относят источ-
ники постоянного тока, предназначенные для питания цепей управ-
ления, сигнализации, автоматики, релейной защиты, сетей аварий-
ного освещения я резервных электроприводов особо ответственных
^механизмов. Таким источником постоянного тока обычно является
аккумуляторная батарея напряжением 220 В, состоящая из после-
довательно соединенных свинцово-кислотных аккумуляторов.
Рис. 1.4. Принципиальная схема • аккумуляторной батареи, работаю-
щей с постоянным подзарядом
Аккумуляторные батареи на электростанциях работают в режиме
постоянного подзаряда. При этом параллельно с батареей вклю-
чают зарядный (ЗА) и подзарядный (ПЗА) агрегаты в виде двига-
тель-генераторов, которые питают нагрузку и обеспечивают постоян-
ный подзаряд батареи. При аварийном отключении сети перемен-
ного тока батарея полностью принимает на себя питание подключен-
ной к ней нагрузки. Аккумуляторную батарею можно также заря-
жать от комплектных статических устройств заводского изготовле-
ния.
На рис. 1.4 приведена схема установки постоянного тока с акку-
муляторной батареей в режиме постоянного подзаряда. Батарея
подключена к щиту через двойной элементный коммутатор с двумя
рукоятками —РР (для режима разряда) н РЗ (для режима заряда).
17
16
ГЛАВА 2
Аккумуляторные батареи размещают в специальных помещениях
с выходом через тамбур, оборудованных приточно-вытяжной венти-
ляцией. Проводка в аккумуляторных батареях выполняется прово-
дами с кислотоупорной оболочкой. В таких помещениях применяется
осветительная арматура взрывобезопасного исполнения.
На трансформаторных подстанциях потребителями собственных
нужд могут быть: осветительные и вентиляционные установки, за-
рядные агрегаты, компрессорные и насосные станции, механизмы
механических мастерских и др.
Рис. 1.5. Принципиальные схемы питания механизмов собственных нужд трансфор-
маторных подстанций
На подстанциях небольшой мощности для питания собственных
нужд обычно устанавливают один трансформатор (,рнс. 1.5, а), а на
мощных подстанциях —два трансформатора (рис. 1.5, б). На рис. 1.5, в
приведена схема питания собственных нужд для подстанции, на кото-
рой в качестве оперативного тока релейной защиты и автоматики
используют переменный ток. Трансформаторы собственных нужд Т.. н
мощностью до 100 кВ-А подключают непосредственно к выводам
обмоток низшего напряжения (зона дифференциальной защиты —
см. гл. 11). Это дает возможность после подключения к сети одного
и-з главных трансформаторов и наличии напряжения 380/220 В произ-
водить операции с выключателями 6—10 кВ. Следует отметить, что
применение для трансформаторов собственных нужд схемы соединения
«звезда —треугольник» (Y/Д) вместо схемы «звезда —звезда» (Y/Y)
увеличивает значения токов короткого замыкания на землю на низ-
шей стороне трансформатора и тем самым повышает чувствительность
срабатывания защиты установок собственных нужд подстанций (см.
гл. 11).
ОСНОВНОЕ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
§ 2.1. Синхронные генераторы
Основные сведения. В настоящее время на электростанциях при-
меняют синхронные генераторы трехфазного переменного тока раз-
ных мощностей до 800 МВт. Разрабатывают генераторы еще боль-
шей мощности. Генераторы с частотой вращения ротора 1000, 1500
н 3000 об/мин считают быстроходными; они предназначены для непо-
средственного соединения с паровыми турбинами и называются тур-
богенераторами. С увеличением частоты вращения размеры и масса
паровой турбины и генератора уменьшаются. Поэтому широкое рас-
пространение получили двухполюсные быстроходные турбогенераторы
иа 3000 об/мин при частоте 50 Гц. Генераторы с частотой вращения
ротора ниже 1000 об/мин считаются тихоходными; они предназначены
для непосредственного соединения с гидротурбинами, а также с дру-
гими первичными двигателями.
Величинами, характеризующими синхронные генераторы, явля-
ются номинальные паспортные значения напряжения, мощности,
тока статора, тока ротора, коэффициента мощности, КПД. Номи-
нальные напряжения генераторов приняты на 5 % выше номиналь-
ных напряжений соответствующих электросетей, что обеспечивает
компенсацию потерь напряжения в сетях.
Коэффициент мощности генератора определяется характером на-
грузки потребителей. С увеличением номинального значения коэф-
фициента мощности (при сохранении номинальных значений тока
и напряжения) увеличивается активная мощность генератора, что
приводит к перегрузке турбины. С уменьшением коэффициента мощ-
ности мощность турбины используется не полностью- Для полного
использования кажущейся мощности генератора необходимо на его
зажимах поддерживать номинальное напряжение неизменным. При
этом недопустимо значительно повышать ток возбуждения из-за
возможного перегрева ротора. В аварийных условиях допускается
определенная продолжительность перегрузки генератора в зависимости
от кратности тока перегрузки:
Кратность чока перегрузки (///Ном).1J К15 1.2 1,25 1,3 1,4 1,5 2,0
Допускаемая длительность перегрузки, мин 60 15 6 5 4 3 2 1
Чтобы не перегреть обмотки генератора, их изоляцию выполняют
из материалов с высоким классом иагревостойкости F и Н, содержа-
19
щих неорганические и кремнийорганнческне связующие. Для изоля-
ции класса F установлена наибольшая допускаемая температура
нагрева 155 СС, для изоляции класса Н-—температура 180 СС
(ГОСТ 8865—70). Чтобы нагрев изоляции обмоток и активной стали
находился в пределах нормы, генераторы снабжают воздушным или
водородным охлаждением. При этом за номинальную температуру
охлаждающего газа на входе принимают для турбогенераторов 40 °C,
а для гидрогенераторов — 35 еС. Температура выходящего охлаж-
дающего газа не нормируется. В места предполагаемого наибольшего
нагрева статора и в ряде мест системы охлаждения закладывают
термометры сопротивления.
Температура меди обмотки ротора измеряется путем сравнения
активного сопротивления обмотки, измеренного при нормальной
температуре, и активного сопротивления обмотки, измеренного при
действительной температуре, т, е. при эксплуатации. Этим же спо-
собом определяется и средняя температура всей обмотки возбужде-
ния.
Системы охлаждения генераторов различны. Простейшим явля-
ется воздушное (косвенное) охлаждение, при котором холодный воз-
дух, забираемый извне, проходит через генератор, поглощает выде-
ляющееся в нем тепло и затем выбрасывается в машинный зал или
наружу. В случае возникновения пожара в генераторе все задвижки
системы охлаждения закрываются, прекращая в него подачу свежего
воздуха. Кроме того, устанавливают устройство для тушения пожара
водой.
При воздушном проточном охлаждении воздух циркулирует по
замкнутому контуру (рис. 2.1). Выходящий из генератора 1 нагре-
тый воздух поступает в камеру 2 горячего воздуха и, пройдя через
воздухоохладители 3, попадает в камеру 4 холодного воздуха, от-
куда вновь поступает в генератор. В воздухоохладителе горячий
воздух охлаждается холодной водой, проходящей по трубам. Такая
система охлаждения обеспечивает достаточную чистоту охлаждающего
воздуха. Утечка воздуха компенсируется извне через фильтры.
Водородное охлаждение эффективнее воздушного и применяется
для генераторов мощностью 30 МВт и выше. Высокая теплопровод-
ность и теплоемкость водорода по сравнению с воздухом позволяют
увеличить мощность генератора на 25 % (при тех же габаритах)
или уменьшить расход активных материалов (при одинаковой мощ-
ности машины). Отсутствие окисления изоляции в среде водорода,
большая чистота и меньшая влажность водородной среды по срав-
нению с воздушной увеличивают срок службы изоляции. Однако
водород и воздух в определенной пропорции образуют взрывоопас-
ную смесь. Чтобы предотвратить попадание воздуха в машину, внутри
ее корпуса автоматически поддерживают избыточное давление 5—
200 кПа *, а корпус выполняют газонепроницаемым со специальными
масляными уплотнениями в местах выхода концов вала.
* В Международной системе единиц (СИ) 1 кге/см2 « 10-10* Па = 100 кПа.
Обмотки статора охлаждают также дистиллятом, циркулирую-
щим по замкнутой системе. При этом дистиллят подводят к стержням
обмотки и отводят от них в коллектор при помощи изолирующих
шлангов.
Возбуждение н синхронизация. Возбуждение генераторов обеспе-
чивает создание магнитного поля для получения ЭДС. При этом
необходимо питать обмотки ротора синхронной машины постоян-
ным током, который получается от различных выпрямительных .
устройств или вырабатывается генераторами-возбудителями, уста-
навливаемыми па одном валу с ротором машины. Мощность возбу-
дителя составляет 0,3—1 % мощности синхронного генератора, на- -
пряжение возбуждения 115—400 В. Чем больше мощность синхрон-
ного генератора, тем выше напряжение возбуждения, при этом отно-
сительная мощность возбудителя меньше.
Рис. 2.1. Схема замкнутого воздуш-
ного охлаждения генератора
Рис. 2.2. Схема машинного возбужде-
ния синхронного генератора
На рис.' 2.2 приведена принципиальная схема машинного возбуж-
дения синхронного генератора. Напряжение на зажимах генера-
тора 1 регулируется изменением тока в обмотке возбуждения 8 ма-
шины с помощью регулировочного реостата 4, включенного в цепь
обмотки возбуждения 3 машинного возбудителя 2. Для контроля
напряжения цепи возбуждения генератора служит вольтметр 5;
для контроля тока — амперметр 7, подключенный к шунту 6.
С ростом мощностей синхронных машин (при мощностях генера-
торов выше 150 МВт) мощность машинных возбудителей становится
настолько большой, что затрудняет их установку на общий вал с син-
хронной машиной. Поэтому постоянный ток для возбуждения мощ-
ных генераторов в настоящее время получают различными устрой-
ствами вентильного возбуждения.
Применяется также безмашинная система возбуждения (рис. 2.3),
в которой выпрямительное устройство ВУ для питания обмотки
возбуждения получает комбинированное питание от выводов генера-
20
21
тора через выпрямительный трансформатор ВТ и вторичные обмотки
последовательного трансформатора СТ, Первичные обмотки СТ вклю-
чены в цепь статорной обмотки генератора Г. При такой системе
возбуждения обеспечивается поддержание необходимого возбужде-
ния генератора даже при коротких замыканиях в сети, так как сни-
жение напряжения на выпрямительном трансформаторе ВТ ком-
пенсируется увеличением напряжения от трансформатора СТ.
На рис. 2.4 приведена схема возбуждения синхронного генера-
тора при помощи выпрямителей, в которой необходимая для его воз-
буждения энергия отбирается от якоря генератора. Для выпрямле-
ния переменного тока, получаемого от якоря, могут использоваться
полупроводниковые устройства и механические (коммутаторные) вы-
прямители, установленные на валу генератора. В случае присоеди-
нения обмотки возбуждения генератора непосредственно к коллек-
тору механического выпрямите-
ля отпадает необходимость в
контактных кольцах, размещен-
ных на роторе генератора. Та-
кую схему называют схемой
бесщеточного возбуждения.
Рис. 2.3. Схема безмашинного воз-
буждения синхронного генератора
Ч-
Рис. 2.4. Схема возбуждения синхронно-
го генератора при помощи выпрямителей:
1 — генератор; 2, 4 — трансформаторы; 3 —
управляемый реактор; 5 — выпрямитель;
6 — регулятор напряжения
В системе возбуждения большое значение имеет устройство для
гашения поля.
Автоматы гашения поля (АГП). Они предназначены
для снижения ЭДС генератора до минимальной величины с целью
уменьшения повреждения в генераторе после отключения его от сети
при к. з. или при резком сбросе нагрузки.
Наибольшее применение имеют две АГП — с гасительным резисто-
ром и с дугогасительной решеткой. Простой разрыв в цепи возбуж-
дения для гашения поля недопустим, так как он будет сопровождаться
большими перенапряжениями на кольцах ротора, опасными для
изоляции его обмотки.
На рис. 2.5 показана принципиальная схема гашения поля с га-
сительным резистором. Прн гашении поля обмотка ротора ОВТ за-
мыкается на резистор сопротивлением гг1, размыкающим блок-кон-
тактом А/, затем цепь возбудителя отключается замыкающим кон-
тактом К АГП. Величина сопротивления гасительного резистора выби-
рается 4-5-кратной сопротивлению обмотки ротора. Ток убывает
по экспоненциальной кривой. При указанных значениях сопротивле-
ний гасительных резисторов длительность гашения поля ротора
составляет 6-8 с. Это дает значения перенапряжения на кольцах
ротора не свыше 4—5-кратного значения номинального напряжения
обмотки возбуждения ОВТ.
Одновременно с гашением поля ротора производится гашение
поля возбудителя, для чего в схему последовательно с обмоткой
возбуждения возбудителя блок-контактом К2 вводится резистор гг2,
сопротивление которого в 8—10 раз больше сопротивления обмотки
возбуждения ОВВ возбудителя В-
Рис. 2.5. Схема гашения поля с гасительным резистором
Гашение поля по этой схеме происходит относительно медленно
и может вызвать большие повреждения в генераторе. В связи с этим
цля мощных генераторов применяют более совершенную схему,
обеспечивающую быстрое гашение поля ротора.
АГП с дугогасителыюй решеткой (рис. 2.6) представляет собой
устройство для гашения электрической дуги, которая образуется
при отключении в цепи возбуждения. АГП имеет главные 1 и дуго-
гасительные 2 контакты, которые снабжены дугогаентельной решет-
кой 3. Дугогасительная решетка состоит из медных пластин 5 с зазо-
рами между пимн в 1,5 мм и шунтирующего резистора 4.
Схема работает следующим образом. Сначала размыкаются глав-
ные контакты, на которых дуга не возникает, так как они шунти-
руются замкнутыми дугогасительными контактами, затем размыкаются
Дугогасительные контакты и на них возникает электрическая дуга.
Дуга втягивается в дугогасительную решетку, попадает в зазоры
между пластинами, разбивается на ряд последовательно включен-
ных коротких дуг и гаснет. Изменением числа пластин и величины
сопротивления решетки можно регулировать время гашения поля
ротора.
Для быстрого увеличения возбуждения генератора в аварийном
режиме, сопровождающимся глубоким снижением напряжения, при-
22
23
меняется система форсировки возбуждения, обеспечивающая дина-
мическую устойчивость работы генератора (см. § 6.2).
Устройства для форсировки возбуждения
(АФВ). На рис. 2.7 показана релейная схема автоматического форси-
рования возбуждения, состоящая из реле минимального напряжения
U <z, указательного реле У и контактора форсировки КФ, замыкаю-
щего накоротко шунтовой реостат гш в цепи возбудителя В при
снижении напряжения более чем на 15 % от номинального значения.
По этому принципу работают и более совершенные бесконтакт-
ные устройства форсировки возбуждения.
Напряжение срабатывания выбирают таким, чтобы можно было
исключить его действие при возможных отклонениях напряжения
в нормальных эксплуатационных условиях.
Рис. 2.6. Схема гашения поля
с дугогаситсльной решеткой
PHf РР2
да г—I I
щ?»- ------1
киюрн 1_________
Рис. 2.7. Схема устройства форсировки
возбуждения синхронного генератора
Во избежание неправильной работы схемы в, случае перегора-
ния предохранителя в цепи оперативного тока устанавливают два
реле минимального напряжения с последовательным соединением
контактов и с питанием их от трансформаторов напряжения, вклю-
ченных на разные фазы. Схемой также предусматривается автома-
тический вывод устройства из работы при отключении генератора.
Для этого служит блок-контакт А, который при нормальной работе
замкнут; размыкается он при оперативном и аварийном отключении
генератора.
Автоматические регуляторы возбуждения
(АРВ). Они предназначены для поддержания напряжения на заданном
уровне при изменении режима работы синхронных машин. При этом
обеспечивается надлежащее качество электрической энергии и надеж-
ность электроснабжения. При коротком замыкании схемы с АРВ
поддерживают более высокий уровень напряжения на шинах станции
(по сравнению со схемами без АРВ), чем обеспечивается надежная
работа приемников электроэнергии в аварийном режиме. Применяются
различные конструкции АРВ, наиболее распространенным из которых
являются устройства компаундирования, обычно поставляемые за-
водами вместе с генераторами.
Автоматическое регулирование напряжения путем компаундиро-
вания возбуждения основано на изменении тока возбуждения воз-
24
будителя в зависимости от тока нагрузки в статоре синхронного
генератора. Схема устройства компаундирования возбуждения при-
ведена па рис. 2.8. Компаундиру-
ющее устройство состоит из транс-
форматоров тока 2, установленных
в цепи статора синхронного гене-
ратора Л и группы кремниевых
выпрямителей 3, соединенных по
трехфазной мостовой схеме. Вы-
прямленный ток подводится к об-
мотке возбуждения возбудителя и
является тем дополнительным то-
ком iK к току возбуждения iB, ко-
торый обеспечивает увеличение то-
ка возбуждения синхронного ге-
нератора при росте его нагрузки.
В некоторых схемах компаун-
дирования применяют дополни- Рис. 2.8. Схема устройства компауп-
тельную коррекцию напряжения дарования
(рис. 2.9). Для этого устанавливают
два корректора напряжения 1, 2, каждый из которых действует со-
гласованно или встречно в цепях двух дополнительных обмоток воз-
Рис. 2.9. Схема компаундирования с дополнительной коррекцией по
напряжению
буждения возбудителя ОВВ- Это обеспечивает устойчивое поддер-
жание заданного напряжения на генераторе при росте или сниже-
нии тока нагрузки.
Синхронизация. Включение синхронных генераторов на
параллельную работу с другими генераторами или с энергосистемой
25
производится при условии совпадения или равенства напряжений,
частот и векторов одноименных фаз подключаемого генератора и
сети. Выполнение этих условий называют точной синхронизацией
и контролируют ее вольтметрами, частотомерами и синхроноско-
пами, подключенными соответственно к синхронизируемому генера-
тору и к сети н устанавливаемыми на специальных колонках для
синхронизации на щитах управления (см. гл. 7). Если надо быстро
включить в сеть резервный синхронный генератор станции из-за
аварийного отключения некоторых источников питания, то приме-
няют самосинхронизацию при включении на параллельную работу.
В этом случае недовозбужденный генератор первичным двигателем
доводят до подсинхронной частоты вращения, подключают его к сети
и подают возбуждение устройством форсировки (см. рис. 2.7).
Наличие разности в частотах вращения подключаемого генера-
тора и сети сопровождается возникновением в генераторе асинхрон-
ного момента, который в зависимости от знака указанной разности
может быть тормозящим или двигательным, по в обоих случаях спо-
собствует сближению частот сети и генератора, что является условием
самосинхронизации.
Следует отметить, что самосинхронизация сопровождается толч-
ками тока и соответственно снижением напряжения па шинах стан-
ции, которое, не превышая допустимых значений и не нарушая устой-
чивости работы (см. гл. 7), обеспечивает быстрое включение резерв-
ных источников питания.
§ 2.2. Силовые трансформаторы
и автотрансформаторы
Силовые трансформаторы. Как и синхронные генераторы, они
являются основным электрическим оборудованием, обеспечивающим
передачу и распределение электроэнергии от электрических станций
к потребителям.
Основные сведения. С помощью трансформаторов осу-
ществляют повышение напряжения до величин (ПО, 220, 330, 500 кВ),
необходимых для линий электропередач энергосистем, а также много-
кратное ступенчатое понижение напряжений до величин, применяе-
мых непосредственно в приемниках электроэнергии (10; 6,3; 0,66;
0,38; 0,22; 0,127 кВ).
В соответствии с ГОСТ 9680 —61 силовые трансформаторы вы-
пускают с номинальными мощностями, кратными мощностям 10, 16*
25, 40, 63 кВ*А в трехфазном и однофазном исполнении.
Для компенсации потерь напряжения (см. гл. 7) в электрических
сетях повышающие трансформаторы имеют высшее напряжение на
10 % выше номинального напряжения сети, а понижающие трансфор-
маторы — - низшее напряжение на 5—10 % выше номинального напря-
жения сети. На повысительных и понизительных подстанциях при-
меняют трехфазные трансформаторы илн группы однофазных транс-
форматоров с двумя или тремя раздельными обмотками. В зависимости
от числа обмоток трансформаторы делят на двух- и трехобмоточные.
Обмотки высшего, среднего и низшего напряжений принято сокра-
щенно обозначать соответственно ВН, СН, НН. В настоящее время
изготовляют трансформаторы с обмотками на напряжения 6, 10, 20,
35, ПО, 220, 330, 500 кВ. Каждый трансформатор характеризуется
номинальными данными: мощностью, токами первичной н вторичной
эбмоток, потерями холостого хода ДД потерями короткого за-
мыкания ДРК (или потерями в меди ДД), напряжением короткого
замыкания ик, током холостого хода у. х (или i0), а также группой
соединения.
Напряжением короткого замыкания трансформатора называют
напряжение, которое необходимо подвести к одной из обмоток при
замкнутой накоротко другой, чтобы в последней протекал номиналь-
ный ток. Это напряжение в процентах от номинального, отнесенное
к мощности наиболее мощной обмотки, дается в каталогах и состав-
ляет в зависимости от мощности трансформатора 4,5—12 %. .
Током холостого хода называют ток, который при номинальном
напряжении устанавливается в одной обмотке при разомкнутой дру-
гой. Потери холостого хода ДД определяются током i0, выражен-
ным в процентах от тока соответствующей обмотки.
Группой соединения называют угловое (кратное 30°) смещение
векторов между одноименными вторичными и первичными линейными
напряжениями обмоток трансформатора. На электрических станциях
и подстанциях наибольшее распространение получили следующие
схемы и группы соединений двухобмоточных трансформаторов:
«звезда —звезда» Y/Y —0, y/y —6; «звезда — треугольник» —-
Y/Д—1, Y/Д —Н, Y/Д—7, y/Д—5. В трехобмоточных трехфаз-
ных трансформаторах наиболее часто применяется соединение «звезда —
звезда —ноль —треугольник» Y/Y —0/Д —11.
Регулирование коэффициента трансформации можно осуществлять
при включенном (под нагрузкой) или при отключенном трансформа-
торе.
Трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой
(РПН) применяют на электрических станциях и районных подстан-
циях (см. гл. 7). Регулирование напряжения трансформаторов при
отключенной нагрузке (ПБВ) производят на подстанциях промышлен-
ных предприятий.
Номинальные токи обмоток трансформатора указывают в ката-
логах. Под номинальной следует понимать нагрузку, равную номи-
нальному току (номинальной мощности), которую трансформатор
может нести непрерывно в течение всего срока службы при номи-
нальных температурных условиях. Эти условия соответствуют мак-
симальной температуре (Д-40 °C) и среднегодовой (+ 5 °C) при уста-
новке трансформатора на открытом воздухе.
В процессе работы трансформатора изоляция его изнашивается.
На старение и срок службы изоляции трансформатора основное
влияние оказывает температура нагрева его обмоток, зависящая
от нагрузки и условий охлаждения. Для трансформаторов, устанав-
ливаемых в местностях с максимальной температурой воздуха 4-40 °C,
температура (перегрев) обмоток не должна превышать температуру
27
26
Рис. 2.10. Кривые перегру-
зочной способности транс-
форматора
воздуха более чем на + 65 СС. Таким образом, наибольшая допусти-
мая температура нагрева обмоток составляет 40 + 65 ~ 105 °C.
Если бы трансформатор все время работал прн температуре на-
грева обмоток, равной 105 °C, то срок его службы был бы менее двух
лет. В действительных условиях работы трансформаторов темпера-
тура окружающего воздуха изменяется как в течение суток, так
и по сезонам. Если при этом температура нагрева обмоток изменяется
от + 105°C до некоторого меньшего зна-
чения, то уменьшается износ изоляции
обмоток, а срок службы трансформатора
увеличивается. При номинальных темпе-
ратурных условиях охлаждения и номи-
нальной нагрузке срок службы трансфор-
матора составляет примерно 20—25 лет.
Температура нагрева трансформатора
обычно контролируется по температуре
верхних слоев масла. Эта температура
по правилам технической эксплуатации
не должна превышать +95 сС для систе-
мы охлаждения М, Д (см. ниже).
Нагрузочная способность.
Для всех трансформаторов в зависимости
от условий эксплуатации, определяемых
резервом трансфер матор ной мощности,
графиком нагрузки и температурой ок-
ружающей среды, могут быть допущены
перегрузки (см. гл. 7). При необходимости
рекомендуется применять форсированное
охлаждение трансформатора (обдув) путем установки вентиляторов.
Силовые трансформаторы можно перегружать в часы максимума
нагрузки за счет недогрузки в часы минимума (см. гл. 5), с тем чтобы
износ изоляции трансформаторов был в пределах технических норм
по ГОСТ 14209—69 (см. § 10.3).
На рис. 2.10 показаны кривые перегрузочных способностей,
определяемые коэффициентом К? для различных типов трансформа-
торов при определенных условиях их эксплуатации, времени пере-
грузки н значений коэффициента минимальной нагрузки
Допускаемая перегрузка трансформатора в часы максимума на-
грузки 5ДО(Т =
Охлаждение. В обмотках и в стали магнитопровода транс-
форматора, включенного под нагрузку, выделяется значительное коли-
чество тепла. Чтобы поддерживать температуру нагрева трансформа-
тора в указанных пределах, необходимо в течение срока эксплуата-
ции трансформатора непрерывно отводить выделяющееся в нем тепло
в окружающее пространство, т. е. эффективно охлаждать трансфор-
матор. Трансформаторное масло, заполняющее бак, выполняет функ-
ции изоляции и охлаждающей среды. При работе трансформатора
масло в нем непрерывно циркулирует. В процессе естественной цир-
куляции масло поглощает тепло, выделяющееся в обмотках и магнито-
проводе, нагревается и поднимается вверх. Затем нагретое масло
движется вниз вдоль охлаждающих поверхностей — по стенкам бака,
трубам или радиаторам, отдавая тепло в окружающее пространство.
В зависимости от мощности в трансформаторах применяют раз-
личные виды охлаждения: естественное масляное (М); масляное с воз-
душным дутьем (Д); то же, с принудительной циркуляцией масла (ДЦ);
масляно-водяное с естественной циркуляцией масла (МВ), то же,
с принудительной циркуляцией масла (Ц); с естественным воздуш-
ным охлаждением в трансформаторах с сухой изоляцией (С); с него-
рючим диэлектриком (Н).
Виды охлаждения указываются в обозначениях заводского типа
трансформаторов. При этом буквы и цифры означают; Т —трехфаз-
ный или О — однофазный; Р — наличие расщепленной обмотки НН;
Н —выполнение одной из обмоток с устройством РПН. После бук-
венного обозначения типа трансформатора в числителе дроби ука-
зывается номинальная мощность (кВ-А), в знаменателе — величина
йапряжения обмотки ВН (кВ). Например, трансформатор типа
ТРДН-25000/110 представляет собой двухобмоточный, трансформатор
с расщепленной обмоткой НН, охлаждение масляное с дутьем и
естественной циркуляцией масла, с устройством РПН, мощностью
25 000 кВ-А, напряжение обмотки ВН — НО кВ.
Автотрансформаторы. Во многих случаях при преобразовании
переменного тока более экономично вместо трансформаторов при-
менять автотрансформаторы, служащие для понижения и повыше-
ния напряжения. В автотрансформаторах используется магнитная
связь обмоток и электрическая связь частей обмоток высшего и низ-
шего напряжений.
Силовые автотрансформаторы получили широкое распространение
для сетей смежных напряжений, например ПО и 220 кВ; 220 и 500 кВ.
Мощные автотрансформаторы изготовляют как в однофазном,
так и в трехфазном исполнении, например трехобмоточный авто-
трансформатор типа АТДЦТН-32/220 имеет обмотки ВН на напряже-
ние 220 кВ, СН —на 121 кВ и НН —на 6,6, 11 или 38,5 кВ. Обмотки
ВН и СН соединяются в звезду с выведенной нулевой точкой, а обмот-
ку НН —в треугольник для компенсации токов высших гармоник
>(См. гл. 7).
; Номинальной, или проходной, мощностью автотрансформатора
Называют предельную мощность, которую можно передать через
автотрансформатор на стороне высшего напряжения. Благодаря
йепосродственному электрическому соединению первичной и вторич-
ной обмоток передача мощности в автотрансформаторе осуществля-
ется электромагнитным и электрическим путями-
' Мощность, передаваемую электромагнитным путем, называют ти-
повой или расчетной. Отношение типовой мощности к поминальной
‘Называют коэффициентом выгодности автотрансформатора а —
+= (1 —1/&), где k—коэффициент трансформации.
б Учитывая, что а = ST/SHOM, получим ST = aSH0M. Следовательно,
типовая мощность, передаваемая электромагнитным путем, составляет
.Часть вторичной, поминальной мощности. Поэтому автотрансформатор
28
29
с номинальной мощностью S[!0M эквивалентен по размерам и затрате
материалов на его изготовление трансформатору с номинальной
мощностью aS 1!0М. Чем ближе коэффициент трансформации к единице,
тем меньше коэффициент выгодности и тем меньше по размерам и
дешевле автотрансформатор по сравнению с трансформатором. Поэтому
автотрансформаторы целесообразно применять при небольших коэф-
фициентах трансформации. Например, при коэффициенте трансформа-
ции k = 220/127 и соответственно коэффициенте выгодности a = 0,45,
если проходная номинальная мощность составляет 40 МВ • А, то типо-
вая (расчетная) мощность составит только 0,45-40 — 18 МВ-А и
габариты такого автотрансформатора будут эквивалентны трансфор-
матору мощностью 18 МВ А.
Автотрансформаторы, применяемые на подстанциях энергетиче-
ских систем, имеют две основные электрически соединенные обмотки
(ВН и СИ) и дополнительную третичную компенсационную обмотку НН
с электромагнитной связью и могут в этом случае заменить трех-
сбмоточпые трансформаторы.
В понижающих трансформаторах третичную обмотку используют
для питания потребителей па генераторном напряжении, в повышаю-
щих трансформаторах к третичной обмотке подключают генераторы.
Автотрансформаторы можно применять в сетях с большими то-
ками замыкания на землю, имеющих глухое заземление нейтрали
при напряжениях выше 35- кВ, так как без указанного заземления
замыкание одной фазы высшего напряжения ВН па землю приведет
к недопустимому повышению напряжения на двух других фазах
среднего напряжения. Для защиты обмоток автотрансформатора
от перенапряжений (см. гл. 13) устанавливают разрядники, присое-
диняемые с сбеих сторон па вводах ВН и СН.
§ 2.3. Высоковольтное электрооборудование
Токоведущие части высоковольтного оборудования. К ним отно-
сятся шины с изоляторами и кабели *.
Шины. В распределительных устройствах напряжением выше
1000 В шипы изготовляют из меди, алюминия и стали и имеют круг-
лое, прямоугольное или коробчатое сечение. В закрытых установ-
ках медные шины применяют только в особых случаях, в открытых —
при агрессивной среде (морское побережье, территория химических
заводов). Как правило, в распределительных устройствах исполь-
зуют алюминиевые шипы. В закрытых установках напряжением до
35 кВ устанавливают алюминиевые шипы прямоугольного (плоского)
сечения; в открытых — круглые многопроволочные сталеалюминиевые.
В зависимости от величины тока шины собирают по одной, две,
три полосы в одном пакете на фазу. Зазор между шинами в пакете
обычно выбирают равным толщине шины.
Для токов, больших 3000 А, применяют шины коробчатого сече-
ния. Шина фазы А окрашивается в желтый цвет, В — в зеленый
* Подробно о кабелях см. гл. 6.
и С — в красный. При монтаже жесткие плоские и коробчатые шипы
каждой фазы (если длина ошиновки для алюминия больше 15 м,
а для меди •— больше 25 м) делят па отдельные участки, соединяе-
мые гибкими перемычками — компенсаторами. Среднюю точку каж-
дого пролета шин между двумя компенсаторами глухо закрепляют
на соответствующем изоляторе. На других изоляторах на шино-
держатели ставят приспособления для продольного перемещения
шин, вызываемого изменением их температуры. Для предохранения
контактных соединений от окисления шины температура среды не долж-
на превышать 70 °C.
Изолятоцы и линейные вводы. Токоведущие части
электроустановок крепят и изолируют друг от друга и по отношению
к земле при помощи изоляторов. Изоляторы для электроустановок
напряжением выше 1000 В изготовляют из фарфора, так как он обла-
дает высокой механической и электрической прочностью и достаточ-
ной теплоемкостью. Изоляторы делятся на подвесные (линейные),
опорные и проходные.
Подвесные изоляторы предназначаются для крепления проводов
воздушных линий (см- гл. 6).
Опорные изоляторы внутренних установок типа ОФ на 6, 10, 20,
35 кВ служат.для крепления шип и аппаратуры распределительных
устройств. Изготовляют их с овальным, круглым или квадратным осно-
ванием; металлические части (арматура), предназначенные для креп-
ления изоляторов, заделываются снаружи фарфорового корпуса
или внутри в виде фасонных гаек.
Опорные изоляторы наружных установок изготовляют опорно-
штыревыми типа ОНШ на 10, 35 кВ н опорно-стержневыми типа
ОНСМ на 10, 35, НО кВ. Для повышения электрической прочности
эти изоляторы выполняют с более развитой, чем у изоляторов для
внутренней установки, поверхностью.
Проходные изоляторы (для внутренних и наружных установок)
предназначены для вывода то ко ведущих частей из зданий и прокладки
шин через стены и перекрытия. Наибольшее применение имеют про-
ходные изоляторы внутренней и наружно-внутренней установки
типа ИП, ИПУ с токоведущими стержнями круглого п прямоуголь-
ного сечения на напряжение 6, 35 кВ и токи 250, 1600 А, используемые
в распределительных устройствах.
Маслонаполненные линейные вводы предназначены для вывода
проводов высокого напряжения из баков трансформаторов, высоко-
вольтных выключателей или прохода проводов высокого напряжения
через стены зданий. Вводы изготовляют на напряжения от НО до
220 кВ и токи от 1000 до 2000 А и имеют, например, обозначения:
ГБМЛ-110/1000— герметичный, с бумажно-масляной изоляцией, на
напряжение НО кВ, ток 1000 А; БМЛ-110/1000— не герметичный,
с бумажно-масляной изоляцией, линейный, на напряжение 110 кВ,
ток 1000 А.
Аппараты высоковольтного оборудования. К ним относят разъеди-
нители, короткозамыкатели и отделители, плавкие предохранители,
выключатели с приводами и т. д.
<4
30
В обозначении электрооборудования по ГОСТ 15160—69 указы-
вается климатическое исполнение У (умеренный климат), XJI (хо-
лодный климат) и категория исполнения 1—5 (см. [28]).
Разъединители. Используют их в системах электроснаб-
жения напряжением выше 1000 В для разъединения и переключения
участков сети, находящихся под напряжением. Разъединители создают
необходимый видимый разрыв электрической цепи, требуемый усло-
виями эксплуатации электроустановок.
По условиям техники безопасности при ремонте оборудования
распределительных устройств в токоведущих частях электроуста-
новки со всех сторон, откуда может быть подано напряжение, дол-
жен быть виден разрыв цепи. Указанное требование выполняется
установкой разъединителей в
р а с и р еде л иге л ьны х уст р о ист -
вах.
Разъединители не имеют
специальных устройств для
гашения дуги. Отключение
разъединителем больших то-
ков может вызвать опасное
короткое замыкание между
фазами из-за возникшей элек-
трической дуги. Поэтому
разъединители снабжают бло-
кировкой, предохраняющей
Рис. 2.И. Трехполюсный разъединительвнут- Ь Ю 1 т РУ
ренней установки типа PB-10/G00 ки- Разъединителями допус-
кается отключать ток холо-
стого хода трансформаторов (10 кВ — мощностью до 750 кВ-А;
20 кВ — мощностью до 6300 кВ А; 35 кВ — мощностью до 20 000 кВ А
и НО кВ — мощностью до 40 500 кВ А), ток заземления нейтралей
ч Р а реформаторов и дугогасящих катушек; уравнительный ток линий
(при разности напряжений не больше 2%), ток замыкания на землю
(не превышающий 5 А при 35 кВ и 10 А при 10 кВ), а также не-
большие зарядные токи воздушных и кабельных линий.
Разъединители подразделяют на разъединители внутренней и
наружной установок.
Разъединители внутренней установки выполняют однополюсными
и трехиолюсиыми. Общий в нд трех полюсного разъединителя для внут-
ренней установки типа РВ-10/600 приведен на рис. 2.11.
Разъединители наружной установки, например РЛНД-35 и РЛНД-
1-110 с одним заземляющим ножом, изготовляют повышенной меха-
нической прочности, с отдельными полюсами горизонтально-пово-
ротного типа, которые управляются вращением одного или двух
изоляторов, связанных тягами (рис. 2.12).
Для управления трехполюсными разъединителями внутренней
установки на напряжение 6—10 кВ до 1000 А применяют ручные при-
воды типа ПР-2; от 1000 до 2000 А — ручные приводы ПР—3, от 3000
до 7000 А — червячные приводы ПЧ-50. Для дистанционного управ-
ления используют электро двигательные, приводы типа МРВ или
пдв.
Для управления разъединителями наружной установки приме-
няют приводы типа ПРИ, ПДН, а также пневматические приводы,
которые можно использовать и для внутренних установок......... г..
_____________816 (1566) I- *. :
Рис. 2.12. Разъединители наружной установки типов РЛН-35 (раз-
меры без скобок) и РЛНД НО (размеры в скобках)
К о р о т к о з а м ы к а т е л и (рис. 2.13). Это аппараты, пред-
назначенные для искусственного.создания короткого замыкания в тех
случаях, когда ток при повреждениях в. трансформаторе-может ока-
заться недостаточным для срабатывания релейной защиты. Коротко-’
замыкатели применяют .на подстанциях без выключателей на сто-
32
2 Б. Ю. Липким
:.Э>
роне высшего напряжения. Они предназначены для наружной уста-
новки.
Короткозамыкатели типа КЗ-35 на напряжение 35 кВ выполняют
в виде двух отдельных полюсов, соединяемых при монтаже в один
двухполюсный аппарат. Короткозамыкатели типа КЗ-НО и КЗ-220
изготовляют в виде однопо-
люсных аппаратов. При вклю-
чении короткозамыкателя
КЗ-35 происходит двухфаз-
ное короткое замыкание на
землю, а при включении ко-
роткозамыкателя КЗ-НО или
КЗ-220 — однофазное корот-
кое замыкание иа землю,
Рис. 2.13. Короткозамыкатель ти-
пов КЗ-35 (размеры без скобок) и
КЗ-110 (размеры в скобках)
Рис. 2.14. Отделитель типа ОДЗ-35 с ножа-
ми заземления
Управление ко рот ко замыкателями осуществляется приводом
шпкм, выполняемым с двумя реле максимального тока и катушкой
отключения. Ко рот ко за мы кате ль включается автоматически под дей-
ствием пружинного механизма при срабатывании привода от релей-
ной защиты, Отключается вручную (см, гл4 11),
Отделители (рис. 2.14). Это двух колонковые разъедини-
тели с ножами заземления ОДЗ (без ножей — ОД), управляемые
общим приводом, размещенным в шкафу (ШПОМ) при напряжении
до НО кВ. Отделители на 220 кВ выполняют в виде трех отдельных
полюсов с самостоятельными приводами. Ножи заземления управляют
приводами наружно?! установки ПРНУ-10. k
Отделители отключают под действием пружин при срабатыва-
нии блокирующего реле или отключающего электромагнита (см.
гл. 11). Включают отделитель вручную.
Отделители могут отключать токи намагничивания трансформа-
торов мощностью до 16 МВ-А при напряжении 35 кВ и до 63 МВ А
при напряжении ПО кВ.
Горизонтально установленными трехполюсными отделителями раз-
решается отключать и включать намагничивающий ток силовых тран-
сформаторов и зарядный ток воздушных и кабельных линий при на-
пряжении 20—35 кВ и наименьшем расстоянии между осями полюсов
2 м, при этом отключаемый намагничивающий ток равен 11 А, за-
рядный ток — 3,5 А; при напряжении НО кВ и наименьшем расстоя-
нии 3 м соответственно 14,5 и 5,0 А.
Короткозамыкатели и отделители обычно работают в неблагоприят-
ных погодных условиях. Для повышения надежности их работы
и обеспечения высоких дугогасящих свойств разработаны более со-
вершенные конструкции типа КЭ и ОЭ на НО и 220 кВ. Они имеют
контактную систему в закрытой камере, заполненной элегазом с дав-
лением 0,30 Па и с большой электрической прочностью.
Плавкие предохранители. Эти устройства выполняют
операцию автоматического отключения цепи при превышении опреде-
ленной величины тока. После срабатывания предохранителя необ-
ходимо сменить плавкую вставку или патрон, чтобы подготовить аппа-
рат для дальнейшей работы.
Достоинством плавких предохранителей являются: простота уст-
ройства, относительно малая стоимость, быстрое отключение цепи
при коротком замыкании (меньше одного периода), способность
предохранителей типа ПК ограничивать ток в цепи при коротком
замыкании.
К недостаткам плавких предохранителей относятся следующие:
предохранители срабатывают при токе, значительно превышающем
номинальный ток плавкой вставки, такая избирательность отключе-
ния не гарантирует безопасность отдельных участков сети; отклю-
чение цепи плавким предохранителем вызывает обычно перенапря-
жение; возможны однофазное отключение и последующая ненормаль-
ная работа установок или участков сети.
Несмотря на указанные недостатки, плавкие предохранители
широко применяют для защиты силовых трансформаторов небольшой
мощности, электродвигателей, распределительных сетей и измеритель-
ных трансформаторов напряжения.
Наиболее распространены газогенерирующие предохранители с ис-
пользованием твердых газогенерирующих материалов (фибры, вини-
пласта, борной кислоты н др.) и кварцевые, в которых патрон с плав-
34
кой вставкой заполнен кварцевым песком (материалом, не выделяю-
щим газа под действием высокой температуры дуги).
Газогенерирующие плавкие предохранители выполняют с выхло-
пом и без выхлопа газа, образующегося в патроне.
Предохранители с выхлопом газа из патрона типа ПСН назы-
вают также стреляющими, поскольку срабатывание их сопровож-
дается звуковым эффектом, похожим на ; ружейный выстрел. ..Они
предназначены для наружной установки в устройствах с номиналь-
ным напряжением 35—220 кВ.
Рис. 2.15. Плавкий предохранитель типа ПСН-35:
/ — трубка из гаэогеиерирующего материала; ? — плав-
кая вставка; <? — металлический колпак; 4 — скоба;
5 — гибки» проводник; 6 — наконечник; 7 — рычаг;
S — держатель; 9 — изоляторы
Конструкция (а) и общий вид (б) плавкого предохранителя типа
ПСН-35 приведены на рис. 2.15. При перегорании плавкой вставки
вытягивается проводник из патрона: при этом дуга растягивается
и приходит в соприкосновение с газогеперирующим материалом.
Выделяющиеся газы выбрасывают проводник с большой скоростью
из трубки, что способствует деионизации дугового промежутка.
Предохранители с кварцевым заполнением изготовляют на на-
пряжения до 220 кВ включительно, номинальные токи до 320 А,
с наибольшей мощностью отключения до 1500 МВ А. Для защиты
силовых цепей предназначены предохранители типа ПК, ПКУ, ПКЭ
(внутренней установки), ПСН-35—220, ПК-6Н, ПК-ЮН (наружной
установки), для защиты трансформаторов напряжения — предохра-
нители типа ПКТ, ПКТУ. . . ‘ .
Рис. 2.16. Кварцевый предохрани-
юль типа ПК на 10 кВ
Общий вид (а) и разрез патрона (б) кварцевого предохранителя
типа ПК на напряжение 10 кВ показаны на рис. 2.16. Патрон пре-
дохранителя вставляется латунными колпачками 1 в неподвижные
пружинящие контакты 3, укрепленные па опорных фарфоровых
изоляторах 4. Патрон представляет собой фарфоровую трубку 2,
закрытую с обоих торцов латунными колпачками и заполненную
сухим кварцевым песком. Внутри патрона помещена плавкая вставка,
состоящая из нескольких параллельных медных спиралек 5 и 6 с на-
паянными на них шариками из олова.
Помимо плавких вставок в патроне
размещена еще стальная спиралька 7,
соединенная с якорем указателя сра-
батывания 8. В момент срабатыва-
ния предохранителя стальная спи-
раль также перегорает и освобож-
дает указатель, выталкиваемый вниз
специальной пружиной.
В кварцевых предохранителях
типа ПК, ПКУ, ПКЭ для снижения
пика перенапряжений применяют
плавкие вставки, составленные из
медных посеребренных проволочек
разных сечений. Для предохраните-
лей типа ПКТ, ПКТУ используют
константановые проволочки. Сначала
перегорает вставка меньшего сече-
ния, а затем — вставка большего се-
чения. Этим уменьшается длина про-
биваемых промежутков (каналов), а
возникаемое на предохранителе перенапряжение, которое должно
быть не более чем в 2,5 раза больше поминального.
Предохранители ПКТУ выполняют с добавочным сопротивлением,
что обеспечивает их повышенную отключающую способность.
Выключатели. При передаче и распределении электриче-
ской энергии напряжением выше 1000 В включение, отключение н
переключение электрических цепей производится под нагрузкой при
помощи выключателей. Выключатель должен включать и отключать
токи как в нормальном, так и в аварийных режимах работы электро-
следовательно, ограничивается
установки, которые сопровождаются обычно большим увеличением
токов. Следовательно, выключатель является наиболее ответственным
элементом распределительного устройства. Отметим основные прин-
ципы его работы.
При разрыве электрической цепи разомкнувшимися контактами
выключателя возникает электрическая дуга. Большая напряженность
электрического поля у поверхности в момент расхождения контак-
тов вызывает эмиссию электронов с металла того контакта, который
является в это время катодом. Возникновению начальной эмиссии
электронов с поверхности контактов способствует также повышение
температуры контактов из-за увеличения переходного сопротивления
36-
зг
между ними. Это приводит к ударной ионизации воздушного про-
межутка быстро движущимися к аноду под действием электрического
поля электронами и термической ионизации, вызванной резким уве-
личением температуры дуги. Прн этом возникающие в ионизирован-
ной воздушной среде ионы под действием электрического поля дви-
жутся к катоду, а электроны — к аноду. Ионы, приближаясь к катоду,
вызывают выход новых электронов, т. е. поддерживают возникшую
начальную эмиссию, а следовательно, и весь процесс ионизации
и прохождение в цепи тока.
Процесс ионизации сопровождается процессом деионизации в ре-
зультате восстановления из электронов и ионов нейтральных ато-
мов, возникающих в самой дуге и прилегающих к ней слоях. Поэтому
при конструировании электрических аппаратов, предназначенных
для замыкания и размыкания цепи с током, предусматривают спе-
циальные деионизирующие устройства, способствующие быстрому
гашению дуги. В этих устройствах используют охлаждение дуги
посредством перемещения ее в окружающей среде; обдувание дуги
воздухом или холодными неионизнрованиыми газами; расщепление
дуги на несколько параллельных дуг малого сечения; удлинение,
дробление и соприкосновение дуги с твердым диэлектриком; разме-
щение контактов в интенсивно деионизирующей среде; создание высо-
кого давления в дуговом промежутке и т. п.
В зависимости от применяемой дугогасительной среды выключа-
тели бывают жидкостные и газовые; из них наиболее распространены
соответственно масляные и воздушные.
В масляных выключателях дуг о гасительной средой является
трансформаторное масло; контактная система находится в баках
или в сравнительно небольших бачках — горшках. В воздушных
выключателях в качестве дугогасительной среды применяется хжа-
тый воздух; контактная система помещается в изоляционном цилиндре
или камере.
Выключатели можно разделить на три основных, наиболее рас-
пространенных типа:
1) баковые с большим объемом трансформаторного масла, исполь-
зуемого для гашения дуги и изоляции токоведущих частей соседних
фаз друг от друга и от земли;
2) горшковые, или малообъемные, в которых трансформаторное
масло используют только как средство для гашения дуги; бачки
этих выключателей во время работы находятся под напряжением,
поэтому их изолируют от заземленных частей наружными изоля-
торами. Дугогасительные камеры изолируют от заземленных частей
с помощью керамических или органических изоляционных материа-
лов, При напряжениях 35 кВ и выше гасительные камеры малообъем-
ных выключателей заключают в фарфоровые рубашки;
3) воздушные, в которых дугу гасят сжатым воздухом. В боль-
шинстве конструкций воздушных выключателей гасительные ка-
меры размещают в фарфоровых изоляторах. Дугогасительное уст-
ройство изолируют от заземленных частей также с помощью кера-
мических и органических изоляционных материалов.
38
Рис. 2.17. Принцип устройства многообъемного
масляного выключателя
В некоторых конструкциях выключателей применяют дугогаси-
тельные решетки нз металла или асбоцемента, куда дуга втягивается
магнитным полем или сжатым воздухом и разбивается на большое
число коротких дуг, быстро деионизируясь.
Включают и отключают выключатели вручную, дистанционно или
автоматически; механизм для включения и отключения выключателя
называют приводом. У большинства выключателей он представляет
собой отдельный аппарат — электромагнитный, пружинный, грузо-
вой или пневматический, соединяемый с приводным валом выключа-
теля. В воздушных выключателях, например, пневматический при-
вод конструктивно связан в одно целое с выключателем и его контакт-
ной системой. При ручном
управлении, применяемом
для выключателей малой
мощности, воздействуют
вручную на маховик или
штурвал, связанный с ва-
лом выключателя.
Выключатели характе-
ризуются рядом техниче-
ских параметров, которые
определяют условия их
эксплуатации: номиналь-
ное и максимальное рабо-
чее напряжение, номиналь-
ный рабочий ток, номи-
нальный ток и номиналь-
ная мощность отключения.
Номинальным током
(номинальной мощностью)
отключен ия вы к л юч ате л я
называют наибольший ток
(мощность), который выключатель может отключить при его номи-
нальном напряжении без каких-либо повреждений, препятствующих
его дальнейшей эксплуатации.
Масляные выключатели. На рис. 2.17 приведено устройство мио-
гообъемпого (бакового) масляного выключателя без специального
устройства для гашения дуги. Такой выключатель выполняют в виде
стального бака 17, залитого трансформаторным маслом /5; в ниж-
ней части бака, изолированного внутри специальной фанерой 14,
имеется маслоспускной кран 16. Уровень масла контролируется ука-
зательной трубкой 13. Бак крепится к чугунной крышке 10 при по-
мощи 12 и болтов 11. Проходные изоляторы 9 с токоведущими стерж-
нями, на концах которых укреплены неподвижные контакты 3, про-
пущены через крышку внутрь бака. Под крышкой бака размещается
буферное воздушное пространство 6, из которого воздух отводится
в газоотводную трубу 5.
Включается и отключается масляный выключатель приводом,
воя действующим на вал выключателя 8. При включении вал выкл го-
39
чате л я поворачивается по часовой стрелке и через систему, состоя-
щую из кривошипно-шатунного механизма стягами 7, 20, 21 н направ-
ляющей 19, поднимает контактную траверсу 1, на которой укреп-
лены подвижные контакты трех фаз выключателя. Подвижные кон-
такты замыкаются с неподвижными, укрепленными па концах токо-
ведущнх частей проходных изоляторов. При этом отключающая
пружина 18 сжимается и во включенном положении выключатель
удерживается механической защелкой привода.
При отключении привод смещает защелку. Под действием отклю-
чающих пружин и подвижных контактов, металлической травер-
сы 22 и штанги 23 последняя перемещается вниз, и контакты выклю-
чателя 3 и 1 расходятся. Между ними возникает дуга, а вокруг нее —
газовый пузырь 2, состоящий из продуктов разложения масла (70 % во-
дорода, 20 % этилена, 10 % метана). Давление в газовом пузыре
составляет 0,2—0,4 МПа. Водород обладает большой теплопровод-
ностью и высокой электрической прочностью, что используется для
гашения дуги. Образующиеся газы проходят через слой масла и
выходят в буферное пространство — верхнюю часть бака, не запол-
ненную маслом. Газы, проходя через слой масла, должны охладиться,
иначе возможен их быстрый прорыв (если объем масла будет ма-
лый) и образование в буферном пространстве гремучей смеси прн
соединении водорода и кислорода. При слишком большом объеме
масла может произойти выброс масла из бака через трубку 4. По-
этому необходимо постоянно контролировать уровень масла, его
качество, а также чистоту поверхности проходных изоляторов, па ко-
торых могут скапливаться раскаленные частицы угля и металла,
образуемые при выключении.
Дуга восстанавливается и гаснет несколько раз, поэтому время
выключения мпогообъемных выключателей продолжительно (0,15—
0,2 с). Это является одним из недостатков выключателей и ограничи-
вает их применение в установках небольшой мощности при напря-
жении до 6 кВ, а также в установках с частыми включениями и отклю-
чениями, например в электрических печах. Недостатком этих выклю-
чателей является также пожароопасность из-за большого объема
масла.
На рис. 2.18 показан многообъемный выключатель экскаватор-
ного типа ВМЭ, рассчитанный па номинальное напряжение 6 кВ,
номинальный ток 200 А и отключаемую мощность 50 МВ • А. Много-
объемные масляные выключатели со специальными устройствами
для гашения дуги применяют для ускорения процесса гашения дуги,
повышения величины предельно отключаемой мощности. Наиболее
распространенными ранее являлись выключатели типа МКП на на-
пряжение 35, 110 и 500 кВ с камерами поперечного масляного дутья
(рис. 2.19), Выключатели типа МКП заменяют в настоящее время
выключателями типа У-НО и У-220 (Урал). В них гасительная ка-
мера прикрепляется к колпаку проходного изолятора, представ-
ляющего собой маслонаполненный ввод с расширителем. Под баком
размещены электронагреватели масла, действующие при темпера-
туре ниже 25 СС. К верхнему и нижнему концам дугогасительного
устройства подключается шунтирующее сопротивление, назначение
которого — равномерно распределить напряжение па дуге и этим
облегчить процесс ее гашения.
В малообъемных масляных выключателях (горшковых) масло
помещают в стальных или пластмассовых баках и используют его как
дутогасящую среду. Достоинством таких выключателей является
незначительный объем масла (около 10 кг) по сравнению с много-
обтемными выключателями (около 50 кг), из-за чего горшковые вы-
ключатели считаются взрыво- и пожаробезопасными и устанавли-
ваются на металлических конструкциях. .Металлические баки изо-
лируют ст земли фарфоровыми изоляторами, укрепленными на сталь-
ной раме.
Рис. 2.18. Выключатель мпогообъ?мный типа ВМЭ
Малообъемные выключатели типа ВМГ-133 ранее выпускались
и пока находятся в эксплуатации на подстанциях промышленных
предприятий. В настоящее время выпускают выключатели ВМГ-10,
в которых фарфоровые тяги заменены изоляционными рычагами.
В последнее время выпускают более совершенные малообъемные
масляные выключатели типа ВМП-10 для сборных камер (КСО) и
типа ВМПП-10, ВМП-10К и ВМПЭ-10 для комплектных распредели-
тельных устройств (КРУ) с пружинными и электромагнитными при-
водами.
Общий вид выключателя ВМП-10К приведен на рис. 2.20. Три
металлических бака из стеклоэпоксидной смолы закреплены на опор-
ных изоляторах и установлены на стальной раме. По обе стороны
41
40
рамы выведен вал для связи с приводом выключателя. Подвижные
контактные стержни проходят через каждый бак в гасительную ка-
меру из фибры или гетинакса, размещенную в нижней части бака,
к которому приварен резервуар с маслом. Необходимую амортиза-
цию при включении и отключении выключателя создают пружины
и масляный буфер,
Промышленность выпускает для КРУ на 35 кВ колонковые мало-
объемные выключатели типа ВМК-35 в двух исполнениях: ВМК-35Э
и ВМК-35В со встроенными электромагнитным ВЭ или пневматиче-
ским ВП приводом. В выключателе ВМК-35В с пневматическим при-
водом (рис. 2.21) три колонки, состоящие из опорных и дугогаси-
тельных частей, установленных на тележке 6. Тележка содержит
встроенный пневматический привод со всеми вспомогательными
элементами и механизм передачи движения к подвижным контакт-
ным стержням. Последние расположены внутри опорного изолятора 4
и приводятся в движение изоляционной тягой 5. Дуто гасительное
устройство 3 состоит из изоляционного стеклоэпоксидного цилиндра;
оно вместе с нижним подвижным контактом закрыто изолятором.
Рис. 2.19. Разрез фазы выключателя типа МКП-110 (У-110):
/ — электроподогреватсли; 2 ~~ траверса подвижного контакта; 3 — изолирующая тяга;
4 — шунтирующий, резистор; 5 — дуга гасительные камеры; 6 — трансформатор тока; 7 —
маслонаполненные вводы; 8 — приводной механизм; 10 — маслоспускной вентиль
43
На верхнем выводе выключателя размещено масло указательное
стекло 1 и маслоналивное отверстие 2.
Выключатель отключается под действием пружин, расположен-
ных в цилиндре пневматического привода после расцепления меха-
низма (вручную или дистанционно от отключающего электромаг-
нита).
fS2O
Рис. 2.21. Выключатель типа ВМК-35В
Вогдушные выключатели. В установках напряжением выше 1000 В
применяют также воздушные выключатели. Это дает возможность
отказаться от масла как от дугогасящей среды, а также сделать вы-
ключатели быстродействующими, так как не требуется времени для
создания необходимого давления газов, предназначенных для гаше-
ния дуги. В воздушных выключателях время выключения состав-
ляет 0,06—0,07 с при мощности отключения до 15 000 МВ А. Воз-
душные выключатели выполняют с отделителями н без них.
44.:
Недостаток этих выключателей — необходимость иметь компрес-
сорную установку для подачи воздуха в гасительную камеру дав-
лением 0,8—2 МПа, а также для управления электроиневматиче-
скими клапанами включения и отключения. Указанные клапаны мо-
гут быть открыты вручную или дистанционно путем замыкания цепи
катушек электромагнитов.
На рис. 2.22 приведена принципиальная схема устройства управ-
ления воздушным выключателем. Дугогасительная камера 6 распо-
ложена в верхней части, а воздушный привод 1 — в нижней чаути
выключателя.,Сжатый воздух при отключении подается через клапан:К3
Рис. 2.22. Принципиальная схема устройства и управления
воздушным выключателем
в верхнюю часть цилиндра и в гасительную камеру, перемещая вниз
поршень 2, благодаря чему подвижный контакт 7 отходит от верхнего
неподвижного контакта 8 и между ними возникает дуга. Гашение
дуги происходит воздухом, поступающим в отверстие контакта 8
(схема справа), после чего воздух через колпачок 10 и отверстие 11
выходит наружу. Для включения выключателя воздух подается
снизу через клапан Ki- После включения устанавливается цепь тока:
зажим 9, крышка 12, неподвижный 8 и подвижный 7 контакты, сколь-
зящий 5 и неподвижный 3 контакты, зажим 4.
После соответствующей операции (включения или отключения)
сигнальные автоматические блок-контакты выключателя (КСА) пере-
ключаются, питание соответствующих катушек (КО, КВ) электро-
пневматических клапанов прекращается, останавливая подачу воз-
духа.
На этом принципе выполняются воздушные выключатели типа
ВВН-35-2, предназначенные для установок напряжением до 35 кВ.1
4й-
и мощностью отключении 2000 МВ-А. В указанных выключателях
изоляция между подвижным и неподвижным контактами создается
воздушным промежутком. Эти контакты остаются разомкнутыми при
отключении выключателя.
Воздушные выключатели с закрытым воздухонаполненным отде-
лителем на напряжение 220 кВ и мощностью отключения 10 000 МВ А
типа ВВН-220-10 (рис. 2,23) состоят из трех одинаковых полюсов
(фаз), механически не ” м пЛишт паспоедели-
связанных
Рис. 2.23. Полюс воздушного выклю-
чателя типа ВВН-22040;
/ — дутьевой клапан камеры; 2 — опор-
ная колонна камеры; 3 — гасительная
камера; 4 — аппаратные выводы; 5 — от-
делитель; 6 — опорная колонка отделите-
ля; 7 — дутьевой клапан отделителя; 8 —
бак сжатого воздуха; 9 — обратный кла-
пан; 10 — шкаф управления полюса; 11 —
импульсный трубопровод; 12 — токоведу-
щая труба (шина)
между собой, и общего распредели-
тельного шкафа. Каждый полюс
выключателя имеет гасительную
камеру, отделитель воздухонапол-
ненного типа, две опорные колон-
ки из полых фарфоровых изолято-
ров, дутьевые клапаны камеры и
отделителя, бак сжатого воздуха,
шкаф управлении с пневматиче-
скими блоками клапанов включе-
ния и отключения и ряд других
узлов и деталей. Выключатели на
220 кВ и выше имеют омические и
емкостные делители напряжения,
для равномерного распределения
напряжения между дугогаситель-
ными камерами и улучшения ус-
ловий гашения дуги.
Каждый полюс имеет собствен-
ную схему управления и сигнали-
зации, состоящую из электромаг-
нитов включения и отключения,
пневматической системы управ-
ляющих клапанов, электрического
сигнально-блокировочного контак-
тора с пневматическим приводом
и т. п.
Полюсы выключателя в зави-
симости от номинального напряже-
ния имеют от двух до пяти соеди-
ненных последовательно элементог
(разрывов) гасителей камеры и от-
делителя. На каждом полюсе га
сительная камера и отделитель соединяются друг с другом после
довательно при помощи трубчатых токоведущих шин. Когда выклю
чатель включен, контакты гасительной камеры и отделителя зам
кнуты, сжатый воздух в отделителе и его опорной колонке отсутствует
При отключении выключателя в гасительную камеру по
дается сжатый воздух под давлением 20 МПа, контакты камеры npi
этом размыкаются, а образующаяся между ними электрическая дуг;
гасится потоком воздуха. Затем с некоторым запаздыванием сжаты:
воздух подается в разрывы отделителя, размыкает его контакт!
и удерживает их в разведенном положении. Подача воздуха в гаси-
тельную камеру прекращается и ее контакты замыкаются, когда в раз-
рывах отделителя будет достигнута достаточная электрическая проч-
ность межконтактных промежутков. При включении выклю-
чателя сжатый воздух выпускается из камеры отделителя, давление
падает до 10 МПа, вследствие чего его контакты под действием пружин
замыкают цепь, в которой установлен выключатель.
Дуго гасительная камера выключателей с воздухонаполненным
отделителем работает только в момент отключения н предназначена
для кратковременного разрыва токоведущей цепи выключателя и
гашения образующейся при этом электрической дуги. В остальное
время контакты дугогасительной камеры замкнуты, В операции-
включения дугогасительная камера не участвует.
Выключатель типа ВВ-20 (L/a0M = 20 кВ при /01К =115 кА)
с отделителем устанавливают на мощных генераторах (рис. 2.24).
При расхождении контактов 8, 9 загорается дуга, которая гасится
продольным потоком сжатого воздуха давлением 20 МПа, Восстанав-
ливающееся напряжение пробивает промежуток между электродами,
при этом главный промежуток шунтируется резистором 4, перево-
дящим процесс восстановления напряжения в апериодический. Оста-
точный ток резистора гасится воздушным потоком, омывающим элек-
троды. Малое расстояние между этими электродами ограничивает
перенапряжения, возникающие при отключении малых индуктивных
токов. Одновременно с гашением дуги нарастает давление на верх-
нюю рабочую поверхность поршня, После гашения дуги приводной
цилиндр перемещает нож отделителя 2 и создается необходимое изо-
ляционное расстояние. В момент, когда это расстояние становится
достаточным, прекращается подача воздуха в сборник и подвижный
контакт возвращается в замкнутое положение. Включение выключа-
теля и отделителя производится подачей воздуха в нижнюю часть
приводного цилиндра.
Электромагнитные выключатели, Выключатели с электромагнит-
ным гашением дуги имеют ряд преимуществ по сравнению с мало-
объемными выключателями: не требуют масла для гашения дуги,
пожаро- и взрывобезопасны, создают низкий уровень коммута-
цнонных перенапряжений и имеют повышенную износоустойчи-
вость дугогасящих частей выключателя. Эти преимущества пред-
определяют их использование в установках с частыми отключе-
ниями, например в электро печных, тяговых и выпрямительных
подстанциях.
Гашение дуги в электромагнитных выключателях производится
в специальных камерах, в которых дуга постепенно растягивается
в узкой щели между изоляционными стенками из тер моду го стой ко го
материала. Этим увеличивается сопротивление дуги и создаются
благоприятные условия ее гашения.
Трехполюсные электромагнитные выключатели серии ВЭМ на
напряжение би 10 кВ с электромагнитным приводом ПЭ-22 на
напряжение 220 В выпускают двух типов: ВЭМ-6-2000/40 и
ВЭМ-10К-1000/12,5. Первые рассчитаны на ток 2000 А, вторые — на
47
46
номинальный ток 1000 А при номинальных токах отключения соот-
ветственно 40 и 12,5 кА.
Выключатель ВЭМ-6-2000/40-125 (рис. 2.25) состоит . из сварной
металлической рамы 8, поставленной на катки. Рама является одно-
временно тележкой КРУ (см. гл.. 10). Под рамой расположен электро-
2т6 ,
. Тй
Рис. 2.25. Выключатель с электромагнитным гашением дуги ВЭМ'6-2000/40-125
магнитный привод 7. На плите 3 установлены шесть проходных изоля-
торов 10 с контактными зажимами 9. На изоляторах смонтированы
контакты: подвижные 17, 18 и неподвижные главные 11, дугогаси,-
Рис. 2.24. Воздушный выключатель с наружным отделителем типа ВВ-20:
7 — нижний: токопрОвод; 2 — нож отделителя; 3 — верхний токопрэпод; 4 — шунтирующий
резистор; 5 — глушитель; 6. 7 — электроды; 8 — неподвижный контакт; $ — подвижный
контакт; 10 — неподвижный контакт отделителя; !! — воздухосборник; 12 —трубка; /3 —
; попшень отделителя _ . . . L
49 .
тельные 12. Дугогасительные камеры 16 размещены над неподвижными
контактами. Камеры опираются на полюсные наконечники 13 электро-
магнита 14.
На сердечнике магнитопровода расположена катушка магнитного
дутья /5, один конец которой соединен с неподвижным контактом 11,
а второй — с рогом 12 камеры. На подвижных контактах жестко
укреплены цилиндры воздушного поддува 2, внутри которых при
движении ножен перемещаются поршни 19, имеющие неподвижные
шарнирные соединения с изоляционными стойками 21. Подвижные
контакты через изоляционные тяги 20 соединены с валом выключа-
теля 4. Вал имеет ряд рычагов, к которым присоединяются отключаю-
щие буферные пружины 5 и 6. Посредством тяги 22 вал соединен
с приводом. Верхняя часть выключателя закрыта изолированным
кожухом 1, состоящим из двух частей у выключателя на ток 2000 А
и трех частей у выключателя на ток 3200 А.
При выключении выключателя вначале замыкаются контакты 12
и 18, которые в полностью включенном положении шунтируются
контактами 11 и 17. Одновременно при повороте вала на включение
растягиваются отключающие буферные пружины 5 и 6 и производится
переключение сигнально-блокировочных контактов. В конце хода
включения механизм привода запирается на защелку, контакты раз-
мыкаются и прекращается питание включающего электромагнита ЭВ.
Схема автоматически подготовлена к следующей операции. При от-
ключении сердечник электромагнита отключения привода втягивается,
снимает запорную собачку механизма свободного расцепления при-
вода. Под действием отключающих и буферной пружин механизм
свободного расцепления складывается и вал выключателя поворачи-
вается на отключение.
Вакуумные выключатели. Их изготовляют на напряжение 6—10 кВ,
номинальные токи 200 и 320 А, ток отключения 2 кА, динамическую
устойчивость 40 кА. Основным элементом вакуумного выключателя
является вакуумная дугогасительная камера (ВДК), в которой про-
исходит гашение дуги.
Трехполюсные вакуумные выключатели нагрузки ВНВ-10/320 и
ВНВП-10/320-2У2 нормального и тропического исполнений устанав-
ливают в шкафах КРУ для открытых горных разработок, экскаватор-
ных установках, подстанциях электро дуговых печей.
Выключатель ВНВ-10/320 (рис. 2.26) состоит из металлической
сварной рамы 1, установленной на четырех катках 9. На раме шесть
опорных изоляторов 3 с тремя дугогасительными камерами (КДВ) 5,
в которых расположены первичные подвижные контакты, К послед-
ним крепят динамический виток 4 и тяговый изолятор 2. Для упра-
вления приводом служат включающий 6 и отключающий 8 электро-
магниты и пружина отключения 7.
Преимущества вакуумных выключателей: высокая электрическая
прочность вакуума, что обеспечивает быстрое восстановление элект-
рической прочности между контактами при разрыве дуги; быстродей-
ствие и большой срок службы при большом числе отключений; малые
габариты и удобство обслуживания; наиболее пригодны в электропеч-
50
ных и конденсаторных установках при частых операциях включения
и отключения.
Следует отметить, что вакуумные выключатели рассчитаны на не-
высокие токи отключения (2000 А), дорого стоят и поэтому пока имеют
ограниченное применение.
Элегазовые выключатели. Их изготовляют на напряжение 35, ПО,'
220, 500 и 750 кВ. Контактная система таких выключателей состоит
нз подвижного и неподвижного контактов с встроенными феррито-
выми магнитами, помещенными внутри фарфорового герметически
закрытого корпуса, заполненного элегазом давлением 0,30 МПа. Обра-
зовавшаяся дуга при разрыве контактов вращается за счет взаимо-
действия тока дуги с магнитным полем ферромагнитов. При этом про-
исходит интенсивное гашение дуги.
Достоинством элегазовых выключателей нагрузки является их
пожаро- н взрывобезопасность, быстрота действия и высокая отклю-
чающая способность (40 000 и 50 000 МВ А на 500 и 750 кВ), К недо-
статкам относятся их большая стоимость н необходимость устанавли-
вать дополнительные приборы для получения элегаза.
Элегазовые выключатели применяют в открытых распределитель-
ных устройствах, оборудуемых КРУЭ (см. гл. 10).
Выключатели нагрузки (ВН). Их широко применяют в установках
напряжением 6—10 кВ на распределительных пунктах и цеховых
трансформаторных подстанциях. Соединение ВН с высоковольтным
предохранителем типа ПК даёт аппараты ВНП-16 и ВНП-17 или аппа-
раты с заземляющими ножами ВНП3-16 и ВНП3-17< ...
51.
Включают и отключают рабочие токи выключателем нагрузки;
при коротком замыкании срабатывает плавкая вставка предохранителя
ПК и отделяет поврежденную цепь от сети.
На рис. 2,27 показан выключатель нагрузки ВНП-17, дугогасп-
тельная камера которого выложена внутри пластинами из органиче-
ского стекла. Скорость гашения дуги (с момента возникновения ее до
выхода дугогасительного ножа из камеры) определяется длиной дуги,
количеством водорода, выделенного из органического стекла иод
влиянием высокой температуры Луги, а также величиной давления
газа в камере.
Выключатели нагрузки ВНП выполняют на номинальный ток
400 А при напряжении 6 кВ и на 200 А при 10 кВ, при мощности
отключения 300 МВ-А. Отличие выключателя нагрузки типа ВНП-16
от типа ВНП-17 состоит в том, что у последнего имеется устройство
в виде катушки электромагнита, автоматически отключающее выклю-
чатель нагрузки при перегорании предохранителя в любой фазе.
Выключатель нагрузки ВНП3-16 рассчитан на сквозной максималь-
ный ток 30 кА. В современных промышленных сетях ударные токи
короткого замыкания обычно превышают указанные значения, по-
этому выключатель нагрузки устанавливают после предохрани-
теля. Это позволяет не проверять выключатель на токи короткого
замыкания, так как предохранители ПК являются токоограничиваю-
щими. Рассмотренное свойство предохранителей ПК объясняется тем,
что плавкая вставка их при коротком замыкании перегорает до того,
как ударный ток короткого замыкания достигнет своего максималь-
ного амплитудного значения.
Приводы выключателей. Назначение привода — обес-
печить управление отключателем: включить, удержать во включенном
положении и отключить. Вал привода соединяют с валом выклю-
чателя при помощи системы рычагов и тяг. Привод выключателя
должен обеспечить необходимую надежность и быстроту работы,
а при электрическом управлении — наименьшее потребление элект-
роэнергии.
Включение выключателя является для привода наиболее тяжелой
операцией, так как при этом преодолеваются сопротивления пружин
и контактов. Поэтому при включении привод потребляет наибольшую
мощность.
Для отключения привода необходимо освободить при помощи
электромагнита механическую защелку, удерживающую привод во
включенном положении. Эта операция происходит без потребления
большой мощности, так как после освобождения защелки выключа-
тель отключается за счет действия отключающих пружин выключа-
теля.
Все приводы имеют механизм свободного расцепления, обеспечи-
вающий отключение даже в случае, когда рукоятка привода удер-
живается во включенном положении. Последнее возможно при вклю-
чении выключателя иа существующее короткое замыкание в сети.
Известны следующие типы приводов: а) ручные прямого действия
(ПРБА, ПРА); б) электромагнитные (ПЭ, ШПЭ); в) пружинные
52
Рис. 2.27. Выключатель нагрузки типа ВНП-17
(ППМ-10, ППВ, ПП-67); г) пневматические (ПВ, ШПВ) для наруж-
ной установки (обозначаются буквой Ш).
Ручные автоматические приводы типа ЛРБА (привод рычажный
блипкернын автоматический). Обычно его применяют для мало-
объемных выключателей. Привод включают вручную путем поворота
рычага из нижиего положения в верхнее, после чего механизм привода
удерживается защелкой во включенном положении. Снизу в коробке
привода установлены г строенные реле тока (от одного до трех) и ка-
тушки отключения, схемы включения которых приведены в гл. 10.
Отключается выключатель таким приводом автоматически указан-
ными катушками и реле или вручную поворотом рычага привода из
верхнего положения в нижнее, что освобождает удерживающую за-
щелку и отключающие пружины выключателя.
Для управления выключателями нагрузки типа ВНП-16 приме-
няют аналогичные, но меньшего размера приводы ПР-17, в которых
отсутствуют встроенные реле, но имеется отключающая катушка для
дистанционного отключения. На выключателях нагрузки ВНП-17
устанавливают приводы ПР А-17 для автоматического отключения
выключателя при перегорании любого предохранителя.
Электромагнитные приводы. Они предназначены для дистанцион-
ного и автоматического включения и отключения выключателей на
электрических станциях и подстанциях. До настоящего времени при-
меняют электромагнитные приводы типа ПС-10, работающие на по-
стоянном токе с напряжением НО, 220 В, заменяемые на приводы
ПЭ-11 и ШПЭ-
Основным недостатком электромагнитных приводов является зна-
чительный ток, потребляемый катушками включения (до 100 А).
Повышение мощности и быстродействия выключателей потребовали
создания новых конструкций электромагнитных приводов, например
типа ПЭ-11 (рис. 2.28) для выключателей ВЛ1Г-10, ВМП-10, ВМП-10К,
ВМП-10Э, ВМП-35; типа ПЭ-21 — для МГГ-10, типа ШПЭ-33 (в шка-
фу) — для МКП-110.
Следует отметить, что привод ПЭ-11 при одинаковых размерах
с приводом типа ПС-10 потребляет ток для включающего электромаг-
нита 58 А вместо 97,5 А, а ток отключающего электромагнита — 1,25 А
вместо 2,5 А,
Повышение мощности отключения выключателей типа У-ПО,
У-220 до 5000—25 000 МВ-А потребовало увеличения их динамиче-
ской устойчивости и привело к значительному усилению контактных
пружин дугогасительных камер.
Приводы типа ШПЭ-44, ШПЭ-44П обеспечивают надежную работу
указанных выключателей. Достоинством таких приводов является
наличие единого унифицированного механизма и сменных электро-
магнитных блоков, выбираемых в зависимости от типа выключателя.
Пружинные приводы. В этих приводах энергия, необходимая для
включения, запасается в спиральной (привод ППМ-10) или цилиндри-
ческой (привод ПП-61) пружинах, встроенных в маховик. Пружины
после каждого включения автоматически заводятся через редуктор
с помощью электродвигателя мощностью до 1 кВт,
52/
г.
&
Рис. 2.28. Привод электромагнитный типа
ПЭ-11:
/, 2 — блок-ко а такты сигнальные и управления;
3 — рычаг рунного отключения: 4 — электромаг-
нит отключения; 5 — сборка зажимов
Пружинными приводами можно выполнить устройства АПВ (см,
гл. 12). Пружинные приводы не требуют мощного источника постоян-
ного тока (как электромагнитные) или сжатого воздуха (как пневма-
тические).
В последнее время широко применяют пружинный привод типа
ПП-67. Он предназначен для управления выключателями типа ВМГ-10
и ВМП-10 при внутренней ус-
тановке и для управления вы-
ключателями типа В МП-35 П
при наружной установке в от-
дельном шкафу типа ШПП-63.
В приводе типа ПП-67
выключатель включается за
счет предварительно натяну-
тых двигателем пружин при-
вода; отключается — за счет
энергии, запасенной пружи-
нами выключателя при вклю-
чении. В такой привод встра-
ивают два электромагнита
дистанционного включения и
отключения и не более пяти
отключающих элементов за-
щиты (реле РТМ, РТВ, РНВ
и электромагниты релейного
отключения РЭ; см. гл. 11).
Привод ПП-67 (рис. 2.29)
конструктивно выполняют в
виде металлического сварно-
го корпуса, на наружных
стенках которого монтируют
его основные узлы: автома-
тическое двигательное заво-
дящее устройство; силовой
орган привода; сигнально-командные
блок-контакты.
Автоматическое двигательное заводящее устройство состоит из
электродвигателя 1, червячного редуктора 4, системы зубчатых ко-
лес 5, рычагов 3, 9 с упором 8 для связи редуктора с включающими
пружинами и переключателя 16. В качестве двигателей применяют
двигатели типа МУН на НО, 127 и 220 В постоянного или переменного
тока с мощностью на валу 80—100 Вт, подключаемые к сети через клем-
мную коробку 13.
Для подготовки привода к включению электродвигатель 1 через
редуктор 4 приводит во вращение зубчатое колесо 5, которое, вращаясь
против часовой стрелки, захватывает роликом 7 зуб зацепа 6 на тра-
версе, поворачивает ее с грузом и натягивает включающие пружины
привода. После поворота траверсы с грузом примерно на 180° проис-
ходит расцепление зубчатого колеса с траверсой. В заведенном поло-
жении траверса п пружины запираются механизмом внутри привода.
55
54
Рис. 2.29. Привод пружинный типа ПП-67
При дальнейшем вращении зубчатого колеса 5 при помощи отража-
теля 14 и планки 15, воздействующей на один рычаг переключателя 16,
двигатель отключается от сети при заведенном приводе. При срабаты-
вании привода на включение выключателя рычаг 3 под действием
включающих пружин привода поворачивается против часовой стрелки
и воздействуя ла другой рычаг переключателя 16, переключает его
и подключает двигатель к сети. Таким образом, при каждом срабаты-
вании привода на включение выключателя заводящее устройство
обеспечивает автоматическое натяжение включающих пружин и под-
готовку привода к следующему циклу включения. Подготовка при-
вода к включению (завод включающих пружин) может быть выпол-
нена также вручную рукояткой 19, но при этом переключение контак-
тов переключателя 16 следует произвести вручную рукояткой 2.
Силовой орган привода предназначен для преодоления сопротивле-
ния выключателя, трения в подшипниках привода и создания необ-
ходимой скорости замыкания контактов выключателя. Он состоит
из трех включающих пругжин 12 и узла предварительного натяжения
включающих пружип с регулировочным болтом 10.
Силовой орган соединяется с траверсой привода посредством си-
стемы рычагов 3 и 9, позволяющей получить на валу привода наиболь-
ший вращающий момент в зоне замыкания контактов выключателя.
В приводе установлены сигнально-командные блок-контакты
типа КСА:
а) положения вала привода 18 — укреплены па корпусе привода 17
и приводятся в движение рычажной системой, связанной с валом
привода. Количество замыкающих и размыкающих блок-контактов
от 4 до 12;
б) состояния включающих пружин — встроены в переключатель 16.
В приводе установлены также аварийные блок-контакты И типа
БК А — приводятся в действие па включение той же рычажной систе-
мой, что и блок-контакты положения вала.
Контакты БКА замыкаются при включении привода и размыкаются
при ручном или дистанционном отключении привода и остаются замк-
нутыми при отключении привода любым элементом защиты, для по-
дачи сигнала аварийного отключения.
Пневматические приводы. В этих приводах электромагнит заме-
няется пневматическим цилиндром, по принципу действия и по кине-
матической схеме они подобны электромагнитным приводам. Привод
выключают поршнем под действием сжатого воздуха.
Пневматический привод типа ПВ (или ШПВ) (рис. 2.30) состоит
нз рабочего цилиндра 1 и находящегося в нем поршня 2, который
через шток 3 связан с обычным механизмом привода н выключа-
теля.
При дистанционном включении выключателя открывается элект-
ропневматнческий клапан, через который из резервуара поступает
воздух в рабочий цилиндр. Под действием сжатого воздуха поршень
со штоком поднимается вверх и включает выключатель; спиральная
пружина 4 возвращает поршень в исходное положение и выключатель
удерживается защелкой включенным.
57
Преимущества пневматического привода: конструктивно прост,
надежен в работе, имеет малые габариты и невысокую стоимость,
быстродействующий, включается без резких ударов. Недостатком
привода является необходимость в компрессорной установке, тре-
буемой для получения
сжатого воздуха, и в раз-
ветвленной сети воздухо-
проводов.
Наиболее часто в систе-
ме электроснабжения про-
мышленных предприятий
применяют высоковольтные
выключатели и соответст-
вующие приводы, приведе-
ны в табл. 2,1.
Трансфо р мато-
ры тока. Трансформа-
торы тока должны: 1) в ус-
тановках напряжением до
1000 В снизить измеряемый
или контролируемый ток
до величины, допускающей
подключение последова-
тельных катушек измери-
тельных приборов или ап-
паратов защиты (реле);
2) в установках напряже-
нием более 1000 В отделить
цепи высокого напряжения
от цепей измерительной и
защитной аппаратуры, обе-
спечивая безопасность их
обслуживания.
Трансформатор тока ха-
рактеризуется номиналь-
ным коэффициентом транс-
формации
&НОМ = Л//2“ (2.1)
...Л---2
Рис. 2.30. Привод пневматический типа ПВ Результирующая маг-
нитодвижущая сила (МДС)
трансформатора тока определяется суммой МДС первичной и вто-
ричной его обмоток:
{„W, = + (— I.WJ. (2.2)
При размыкании вторичной обмотки трансформатора отсутствует
МДС вторичной обмотки (Д1Г2) и тогда
Большая величина значительно увеличит магнитный поток и
магнитную индукцию, вследствие чего возрастает нагрев сердечника
и увеличится ЭДС вторичной обмотки. Это может привести к перегреву
и пробою изоляции вторичной обмотки трансформатора и появлению
опасного напряжения на включенной аппаратуре. Поэтому р а з м ы-
кание вторичной обмотки трансформатора
недопустимо. При снятии измерительных приборов, а также
приборов контроля и защиты, подключенных к трансформатору тока,
необходимо замкнуть вторичную обмотку трансфор-
матора накоротко или ее зашунтировать,
Таблица 2.1
Тип выключателя Применяемый тип привода Исполнение привода
ВМГ-10 ПП-67, ПЭ-11 Пружинный, электромаг- нитный
вмп-юк ПП-67, ПЭ-11, ППМ-10 То же
ВМПП-10 ппв Встроенный, пружинный
ВМПЭ-Ю ПЭВ-12 Встроенный, электромаг- нитный
МГГ-10 ПЭ-21 Л Электромагнитный
ВЭМ-10К, ВЭМ-6 ПЭГ-7, ПЭ-22 Встроенный, электр омаг- НИТЦЫЙ
ВМК-35В ПВ Пневматический
У-35 ШПЭ-36 В шкафу, электромагнит- ный
Л1КП-110 шпэ-зз То же
У-110 ШПЭ-44 £
Примечание. Другие типы выключателей и приводы к ним см. [15], [17]
Вторичная нагрузка трансформатора тока характеризуется вели-
чиной полного сопротивления Z2 (Ом) потребителей вторичной цепи,
равного сумме сопротивлений катушек приборов, реле, соединитель-
ных проводов и контактов. Следовательно, мощность вторичной на-
грузки трансформатора тока (В А)
Sa = /lZ2. (2.3)
Для обеспечения достаточной точности показаний приборов и
надежности действия аппаратов защиты, подключенных к трансфор-
матору тока, необходимо, чтобы величина Z2 не превышала величину
номинальной нагрузки трансформатора тока. Номинальной мощностью
нагрузки (S2HOM) трансформаторов тока называют мощность, при
которой погрешность не превышает погрешности, установленной для
данного класса трансформаторов. Наивысший класс точности, в кото-
ром может работать трансформатор тока, называют номинальным клас-
сом точности. В зависимости от величин Z3 или S.2 один и тот же
трансформатор тока может работать в различных классах точности.
Трансформаторы тока имеют токовые А/ % и угловые 6 погрешно-
сти. Токовая погрешность, %
Д/Н(*номЛ-Л)/Л]100 —, - (2.4)
59
58
учитывается в показаниях всех измерительных приборов. Угловая
погрешность определяется углом б между векторами тока и /2 и
учитывается только в показаниях приборов.
Трансформаторы тока имеют следующие классы точности: 0,5; 1;
3; 10, что соответствует величинам токовых погрешностей, выражен-
ных в процентах (для счетчиков —0,5; 1; для электро измерительных
приборов н реле — 1 и 3).
Учитывая необходимость подключения трансформаторов тока для
питания измерительных приборов и реле с различными классами точ-
ности, высоковольтные трансформаторы тока выполняют с двумя
вторичными обмотками. Например, 0,5/Р — для счетчиков и реле;
0,5/Д — для счетчиков и реле дифференциальной защиты (см. гл. 11).
Рис. 2.31. Схема и векторная диаграмма включения транс-
форматоров тока
В настоящее время для проходных трансформаторов тока внутрен-
ней установки до 35 кВ и наружной установки до 10 кВ применяют
литую изоляцию па основе эпоксидных смол. При этом трансформаторы
тока внутренней установки на 10 кВ, например, имеют следующие
обозначения: ТПЛ-10К — многовитковые (5—630 А); ТПЛУ-10 —
усиленные, (10—100 А); ТПОЛ-Ю — одновитковые (на 630, 800,
1000 и 1600 А); ТПОЛА-Ю —с алюминиевой первичной обмоткой и
ТПШЛ-10 — шинные (на 600, 800 и 1000 А).
Проходные трансформаторы наружной установки имеют следую-
щие обозначения: ТФН — с фарфоровььм корпусом, залитые транс-
форматорным маслом; ТВТ, ТВС — встроенные в проходные изоляторы
трансформаторов и аппаратов.
Для установок напряжением 1—3 кВ используют катушечные тран-
сформаторы тока типа ТКД-3.
Различные схемы включения (а — в) и векторные диаграммы (а)
трансформаторов тока для измерений приведены на рис. 2.31 *.
* Схемы включения трансформаторов тока для релейной защиты см. в гл. 11.
60 и
Следует отметить, что в схемах включения трансформаторов тока*
исключается установка предохранителей, так как разрыв ими вторич-
нон цепи мог бы привести к недопустимому повышению напряжения
на его вторичной обмотке.
Трансформаторы напряжения. Трансформаторы
напряжения предназначены для включения катушек напряжения из-
мерительных приборов и аппаратов защиты, измерения и контроля,
напряжения, а также для отделения цепей измерительных приборов
и аппаратов защиты от сети высокого напряжения. ...
Номинальное напряжение вторичных обмоток трансформаторов на-
пряжения составляет 100 или lOO/j/S В. Номинальный коэффициент
трансформации йном = Мф/АГА = Ulr/U>.
Нагрузка вторичной обмотки трансформатора напряжения опре-
деляется потребляемой мощностью подключенных к ней измеритель-
ных приборов, приборов защиты, сигнализации и др.
Так же как и трансформатор тока, трансформатор напряжения
имеет погрешность: по напряжению — Д87 % и по углу — 6. Погреш-
ность по напряжению Д8/ = 1(йном U„ — U^/UJ 100 %.
Угловая погрешность представляет собой угол между векторами
напряжения первичной и вторичной обмоток. Погрешности зависят
от величины нагрузки на вторичной обмотке трансформатора напря-
жения; при повышении нагрузки погрешности возрастают, и наоборот.
Следовательно, трансформатор напряжения, так же как и трансфор-
матор тока, в зависимости от величины нагрузки может работать
в различных классах точности, а именно: 0,5; 1; 3. Наивысший класс
точности считается номинальным классом точности данного трансфор-
матора напряжения.
Трансформаторы напряжения до 3 кВ выполняют с воздушным
охлаждением (сухими) и обозначают индексом С; для 6 кВ и выше —
с масляным охлаждением и обозначают индексом М.
По конструкции трансформаторы напряжения выполняют однофаз-
ными (НОС-0,5; НОМ-10, НКФ-110) и трехфазными (НТМ-10,
НТМИ-10). Число, стоящее после обозначения типа трансформатора,
указывает величину номинального напряжения в киловольтах, на
которое он рассчитан.
Наиболее часто применяемые схемы включения трансформаторов
напряжения с защитой предохранителями ПКТ приведены на рис. 2.32:
а — для измерения и контроля междуфазных напряжений; б — для
измерения и контроля междуфазных напряжений и напряжений по
отношению к земле, чем достигается контроль исправности изоляции;
в — для измерения и контроля междуфазных напряжений; г — одного
пятистержневого для измерения напряжения и контроля изоляции.
В пятистержневом трансформаторе в нормальном режиме напряжение
на концах разомкнутого треугольника 1, 2 дополнительных обмоток
равно нулю, так как геометрическая сумма фазных напряжений трех-
фазпой системы равна нулю. При однофазном замыкании на землю
в сети высшего напряжения напряжение на концах обмоток разомкну-
того треугольника равно сумме напряжений двух фаз. В этом случае
61
приборы и аппараты, включенные на это напряжение, должны срабо-
тать и подать сигнал о наличии неисправности в сети.
В обозначении трансформаторов напряжения, предназначенных
для контроля изоляции, ставится буква «И», например НТМИ.
Трансформаторы напряжения T7rVA,TZ '---д—.л---------
a)
v
НТМК (трехфазный трансформатор
напряжения масляный с компен-
сирующей обмоткой) применяют
в установках контроля и защи-
ты для уменьшения угловой
погрешности (см. гл. 11, 12).
Номинальная мощность тран-
сформаторов напряжения при
питании приборов учета (класс
0,5) составляет 50—150 В А;
при питании релейной защиты
(класс 3) — 200—500 В А.
Реакторы. Они предна-
значены для ограничения тока
короткого замыкания. Реактор
представляет собой катушку с
большим индуктивным и малым
I активным сопротивлениями и
_ характеризуется номинальным
током /р.110м> номинальным на-
пряжением (7рном и индуктив-
ным сопротивлением хр =
~ (Т^З Хр/р ном/1/р ,,ом) 100 %,
где хр ~ wLp 1(Р Ом (Ар — ин-
дуктивность реактора, мГн).
Чтобы индуктивность кату-
шек реакторов не зависела от
величины тока, протекающего
по обмоткам, реакторы выпол-
няют без стальных сердечников.
Это необходимо, поскольку на-
сыщение сердечника при боль-
ших токах приводило бы к
уменьшению индуктивного со-
противления, а следовательно,
к снижению ограничения тока
Рис. 2.32. Схема включения трансформа- короткого замыкания.
торов напряжения: Реакторы бетонные типа РБ
а — Лвух однофазных; б — трех однофазных, СОСТОЯТ ИЗ ТПРХ ОЛИНЯКОВЫХ KBTV-
в—одного трехфазного; г — одного пяти- 1 ptx одинаковых Kdl у
стержневого щек с медным проводом; катушки
укрепляют на каркасе. Обмотку
бетонного реактора РБА выполняют из гибкого многожильного алю-
миниевого провода, изолированного кабельной бумагой и хлопчато-
бумажной оплеткой, укладывают ее на специальном каркасе горизон-
тальными и вертикальными рядами и укрепляют на бетонных колон-
нах* После затвердения бетона катушку реактора сушат в вакууме
и затем пропитывают лаком.
Бетонные реакторы РБА, РБМ предназначены для установки в за-
крытых помещениях РУ напряжением 6—10 кВ* Колебания темпе-
ратуры в помещении реакторов
должны быть такими, чтобы реак-
торы не покрывались влагой (ине- Гй
ем, росой и т, п.). 1Й
Установка реакторов только в
закрытых помещениях ограничит [| /
их применение в комплектных рас- (I
пределительных устройствах на- у
Рис. 2.34. Вентильный разрядник типа
РВП-6:
/ — фарфоровый кожух; 2 — искровой проме-
жуток; 5, 5 — верхний и заземляющие зажи-
мы; 4 — велитовые диски
ружной установки (КРУН).
Рис. 2.33. Реактор наружной установ-
ки типа РВАН-10-2500
Поэтому были разработаны конструкции реакторов для наруж-
ной установки, где применяют провода с изоляцией из полиэтилена,
стеклоткани, фторопластовой ленты, а бетон покрывают специальной
эмалью, кремнийорганической жидкостью или другими атмосферо-
стойкими покрытиями. Реактор для наружной установки типа РБАН
на 10 кВ, 2500 А приведен на рис. 2.33.
В последнее время применяют сдвоенные реакторы РБСН. Конст-
рукция их аналогична конструкции обычного реактора, с той лишь
разницей, что у первых имеется вывод от средней точки его обмотки,
разделяющий ее на две половины с одинаковым числом витков, В сдво-
62
€3
епных реакторах источник питания может быть присоединен к сред-
ней точке, а потребители — к крайним, или наоборот.
Преимуществом сдвоенного реактора является также то, что в за-
висимости от применяемой схемы включения и направления токов
реактивное сопротивление его может увеличиваться или уменьшаться.
Это свойство сдвоенного реактора обычно используют для уменьшения
падения напряжения в нормальном режиме и ограничения токов при
коротком замыкании (см. гл. 3).
Следует отметить, что применение на подстанциях энергетических
систем трансформаторов с расщепленными обмотками позволяет отка-
заться от установки реакторов на линиях. При распределении электро-
энергии на генераторном напряжении (ТЭЦ и станнин, не связанные
с системами) установка реакторов значительно снижает величины то-
ков короткого замыкания на линиях, уменьшает стоимость высоко-
вольтного оборудования и токоведущих частей и повышает надеж-
ность электроснабжения.
типа РВМ на 3—35 кВ, типа РВМГ на 110—500 кВ и комбинирован-
ными типа РВМК на 330—750 кВ.
Трубчатые разрядники. Они представляют собой гасительную
Трубку, изготовленную из фибробакелита или винипласта, внутри
которой находятся стержневой и кольцевой электроды, причем между
ними в момент перенапряжения образуется пробой разрядного про-
межутка и гашение дуги сопровождающего ее тока. На рис. 2.35 при-
веден разрез трубчатого фибробакелитового разрядника на 110 кВ.
Трубчатые разрядники выполняют фибробакелитовыми типа РТФ
на напряжение 3—110 кВ, виннпластовыми типа РТВ на 6—ПО кВ
и виннпластовыми усиленными типа РТВУ на 35—220 кВ. В марки-
ровке трубчатых разрядников в числителе указывается номинальное
напряжение (кВ), в знаменателе — пределы отключаемых токов (кА).
Рис. 2.35. Трубчатый разрядник типа РТФ-110/0,4 -> 2,2:
/ — фпбробакелнтовая трубка; ? — стержневой электрод; .3 ~ наконечник электрода; 7 —
пластинчатый электрод: 5 — указатель срабатывания; ГК — искровой промежуток
Разрядники. Это аппараты, предназначенные для защиты
электроустановок от перенапряжений (см. гл. 13). Разрядники выпол-
няют вентильными и трубчатыми.
Вентильные разрядника. Такие разрядники представляют собой
колонки искровых промежутков п нелинейных сопротивлений. В ка-
честве последних наиболее распространен велит, основным компонен-
том которого является корборунд, обработанный дугой; при этом на
поверхности кристаллов корборунда образуется «запорный слой».
Велитовое сопротивление представляет собой совокупность дисков
толщиной 20 мм и диаметром 75—100 мм, образующихся при запека-
нии корборунда с жидким стеклом.
На рис. 2.34 приведен разрез вентильного разрядника на 6 кВ.
Разрядник состоит из'шести дисков и семи последовательно соединен-
ных искровых промежутков, заключенных в герметический фарфоро-
вый кожух. Верхним зажимом разрядник присоединяется к сети,
-заземляющим зажимом — к заземлителю. Вентильные разрядники
бывают станционными типа РВС на 15—220 кВ, облегченными для
защиты сельскохозяйственных установок типа PC и РВО ва 6—35 кВ,
-подстаиционными типа РВП-на 3—10 кВ, с магнитным гашением —
Липкий
64
ГЛАВА 3
КОРОТКИЕ ЗАМЫКАНИЯ. ВЫБОР АППАРАТОВ
И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ
На рис. 3.1 приведены кривые изменения тока короткого замыка-
ния системы неограниченной мощности (Sc = со). Здесь, а также
в дальнейшем при рассмотрении явлений, вызванных коротким замы-
канием, приняты следующие обозначения токов: tHO — мгновенное
значение тока нагрузки в момент короткого замыкания: /у — мгновен-
ное значение ударного тока короткого замыкания через пол периода
(0,01 с) после возникновения короткого замыкания (по величине
проверяются электрические аппараты, шины и изоляторы на динамиче-
скую устойчивость); /,,.макс, п, — соответственно максимальное и мгно-
венное значения периодической слагающей тока короткого замыкания;
§ 3.1. Основные понятия и соотношения величин
токов короткого замыкания
В электрических установках могут возникать различные виды
коротких замыканий, сопровождающихся резким увеличением тока.
Поэтому электрооборудование, устанавливаемое в системах электро-
снабжения, должно быть устойчивым к токам короткого замыкания
и выбираться с учетом величин этих токов.
Различают следующие виды коротких замыканий: трехфазное, или
симметричное, — три фазы соединяются между собой; двухфазное —
две фазы соединяются между собой без соединения с землей; однофаз-
ное — одна фаза соединяется с нейтралью источника через землю;
двойное замыкание на землю — две фазы соединяются между собой
и с землей.
Основными причинами возникновения таких коротких замыканий
в сети могут быть: повреждение изоляции отдельных частей электро-
установки; неправильные действия обслуживающего персонала; пере-
крытия токоведущнх частей установки.
Короткое замыкание в сети может сопровождаться: прекращением
питания потребителей, присоединенных к точкам, в которых про-
изошло короткое замыкание; нарушением нормальной работы других
потребителей, подключенных к неповрежденным участкам сети, вслед-
ствие понижения напряжения на этих участках; нарушением нормаль-
ного режима работы энергетической системы.
Для предотвращения коротких замыканий и уменьшения их по-
следствий необходимо: устранить причины, вызывающие короткие
замыкания; уменьшить время действия защиты, действующей при
коротких замыканиях; применить быстродействующие выключатели;
применить АРВ для быстрого'восстановления напряжения генерато-
ров; правильно вычислить величины токов короткого замыкания и
по ним выбрать необходимую аппаратуру, защиту и средства для огра-
ничения токов короткого замыкания.
Рассмотрим причины возникновения, особенности протекания ко-
роткого замыкания и расчет токов короткого замыкания.
С момента возникновения короткого замыкания до его прекраще-
ния в короткозамкнутой цепи протекает переходный процесс, харак-
теризуемый наличием двух составляющих токов короткого замыка-
ния — периодического (колебательного) и апериодического.
Рис. 3.1. Кривые изменения тока при коротком замыкании
Л.макс, z'a о — максимальное и мгновенное значения апериодической
слагающей тока короткого замыкания; — действующее значение
установившегося тока короткого замыкания (по величине /да прове-
ряют электрические аппараты и токоведущие части на термическую
устойчивость); Г = /!|0 — начальное действующее значение периоди-
ческой слагающей тока короткого замыкания (сверхпереходный ток
короткого замыкания).
Действующее значение полного тока короткого замыкания для
произвольного момента времени t определяется соответствующими
составляющими — периодической int и апериодической ia(.
Периодическая составляющая тока изменяется по гармонической
кривой в соответствии с синусоидальной ЭДС генератора. Апериоди-
ческая—-определяется характером затухания тока короткого замы-
кания, зависящего от активного сопротивления цепи и обмоток статора
генератора. В цепи напряжением выше 1000 В, где значение актив-
66
3*
67
кого сопротивления мало, время затухания апериодической слагаю-
щей составляет 0,15—0,2 с.
Известно, что в цепи, содержащей индуктивность, всякое измене-
ние тока вызывает изменение магнитного потока, который наводит
в этой цепи ЭДС самоиндукции. Под действием последней в цепи
устанавливается апериодический ток обратного направления (рис. 3.1),
величина которого в начальный момент (/ = 0) равна разности мгно-
венных значений токов нагрузки рабочего режима ^н0 и периодической
составляющей тока короткого замыкания ZIl0 = /пмакс:
is 0 0 ^п. макс* (3*1)
Следовательно, благодаря инерции магнитного потока не произой-
дет мгновенное изменение тока, так как возникновение апериодиче-
ской составляющей не позволит в начальный момент короткого замы-
кания мгновенно измениться току от tIl0 до 7п>макс.
Основные соотношения между величинами токов короткого замы-
кания. Связь между величиной ударного тока iy н начальным дей-
ствующим значением периодической составляющей тока короткого
замыкания /п0 устанавливается нз следующих соотношений:
1) апериодическая составляющая затухает по закону экспонент-
ной кривой, определяемой уравнением
С = Л.макСе_//7% (3.2)
где /а ма-кс— амплитудное (максимальное) значение апериодической
составляющей; 7\ — постоянная времени затухания апериодической
составляющей, определяемая соотношением между индуктивностью и
активным сопротивлением гк цепи короткого замыкания:
7\ = LK/rK. (3.3)
Учитывая, что при <о = 2л/нои = 2л/к величина индуктивного сопро-
тивления хк = <oL = 314 L, откуда L = хк/314, получим, что
н та = LJrK = хк/(314гк). (3. За)
Здесь хк, гк — соответственно индуктивное и активное сопротивления
цепи короткого замыкания;
2) ударный ток, соответствующий времени 0,01 с, т. е. через пол-
пернода (рис. 3,1) после возникновения короткого замыкания,
iy — Ч” /п. мзкс> (3*4)
где /п.иакс = )^2 /п0 — максимальное значение периодической соста-
вляющей.
Подставляя в (3.4) значения (3.2), найдем
В момент i = 0 ток /п макс = /а.маис, тогда
/п.«.хСе-'/г- = 7„.ц1КС(1+е-''г>) = Гг2Л.(, (1 + е-'/г-).
(3.6)
68
Обозначая величину
Ц-е0-01^ (37)
получим
iy = ky/2 /п0. (3.8)
Следовательно, ударным коэффициентом ky учитывается (через по-
стоянную времени затухания Та) соотношение между активным и
индуктивным сопротивлениями цепи короткого замыкания, что опре-
деляется местом короткого замыкания. Для воздушных линий выше
1000 В постоянная времени Та = 0,05 с, тогда из (3.7) найдем ky. = 1,8
ударный ток 1см. (3.8)]
1у= 1,8]/2 7п0 = 2,557„о. (3.9)
Если ЭДС источника неизменна (например, при питании от сети
неограниченной мощности), то и периодическая составляющая тока
короткого замыкания будет
неизменна:
Г=/„о = /к. (З.Ю)
При вычислении токов ко-
роткого замыкания в удален-
ных от источника питания
точках, где активное сопро-
тивление значительно (за
трансформаторами малой
мощности, в кабельной сети),
Рис. 3,2. Криизя для определения ударного
коэффициента ky
ударный коэффициент опре-
деляют по кривой зависимо-
сти (рис. 3.2) ky = f (Та) =
= f lx/(314 r)l.
Наибольшее действующее значение полного тока короткого замы-
кания в течение первого периода короткого замыкания 1см. (3.4)]
/у =1^/пН" /аР
(З.Н)
По величине /у проверяют аппараты на динамическую устойчивость
(в течение первого периода короткого замыкания). Так как для t =
= 0,01 с
I si ~ iy и. макс Д1. макс п. макс = 2 I п о (ky 1), (3.12)
то, заменяя 1п0 на /к, из (3.11) получим
I, = Vli + [/2IK(k,- I)]2 = 7,Ю + 2(7:у- I)2 = IKq, (3.13)
где q = у 1 + 2 (ky — 1)а.
Значения коэффициентов ky и q в зависимости от места короткого
замыкания приведены в табл. 3.1.
69
Таблица 3.1
Коэффициенты
Место короткого замыкания
Выводы явнополюсного гидрогенератора без успокои-
тельной обмотки...................................
То же, с успокоительной обмоткой .................
Выводы турбогенератора............................
В цепи, когда не учитывается активное сопротивление
На низшей стороне трансформаторов:
G30—1000 кВ-А........................... . . . .
100—400 кВ А..................................
Удаленные точки короткого замыкания с учетом вели-
чины активного сопротивления .....................
1,95
1,93
1,91
1,8
1,3
1,2
По рис. 3.2
1,68
1,65
1,63
1,52
1,09
Определение параметров цепи короткого замыкания. Для вычисле-
ния токов короткого замыкания составляют расчетную схему,
соответствующую нормальному режиму работы системы электроснаб-
жения, считая (для повышения надежности), что все источники пита-
ния включены параллельно. В расчетной схеме учитывают сопроти-
вления питающих генераторов, трансформаторов, высоковольтных ли-
ний (воздушных и кабельных), реакторов. По расчетной схеме соста-
вляют схему замещения, в которой указывают сопротивле-
ния источников и потребителей и намечают точки для расчета токов
короткого замыкания.
Для генераторов, трансформаторов, высоковольтных линий и ко-
ротких участков распределительной сети обычно учитывают только
индуктивные сопротивления. При значительной протяженности сети
(кабельной и воздушной) учитывают также их активные сопротивле-
ния, так как в удаленных точках короткого замыкания сказывается
снижение ударного коэффициента. Целесообразно учитывать активное
сопротивление, если r% > х2/3, где г2, xs — суммарные активные и
реактивные сопротивления до места короткого замыкания.
Для отдельных элементов схемы принимают следующие значения
индуктивных сопротивлений:
а) для синхронных генераторов хб/ выражается в относительных
единицах; оно представляет собой сверхпереходное реактивное сопро-
тивление по продольной оси полюсов. Для турбогенераторов Xd ~
= 0,125; для гидрогенераторов с успокоительной обмоткой х£ = 0,2;
без успокоительной обмотки х^ = 0,27;
б) для синхронных и асинхронных двигателей х£ = 0,2;
в) для трансформаторов, если пренебречь их активным сопроти-
влением, напряжение короткого замыкания ик (%) (дается в катало-
гах) численно равно их индуктивному сопротивлению х (%);
г) для воздушных линий напряжением выше 1000 В значение
х0 = 0,4 Ом/км;
д) для кабельных линий напряжением 6—20 кВ величина х0 =
= 0,08 Ом/км;
е) для реакторов сопротивление дается в процентах и переводится
в относительные единицы или омы,
70
Активное сопротивление линии (r0 = lOOO/^s), Ом/км) определяют
по выбранному сечению s или находят по справочным таблицам.
В схеме замещения все указанные сопротивления выражают в име-
нованных (Ом) или в относительных единицах (обозначают «*» в ин-
дексе).
§ 3.2. Способы расчетов токов
короткого замыкания
Расчет токов короткого замыкаиня в относительных единицах.
При этом методе все расчетные данные приводят к базисному напря-
жению и базисной мощности. За базисное напряжение принимают
номинальные напряжения С7НОМ = 0,23; 0,4; 0,69; 3,15; 6,3; 10,5;
21; 37; 115, 230 кВ. За базисную мощность 5б можно выбрать мощ-
ность, принимаемую при расчетах за единицу, например мощность
системы, суммарные номинальные мощности генераторов станции или
трансформаторов подстанции или удобное для расчетов число, крат-
ное десяти.
Реактивное и активное сопротивления в относительных единицах
представляют собой отношение падения напряжения на данном сопро-
тивлении при номинальном токе к номинальному напряжению:
х* = УЗ7яоях/(7ном = УЗ SH0Mx/(]/3 (/2Н0Я) = х5!1ОИ/(7йом ; (3.14)
г* = УЗ /^г/ииоы = rSl}QK/U2UOM. (3.15)
Исходя из этого, относительное базисное сопротивление определяют
по следующим формулам (с индексами «*б»):
1) если сопротивление для линий и кабелей задано в омах на фазу,
то из (3.14) и (3.15)
^*6= (3.16)
•^*6 = /’|Зном/(/нОМ, (3- 17)
где хиг — в Ом; SHOM — в МВ • А; 1/ном — в кВ;
2) если сопротивление для генераторов и двигателей задано в от-
носительных единицах, то
Х^.5 X^S(5/SHOM. (3.18)
Для трансформаторов (при SH 630 кВ • А) относительное сопро-
тивление х* соответствует напряжению короткого замыкания в отно-
сительных единицах, т. е. U*K = 0,01 UK %. Поэтому
Х 4:6 = 5}: ^б/^ном ' (3.19)
При мощности трансформаторов SI!OM *< 630 кВ А, для которых
обычно учитывают относительное активное сопротивление г*,
х*б г* Sg/SI!OM; г* = APa/Snoil, (3.20)
где ДРМ — потери в металле трансформатора (по каталожным дан-
ным), кВт.
71
Относительное активное сопротивление трансформатора
= r*‘56/SII0.; (3.21)
3) если известно сопротивление реакторов хр (%), то
Мощность короткого замыкания S, для времени t определяется
величиной тока Ц для указанного периода времени:
St=yiUIh (3.23)
Расчет токов короткого замыкания в именованных единицах.
При расчете токов короткого замыкания в именованных единицах
(Ом, мОм) может быть применен закон Ома для схемы замещения, ио
при этом следует учитывать наличие в схеме электроснабжения:
а) нескольких ступеней трансформации от источника питания до точки
короткого замыкания; б) нескольких источников питания (например,
энергосистема и ТЭЦ).
Для составления схемы замещения выбирают базисную ступень
трансформации и все электрические величины остальных ступеней
приводят к напряжению основной ступени. Приведение производится
(знак «о» над буквой) на основании соотношений: U ~U ... /гп);
7 /11/(&1Мз z = z (kik&z ... kn)2, где ki — коэффициенты
трансформации. Аналогично г определяют х, г.
При перемножении коэффициентов трансформации напряжения
всех промежуточных ступеней сокращаются и остается лишь'отноше-
ние основной (базисной) ступени к ступени с напряжением б/ср>ном,
для которой рассчитывают токи короткого замыкания, например:
U^UU5/Ucp_ ном; I = IU^ |[0H/t/6; х=х(б7бЖр’ном)2- (3.24)
Средние номинальные напряжения принимают по шкале: 0,4;
3,15; 6,3; 10,5; 21; 37; 115; 230 кВ.
В схеме замещения намагничивающими токами трансформаторов
пренебрегают и цепи изображаются электрически связанными. После
приведения ЭДС и сопротивлений к базисной ступени напряжения
схема замещения упрощается (свертывается) относительно точки ко-
роткого замыкания. Это значит, что точки приложения ЭДС объеди-
няют, а их величины заменяют эквивалентной ЭДС (Еэкв). Затем
определяют суммарное (результирующее) сопротивление z% или х2
и ток в точке короткого замыкания (см. (3.33)1.
Для получения действительного токораспределепия по отдельным
ветвям необходимо схему развернуть в обратном направлении, найти
токи для основной базисной ступени трансформации, а затем пересчи-
тать их для других ступеней в соответствии с выражением
/ = .(3.25)
Если ЭДС источников не равны, то для двух ветвей схемы эквива-
лентная ЭДС
^экв = (^1^1 + (3.26)
где (/i = I/Xi и у.-, = \/х2.
Если ЭДС источников равны, то Еэкв = Ег = Е2.
Схема замещения, составленная для расчета токов короткого замы-
кания (рис. 3.3), представляет собой обычно схему соединения звез-
дой, преобразованную в схему соединения треугольником. В такой
схеме токи от каждого источника можно вычислить с помощью коэф-
фициентов распределения. Коэффициенты распределения и с2 пока-
зывают, какая доля (часть) тока короткого замыкания, принятого за
;единину, создается источником питания данной ветви. Например,
для случая двух ветвей су + с3 = 1, тогда
Ci = x/xy, с2 = х/х2, (3.27)
где х = х1х2/(х1 + х2) — суммарное сопротивление схемы до точки
объединения лучей, или
Ci = x-2/(Xi ха); с2 = Xj/(xi Д-х?)- (3.28)
Величины сопротивлении, связывающие
источники питания с точкой короткого
замыкания Д, определяют из выражений:
^экв 1 =S Ат f Х"экв 2 = Xj}/С2> (3.29)
где xs = х1х2/(х1 4- х,) + х3.
Подставляя в (3.29) значения ,г2, су и
г2, получим:
Хдкв1 X з ] X j | Х3А1 /Х2, ЧГ))
Хэкв 2 — Х2 Хз ~}~ Х2Хз/Xi.
Сравнивая (3.30) с формулами преобра-
зования схемы звезды в треугольник, уста-
навливаем, что сопротивления хэкп1, хЭК],2 представляют стороны
эквивалентного треугольника сопротивлений.
Если расчет производится в именованных единицах, а сопротивле-
ния схемы заданы в относительных номинальных единицах (генера-
торы, реакторы, трансформаторы), то сопротивления пересчитывают
с заменой базисных величин на номинальные:
'3
Рис. 3.3. Схема к расчету
тока короткого замыкания с
помощью коэффициентов рас-
пределения
х х^,|0мПном/(1/3 7НОМ) х.;;номС/Ном/5'Ном. (3.31)
Г = Гhom^Aiom/CJ/" 7НОМ) Т uo^Hhom/Sjjq^. (3.32)
Если токи трехфазного короткого замыкания определяют без
учета активного сопротивления, то
г = /к=/>3> = Щр/(Из.г2)=МИЗ(^+^и)1. <3-33)
где хе —результирующее индуктивное сопротивление цепи корот-
кого замыкания, состоящее из сопротивления системы хс и внешнего
сопротивления хВ|1.
72
73
Максимально возможную величину трехфазного тока короткого
замыкания при повреждении за любым элементом расчетной схемы
(линией, трансформатором, реактором н др.) определяют при хс = 0:
/макс = ^^/([Дз хвн). (3.34)
Сопротивление системы хс неограниченной мощности определяют
при хвн = 0, Тогда по (3.33) при заданном токе или мощности 3+
^ = M/3 7(S)),
или
(3.35)
+ = ^р/5^ = ^ом/5откл, (3.36)
где 50Ткл — мощность отключения установленного аппарата, Мощ-
ность короткого замыкания при напряжении U cpiH0M
S-=/3C7cp,HOM/(3). (3.37)
Наиболее употребительные соотношения при пересчете именован-
ных величин в относительные базисные величины и относительных
номинальных в относительные базисные величины приведены в
табл, 3.2.
Коэффициент распределения для системы [см. (3.28)] = 110/(106,8+ 110) =
= 0,508.
То же, от генератора: = 1 — с\ = 1 — 0,508 = 0,492.
Эквивалентная ЭДС от двух источников [см. (3.26)]
р 115 1/106,8 + 124 1/110 _ R
h экв - 17106,84-1/110 1 9 ’
Результирующее сопротивление и эквивалентные сопротивления ветвей
[см. (3.29)]
= 106,8 • 110/(106 + 110)+ 121 = 175,2 Ом;
х_кпТ = 175,2/0,508 — 345 Ом; хчквП = 175,2/0,492 = 356 Ом.
Суммарный ток короткого замыкания + в точке /(, приведенный к расчетной
ступени при 115 кВ [см. (3.33)], /s = 119/(Из* 175,2) = 392 А.
3?
S)
Таблица 3,2
Характер пересчета Величины, подлежащие пересчету Расчетные выражения для основной ступени трансформации
Из именованных в относительные ба- зисные величины и ^/t/б
I ///б
X xSb/iA
Из относительных номинальных в от- носительные базисные величины X Х*НОм/бб+м/(/ноМ^ б) х*ном!б//ном Х#ном^б^7ном /(+1ам£/(0 ^номЗб/^ном
б кВ
'400 А
Х=На/а
15МВ-А
6,3 кВ
0,125
Е^=6,8 кВ
Рис. 3.4. Расчетная схема
112/8,ЗкВ Зг>5
воздушная
лзп
20 км
Х~0,4 Ом/км
3/'!-2100МЛ
— и- Ц5 кв
4
124 п
£
113 а
X
в
Sc=oc’
Xq-0
# i
5
/Z/
(а) и схема
замещения (б) к примеру 3.1
*1=0,4 Ом/км
I = 40 км
1=!км
З^ЗОМв/
0,1Z
2 4
б )
^=0,33
Xf0t1t
Л
±ном~ 800А
*р- 4°/а
- ’б,3 кВ
Г^0,25 Ом/км
*£- 0,08 Ом/КМ J
РП г5 -О,11 Ом/км ’ J-
х5-0,08 Ом/км
Рис. 3.5. Расчетная схема (а) и схема
замещения (б) к примеру 3.2
Пример. 3.1. Определить токи короткого замыкания в точке К (за реактором)
при наличии двух источников питания — системы неограниченной мощности и ТЭЦ.
Расчетные данные приведены па рис. 3.4.
Решение. Рассчитываем в именованных единицах, пользуясь коэффициен-
тами распределения. За основную (расчетную) ступень трансформации принимаем
" “ замещения указаны
кой системы
напряжение = 115 кВ. Обозначения сопротивлений схемы
порядковыми номерами. Получим для эле к т р и чес
[см. (3.36)] = 115а/2100= 6,3 0м;
для ЛЭП НО кВ х2 = 0,4-20 = 8 Ом;
для трансформатора и генератора [см.
X И52/15 = 92,5 Ом; х4 = 0,125- И52/15 = ПО Ом;
для реактора [см. (3.24) и (3.22)] х5 — [0,04-6,3/ г/3- 0,4)] (115/6.3)2 Ом=
= 121 Ом.
Сопротивление цепи короткого замыкания от электрической системы до точки А:
= хх + х2 + х3 = 6,3 + 8 + 92,5 = 106,8 Ом. То же, от генератора: лд j —
= х4 — 110 Ом.
(3.31)] х3 = 0,105 X
Гок от системы и генератора соответственно: /i = 119/(ИЗ-345) — 199 А;
/п = 119/(1^3-356) = 193 А.
Приведем указанные токи к ступени точки К короткого замыкания при 6,3 кВ
[см. (3.25)]:
/т = 199-115/6,3 = 3640 А; /п = 193 115/6,3 = 3520 А.
Суммарный ток /к = Ц + /ц — 3640+ 3520= 7160 А.
Расчет токов короткого замыкания от источника неограниченной
мощности. Если мощность источника питания достаточно велика
(система неограниченной мощности), ЭДС
роткого замыкания значительно удалена
Периодическая слагающая тока короткого
менной:
его неизменна и точка ко-
от источника питания, то
замыкания считается неиз-
а' /к — /б/^б»
(3.38)
74
где /б — базисный ток, определяемый по выбранной базисной мощ-
ности Зб при [/о = UI1OW'- '
/б = з6/(/зг/,„,.); (3.39)
2,:б — полное сопротивление, выраженное в относительных единицах
и приведенное ж базисной мощности:
г*5 = >Х=Щ. (3.40)
При этом сопротивление системы до точки присоединения потре-
бителя принимают равным нулю и величину периодической слагаю-
щей определяют только сопротивлениями отдельных элементов цепи
короткого замыкания.
Если величина приведенного активного сопротивления г*г, <
< 0,3 то она не учитывается, а ток и мощность короткого замыка-
ния соответственно
Л = Л/**б’» (3.41)
(3.42)
Указанные формулы применяют также, если расчетное сопротивле-
ние хрясч > 3, т. е. тогда, когда нельзя пользоваться расчетными кри-
выми (см. рис. 3.6).
Пример 3.2. Рассчитать токи короткого замыкания для точек Ki, К3 (рис. 3.5)
при питании потребителя от системы неограниченной мощности.
Решение. Рассчитываем в относительных единицах. Принимаем базисную
мощность St5 = 100 МВ-А.
По формулам (3.14) — (3.23) вычислим базисные сопротивления в относительных
единицах (о. е.); .ц — сопротивления ЛЭП на 115 кВ; Д, — сопротивление трансфор-
матора подстанции; х3 — сопротивление реактора; — сопротивление кабельной
линии от подстанции до РП; х5 — то же, от РП до ТП.
xL = 0,4 40- 100/1153 = 0,12; ха = 0,105- 100/30 = 0,35;
х3 = 0,04 -9,2 -6/(0,8 6,3)= 1,17; /б = 100/(1,7 - 6,3) = 9,2 кА;
х4 = (0,08/2) I (I00/G.33) =0,1; г1 = (0,2б/2)- 1/(100/6,3) = 0,33;
х5= 0,08 -0,8 100/6,3- = 0,1б; =0,71 0,8 - 100/6,33= 1,43.
Токи и мощность короткого замыкания для точки
/^t = /6/x2 =9,2/0,47=19,57 кА;
Zyi = A;yi^2/K1=I-8-^/2- 19,57 = 49 кА;
SXi= Sfi/xSi = 100/0,47 = 213 MB-А,
где = т1фх2 = 0,12 -Р 0,35— 0,47.
Ток и мощность короткого замыкания для точки К2:
=/6/xSj = 9,2/1,74 = 5,3 кА; SXj = S6/x2j = 100/1,74 = 57,5 МВ - А,
где х2а = хг + х3 -г + ха = 0,12 + 0,35 ф- 1,17 4- 0,1 — 1,74; i „ = 1,8 /2 X
X 5,3 = 13,5 кА.
Ток короткого замыкания для точки А3
. _ =/б/а2з =9,2/Kf/7624-1,93 = 9,2/2,6 = 3,5 кА,
где г2а = г4-р д. = 0,33 + 1,43 = 1,76; x2j = x2s + = 1.74 + 0,16 = 1,9.
Учитывая, что отношение *2э/'*2я= 1,9/1,76; = 1,05 (см. рис. 3.2). Тогда
|у3 = 1,05/2-3,5 = 5,15 кА. Мощность SKj = S6/zSj = 100/2,6 = 38,6 MB-А.
76
Расчет токов короткого замыкания по расчетным кривым. Если
точка- короткого замыкания находится вблизи источника питания
(на шинах электростанции или на линии, близлежащей к ней), то
периодическую слагающую тока короткого замыкания можно опреде-
лить по расчетным кривым (кривым затухания). Указанные кривые
(рис. 3.6) представляют собой зависимость кратности периодической
Рис. 3.6. Кратность периодической составляющей
тока трехфазного короткого замыкания при пита-
нии от турбогенератора с АРВ
слагающей тока короткого замыкания kt от расчетного сопротивле»
ния х*расч (для времени, принимаемого от начала возникновения ко-
роткого замыкания).
При этом следует учитывать, что указанные кривые рассчитаны
Для одного турбогенератора или гидрогенератора с АРВ. Если счи-
тать, что генераторы системы однотипны и сопротивления линий (от
генераторов до точки короткого замыкания) одинаковы, то указанные
кривые можно использовать для расчета периодической слагающей
тока короткого замыкания в точках, близлежащих от источника
питания.
77
Расчетное сопротивление х*раСч представляет собой результирую-
щее сопротивление схемы замещения, отнесенное к суммарной номи-
нальной мощности источника питания:
^*расч S /S6, (3.43)
где Show s — суммарная номинальная мощность источников питания.
Если при расчете принимаем Se = Sn0M2, то
^*расч ~ б- (3.44)
Периодическая слагающая тока короткого замыкания при поль-
зовании расчетными кривыми
7/ = ktI-% ном — 3(7НОМ), (3.45)
где /г ном — суммарный ток источника питания; (7[10м — напряже-
ние ступени, для которой рассматривается короткое замыкание.
Мощность короткого замыкания пропорциональна току короткого
замыкания, следовательно,
S/ = MhomS. * (3.46)
Расчетными кривыми можно пользоваться также для определения
тока двухфазного короткого замыкания
/Р’=]/3^72. (3.47)
Кратность тока при двухфазном коротком замыкании К?' находят
(рис. 3.6), принимая х^расч = 2х¥Расч (при трехфазном коротком за-
мыкании).
15М8-Д 15МВА !5МВ‘А
Хц^-0,126 XtfpOJZS
Рис. 8.7. Расчетная схема (о) и схемы замещения (б) и
(&) к примеру 3.3
Следует отметить, что при храсч > 3 ток //’ двухфазного короткого
замыкания меньше тока трехфазного короткого замыкания, так
как соотношение между указанными токами флЗЛ3//‘Г = 2х$расч.
Следовательно,
ГГ =/3 7!17(2х„1„) = 0,865/™ (3-48)
Пример 3.3. Определить токи и мощность короткого замыкания на шинах элек-
тростанции, на которой установлены три турбогенератора мощностью по 15МВ\А
с относительным сопротивлением = 0,125. Турбогенераторы снабжены АРВ.
Расчетные данные приведены на рис. 3.7.
Решение. Принимаем за расчетную базисную мощность суммарную мощ-
ность турбогенераторов станции
S6=ShomX =3‘ 15 = 45 МВ-А.
Расчетные сопротивления турбогенератора храсч .г и на шипах станции (для
точки Ах):
Храсч. г = -Х^^ном/^б =0,125 45/15 =0,375; храсч. щ. — храсч> г/3 = 0,125.
По расчетным кривым (рис. 3.6) при расчетном сопротивлении храсч= 0,125
находим кратность kt = 8 тока короткого замыкания. Начальный ток короткого
замыкания /0 = 2 = 8-4,1 = 32,8 кА, где /2 = S6/(/3(7) = 45/([/3.6,3) =
= 4,1 кА.
Мощность короткого замыкания
5К=^5НОИ 2 = 8.45 = 360 МВ-А,
Ударный ток короткого замыкания
ty = fcy/2Z0=l,9/2-32,8 = 89 кА.
Для точки А2 токи и мощность короткого замыкания рассчитывают аналогично,
но с учетом дополнительного сопротивления реактора х*расч = 0,97 [см. (3.22)],
Расчет токов короткого замыкания на понизительных подстанциях.
В зависимости от условий задания возможны следующие варианты
расчета.
1-й в а р и а и т. Заданы:
мощность системы Sc, сопро-
тивление системы до точки
короткого замыкания Ki—
приведенное к мощности си-
стемы, напряжения на пони-
жающих трансформаторах
и (72, номинальные мощности
ST « напряжения короткого
замыкания трансформаторов
«к-
Если понизительная под-
Рнс. 3.8. Схемы для расчетов токов корот-
кого замыкания на понизительных подстан-
станция имеет схему, при- диях
веденную на рис. 3.8, то
токи короткого замыкания для точки можно рассчитать следующим
образом:
а) при х*с < 3 по расчетным кривым (см. рис. 3.6) находим зна-
чение ktt тогда
= (3.49)
где
' /е = Зс/(У 3(7,); (3.50)
б) при х /> 3 находим
7к=7г/л:^с. (3.51)
Для точки Л2 расчет производится для наихудших условий с уче-
том сопротивления трансформаторов х*т при параллельной работе:
Лс = /2/(x$c + x*T) = Sc/['|/3l/2(x*c+x*T)]- (3.52)
78
79
2-й вариант. Заданы значения S" = Sl(, х#,. до шии понизи-
тельной подстанции, а также паспортные данные трансформаторов
(ST, ик). Тогда
а) при < 3 мощность, ток системы и ток короткого замыкания
определятся:
SC = S7*/; (3.53)
/, = $„/(/31/,); (3.54)
F = S'X/3l/i). (3.55)
Значение кратности k( тока короткого замыкания находят по кри-
вым, изображенным па рис. 3.6 для времени t = 0 при заданном зна-
чении х^;
б) при х#с > 3 мощность системы Sc = S"x#c, так как S” =
= ЗсАжс- При этом ток короткого замыкания
А =/к =/с/г2#, (3.56)
где /с — суммарный ток системы (источника питания) [см. (3.54)]!
zs* — полное сопротивление цепи до точки короткого замыкания.
3-й вариант. Заданы мощность короткого замыкания S" =
= SK1 для точки Л1, а также даны паспортные данные трансформато-
ров подстанции. Учитывая, что мощность системы не дана, за базис-
ную мощность примем суммарную номинальную мощность трансформа-
торов (Зт2). Тогда для точки
S' — Stz/(^h;c + ^^t), (3.57)
где
х*с = S6/S" = ST2/S"; х$т = т. (3.58)
Тогда
72’ = 37(ЦЗ<Л). • (3.59)
Если мощность подключаемой подстанции значительно меньше
мощности системы, то х$с может быть принято равным нулю. В этом
случае для точки
S^2 = StS/x^t. (3.60)
Пример 3.4. Определить токи короткого замыкания в точке К2 на шинах вторич-
ного напряжения подстанции (см. рис. 3.8), если заданы: Sc= 300 MB-A, SK =
— 750 МВ-А, /4=115 кВ, U3 = 6,3 кВ, ST-= 3 10 МВ • А, ик = 10,5 % .
Решение. Принимаем Sg = Sc = 300 МВ - А. Задачу решаем по 2-му вариан-
ту, так как заданы Sc и SK. При этом определяем kt = SK/SC = 750/300— 2,5.
По кривым рис. 3.6 при t— 0 и k( — 2,5 находим сопротивление хс системы,
которое составляет 0,4.
Сопротивление одного трансформатора хт — ик Зб/(100ST) — 10,5-300/(100 X
X 10) = 3,15.
Общее сопротивление в точке Л'2 при хс = 0,4 и параллельной работе трансфор-
маторов х2 = 0,4 3,15/3 — 1,45.
По расчетным кривым рис. 3.6 при х, = 1,45 и t — 0 находим = 0,75. Опре-
деляем базисный ток /б = Sc/tlAt/J = 30^/(Кз-6,3) — 27,5 кА. _
Начальное значение тока короткого замыкания
Г = ^/б=0,75-27,5 = 20,7 кА.
Ударный ток короткого замыкания iy — 2,55-20,7 = 51 кА.
Находим действующее значение установившегося тока короткого замыкания,
для чего определяем при /= со и х.2 — 1,45 значение kt = 0,82, тогда
/^ = 0,82 27,5 = 22,55 кЛ.
Расчет токов короткого замыкания в установках напряжением до
1000 В. При этом должны учитываться активные сопротивления цепи
короткого замыкания (воздушных и кабельных линий, обмоток сило-
вых трансформаторов, трансформаторов тока, шин и коммутационной
аппаратуры). Для указанных установок считается, что мощность
системы не ограничена и напряжение на стороне высшего напряжения
трансформатора неизменно. Это выполняется, если мощность системы
примерно в 50 раз больше мощности цехового трансформатора, напри-
мер при мощности системы более 50 МВ-А и мощности цеховых тран-
сформаторов до 1000 кВ А.
Рис. 3.9. Схема для опре-
деления тока короткого за-
мыкания в установках до
1000 В
При расчете токов короткого замыкания на шинах низшего напря-
жения трансформатора, в кабеле (рис. 3.9) или другой точке низко-
вольтной сети с сопротивлением хфт + необходимо знать мощ-
ность питающей системы или технические данные выключателя.
Рассмотрим применяемые способы расчета токов короткого замы-
кания.
J. Известны нли заданы значения токов /" = /|г0 и Л на шинах
районной подстанции энергосистемы. При этом расчет ведут в такой
последовательности (с учетом х#т). Определяют коэффициент 0" =
= и по кривым зависимости 0" = f (хфрасч) (рис. 3.10) находят
расчётное сопротивление хра(.ч системы до места короткого замыкания
(в относительных единицах). Мощность питающей системы
S„ = у 3. (3.61)
80
81
где У" — действующее значение сверхпереходного тока короткого за-
мыкания, кА; 1/ср.н<)11 — номинальное напряжение в месте короткого
замыкания, кВ.
За базисную принимают мощность системы и определяют x^s —
хфс + х*т 1см, (3,52)]. Тогда ток короткого замыкания
Лс = ^б/\б2, (3.62)
где I6 = S6 /(/3 (/„„,) = Sc/(/3
2. Известны или заданы технические данные выключателя, уста-
новленного в точке, для которой определяют величины токов корот-
кого замыкания, При этом принимают, что отключающая мощность
выключателя 50ТКЛ равна мощности короткого замыкания системы (5")
и тогда
/.= /’ = So,KJ1/C/3 (3.63)
3. Известны сопротивления цели короткого замыкания, выражен-
ные в миллиомах (мОм). При этом ток короткого замыкания можно
иайти следующим образом.
Величину относительного номинального сопротивления любого
элемента схемы х* выражают в миллиомах, зная номинальное напря-
жение t/H0M и номинальную мощность элемента 5ц0м:
X = Х# t/ном/SH0W. (3.64)
Сопротивления в схеме замещения приводят к напряжению сту-
пени t/H н (низшего напряжения):
X = X* (t/^0M/SH0M) (t/н. HOM/t/ном) = ном/5ном« (3.65)
Сопротивление системы можно определить, отнеся ее мощность 5С
к мощности отключения 50ТКЛ выключателя:
х^с — 5с/50ткл. (3.66)
Тогда, учитывая (3.65), а также то, что в данном случае 5н0м = Sc,
получим
v_____/7я. пом . ^н. ном /о
-- С '— "с • 10.0/1
°откл ° ном *^ОТКД
После того как все сопротивления (активные и индуктивные Xv)
выражены в миллиомах, найдем наибольшее значение периодической
составляющей тока короткого замыкания при трехфазиом коротком
замыкании:
Л” = У/(/3 у7Г+й), (3.68)
где U — линейное напряжение ступени короткого замыкания.
Ударный ток определяем с учетом величины ударного коэффициента
(см. рис. 3.2) /?у = f (х/(314 г)].
Приближенно для трансформаторов с 5Т = 630 4- 1000 кВ • А, ик =
= 5,5 % значение ky = 1,3; для трансформаторов <S'T = 100 -ь
400 кВ-А значение ky — 1,2; для удаленных точек сети ky L
Токи короткого замыкания асинхронных двигателей, присоединен-
ных непосредственно к месту короткого замыкания, учитываются
только при определении полного ударного тока короткого замыкания:
=-/’i-ycK /пом (3.69)
где йпуск = /п//иом 4,5 -е 7 — кратность пускового тока Короткого
замыкания двигателей; /помб — номинальный ток одновременно ра-
ботающих двигателей, кА.
Следует отметить, что в рассматриваемых установках до 1000 В
рекомендуется учитывать увеличение активного сопротивления про-
водников г при их нагреве значительными токами короткого замыка-
ния. Для этого в произведенном предварительном расчете токов ко-
роткого замыкания делается поправка на величину изменившегося
сопротивления (мОм):
где т — коэффициент (для меди пг —22,5; для алюминия т ~ 6);
t — время короткого замыкания, с; 60 — температура до наступления
короткого замыкания, град; s — сечение провода, мм2,
Ток короткого замыкания при новом значении rf
lK=U„oAV^Vri'+x^- ' (3-71)
Пример 3.5. Определить ток короткого замыкания на шинах напряжением
//ном = 0>4 КВ (рис. 3.9). В питающей сети на 6 кВ установлен выключатель нагрузки
типа ВНП-10 с номинальной мощностью отключения 30ТКД — 200 МВ-А. Трансфор-
матор присоединен к щиту Ua. ном ~ 0,4 кВ алюминиевыми шинами толщиной
80 X 8 мм2 и длиной 5 м через автомат ABM-I5. Расстояние между фазами шин
I ~ 250 мм. Данные трансформатора: 3110М1Т — 630 кВА, U = 6/0,4 кВ, ик — 5,5 %,
ДРН — 8,5 кВт. К шинам присоединены два асинхронных двигателя РНом = 150 кВт,
Чном = 6,92, cos фном 0,84.
Решение. Сопротивление системы [см. (3.67)] — /7н.ц0м/50ТКЛ ~
= 4007(200 10е) = 0,8 мОм,
Сопротивления трансформатора в относительных единицах (по паспортным
данным): r#T — APM/SH0sl т= 8,5/630 = 0,0135; = —^=/0,0552—0,0 1 352=
= 0,053.
Сопротивления трансформатора, приведенные к напряжению 0,4 кВ = 400 В
[см. (3.65)], гт = 0,0135-4007(630-103) = 3,4 мОм; хт = 0,053-4007(630-103) =
= 13,5 мОм.
Сопротивления шин при I = 250 мм и удельных сопротивлениях = 0,179 Ом/м,
г0 — 0,06 Ом/м будет гш = 0,06-5 = 0,3 мОм; = 0,179-5 = 0,9 мОм.
Переходное сопротивление контактов автомата принимаем равным 0,08 мОм,
автомата — 0,3 мОм; переходное сопротивление в местах присоединения шин и в
месте короткого замыкания —15 мОм [14]. Тогда результирующее сопротивление
цепи короткого замыкания (без учета сопротивления кабеля до 1000 В) г2 = 3,4 +
+ 0,3 + 15 = 18,7 мОм; х2 = 0,8 + 13,5 + 0,9 = 15,2 мОм; z = К 18,72+ 15,22"=
= 24,1 мОм.
Ток короткого замыкания
/к = 400/(/3-24,1 - 10-3)=9,6 кА.
Ударный ток при x2/^2 — 15,2/18,7 = 0,81, ky = 1,03 (рис. 3.2)
iy =К2- 1,03-9,6=14 кА.
83
82
Действующее значение полного тока короткого замыкания [см. (3.13)]
7у = 9,6 4-2 (1,03- I)29,6 кА.
Без учета сопротивлений в местах контакта шин и короткого замыкания значе-
ния токов короткого замыкания были бы значительно больше и составляли: /3 =
— 14,6 кА, = 1,42, iy — 29,3 кА; /у = 17,1 кА.
Ток короткого замыкания от электродвигателей при номинальном токе
^ном. д — 3 (7цомЛном cos фном) =
= 2 • 150 • 103/(1,73 • 380 • 0,92 • 0,84) = 0,59 кА,
Ударный ток от электродвигателей по (3.69)
iy = 6,5 0,59 = 3,8 кА.
Полное значение ударного тока от системы и Электродвигателей
iy2 = 14 + 3,8= 17,8 кА.
§ 3.3. Электродинамические и термические действия
токов короткого замыкания. Ограничение токов
короткого замыкания
Электродинамические действия токов короткого замыкания. Прн
коротких замыканиях в результате возникновения наибольшего удар-
ного тока короткого замыкания в шинах и других конструкциях рас-
пределительных устройств возникают электродинамические усилия,
которые в свою очередь создают изгибающий момент, а следовательно,
механическое напряжение в металле. Последнее должно быть меньше
максимально допустимого напряжения для данного металла.
Электродинамические действия ударного тока короткого замыка-
ния при трехфазном коротком замыкании определяются силой взаи-
модействия между проводниками при протекании по ним ударного
тока гу. Наибольшая сила (Н), действующая на шину средней
фазы при условии расположения проводников, (шин) в одной пло-
скости:
. . f(3) =_^?2,04^-- = 1,76-iV8'-IO-8, (3.72)
где j/3/2— коэффициент, учитывающий несовпадение мгновенных
значений ударного тока в фазах; I и а — длина и расстояние между
токоведущими частями, см.
Рассматривая шину как равномерно нагруженную многопролет-
ную балку, изгибающий момент (Нм), создаваемый ударным током,
A4=F^//10. (3.73)
t* - .
Тогда наибольшее механическое напряжение в металле при из-
гибе (МПа)
о = Л4/^ = 1,7б- 10-3iV2/(aF), • (3.74)
где I — расстояние между опорными изоляторами, см; а — расстоя-
ние между осями шин смежных фаз, см; — момент сопротивления,
см3„
84
При расположении шин плашмя (рис. З.П, а)
W = bh2/6. . _ (3.75)
При расположении шин на ребро (рис. З.П, б)
№ =Лб2/6. (3.76)
Расчетные величины напряжений в шине ор должны быть меньше
допустимых напряжений oaotI.
Термические действия токов короткого замыкания. Токоведущие
части, в том числе и кабели, при коротких замыканиях могут нагре-
ваться до температуры, значительно
большей, чем при нормальном ре-
жиме. Чтобы токоведущие части бы-
ли термически устойчивы к токам
короткого замыкания, величина рас-
четной температуры тр должна быть
ниже допустимой температуры тдОП
для данного материала.
За действительное время проте-
кания тока короткого замыкания
принимают суммарное время дейст-
вия защиты /защ и выключающей ап-
паратуры ^£ыкл- — ^защ ~Н ^выкл-
При проверке токоведущих час-
тей на термическую устойчивость
обычно пользуются понятием приве-
денного времени /пр, в течение ко-
торого установившийся ток коротко-
го замыкания выделяет то же ко-
личество тепла, что н изменяющийся
во времени ток короткого замыкания,
за действительное время t.
Приведенное время определяется
составляющими времени периодиче-
ской и апериодической составляющих
тока короткого замыкания:
бтр = 6ip. п + ^пр. а- (3.77)
л)
.Io
а
а
Рнс. 3.11. Расположение шин на
изоляторах;
а — плашмя; б — на ребра
№гт1
406777/.
Величину fnpn при действительном
кривым зависимости fltp>n = f (Р ) (Рис-
Г = /7/оо-
времени t < 5 с находят по
3.12), где
(3.78)
При действительном времени t > 5 с величина fltp. п = /пр5 + (t —5),
где /пр5 —приведенное время для t = 5 с.
Приведенное время апериодической составляющей
/пр. а = 0,005р"г. (3.79)
При действительном времени I < 1 с величина tnp a ие учитывается.
85*
Токоведущие Части рассчитывают на термическую устойчивость по
кривым нагрева различных металлов, представляющих зависимость
(рис. 3.13) т = / (/) = f (j‘2tnp), где j = Ils —плотность тока, А/мм2;
—приведенное время действия тока короткого замыкания, с.
Если известны величины и £пр, то, зная максимально допусти-
мую температуру для данного металла Тд0П, по указанным кривым
нагрева находят величину
(3.80)
откуда определяют сечение проводника s.
Если известна также начальная температура нагрева провод-
ника до короткого замыкания (тназ), то по тем же кривым нагрева для
Рис. 3.12. Кривые приведенного
времени периодической составляю-
щей тока короткого замыкания при
питании от генератора с АРВ
Рис. 3.13. Кривые нагрева токо-.
ведущих частей при коротких за-
мыканиях
тиач определяют величину 4нач. Обозначим через Ак величину, про-
порциональную полному количеству тепла, выделяемого в провод-
нике после короткого замыкания. Тогда
4К = А + Акач, (3.81)
или
4K = (Us)2*np + A!a4. (3-82)
Сечение кабеля на термическую устойчивость для трехфазного
короткого замыкания проверяется по формуле
= (3-83)
где с — 4К — 4нач — коэффициент, соответствующий разности вы-
деленного тепла в проводнике после и до короткого замыкания (для
кабелей напряжением 6—10 кВ с медными жилами с = 141; с алю-
86
миниевыми жилами с = 85; для алюминиевых шин с = 88; для мед-
ных шин с = 171; для стальных шин с — 60).
Ограничение токов короткого замыкания. При питании электро-
установок промышленных предприятий от мощных энергосистем при-
ходится значительно повышать сечение токоведущих частей н габа-
риты аппаратов, выбирать их по условиям нормального режима,
а также динамической и термической устойчивости. Это увеличивает
капитальные затраты и расход цветного металла. Ограничение вели-
чины токов короткого замыкания является одним из способов умень-
шения стоимости сооружения и эксплуатации электрических устано-
вок. Наиболее распространенными способами ограничения токов ко-
роткого замыкания являются: а) раздельная работа трансформато- -
ров и питающих линий; б) включение в сеть дополнительных сопро-
тивлений — реакторов; в) применение трансформаторов с расщеплен-
ными обмотками.
Наибольшее применение находит установка реакторов на линиях ,
потребителей, подключаемых непосредственно на шины электриче-
ских станций, а также на районных подстанциях большой мощности, •
питающих маломощные заводские подстанции.
Выбор токоведущих частей и аппаратуры. Токоведущие части
(шины, кабели) и все виды аппаратов (выключатели, разъединители,
предохранители, измерительные трансформаторы для электроустано-
вок) должны выбираться в соответствии с вычислительными макси-
мальными расчетными величинами (токами, напряжениями, мощно-
стями отключения) для нормального режима и короткого замыкания.
Для их выбора сравнивают указанные расчетные величины с допу-
скаемыми значениями для токоведущих частей и высоковольтного
оборудования. Составляют таблицу сравнения указанных расчетных
и допустимых величин. При этом для обеспечения надежной безава-
рийной работы расчетные величины должны быть меньше допустимых.
Выбор шин и изоляторов. Шины распределительных
устройств выбирают по номинальным параметрам (см. табл. П. 5),
соответствующим нормальному режиму и условиям окружающей
среды, и проверяют на режим короткого замыкания.
Наибольшее допустимое при изгибе напряжение пдоп для различ-
ных шип, МПа: . а
Медные МГМ ...................170 при ? = ЗЭ0°С
Алюминиевые А1 ................80 при / = 200эС
Стальные......................190 при ^ = 400°С
Изоляторы выбирают на номинальное напряжение и номинальный
ток и проверяют на механическую нагрузку при коротких замыка-
ниях.
Рачетная нагрузка (Н) на опорные изоляторы FoaC4 = 1,76 X
X 10-2 (Ila) i“.
Полученное значение Fp3Cn не должно превышать 60% от разру-
шающей нагрузки для данного типа изолятора [17].
Пример 3.6. Выбрать и проверить шины на динамическую устойчивость к токам
короткого замыкания при расчетном токе нагрузки /н = 1200 А, ударном токе
87
iy = 50 кА. Шины установлены на изоляторах плашмя, расстояние между фазами
а — 350 мм, расстояние между изоляторами в пролете I = 1300 мм.
Решение. Выбираем по расчетному току шины алюминиевые размером
80 X 8 мм3 с допустимой токовой нагрузкой 1320 А.
Момент сопротивления шин при установке их плашмя IV' = Ь№1& = 0,8 •82/6 =
= 8,54 см3.
Расчетное напряжение в металле шин согласно (3.74) _ . .
optlC4= 1,76 10’3 • 1303 • 502/(35 8,54) = 250 кгс/см3=25 МПа.
Так как оД0П = 80 МПа, поэтому шины с ор;1СЧ = 25 МПа динамически устой-
чивы.
Выбор кабелей. Кабели, как и шины, выбирают по номи-
нальным параметрам (току, напряжению) и проверяют на термиче-
скую устойчивость при коротких замыканиях.
Максимально допустимыми кратковременными превышениями тем-
пературы т£пп при коротких замыканиях считаются: для силовых
кабелей до 10 кВ с медными жилами и бумажной изоляцией —200°;
то же, с алюминиевыми жилами —-200е; на 20—35 кВ с медными
жилами — 220°.
Сечение кабеля на термическую устойчивость к токам короткого
замыкания проверяют по (3.83).
Пример 3.7. Кабель марки ААБ на напряжение 10 кВ выбран по расчетному
току 95 А сечением 35 мм3 (табл. 5.8). Проверить кабель на термическую устойчи-
вость к токам короткого замыкания при /к = — 6500 А. Расчетное (приведенное)
время действия тока короткого замыкания =/ПЬ1КЛ 4- ^защ = 0,15 + 0,45 =
= 0,6 с; уточненное значение /пп находят по рис. 3.12.
Решение, Минимальное сечение кабеля согласно (3.83) = 65001^0,6/85^
60 мм3.
Выбранный кабель сечением 35 мм3 нс удовлетворяет условиям термической
устойчивости. Принимаем время действия защиты 0,35 с. Тогда sMI1H = 6500 У0,35/85 «
50 мм3.
Кабель сечением 50 мм3 является термически устойчивым.
Реакторы выбирают по расчетному току линии и заданной величине
допустимого тока короткого замыкания для рассчитываемой точки
схемы. Расчетное сопротивление реактора (%)
. xpsm = (,!6/1к - х^ т'и" 100, (3.84)
J 6е7 рясч. ном
где /рксч.пом) Нежном—номинальные ток и напряжение реак-
тора; /к — величина допустимого тока короткого замыкания для рас-
четной точки; задается или принимается по каталогам для устанавли-
ваемой высоковольтной аппаратуры; —относительное базисное со-
противление схемы замещения до точки установки реактора при
токе /б.
По расчетному значению храсп подбирают наиболее соответствую-
щий ему тип реактора, который должен не только ограничивать ток
короткого замыкания, но и поддерживать необходимое остаточное
напряжение (Уост (%) на шинах станции или подстанции
^ост = Арасч/7/11Ом. (3.85)
Выбор высоковольтных выключателей на-
пряжением более 1000 В. Такие выключатели выбирают по
номинальным напряжению и току, конструктивному выполнению и
месту установки, отключаемым току и мощности.
Высоковольтные аппараты выбирают на основании сравнения
каталожных данных с соответствующими расчетными данными, для
чего составляют сравнительную таблицу (см. пример 3.8).
Условие устойчивости к токам короткого замыкания проверяют
сравнением величины отключаемого выключателем тока /откл при
данном напряжении с действующим током короткого замыкания Ц
для времени t, равного сумме времени срабатывания релейной за-
щиты f3ailI и собственного времени действия выключателя СыКд.
Практически принимается, что при времени отключения выклю-
чателей, равном 0,1 с, величина тока 7/ равна начальному значению
периодической слагающей тока короткого замыкания Отключаю-
щая способность выключателя /откл или 50ткл будет достаточной, если
Уоткл > 5" = или /откл > /" = /к. Если SOTKJ < SK, то следует
точно проверить отключающую способность выключателя для дейст-
вительного времени отключения.
Разъединители — аппараты, не предназначенные для отключе-
ния токов короткого замыкания, поэтому на отключающую способность
они не проверяются.
На термическую устойчивость высоковольтные аппараты прове-
ряются по условию
’ (3-86)
где It — ток термической устойчивости, допускаемый заводом-изгото-
вителем, в течение /, с. Например, если для высоковольтного выклю-
чателя указано /5 = 19 кА, это значит, что данный выключатель вы-
держивает ток термической устойчивости величиной 19 кА в тече-
ние 5 с.
Исходя из формулы (3.86), проверим термическую устойчивость
аппаратов; ___
(3.87)
Динамическую устойчивость аппаратов проверяют сравнением tMa(fC
(по каталогу) с iy (по расчету), выключатели выбирают по ГОСТ
G87—70 [16L
Выбор высоковольтных предохранителей.
Их выбирают по конструктивному выполнению, номинальным напря-
жению и току, предельно отключаемым току /откл и мощности
Условия устойчивости высоковольтных предохранителей к токам ко-
роткого замыкания выполняются, если /откл /" = /к и 8’откл /> S" =
= 5К, где /отКЛ — наибольший ток, отключаемый предохранителем (по
каталогу).
Выбор трансформатора тока. Выбирают его по но-
минальным току и напряжению, нагрузке первичной и вторичной ка-
тушек, классу точности и допускаемой погрешности и проверяют на
термическую и динамическую устойчивость к токам короткого замыка-
88
89
ния, на 10%-ную погрешность в цепях защиты (см. гл. 11) и погреш-
ность 0,5, 1,0 — для учета (см. гл. 12).
Трансформаторы тока выбирают по кратности электродинамиче-
ской и термической устойчивости (£дия и k^. Электродинамическая
устойчивость выполняется, если
бдин *у/(/2 /|!0М 1), (3.88)
или
*дин V 2-/НОМ1^!У, (3.89)
где Лдин дается в каталогах на трансформаторы тока; /ном1 — номи-
нальный первичный ток трансформатора тока.
Кратность термической устойчивости kt трансформаторов тока
соответствует времени 1 с и также дается в каталогах. Условие терми-
ческой устойчивости трансформатора тока выполняется, если
= (3.90)
или
со ^пр/^ном!*
Номинальная мощность вторичной обмотки трансформатора тока S2
должна быть не менее суммы мощности, потребляемой приборами 5пр,
и мощности, теряемой в проводах и переходных контактах:
Snp-f-/a (г нр + гк), (3.91)
где гпр, гк — сопротивления проводов и контактов.
Сопротивление всех переходных контактов принимают равным
0,1 Ом, величину тока /2 = 5 А. Тогда сопротивление проводов между
трансформатором тока и измерительными приборами
гпр=(52-5пр-Д/-к)/Л1. (3.92)
Схемы соединения трансформаторов тока даны в гл. 2. При соеди-
нении в неполную звезду двух трансформаторов тока сечение соедини-
тельных проводов (мм2)
s = ]<3Z/(Tr„p). (3.93)
При соединении в полную звезду трех трансформаторов тока
s = //(yrnp). (3.94)
При установке одного трансформатора тока
s-2Z/(yrn;i). (3.95)
Выбор трансформаторов напряжения. Выби-
рают их по номинальным параметрам, классу точности и нагрузке, опре-
деляемой мощностью, которая потребляется катушками электроизме-
рительных приборов, подключенных к данному трансформатору.
со
со
а
И
К
г:
ю
га
Н
и
л *
ф 3 S S 10 кВ < о о SB w ^7 ' lad
s о ю
о & о Ы 11 S о Л II S о я lLx о о ’—'С II00 « ))
в ёЗ 5ч ((
ж
е- 11
II
rpat
(энные ’ ф S CQ м < S < м ао А? СЧ « - <
Ё II со II II ’“'СЧ
о й сЗ II а U
d? И
71
сд 11 о о *
ф а
3 S о 3 о
Й . 1 о ~
CJ II 11 II
й II О
ф к г U
►н о О о W
S щ и я S1 л . Я Я-1 н
ч
ф
СП
со II
ф CQ < сч о
ф а ьс of *
№ -я о
Дай :етш О II ю со II GO |1 о Ь!
ст II 11 II И 01
Я Е СЧ
о О ’ we
л & и
II
С1 й
гнмые : 10 КВ < 8 о < см ю < ьс о сч II “ 1Л « . < и CQ S о LQ
|| 1] II II сч О СО
и II о
К с г я 1 О II
ч Ф о Й о л о X rd S а юСМ йу II ЬЙ
о
S со
ч
м
3
л
ф II 11 II
пз < сч cj 11^0 <
Да? ф 3 и 8 ОС № о СЧ е, • < • ед
я 1 со 1—1 1—1 о м 1со
ф т II II II II сч
11 СЧ „ СО О’
А Е а rtj & 11 сч ^"1! С1Й и-'! со [|
90
91
Номинальная мощность трансформатора напряжения должна быть
равна или больше суммарной активной и реактивной мощности, по-
требляемой параллельными катушками приборов и реле,
Sbom "$2 + Q'x, (3.96)
где = Snp cos <рпр — суммарная активная мощность, потребляемая
катушками приборов, Вт; = Рпр tg ср — реактивная мощность,
вар.
Значения мощностей Р(1р, потребляемых параллельными катушками
приборов, и их cos (р даются в 118].
Пример 3.8. Выбрать масляный выключатель, разъединитель и трансформатор
тока для линии 10 кВ при /макс = 350 А, 1К = 10 кА, ы = 18 кА, f„p = 2,2 с.
Решение. Выбираем масляный выключатель типа ВМП-ЮК на ток 600 Л,
разъединитель типа РВ-10/400, трансформатор тока типа ТПЛМ-10/400—0,5/Р
с двумя вторичными обмотками (для приборов учета и реле); — 160; £/ = 65.
Составляем сравнительную табл. 3.3 расчетных и каталожных данных, которые
должны быть выше соответствующих расчетных данных.
ГЛАВА 4
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИИ
§4.1. Сведения об электроприемниках, необходимые
для расчета электрических нагрузок
При. определении электрических нагрузок действующих или про-
ектируемых промышленных предприятий необходимо учитывать режим
работы, мощность, напряжение, род тока электроприемников.
По режиму работы электроприемники могут быть разделены на
три группы, для которых предусматривают три режима работы:
п р о д о л ж и т е л ь н ы й, в котором электрические машины мо-
гут работать длительное время, причем превышение температуры от-
дельных частей машины не выходит за пределы, устанавливаемые нор-
мами ;
кратковременный, при котором рабочий период не на-
столько длителен, чтобы температуры отдельных частей машины могли
достигнуть установившегося значения, период же остановки машины
настолько длителен, что машина успевает охладиться до температуры
окружающей среды;
повторно-кратковременный, характеризуемый ко-
эффициентом продолжительности включения ПВ = ир/(^р + /0)1 100%.
В этом режиме рабочие периоды чередуются с периодами пауз /0,
а длительность всего цикла не превышает 10 мин. При этом нагрев не
превосходит допустимого, а охлаждение не достигает температуры
окружающей среды.
Длительно с ней з .мен ной или мало меняющейся нагрузкой работают
электроприводы вентиляторов, насосов, компрессоров, преобразова-
телей, механизмов непрерывного транспорта и т. п. Длительно, но
с переменной нагрузкой и кратковременными отключениями, за время
которых электродвигатель не успевает охладиться до температуры
окружающей среды, а длительность циклов превышает 10 мии, рабо-
тают электродвигатели, обслуживающие станки холодной обработки
металлов и деревообрабатывающие, специальные механизмы литей-
ных цехов, молоты, прессы и ковочные машины кузнечно-прессовых
цехов.
В кратковременном режиме работает подавляющее большинство
электроприводов вспомогательных механизмов металлорежущих стан-
ков, а также механизмов для открывания фрамуг, гидравлических
затворов, всякого рода заслонок и т. и.
§3
В повторно-кратковременном режиме работают электродвигатели
мостовых кранов, тельферов, подъемников и аналогичных им устано-
вок. В этом же режиме работают и сварочные аппараты, для которых
характерны постоянные большие броски мощности.
Самостоятельную группу электроприемников составляют нагре-
вательные аппараты и электропечи, работающие в продолжительном
режиме с постоянной или маломеияющейся нагрузкой, и осветитель-
ные приборы (лампы накаливания и люминесцентные), отличительной
особенностью которых является резкое изменение нагрузки в течение
суток и постоянство нагрузки при включенном освещении.
По напряжению все электроприемники могут быть разделены на
две группы:
электроприемники, которые могут получать питание не-
посредственно от сети 3, 6 и 10 кВ. К этой группе относят крупные
электродвигатели, мощные печи сопротивления и дуговые печи для
плавки черных и цветных металлов, питаемые через собственные транс-
форматоры. Следует отметить, что на 10 кВ могут быть изготовлены дви-
гатели мощностью не менее 800—1000 кВт;
электроприемники, питание которых экономически целе-
сообразно на напряжении 380—660 В.
По роду тока электроприемники могут быть разделены на три
группы, работающие:
от сети переменного тока нормальной промышленной частоты (50 Гц);
от сети переменного тока повышенной или пониженной частоты;
от сети постоянного тока,
§ 4.2. Нагрев проводов и кабелей
токами нагрузок
Электрические нагрузки характеризуются расчетным током. При
длительной нагрузке проводника током неизменной величины / уста-
новившееся превышение температуры
^уст.= Тн (///ыом)2, (4.1)
где тн — величина превышения температуры, используемая для рас-
чета длительно допустимых токов нагрузки /ном, указанных в ПУЗ
(см. § 5.3); соответствует каталожным данным проводов и кабелей.
В табл. 4.1 указаны длительно допускаемые нагревы й\к.Иорм для
жнл проводников в условиях нормальной эксплуатации, максималь-
ные превышения температуры тж,макс, допускаемые в режиме корот-
кого замыкания, а также кратковременно допускаемые нагревы в мо-
менты пиков Фпик нагрузки. В табл. 4.2 указаны расчетные темпера-
туры среды ^ср.норм, принятые по нормам для вычисления длительно
допустимых нагрузок. По этим данным можно определить допускае-
мые превышения температуры:
Тц ^ж. норм ^ср. норм' (4-2)
Из формулы (4.1) величина длительно допустимой нагрузки
~ ном V* ^уст/Т'н’
Даны дли двух случаев; непосредственно не соединенные с аппаратами (числитель); непосредственно соединенные с аппаратами (зна-
94
95
Таблица 4.2
Место прокладки проводника
Открытая и защищенная прокладка проводов, кабелей п тин
в воздухе (внутри помещений).............................
Один кабель с бумажной изоляцией при прокладке непосред-
ственно в земле..........................................
То же, в земле в трубах..................................
Кабели с бумажной изоляцией (независимо от их числа) при
прокладке в воде ........................................
Температура среды
^ср.норм'
25
15
25
15
В переходном режиме через любой интервал времени t, отсчитан-
ный от начального времени /0, превышение температуры проводника
т/ = туст (1 - е~ f'T) тое- №,
(4.4)
Рис. 4.1. Кривые нагрева и охлаадеция
проводов и кабелей
где т0 — перегрев проводника в момент начала отсчета; Т — постоян-
ная времени нагрева проводни-
ка, мин и с.
При включении нагрузки в
момент, когда т0 = 0, превыше-
ние температуры (рис. 4.1, кри-
вая /)
г, = туст(1—«"*). . (4.5)
При полном отключении на-
грузки проводник охлаждается,
его температура перегрева стре-
мится к нулю (туСт->0), при
этом (рис. 4.1, кривая 2) тг =
= тог(/г.
При прерывистой работе, характеризующей повторно-кратковре-
менный режим, интервалы А/ включения и отключения линии будут
соответствовать режиму нагрева и охлаждения проводников и опреде-
ляться ломаной кривой 3 и соответствующей ей кривой нагрева 4.
Последняя лежит ниже кривой 1. Следовательно, при повторно-кратко-
временном режиме допустимая токовая нагрузка на провода и кабели
повышается (см. § 5.3).
Данные постоянной времени нагрева Т для наиболее распростра-
ненных типов медных проводников и способы их прокладки приведены
в табл. 4.3, а значения величин е~^т и 1 — е~‘т при разных значениях
t/T — в табл. 4.4.
Для проводов и кабелей с алюминиевыми жилами при одинаковом
их сечении с медными жилами, одинаковой конструкции изолирую-
щих и защитных покровов и одинаковом способе прокладки постоян-
ная времени нагрева может быть принята: для. голых проводов —
Та = 0,7 Тм\ для изолированных проводов — Тя = 0,85 Тм; для ка-
белей — Та = 0,9 Тм, где Та и Тм — постоянные времени нагрева
проводов и кабелей с алюминиевыми и медными жилами.
Таблица 4.3
Сеченве медной жилы, мм2 Постоянные времени нагрева проводов с резиновой изоляцие;;, мин Постоянные времени нагре- ва трехжильных брониро- ванных кабелей с бумажной изоляцией на 1—3 кВ. мни
одножиль- ных, проло- женных открыто па опорах количество проводов, проло- женных в одной трубе
Два три четы ре при про- кладке в землю при про- кладке в воздухе
4 2.4 2,5 3.0 4,0 6,0 18,0
6 3,0 4,0 4,75 6,25 7,2 19,1
10 4,2 6,75 7,5 9,5 8.4 20,6
16 5,6 9,3 п,о 13.7 10,8 21,6
25 7,2 13.0 15,7 19,5 12.0 ‘26,4
35 9.0 15,7 19,5 24,0 14,4 28 8
50 12.0 19.0 23,5 283 18,0 32,4
70 15,0 22,0 27,5 33.0 21,6 37.2
95 18,4 26,3 32,0 37,5 26,4 43,0
120 21.4 29,5 35,8 42.0 30,0 48 0
150 24,4 33,5 42,0 47,0 34,7 53’0
185 -—- —- — .— 40-0 60,0
240 — — — — 45,0 90,0
Таблица 4,4
ЦТ е-ЦТ \-е-ЦТ ЦТ е ЦТ 1-е-ЦТ
0,1 0,905 0,095 1.1 0,333 0,667
0,2 0,820 0,180 1.2 0,300 0,700
0,3 0,742 0,258 1,3 0,273 0,727
0,4 0,67! 0,329 1,4 0,248 0,752
0,5 0,607 0,393 1.5 0,224 0,776
0,6 0,560 0,450 2.0 0.135 0,864
0,7 0,497 0,503 2,5 0,082 .0,918
0,8 0,450 0,550 3,0 0,050 0,930
0,9 0,407 0,593 4,0 0,018 0,982
1,0 0,368 0,632 5,0 0,096 0,994
При изменении предельно допустимой температуры нагрева провода
от тдоп до Тд0П или температуры окружающей среды от т0 до то допусти-
мый ток соответственно изменяется:
7доп (Тдоп ^о)/(Тд0[! Т()), , (4.6)
или
/доц 7доп Д/~(^доп Т)/(Тдоп "Ту). (4.7)
На основании формул (4.3) и (4.7) в табл. 5.10—5.12 приведены
данные о допустимых величинах токовых нагрузок на провода и ка-
бели.
96
4 В. Ю. Лцпкия
97
§ 4.3. Определение электрических нагрузок
и расхода электроэнергии
Графики и расчетные коэффициенты электрических нагрузок. Элек-
трические нагрузки промышленных предприятий определяют выбор
всех элементов системы электроснабжения: мощности районных транс-
форматорных подстанций, питательных и распределительных сетей
энергосистемы, заводских трансформаторных подстанций и их сетей.
Поэтому правильное определение электрических нагрузок является
решающим фактором при проектировании и эксплуатации электриче-
ских сетей.
Различают следующие графики активных и реактивных нагрузок:
суточные (рис. 4.2, а) и годовые по продолжительности
(рис. 4.2, б), характерные для отдельных отраслей промышленности*
Режим работы потребителей электроэнергии изменяется в часы
суток, дни недели и месяцы года, при этом изменяется и нагрузка всех
звеньев системы электроснабжеийя. Эти изменения изображают в виде
графиков нагрузок, на которых по оси ординат откладывают активные
(кВт) и реактивные (квар) нагрузки, а по оси абсцисс — время, в тече-
ние которого удерживаются эти нагрузки.
Суточные графики (рис. 4.2, а) могут быть построены для отдель-
ных звеньев системы электроснабжения (сетей, цеховых и заводских
подстанций, отдельных установок), а также для всей энергетической
системы или ее части, обеспечивающей электроэнергией определенный
район.
Чтобы характеризовать работу отдельных установок и устройств
в течение года, необходимо иметь основные суточные графики года —
зимний и летний. Наибольшую нагрузку по суточному графику назы-
вают максимальной суточной нагрузкой.
Максимальной и минимальной Р^кп годовыми нагрузками
считаются соответственно нагрузки зимнего и летнего графиков, кото-
рые учитывают при выборе мощности трансформаторов (см. гл. 10),
эа
Площадь суточного графика представляет собой количество электро-
энергии (кВт-ч), выработанной или потребленной данной установкой
за сутки.
Среднюю суточную мощность нагрузки Рср (кВт) определяют,
зная количество электроэнергии № (кВт-ч), выработанной или потреб-
ленной за сутки:
^р.сут^^А-Г/24. (4.8)
Годовой график по продолжительности (рис. 4.2, б) показывает
длительность работы электроустановки в течение года с различными
нагрузками. На этом графике по оси абсцисс откладывают продолжи-
тельность нагрузки в течение года (от 0 до 8760 ч), а по оси ординат —
соответствующие нагрузки (%),
Рис. 4.3. Характерные графики суточных
активных (/) и реактивных (2) нагрузок;
а — станкостроения; б — автомобнлестрое-
ния; в — цветной металлургии; г — химиче-
ской промышленности
Рис. 4.4. Суточный график на-
грузки промышленного пред-
приятия
Площадь годового графика по продолжительности представляет
собой количество электроэнергии № (кВт - ч), выработанной или
потребленной электрической установкой в течение года (8760 ч).
Средняя годовая мощность нагрузки (кВт)
- Рср. год = №/Т = №/8760. (4.8а)
На рис. 4.3, а — г приведены характерные графики электриче-
ских нагрузок для некоторых отраслей промышленности, построенные
на основании анализа эксплуатационных данных по ряду предприя-
тий отрасли.
Действительные графики нагрузок отдельных промышленных пред-
приятий, естественно, отличаются от приведенных характерных, так
как учитывают время начала и конца отдельных смей, начало и дли-
тельность обеденных перерывов, величину колебаний нагрузки на от-
дельных технологических установках и др.
99
Систематическое наблюдение за графиками нагрузки и правильное
их построение обеспечивает повышение энергетических показателей
при эксплуатации энергетического хозяйства промышленных предпри-
ятий (см. табл. П.6).
Чтобы построить суммарный суточный график нагрузки промыш-
ленного предприятия (рнс. 4.4), необходимо подсчитать нагрузки по-
требителей Pt и учесть потери KPt. Последние делятся на переменны^,
зависящие от нагрузки (нагрев проводов сети и обмоток трансформа-
торов), и постоянные, не зависящие от нагрузки (нагрев стали транс-
форматоров).
Из рис. 4.4 следует, что нагрузка подстанции в любой момент
суток определяется нагрузкой потребителя и потерями в сети и транс-
форматорах:
(4-9)
Рп. ст = Рt~V /•
Дадим определение основных величин и укажем значения различ-
ных коэффициентов, применяемых при подсчете электрических нагру-
зок.
Номинальная (установленная) мощность электродвигателей дли-
тельного режима представляет собой паспортную мощность двигателя,
обозначенную на заводской табличке. Для двигателей повторно-
кратковременного режима номинальная мощность приводится к дли-
тельному режиму (ПВ — 100%):
Р.».=рлТЖ. (4.10)
где рп, ПВп — соответственно паспортная мощность и паспортная
продолжительность включения.
Для сварочных машин и трансформаторов электропечей номиналь-
ная мощность (кВ • А)
Рвом = 5П cos <рп]/77Вп, (4.11)
где sn — паспортная мощность трансформатора, кВ • A; cos <рп и ПВа —
паспортные значения.
Коэффициенты использования одного ka или группы Ка приемников
характеризуют использование активной мощности и представляют
собой отношение средней активной мощности рсм одного или группы
Рсы приемников за наиболее нагруженную смену к номинальной мощ-
ности рном или Вном.
= рсм/рном; Ka = PcJP^- - (4-12)
Для электроприемников одного режима работы значения индиви-
дуального и группового Ки коэффициентов совпадают.
Для группы электроприемников с разными режимами работы груп-
повой коэффициент использования
Къ = Рем/ Рнои ~ ^иРпом/S Phom* (4-13)
11 1 1
100
Таблица 4.5
Наименование электроприемников Коэффициенты
нспользопа- НЦЯ МОЩНОСТИ со^ qj
Металлорежущие станки мелкосерийного производства с нормальным режимом работы — мелкие токарные, строгальные, долбежные, фрезерные, сверлильные,
карусельные и расточные 0,12-0,14 0,4—0,5
То же, при крупносерийном производстве 0,16 0,5—0,6 .
Штамповочные прессы, автоматы, станки; револьвер-
вые, обдирочные, зубофрезерные, крупные токар-
ные, строгальные, фрезерные, карусельные и рас-
точные Приводы молотов, ковочных машин, волочильных 0.17 0,65
станков, очистных барабанов, бегунов и др 0.2- 0,24 0.65
Переносный электроинструмент 0,06 0,5
Вентиляторы и эксгаустеры 0,6—0,65 0,8
Насосы, компрессоры, двигатель-генераторы Краны, тележки при /73 = 25% 0.7 0.8
0,05 0,5
То же, при /75 = 40% Элеваторы, транспортеры, шнеки, несблокировапные 0,1 0,5
конвейеры Элеваторы, транспортеры, шпеки, сблокированные 0,4 0,75
конвейеры 0,55 0.75
Сварочные трансформаторы дуговой сварки 0,2 0,4
Однопостовые сварочные двигатель-генераторы .... о,3 0,6
Многопостовые сварочные двигатель-генераторы. . . . 0,5 0.7
Сварочные машины шовные 0,2-0,5 0.7
То же, стыковые и точечные Сварочные дуговые автоматы . . Печи сопротивления с автоматической загрузкой из- 0,2-0,25 0,6
0,35 0,о
делий, сушильные шкафы, нагревательные приборы 0,75—0,8 0,95
Печи сопротивления с неавтоматической загрузкой
изделий 0,5 0.95
Индукционные печи низкой частоты 0,7 0,35
Значения коэффициентов использования kti и мощности cos ср для
различных приемников электроэнергии приведены в [15], для маши-
ностроительной промышленности — в табл. 4.5, для промышленности
стройматериалов — в табл. 4.6. Расход электроэнергии за смену Ц7СМ,
необходимый для подсчета средней мощности Рсм, определяют на дей-
ствующих предприятиях по показаниям счетчиков за время наиболее
загруженнойfмены Тсм. Эта величина Я7СМ может быть также подсчи-
тана по удельному расходу электроэнергии №уд на единицу произве-
денной продукции Л4СМ за ТСи [15]:
Гси = ГУдЛ1£м. - (4.14)
-1'1 Тогда средняя мощность за смену
Лн = ^си/Тся. ’ (4.15)
Для проектируемых электрических сетей и установок необходимо
знать кроме средних нагрузок также максимальные нагрузки для вы-
бора электрических сетей электрооборудования и защиты.
101
Т а б л и ц а 4.6
Наименование групп электроприемников чш Коэффициенты
использова- ння К мощности COS ф
Сырьевой цех производства цемента 0,85
Г тотэПглп ППНРПЛ ГКТПкРПЫY МР.ПЫ-1ИП . ........ 0,72
0,75
пкьтнпр л/Snn V ЛАРЯ НИР ... 0,56
111 ттям-нятсы 0,56 0,75
]5пг]тушки . . 0,62 0,8
Д^рпби тки . . 0,54 0,8
Краповью МРТПЯЛКИ шлямя . . 0,38 0,5
0,7
^к^кавKF „ , . . 0,4
0,5 0,75
Цех обжига
Rn яш ятптп ирг ст ПРЧИ <5рч ХПЛПЛИДЬНИКОВ 0,7 0,8 0,7
То и холодильниками 0,6
V ЛДЙНМР ППНКПЛЫ ПРЦРЙ ... 0,7 0,8
ДЬ1МОСпрЫ прцрй ... 0,7 0,8
0,46 0,65
0,75
Риитмпатлпи ТРУНЛЛПГИЧРГКИР . 0,57
0,7
0,45
0,75
0,53
гТРкТПЛгЬи лнтПЫ . 0,6 0,85
Цех сухого помола
0,8 0,85
0,85—0,9
Г noDiTkrn ппМйЛЛ TIPMPHtHRFX МРЛКНИП 0,85
(опережаю-
0,48 щий)
Низковольтное оборудование цементных мельниц . . . 0,75 0,7
0,4
0,5 0,48 0,6 0,6
"П ТТЛ-Гия ап tj ttt-atj ut пдепеК! f Hi V 7ТРП - П Я СПС Ы 1 0,75
1 1 НеВМииИН 1 UuDlc nacuvDi 0,75
0,6 0,7 0,78
А/глпг пью хдр гтг.Т4МИ кг 0,83
0,6 0,88
Общезаводские нагрузки
0,75 0,8 0,85 0,8
0,64 0,75
Электрическое освещение: 0,85 0,85—0,9 1,0 0,95
Коэффициент максимума служит для перехода от средней нагрузки
к максимальной. Он представляет собой отношение расчетного макси-
мума активной мощности нагрузки группы электроприемников к сред-
ней мощности нагрузки за наиболее нагруженную смену:
•^иакс = ^макс/^см* (4-16)
Методы определения электрических нагрузок. Рассмотрим методы
определения средних и максимальных нагрузок.
Метод упорядоченных диаграмм. Он является
основным при определении расчетных нагрузок систем электроснабже-
ния (13]. По этому методу расчетная максимальная нагрузка группы
электроприемников
^макс ^макс^н^яом = см- (4-17)
Для расчетов мощности цехов и предприятий на стадии проект-
ного задания
Рмакс = ^спЛюм» (4.18)
где Ксп = КмаксКи = Риакс/Люм — коэффициент спроса (см. [151 и
табл. П6).
Групповую номинальную мощность Р1!ОМ [см. (4.12)1 определяют
как сумму номинальных мощностей электроприемников, за исключе-
нием резервных.
Для группы электроприемпнков одного режима работы среднюю
активную и реактивную мощности нагрузки за наиболее загруженную
смену находят по формулам:
Л=м=КЛом; = . (4-19)
где tg (р — значение, соответствующее средневзвешенному коэффици-
енту cos ср, характерному для электроприемников данного режима
работы (см. табл. 4.5, 4.6).
Таблица 4.7
Эффективное число электро- приемников % Коэффициент максимума Кмакс при К
0,1 0,15 0,2 0,3 0.4 0,5 0,6 0.7 0,8 0,9
4 3,43 3,11 2,64 2,14 1,87 1,65 1,46 1,29 1,14 1,05
5 3,23 2,87 2,42 2,0 1,76 1,57 1,41 1,26 1Д2 1,04
6 3,04 2,64 2,24 1,88 1,66 1,51 1,37 1,23 1,1 1,04
7 2,88 2,48 2,1 1,8 1,58 1,45 1,33 1,21 1,09 1,04
8 2,72 2,31 1,99 1,72 1,52 1,4 1,3 1,2 1,08 1,04
9 2,56 2,2 1,9 1,65 1,47 1,37 1,28 1,18 1,08 1,03
10 2,42 2,1 1,84 1,6 1,43 1,34 1,26 1,Т6 1,07 1,03
12 2,24 1,96 1,75 1,52 1,36 1,28 1,23 1,15 L07 U03
16 1,99 1,77 -1,61 1,41 1,28 1,23 1,18 1Д2 1,07 1,03
20 1,84 1,65 1,5 1,34 1,24 1,2 1,15 1,11 1,06 1,03
25 1,71 1,55 1,4 1,28 1,21 1,17 1,14 1,1 1,06 1,03
30 1,62 1,46 1,34 1,24 1,19 1,16 1,13 1,1 1,05 ьоз
40 1,5 1,37 1,27 1,19 1,15 1,13 1,12 1,09 1,05 1,02
50 1,4 1,3 1,23 1,16 1,14 1,11 1,1 1,08 1,04 1,02
60 1,32 1,25 1,19 1,14 1,12 1,П 1,09 1,07 1,03 1,02
100 1,21 1,17 1,12 1,1 1,08 1,08 1,07 1,05 1,02 1,02
140 1,17 1,15 1,11 1,08 1,06 1,06 1,06 1,05 1,02 1,02
200 1,15 1,12 1,09 1,07 1,05 1,05 1,05 1,04 1Д1 1Д1
240 1,14 1,11 1,08 1,07 1,05 1,05 1,05 1,03 1,01 1,01
300 1,12 1,1 1,07 1,06 1,04 1,04 1,04 1,03 1,01 1,01
192
103
При наличии в одной группе электроприемников с разными режи-
мами работы выражения (4.18) и (4.19) меняются: {9Ж
;i_ ' Л»=2Ро. = 2М„о»; (4-20)
<?c»=i:‘7<»=2:pc»tg<p. 0.21)
Коэффициент максимума активной мощности ^1аКС определяй}^,
по табл. 4.7 или по рис. 4.5 в зависимости от величины группового
коэффициента использования 7fIr, найденного по (4.13), и эффективного
числа электроприемников группы п3 (рис. 4.5).
Эффективным (приведенным) числом электроприемников пэ назы-
вают такое число однородных по режиму работы электроприемннков
одинаковой мощности, которое дает ту же величину расчетного макси-
мума Рмакс, что и группа электроприемников, различных по мощности
и режиму работы. Эффективное число электроприемников
Г «
’ * П3 — ] / j Рном
(4.22)
РпОК‘
При числе электроприемников в группе, равном четырем и более,
допускается принимать пэ равным действительному числу электропрй-
емников п при условии, что отношение номинальной мощности наиболь-
шего электроприемника к номинальной мощности наименьшего элек-
троприемника меньше трех:
tH — риом. макс/Рном. мин 3. (4.23)
В соответствии с практикой проектирования системы электроснаб-
жения установлено, что:
а) при т >> 3 и 7frr 0,2 эффективное число электро приемки ков
Нэ = 2Р Номх/Рмакс1> (4.24)
где Рном 2 — суммарная номинальная мощность группы электропри-
еКгнйков; рмакс1 — мощность одного наибольшего электропрнемника
группы.
В тех случаях, когда пэ > п, следует принимать = п;
б) при п>3 и пэ<4 расчетная максимальная нагрузка Риакс =
= /?3 S Р]10м, где — коэффициент загрузки (для длительного режима
k3 = 0,9, для режима продолжительного включения k3 = 0,75).
Для электроприемннков с практически постоянным графиком на-
грузки величина Кмакс принимается равной единице и максимальная
расчетная мощность нагрузки определяется по средней мощности на-
грузки за наиболее загруженную смену:
= = ЛиРном- (4.25)
Реактивная максимальная расчетная мощность группы электро-
приемников с различными режимами работы
(4-26)
В соответствии с практикой проектирования принимают QMaKC =
1.1 Qcm при нэ -=с 10, QM;ikc Qcm при 10.
Если в группе электроприемннков цеха или предприятия имеются
электроприемники, работающие с опережающим током, их реактивные
мощности Q(. принимают со знаком минус и вычитают из общей реак-
тивной мощности.
После определения Рмакс и QMaKC можно подсчитать полную мощ-
ность: _________________
SMKC = -/Pl.«c + (<?,.«-QJ2- (4.27)
Расчетный максимальный ток для электроприемннков перемен-
ного тока /макс = Рмакс/С/37/ион cos <рмакс); для электроприемннков
постоянного тока /макс = Рмакс/(7-
Следует отметить, что расчет нагрузок не может быть достаточно
точным из-за возможных изменений технологического процесса и не*
точности расчетных коэффициентов (учитывая динамику изменения
коэффициентов во времени). Поэтому допускают при расчете нагрузок
погрешности ztlO %.
В качестве примера применения метода упорядоченных диаграмм
(коэффициента максимума) для определения расчетной нагрузки дей-
ствующего или проектируемого предприятия рассмотрим график на-
грузки линии (рис. 4.6), питающей 154 двигателя участка цеха метал-
лообрабатывающих станков. Суммарная номинальная мощность Рном =
= 370 кВт; максимальная нагрузка Ркакс.пик = 90 кВт; расход элек-
троэнергии за смену W = 405 кВт ч; продолжительность смены Тсм =
= 7,5 ч; РСи = 405/7,5 = 54 кВт.
Для такого графика с переменной нагрузкой, безусловно, неце-
лесообразно выбирать проводники по максимальной пиковой нагрузке
105
104
^макс.пик —’ кВт, так как при этом они имели бы значительный
запас по условиям нагрева (см. рис. 4.1). Однако выбирать проводной
по средней нагрузке за наиболее загруженную смену (54 кВт) также
нецелесообразно, так как при этом перегрев проводников был бы выше
допустимых значений (см. табл. 4.1). Поэтому проводники должны
быть выбраны по величине расчетной нагрузки Рмакс =
= Ррасч, меньшей PMaKc.niiK> ио большей Рсм, т. е. по величине Ррасч =
= Рсм + Др (см. [31).
Значения Др (рис. 4.6) находят по величине коэффициента макси-
мума /Смакс (см. рис. 4.5). Для этого определяют коэффициент исполь-
зования КН=РСМ/РИОН=54/370^
Рис. 4.6. График нагрузки линии, пи-
тающей участок цеха
0,15. Принимая т < 3, лэ =
= 72=154, находят/СМВ1(С = 1,15.
При этом расчетная нагрузка
Рр=КмаксРсМ = 1,15-54 = 62кВт.
По приведенному графику
нагрузки (см. рис. 4.6) могут
быть определены коэффициент
заполнения графика (коэффици-
ент нагрузки) и число часов
использования максимума на-
грузки: = кн = 1/Кмакс =
= 1/1,15 — 0,87; 7^ = /^ =
= 0,87-7,5 = 6,5 ч.
Метод удельных
плотностей нагрузок.
Он применяется на первых ста-
диях проектирования электро-
снабжения для выявления основных нагрузок по цехам, подстан-
циям и линиям системы электроснабжения. По этому методу, зная
площадь цеха F (м2) и удельную мощность аууд, определяют расчет-
ную нагрузку цеха 5 = wyaF.
Для машиностроительной и металлообрабатывающей промышлен-
ности [15] рекомендуется принимать удельную плотность нагрузки w
в пределах 0,15—0,25 кВ-А/м2 в зависимости от характера производ-
ства (мелкосерийного, поточного, автоматизированного).
Метод удельного потребления энергии на
единицу продукции. Необходимую электрическую мощность
в целом по предприятию и отдельным его цехам можно определить по
данным удельного потребления электроэнергии на единицу продукции
№уд. Удельные расходы электроэнергии для различных производств
устанавливают на основе анализа материалов обследования и статисти-
ческих отчетных данных действующих предприятий. Данные удельных
расходов электроэнергии по видам промышленной продукции даны
Годовое потребление электроэнергии предприятием в целом или
отдельными цехами [см. (4.14)1
ГОД ^УдАГгоД»
где аууд — норма удельного расхода электроэнергии на единицу про-
д^ции, кВт-ч; 7ИГОД —годовой выпуск продукции в натуральном вы-
ражении.
Величина максимальной расчетной мощности
Р маке, год = год/^макс^ (4.28)
где Тмакс — годовое число часов использования максимума активной
мощности, при котором предприятие потребляет такое же количество
электроэнергии, как и при средней годовой нагрузке.
Время использования максимума нагрузки Тнакс определяется,
характером нагрузки потребителей отдельных отраслей промышленно-
сти и принимается: для металлургической промышленности — до
6500 ч; для химической — до 6000 ч; для горнорудной — до 5000 ч;
для машиностроительной — до 4000 ч.
Метод определения электрических нагру-
зок однофазных электроприемников. Однофаз-
ные электроприемники, включенные на фазные и междуфазиые напря-
жения и распределенные по фазам с неравномерностью не выше 15%,
учитывают как трехфазные той же суммарной мощности. При превы-
шении указанной неравномерности расчетную нагрузку однофазные
электроприемников принимают равной тройной величине нагрузки
наиболее загруженной фазы.
При числе однофазных электроприемников до трех условную трех-
фазную номинальную мощность Рном_у определяют следующим спосо-
бом:
а) при включении электропрнемников на фазное напряжение
Рном. у = 3S/7B ф^ПВ COS (р = ЗРН0М ф,
где $пв— паспортная мощность, кВ-А; Рг10м.ф— номинальная мощ-
ность максимально нагруженной фазы, кВт;
б) при включении однофазных электроприемников на линейное
напряжение: при одном электроприемнике Риом>у = ф^ЗРы»,; при двух-
трех электроприемниках Pil0M>y = ЗРпОм.ф.
Максимальную нагрузку однофазных электро приемников при
числе их более трех при одинаковых /<;1 и cos ср, включенных на фаз--
ное или линейное напряжение, определяют по формулам:
Рмакс ' " ЗКДцаксР ном, ф, Qmskc ~~ 1, I^hQiiom. ф> ^макс Ф^Рмакс + Q макс*
Пример 4.1. Три однофазных сварочных трансформатора с указанными ниже
паспортными данными включены на напряжение 380 В. Определить условную трех-
фазную номинальную мощность РН0|Я у, если: = 80 кВ-A; ПВ1 = 0,5; cos qy =
0,5; S2 = 30 кВ А; ПВ2 = 0,65; cos ф3 = 0,53; S3 = 32 кВ • А; ЛВ3 = 0,65;
cos фз = 0,54.
Решение. Номинальные приведенные мощности трансформаторов:
Рном 1 — V ПВг • cos q)j = 80 К 0,5 0,5 — 28 кВт;
Р1ЮЛ2=3О lZ0A5 0,53—13 кВт; РаОх3 = 32КВД 0,54= 14 кВт.
106
107.
Нагрузка наиболее нагруженной фазы при включении трансформаторов на
соответствующие фазы: j 7
Рп^(Раь + Рс^/2 = (28-Ь14)/2 = 21 кВт;
Рц = (РаЪ 4 Рьс)/2 = (20+13)/2=20,5 кВт;
^ = (^C+Pte)/2 = (14-!- 13)/2 = 13,5 кВт,
Следовательно, наиболее нагруженной фазой является Рл = Рг!ом. ф = 21 кВт.
Условная трехфазная номинальная мощность
Рвом. v=3P(f = 3-21 =63 кВт.
Полная нагрузка и ток при cos (ft — 0,5 при наибольшей нагрузке S£ =
= 80 кВ-Л составят:
5МЕ|(; -^Рнзм. y/cos Ф1 =63/0,5= 126 кВ А;
/M'K^SMSKt/(J'3-t/J= 126/(1 3 330) = 190 А.
Расчет электрических нагрузок цехов и заводов. Для определения
электрических нагрузок составляют сводную ведомость установлен-
ной, расчетной и суммарной расчетной мощности по цеху, установке
или предприятию с заполнением всех необходимых расчет пых данных
по форме, приведенной в табл. 4.8.
Силовые нагрузки рассчитываются методом коэффициента макси-
мума упорядоченных диаграмм (см. выше) с применением для каждой
группы электроприемннков соответствующих расчетных коэффициентов
(см. табл. 4.5, 4.6).
Осветительные нагрузки рассчитывают методом удельной мощно-
сти на освещаемую площадь (Вт/м3).
Суммарную нагрузку на стороне низшего напряжения трансформа-
тора (S2) определяют с компенсацией реактивной мощности до задан-
ного коэффициента мощности (см. гл. VIII).
Мощность нагрузки на стороне высшего напряжения трансформа-
тора (Sx) предварительно рассчитывают с учетом активных и реактив-
ных потерь в трансформаторе: Si = TCS2, где коэффициент К зависит
от значения cos гр нагрузки:
cos Ф...................1 0,9 0,8 0,7 0,6
К....................1,02 1,06 1,08 1.085 1,09
При проектировании системы электроснабжения по расчетным
данным таблицы нагрузок для одного цеха (табл. 4.8) составляют свод-
ную таблицу электрических нагрузок ряда цехов (табл. 4.9) *, позво-
ляющую выбрать число и мощность трансформаторов цеховых и за-
водских подстанций с учетом компенсации реактивной мощности (см.
гл. 8).
Намечается число и мощность трансформаторных подстанций
цехов, что указывается на генплане предприятия (рис. 4.7). Далее,
в соответствии с заданными параметрами системы электроснабжения,
местоположением источника питания (ТЭЦ, районная подстанция энер-
госистемы и др.) и категорией потребителя определяют число и мощ-
ность трансформаторов на главной понизительной подстанции 15.
* Табл. 4.9 может быть использована при выдаче заданий на курсовое проекти-
рование.
аолииа 4.8
V ,ww/ МОД. 11ПН1ЭЬЭВ(.[ И1ЧПЧКЕК till 1200
г рас- Л э ¥9» --ЯЕН& 1 1 1 i 730
3 CD s 1Я мощи аБам ‘эявме> L2 co ISO 1 395
пэм идо ЧСТНЕ ,элен? d 214 £0 240 O') 1 670
РЯВИ^ ЕИХКИЭИВИ Л.НЭИ'П иффсо'х СО О © ©^ 00
€ и еояиниэийцойхяоп'е оь-зин эонаихмафф^ co 1 1 i ОД
Ё« = а ЙГЯМ ‘W3(5 oo co О OO 1 ©
S ?. ® х С
Средн? грузк мокснм за гр у ж сме 1{р| 'w:,J 160 o-r 240 CN 524
1Q in iO lO
tb °1 {й ЬОЭ s C? © oo o' c£ oo О 0/0'I 00
v,jf винеэоечиоцзи л.наи’пнффеоу сч © (Э oo © 00^ cf ?Уо
ник.ион
w jML’W.KOH d CQ 1 1 1
Л 34 о К о Ч X Sa? won о (XHHadaEad) хинодга nvTngo 800 © ОД 1 , 300 © © 1250
D Я С х 2 с ес £ Й ГС X | пв = кЕ WCHrf (ojam -чгодивн И одэгпчнэкпвн! E4HHHait<!nodi>i9ire ojontto 4/51 no 1 150 о oo 4/150
еоянниднс1иод1яэке ойхзэьиеол о од тГ co О
жованне узлов 1иця и групп гроприемников Разные *».... 'Ophl 1 гехнологические s 3 Итого. . .
Е ь * s К О) я с Ч X tHKM i IX H 3 о Й СЦ GJ o.
и 5 CQ a X X 1Й
по
После выбора схемы питания цеховых ТП от ГПП или ЦРП (см.
гЖ 6) определяют токовые нагрузки, сечения и потери в сети внутрен-
него электроснабжения напряжением 6—10 кВ (см. § 6.3). Окончатель-
ные сечения сети уточняют после расчета токов короткого замыкания
(см. гл. 3).
.. Пример 4.2. Определить электрическую нагрузку ремонтно-механического цеха
площадью 420 м3 и выбрать мощность трансформатора подстанции. Исходные данные
приведены в табл. 4.10, в которой указано наименование установленного в цехе
оборудования, число электроприемников п, их номинальные мощности РГ[ОМ.
Таблица 4.10
Оборудование £ S о Я а COS ф £ а s tS а: X cd £ Р, кВт Q, квар S, кВ-А Примечание
Металлообрабатывающие
станки:
нормального режима
работы
тяжелого режима рабо-
ты . . ...............
Подъемно-транспортные
механизмы.............
Электрические печи со-
противления ...........
Индукционные печи с
ламповыми генератора-
ми ....................
Сварочные трансформато-
ры ...................
Сантехнические вентиля-
торы ................
Итого: силовые
электроприемники . . .
осветительные элсктро-
приемники .........
Всего на стороне НН:
без компенсации . . . .
с компенсацией ........
Потери в трансформаторе
мощностью 250 кВ А:
активные 2%............
реактивные 10% . . . .
Всего на стороне ВН;
без компенсации . . . .
с компенсацией ........
28
И
10
о
]
3
15
70
179 0,2 0,65
51,6 0,25 0,65
45
35
48
36
52
446,6
4,2
450,8
0,18
0,7
0,8
0,35
0,75
0,39
0,8
0,45
0,95
0,87
0,5
0,8
0,74
0,75
0,92
0,71
0,92
35,8
13,0
8,1
24,5
38,5
12,6
39,0
171,5
3,4
174,9
42,0
15,2
16,0
8,1
21,9
21,9
29,2
154,3
154,3
1,1* 193
170
258 Мощность
210 трансфор-
матора
250 кВ .А
195
278
216
* Величину /СмаКС при значениях п3 и /<н.Гр можно уточнить по рис. 4.5, принимая
работу всех силовых электроприемников с переменным графиком нагрузки.
Решение. Распределяем установленное оборудование на группы и подби-
раем для них соответствующие расчетные коэффициенты (см. табл. 4.5 и 4.6), находим
расчетную мощность для отдельных групп электроприемников. Определяем суммар-
ную расчетную мощность на стороне НН трансформатора с учетом и без учета компен-
сации реактивной мощности Sa и расчетную мощность на стороне ВН трансформа-
ш
тора с учетом потерь-Sj, для чего задаемся предварительно номинальной мощностью
трансформатора. Осветительную нагрузку определяем по заданной удельной мрЦЦ-
пости, равной 10 Вт/м2,
Расчетные данные для цеха сводим в табл. 4.10, которая несколько упрощена
по сравнению с табл. 4.8, составленной для предприятия.
Пример 4.3, Определить расчетную максимальную нагрузку на шинах 6 кВ
рас пределитель [[ого пункта, от которого питаются подстанции.
Подстанция 1: Phomi = 1715 кВт, РС!И1 = 702 кВт, = 598—300, где
300 квар —мощность компенсирую-
щих устройств; Ри.мпкс! = 36 кВт,
пэ1 — 48.
Подстанция 2: Р110м, =
— 870 кВт, РСМ!! = 597 кВт, =
= 360 квар, рп. макс2 = 48 кВт,
пэ2 = 18.
Подстанция 3: Рноиа —
= 1280 кВт, Рсм3 = 668 кВт; QCK3 =
— 668 квар, Д’))-м;жсз = 45 кВт,
пэз — 15.
Решение. Находим расчет-
ные суммарные мощности по под-
станциям:
Р =Р -I- Р -к Р
ном S iiomI ~ но№ ном 3 —
= 3865 кВт;.
Х-: рсм1 +Рс№ + Рсмэ =
= 1967 кВт;
^см 2 ' ' ^с.м 1 4” 2 4” 3 —
= 1626 — 300 квар.
= 81, равное сумме
Рис. 4.7. Генплан предприятия для нанесе-
ния сети внутреннего электроснабжения
= 1967/3865 = 0,51.
0,51, я 2 = 8Ги по рис. 4.5 находим коэф-
= 1,1. Тогда расчетные максимальные мощности:
1,0 1626 — 300= 1326 квар;
Принимаем эффективное число электроприемников лэ2
приемников отдельных подстанций, так как т = 48/36 <3.
Средний коэффициент использования Ки с = Рс /Р1|Ом2
По найденным значениям Кц — С/*,
фицкепт максимума Кмакс = ' * ~
Ррасч= 1,1 1967 = 2160 кВт; Qpac4
5расч = /21603+ 13263 = 2520 кВ А.
Определение расхода электроэнергии. График электрических нагру-
зок строят на основании данных о величинах нагрузки отдельных
групп потребителей с учетом режима их работы. Суммируя нагрузки
отдельных групп потребителей, получают суммарный график нагрузки
предприятия (см. рис. 4.4).
Суммарную нагрузку на шипах напряжением выше 1000 В опреде-
ляют также с учетом нагрузки высоковольтных потребителей (PBBi
QBa), потерь мощности в трансформаторах (ЛРТ, AQT) п потерь в высо-
ковольтной линии (ЛРЛ, AQJ. В большинстве случаев суммарную
нагрузку определяют расчетом, а не построением сум-
марного совмещенного графика.
До окончательного выбора мощности трансформаторов и парамет-
ров высоковольтной сети принимают потери в трансформаторах и ли-
Н"ЯХ: ДР, = 0,025„.„; (4.29)
AQt = 0,lS„ н; ’ (4.30)
ДР, = 0,035,.., (4.31)
где SrI „ — расчетная мощность на шинах низшего напряжения до
Щ00 В за максимально нагруженную смену с учетом потерь в этой
сети.
Суммарные активная и реактивная мощности нагрузки на шинах
напряжением выше 1000 В будут:
,д,. = + + + (4.32)
Qs = (£ Qh.h + — Qua+^Qr + AQ.-1) Код». (4.33)
где /<совм = 0,9 0,95 — коэффициент совмещения максимумов на-
грузок; Рн н, QH н — соответственно активная и реактивная мощности
на шинах низшего напряжения до 1000 В.
Коэффициент мощности в период максимума:
COS (рмакс = Р Хмакс/5 2макс — Р Хмакс/Ф^ Pt макс 4“ фхыакс- (4.34)
Годовые расходы активной 1Ггод и реактивной Фгод энергии опреде-
ляют как сумму расходов электроэнергии силовых потребителей
(Гс, Ю» осветительных потребителей (То), активной и реактивных
потерь электроэнергии в высоковольтных линиях (1ГД, Ул) и.трансфор-
маторах (1ГТ, Ф\):
^Г0д = ^с+^0 + ^г + ^л; (4.35)
^од = Кс + Ут-кКл.- (4.36)
Годовой расход электроэнергии силовыми электроприемниками
при средней активной Р<р и средней реактивной Qcp нагрузках при
времени Тс (табл. 4.11) за максимально нагруженную смену соответ-
ственно составит:
Wz = PzpTz; ' (4.37)
/е = <?ср7'е. . (4.38)
или
Wz = Pz?T,Na-, . (4.39)
Vc = QcfTnzfl, (4.40)
здесь а — коэффициент сменности по эиергоиспользованию:
« = ^с/(ЛрЛод); (4.41)
Тгод — фактическое годовое время работы потребителя.
Таблица 4.11
Наименование Годовое число часов при сменах
2 3
Т J с 7,Т дГ. то.ср 2000 200-340 39.50 1600 5870 4100
При средней мощности нагрузки осветительных установок PQ ср
годовой расход электроэнергии для освещения
^о = Ро.ср71о.с₽. ‘ (4.42)
113
112
Величины годового числа часов работы силовых электроприемни-
ков 7\ и числа часов горения ламп электрического освещения
в средней полосе указаны в табл. 4.11.
Зная величины годового расхода активной и реактивной энергии,
можно определить средневзвешенный годовой коэффициент мощно-
сти:
cos фсрв = Ггод/]ЛГ?оя+Угод. <4.43Т
Если нагрузка мало изменяется при различных сменах, электро-
энергию, потребляемую в течение года предприятием, приближенно
можно подсчитать по формулам:
Г = РСМТ1ОД (4.44)
или
(4.45)
где Рсн и Рмакс — средняя и максимальная мощности за смену;
Тп (Рмаке)— время использования максимума нагрузки [см. (4.28)1.
§ 4.4. Потери мощности и электроэнергии
и их снижение
Передача электрической энергии от источников питания к потре-
бителям связана с потерей части мощности и энергии в системе элек-
троснабжения (трансформаторах, линиях, реакторах). Эти потери
определяются током, протекающим по линии, и величиной передавае-
мого напряжения.
Применение повышенного напряжения в электрических сетях,
например 10 кВ (вместо 6 кВ), 380 В и ]/3 • 380 В 660 В, а также
глубокого ввода напряжения 35 кВ и выше значительно снижает по-
тери мощности и электроэнергии. Этому также способствует повыше-
ние коэффициента мощности (см. § 8.2).
Следует подчеркнуть, что потери в трансформаторах определя-
ются также числом часов их работы, поэтому одним из условий, обес-
печивающих экономию электроэнергии в трансформаторах, является
отключение их при малых загрузках. Это возможно осуществить,
если в ночное (не рабочее) время питать электроустановки, предназ-
наченные для ремонтных работ, дежурного освещения и пр., от одного
трансформатора. Питание указанных потребителей при этом обеспе-
чивается наличием перемычек на низшем напряжении между цехо-
выми подстанциями. Другим условием экономии электроэнергии в тран-
сформаторах является установление рационального режима работы
включенных трансформаторов, что обеспечивается установлением
оптимального коэффициента загрузки, зависящего от соотношения
между активными и реактивными составляющими потерь.
Следовательно, умение правильно рассчитать потери во всех звень-
ях системы электроснабжения, выявить определяющие их составляю-
щие и установить основные направления по снижению потерь и эко-
номии электроэнергии — основное условие правильного проектиро-
вания и эксплуатации электрической сети,
Рассмотрим методы определения потерь мощности и электроэнер-
гии в отдельных звеньях системы электроснабжения.
Потери мощности и электроэнергии в воздушных н кабельных ли-
ниях. Электрическая нагрузка, как правило, имеет переменный ха-
рактер, поэтому потери мощности и электроэнергии в линиях зависят
от изменения нагрузки. Потери мощности и электроэнергии по проек-
тируемому объекту можно рассчитывать или по величине среднеквад-
ратичного тока /ср с учетом времени включения линии Тв, или по мак-
симальному току /макс при времени потерь г.
Среднеквадратичный ток представляет собой эквивалентный ток,
который, проходя по линии за время Тв, вызывает те же потери мощ-
ности и электроэнергии, что и действительный, изменяющийся за то
же время ток.
Время, потерь т — это расчетное время, в течение которого линия,
работая с неизменной максимальной нагрузкой /макс, имела бы те же
потери мощности и электроэнер-
гии, что и при работе по действи-
тельному переменному графику на-
грузки. Определение величины т
рассмотрено далее (рис. 4.8).
Среднеквадратичный ток нахо-
дят по среднему току /ср и коэф-
фициенту формы графика нагруз-
ки йф:
Iск = ^ф^ср»
(4.46)
где
Лр = ^/(Л 1/3 {/1|ОИ cos фсрз).
(4.47)
Здесь W — расход активной элек-
троэнергии (кВт ч) за время Тв РИСф ГраФик ДЛ» определения
Л 1 Д „ ' г времени потерь
(сутки, год); cos фсрв — средневзве- н н
шейный коэффициент мощности.
С достаточной для практических расчетов точностью по данным
проектных организаций при любом числе (более двух) токоприемни-
ков с длительным режимом работы и числом токоприемников более
двадцати с повторно-кратковременным режимом коэффициент формы
йф = 1,05 -ь 1,1.
Потери активной Мощности (кВт) и электроэнергии (кВт ч) по сред-
неквадратичному току определяют по формулам:
ДР = Зад.1С-3; (4.48)
Д1Г = Д7ТВ. (4.49)
Потери реактивной мощности (квар) и реактивной энергии * *
(кварч) составят:
Д(Э = ЗГСкХ-10-3; (4.50)
&V = --\Q7\. (4.51)
* Рассматривается сейчас как условное понятие.
114:
11S
В формулах (4.48) и (4.50) Р и X — активное и индуктивное (или
емкостное) сопротивления воздушной или кабельной линий.
Если известен расход электроэнергии учтенный за определен-
ное время (сутки, год), а также максимальная мощность нагрузки
Рмакс, то можно найти время Гмякс, в течение которого данная линия
могла бы передать эту электроэнергию:
’ • TuaKZ = W/PwaKZ. (4.52)
Время использования максимума нагрузки Тмакс [см. (4.28)] опреде-
ляется характером производства и сменностью работы потребителя и
составляет в среднем в год (ч): для осветительных нагрузок — 1500—
2000; для односменных предприятий — 1800—2500; для двухсменных
предприятий — 3500—4500; для трехсменных предприятий — 5000—
7000.
По величинам W и Тм;1Кг можно определить максимальный ток за
рассматриваемый промежуток времени (сутки, год): —
/макс = W/(TKSKZ УЗ t/H0M cos фсрв). (4.53)
При расчете потери мощности и электроэнергии по максимальному
току вводится понятие времени потерь т, которое зависит от времени
использования максимума Тмакс и коэффициента мощности cos (р.
Зная эти величины, по кривым зависимости т = f (TMaKZ, cos ф) (рис. 4.8)
находят время потерь, а затем определяют активные и реактивные по-
тери электроэнергии:
ДИ7 = 3^акс7?т; (4.54)
ЛУ = ЗП1аксХт. (4.55)
Зная потери электроэнергии, можно найти соответствующие им
потери мощности:
ХР = ДГ/т; AQ = Д V/т. (4.56)
Потери мощности и электроэнергии в трансформаторах. Потери
мощности в трансформаторах состоят из потерь активной XP.t и потерь
реактивной мощности.
Потери активной мощности. Они состоят из двух со-
ставляющих: потерь, идущих на нагревание обмоток трансформатора
ДР, зависящих оттока нагрузки, н потерь, идущих на нагревание стали
ДРСТ, не зависящих от тока нагрузки. Потери мощности, идущие на
нагревание обмоток трансформатора,
др = 3^ = 3 (^’7?,=^^=^^. (4.57)
При этом полные активные потери . -
ДРТ = ДР + ДРСТ = (Р- + Q2) Рт/^2 + ДРСТ, (4.58)
где Рт — активное сопротивление (Ом) обмоток трансформатора,
определяемое по величине потерь в меди ДРН (кВт), мощности транс-
форматора S = SHOM (кВ-А), номинальному напряжению иаоя (кВ)
обмотки трансформатора, присоединенной к рассчитываемой линии:
Рт = ДРиУ“ом/5г1ОМ. . (4.59)
Потери реактивной мощности. Они состоят из двух
составляющих: потерь, вызванных рассеянием магнитного потока
в трансформаторе XQ, зависящих от квадрата тока нагрузки, и потерь,
рдущих на намагничивание трансформатора Дфи, не зависящих от
тока нагрузки, которые определяются током х.х. (гх х или z0).
Потери мощности, вызванные рассеянием магнитного потока,
AQ - 3/2Л'Т = (Р* + Q2) xjU*. (4.60)
При этом полные реактивные потери
A(?r = AQ + AQl = (P2-EQ2)x.r/t/2 + AQl, ' (4.61)
где хт — реактивное сопротивление обмоток трансформатора, опреде-
ляемое напряжением короткого замыкания пк и сопротивлением Рт;
AQp = AQX х — потери холостого хода.
С помощью каталожных данных потери мощности в трансформато-
рах можно определить иначе. Если даны потери короткого замыка-
ния ЛРМ>НОМ, соответствующие потерям в меди при номинальной на-
грузке трансформатора 5ИОМ, и известна его фактическая загрузка S,
то активные потери
ДР, = ДР. + ДР„ = ДР„,„о. (S/S,10>)! + ДРС, = kibP„.„0„ + ДР„, (4.62)
где /г, = ₽ — коэффициент загрузки трансформатора.
Сопротивление (Ом) и реактивные потери (квар) трансформатора
могут быть определены также по каталожным данным:
. , .л-т = «в^™/(10051го.); (4.63)
Дер = <х.х«но»/Ю0; ' ‘ (4.64)
= З/Ч + AQ(. = ЗР + Д?11 = =
ч
= П^Г (“ЛН'х.х), (4.65)
где ик — напряжение короткого замыкания, 96; i\. х (или г0) — ток
холостого хода трансформатора, ’’в; ^(10м — номинальная мощность,
кВ A; fe3 = р = S/5ll0M — отношение действительной нагрузки транс-
форматора к его номинальной мощности.
Если учесть при определении потерь экономический эквивалент
реактивной мощности k3Kt представляющий собой потерю активной мощ-
ности при передаче реактивной, то приведенные потери активной
мощности при холостом ходе трансформатора ХР'О = ДРСТ + k3KAQM;
приведенные потери активной мощности при коротком замыкании транс-
форматора ЛРк = ЛРМ -J- k9AXQ.t.
Расчет приведенных потерь в трансформаторе дан в примере 6.1.
При наличии на подстанции п одинаковых параллельно работаю-
щих трансформаторов активные потери мощности, кВт: ДРТ = пДРст +
“Ь (АРм/л)(5ыакс/Д1[0н)2. й. -
116
117
Потери электроэнергии в меди. Их можно опреде-
лить по потерям мощности в меди АРМ ном (см. каталог), максимально^,
нагрузке 5иакс и времени потерь т, найденным по кривой зависимости
т = / (^r. cos ф). где cos (р принимают неизменным за определенное
время (сутки, год и т. д.) (рис. 4.8):
ЛИ7М = АРМ,ном (5макс/5ном)2т. (4.66)
Потери электроэнергии в стали. Их определяют
потерями мощности при холостом ходе (АРСТ = Л7\х) и временем
включения трансформатора Тв:
АГст = АРстТв. (4.67)
Суммарные активные потери электроэнер-
гии
= ДРм.ном (SMaKC/SH0M)2 т + ЛРстТв = ДРм.нои^т + ДРстТн. (4.68)
Суммарные реактивные потери электро-
энергии. Эти потери определяют по реактивным потерям мощно-
сти AQT с учетом времени потерь т и времени включения трансформа-'
тора Тн:
ДУ = ДОг + Д^Т, = !^!s^T + A^»-"7’H = 4^(Mh + <x.x7’B).
(4.69)
Потери мощности и электроэнергии в реак-
торах. Они определяются величиной потерь активной мощности
в реакторах '
ДРр = ^ЗАРном.ф, (4.70)
где АРНОИ.Ф— потери активной мощности (кВт) в одной фазе реак-
тора при номинальной нагрузке (даются в каталогах для определен-
ного типа реактора); k.A = ///ном— отношение действительного тока,
протекающего через реактор, к номинальному току реактора.
Величина потерь реактивной мощности
AQp = ^a3AQ[I0M ф, , (4.71)
где Афном.ф — потери реактивной мощности (квар) в одной фазе
реактора при номинальной нагрузке (даются в каталоге для опреде-
ленного типа реактора).
Потери активной и реактивной электроэнергии в трех фазах реак-
тора составят соответственно
hWp = hPpTv-t (4.72)
bVp = bQpTB. (4.73)1
Пример 4.4. Определить потери электроэнергии за год в трехфазной воздушной
линии напряжением Тл = 6 кВ, длиной I = 8,2 км, сечением токопровода 95 мм2,
питающей промышленное предприятие с трехсменной работой. Годовой расход
электроэнергии W = 4980-103 кВт-ч при максимальной токовой нагрузке 7макс ==
= 100 А и коэффициенте мощности cos <р = 0,8.
118
Решение, По справочнику сопротивление провода г0 = 0,33 Ом/км. Общее
активное сопротивление линии 7? = гй1 — 0,33-8,2 = 2,7 Ом.
Максимальная мощность нагрузки
РМВкс = /З^Л1аксСО5ф = /з.6 - 100-0,8=830 кВт.
Время использования максимума
,ОГ’ Л1акс = +,= W/Риокс = 4980- 10*7830 = 6000 ч.
По графику, представленному на рис. 4.8, для Тма1;с = 6000 ч и cos tp = 0,8
находим время потерь т = 4750 ч. ’ .
Потери электроэнергии
ДГ = 3/макс/?т = 3 100- 2,7т- 1О3=3 1002 2,7 4750 10-3 = 389-103 кВт-ч.
Зная среднеквадратичный ток [см. (4.47)] /ек — ^год/^нКЗТЛсоз ф) =
= 4980/(8760-КЗ-6-0,8) = 73 А, можно иначе определить потери электроэнергии:
ДЙ7=37“р7?7,в = 3 732 2,7 8760 10 3 = 389 • 103 кВт-ч.
Потери активной электроэнергии
ДГгод = (389/4980) 100 = 7,8%.
Пример 4.5. Определить годовые потерн электроэнергии в трансформаторе
мощностью SH0M = 400 кВ-А, напряжением 10/0,4 кВ. Максимальная нагрузка на
трансформаторе 5И,КС = 295 кВ А при среднем коэффициенте мощности cos ф =
= 0,8 и числе часов использования максимума Тма1(с — 3500 ч.
Решение. Каталожные данные трансформатора: потери в меди ДРМ, ном =
= 5,5 кВт, потери в стали ДРСТ — 1,08 кВт. Напряжение короткого замыкания ик =
= 4,5 %; ток холостого хода =2,1 %.
Из графика, изображенного на рис. 4.8, для Тмакс = 3500 ч и cos ф = 0,8
находим время потерь т = 2300 ч.
Годовые потери электроэнергии в трансформаторе [см. (4.68)]
Д^ = 5,5(295/400)22300+1,08-8760=16,3- 103 кВт-ч.
Количество передаваемой электроэнергии за год
W = 5макс cos фГмакс = 295 • 0,8 • 3500 = 826 103 кВт • ч(
Годовые потери электроэнергии
ДГ = ДГ/Г год = (16.3/826) 100 = 2%,
Снижение потерь электроэнергии. Это снижение может быть полу-
чено в основных звеньях системы электроснабжения промышленных
предприятий — в трансформаторах, силовых и осветительных сетях
и шинопроводах.
Потери электрической энергии в транс-
форматорах. Они составляют значительную величину и должны
быть доведены до возможного минимума путем правильного выбора
мощности и числа трансформаторов, рационального режима их работы,
а также исключения холостого хода при малых загрузках. Количе-
ство одновременно работающих трансформаторов в зависимости от
нагрузки должно определяться дежурным персоналом из условий ми-
нимальных потерь электрической энергии в трансформаторах.
Потери электрической энергии в линии.
Эти потери зависят от сопротивления, тока линии и времени потерь;
поэтому для уменьшения потерь следует снижать не только величину
тока, но и величину сопротивления линии, для чего при наличии пар-
ных линий необходимо включать их параллельно.
1Й
Применение повышенных напряжений 20 кВ и 660 В для сетей про-
мышленных предприятий также значительно сокращает потери элек-
троэнергии в питательных и распределительных сетях промышленных
предприятий.
При составлении схемы внешнего и внутреннего электроснабжения
следует выбирать вариант, при котором отсутствуют па линиях реак-
торы, или вариант, при котором потери в реакторах минимальны. На-
пример, вариант электроснабжения предприятий на напряжении 6 кВ
с реакторами сравнивается по технико-экономическим показателям
с вариантом электроснабжения на напряжении 20 кВ без реакторов.
Регулирование графиков нагрузки. Следует
стремиться к получению равномерного графика нагрузки, благодаря
чему повышается использование установленного оборудования и одно-
временно снижаются потери электроэнергии. Снижение значения сум-
марного максимума нагрузки позволяет при неизменной установлен-
ной мощности трансформаторов обеспечить питание большего числа
потребителей. Снижение значения суммарного максимума нагрузки
предприятия и выравнивание графика могут быть достигнуты по до-
говоренности с энергосистемой (смещением времени начала работы)пред-
приятий и обеденных перерывов цехов, а также установлением часов
работы односменных цехов.
Потери электрической энергии в шинопро-
водах. Они могут быть снижены за счет уменьшения их активного
и индуктивного сопротивлений.
Потери мощности в шинопроводах в значительной степени опреде-
ляются активным сопротивлением, которое обычно больше их омиче-
ского сопротивления в 2—4 раза из-за явления поверхностного эффек-
та, дополнительных потерь в крепящих строительных конструкциях
(железобетоне, головках й фланцах изоляторов), а также из-за диэлек-
трических потерь в кабелях и др.
Снижение потерь можно получить за счет уменьшения активного
сопротивления и частично индуктивного сопротивления, вызывае-
мого «эффектом близости шинопроводов». Это достигается соответст-
вующим расположением шин и конфигурацией шинного пакета (2—4
полосы в пакете), применением спаренных фаз или бифилляра и др.
Снижение потерь в шинопроводах можно также получить за счет
правильного выбора экономической плотности тока. Особенно важно
это учитывать в электролизных установках с большими токами.
Потери электрической энергии в освети-
тельных сетях. Потерн составляют: в машиностроении —’
до 7%, в легкой и пищевой промышленности — до 10% от общего ко-
личества потребляемой электроэнергии, расходуемой на электриче-
ское освещение.
Основные мероприятия по снижению потерь, экономному и рацио-
нальному расходованию электрической энергии — чистота световых
проемов и естественный свет; систематическая очистка осветитель-
ной арматуры и электрических ламп; своевременная побелка потол-
ков и стен; правильное размещение осветительных приборов; свое-
временное включение и отключение источников освещения.
ГЛАВА 5
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1000 В
§ 5.1. Схемы и конструктивное выполнение
электрических сетей
Способы прокладки проводов и кабелей. Передачу и распределение
электрической энергии потребителям промышленных предприятий
осуществляют электрическими сетями. Потребители электроэнергии
присоединяют к внутрицеховым подстанциям и распределительным
устройствам при помощи защитных и пусковых аппаратов.
Электрические сети промышленных предприятий выполняют внут-
ренними (цеховыми) и наружным и. Внутренние сети могут
быть открытые, проложенные по поверхностям стен, потолков и дру-
гим элементам зданий и сооружений: на изоляторах, в трубах, коро-
бах, лотках, на тросах и т. д. и скрытые, проложенные в конструк-
тивных элементах зданий и сооружений: в стенах, полах, фундаментах,
перекрытиях и др. Наружные сети прокладывают по наружным сте-
нам зданий и сооружений, между зданиями, а также на опорах.
Прокладка электрических сетей производится изолированными
и неизолированными проводниками. Изолированные проводники вы-
полняют защищенными и незащищенными. Защищенные проводники
поверх электрической изоляции имеют металлическую или другую
оболочку, предохраняющую изоляцию от механических повреждений.
Незащищенные проводники таких оболочек не имеют.
Выбор типа проводки, способа ее выполнения, а также марок
провода и кабеля определяется характером окружающей среды, раз-
мещением технологического оборудования и источников питания
в цехе и другими показателями. Прн выборе используют данные про-
ектной и производственной практики в соответствии с ПУЭ; при этом
предпочитают электропроводки без выполнения специальных элемен-
тов в строительной части (каналов, закладных отверстий и др.). .
В электрических сетях промышленных предприятий широко при-,
меняют шинопроводы. По конструкции они могут быть откры-
тыми и закрытыми, по назначению — магистраль-
н.ы ми и распределительными. Магистральные шинопро-
воды для переменного тока (ШМА) и для постоянного тока (ШМАД)
выполняют из алюминиевых шин, распределительные (ШРА) — из
алюминиевых и медных шин.
Технические данные магистральных шинопроводов переменного
тока (ШМА) на номинальное напряжение до 1000 В приведены
121
в табл. 5.1, а распределительных шинопроводов переменного тока
типа ШРА-73 — в табл. 5.2. '100:
В электрических сетях до 1000 В и выше применяют силовые
кабели (см. гл. 6),
Таблица 5.1
Показатели Технические данные для магистральных шинопроводов переменного тока
I11MA-73 ШМА-68Н IUMA-59H
Номинальный ток, А Номинальное напряжение, В Динамическая устойчивость, кА Сопротивление на фазу, Ом/км: активное индуктивное полное 1600 660 70 0,031 0,017 0,036 9,7 2(90x8) 2x710 2500 660 70 0,027 0,023 0,035 15,4 2(120x10) 2x640 Т 4000 660 100 0,013 0,020 0,024 16,4 1(160x12) 2x640 а б л и ц а 5.2
Линейная потеря напряжения на 100 м при cos<p = 0,8, В Размер шин на фазу, мм Сечение пулевых проводников, мм2 ....
Показатели Техггические данные для шинопроводов распределительных ШРА-73 переменного тока на номинальный ток. А
5 400 | 630
Номинальное напряжение, В Динамическая устойчивость, кА Размеры шин, мм Сопротивление на фазу, Ом/км: активное индуктивное полное 380/220 15 35x5 0,20 0,10 0,24 9,5 380/220 25 50x5 0,13 0,10 0,16 11,5 380/220 35 80x5 0,085 0,075 0,11 12^5
Линейная потеря напряжения на 100 м при cos ф = 0,8, В
Для защиты от механических повреждений кабели внутри зданий
прокладывают в каналах. При этом необходимая защита от механиче-
ских повреждений обеспечивается перекрытием каналов несгораемыми
плитами. Если число кабелей, прокладываемых в одном направлении,
невелико, то их либо протягивают через трубы, либо прикрывают
швеллерным или уголковым железом.
Кабельные линии больших сечений предназначаются для питания
крупных приемников, распределительных щитов или шкафов, а также
электроприемников, установленных в среде с особыми условиями,
где ограничена прокладка проводов в трубах.
Прокладка проводов в защитных трубах.
Эта прокладка обеспечивает достаточно надежную защиту от механи-
ческих повреждений проводов, что важно для цеховых сетей промыш-
ленных предприятий, но связана с дополнительными расходами труб
(тонкостенных стальных, пластмассовых и др.). Следует отметить, что
прокладка проводов в трубах, особенно в стальных, связана с возмож-
ностью повреждения изоляции и с неудобствами в эксплуатации
при необходимости замены поврежденных проводов. Такая прокладка,
согласно ПУЭ, обязательна для взрывоопасных помещений, для чего
предназначены специальные типы кабелей ВБВ и АВБВ.
Прокладку проводов в защитных трубах применяют в виде стоеч-
ной (рис. 5.1) и подпольной (рис. 5.2), при которых обеспечивается вы-
сокая надежность и хорошая механическая защита проводов. Осо-
бенно удобны эти виды прокладок в цехах, в которых по условиям
.эксплуатации требуется хорошая обозреваемо ст ь установленного обо-
рудования.
Рис. 5.2. Подпольная проводка с
распределительными коробками
Разновидностью подпольной прокладки является модульная прок-
ладка, выполняемая в стальных, полиэтиленовых и винипдастовых
трубах с выходом труб на коленки, к каждой из которых подключают
группу станков или механизмов. Этот вид прокладки применяют
там, где требуется особая чистота производственных помещений,
например в приборостроительной промышленности.
Открытая прокладка проводов. Эта прокладка
с креплением на роликах, изоляторах, тросах и других конструкциях
является наиболее простой и дешевой, но не обеспечивает достаточной
надежности и защиты проводов от механических повреждений. Более
совершенной является прокладка проводов в лотках и коробах, выпу-
скаемых в виде фасонных секций. Особенно удобен этот вид прокладки
(рис. 5.3) при большом количестве проводов и кабелей для сложных
многодвигательных агрегатов и автоматических линий.
Для осветительных сетей наиболее современной проводкой явля-
ются осветительные шинопроводы типа ШОС-67 и ШОС-73, выполнен-
ное четырьмя медными или алюминиевыми проводами. Тех-
нические данные применяемых шинопроводов приведены в табл. 5.3.
Светильники подключают через штепсельные окна, в которые встав-
ляют штепсельные вилки с фазным, нулевым рабочим и нулевым за-
щитным проводами. Шинопроводы ШОС-67 можно устанавливать сон-
местно с силовыми шинопроводами ШРА (рис, 5,4), Шинопроводы
123
122
ШОС-73 можно использовать также для питания однофазных и трех-
фазных приемников небольшой мощности. ; 1и
Прокладка троллейных сетей (токопр ово-
дов). Такую прокладку применяют для питания перемещающихся
приемников (мостовых кранов, тельферов, тележек и др.). Троллей-
ные сети выполняют специальными троллейными шинопроводами
Рис. 5.3. Прокладка проводов и кабелей
в лотках
Рис. 5,4. Подключение светильников
к ШОС-67, смонтированному под ШРА
ШТМ (табл. 5.4) из профильной стали (обычно уголковой) и имеют
различные способы крепления в зависимости от расположения и
конструкции токосъемника.
Таблица 5.3
Показатели Технические данные для шинопроводов orse тигельных четырех проводных
ШОС-67 ШОС-73 А ШОС-73
Номинальный ток, А . , Номинальное напряжение, В Сечение фазных и нулевых проводов, мм2 25 380/220 Уб 3 35 х 45 63 380/220 А = 3,5х 11 □ 70xS0 100 380/220 М = 3,5x11 5 70x80
Динамическая устойчивость, кА ..... . Поперечное сечение короба, мм ......
Таблица 54
.. Показатели Ч- Техиические данные для шинопроводов, троллейных четырех про ".одних
I1ITM-7G ШТМ-7П ШТМ-72
Номинальный ток, А 100 200 400
Номинальное напряжение В . . . . 380/290 660/380 660
Динамическая устойчивость кА ' 5 10 25
Сопротивление активное на фазу, Ом,км 0,16 0,315 0.197
Сечение рабочей и нулевой шин, мм2 40 70 100
НН» I ни
В соответствии с ПУЭ производственные помещения в зависимости
зт характера окружающей среды делят и а сухие, влажные, сырые,
хобо сырые, жаркие, пыльные, с химически активной средой, пожаро-
опасные и взрывоопасные. Поэтому род прокладки сети и марки про-
зе до в или кабелей выбирают в зависимо-
сти от характеристики окружающей среды
производственных помещений [13].
Для электрических сетей следует при-
менять проводники с алюминиевыми жи-
лами. Проводники с медными жилами из-
за дефицитности меди допускается исполь-
зовать только в особых случаях, установ-
ленных ПУЭ, например для ответвлений к
зданиям от действующих воздушных ли-
ний с медными проводами, для питания
электроприводов в механизмах передвиже-
ний крановых установок и др. Во взрыво-
опасных помещениях классов В-1 и В-1а
применение алюминиевых проводников не
допускается.
Схемы и конструктивное выполнение
силовых и осветительных сетей. Схемы
должны обеспечивать надежность питания
потребителей электроэнергии, быть удоб-
ными в эксплуатации. При этом затраты
иа сооружение линии, расходы проводни-
кового материала н потери электроэнер-
гии должны быть минимальными.
Цеховые сети делят на питающие, ко-
торые отходят от источника питания (под-
станции), и распределительные, к кото-
рым присоединяются электроприемники.
Схемы электрических сетей могут выпол-
няться радиальными и магистральными.
Радиальные схемы. Эти схе-
мы характеризуются тем, что от источника
питания, например от распределительного
щита трансформаторной подстанции ТП, отходят линии, питающие
крупные электроприемники (двигатели Л) или групповые распредели-
тельные пункты, от которых в свою очередь отходят самостоятельные
линии, питающие прочие мелкие электроприемники (рис. 5.5, й). При-
мерами радиальных схем являются сети насосных или компрессорных
станций, а также сети взрывоопасных, пожароопасных и пыльных про-
изводств. Распределение энергии в них производится радиальными
линиями от распределительных пунктов, вынесенных в отдельные
помещения. Радиальные схемы обеспечивают высокую надежность
питания; в них легко могут быть применены элементы автоматики.
Однако радиальные схемы требуют больших затрат на установку
распределительных щитов, проводку кабеля и проводов.
Т1П I гнп
Рис. 5.5. Схемы питания
электроприемииковдо 1000В:
о — радиальная; б — магист-
ральная; е — блок «трансфор-
матор — магистраль*
124
12g
Магистральные схемы. Такие схемы в основном при-
меняют при равномерном распределении нагрузки по площади цеха
(рис. 5.5, б). Оии не требуют установки распределительного щита на
подстанции, и энергия распределяется по совершенной схеме блока
«трансформатор — магистраль» (рис. 5.5, в), что упрощает и удешев-
ляет сооружение цеховой подстанции. При магистральных схемах,
выполненных шинопроводами ШМА и ШРА, перемещение технологиче-
ского оборудования не вызывает переделок сети. Наличие перемычек
между магистралями отдельных подстанций обеспечивает надежность
электроснабжения при минимальных затратах иа устройство резерви-
рования. Таким резервированием может быть обеспечено надежное
электроснабжение приемников 2-й и 3-й категорий. При магистральных
схемах возможно также внедрение сборных конструкций шинопрово-
дов и быстрый монтаж сетей.
К недостаткам магистральных сетей следует отнести недостаточ-
ную надежность электроснабжения, так как повреждение магистрали
ведет к отключению всех потребителей, питаемых от данной магист-
рали.
Учитывая особенности радиальных и магистральных сетей, обычно
применяют смешанные схемы электрических сетей в зависимости от
характера производства, условий окружающей среды и т. д. Напри-
мер, в механических цехах машиностроительной промышленности при
системе блока «трансформатор — магистраль» электроснабжение вы-
полняют магистральным шинопроводом, к которому присоединяют
распределительные штепсельные шинопроводы, и от них радиальными
линиями осуществляют питание всех электроприемников цеха. На
некоторых участках цеха устанавливают распределительные пункты
для питания электроприемников, которые присоединяют к ближайшим
магистральным или распределительным шинопроводам. В прокатных,
кузнечных, литейных и других цехах распределительную сеть подклю-
чают к распределительным пунктам.
Наиболее распространены закрытые магистральные шинопроводы
серии ШМА и распределительные закрытые шинопроводы серии ШРА
с алюминиевыми шинами.
Шинопрогоды серии ШМА (рис. 5.6) служат для передачи электри-
ческой энергии трехфазного тока промышленной частоты при напря-
жении до 660 В в цехах и установках, не содержащих токопроводящей
пыли, химически активных газов и испарений. Их комплектуют из
отдельных секций, крепят либо на нижнем поясе металлических ферм,
либо на кронштейнах или специальных стойках.
Распределительный шинопровод серии ШРА (рис. 5.7) предназна-
чен для распределения электрической энергии трехфазного тока
промышленной частоты при напряжении до 400 В в цехах с нормальной
окружающей средой.
Быстрое подключение приемников без снятия напряжения с шино-
провода выполняют через ответвительные коробки штепсельного вы-
полнения. Эти коробки выпускают с предохранителями и установоч-
ными автоматами. При открывании крышки коробки приемник отклю-
чают от шинопровода. Если ответвлен не к приемнику не требует защиты,
126
Рис. 5.6. Магистральный шинопровод серии ШМА;
а ~~ прямая секция; б — угловая секция; в — разрез
127
то на крышке коробки устанавливают ножи, которые при за-
крытой крышке входят в губки патронодержателя. Установочный
аппарат, смонтированный внутри ответвительной коробки, управля-
ется рукояткой, укрепленной на стенке коробки.
Подключение ШМА к распределительным устройствам КТП (шка-
фам) подстанций производится через присоединительные секции
ШМА. Эти секции соединяют с коммутационно-защитной аппаратурой,
размещенной в шкафах КТП.
Присоединение распределительных шинопроводов \ шинам по;
станций производится кабелем или проводом, который подводите
к вводной коробке, устанавливаемой в месте соединения двух секци
ШИ Присоединение распределительных шинопроводов к магистрал!
ным производится обычно через вводную коробку, установленну
иа распределительном шинопроводе, которая соединяется с отве
вительной секцией магистрального шинопровода кабельной перемы
кой. Распределение электроэнергии шинопроводами в цехе показа!
на рис, 5.8.
Осветительные нагрузки цехов при радиальных схемах силовой
сети питаются отдельными линиями от щитов подстанций; при маги-
стральных схемах и схемах подстанций, выполненных по системе блока
«трансформатор—магистраль», — от головных участков магистралей
(рис. 5.9).
В крупных цехах при радиальной или магистральной схеме от
щита подстанции до распределительного щита, установленного в цехе,
прокладывают самостоятельную осветительную сеть, которую назы-
вают, так же как и в силовых сетях, питающей. От распределительных
щитов осуществляется питание групповых щитков. В небольших цехах
распределительные щиты можно не устанавливать, а питающую сеть
от источника питания подводить непосредственно к групповым щиткам.
Рис. 5.8. Распределение электроэнергии шинопроводами в цехе
Питающие линии осветительной сети присоединяют к групповым
щиткам через установленные на них аппараты защиты и управления.
Групповые щитки устанавливают в местах, доступных для обслужи-
вания. В отдельных производствах, где перерыв питания освещения
недопустим, а также где требуется эвакуация работающих, применяют
питание групповых щитков аварийного освещения от двух источников.
Для осветительной сети, а также сети переносных механизмов и ин-
струментов применяют шинопровод типа ШОС-67 с пулевой шиной на
напряжение 380/220 В и ток 25 А (см. рис. 5.4).
Изложенные общие требования, предъявляемые к схемам электри-
ческих сетей, не исчерпывают всех особенностей их проектирования
и выполнения, диктуемых технологическим процессом производства,
планировкой зданий, условиями окружающей среды отдельных цехов
128
б В, Ю. Лиггкии
129
' Силовая
Освещение магистраль
Рис. 5.9, Схема питания элек-
трического освещения
и т. д. Эти особенности, естественно, должны учитываться для обеспе-
чения достаточной надежности и технике-эко ио ми чес кой целесообраз-
ности.
Отметим особенности выполнения электрических сетей для некото-
рых отраслей промышленности.
В химической н нефтеперерабатывающей промышленности боль-
шинство потребителей обычно относится к 1-й категории, перерыв
в питании которых приводит к длительному расстройству технологи-
ческого процесса. Кроме того, наличие взрывоопасных, коррозион-
ных и загрязненных цехов требует вы-
полнения электрических сетей (межце-
ховых и цеховых) с повышенной сте-
пенью надежности. Поэтому здесь при-
меняют прокладку кабелями или про-
водами с механической защитой и с
подключением потребителей по радиаль-
ной схеме к распределительным щитам,
имеющим автоматическое включение ре-
зервного питания (см. гл. 12).
В машиностроительной промышлен-
ности потребители преимущественно от-
носятся ко 2-й и 3-й категориям и
допускают отключения. Провалы в су-
точном графике достигают для отдель-
ных видов промышленности 60—40 %
средней суточной нагрузки. Нагрузки
1-й категории составляют незначитель-
ную долю. К ним в основном относятся
электроприводы дутья вагранок, разли-
вочные краны литейных цехов, пожар-
ные насосы, значительная часть уста-
новок электросварки н электропечей,
устройства связи и сигнализации. Большая часть электроприводов
малой мощности для металлообрабатывающих станков равномерно
распределена по всей площади цеха, что предопределяет технико-
экономическую целесообразность выполнения сети шинопроводами
(см. рис. 5.8).
§ 5.2. Защитная аппаратура для сетей до 1000 В
Предохранители. Их применяют для защиты электрических уста-
новок от токов короткого замыкания. Защита от перегрузок с помощью
предохранителей возможна только при условии, что защищаемые эле-
менты установки будут выбраны с запасом по пропускной способности,
превышающим примерно на 25% поминальный ток плавких вставок.
Плавкие вставки предохранителей выдерживают токи на 30—50 %
выше номинальных токов в течение одного часа и более. При токах,
превышающих номинальный ток плавких вставок на 60—100 %,
они плавятся за время, меньшее одного часа.
139.
Наиболее распространенными предохранителями, применяемыми
для защиты электроустановок напряжением до 1000 В, являются:
ПР2 — предохранитель разборный; НПН — насыпной предохрани- '
тель неразборный; ПН2 — предохранитель насыпной разборный.
Основные типы предохранителей имеют номинальные токи от 15
до 1000 А, т. е. практически они удовлетворяют почти все существую-
щие электроустановки (не считая специальных) промышленных пред- j
приятий.
По конструктивному выполнению предохранители можно разде-
лить на две группы: с наполнителем (например, ПН2, НПН, ПП17,
ПП18), наполненные мелкозернистым кварцевым песком; без наполни-
теля (например, ПР2). Технические данные наиболее применяемых
плавких предохранителей приведены в табл. 5.5.
Таблица 5.5
Тип предохра- нителя Номинальное напряжение, В Номинальный ток, А Предельный от- ключаемый ток, кА (при U - 380 В)
предохра- нителя плавкой вставки
НПН- 60 -500 60 6, 10, 15, 20, 25, 30, 40, 60 10
ПН2-100 ^380 100 30, 40, 50, 60, 80, 100 100
ПН2-250 -220 250 80, 10, 120, 150, 200, 250 100
ПН2-400 400 200, 250, 300, 400 40
ПН2-600 600 300, 400, 500, 600 25
ПП17- 39 —380 —-440 1000 500, 630, 800, 1000 110
ПП18-33 —660 160 50,63, 80, 100, 125, 160
ПП18-34 —440 250 125, 160, 200, 250
ПП18-37 400 250, 320, 400
ПП 18-39 630 400, 500, 630
ПП18-41 1000 630, 800, 1000 —
Пр-2 -500 15 6, 10, 15 8,0
—440 60 15, 20, 25, 35, 45, 60 4,5
100 60, 80, 100 11
200 125, 100, 160, 200 И
350 600 1000 200, 225,260, 300, 350 350, 430, 500, 600, 600, 700, 850, J000 13 23 23
Плавкие предохранители делят на инерционные — с большой теп-
ловой инерцией, т. е. способностью выдерживать значительные кратко-
временные перегрузки током; безынерционные — с малой тепловой
инерцией, т. е. с ограниченной способностью к перегрузкам. К первым
относятся все установочные предохранители с винтовой резьбой и евни-
131
новым токопроводящим мостиком; ко вторым — трубчатые предохра-
нители с медным токопроводящим мостиком, а также предохранители
со штампованными вставками открытого типа.
Номинальный ток плавкой вставки 7ВСТ для инерционных предохра-
нителей определяют по величине длительного расчетного тока линии /дл:
A,crS=b.v . • (5'0
Номинальный ток плавкой вставки для безынерционных предохра-
нителей должен удовлетворять двум условиям, одно из которых выра-
Рис. 5.10.
Характеристика пред-
охранителя
тяжелых и легких пусках
щих станков, вентиляторов,
жается соотношением (5.1), другое —
одной из формул (5.2) —(5.4), а также
должен соответствовать кратностям до-
пустимых токов йзап1 (см. табл. 5.13) и
кратностям токов k (см. табл. 9.3).
На рис. 5.10 приведена типичная
характеристика предохранителя, из ко-
торой видно, что плавкая вставка не
перегорает; при кратности тока k < 2,5
и времени действия короткого замыка-
ния /=с8 с; при кратности тока k< 1,6
и времени 10 с. Поэтому при выборе
плавких вставок предохранителей для
электродвигателей со значительными
пусковыми токами, превышающими но-
минальные токи, вводится коэффициент
снижения пускового тока а, который
при легком пуске принимается равным
а = 2,5, а при тяжелом пуске а = 1,6.
При защите ответвления, идущего
к одиночному электродвигателю при
(электродвигатели металлообрабатываю-
насосов и т. п.), ток вставки
вег Э5 ^пуск/2,5,
где /пуск — пусковой ток электродвигателя, А.
При защите ответвления, идущего к одиночному электродвигателю
с частыми пусками или большой длительностью пускового периода
(электродвигатели кранов, центрифуг, дробилок и т. п.),
,]уск/(1,6ч-2). (5.3)
При защите магистрали, питающей силовую или смешанную на-
грузку,
(5.2)
B2'i
в ст
(5.4)
где /кр — максимальный кратковременный ток линии:
/кр = ^пуск~Н /дл> (5.5)
где /пуСк — пусковой ток одного электродвигателя или группы электро-
двигателей, включаемых одновременно, при пуске которых кратко-
временный ток линии достигает наибольшей величины, А; /дЛ — дли-
тельный расчетный ток линии до момента пуска одного электродвига-
теля или группы электродвигателей, определяемый без учета рабочего
тока пускаемых электродвигателей, А.
- При защите электродвигателей ответственных механизмов ток
вставки выбирают с учетом (5.3), где знаменатель принимается равным
1,6 независимо от условий пуска электродвигателей.
Номинальный ток плавкой вставки для защиты ответвления, иду-
щего к сварочному аппарату, выбирают из соотношения
1в„^1,21с„УПВ, (5.6)
где /св — номинальный ток сварочного аппарата при номинальной
продолжительности включения, А.
Номинальный ток плавкой вставки для защиты ответвления, иду-
щего к сварочному аппарату, можно принимать равным допустимому
току провода, идущего к сварочному аппарату.
Селективность (избирательность) защиты плавкими предохрани-
телями магистральной линии с ответвлениями достигается последова-
тельным возрастанием номинального тока плавких вставок на отдель-
ных участках линии по мере приближения к пункту питания.
Чтобы обеспечить избирательность (селективность) защиты при
возможных отклонениях параметров вставок (от установленных вели-
чин), допущенных при их изготовлении, а также при различных
условиях работы предохранителя (в зависимости от места его уста-
новки), необходимо подбирать соответственно величины номинальных
токов плавких вставок предохранителей на двух смежных участках
линий. При этом селективность обеспечивается, если ток предохрани-
теля на следующей ступени больше на две ступени предохранителя
предыдущей ступени.
Автоматические выключатели. Они предназначены для замены ру-
бильников и предохранителей. Автоматические выключатели серин
АВМ (табл. 5 6) выпускают двух- и трехполюсиыми в открытом испол-
нении и рассчитаны иа установки в помещениях с нормальной средой.
Изготовляют выключатели иевыдвижиые - с передним присоедине-
нием шин и выдвижные — с втычными контактами, расположенными
с обратной стороны панели автомата.
- Выключатели АВМ выпускают с регулируемыми электромагнит-
ными расцепителями максимального тока;
т ипа 1 —мгновенного действия; отключает выключатель без вы-
держки времени;
т ипа 2 — с часовыми механизмами; с обратно зависимой от тока
выдержкой времени при перегрузках и с мгновенным отключением при
коротком замыкании;
типа 3 — с часовыми механизмами и с механическим замедлите-
лем расцепления; отключает выключатель при перегрузках с обратно
зависимой, а при коротком замыкании с независимой от величины тока
выдержкой времени.
Автоматические выключатели включают вручную или электродви-
гательным приводом. -
132
Таблица 5.6
Тип автомата Номинальный ток. А Уставки тока срабатывания макси- мальных расцепителей, А
автомата катушки макси- мального расцепителя на шкале, обрат- но зависимой от тока характе- ристики на шкале, не зави- симой от тока ха- рактеристик н (отсе чка)
АВМ-4Н 400 120 150 250 400 1 1 II 100, 150, 200 150, 22Д 300 250, 375, 500 400, 600, 800
АВМ-4С 400 120 150 250 250 300 400 J50, 250 190, 300 250, 400 310, 500 375, 600 500, 800 960, 1300 1200, 1650 1600, 2200 2000, 2750 2400, 3300 3'200, 4400
ABM-ЮН 1000 600 800 1000 1 1 1 600, 900, 1200 800, 1200. 1600 1000, 1500, 2000
АВМ-ЮС 1000 500 600 800 1000 625, 1000 750, 1200 1000, 1600 1500, 2000 4000, 5500 4800, 6С00 6000, 8000 8000, 10000
ABM-I5H 1500 1000, 1200 1500 1000, 1500, 2000 1500, 2200, 3000
ABM-I5C 1500 1000 1200 1500 1250, 2000 1500, 2400 1800, 3000 8000, 10000 8000, 10000 8000, 10000
АВМ-20Н 2000 1000 1200 1300 2000 — 1500, 2000 1500, 2100 1800, 3000 2500, 4000
АВМ-20С 2000 1000 1200 1500 1250, 2000 1500, 2400 1800, 3000 8000, 10000 8000, 10000 8000, 10000
Буквенные обозначения типов ABM: Н — неселективны и, т. е.
с расцепителем типа 2; С — селективный, т. е. с расцепителем типа 3;
ТС — тропического сухого климата. Цифровые обозначения: 4 — на
поминальный ток до 400 А; 10 — до 1000 А; 15 — до 1500 А; 20 — до
2000 А.
Автоматические выключатели серии АВМ применяют па стороне
низшего напряжения трансформаторов; на трансформаторных под-
станциях, где предусматривается автоматическое включение резерва;
на шинопроводах и отходящих от щита линиях (см. табл. 5.1), а также
в цепях генераторов постоянного тока, работающих параллельно с ак-
кумуляторными батареями.
Автоматические выключатели А-3100. Такие вы-
ключатели рассчитаны на поминальные токи до 600 А в одно-, двух-
и трехполюсном исполнении и ранее выпускались с нерегулируемыми
расцепителями тепловыми, электромагнитными и комбинированными.
В настоящее время широкое применение в установках переменного
и постоянного тока получили следующие выключатели.
Автоматические выключатели «Электрон».'
Они предназначены для электроустановок постоянного тока до 440
и переменного тока до 660 В (табл. 5.7). Их выпускают двух типов:'
замедленного (селективного) (ЭЗ) и мгновенного действия (ЭМ) на токи
250—4000 А и динамическую устойчивость 50—160 кА.
Таблица 5.7
Тип выклю- чателя Номинальный ток выключателя ^ном- & Номинальный ток полу- Проводнинового расцепителя (МТЗ) /ном, А Предельный ток отключения выключа- теля /от. А, при U =380/660 В
Э06 630 250, 400, 630 28/20
ЭЮ 1000 .— 40/30
316 1600 40/30
Э25 3200 1000, 1250, 1600, 2000, 2500 55/35
Э40 6300 3200, 4000, 6300 Юз/50
При м е ч а н н е МТЗ — ма ксимальная токовая защита.
Полупроводниковый расцепитель выключателя имеет: а) зону
регулирования при перегрузках в пределах (0,8 4- 1,5) /110м и соот-
ветственно времени действия защиты 100—200 с; б) зону регулирова-
ния при коротких замыканиях в пределах (4 4- 8) /ном и соответственно
времени действия защиты 0—0,7 с.
Выключатели «Электрон» (Э06) па токи 250—630 А изготовляют
с ручным и электромагнитным приводом включения на напряжение
110—220—380 В, а выключатели ЭЮ—Э40 на токи 1000—4000 А изго-
товляют с дистанционным электродвигательным приводом на напря-
жение 110—220 В.
Выключатели «Электрон» стационарного и выкатного исполнения
с использованием их в комплектных трансформаторных подстанциях
(КТП) выпускают следующих типов: Э06В, Э10В, Э16В — для транс-
форматоров мощностью до 630 кВ-А; Э10В, Э16В, Э40В —для транс-
форматоров мощностью 1000—2500 кВ А.
Автоматические выключатели А-3700. Их вы-
пускают в следующих исполнениях:
1ТД
135
1. Токоограничивающие (А-3710Б — А-3740Б) с полупроводни-
ковым и электромагнитным расцепителем максимального тока соот-
ветственно на токи 40—630 А и динамическую устойчивость 18—100 кА
(табл. 5.8).
Таблица 5.8
Тип выклю- чателя Вид расцепителя максимального тока Номинальный ток выклю- чателя ^ном'А Номинальный ток расцепителя макси- мального тока /иом. А Предельный ток отключения выключателя /откл’ кА п»[* П=380 В
А371СБ Пол уп роводн ИКО- 40 20, 25 32, 40 18
вые и электро- 80 40, 50 63, 80 36
магнитные 160 80, 100, 125, 160 75
А3720Б Электромагнитные 250 160, 200, 250 75
А37с.О5 —- « — 400 160, 200, 250, 320, 400 100
ЛЗ/tUd 630 250, 320, 400, 500, 630 100
Примечание. Ток трогания па максимальном расцепителе (отсечка; установлен
10/цОГ,р
На полупроводниковом расцепителе имеется: а) зона регулирова-
ния тока при перегрузке с установкой тока трогания 1,25 7нОМ, время
срабатывания регулируется в пределах 4; 8; 16 с; б) зона регулиро-
вания при коротком замыкании с установкой тока трогания
(3 ч- 10) /lt0M- Выключатель срабатывает без выдержки времени.
На электромагнитном расцепителе ток трогания установлен на
Ю Лом-
2. Токоограничивающие (А-3711Б—А-3742Б) с электромагнитным
расцепителем максимального тока на 160—630 А: а) не имеют полу-
проводниковых расцепителей и регулирования тока трогания и вре-
мени срабатывания: б) на электромагнитном расцепителе ток трога-
ния установлен на 10 /ном.
3. Селективные (А-3733С—А-3744С) с полупроводниковым расце-
пителем максимального тока 250—630 А.
На полупроводниковом расцепителе имеется: а) зона регулирования
тока при перегрузке с установкой тока трогания и регулированием
времени срабатывания 4; 8; 16 с; б) зона регулирования при коротком
замыкании с установкой тока трогания (3 -t- 10)/пои и регулированием
времени срабатывания 0,1; 0,25; 0,4 с. Электромагнитный расцепитель
отсутствует.
В настоящее время начато производство автоматов серии А-3700Ф
в фенолопластовых корпусах, с термобиметаллическими и электромаг-
нитными расцепителями (табл. 5.9), которые могут заменять автоматы
А-3700.
Автоматические выключатели АЕ-2000. Назна-
чение и область применения таких выключателей, а также характерис-
тики распепнтелей те же, что и для выключателей серии А-3700 патоки
до 100 А (см. табл. 5.8). Их выпускают в одно-, двух- и трехполюсном
136
•исполнении с комбинированными и электромагнитными расцепите-
лями следующих типов: АЕ-2010 — номинальный ток комбинирован-
ного расцепителя 0,6—10 А, динамическая устойчивость до 5 кА,
такая же, как и для АЕ-2030: АЕ-2030 — номинальный ток комбини-
рованного расцепителя 10—25 А; АЕ-2040 номинальный ток комби-
нированного расцепителя 10—63 А; динамическая устойчивость
10 кА; АЕ-2050 — номинальный ток комбинированного расцепителя
16—100 А, динамическая устойчивость 20 кА.
Таблица 5.9
Тип выклю- чателя Номинальный то’к J А ном' Установка тока расцепителя, А Предельный ток отключения /откл выключателя, кА
выключателя расцепителе
А3710ФУЗ 160 160 400, 630, J000, 1600 25
А3720ФУЗ 250 250 1600, 2000, 2500 35
А3730ФУЗ 630 400 2500, 3200 4000 50
630 630 4000, 5000, 6300 50
Примечание. У — Клим этическое исполнение (умеренный климат}; 3 —категория
размещения (закрытые помещения с естественной вентиляцией).
Верхний предел тока расцепителя комбинированного выключателя
соответствует номинальному току этого выключателя.
Автоматические выключатели А Е-1000. Это одно-
полюсные выключатели, предназначены для защиты осветительных
сетей жилых, административных и производственных зданий. Они
выпускаются с тепловыми расцепителями на номинальные токи 6; 10;
16; 20; 25 А п электромагнитными расцепителями с отключением без
выдержки времени при токах более 18 /цом, а также с комбини-
рованными расцепителями (тепловой и электромагнитный расцепи-
тель).
Из рассмотрения основных типов автоматических выключателей
следует, что защита перегрузки обеспечивается:
1) тепловыми расцепителями, действующими с выдержкой вре-
мени, обратно зависимой от величины тока перегрузки;
2) расцепителями с часовым механизмом (с обратно зависимой от
Тока характеристикой);
3) электромагнитными расцепителями с выдержкой времени, до-
статочной для снижения пускового тока электродвигателя до нор-
мального;
4) тепловыми реле с нагревательными элементами магнитных пус-
кателей.
•т Для защиты от коротких замыканий применяют электромагнитные
расцепители мгновенного действия или с выдержкой времени, обеспе-
чивающей избирательность действия.
Чтобы обеспечить избирательность в системах электросетей, за-
щищенных автоматическими выключателями рассмотренных серий,
необходимо у электроприемннков устанавливать меньшую выдержку
времени.
. 137
Одновременная защита линий от перегрузки и коротких замыка-
ний осуществляется применением комбинированных расцепителей,
состоящих из двух элементов: одного — для защиты от перегрузки,
а другого — для защиты от короткого замыкания.
§ 5.3. Выбор сечеиий и защиты проводов и кабелей
Значения длительно допустимых токовых нагрузок для проводов
с алюминиевыми и медными жилами приведены в табл. 5.10, для кабе-
лей с алюминиевыми жилами — в табл. 5.11, для кабелей с медными
жилами — в табл. 5.12. При этом температура воздуха окружающей
среды принята равной 25 °C; температура почвы при прокладке кабеля
на глубине 0,7 м — 15 °C. При значениях температур, отличных от
указанных, и при прокладке нескольких кабелей в общей траншее
к токовым нагрузкам, указанным в таблицах, вводят поправочные
коэффициенты —температурный коэффициент (см. П. 1) и коэффи-
циент прокладки (см. табл. П.2).
Таблица 5.10
Сечен не жилы, мм1 Проложенные открыто Длительно допустимые токовые нагрузки на провода с алюминиевыми и медными жилами (А), проложенные в одной трубе
Число проводов в трубе
ОДНОЖИЛЬНЫХ двухжильиых трехжильнык
два | три | четыре один один
0,5 0,75 11/— 15/— — — — —
1,0 17/- 16/- 1,5/- 147- 17- 14/—
1,5 23/— 19/- 17/— 16/- 18/— 15/—
2.5 30/24 27/20 25/19 25/19 25/- 21/-
4 42/32 38/28 35/28 30/23 32/— 27/-
6 50/38 46/36 42/32 40/30 40/— 34/—
10 80/5т 70/50 60/47 50/39 55/— 50/—
16 100/80 85/60 80/60 75/55 80/— 70/—
25 140/105 115/85 100/80 90/85 100/— 85/—
35 170/130 135/100 125/95 115/120 125/— 100/—
50 215/165 185/140 170/130 150/120 160/— 135/—
70 270/210 225/175 210/165 185/140 195/— 175/—
95 330/255 275/215 255/220 225/175 245/— 215/—
120 385/295 315/245 290/220 260/200 295/— 250/—
ЬО 440/340 360/275 330/255 — — —
Примечания: J. При определении числа проводов, проложенных в одной трубе,
нулевой провод четырехпроводной системы трехфазного тока р расчет не принимается,
2. Перед косой чертой указаны токовые нагрузки для медных жил, аа косой чертой — для
алюминиевых. 3. При температурах, отличных от приведенных в табл. 5.10, вводят попра-
вочные коэффициенты (см. табл. П.1). 4. Длительно допустимые токовые нагрузки на про-
вода, проложенные в коробках, а также в лотках пучками, должны приниматься, как на
провода, проложенные в трубах, 5. При числе одновременно проложенных в трубах,
коробах, а также в лотках проводов, большем четырех, нагрузки на провода должны при-
ниматься, как для проводов, проложенных открыто (в воздухе}, с введением снижающих
коэффициентов: 0,68 —для 5 — 6; 0,63 —для 7 — 9 и 0,6 —для 10—12 проводов. 6. Токовые
нагрузки даны для проводов с резиновой и пластмассовой изоляцией.
Таблица 5.11
Сечение жилы, мм5 1 Длительно допустимые токовые нагрузки на кабели с алюминиевыми жилами и алюминиевой оболочкой, А
одиожильн ые кабели до 1 кВ двух- жильные кабели до 1 кВ трехжильные кабели четырех- жильные кабели до 1 кВ
до 3 кВ 6 кВ 10 кВ
при максимально допустимой температуре жил, °C
80 80 | 80 65 60 80
2,5 4 6 10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 300 400 500 625 800 -/31 60/42 80/55 110/75 135/90 180/125 220/155 275/190 340/235 400/275 460/320 520/360 580/405 675/470 770/555 940/675 1080/785 1170/910 1310/1080 35/23 46/31 60/42 80/55 110/75 140/100 175/115 210/140 250/175 290/210 335/245 385/290 31/22 42/29 55/35 75/46 90/60 125/80/160 145/95/190 180/120/235 220/155/290 260/190/340 300/220/390 335/255/435 380/290/475 440/330/5о0 60/42 80/50/105 105/70/130 125/85/160 155/110/195 190/135/240 225/165/290 260/190/330 300/225/385 340/250/420 390/290/480 75/46/90 90/65/115 115/80/140 140/105/170 165/130/210 20о/1^5/260 240/185/305 275/210/345 310/235/390 Зо5/270/450 38/27 46/35 65/45 90/60 115/75/150 135/95/175 165/110/220 200/140/270 240/165/315 270/200/360 305/230 315/260
Примечания: I. Токовые нагрузки на одно?кильные кабели даны для работы при
постоянном токе. 2, Перед косой чертой указаны токовые нагрузки кабелей, прокладывае-
мых в земле, за первой косой чертой — в воздухе, за второй косой чертой — в воде, 3, Ка-
бели. прокладываемые в воде, имеют свинцовую оболочку. 4. Токовые нагрузки даны для
кабелей с бумажной изоляцией.
При выборе сечений проводов и кабелей следует учитывать, что
допустимая плотность тока для проводов большого сечения ниже,
так как увеличение сечения сопровождается увеличением поверхности
охлаждения пропорционально диаметру провода; сечение же провода
возрастает пропорционально квадрату диаметра. Поэтому в проводах
и кабелях большого сечения отношение охлаждаемой поверхности к
сечению меньше, чем в проводах малого сечения, что укудшает условия
охлаждения и приводит к необходимости снижения допустимой плот-
ности тока. Для облегчения условий прокладки в ряде случаев вместо
одного кабеля большого сечения выбирают два или больше кабелей
меньшего сечения.
В по втор но-крат ко в ременном режиме работы при токе /кр с про-
должительностью включения меньше 40% и сечениях медных проводов
более 6 мм2, а алюминиевых — более 10 мм2 рекомендуется заменять
ток /кр на ток расчетной длительной нагрузки /дл, с тем чтобы
/„ = /„//75/0,875. (5.7)
139
138
Таблица 5,12
Длительно допустимые токовые нагрузки на кзбели с медными жилами и алюминиевой оболочкой. А
двух. трех жильные кабеля четырех-
одножн льные жильные жильные
жилы, мм* кабели до 1 кВ кабели до ! кВ до 3 кВ 6 кВ 10 кВ к абе.т и до 1 кВ
при максимально допустимой температуре жил, С
80 80 80 65 60 80
2.5 —/40 45/30 40/28
4 80/З.э 60/40 55/37/— — — 50/35/—
6 105/75 80/55 70/45/— — — 60/45/—
10 140/95 105/75 95/60/ — 80/5.5/— — 85/60/—
16 175/120 140/95 120/80/— 10э/65/135 95/120 115/80/—
25 235/160 185/130 160/105/210 135/90/170 120/85/150 150/100/195
35 285/200 225/150 190/125/250 160/110/205 1,50/105/180 175/120/230
50 350/245 270/185 235/1.3,з/305 200/145/255 180/135/220 215/145/285
70 440/305 3'20/225 285/200/375 310/245/140 245/175/310 215/165/275 265/185/ЗэО
95 520/360 380/275 295/215/375 265/200/340 310/215/410
120 595/41 а 435/320 390/285/505 310/250/430 310/240/395 350/260/470
150 675/470 500/375 435/330/565 390/290/500 355/270/450 359/300
185 755/52э 1 490/375/615 440/32,5/545 400/305/510 450/340
240 8S0/6I0 570/130/715 510/375/625 460/350/58э —-
300 1000/720 — -- — *1— —- ——
400 1220/880 —. — —
500 1400/1020 — — —1 — —'
625 1520/1180 — —' . —
800 1700/1400 — — — —“ —
Примечания. 1. Токовые нагрузки на одножильные кабели дамы дня работы при
постоянном токе. Перед косой чертой указаны токовые нагрузки кабелей, прокладываемых
в земле, за первой косой чертой — в воздухе, за второй косой чертой — в воде. ‘2, Кабели,
прокладываемые в воде, имеют свинцовую оболочку при 3 кВ и выше. 3. Численные апаче*
ния температурного коэффициента и коэффициента прокладки приведены в П.1 И П.2.
4. Токовые нагрузки даны Для кабелей с бумажной изоляцией.
Допускается кратковременная перегрузка кабелей в пределах
(1,2 ~ 1,35) /ном в течение 1,5 ч, если коэффициент предварительной
нагрузки составляет 0,6—0,8, и кратковременная перегрузка в ава-
рийных режимах в пределах (1,5 -н 1,35) /110гл в течение 1 ч при тех же
условиях.
Сечение проводов и кабелей напряжением до 1000 В по условию
нагрева определяют из табл. 5,10—5.12 в зависимости от расчетного
значения длительно допустимой токовой нагрузки при нормальных
условиях прокладки из двух соотношений:
по условию нагрева длительным расчетным током
норм. ДОП / Дд/Л||О[!р»
(5.8)
по условию соответствия выбранному аппарату максимальной то-
ковой защиты
(норм, дрп ^защ^защМ'аопр» (^'^)
где йПопр — поправочный коэффициент па условия прокладки проводов
и кабелей; &аащ — коэффициент защиты или кратность защиты, т. е«
отношение длительно допустимого тока для проводов или кабеля к
номинальному току или току срабатывания защитного аппарата
(табл. 5.13); /аяп1 — номинальный ток или ток срабатывания защит-
ного аппарата, А.
Табжица 5.13
Наименование Коэффициенты защиты /,’за1ц, или кратность длительно допустимых токов для сетей
требующих обязательной защиты от перегрузки ire тре- бу ющих защиты от пере- грузки
провода с резиновой и аналогич- ной по тепловым характеристи- кам изоляцией кабеЛн с бу- маж- ной И зол я- цией
взрыве- и пожа- роопасные поме- щения. жилые, торговые поме- щения и т< п. невзрыво- и не- пожароопасныс производственные помещения про- мышленных предприятни
Номинальный ток плавкой встав- ки предохранителей Ток установки автоматического выключателя, имеющего толь- ко максимальный мгновенно действующий расцепитель . . Номинальный ток расцепителя автоматического выключателя с нерегулируемой обратно за- висимой от тока характери- стикой (независимо от нали- чия или отсутствия отсечки) Ток трогания расцепителя авто- матического выключателя с регулируемой ог тока харак- теристикой (при наличии на автоматическом выключателе отсечки ее кратность тока не ограничивается) 1,25 1,25 1,0 1,0 . 1,0 1,0 1,о 1,0 1,0 1,0 1,0 0,8 0,33 0,22 1,0 0,66
Примечание. Коэффициенты зашиты могут выражаться в процентах.
При нормальных условиях прокладки & = 1 соотношения (5.8)
и (5.9) упрощаются;
(цорм, доп (дл» (5,10)
(норм, доп ^защ-Сащ* (5.11)
Значения &защ определяют из табл. 5.13 в зависимости от назначе-
ния принятого вида защиты, характера сети, изоляции проводов, ка-
белей и условий их прокладки.
Согласно ПУЭ сети разделяются на две группы: защищаемые от
Перегрузки и токов короткого замыкания; защищаемые
140
только от токов короткого замыкания. Защите от перегрузки
подлежат сети: а) внутри помещений, проложенные открыто незащи-
щенными изолированными проводниками и с горючей оболочкой;
б) внутри помещений, проложенные защищенными проводниками в
трубах, в несгораемых строительных конструкциях и т. п.; в) осве-
тительные в жилых, общественных и торговых помещениях, служебно-
бытовых помещениях промышленных предприятий, включая сети для
бытовых и переносных электроприемннков, а также в пожароопасных
производственных помещениях; г) силовые — в промышленных пред-
приятиях, в жилых и общественных зданиях, в торговых помещениях,
когда по условиям технологического процесса или режиму работы
сети может возникать длительная перегрузка проводов и кабелей;
д) всех видов во взрывоопасных наружных установках независимо от
условий технологического процесса или режима работы сети.
Все остальные сети не требуют защиты от перегрузки и защищаются
только от токов короткого замыкания.
Если длительно допустимая токовая нагрузка, найденная по (5.9)
и (5.11), не совпадает с данными таблиц допустимых нагрузок ПУЭ,
разрешается за исходный брать ближайший проводник меньшего сече-
ния. Однако это сечение не должно быть менее требуемого при опре-
делении допустимой нагрузки по (5.8) и (5.10).
Номинальный ток защищающего от перегрузки теплового расцепи-
теля автоматического выключателя или нагревательного элемента
теплового реле магнитного пускателя выбирают только по длитель-
ному расчетному току линии:
(5.12)
Номинальный ток электромагнитного /эл или комбинированного
расцепителя автоматических выключателей выбирают также по дли-
тельному расчетному току линии:
(5-13)
Ток срабатывания (отсечки) электромагнитного или комбинирован-
ного расцепителя /ср эл проверяют по максимальному кратковремен-
ному току липни:
/сР.ЭЛ^1,25/кр. (5.14)
Для ответвления, идущего к одиночному электродвигателю,
максимальный кратковременный ток линии равен пусковому току
электродвигателя.
Коэффициент 1,25 в формуле (5.14) учитывает неточность в опре-
делении максимального кратковременного тока линии при разбросе
характеристик электромагнитных расцепителей автоматических вы-
ключателей. Для большинства из них этот коэффициент исключает
ложное отключение линии при пуске электродвигателей, так как
разброс характеристик не превышает ±15 %.
Ток срабатывания расцепителя автоматического выключателя с
регулируемой обратно зависимой от тока характеристикой
(5.15)
Сечение проводов и кабелей для ответвления, идущего к двигателю
с короткозамкнутым ротором, во всех случаях выбирают в соответ-
ствии с (5.8) и (5.10), в которых длительный расчетный ток линии для
невзрывоопасных помещений равен номинальному току двигателя,
а для взрывоопасных помещений — 125 % номинального тока двига-
теля напряжением до 1000 В. Выбранное сечение провода или кабеля
должно быть проверено по (5.9) и (5.11) согласно требованиям ПУЭ
для сетей, защищаемых только от коротких замыканий.
Во всех случаях должно быть обеспечено надежное отключение
короткого замыкания защитными аппаратами. Это условие выполняет-
ся, если ток однофазного короткого замыкания в сетях с гл ухо зазем-
ленной нейтралью и двухфазного короткого замыкания в сетях с изо-
лированной нейтралью в три раза и более превышает номиналь-
ный ток плавкой вставки предохранителя и номинальный ток расце-
пителя автоматического выключателя, имеющего обратно зависимую
от тока характеристику; в 1,1 раза и более — ток срабатывания авто-
матического выключателя, имеющего только электромагнитный рас-
цепитель.
Для сетей, прокладываемых во взрывоопасных помещениях, до-
пустимые кратности тока короткого замыкания увеличиваются до
четырех по отношению к номинальному току плавкой вставки предо-
хранителя и до шести — по отношению к номинальному току расце-
пителя автоматического выключателя с обратно зависимой от тока
хара ктеристикой.
Для сетей, защищаемых только от токов короткого замыкания,
в необходимых случаях допускается завышение кратностей токов плав-
ких вставок предохранителей и вставок расцепителей автоматов для
надежной отстройки от токов самозапуска двигателей. Это делается при
условии, что ток короткого замыкания в пять раз илн более превышает
номинальный ток плавкой вставки предохранителя и в полтора раза
или более — ток срабатывания электромагнитного расцепителя авто-
мата.
Пример 5.1. Магистральная линия силовой сети промышленного предприятия
напряжением 380/220 В питает группу электродвигателей. Линию прокладывают
в помещении бронированным трехжильпым кабелем с алюминиевыми жилами и бумаж-
ной изоляцией при температуре окружающей среды (воздуха) 4-25 °C. Длительный
расчетный ток линии /дл. расч = 100 А, кратковременный ток при легком пуске дви-
гателей /кр = 500 А.
Определить номинальный ток плавких вставок предохранителей, защищающих
линию, и выбрать сечение кабеля при следующих условиях;
а) помещение невзрывоопасное и непожароопасное, линия должна быть защи-
щена от перегрузки;
б) помещение пожароопасное, линия должна быть защищена от перегрузки;
в) линия должна быть защищена только от токов коротких замыканий.
ki Решение. Величина нормального тока плавких вставок предохранителей,
защищающих линию: по длительному току 7ЗЯ|П — /вст 100 А: по кратковремен-
ному току /3,ш = = 500/2,5 = 200 А.
Выбираем предохранитель ПН2-250 А с плавкой вставкой на 200 А (см. табл. 5.5).
I. Для кабеля с бумажной изоляцией, защищаемого от перегрузки и проходя-
щего в певзрывоопасном и непожароопасном помещении, значение коэффициента
защиты (см. табл. 5.13) йзащ = 1. При этом длительно допустимая токовая нагрузка
на кабель
1доп = ^эаиУзащ = 1'200 = 200 А.
142
143
• Подбираем по табл. 5.11 трехжильный кабель на напряжение до 3 кВ с алю-
миниевыми жилами сечением 120 мм2 при прокладке на воздухе, для которого /ДОц =
= 220 А.
2. Для кабеля, проходящего в пожароопасном помещении и защищаемого от
перегрузки (табл. 5.13), АЗП1П1,25, Тогда /^,л — 1.25, /33tn= 1,25-200-“ 250 Л.
В Этом случае принимаем сечение кабеля равным 150 мм2, для которого /ДО|1 =
= 255 А.
3. Для кабеля, защищаемого только от токов короткого замыкания, fc3attt =
= 0,33 (табл. 5.13). Тогда /доп — 0,33, /31UI — 0,33-200 — 66 А, что соответствует
по табл. 5.10 сечению кабеля 50 мм2 и Iдоп = 130 А.
Пример 5.2. От шин главного распределительного щита (рис. 5.11) получает
питание силовой распределительный щит с автоматическими выключателями, к кото-
рому присоединены шесть асинхронных электро-
двигателей (1—6) с короткозамкнутым ротором.
Электродвигатели 3 и 4 установлены во взры-
воопасном помещении класса В1а, остальные
электродвигатели, распределительный пункт и
пусковая аппаратура — в помещениях с нор-
мальной средой. Технические данные электро-
двигателей приведены в табл. 5.14.
Режим работы двигателей исключает воз-
можность длительной перегрузки, условия пу-
ска легкие, самочапуск исключен. Одни из дви-
гателей (/ или 2) находится в резерве, осталь-
ные могут работать одновременно.
Требуется определить номинальные токи
расцепителей автоматических выключателей и
выбрать сечения проводов и кабе.тйГ из усло-
вия нагрева и соответствия токам расцепителей.
Решение. Так как температура воздуха в помещениях 25 |'С, то тепловой
поправочный коэффициент Arl — I, что учитывается при выборе сечений проводов
и кабеля.
Рис. 5.11. Схема к примеру 5,2
‘Таблица 5,14
Номер элек- тродвигателя Тин элект- родвигателя Номинальная мощность. кВт Номинальный ток. А Кратность пускового тока Пусковой ток . А
1 АО-82-4 40 73,1 6,0 437
2 АО-82-1 40 73,1 6,0 437
3 В АО-72 30 69,0 6,5 448
4 ВАО-И 4 10,5 5.0 52,5
5 АО-51 -4 4,5 7,7 6,0 46,2
АО-51-4 4,5 7,7 6,0 46,2
Линия к электродвигателю ! или 2. По длительному току липни 7ДЛ = 73,1 А,
равному номинальному току электродвигателей (табл. 5.14), выбираем комбини-
рованный расцепитель (автоматический выключатель типа А-3710Б на 160 А, ток
мгновенного срабатывания 1000 А, ток расцепителя 100 А).
При выборе номинального тока расцепителя, встроенного в шкаф автоматичес-
кого выключателя, следует учитывать тепловой поправочный коэффициент kn —
= 0,85, Таким образом, /ном. эл ~ /д+^п = 73,1/0,85 — 86 А.
Устанавливаем невозможность срабатывания автоматического выключателя
при пуске;
/сР. э.|= 1.25-437=550 А; 1000 А > 550 А.
Для линий, идущих к электродвигателям, установленным в нсвзрывоопаспом
помещении, сечение проводов выбирают из условия /Д(И| 5? 7ДЛ с их последующей
проверкой /ДОц йзл1ц7защ. Следовательно, /Д0Г1 Ss? 73,1 А.
Подбираем по табл. 5.10 одножильные провода с алюминиевыми жилами АПРТО
сечением 2э мм2, для которых допустимая токовая нагрузка 7Д0П = 80 А. Проверяем
выбранное сечение по коэффициенту защиты аппарата. Так как в автоматических
выключателях серии А-3700 ток уставки не регулируется, то кратность допустимого
тока линии должна определяться по отношению к номинальному току расцепителя,
равного в данном случае /331Ц = 100 А. Находим значение для сетей, нс требую-
щих защиты от перегрузки для номинального тока расцепителя автоматического
выключагеля с нерегулируемой обратной зависимой от тока характеристикой
(табл. 5.15): Азащ = I.
Таблица 5.15
К двигателю Г, 2 . .
К двигателю 3:
от силового пункта
к пускателю . . .
от пускателя к дви-
гателю ...........
К двигателю 4:
от силового пункта
к пускателю . . .
ст пускателя к дви-
гателю ...........
К двигателям 5.6,.
Магистраль от РП до
РЩ...............
Расчет-
ный ток
линии,
А
Номп -
пильный
ток рас-
цепите-
ля , А
Уста -
новка
тока
мгновен-
ного сра-
батыва-
ния. А
Коэф-
фи Ц|!-
ент
защиты
Допусти-
мая то-
ковая
нагрузка
на про-
вод (ка-
бель), А
Марка и сеченгге
провода .-кабеля),
мм2
3
зз
73,1
69
86.3
10,5
13,1
15,4
168
437 S6 100
14S 81,5 100
46,2 12,4 |5
87.6 18
547 168
20
250
Примечания? 1- К двигателям 4,
чатель А-3710Б. 2. Обозначения токов: / ,
кратковременный, расчетный и принятый.
550 I0CO 1
560 IП00
58 400
НО 400
682 1600
1
I
I
0,66
100
100
юи
|5
15
20
168
|30 АПРТО-3 (1x501
130 АПРТО-3 (1x50)
100 ПРТО З (1x25)
19 АПРТО-3 (1X2.5)
25 ПРТО-3 (1X2,51
32 АПРТО-3 (1X4)
190 ЛАБГ-ЗХ95
5 и 6 устанавливается автоматический яыклю-
— соответственно длительный,
Кр pdC4 Пр
Подставляя значения A3t-llu733lJl = 1-100= 100 А в соотношение (5.11), находим,
что требуемое условие /норм, доп 2s А^ин/заш не выполняется, так как 7ДОП = 80 А.
Окончательно выбираем провод сечением 50 мм2, для которого I доп= 130 А.
В этом случае условие (5.11) выполняется, так как 130 А > 100 А.
Для остальных линий результаты расчета приведены в табл. 5.15; ниже даются
только пояснения, связанные с особенностью расчета каждой линии.
Линия к электродвигателю 3. Двигатель 3 усыновлен во взрывоопасном поме-
щении класса В1а, в связи с чем: 1) за расчетный ток при выборе сечения линии при-
нимается номинальный ток двигателя, увеличенный в 1,25 раза; /Д1 = 69- 1,25 —
= 86,3 А; 2) не разрешается применение проводов и кабелей с алюминиевыми жилами,
следовательно, линия от магнитного пускателя до электродвигателя должна быть
выполнена проводом с медными жилами (марки ПРТО).
Линия к электродвигателю 4. Сечение провода ПРТО от магнитного пускателя
До двигателя принято равным 2,5 мм2, так как меньшее сечение для силовых сетей
во взрывоопасных -помещениях не допускается ПУЭ.
Линия к электродвигателям 5. и 6. Расчетный ток линии определяют как сумму
токов двигателей 5 и 6: 7ДД — 7,7 + 7,7 — 15,4 А.
Магистральная линия, Расчетную длительно допустимую токовую нагрузку
линии определяют как сумму токов всех электродвигателей, за исключением тока
одного из электродвигателей (/ или 2): /д.ч — 73,1 Д- 69-j- 10,5 = 2-7,7= 168 А.
Кратковременную токовую нагрузку определяют из условий пуска двигателя 3,
у которого толчок пускового тока наибольший:
7кр = 448 + 73,1 + 10,54-2-7,7 = 547 А.
Выбираем ближайший большой автоматический выключатель АВМ-4С на 400 А
(см. табл. 5.6) по длительному току линии из условия /110м. а > /дл, т- е- 400 А >
146
144
Выбираем ток срабатывания электромагнитных расцепителей по шкале, зависи-
мой от тока характеристики, 250 А и по шкале, не зависимой от тока характеристики,
1600 А. Выдержка времени при отсечке 0,25—0,6 с, по не больше времени пусяа,
Устанавливаем невозможность срабатывания автоматического выключатели при
пуске электродвигателя 3:
/ср. « = 1,25/^ = 1,25-547 = 682 А.
Согласно (5.14) 1600 А > 682 А, т. е. условие выполняется.
По длительному току линии /дл = 168 А подбираем (табл. 5.11) трехжильный
кабель с алюминиевыми жилами до 3 кВ сечением 95 мм2, для которого допустимая
токовая нагрузка равна /ДО(Т = 190 А.
Для сетей, не требующих защиты от перегрузки, при токе срабатывания расце-
пителя автоматического выключателя с регулируемой, обратно зависимой от тока
характеристикой, /защ.эл = 250 А,А'ЗЛЩ = 0,66 (табл. 5.13). Тотда/Доп = /г3,1ш/зап, =
= 0,66-250 = 165 А. Согласно (5.II) 190 А > 165 А. Следовательно, требуемое
условие выполняется.
§ 5.4. Расчет и выбор электрических сетей по потере напряжения
। и экономической плотности тока
Расчет электрических сетей по потере напряжения. Электрические
сети, выбранные по току нагрузки, т. е. рассчитанные на нагрев, про-
веряются на потерю напряжения, за исключением силовых сетей,
питающихся от встроенных и пристроенных комплектных подстанций
КТП и КТПН (см. гл. Ю). Согласно ПУЭ и ГОСТ 13109—67 для сило-
вых сетей отклонение напряжения от номинального должно составлять
не более _+г5 ?6. Для сетей электрического освещения промышленных
предприятий и общественных зданий допускаются отклонения напря-
жения от —2,5 до +5 % (см. § 5.6). Эти требования обусловлены тем,
что величина вращающего момента зависит от квадрата подведенного
напряжения и его уменьшение ниже допустимого не обеспечит пуск
механизмов; в сетях электрического освещения снижение напряжения
приводит к резкому снижению светового потока и освещенности на
рабочих местах.
Рассмотрим особенности расчета сетей переменного тока. Для
линий, выполненных медными или алюминиевыми проводами, актив-
ные сопротивления при переменном токе соответствуют их омическим
сопротивлениям при постоянном токе. Для линий, выполненных сталь-
ными проводами с большой магнитной проницаемостью, активные со-
противления значительно больше омических, что обусловлено образо-
ванием внутри провода переменного магнитного поля. Это поле наводит
большую ЭДС в центре провода и меньшую ЭДС на поверхности, что
является причиной смещения (вытеснения) тока к поверхности, бла-
годаря чему активное сопротивление стальных проводов по сравнению
с их омическим сопротивлением увеличивается.
Линии переменного тока обладают помимо активного также допол-
нительным индуктивным (реактивным) сопротивлением, вызванным
переменным магнитным полем, возникающим как вне провода, так и
внутри его. Общее индуктивное сопротивление одной фазы провода
(Ом/км) трехфазной линии
х0 = co(4,6lg-^-|-0,5^ Ю 4, (5.16)
где Оср — среднее расстояние между осями проводов, см; г — внешний
радиус провода, см; ц— относительная магнитная проницаемость
материала провода (для алюминия и меди ц = 1).
Формулу (5.16) можно представить в другом виде:
х0 = to4,61g Ю4 + ©0,5ц -10^ = 0,144 1g (2Dcp/d)+
+0,016ц = Хц 4- Хц, (5.17)
где Xq = 0,144 1g (2Dcp/d) — индуктивное сопротивление, вызванное
внешним магнитным полем; Хо = 0,016ц — индуктивное сопротив-
ление, вызванное внутренним магнитным полем.
Рис. 5.12. Схема и векторная диаграмма линии с
нагрузкой на конце
Для алюминиевых проводов марки А-70 при расстоянии между про-
водами 60 см индуктивное сопротивление хо = 0,315 Ом/км, а при
расстоянии 250 см Хо = 0,402 Ом/км. Для провода А = 150 соответ-
ственно 0,288 и 0,376 Ом/км.
Для кабельных линий до 1 кВ х'о = 0,07 Ом/км; до 10 кВ Хо =
₽= 0,08 Ом/км, от 35 кВ и выше х'о = 0,12 Ом/км (13].
Таким образом, индуктивное сопротивление проводов следует
учитывать в воздушных высоковольтных и низковольтных линиях,
выполненных из любого материала, при расстоянии между проводами
более 400 мм, что обусловливает наличие а также в линиях, выпол-
ненных стальными проводами и шинопроводами, имеющими магнит-
ную проницаемость ц> 1, что обусловливает наличие х"0.
Рассмотрим особенности расчета сетей переменного тока, обладаю-
щих активным и индуктивным сопротивлениями.
На рис. 5.12 приведена векторная диаграмма для одного провода
трехфазной линии, обладающей индуктивным сопротивлением и пи-
тающей индуктивную нагрузку на конце линии. Вектор Оа изобра-
жает напряжение на конце линии. Под углом <р2> соответствую-
щим cos <р нагрузки потребителя, отложен вектор тока I. Падение
напряжения в линии определяется треугольником падения напряже-
ния abc, в котором вектор аЬ совпадает по фазе с вектором тока и изоб-
ражает падение напряжения в активном сопротивлении линии, а век-
тор Ьс — падение напряжения в индуктивном сопротивлении. Вектор
146
147
ас, называемый падением напряжения в линии, представляет собой
геометрическую разность между напряжениями в начале и койне
линии: .
Диф = [/ф1-Г/фа. (5.18)
Отрезок ad представляет собой алгебраическую разность между
напряжениями в начале и конце линии (если пренебречь отрезком de)
и называется продольной составляющей падения напряжения.
Для сетей промышленных предприятий при напряжениях до 35 кВ
углы между 1/ф1 и весьма малы, поэтому потеря напряжения при-
ближенно принимается равной продольной составляющей, которая
и учитывается при выборе сечений проводов.
Таким образом, величина продольной составляющей падения на-
пряжения или потеря напряжения Д(/ф = ad определяется из выра-
жения
Д^Ф = ^Ф1-^Ф2, (5.19)
или
(5.20)
где . .
af = Ir cos ср; /d = lx sin <p. (5.21)
Следовательно, " ;
Д^/ф = Ir cos cp-|- lx sin cp. (5.22)
Линейная потеря напряжения при этом находится из соотношения
между линейными и фазными напряжениями^
/S.U = У3 Д£/ф = ]/3 (Ir cos ср4- lx sin ср), (5.23)
или
= + -¥—} = pr±Qx., (5.24)
%
Если величина напряжения у приемников неизвестна, то с доста-
точной точностью принимают вместо U величину номинального напря-
жения u„w.
Для линий напряжением выше 35 кВ учитывается поперечная со-
ставляющая падения напряжения St/ф, численно равная отрезку cd‘.
St/ф = cd--eg — dg = cg — bf — /л* cos ср — Ir sin ср. (5.25)
При этом поперечная составляющая для линейного напряжения
&U = ]/“3i St/ф = ”|/*3 (lxcos ср — Ir sin ср) =
= /3[Px/(/3t/)--Qr/(j/3 U)\ = (Px ~Qr)/U. (5.26)
Из рис. 5.12 следует, что величина поперечной составляющей St/
определяется углом сдвига фаз 0 между напряжениями в начале и
конце линии. В длинных линиях электропередач напряжением выше
35 кВ (см. гл. 6) емкостный ток линии увеличивает поперечную со-
ставляющую и тем самым увеличивает угол е, что связано также с
устойчивостью работы энергосистемы (см. гл. 7).
Линейные напряжения в начале и конце линии (кВ) с учетом выра-
жений (4.24) и (4.26) в практических расчетах определяются по фор-
мулам: ______________________
' t/i=)Г+(P,xt7agarZ' (5,27)
и2 = ]/[l/,- [Р1Г^1й*ф + (5.28)
где Ру, Qi, Р-2, Q2 — соответственно мощности в начале и в конце
линии, 1МВт, Мвар; г, х — сопротивления линии, Ом.
На рис. 5.13 приведена векторная диаграмма для линии трехфаз-
лого тока с двумя индуктивными нагрузками i± и i2. Расчетный ток
первого участка сети 1г находят как геометрическую сумму нагрузоч-
ных токов и ц. Направление вектора 1± определяет общий угол
сдвига фаз ср, на основании чего строят треугольник падения напряже-
ния для первого участка сети. Напряжение в конце второго участка
обозначено через {7ф2, в конце первого участка — через 4/ф1; напря-
жение в начале линии U$A находят так же, как указано на рис. 5.12.
Величина общей потери напряжения в фазе представляет собой
сумму потерь напряжения в обоих участках. Следовательно, на осно-
вании (5.22)
Д1/ф = /2г2 cos Ч>2 + Лх2 sin Ч>2 + /л cos ср! -|- I1x1 sin epi. (5.29)
Учитывая соотношение между линейными и фазными напряжения-
ми, для любого числа ответвлений получим
At/ — j/3 At/ф --У'3 У (Ir cos <р4- lx sin ср). (5.30)
Если расчет потерь напряжения ведется не по токам участков (/)
линии, а по нагрузочным токам (i) потребителей, что является более
149
148
удобным, то, учитывая соотношение между указанными токами и со-
противлениями (г, /?), получим
= У, (i*J?cos ф-|- iX sin ср) (5.31)
или
Дб/ % — (]/*3 100/t/HOjl) £ (iR cos ср -|- iX sin ср). (5.32)
Провода и кабели электрической сети в большинстве случаев вы-
полняют из одного материала с одинаковым сечением. Поэтому, если
у потребителя cos ф < 1 на всех силовых нагрузках, то
At/% =(КЗ 100/t/HO„) (г0 cos ф H-Xq sin ф) £ И, (5.33)
где г0, х0 — активные и индуктивные сопротивления, Ом/км; I — рас-
стояние потребителя от источника, км;
i = Р103/( УЗ /7110М cos ф), (5.34)
Подставляя в (4.33) значение тока, получим
At/% = (105/Г./цОМ cos ф) (г0 cos ф -|- х0 sin ф) УрЬ. (5.35)
Пример 5.3. Составить расчетную схему и определить потерю напряжения
в воздушной линии трехфазного тока, выполненной алюминиевыми проводами
сечением 10 мм2 при Ц!ОИ = 380 В, если на линии имеются нагрузки 10; 5 и 2,5 кВт
с расстояниями их до питательного пункта соответственно 50, 80 и 120 м при cos <р =
= 0,8.
Решение. Принимаем по справочнику для заданного сечения активное г0
и индуктивное х0 сопротивления линии по среднему значению: г0 = 3,14 Ом/км и
х0 = 0,4 Ом/км.
При этом потеря напряжения по (5.35)
105.
=380,.0 8(3,14 0,84-0,4 0,6) X
X (10 - 0,054-5 - 0,08-1-2,5 0,12) = 2,13%,
Выбор электрической сети по экономической плотности тока. По-
тери энергии при передаче по линии возрастают с увеличением сопро-
Рис. 5.14. График зависимости годовых
затрат от сечения провода
тивления линии, которые в свою
очередь определяются сечением
провода: чем больше сечение
провода, тем меньше потери.
Однако при этом возрастают
расходы цветного металла и
капитальные затраты на соору-
жение линии. Чтобы выбрать
экономически наиболее целесо-
образную линию, следует срав-
нить капитальные затраты и
ежегодные эксплуатационные
расходы для нескольких ва-
риантов линий (не менее двух).
Потери, а следовательно, и стоимость потерь уменьшаются при
увеличении сечения провода; величины же отчисления на амортиза-
цию, текущий ремонт и обслуживание возрастают с увеличением сече-
ния проводов и кабелей, так как при этом увеличиваются капитальные
затраты. Сумма указанных составляющих годовых затрат 3 будет иметь
минимум (рис. 5.14) при так называемом экономически целесообразном
сечении провода §эк.
Таблица 5.16
Др одолжи те ль но сть использования мак- симума нагрузки в год, ч Экономическая плотность тока, А/мм3
для неизолирован- ных проводов и шин для кабелей с бу- мажной изоляцией и проводов с рези- новой и поливинил- хлоридной изо- ляцией для кабелей с рези- новой и пластмас- совой изоляцией
медных алюми- ниевых медных алюми- ниевых медных алюми- ниевых
1000—3000 2,5 1,3 3,0 1,6 3,5 1,9
3000—5000 2,1 1,1 2,5 1,4 3,1 1,7
5000-8760 1,8 1,0 2,0 1,2 2,7 1,6
Примечание. Значения экономической плотности тока даны для европейской
части СССР. Закавказья, Забайкалья и Дальнего Востока и для других районов (см. [131).
ПУЭ установлены величины экономический плотностей тока /зк,
зависящие только от материала, конструкции провода и продолжи-
тельности использования максимума нагрузки Т.:1 (табл. 5.16). При
этом не учитывают такие факторы, как стоимость электроэнергии и
величину напряжения линии. Экономически целесообразное сечение
определяют предварительно по расчетному току линии /р и экономи-
ческой плотности /эк:
«Эк=/р//Эк- (5.36)
Следует отметить, что в сетях напряжением до 1000 В сечение, вы-
бранное по экономической плотности тока, в 2—3 раза превышает
сечение, выбранное по техническим требованиям (нагреву, потере на-
пряжения, механической прочности). Для устранения такого несоот-
ветствия, ведущего к перерасходу цветного металла, допускается:
а) повышать для изолированных проводов сечением 16 мм3 и менее
экономическую плотность тока на 40 %; б) не проверять иа экономи-
ческую плотность электрические сети напряжением до 1000 В при
продолжительности использования максимума менее 4000—5000 ч,
все ответвления к отдельным токоприемникам до 1000 В, осветитель-
ные сети и сети временных сооружений, а также шины распределитель-
ных устройств и подстанций.
Учитывая указанные отступления от величины экономической
плотности, более правильным считают выбор экономически целесооб-
разного сечения. Последнее находят путем экономического сопостав-
ления двух сечений, из которых одно больше, а другое меньше сечения
При этом сравнивают для намеченных сечений годовые затраты
3 =С-|-0,125К, (5.37)
150
151
где с — годовые эксплуатационные расходы: суммарная стоимость
потерь электроэнергии, стоимость амортизационных отчислений и
стоимость ремонта и эксплуатации (см. гл. 6); 0,125А— годовые ка-
питальные затраты с учетом нормативного коэффициента, равного
0,125 — величина, обратная сроку окупаемости в 8 лет (см. пример 6.1).
При расчете сети внутрицехового электроснабжения условно при-
нимают, что питательные сети выполняются магистральными шино-
проводами (ШМА), подключенными к трансформатору. От ШМА пи-
таются распределительные шинопроводы (ШРА), проложенные вдоль
пролета цеха. Расчетный ток ШМА принимается по номинальному току
силового трансформатора.
Ток участка распределительной сети
/ = г„/ = Ам1Ке5//(И31/л£/), (5.38)
где ZH — ток нагрузки на 1 м, А/м; I — длина расчетного участка
сети распределительного шинопровода, м; £макс 5 — суммарная рас-
четная максимальная нагрузка цеха без электрического освещения
с учетом коэффициента максимума ймкс, кВ • А; — напряжение
линии, кВ; 5 / — длина всех распределительных шинопроводов цеха, м.
Потеря напряжения в питающем магистральном шинопроводе не
должна превышать 1,5—1,8 % и определяется по формуле
bU% =(фЛЗХ/Расч^ Ю0/1/д)(г costp + xsincpj, (5.39)
где S7paC4Z — сумма моментов токовых нагрузок линии (шинопровода),
А км.
Для распределительных шинопроводов с равномерной нагрузкой
потеря напряжения не должна превышать 2—2,5 % и определяется
по формуле
ALZ% = (]/3 0,5tHZ 100/Z7J (₽ cos ф -ф X sin tp), (5.40)
где ZHZ = Z.
Следует учитывать, что изменение местоположения цеховых под-
станций связано в ряде случаев с изменением сечения и протяженности
высоковольтной линии, а также с заменой выключателя, установлен-
ного на ГПП или ЦРП завода.
Для окончательного выбора схемы электроснабжения цеха или
группы цехов необходимо выявить технико-экономические показатели
каждого из намеченных вариантов.
Капитальные затраты определяют по укрупненным показателям
стоимости оборудования, строительства и монтажа одного элемента
схемы (камеры трансформатора, ячейки высоковольтного выключа-
теля, 1 км кабеля) и др. 1151.
Принимаем в (5.37) переменной только стоимость потерь. Чтобы
определить стоимость потерь электроэнергии, подсчитаем потери
(кВт-ч/год) для:
а) магистрального шинопровода при нескольких распределенных
нагрузках
ди7шмА = ЗУ:/чрасчгт. 10 А (5.41)
б) распределительного шинопровода при равномерно распределен-
ной нагрузке:
Ай7 шра = /2/?т 10“3. (5.42)
В формулах (5.41) и (5.42) /рас, ] — соответственно расчетный ток
линии и ток участка лннни (шинопровода), А 1см. (5.38)]; R, г — соот-
ветственно сопротивления линии и участка линии (шинопровода),
Ом; т — время потерь, зависящее от числа часов использования мак-
симума нагрузки Т„ н коэффициента мощности (см. гл. 4).
Число часов использования максимума нагрузки (Д^) опре-
деляется характером нагрузки отраслей промышленности (см. гл. 4).
Стоимость годовых потерь электроэнергии
С = с (АТ^шма -ф ДТ^шра), (5.43)
где с -- стоимость электроэнергии, принимаемая, например, для систе-
мы Мосэнерго по двуставочному тарифу: с основной оплатой за 1 кВт
максимальной нагрузки — 43 р. 10 к. и за 1 кВ А оплачиваемой мощ-
ности установленных трансформаторов и двигателей выше 1000 В —
22 руб. и дополнительной оплатой 8 коп. за 10 кВт-ч, учтенной счет-
чиками электроэнергии на вторичной стороне; Д1^'шма и ДУ7Шра —
потери электроэнергии в магистральном н распределительном шино-
проводах.
На основании полученных данных о стоимости капитальных затрат
н годовых потерь сравниваемых вариантов определяют годовые затра-
ты [см. (5.37) и § 6.31 н строят зависимости 3 = / (s), по которым выби-
рают сечение s с минимумом годовых затрат.
§ 5.5. Расчет шинопроводов и троллейных пиний
Расчет стальных шинопроводов. В электрических сетях наряду
с медными и алюминиевыми проводами применяют также стальные
провода и шинопроводы. Так, например, они используются в воздуш-
ных линиях с малыми нагрузками (например, в сетях наружного осве-
щения), а также в высоковольтных линиях, выполненных в виде
шинопроводов. Применение стальных проводов и шинопроводов дает зна-
чительную экономию цветного металла, однако приводит к значитель-
ным потерям напряжения в сети, что обусловливается относительно
небольшой проводимостью стали. При прохождении переменного тока
по стальным проводам создаются дополнительные индуктивные сопро-
тивления: внешнее Хо и внутреннее Xq. Величина внутреннего индук-
тивного сопротивления (Ом/км) 1см. (5.17)] Хо = 0,016р.
Магнитная проницаемость р в свою очередь является функцией
напряженности магнитного поля. Следовательно, величина Хо зависит
от тока, протекающего по проводу.
Выбор и расчет стальных шинопроводов производится следующим
образом.
152
153
Потеря напряжения в сети трехфазного тока, выполненной сталь-
ными проводами,
ду % = Гз.|00№„с«ф+и+г;)5!п<р]
<>ном
где Rm — активное сопротивление токопровода или шинопровода,
Ом/км.
Если обозначить
k = У 3 • 100 |7?ш cos ср + (4 -р 4) sin tp]/t/H0M, (5.45)
то
&U%=klL, (5.46)
где / — расчетный ток, L — расчетная длина шинопровода.
Следовательно, если задана величина допустимой потери напряже-
ния Д/7 % и определены моменты токовых нагрузок 1L (А-км), то
k = \U%!(JLY (5.47)
Потери напряжения в стальных проводах определить затрудни-
тельно из-за сложной зависимости внутреннего индуктивного сопро-
тивления от протекающего по проводу тока. Поэтому сечения сталь-
ных проводов и шинопроводов определяют на основании расчетных
коэффициентов k [см. (5.47)], вычисленных при различных значениях
cos ф для напряжения сети 380 В и различных сечений шинопроводов
(табл. 5.17).
В табл. 5.17 даиы коэффициенты kx для минимальных значений тока
Г (цифры сверху) и коэффициенты /<х для максимальных значений тока
1п (цифры снизу), допустимых для данного сечения шинопроводов.
Если Г = /рас, где /рас — расчетный ток, то k± = k. Если /рас
значительно отличается от табличного значения минимального тока,
/го следует найти второе значение /е2 для максимального тока Г и
окончательно рассчитать k по формуле
k = kl-{k1- k2) (/р - - Г). (5.48)
При этом потеря напряжения определяется по формуле (5.46).
Пример 5.4. Выбрать шинопровод цеха и определить потерю напряжения
в нем. Шинопровод выполнен из полосовой стали длиной L = 60 м. Нагрузка равно-
мерно распределена и составляет 7рас = 115 А при cos <р = 0,65. Допустимая потеря
напряжения должна составлять не более 3 %, учитывая наличие потери напряжения
в сети от подстанции до цеха.
Решение. Так как нагрузка равномерно распределена, то ADac = L/2 =
= 60/2 - 30 м.
Расчетный коэффициент At/%/(7рас£рлс) = 3/(115-0,03)= 0,87.
По найденному значению k — 0,87 и cos ср = 0,65 подбираем по табл. 5.17
ближайшее значение k и соответствующее ему сечение шинопровода. Таким сечением
будет полосовая сталь размером (100 X 4) мм при = 0,82, Г = 90 А.
Учитывая, что 7рас = 115 А больше Г = 90 А, находим для того же шинопровода
второе значение = 0,77 при токе Г = 130 А и уточняем значение k [по (5. 48)]:
й=0,82 —(0,82 —0,77) (115 —90)/( 130 — 90) -0,79,
Таблица 5.17
Размерьг-полосы (цифры сверху), мм, и максимально допустимый ток (цифры снизу), А Расчетный коэффициент k при различных cosrp Минимальный и максималь- ный ток, А /' ~Г!
ОД 0,6 0,65 0.7 0,75 0,8 0.9
40x3 1,845 1,945 2,000 2,035 2,55 2,080 2,070 35
118 1,680 1,780 1,820 1,860 1,860 1,890 1,880 70
50x3 1,530 1,620 1,600 1,690 1,710 1,725 1,720 40
144 1,380 1,460 1,480 1,519 1,530 1,540 1,530 95
60X3 1,280 1,350 1,375 1,400 1,415 1,430 1,420 50
173 1,180 1,245 1,270 1,290 1,300 1,312 1,300 100
80x3 1,000 1,050 1,070 1,087 1 100 1,110 1,095 70
227 0,950 1,00 1,020 1,030 1,042 1,050 1,035 ПО
100x3 0,825 0,860 0,675 0,887 0,895 0,900 0,885 80
283 0,700 0,800 0,815 0,825 0,830 0,835 0,812 ] 80
40X4 1,670 1,760 1,800 1,840 1,860 1,880 1,870 40
120 1,600 1,690 1,740 1,750 1,755 1,785 1,775 65
50x4 1,350 1,460 1,490 1,520 1,540 1,560 1,550 50
154 1,260 1,330 1,360 1,380 1,395 1,410 1,400 85
60X4 1,200 1,270 1,296 1,315 1,330 1,345 1,330 50
184 1,125 1,180 1,210 1,225 1,245 1,252 1,245 95
80x4 0,930 0,97.5 0,990 1,010 1,020 1,025 0,020 70
241 0,860 0,900 0,915 0,930 0,936 0,942 0,933 120
100x4 0,773 0,810 0,820 0,832 0,840 0,845 0,830 90
299 0,725 0,755 0,770 0,780 0,785 0,790 0,775 130
40x5 1,610 1,700 1,750 1,780 1.800 1,820 1,810 40
132 1,460 1,545 1,680 1,605 1,635 1,645 1,644 70
50x5 1,315 1,390 1,420 1,450 1,470 1,480 1,470 50
161 1,180 1,250 1,270 1,295 1,310 1,325 1,315 90
60x5 1,130 1,195 1,210 1,235 1,250 1,270 1,250 60
192 1,020 1,070 1,090 1,105 1,120 1,130 1,115 120
80X5 0,840 0,890 0,910 0,925 0,940 0,945 0.945 80
250 0,785 0,832 0,850 0,817 0,855 0,860 0,850 140
154
Определяем фактическую потерю напряжения в шинопроводе [по (5.46)1:
А (7 % =0,79 -115.0,03-2,72%.
Полученная потеря напряжения меньше заданной по условию, т. е. 2,72 <3,
поэтому выбор сечения шинопровода (100 X 4) мм произведен правильно.
Рис. 5.15. Коэффициент спроса
крановых установок при режимах
работы:
Расчет троллейных линий. В крановых установках применяются
троллейные провода для двигателей подъема, тележки и моста. Дви-
гатели кранов работают в повторно-кратковременном режиме с низким
коэффициентом использования.
Троллейные линии крановых установок, где в качестве материала
применена угловая сталь, можно рассчитать методом, который сво-
дится к выбору размеров угловой
стали, удовлетворяющих условиям
нагрева и допустимой потере напря-
жения.
Первое условие проверяют срав-
нением тока /30 - активной тридца-
тиминутной нагрузки —с допусти-
мым током для данного профиля угло-
вой стали {табл. 5.18):
/макс ’ /зо '
<5/49)
з - особо где Рчогр — потребляемая мощность,
ле™™ определяемая по номинальной мощ-
ности Рном и кпд ту. Рпотр = Рг10м/1%
^зо — коэффициент спроса, определяемый по рис. 5.15 в зависимости
от режима работы крана и эффективного числа двигателей п3 (см. гл. 4).
Таблица 5.18
Номер профиля Размеры, мм Длительно до- пустимый перемен- ный ток, А Омическо? со- противленце. Ом /КМ
2.5 25x25x3 155 1.0!
2,5 25x25x4 163 0,78
3 30x30x4 193 0,64
3,5 35 х 35 <4 226 0,54
4 40x40x4 260 0,47
4 40x40x5 278 0,38
4,5 45x45x5 312 0,34
5 30х50х-э 315 0,27
6 60x60x6 416 0,17
7,5 75x75x8 545 0,08 .
Выбранный размер угловой стали проверяют на допустимую по-
терю напряжения (В):
(5.50)
'где т — удельная потеря напряжения, %/м (табл. 5.19); /|П|К = /кр —
пиковый ток группы приемников, А; I — расстояние от точки присоеди-
нения питающей линии до наиболее удаленного конца троллеев, м.
Таблица 5.19
Удел ьп ые потери на- пряжения, %/м Пиковый ток, А. при различ* пых размерах уголка, мм Удельные потери на- пряжения, %/м Пиковый ток, А. при различ- ных размерах уголка, мм
5ЙХ&ЙХ5 60x60x6 75X75X8 50x50x5 60 x60 X6 75 x 75x8
0,07 95 III 140 0,14 214 259 334
0,08 НО 130 168 0,15 232 280 362
0,09 125 150 194 0,16 250 300 390
0,10 140 171 222 0,17 277 334 427
0,1 1 158 193 250 0,18 304 368 . 472
0.12 177 215 278 •0,19 331 402 520
0,13 195 237 306 0,2 358 436 562
Пиковый (кратковременный) ток группы электроприемников, на-
пример крановых двигателей, с достаточной для практических расчетов
точностью определяется как
/пик ~ /пуск. макс “1“ (/макс /цом)’ (5.51)
где/пуск.«яке — наибольший из пусковых токов двигателей в группе;
/мякс — максимальный расчетный ток, принимаемый для кранов /30;
/ном — номинальный ток наибольшего двигателя.
При расчете троллеев следует учитывать, что величина коэффи-
циента мощности cos ф = 0,45 = 0,5 для кранов малой грузоподъем-
ности с короткозамкнутыми двигателями и cos <р = 0,6 для кранов
большой грузоподъемности с двигателями с фазным ротором. При пи-
тании от одной троллейной линии двух крапов расчетную длину трол-
леев умножают на 0,8, а прн трех кранах — на 0,7, учитывая малую
вероятность работы кранов в конце линии.
Пример 5.5. Выбрать троллен из угловой стали для двух мостовых крапов
с пролетом I = 55 м со средним режимом работы, оборудованных тремя коротко-
замкнутыми двигателями на каждом крапе, с установленной мощностью па первом
Рг = 52 кВт, на втором = 33 кВт, д = 0,915. Наибольший номинальный и пуско-
вой юки одного из дйигателей соответственно 7,10М = 75 Л, /ГуСК1= 300 А.
Решение. Установленная мощность па двух крапах Р|(ом2 = /\ + /% =
= 52 + 33 = 85 кВт.
При г| — 0,915 потребляемая мощность Р|]Отр = = 85/0,915 = 93,5 кВт.
Эффективное число двигателей [ио (4.22)]:
По рис. 5.15 при среднем режиме работы кранов находим коэффициент спроса
Jfe30 — 0,4.
Принимаем для крановых двигателей cos ср = 0,45, при этом tg <р = 1,98 и опре-
деляем токи [см. (5.49) и (5.51)]
/макс = /э,= К(93,5 0,4)'2 + (93’5 0,1 ],98р/(КЗ 380) = 125 А;
/пик = 300 + (125 —75) = 350 А.
156
157
Для пикового тока, равного 350 А, подбираем угловую сталь размером (50 X
X 50 X 5) мм при 7|ШК — 358 А с коэффициентом удельных потерь напряжения
т = 0,2 %/м 7см. табл. 5.19). Тогда при расчетной длине троллеев 0,8-55 м потеря
напряжения a.U = 0,2 0,8-55 — 8,8 % , что допустимо для троллейных линий.
Проверка выбранного сечения по току нагрузки (табл. 5,18) 73{1 = 125 А показы-
вает, что выбранный размер (50 X 50 X 5) мм и допустимый ток 345 А удовлетворяют
также условиям нагрева.
§ 5.6. Сети электрического освещения
Согласно ГОСТ 13109 -67 отклонение напряжения в сети рабочего
электрического освещения допускается в пределах от —2,5 до +5 %
от номинального (см. гл. 7). При использовании в сетях напряжением
380/220 В совместного питания осветительной и силовой нагрузок сле-
дует учитывать колебания напряжения при пуске двигателей, сопро-
вождающиеся миганием ламп. Если такие колебания напряжения по-
вторяются более 10 раз в час, то они не должны превышать 4% от
номинального напряжения ламп. Поэтому сеть электроосвещения,
выбранная по условиям нагрева, проверяется на допустимую потерю
напряжения.
Т а б л и ц а 5,20
Номинал ъное напр яжеиие сети, В Система сети и род тока Коэффициент с
ДЛЯ медных __ проводов для алюми- ниевых проводов
380/220 Трехфазиая с нулевым проводом 77 46
380/220 Двухфазная с нулевым проводом 34 20
220 Двухпроводная переменного или постоянно- 12,8 7,7
го тока
220/127 Трехфазная с пулевым проводом 25,6 15,5
220/127 Двухфазная с нулевым проводом ПЛ 6,9
127 Двухпроводная переменного или постоянного 4,3 2,6
тока
120 Трехфазпая 7,6 4,6
120 Двухпроводная переменного или постоянного 3,8 2,3
110 тока 3,2 1,9
36 0,34 0,21
24 0,153 0,092
12 0,038 0,023
Обозначим величину 'ZpL в формуле (5.35) через Е/И — сумма мо-
ментов нагрузок, а величину Ё/2/(у*105)—через коэффициент с,
зависящий от напряжения сети, системы распределения электроэнер-
гии и материала провода (табл. 5.20). Тогда при активной нагрузке
(электроосвещении) и равномерном ее распределении пользуются фор-
мулами, применяемыми для любого участка (cos ср = 1);
или
АС/ % =
s = ZM/c\U%.
(5.52)
(5.53)
Полная потеря напряжения в осветительной электросети от источ-
ника до последней лампы
bU = (U0-UJ/Ullo^ (5.54)
где 4/0 —вторичное напряжение холостого хода трансформатора;
U1 — напряжение последней лампы, принимаемое по нормам и равное
97,5 % от номинального напряжения лампы; 4/иом.л —номинальное
напряжение лампы, соответствующее номинальному напряжению сети.
Полная потеря напряжения распределяется между потерей напря-
жения в трансформаторе А(/ъ и потерей напряжения в сети At/Ci
At/ = Al/T + At/C.
Потеря напряжения в трансформаторе
Д(/т = оф («а cos ф Up sin ф),
где а = t/o/t/ном — коэффициент, равный отношению вторичного на-
пряжения трансформатора при холостом ходе к номинальному напря-
жению сети; р = S/SH0M—коэффициент загрузки трансформатора;
иа, ир—активная и реактивная составляющие напряжения корот-
кого замыкания Значения их определяются по формулам:
= АРм/( 10SHOM), Up — ]/~и^
где Д/% — потери в меди трансформатора, Вт.
Потери напряжения в сети
. ДЬ/с = А4/-А^т=(4/о-1/л)/^»1ом.л-а₽(«асо5ф + ир81Пф). (5.55)
Следовательно, At/C в основном определяется мощностью трансфор-
матора, его загрузкой и cos ф (табл. 5.21).
Таблица 5.21
Мощность трансформато- ра, кВ-А Коэффициент загрузки Потерri напряжения, %, ттрп коэффициенте мощности
1 0.9 0,8 0.7 0.6
0,8 6,1 4,7 4,4 4,2 3,9
160—250 0,7 6,3 5,0 4,8 4,6 4,3
0,6 6,5 5,3 5,2 5,0 4,7
0,8 6,3 4,9 4,6 4,3 4,0
400 0,7 6(4 5,2 5,0 4,7 4,4 -
ОД 6,5 5,5 5,4 5,1 4,8
Сечение проводов осветительной сети на минимум проводникового
материала определяется по формуле
s = (£М + vam)/(cAtZ), (5,56)
где - Л1 —сумма моментов данного и всех последующих по направ-
лению энергии участков с тем же числом проводов в линии, что и дан-
ный участок, кВт-м; Sam —сумма моментов всех ответвлений, ко-
торые питаются от данного участка, но имеющих другое с ннм число
проводов; a — коэффициент приведения моментов, зависящий от чис-
153
159
ла проводов на участке и в ответвлении; принимается по табл. 5.22,
— расчетная потеря напряжения; допускаемая от начала рассчи-
тываемого участка до наиболее удаленного светильника, %.
Т аблица 5.22-
Линия Ответвление Коэффн цценг приведения моментов gc
Трехфазпая с нулевым проводом Однофазное 1,85
Трехфазпая с нулевым проводом Двухфазное с ну- лем 1,37
Двухфазная с нулевым прово- дом Однофазное 1,33
Трехфазная без нулевого про- вода Двухфазное 1,15
Принимаем стандартное сечение 10 мм2 и проверяем фактическую потерю напря-
жения ла данном участке: AU == 7,2- 150/46-10= 2,3 %.
2. Определяем сечешге проводов участка II ~ IV (наиболее удаленного).
Приведенный расчетный момент нагрузки
«=3,6.904- 1,85- 18 = 424 кВт-м.
Расчетная потеря напряжения па участке II — IV &U ~ 5,5 — 2,3 =3.2 %.
Расчетное сечение проводов на участке 11 — IV 4'н.гу ~ 424/46-3,2 '= 2,9 мм2'
Принимаем стандартное сечение проводов 4 м.м2 и проверяем фактическую
потерю напряжения на данном участке MJ = 3,6-90/46-4 = 1.7 %.
3. Определяем сечение проводов групповой распределительной сети, для которой
располагаемая (оставшаяся) потеря напряжения АС/=5,5 — 2,3—1,7 =1,5 %.
Тогда сечение проводов групповой распределительной сети s = 1,2-15/7,7 1,5 —
1,5 мм2.
При расчете приведенных моментов нагрузки учитывались длины проводов
к лампам и коэффициент одновременности включения ламп.
Расчетная формула (5.53) применяется последовательно, ко всем
участкам сети, начиная от питательной магистрали, идущей от шин
подстанции, до последней лампы. По выбранному расчетному сечеиию
провода подбирается ближайшее большее стандартное сечение про-
вода. Далее по выбранному сечению данного участка и его фактичес-
кому (а не приведенному) моменту определяются потери напряжения.
Пример 5.6. Рассчитать сеть электрического освещения, подключенную к цехо-
вой КТП (STp = 400 кВ- А, А’з — 0,6, cos ср = 0,9). Напряжение сети 380/220 В,
коэффициент с = 46. Нагрузка на групповых линиях по 1,2 кВт, а всего на шести
группах 7,2 кВт, длины участков указаны на рис. 5.16.
20
Рис. 5.16. Схема к примеру расчета сети элек-
трического освещения
Сеть освещения выполняется алюминиевыми проводами при допустимой потере
напряжения АС/ = 5,5 % (табл. 5.21).
Решение. I. Определяем сечение проводов магистральной четырехпровод-
ной линии участка I — II (ТП — РЩ) с учетом наличия на ней четырехпроводиых
ответвлений {II — 111 и II — [V) и однофазных ответвлений от групповых щитков
(а = 1,85, табл. 5.22).
Приведенный расчетный момент нагрузки составит;
М'{ ^// = SM+2a/n=7,2- 150 -J- 3,6 50 3,6 90 1,85(3- 24^-3 18) =
=1817 кВт • м.
/, Сечение проводов участка I — П.
* sу if = Л1'; Jj/c \U181J/46 • 5,5 = 7,2 мм2.
1.60
ГЛАВА 6
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ НАПРЯЖЕНИЕМ
ВЫШЕ 1000 В
§ 6.1. Назначение и конструктивное исполнение
электрических сетей
Чтобы обеспечить электроэнергией промышленное предприятие,
не имеющее своей ТЭЦ, требуется присоединить это предприятие к
сетям энергосистемы с последующим распределением электроэнергии
внутри предприятия и по отдельным цехам.
Существует следующая классификация сетей электроснабжения:
а) сети внешнего электроснабжения — от места присоединения к
энергосистеме (районная подстанция) до приемных пунктов на пред-
приятиях (ГПП, ЦРП, РП);
б) сети внутреннего электроснабжения — внутризаводские, меж-
цеховые и внутрицеховые.
Электрические сети могут быть выполнены воздушными и кабель-
ными линиями, шинопроводами н токопроводами.
Воздушные линии (В Л). Воздушной линией называется устройство
для передачи электроэнергии по проводам, расположенным на откры-
том воздухе и прикрепленным при помощи изоляторов и арматуры к
опорам.
Провода. По конструкции провода делят на однопроволочные
п мпогопроволочные. Однопроволочные провода изготовляют сечением
4, 6 и 10 мм3, многопроволочные — сечением свыше 10 мм2. Минималь-
ный диаметр проводов устанавливают в зависимости от величин пере-
даваемой мощности, необходимых запасов прочности, потерь «на ко-
рону», номинального напряжения ВЛ.
По условиям механической прочности, согласно ПУЭ, на ВЛ выше
1000 В могут применяться алюминиевые провода сечением не менее
35 мм2, сталеалюминиевые и стальные —не менее 25 мм3. На пересече-
ниях с линиями связи, железнодорожными линиями, водными прост-
ранствами, наземными трубопроводами и канатными дорогами сечение
алюминиевых проводов должно быть не менее 70 мм3.
Для ВЛ применяют в основном медные, алюминиевые, сталеалю-
миниевые, стальные провода (см. табл. П.4.).
Медные голые провода марок М (многожильные) и МГ (одножиль-
ные) имеют высокую проводимость у = 53 м/(Ом-мм2) (53-Ю6 См/м)
и большое сопротивление на разрыв ст = 400 Мпа.
Алюминиевые многопроволочные провода марок А и АКП =
= 32 м/(Ом-мм2) (32-Ю6 См/м) и АКП ст = 15 16 кгс/мм2 (150—
162
160 МПа) имеют пониженное сопротивление на разрыв и поэтому при-
меняются при небольших пролетах между опорами.
Сталеалюминиевые провода марок АС, АСКС, АСКП обладают боль-
шой механической прочностью, которую создает стальной сердечник,
имеющий ст = 110 ~ 120 кгс/мм2 (1100—1200 МПа); токоведущей
частью является алюминиевая наружная часть провода.
На линиях до 10 кВ с небольшими нагрузками применяют сталь-
ные многопроволочные провода марок ПСО и ПМС, имеющие низкую
проводимость у = 7,52 м/(Ом-мм2) (7,52-10е См/м) и большое сопро-
тивление на разрыв ст = 700 МПа.
При выборе проводов линий передач напряжением 35 кВ и выше
учитывается возможность возникновения дополнительных потерь в
линиях, вызванных появлением «короиы». Это явление обусловлено
ионизацией воздуха около проводов, если напряженность (градиент)
электрического поля у поверхности провода превышает электричес-
кую прочность воздуха. По мере повышения напряжения линии мест-
ная корона, вызванная неровностями поверхности провода, загряз-
нениями и заусенцами, переходит в общую корону по всей длине
провода.
Наибольшая напряженность поля (кВ/см) у поверхности проводов,
соответствующая появлению общей короны,
£'о = ЗО,Зтб(1 + 0,3/Угоб), (6.1)
где т — коэффициент негладкости многопроволочных проводов ли-
нии, равный 0,82; —радиус проводов, см; 6 —относительная плот-
ность воздуха, определяемая атмосферным давлением и температурой
воздуха (для районов с умеренным климатом принимается равной
1,04—1,05).
Согласно ПУЭ максимальное значение напряженности электричес-
кого поля должно составлять не более 28 кВ/см. Поэтому наименьшие
диаметры проводов (марки АС и АСО), обеспечивающие допустимые
потери на коронирование, должны составлять, например, для напря-
жений НО н 220 кВ при одном проводе в фазе —соответственно 11,3
н 21,6 мм; для напряжений 500 кВ при двух или трех проводах в фазе —
соответственно 37,1 и 27,2 мм.
В линиях 330—-500 кВ для уменьшения индуктивного сопротив-
ления и потерь на корону применяют расщепленные провода, т. е.
подвеска двух и более проводов в одной фазе линии.
Изоляторы. Для ВЛ применяют следующие типы изоляторов:
при напряжении 6—10 кВ —штыревые фарфоровые н стеклянные
типов ШФ6-А и ШФ10-А, ШФ10-Б, ШСС-10, ШССЛ-10;
при иапряжеиии 20—35 кВ —штыревые фарфоровые типов ШФ20-А,
ШФ20-Б, ШФ35-А, ШФ35-Б, ШФ35-В, СШ-35;
при напряжении от 35 кВ и выше — подвесные фарфоровые изоля-
торы типов ПФ-6А, ПФ-6Б, ПФ-6В, ПФ-16А, ПФ-20А, а также подвес-
ные стеклянные изоляторы типов ПС-6А, ПС-11, ПС-16А, ПС-16Б и др.
(цифры указывают испытательную нагрузку в тоннах).
Штыревые изоляторы крепятся к опорам на крюках или штырях;
на воздушных линиях 35 кВ и выше в зонах загрязнения должны
6* lea
применяться специальные грязестойкие изоляторы типов ПР-3,5;
НС-2; НЗ-6. При напряжениях НО кВ и выше должны применяться
только подвесные изоляторы на гирляндах.
Гирлянды подвесных изоляторов бывают поддерживающие и на-
тяжные. Поддерживающие гирлянды располагаются вертикально
на промежуточных опорах. Натяжные гирлянды размещаются на ан-
керных опорах почти горизонтально. На ответственных участках линии
электропередач применяют сдвоенные трехцепные и многоценные гир-
лянды .
Количество изоляторов в гирлянде зависит от номинального напря-
жения и требуемого уровня изоляции. На деревянных опорах при на-
пряжении 35 кВ ставят два подвесных изолятора в гирлянде, на ме-
таллических опорах —на один-два изолятора больше.
На воздушных линиях напряжением выше 220 кВ для защиты гир-
лянд от повреждений при возникновении дуги короткого замыкания
применяются защитные рога и кольца.
Опор ы. Воздушные линии прокладывают на деревянных, ме-
таллических и железобетонных опорах. По назначению опоры могут
быть промежуточными, анкерными, угловыми и концевыми, а также
одноцепиымп и двухцепными, с тросом для защиты от перенапряжений
и без троса (см. гл. 13).
Промежуточные опоры поддерживают провода на прямых участках
линий и составляют около 80 % всех опор.
Анкерные опоры устанавливаются через определенное число проле-
тов, имеют жесткое закрепление проводов и рассчитываются на ава-
рийный обрыв проводов.
Ответвительные опоры устанавливаются па ответвлениях, . ..
Угловые и перекрестные опоры служат для изменения направленна
линии.
Концевые опоры устанавливаются в начале и в конце линии.
При сооружении опор воздушных линий должны соблюдаться уста-
новленные ПУЭ расстояния между проводами, от поверхности земли
и от других предметов, находящихся в непосредственной близости от
линии.
Для воздушных линий до 10 кВ применяют деревянные, железобе-
тонные и комбинированные опоры, выполняемые из дерева и железо-
бетона, когда последний используется в качестве пасынка.
На рис. 6.1 приведена промежуточная одностоечная одиоцепиая
опора с креплением изоляторов на крюках (й) и на штырях (б) для ли-
нии напряжением до 10 кВ; стойка 1 укреплена на стуле 3 проволоч-
ными бандажами 2; штыревые изоляторы крепятся на траверсе 4
и на верхушке опоры 5.
Линин 35—220 кВ обычно монтируются на деревянных и же-
лезобетонных опорах, а линии 500 кВ —на металлических опо-
рах.
Деревянные опоры для линий напряжением 35—ПО кВ выполняются
портального типа свободно стоящими, одноцепными. На рис. 6.2
приведена промежуточная деревянная опора, на рис, 6.3—анкер-
ная деревянная опора.
164
Железобетонные опоры широко применяют для линий 35—220 кВ
внешнего электроснабжения промышленных предприятий.
Примеры выполнения одиоцепных промежуточных железобетонных
опор ЛЭП иа 35, 110, 220 кВ приведены на рис. 6.4.
Рис. 6.1. Деревянные промежуточные
опоры ЛЭП 6—10 кВ
Рис. 6.2. Деревянная проме-
жуточная опора ЛЭП 35—
НО кВ
Кабельные линии *. Как правило, кабельные линии проклады-
ваются в местах, где затруднено строительство ВЛ (городах, населен-
ных пунктах, на территории промышленных предприятий). Они
Рис. 6.3. Деревянная анкерная
опора ЛЭП 35—110 кВ
Рис. 6.4. Одноцепные промежуточные
железобетонные опоры ЛЭП на 35 (а),
НО (б) и 220 (в) кВ
имеют определенные преимущества перед ВЛ — закрытая прокладка,
обеспечивающая защиту от атмосферных воздействий, большая надеж-
ность и безопасность в эксплуатации. Поэтому, несмотря на их боль-
* Кабельные линии до 1000 В и допустимые токовые нагрузки на кабели см. в гл. 5.
165
шую стоимость и трудоемкость сооружения, кабельные линии широко
применяют в электрических сетях внешнего и внутреннего электроснаб-
жения.
Кабель состоит из токоведущих жил, изоляции н защитных оболо-
чек. Жилы выполняют из медной нли алюминиевой проволоки и могут
быть одно- и многопроволочными. По числу жил кабеля выполняют
одно-, двух-, трех- и четырехжильными.
Изоляция кабелей свыше 1000 В выполняется из многослойной про-
питанной бумаги и различных пластикатов (полиэтилена, поливинил-
хлорида и др.).
Защитные оболочки, препятствующие проникновению влаги, га-
зов и кислот, выполняют свинцовыми, алюминиевыми и хлорвинило-
выми. Для механической защиты оболочек на них накладывается сталь-
ная и проволочная броня, поверх которой для кабелей, прокладывае-
мых в земле и в воде, кроме того, накладывается защитный джут из
пропитанной кабельной пряжн.
В настоящее время широко применяют маслонаполнен-
ные кабели с бумажной изоляцией, пропитанной минеральным
маслом, которое находится под давлением: низким — до 0,1 МПа, сред-
ним — до 0,3 МПа и высоким —до 1 МПа. Для промышленных пред-
приятий применяют обычно кабели среднего давления на 110 кВ с
алюминиевой оболочкой. Эти кабели лучше кабелей со свинцовой обо-
лочкой, так как допускают повышение давления до 0,5 МПа.
При монтаже кабельных линий применяют соединительные, ответ-
вительные и концевые кабельные муфты и концевые воронки. Для
кабелей свыше 1000 В используют свинцовые муфты, которые после раз-
делки кабеля (снятия наружного покрова, брони и свинцовой оболоч-
ки) заливают битумной кабельной массой или специальными эпоксид-
ными компаундами. При сухой разделке кабеля с применением липкой
ленты и лака на основе пол и хлорвиниловых смол кабельные муфты
и воронки кабельной массой ие заливаются, что ускоряет монтаж и
обеспечивает необходимую электрическую и механическую прочность
соединения.
Кабели прокладывают в земляных траншеях, туннелях, каналах,
блоках, по стенам зданий и других сооружений.
Прокладка кабелей в земляных траншеях
(рис. 6.5). Она является наиболее простой н дешевой. Для защиты
от механических повреждений кабели покрывают кирпичом или бетон-
ными плитами. В качестве кабельной подушки применяют просеянную
«емлю или песок. Глубина прокладки кабеля от поверхности земли
должна быть не менее 0,7 м. При прокладке на меньшей глубине
(0,5 м), например при вводе в здание, кабель должен иметь надежную
защиту от механических повреждений, т. е. должен быть заключен
в металлическую или асбоцементную трубу.
Расстояние между кабелями при их параллельной прокладке долж-
но быть не менее 100 мм между силовыми кабелями напряжением до
10 кВ; 100 мм между силовыми и контрольными кабелями; 500 мм
между силовыми кабелями на напряжение более 10 кВ и кабелями
связи.
Расстояние силовых кабелей, прокладываемых вдоль различного '
рода сооружений, должно быть не менее 0,6 м до фундаментов зданий;
0,5 м до трубопроводов; 2 м до теплопроводов.
В местах пересечений с железнодорожными путями и автогужевыми
дорогами кабеля для защиты от механических повреждений заклю-
чают в металлические или асбоцементные трубы.
Рис. 6.5. Размещение кабелей в земляной траншее
Рис. 6.6. Размещение кабелей в каналах на '
конструкциях
Прокладка кабелей в каналах (рис. 6.6). Эта про-
кладка может быть наружной н внутренней. Железобетонные каналы
могут быть подземными с заглублением на 450—750 мм или
полуподземиыми, выступающими на 150—350 мм над плани-
ровочными отметками. Про-
кладка кабелей в подземном
канале на конструкциях по-
казана на рис. 6.6, а в по-
луподземном наружном ка-
нале— на рис. 6.7. Число
прокладываемых кабелей в
канале может составлять
35 шт. и может быть увеличе-
но при сдвоенных и строен-
ных каналах.
Прокладка кабе-
лей в туннелях. Это
наиболее дорогой способ, по-
этому может применяться при
большом числе кабелей (30 и
более) и при отсутствии воз-
можности сооружения ка-
бельной эстакады открытого
или закрытого типа.
При прокладке кабелей в туннелях на территории промышленных
предприятий должны быть предусмотрены противопожарные меры
(деление туннеля на отсеки с независимой вентиляцией, наличие люков
для пожаротушения и др-)» Размещение кабелей в туннеле показано
на рис. 6.8.
167
Прокладка кабелей на эстакадах. В последнее
время этот способ широко применяется на предприятиях ряда отрас-
лей промышленности с большими концентрированными нагрузками
и при наличии в грунте химических реагентов, блуждающих токе в
Ряс. 6.7. Прокладка кабелей в
пол у подзем ном наружном канале
и различной почвенной коррозии, за-
трудняющих прокладку кабелей други-
ми способами.
Преимуществами эстакадной про-
кладки кабелей является: удобство
монтажа и эксплуатации, возможность
ведения монтажных работ вне зависи-
мости от полной готовности всего объ-
екта, малая вероятность механических
повреждений.
Блочная прокладка. Для сооружения кабельных бло-
ков 1 используют обычно одиоотверстные (одноканальные) гончарные,
асбоцементные или бетонные трубы, которые укладывают в одни или
несколько рядов в траншею на бетонное основание; после стыковки
трубы скрепляют бетоном в общий блок (рис. 6.9).
жением выше.
1кв сэ
л ч/
{Силовые кабели
I напряжением *
зпаа I выше 1кв
’Н'
Силовые кабели
напряжением'
до 1кВ .
Полки воя.
укладки
муфт fjagyocc
Контрольные L.
кабели
Кабели
_______связиJ
-1288 (мин 1888}
й Й Q ч ”"11 f~
Силовые ка-
кабеле
напряже-
ай а а кием во 1кв S
J Пппки ппа <
Палки для ;
— укладки 3
муфт
SQCI5m , Контроль -
ные
мин 988
1588
1880
Рис. 6.8. Прокладка кабелей в туннеле
Для блочной прокладки применяются сборные многоканальные бе-
тонные блоки. В местах соединений и ответвлений кабелей, а также
на прямых участках длинных кабельных линий (более 150 м) для облег-
чения протяжки кабелей через отверстия блоков устраивают колодцы 2,
в которые вводят трубы блока. Блоки и колодцы, сооружаемые в сырых
грунтах или ниже уровня грунтовых вод, покрывают гидроизоляцией,
предупреждающей проникновение в них влаги, Трубы в блоках укла-
дывают с небольшим уклоном к колодцам, куда стекает случайно попав-
шая влага.
Прокладка кабеля в туннелях, каналах и блоках обеспечивает
хорошую защиту их от механических повреждений н облегчает ремонт.
Ремонт кабеля при таких видах прокладки производят без земляных
работ, не нарушая пешеходного, автомобильного и других видов дви-
жения. Однако такая прокладка кабеля стоит значительно дороже
и-поэтому применяется только для особо ответственных линий или ма-
гистралей с большим количеством прокладываемых кабелей.
Токопроводы напряжением 6—35 кВ. В последнее время для внут-
реннего и внешнего электроснабжения промышленных предприятий
применяют токопроводы различных исполнений.
Рис. 6.9. Прокладка кабелей в блоках:
Z — кабельный блок; 2 — кабельный колодец
Открытые токопроводы с жесткой о ш и н о в -
к о й. Такие токопроводы используют при напряжениях 6 и 10 кВ,
реже —при напряжениях 35 кВ. Их конструкции различаются взаим-
ным расположением фаз, типом изоляторов и их креплений, материа-
лом, формой и размерами шип, что определяется величинами напряже-
ния и токовой нагрузки.
Шины токопроводов изготовляют в основном из алюминия или нз
его сплавов. При токах до 2000 А пакет состоит из плоских шин, а при
больших токах —из шин швеллерного профиля.
Конструкция открытого токопровода с вертикально расположен-'
ними фазами и опорными изоляторами для наружной установки при-"'
ведена на рис. 6.10. Над токопроводами предусмотрена кровля. Конст-
рукция открытого токопровода с жесткими шинами и подвесными,
изоляторами приведена на рис. 6.11.
Шинные пакеты держатся на растяжке из подвесных изоляторов."
Чтобы при пробое одного изолятора не произошло междуфазного за-
мыкания, между фазами устанавливают по два изолятора (с заземле- *’
нием средней точки), а между крайними фазами и землей —по од-
ному. ;
168
. Применяют также подвесные токопроводы напряжением 6—35 кВ
е жесткими шинами и опорными изоляторами, где токоведущие шины
расположены по углам равностороннего треугольника (рис. 6.12).
Опорные изоляторы закреплены на общей (подвешенной к опорам)
стальной конструкции, вместе с которой они образуют симметричную
трехлучевую звезду. Тип изоляторов выбирают в зависимости от напря-
жения и ударного тока короткого замыкания, а также от условий
прокладки.
Подвесные токопроводы монтируют из типовых секций, зара-
нее изготовленных на заводах или монтажно-заготовительных участ-
ках, что позволяет ускорить производство монтажных работ. Такие
секции выполнены швеллерными алюминиевыми итииами 2 (100 X
X 45 X 6); 2 (125 X 55 X 6,5); 2 (150 X 65 X 7) и 2 (175 X 80 X 8)
Рис. 6.12. Подвесной жестко закрепленный токопровод
с пропускной способностью по нагреву соответственно 3500, 4640,
5650 и 6430 А. Секции рассчитаны на ударные токи трехфазиого к. з.
от 60 до 200 кА.
Гибкие трехфазные токопроводы (рис. 6.13).
Их выполняют на напряжение 6—20 кВ. Применяются для соединения
генераторов с трансформаторами, а также генераторов и трансформа-
торов с шинами распределительных устройств. Такие токопроводы
могут использоваться и в открытых распределительных устройствах
ГПП напряжением ПО кВ. При этом каждая фаза выполняется из
нескольких голых гибких проводов, скрепленных с помощью специаль-
ных крепежных детален. Фазы размещают в горизонтальной плоскости
или по углам равностороннего треугольника и крепят на подвесных
изоляторах.
Гибкие токопроводы изготовляют, как правило, из алюминиевых
и сталеалюминиевых проводов. Медные провода применяют лишь в
исключительных случаях (в среде, агрессивной по отношению к алю-
минию).
Закрытые токопроводы. Эти токопроводы выполняют
на токи до 20 кА и напряжение до 35 кВ. По сравнению с открытыми они
17Q
171
имеют ряд преимуществ: уменьшают вероятность междуфазовых ко-
ротких замыканий; повышают безопасность обслуживания; ограничи-
вают место возникновения электродинамических усилий между фаз-
Рис, 6.13. Симметричный гибкий токо-
провод на 6—10 кВ (а) и 35 кВ (б)
ними шинами при коротких за-
мыканиях.
Применяются следующие ис-
полнения закрытых токопрово-
дов:
а) фазы помещены в одном
кожухе, не разделенном перего-
родками;
б) фазы находятся в общем
кожухе, разделенном перегород-
ками на отсеки;
в) каждая фаза заключена в
отдельный кожух из алюминия
пли алюминиевого сплава.
Закрытые токопроводы зна-
чительно дороже открытых и
поэтому менее распространены.
Такие токопроводы применяют
при блочной схеме «генератор —
трансформатор».
§ 6.2. Схемы передачи и
распределения электроэнергии
Понизительные подстанции,
являющиеся основным звеном
системы электроснабжения, в
зависимости от положения в
энергосистеме, назначения, ве-
личины первичного и вторичного
напряжений можно подразделить
на районные подстанции, под-
станции промышленных пред-
приятий, тяговые подстанции,
подстанции городской электри-
, ческой сети и др.
Подстанцией называется электроустановка, служащая для преоб-
разования и распределения электроэнергии и состоящая из трансфор-
маторов или других преобразователей энергии, распределительных
устройств напряжением до 1000 В и выше.
В зависимости от назначения подстанции выполняют транс-
форматорными (ТП) или преобразовательными
(ПП), выпрямительными и т. п.
Районными называются подстанции, питающиеся от районных
(основных) сетей энергетической системы. Они предназначены для
электроснабжения больших районов, в которых находятся промышлен-
ные, городские, сельскохозяйственные и другие потребители электро-
энергии. Первичные напряжения районных подстанций составляют
750, 500, 330, 220, 150 и ПО кВ, а вторичные —220, 150, ПО, 35,
20, 10 или 6 кВ.
Центром питания (ЦП) называется распределительное устройство
генераторного напряжения электростанции или распределительное
устройство вторичного напряжения понизительной подстанции энер-
госистемы (имеющей устройство для регулирования напряжения),
к которому присоединены распределительные сети данного района.
Распределительным пунктом (РП) называется подстанция промыш-
ленного предприятия, предназначенная для приема и распределения
электроэнергии на одном напряжении без преобразования и транс-
формации.
Независимым источником питания называется источник питания
данного объекта, на котором сохраняется напряжение при исчезно-
вении его на других источниках. К числу независимых источников
питания относятся распределительные устройства двух электростан-
ций или центров питания, а также две секции сборных шин электро-
станции или подстанции при одновременном соблюдении следующих
двух условий: каждая из секций в свою очередь должна иметь питание
от независимого источника; секции не должны быть связаны между
собой или не должны иметь связь, автоматически отключающуюся при
нарушении нормальной работы одной из секций.
Выбор схемы электроснабжения промышленных предприятий опре-
деляется требованиями надежности и бесперебойности электроснаб-
жения потребителей электроэнергией, наличием электростанции на
предприятии, возможностью присоединения этой электростанции к
энергетической системе и расположением объекта электроснабжения
по отношению к источнику питания и электрическим сетям энергети-
ческой системы.
В зависимости от требований, предъявляемых к надежности и бес-
перебойности электроснабжения, потребители электроэнергии делят
на три категории:
1. Электроирнемники, нарушение электроснабжения которых мо-
жет быть опасным для жизни людей, принести значительный ущерб
народному хозяйству, привести к повреждению оборудования, массо-
вому браку продукции, к нарушению сложного технологического про-
цесса или работы особо важных элементов городского хозяйства.
2. Электроприемникн, нарушение электроснабжения которых мо-
жет.привести к массовой недовыработке продукции, простоям рабочих,
механизмов и промышленного транспорта, к нарушениям нормальной
деятельности значительного количества городских жителей.
3. Остальные электроприемники, не подходящие под определение
1-й и 2-й категорий (например, электроприемники цехов несерийного
производства, вспомогательных цехов, небольшие поселки и т. п.).
Из первой категории потребителей выделяют электроприемники
«особой» грунпы. К ним относятся потребители, нарушение электро-
снабжения в которых сопровождается тяжелыми последствиями (ги-
бель людей, пожары, взрывы и т. п.), а также государственные учреж-
172
173
ден и я особой важности, объекты военной и гражданской обороны,
узлы связи и радиоцентры государственного значения.
Системы электроснабжения разделяют на систему внешнего
электроснабжения (воздушные и кабельные линии от подстанции
энергосистемы до главной понизительной подстанции ГПП или распре-
делительного пункта ЦРП) и систему внутреннего электро-
снабжения (распределительные линии от ГПП илн ЦРП до цеховых
трансформаторных подстанций).
Схемы внешнего или внутреннего электроснабжения выполняют
с учетом особенностей режима работы потребителей, возможностей
дальнейшего расширения производства, удобства обслуживания и т. д.
Электроснабжение промышленного объекта может осуществляться
от собственной электростанции (например, ТЭЦ), от энергетической
системы, а также от энергетической системы при наличии собственной
от величины напряжения источника питания электроснабжение от
энергетической системы выполняют по двум схемам:
а) по схеме, представленной на рис. 6.15, - при напряжении 6—•
10—20 кВ;
. б) по схеме, изображенной на рис. 6.16, — при напряжении 35—
220 кВ.
В приведенных здесь и далее схемах разъединители и реакторы
не показаны. Количество выключателей и их типы могут изменяться
в зависимости от категории потребителя, конструктивного выполне-
ния линии и расстояния до источника питания. Например, схема,
представленная на рис. 6.15, с, применяется для питания потреби-
телей 3-й категории; схема с секционным разъединителем, изображен-
ная на рис. 6.15, б, — для питания потребителей 2-й и 3-й категорий.
Рис. 6.15. Схемы электроснабжения от
энергосистемы при напряжении 6—
10—20 кВ
Рис. 6.16. Схема электроснаб-
жения от энергосистемы при
напряжении 35—220 кВ
Рис. 6.17. Схемы электроснабжения от энерго-
системы при наличии собственной электростан-
ции
.электростанции, работающей с ней параллельно. Ниже приводятся
принципиальные схемы электроснабжения без указания на них соот-
ветствующей коммутационной аппаратуры (разъединителей, транс-
форматоров тока и напряжения), измерительной и защитной аппара-
туры (см. гл. 2, 10, 11).
Электроснабжение от собственной элект-
ростанции. Если собственная электростанция находится в непо-
средственной близости от цехов предприятия, а напряжение распре-
делительной сети совпадает с напряжением генераторов электростан-
ции, то распределение электроэнергии по предприятию осуществляется
по схеме, изображенной на рис. 6.14. При этом близлежащие цеховые
трансформаторные подстанции ТП присоединяют непосредственно к
шинам распределительного устройства РУ электростанции, а удален-
ные потребители (соседние предприятия, подсобные хозяйства, насос-
ные станции, города и жнлпоселки и др.) присоединяют через ука-
занные на рисунке трансформаторы 7\ и Т2.
Электроснабжение от энергетической сис-
темы (при отсутствии собственной электростанции), В зависимости
174
Если при отключении одной из линий питание секции должно восста-
навливаться автоматически, то вводный н секционный разъединители
заменяются выключателями.
Приведенные схемы с питанием от районной подстанции системы
напряжением 6—20 кВ применимы в том случае, если промышленное
предприятие находится на расстоянии не более 5-10 км от подстан-
ции системы. При больших расстояниях обычно применяют схемы с
питанием от подстанций напряжением 35—200 кВ.
В схеме, представленной на рис. 6.16, на стороне 35—220 кВ
вместо выключателей используют отделители и короткозамыкатели,
Мощность трансформаторов и сечение проводов линии выбирают так,
чтобы в нормальном режиме они были загружены на 80—90%, а при
возможном отключении одной из линий и трансформатора вторая ли-
ния н трансформатор могли бы обеспечить, хотя и с допустимой пере-
грузкой, бесперебойную работу предприятия.
Схему моста (соединение линий) применяют, когда приходится
периодически (по графику нагрузки) с целью экономии электроэнер-
гии. отключать и включать трансформаторы,
175
: Электроснабжение от энергетической сис-
темы и собствен но й . эл е кт ростам кии. Схема,
изображенная на рис. 6.17, а. применяется, когда промышленное пред-
приятие питается от энергосистемы напряжением 6—10—20 кВ, сов-
падающим с, генераторным напряжением, и когда собственная электро-
станция расположена в центре нагрузок. В этом случае распредели-
тельное устройство электростанции совмещается с центральным рас-
пределительным пунктом ЦРП предприятия. Самостоятельное здание
ЦРП сооружается только в случае, если электростанция расположена
далеко от центра нагрузок предприятия.
Рис. 6.18. Радиальная схема электро-
снабжения
Рис. 6.19. Магистральная схема электро-
снабжения
Схема, представленная на рис. 6.17, б, применяется, когда промыш-
ленное предприятие питается от энергосистемы повышенным напря-
жением (35—220 кВ), которое понижается на территории предприятия
до напряжения генераторов электростанции. В этой схеме генераторы
и распределительное устройство электростанции не показаны.
РУ главной понизительной подстанции располагается в центре
нагрузок, тогда как место расположения РУ собственной электростан-
ции предприятия диктуется другими условиями: расположением подъ-
ездных путей для обеспечения топливоснабжения, расположением
источника водоснабжения и др.
Рассмотрим принципы построения, некоторых типичных схем
внутреннего электроснабжения от ГПП до цеховых подстанций. Элект-
роснабжение здесь может осуществляться по радиальным и магистраль-
ным схемам, имеющим различные модификации.
- Пример распределения электрической энергии на электростанции
напряжением выше 1000 В по радиальной схеме дан на рис. 6.18.
Преимущества радиальных схем: простота выполнения и надеж-
ность эксплуатации электрической сети, возможность применения
быстродействующей защиты и автоматики. Недостатком радиальных
схем является то, что при аварийном отключении питающих радиаль-
ных линий, идущих к РШ—РПЗ, нарушается электроснабжение не-
скольких цеховых трансформаторных- подстанций ТПЗ—ТП5. Для
устранения этого недсстатка радиальная схема питания иногда допол-
няется резервном ли имен от
ГПП, которая подводится на
цеховые подстанции. Кроме то-
го, для повышения надежности
электроснабжения при питании
по радиальной схеме применя-
ется автоматическое включение
резерва (АВР). При нарушении
питания одной из секции шин
РП1—РП2 автоматически вклю-
чается нормально разомкнутый
.секционный выключатель и пи-
тание обеих секций осуществля-
ется по одной линии. Для на-
дежности питания потребителей
подстанции ТП1 и ТП2 под-
ключаются непосредственно иа
шииы ГПП и ЦРП.
Применение радиальных схем рис_ 6.20. Схема электроснабжения
электроснабжения увеличивает сквозными двойными магистралями
количество используемой высо-
ковольтной аппаратуры, что в свою очередь удорожает --бтроитель-
иую часть распределительных устройств и увеличивает капитал ь-
ные затраты.
При распределении электроэнергии по магистральной схеме
(рис. 6.19) делают ответвления от воздушной высоковольтной линии
на отдельные подстанции или заводят кабельную линию поочередно
на йесколько-подстанций. По системе глубокого ввода при напряжении
35 кВ и выше на предприятиях могут устанавливаться понижающие
трансформаторы: 110/6—10 кВ, 35/6—10 кВ или 35/0,4 кВ, что уде-
шевляет установку и снижает потери мощности.
Магистральные схемы электроснабжения дают возможность снизить
капитальные затраты за счет уменьшения длины питающих линий;
снижения количества используемых высоковольтных аппаратов, а'
следовательно, и упрощения строительной части подстанций. Особенно
выгодно применять магистральные схемы при питании цеховых транс-
форматорных подстанций малой мощности, располагаемых вдоль цеха.
Основным недостатком магистральных схем является меньшая (noJ
сравнению с радиальными схемами) надежность электроснабжения,
так как повреждение магистрали ведет к отключению всех потреби-
телей, питающихся от нее. Для повышения надежности электроснаб-
жения при питании по магистральной схеме применяются различные
176
177
модификации ее: схема сквозных двойных магистралей (рис. 6.20),
когда две магистрали от распределительного пункта поочередно за-
водятся на каждую секцию подстанций; двухлучевая схема, когда пи-
тание подстанций обеспечивается от двух источников (см. гл. 10).
Эти схемы дают возможность при отключении одной из двух магистра-
лей восстановить вручную или автоматически питание всех потребите-
лей.
§ 6.3. Выбор напряжений и электрический
расчет линий
Выбор напряжения. Для получения наиболее экономичного ва-
рианта электроснабжения предприятия в целом напряжение каждого
звена системы электроснабжения должно выбираться прежде всего с
учетом напряжений смежных звеньев. Выбор напряжений основывается
на сравнении технико-экономических показателей различных вариан-
тов в случаях, когда:
1) от источника питания можно получать энергию при двух или
более напряжениях;
2) при проектировании электроснабжения предприятий приходится
расширять существующие подстанции и увеличивать мощность завод-
ских электростанций;
3) сети заводских электростанций связывать с сетями энергоси-
стем.
Предпочтение при выборе вариантов следует отдавать варианту
с более высоким напряжением даже при небольших экономических
преимуществах (не превышающих 10—25 %) низшего из сравниваемых
напряжений.
Для питания крупных и особо крупных предприятий следует при-
менять напряжения ПО, 150, 220, 330 и 500 кВ. На первых ступенях
распределения энергии на таких крупных предприятиях следует при-
менять напряжения НО, 150 и 220 кВ.
Напряжение 35 кВ в основном рекомендуется использовать для
распределения энергии на первой ступени средних предприятий при
отсутствии значительного числа электродвигателей напряжением выше
1000 В, а также для частичного распределения энергии на крупных
предприятиях, где основное напряжение первой ступени равно ПО—
220 кВ. В частности, напряжение 35 кВ можно применять для полного
или частичного внутризаводского распределения электроэнергии при
наличии:
а) мощных электроприемников на 35 кВ (сталеплавильных печей,
мощных ртутно-выпрямительных установок и др.),'
б) электроприемников повышенного напряжения, значительно уда-
ленных от источников питания;
в) подстанций малой и средней мощности напряжением 35/0,4 кВ,
включенных по схеме «глубокого ввода».
Напряжение 20 кВ следует применять для питания:
а) предприятий средней мощности, удаленных от источников пита-
ния и не имеющих своих электростанций;
б) электроприемников, удаленных от подстанций крупных пред-
приятий (карьеров, рудников и т. п.);
в) небольших предприятий, населенных пунктов, железнодорож-
ных узлов и т. п., подключаемых к ТЭЦ ближайшего предприятия.
Целесообразность применения напряжения 20 кВ должна обосновы-
ваться технико-экономическими сравнениями с напряжениями 35
И 10 кВ с учетом перспективного развития предприятия.
Напряжение 10 кВ необходимо использовать для внутризаводского
распределения энергии:
\ а) на предприятиях с мощными двигателями, допускающими не-
посредственное присоединение к сети 10 кВ;
, б) на предприятиях небольшой и средней мощности при отсутствии
или незначительном числе двигателей паб кВ;
в) на предприятиях, имеющих собственную электростанцию с на-
пряжением генераторов 10 кВ.
Напряжение 6 кВ обычно применяют при наличии на предприятии:
а) значительного количества электроприемников на 6 кВ;
б) собственной электростанции с напряжением генераторов 6 кВ.
' Применение напряжения 6 кВ должно обусловливаться наличием
электрооборудования на 6 кВ и технико-экономическими показателями
пфи выборе величины напряжения.
:<При напряжении распределительной сети 10 кВ двигателей сред-
ней мощности (350—1000 кВт) следует применять напряжение 6 кВ
с использованием в необходимых случаях схемы блока «трансформа-
тор— двигатель» при небольшом количестве двигателей на 6 кВ.
Выбор варианта электроснабжения. После определения электри-
ческой нагрузки и установления категории надежности потребителя
намечают возможные варианты электроснабжения с питанием кабель-
ными или воздушными линиями различных напряжений. Оконча-
тельный выбор одного из вариантов определяют сравнением технико-
экономических показателей указанных вариантов. Обычно рассмат-
ривают 2—3 варианта с выявлением капитальных затрат, ежегодных
эксплуатационных расходов, расходов цветного металла, суммарных
ватрат.
Капитальные затраты на сооружение кабельных и воздушных линий
определяют по укрупненным показателям стоимости сооружения 1 км
линии и стоимости оборудования отдельных элементов проектируемой
Системы электроснабжения (трансформаторов, коммутационной, за-
щитной и измерительной аппаратуры в комплектном исполнении —•
КТП, КРУ, ксо, см. гл. 10).
Ежегодные эксплуатационные расходы
С = cAU7 -J- раК/100 + роК/ЮО = Сп + Са -р Со (6.2)
нли годовые издержки производства
и = яп+яа+яо+яу,
где с — стоимость потерь электроэнергии, коп/кВт ч; A IF — годовые
потери энергии, кВт-ч; ра, ро—-отчисления на амортизацию и капи-
тальный ремонт, текущий ремонт и обслуживание, % (табл. 6.1);
178 ‘ 179
К ~ капитальные затраты, идущие на сооружение объекта электро-
снабжения; Сп, Са, CQ — стоимость потерь, амортизации и обслужи-
вания; И?., Йо, — годовые издержки потерь, амортизации,
обслуживания и отключений.
Таблица 6.1
. сети Отчисления, %
на аморти- зацию и ка- питальный ремонт на текущий ремонт и Обслужива- ние всего
Воздушные линии, устанавливаемые иа дере- вянных опорах с железобетонными пасынками Воздушные линии, устанавливаемые иа железо- 5,3 1,о 6,3 4,0
бетонных и металлических опорах 8,5 0,5
Кабельные липни, прокладываемые в земле на- пряжением до 10 кВ Электрооборудование, устанавливаемое па под- 3,0 1,5 4,5
станциях 6,3 1,0 7,3
Стоимость электроэнергии определяется себестоимостью электро-
энергии, вырабатываемой энергосистемой или промышленной электро-
станцией (см. 1251).
Величины отчислений, идущих па амортизацию, ремонт и обслу-
живание, приведены в табл. 6.1, при этом процент на амортизацию
устанавливается таким, чтобы к концу срока службы линии или
оборудования были полностью восстановлены расходы, затраченные
на установку. Так, если установлен срок службы оборудования 20 лет,
то процент на амортизацию будет составлять 100/20 = 5 %.
Себестоимость передачи 1 кВт-ч электроэнергии
6 = (6.3)
где W, Сэ — количество и стоимость электроэнергии за год.
В соответствии с принятыми номинальными напряжениями линий
энергосистем электроэнергия может передаваться и распределяться:
от энергосистемы до ГПП предприятия напряжением ПО—220 кВ
с понижением на ГПП до 35, 20, 10 и 6 кВ;
от энергосистемы напряжением 35 кВ с распределением электро-
энергии внутри предприятия тем же напряжением;
от энергосистемы до ГПП предприятия напряжением 35 кВ (иа
ГПП напряжение понижается и распределяется на 20, 10, 6 кВ);
от энергосистемы напряжением 20, 10, 6 кВ с распределением эле-
ктроэнергии внутри предприятия теми же напряжениями.
Для определения технико-экономических показателен намечается
схема внешнего электроснабжения рассматриваемого варианта. Аппа-
ратура и оборудование намечаются ориентировочно исходя из подсчи-
танной электрической нагрузки предприятия. Затем определяются
стоимость оборудования и другие расходы.
1S0
Капитальные затраты Д' включают в себя стоимость
выключателей, разъединителей и другого оборудования, установлен-
ного в камерах выключателей /Свыкл, короткозамыкателен Дк 3, линии
и трансформаторов Кт-
Выключатели выбираются по току, напряжению и мощности от-
ключения. Сечение линии предварительно определяется по экономиче-
ской плотности тока: s3K = 1 //эк.
Экономическое сечение зэк проверяется на нагрев по расчетному
току, допустимую потерю напряжения и возможность появления ко-
роны [см. (6.1)]. При этом выбирается сечение провода, удовлетворяю-
щее всем перечисленным условиям.
Трансформаторы выбирают по расчетной мощности и величине
напряжения рассматриваемого варианта.
Эксплуатационные расходы (С) складываются из
стоимости потерь Сп и амортизационных отчислений Са (см. табл. 6.1).
При этом стоимость издержек на обслуживание Со (или И()) обычно не
учитывается, так как она мало влияет на технико-экономические пока-
затели сравниваемых вариантов схем электроснабжения.
Стоимость потерь
Сп = с\РТ,
где с —стоимость электроэнергии по тарифу, коп/кВт-ч; ДР —сум-
марные потери мощности в линиях и трансформаторах, кВт; Т —
число часов работы предприятия в год, ч.
Потер и в л нни и
AP, = APH0^Z = ApZap2Z,
где ДР,ЮМ—удельные потери при номинальной загрузке линии,
кВт/км; fe3 = /р//дОП — коэффициент загрузки линии по току; Ар —
потери мощности, Вт/(А-км); I —длина линии, км (см. [3] и табл. ПЗ).
Потери в трансформаторах:
реактивные потери холостого хода
AQx.x = SH0M. Л. х/Ю0;
реактивные потери короткого замыкания
AQ = SHOrt,TwK/100. ‘ ;
Приведенные потери активной мощности
в м е д н трансформатора (потери короткого замыкания)
ДП = АРИ + ЙЭКД& (6.4)
^Эк — коэффициент потерь, называемый также экономическим эк-
вивалентом реактивной мощности; принимается в зависимости от
системы электроснабжения и cos ср (см. гл. 8).
Приведенные потери активной мощности
холостогохода
+ . :• (6.5)
ш
Полные приведенные потерн в трансформаторах
ДРт = я(ДР'_ х + М^м),
где п —количество трансформаторов; k3 = р = S/SH0MT —коэффи-
циент загрузки трансформатора (см. § 2.2).
Стоимость амортизационных отчислений
Са = РоКо + рЖт 4“ Р;|КЛ1
где р0, рг и рд — амортизационные отчисления на оборудование,
трансформаторы и линии (принимаются по табл. 6.1); 7<0, Кл —
стоимость оборудования, трансформаторов и линии.
Масса провода (т)
G = gl,
где g—масса 1 км линии, т; I —длина линии, км,
Суммарные затраты
3 = С + 0,125 К3,
где С — суммарная стоимость потерь и амортизационных отчислений;
К3 — капитальные затраты при нормативном коэффициенте аморти-
зации, равном 12,5%.
Из намеченных вариантов выбирается наиболее рациональный
в техническом и экономическом отношениях.
Пример 6.1. Определить технико-экономические показатели первого варианта
схемы (рис. 6.21) внешнего электроснабже-
ния предприятия ]-й категории, работаю-
щего в три смены (Т^од — 6300 ч).
Решение. В соответствии с наме-
ченным вариантом при заданном напряже-
нии U = 115 кВ определяем суммарные за-
траты, для чего рассчитываем их составляю-
щие: капитальные затраты и эксплуатацион-
ные расходы. При этом капитальные затраты
на отдельные виды оборудования и сооруже-
ние линии принимаются по справочным дан-
ным [15].
1. Капитальные затраты установленного
оборудования и линии. 1. Выключатели выби-
рают по току, напряжению и мощности от-
ключения с учетом прокладки двух линий:
Л>асч = 3t/) — 17 850/(1^3 115) =
= 89,5 А; 5ОТКЛ = SJXZ = 1000/0,5 = 2000
МВ-А, где Sc и Хс— мощность и сопро-
тивление системы.
По условиям надежности электроснабже-
ния намечаем установку на районной подстан-
ции энергосистемы двух выключателей типа
МКП-110-3500/600. Стоимость установки этих
выключателей в технико-экономические пока-
затели варианта электроснабжения не вклю-
чаем, так как она при любом варианте элек-
троснабжения не изменяется.
2. Открытое распределительное устройство (ОРУ) предприятия включает в себя
два блока с короткозамыкателями и отделителями стоимостью: Ко = 2 14,9 тыс. руб. =
= 29,8 тыс, руб,
182
- _ - 3. Линия принимается двухцепной, воздушной, со сталеалюминиевыми про-
ходами АС и железобетонными опорами.
Экономическое сечение при работе предприятия в течение Ти > 5000 ч за год
определяется для экономической плотности тока / — 1 А/мм3 при расчетном токе
одной линии /расч = 89,5/2 = 44,75 А; ээк = /расч// = 44,75/1 = 44,75 мм2.
Для сталеалюминиевых проводов минимальным сечением по механической проч-
ности является сечение 25 мм3, но по условиям возможного коронировапия при
напряжении ПО кВ (см. §6.1) следует принять сечение 70 мм3, которое удовлетво-
ряет также условиям экономического сечения.
Стоимость 1 км двухцепной линии указанного сечения, установленной на железо-
бетонных опорах, 11,6 тыс. руб./км. Тогда при двух линиях / — 6,5 км, КД =
= 2-11,6-6,5 = 151 тыс. руб.
4. В соответствии с нагрузкой завода устанавливают два трансформатора типа
ТДН-110/10 мощностью по 16МВ-А.
Паспортные данные трансформатора: ик = 10,5 %; ix.x = 0,7 %; ДРМ =
= 85 кВт; Рх. х — 26 кВт. Стоимость трансформаторов Ат — 2-44,0 = 88,0 тыс. руб.
Суммарные капитальные затраты А2 = Ко + КЛ + — 29,8 + 151 + 88 =
= 268,8 тыс. руб.
II. Эксплуатационные расходы. 1. Потери в линии определяют по удельным
потерям, которые для принятого провода АС сечением 70 мм2 составляют Дрл =
== 1,3 Вт/(А-км).
Тогда для расчетного тока одной линии /расч = 44,75 А активные потери в линии
ДРл = Дрл/;2асч2/ = 1,3 44,752 2 6,5 = 34 кВт.
2. Потери в трансформаторах: реактивные потери холостого хода AQX.X =
= iSH0M т. /100 = 0,007 16 000— 110 квар; реактивные потери короткого замыкания
AQK = uKSH0M.T. /100 = 0,105-16 000 = 1680 квар.
Приведенные потери активной мощности при коротком замыкании
ДРм = АРм + Аэк Д(?к = 85+0,06 1680= 185 кВт,
где k3K = 0,06 кВт/квар (см. гл. 8).
Приведенные потери активной мощности при холостом ходе
ДРх. х = ДРХ. х4~^эк AQXi х = 260,06 110 = 32 кВт,
Полные потери в трансформаторах
ДРт = 2 (ДРх. х + ДРмбз) = 2 (32 + О,563 185) = 178 кВт,
где Aj = 17 850/32 000 = 0,56.
3, Полные потери в линии и трансформаторах
др-2 =ДРл4- ДРт = 344-178 = 212 кВт.
Стоимость потерь при — 0,8 коп/(кВт- ч) * СГ1 = 0,8-210-6300 = 10,7 тыс. руб.
4. Средняя стоимость амортизационных отчислений (см. табл. 6.1, ра == 6,3 %)
С& = 0,063К2 = 0,063-268,8 = 16,9 тыс. руб.
5. Суммарные годовые эксплуатационные расходы Сгод = Сп 4- С а. — 10,7 4"
+ 16,9 = 27,6 тыс. руб.
III. Суммарные затраты 3 = Сгод + 0,125 А% — 27,5 0,125 268,8 =
= 60,5 тыс. руб.
IV. Потери электроэнергии ДЦ7 = A.PST = 212-6300 — 1370МВт-ч.
V. Расход цветного металла (алюминия) G — g-2l = 0,27-2-6,5 = 3,5 т.
Расчетные данные первого варианта схемы электроснабжения, а также данные
Других вариантов вносят в табл. 6.2 сравнения технико-экономических показа-
телей.
* Без оплаты за установленную мощность трансформатора.
483
Таблица 6.2
Вариант электро- снабжения Показатели
капиталь* ные затраты, тыс. руб. эксплуата- ционные расходы, тыс, руб- сумма рные затраты, тыс, руб. масса цвет- ного метал- ла, т потери элек- троэнергии, тыс. кВт-ч
Питание напряже- нием: Вариант I — 110/10 кВ Вариант 11 — 35/10 кВ Вариант 111 — 220/10 кВ 268,8 27,5 Данные з 60,5 аполняются п То же 3,5 осле расчета 1370
Электрический расчет линий. При электрическом расчете линий
электропередач (ЛЭП) следует учитывать, что провода воздушных
и кабельных линий обладают не только активными и индуктивными
сопротивлениями, но также емкостями относительно друг друга и
относительно земли. Эти емкости создают в линиях высокого напря-
жения дополнительное емкостное сопротивление, или реактивную
(емкостную) проводимость, величина которой (Ом"1/км)
'”=“с"=1да- .. <6'6’
где Со —емкость, Ф/км; £>ср —среднее расстояние между проводами,
см; г—радиус провода, см. Значения Ьо даются в 113].
Емкостная проводимость линии (Ом-1) длиной I составляет
B = b*L ' (6.7)
Под действием напряжения С/ф и емкостной проводимости линии bQ
создается емкостный, или зарядный, ток линии (А/км) 1М = = ~
= им^.
Наличие емкостного тока I!1(i (А) и приложенного напряжения
VЛ (кВ) создает зарядную мощность, или реактивную емкостную мощ-
ность линии (Мвар/км):
. ' <?с = /3£/л/м, = /ЗЦ,^-6, = У160. ’ (6.8)
Как следует из (6.7), величина емкостного тока определяется
в основном напряжением и длиной линии. Поэтому для протяженных
ВЛ напряжением 35 кВ и выше величина емкостного тока учитывается
при электрических расчетах. Для кабельных линий напряжением
6—35 кВ, имеющих относительно небольшую протяженность, даже при
значительно больших значениях их емкостной проводимости, вели-
чины емкостных токов обычно не учитываются. Для кабельных линий
напряжением НО—220 кВ даже прн небольшой протяженности сле-
дует прн расчетах учитывать емкостный ток н соответствующую ему
зарядную мощность.
Таким образом, электрический расчет сетей напряжением выше
35 кВ должен базироваться на общих положениях расчета электри-
ческих сетей (см. гл. 5),
при этом следует учиты-
вать особенности линии
35 кВ и выше.
При электрическом рас-
чете линии схему внешнего
электроснабжения пред-
ста в л я ют в виде трех
звеньев (рис. 6.22).
Первое и третье звенья
соответствуют повышаю-
5 2 J $2
а) 1 2
—
U, ^12 Uj Xjtf. Щ
1 звени 2 звено 3 звено
щим и понижающим транс- Рис. 6.z2. Схема линии электропередачи (а) и
форматорам подстанций схема замещения (б)
энергосистемы и ГПП пред-
приятия; второе звено соответствует ЛЭП 35—ПО кВ внешнего
электроснабжения предприятия.
При расчете линии электропередачи напряжением 35 кВ и выше
необходимо учитывать, как указано выше, кроме реактивных и индук-
Рйс. 6.23. Векторные диаграммы на-
пряжений ЛЭП
тивных сопротивлении линии и?
трансформаторов еще н емкостную
проводимость линии, продольную и
поперечную составляющие падения
напряжения (см. гл. 5).
При расчете линии могут быть
заданы: напряжение в конце ли-
нии U}, активная Р4 и реактив-
ная Q4 нагрузки. Расчет начинают
с третьего звена, для которого оп-
ределяют падение напряжения и
его составляющие (рис. 6.23, а).
При этом продольная составляю-
щая
At/34 — (Р 4Р34 -J- (6.9).
поперечная составляющая
6Ь'з4 = (Р4Х4 — QiRaO/U^. (6.10)
Напряжение в начале третьего звена (понизительная подстанция)
' "; ’ и3=(6.11)
Потерн мощности в третьем звене
ДЛи = [(^1 + Qi₽34, (6.12)
AQsi = [(Pi + Х34. (6.13)'
185
181
Мощность в начале третьего звена '
Рз^+ДЛи; (6.14)
Фз = Q1 4“ (6.15)
Так же подсчитывают составляющие потери напряжения и мощно-
сти во втором н первом звеньях линии электропередач, после чего
находят аналитически или сложением векторов (рис. 6.23, б) напря-
жения и мощности в начале первого звена, т. е. в начале линии:
+ (6.16)
P^Pi + bPf, (6.17)
(6.18)
где A[/s = At/si + At/23 + А[/13 —сумма потерь напряжения; ДРх,
Д<?2 — сумма потерь мощности.
Далее определяют величину расчетного тока линнн
/р.„ = Si/dOtZi) = У Pl + Qi КУ з 1/1).
(6.19)
По величине тока выбирают экономически наиболее выгодное се-
чение, проверяя его по ус-
Рис. 6.24. Расчетная схема радиальной ли-
нии электропередачи с несколькими нагруз-
ками
ловию образования короны
(см. § 6.1).
Расчет линии может быть
произведен также по задан-
ной мощности конца линии,
выраженной в комплексной
форме, н по напряжению
начала линии (см. пример
6.1 и обозначения на рис.
6.22).
Если зарядная мощность, соответствующая емкостной проводи-
мости В, равномерно распределена по линии, то мощность, подводи-
мая к концу звена,
s2 = p2-/q2=p.2-/(q;-qzj»). (6.20)
Мощность, подводимая к началу звена,
S1^P1-jQl = (P2^\P)-j(Q'i-QB2 + ^Q), (6.21)
где АР, AQ определяются по формулам (6.12) и (6.13).
При этом мощность, поступающая в линию,
S1 = Л - jQi = Pi-j (Qi - Qbi). ’ (6.22)
Для радиальных ВЛ напряжением 6—35 кВ, питающих п подстан-
ций и соединенных в цепочку (рис. 6.24), потеря напряжения на от-
дельных участках линии между подстанциями
At/ = (£Pnrn + £&л)/Г/Н0М, (6.23)
где Рп н Qn —активная и реактивная составляющие мощностей на-
грузки на каждом участке с учетом потерь активной и реактивной
‘мощностей в трансформаторах, кВт, квар; гп и хп —активное и реак-
тивное сопротивления участков линии, Ом.
Активная (кВт) и реактивная (квар) составляющие мощностей на-
грузки соответственно
Рн = S cos ф + кРу, (6.24)
= S sin ф-J-AQT, (6.25)
где S —расчетная мощность подстанции на вторичной стороне тран-
сформаторов, кВ - А; кРг и AQT — потери активной и реактивной
мощностей в трансформаторах подстанции, кВт, квар.
При расчете схемы ВЛ, изображенной на рнс. 6.24, рекомендуется
вводить коэффициенты совпадения максимумов для отдельных участ-
ков цепи, равные 0,9—0,95.
65 км, предназначенной для электроснабжения
50%
категории
расчетная
составляет
72
~2,*25МВ'А SffaMZ =2Х№МЗ'А
Рнс. 6.25. Схема к примеру 6.2
ре
V,
Пример 6.2. Выполнить электрический расчет высоковольтной ЛЭП напря-
жением Un = 110 кВт, длиной I = Г“
предприятия, имеющего
потребителей 1-й
(рис. 6.25).
Максимальная
мощность нагрузки
— 27 МВ-А при cos гр =
= 0,8 и Тмакс = 4000 ч. Источ-
ником питания является элект-
ростанция с генераторным на-
пряжением 10,5 кВ. Напряже-
на ГПП предприятия для внут-
реннего электроснабжения
Vrnn =
Решение. Рассчитываем сечение проводов ЛЭП, для чего выбираем эконо-
мическую плотность тока / = 1,1А/мм2 (см. табл. 5.9): s3K = /рас/) — 178/1,1 =
= 162 мм2, где расчетный ток /рас = Рмакс/^З [/cos <р) = 27-103/(|/’3-110-0,8) =
= 178 А.
Для потребителей 1-й категории принимаем двухцепную линию с проводами
АС-95, допустимый ток нагрузки 330 А.
_ Выбираем мощность трансформаторов повысительной и понизительной подстан-
ций (на ГПП предприятия) с предварительным учетом потерь мощности в линии,
равной 5 %, что соответствует передаваемой мощности 1,05 Рмакс (кВт), тогда S, =
= 1>05Рмакс/созф= 1,05-27-Ю-’-0,8= 35,8 МВ-А.
С учетом роста нагрузки и регулирования напряжения принимаем на повыси-
тельной подстанции два трансформатора типа ТРДН мощностью по 25 MB-А, напря-
жением 10,5/121 кВ.
С учетом возможной перегрузки в часы максимума на понизительной подстанции
(ГПП) принимаем два трансформатора ТДН мощностью по 16 МВ-А, напряжением
115/6,3 кВ. Каталожные данные указанных трансформаторов: для трансформатора
ТРДН: Рх.х - 36 кВт, Рк = 120 кВт, = 0,85 %; ик = 10,5 %;
_ Для трансформатора ТДН: Рх.х “ 26 кВт, Рк = 85 кВт, /0 = 0,85 %, =
— 10,5 %.
Составляем схему замещения ЛЭП (см. рис. 6.22) и находим постоянные ее
чения для провода А = 95: г0 = 0,33 Ом/км, х0 = 0,4 Ом/км, Ьо = 2,74 X
Ом ‘/км. Тогда
зиа-
10-е
/?зз = го//2 = О,33 • 65/2= 10,7 Ом; Ха, = х0//2 = 0,4 - 65/2 = 13 Ом;
Ва= Bs = д02//2 = 2,74 10’6 2 • 65/2 = 1,78-« Ом~Ч
187
Определяем активные и индуктивные сопротивления обмоток трансформаторов
повысительной и понизительной подстанции:
= т /5нОМч = 0,12 1212/(252 - 2)= 1,4 Ом;
Х12 = икУ?1СМ. T/l00SHOM«=10,5- l2P/(100 25 - 2) = 31,2 Ом;
£31 = 0,085- 110э/(162 2) = 1,97 Ом; Л'34 = 10,5 1102/(100 16,2) = 39,3 Ом.
Определяем реактивную мощность холостого хода группы трансформаторов
AQX,X1 =1е5110мл/100 = 0,85 25 2/100 = 0,42 Мвар;
AQx. хг = 0,85 16,2/100 = 0,27 Мвар.
Рассчитываем ЛЭП по звеньям (рис. 6.22, б и 6.25).
Третье звено. По условию активная мощность потребителя в копне звена Pt —
— 27 МВт, cos tp = 0,8. Тогда реактивная мощность Q4 = Pi tgtp = 27-75 = 20,2
Мвар.
Потери мощности в звене запишутся соответственно:
др^£1±Д%4=™22,,97=0,18 МВт;
-Pi+Q; V _27”-+20,2=
— jjr 2С33— ПСР— 39,3— 3,65 Мвар.
Потери напряжения в звене
Ai73 = (P4^34 + Q4X3i)/i74 = (27 • 1,97-р20,2 • 39,3)/110 = 7,7 кВ;
6^3 = (f’12C34-Q4/?34)/i74 = (27 -39,3-20,2- 1,97)/110 = 6,1 кВ.
Мощность и напряжения в начале третьего звена:
Р3 = Р4 + ЛР3 = 27 + 0,18 = 27,18 МВт; Q3 = Q4 -ф AQ3 = 20,2 + 3,65 = 23,85 Мвар;
^з =/(^4 + А^з)2 + 5^ = /(110 + 7,7)2-рб,13^: 117,5 кВ.
Второе и первое звенья. Рассчитывают аналогично третьему звену с определением!
а) передаваемых активных мощностей в конце (Р2, Pi) и в начале (Р2, Р[) звеньев,
а также реактивных мощностей в конце Q2, Qj и в начале Q'2, Q[ звеньев;
б) потерь мощности (ДР2, APlt МВт; AQ2, AQlt Мвар);
в) потерь напряжения (ДС/2, At/j, кВ; <51Л, 6Ц, кВ);
г) напряжений в конце (U2, Ult кВ) и в начале (U2, кВ) звеньев.
Таблица 6.3
При определении реактивной мощности, передаваемой по звеньям, следует
гакже учитывать:
а) потери холостого хода трансформатора (AQX.X2, AQX.X1) с уточнением их
величин при действительном расчетном напряжении, на которое включены транс-
арматоры;
г б) зарядную (емкостную) мощность линии со знаком минус: Qc = BU\ Мвар.
Расчеты ЛЭП по звеньям приведены в табл. 6.3, в примечании к которой указано
определение приведенных в ней величии.
Из табл. 6.3 находим основные технико-экономические показатели рассчиты-
ваемой ЛЭП. Коэффициент полезного действия передачи т| = PJPX = 27/28,13 =
= 0,96; при этом tg ф = = 23,02/28,13 = 0,82, откуда cos ф = 0,77.
Общая потеря напряжения в линии At/ — — U2 = 130,8 — ПО — 20,8 кВ
(19 % от 110 кВ).
Напряжение па генераторах станции в период максимальной нагрузки Ur =
~ (/г.нои^/^ном. т = 10,5-130,8/121= 11,3 кВ.
Общие выводы по электрическому расчету ЛЭП. 1. Выбранные
мощность и тип трансформаторов, размещенных иа повысительной и
Понизительной подстанциях, а также сечение (3 х 95) и марка про-
водов 2 х АС ЛЭП обеспечивают передачу предприятию запланиро-
ванной расчетной мощности Рр5Х = 27 МВт с достаточно высоким КПД
передачи ц = 0,96.
2. Несколько увеличенное значение потери напряжения в период
максимальной нагрузки вызывает необходимость регулирования на-
пряжения на генераторах станции в период максимума, а также регу-
лирования напряжения на трансформаторах повысительной подстан-
ции ТРДН мощностью 25 МВ-А, а при необходимости также на линии
путем установки статических конденсаторов (см. гл. 8). . ,
Номер звена Напря- жение в конце звена U, кВ Мощность в конце звена Потери мощности Потери напряжения Мощность в начале звена Напряже* ине в на- чале звена
,р, МВт Q. Мвар ДР. МВт AQ. Мвар Д£7, кВ Ьи. кВ р, МВт Q. Мвар £7', кВ
3 110 27 20,2 0,18 3,65 7.7 6Д 27,18 23,85 117,5
2 117,5 27,18 21,64 0,94 1J4 4,85 0,91 28,02 22,78 122,4
1 122,4 28,02 20,13 0,11 2,47 8,3 6,9 28,13 23,02 130,8
Примечание. В качестве примера приведен расчет (с учетом вышеуказанных ус-
ловий) реактивных мощностей в конце второго Qs и первого Qi звеньев, а также в начале
первого Qi звена:
Q2 = Q'-|-AQx х 2u'lIUi~В3*/'/=23,85 + 0,27-117,5/110-1,78 - Ю-6-] 17,52 = 2J,64 Мвар;
Q± = Q' —B2U'* =22-78-1,78-10~®-122,4»=20,13 Мвар;
+ х1=20,134-2,47-г 0,42 = 23,02 Мвар.
188
ГЛАВА 7
РЕЖИМЫ РАБОТЫ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
§ 7.1. Регулирование величины и качества напряжения.
Регулировочные устройства
Электрическая энергия, вырабатываемая источниками питания и
предназначенная для работы электроприемников, должна иметь такие
качественные показатели, которые определяют надежность и экономич-
ность их работы. Качественные показатели электроэнергии норми-
руются государственными стандартами; на эти нормы ориентированы
технические условия работы электроприемников, выпускаемых про-
мышленностью.
Показателями качества электроэнергии в соответствии с ГОСТ
13109—67 являются отклонения и колебания частоты и напряжения
н иесинусоидальность формы кривой напряжения, а для трехфазных
сетей также смещение нейтрали и иесимметрия напряжения основной
чистоты.
Отклонения напряжения. Согласно данному ГОСТу отклонения
напряжения допускаются в пределах: на зажимах приборов электри-
ческого рабочего освещения от + 2,5 до +5 % от номинального напря-
жения, и а зажимах электродвигателей и пусковых аппаратов от —5
до +5 %; на зажимах остальных электроприемников ±5 %. В после-
аваринных режимах допускается дополнительное понижение напря-
жения на 5 %.
Рассмотрим особенности расчетов сети по допустимым отклонениям
напряжения. Напряжение в любой точке сети может изменяться
с течением времени. Различают медленно и кратковременно протекаю-
щие изменения напряжения. Медленно протекающие изменения на-
пряжения, возникающие из-за изменения режима работы источника
питания или нагрузки, называют отклонениями напряжения. Кратко-
временные изменения напряжения, возникающие при изменении нли
нарушении режима работы, например при включении электроприем-
ников большой мощности, при коротком замыкании, называют коле-
баниями напряжения.
Отклонение напряжения V/ сети представляет собой разность
между фактическим Uc и номинальным С/(1ОИ напряжениями сети,
выраженную в процентах: Vt = (Uc — С/ном) 100/£7ИОМ.
Отклонения напряжения будут положительными при Uc > 1/1ЮЦ
и отрицательными при Uc < t/1J0M. Если для рассматриваемого мо-
мента времени отклонение напряжения в начале линии составляет Уу,
Рис. 7.1. Схема (о) и график (б)
отклонений и потерь напряже-
ния
.а- потеря напряжения в ней равна At/Z, то отклонение напряжения
ЗВ конце линии для этого времени — At//.
Если расчетная цепь состоит из нескольких звеньев, то отклоне-
ние напряжения в конце цепи V2l = V1Z —2 At//.
Если в цепь включены регулирующие устройства, то к отклоне-
нию напряжения в начале цепи необходимо алгебраически прибавить
.добавочные напряжения, создаваемые регулирующими устройствами.
.Тогда отклонение напряжения в любой точке сети
= (7.1)
где 2 V/—алгебраическая сумма добавочных напряжений, созда-
ваемая ЦП и регулирующими устройствами; 2 At/Z —-сумма потерь
напряжения во всех звеньях расчетной цепи в расчетный момент вре-
мени.
Напряжение на зажимах приемника
.электроэнергии, ближайшего к источни-
ку питания, не должно превышать но-
минальное напряжение больше чем на
заданную величину. Тогда для наибо-
лее близких и наиболее удаленных
приемников, подключенных к сети, по-
лучим для режима максимальных на-
грузок соответственно значения верх-
него и нижнего пределов отклонения:
. yB^Vm-At/I1M: - At/I16,
где ЦГ1 —отклонение напряжения на шинах ЦП сети, %; At/HM —
потеря напряжения (наименьшая) до ближайшего приемника, %;
ДЦ* — потеря напряжения (наибольшая) до наиболее удаленного
приемника, %.
Значение верхнего предела отклонения обычно положительно, зна-
чение нижнего —отрицательно. Из последних выражений следует, что
At/H6<VB-VH + At/LH. (7.2)
Если ближайший приемник присоединен к шинам ЦП или потеря
напряжения до него незначительна, то можно принять At/HM = 0, тогда
А^б^Еп-Ев- (7-3)
Схема и график отклонений и потерь показаны на рис. 7.1, а, б;
в табл. 7.1 приведены предельные допускаемые значения отклонений
напряжения на зажимах различных приемников. В соответствии с этим
при допускаемых отклонениях напряжения на зажимах приемника
±5 % (осветительные установки жилых зданий) величина потери
напряжения в сети не должна превышать At/H6 = Vn —Vu =
- 5-(-5) = 10 %.
Наиболее чувствительны к отклонениям напряжения осветитель-
ные установки. Так, при снижении напряжения на 5 % световой поток
ламп накаливания снижается на 20 %. Поэтому устанавливают ниж-
ний предел отклонения напряжения для осветительных сетей рабочего
191
190
освещения не более 2,5 %, а верхний предел отклонения напряже-
ния — не более 5 % для сохранения срока службы ламп в пределах
1000 ч.
Таблица 7.1
Виды нагрузок Отклонения напряжения, %
верхний предел нижний предел
Освещение жилых зданий, па- +5 —5
ружное и аварийное Внутреннее рабочее освещение +з —3,5
промышленных предприятий и общественных зданий, а так-
же прожекторных установок наружного освещения
Питание электродвигателей 4-5 (в отдельных случаях +10) —5
Основными потребителями электроэнергии в промышленности
являются асинхронные двигатели; для них допускаемые отклонения
напряжения определены в пределах ±5 % (табл. 7.1), при которых
сохраняется момент двигателя в пределах 0,9-—1,05 от номинального
и изменение частоты вращения не превышает zt0,2—0,3 %. Для не-
которых производств и механизмов, производительность которых
определяется частотой вращения (некоторые типы металлорежущих
автоматов, насосно-компрессорные установки н др.), снижение на-
пряжения на 10 % и соответственно частоты вращения иа 0,5 % при-
водит к снижению номинальной производительности.
Некоторые технологические установки, производительность кото-
рых пропорциональна квадрату напряжения (электропечи для плавки
и отжига цветных металлов, машины контактной сварки, установки
горячей вулканизации резины и др.), более чувствительны к откло-
нениям напряжения; большие отклонения сопровождаются значитель-
ным перерасходом электроэнергии, а в некоторых случаях браком
продукции.
Следует особо подчеркнуть чувствительность к отклонениям напря-
жения маломощных устройств автоматики, КИП и др., для которых
необходимый уровень напряжения поддерживается специальными мест-
ными стабилизаторами.
Для основных электроприемников — силовых и осветительных —
уровень напряжений поддерживается регулированием отклонений на-
пряжения на вторичной стороне трансформаторов путем выбора от-
ветвлений на первичных обмотках.
Если известны напряжение t/j, подведенное к первичной обмотке
трансформатора, и коэффициент трансформации Лгг, то можно опреде-
лить напряжение t/fI или отклонение напряжения Уц на вторичной
стороне с учетом потерь в трансформаторе Д[/т.
Трансформаторы с переключением без возбуждения (ПБВ), при-
меняемые на подстанциях промышленных предприятий, имеют на сто-
роне ВН основное и несколько дополнительных ответвлений. Основ-
ное ответвление соответствует номинальному напряжению сети 6, 10,
20 кВ и номинальному коэффициенту трансформации. При других
положениях регулировочного ответвления учитывают дополнитель-
ную ЭДС (добавку напряжения) трансформатора:
Рабочее положение регулировочного ответвле-
ния, %..............................-|-5 -|-3,5 0 —3,5 — 5
Добавка напряжения трансформатора, % . . . 0 3,5 5 7,3 10
Если расчет выполняют в относительных единицах, то напряжение
сети со стороны первичной Ui и вторичной Uu обмоток трансформатора:
Ui == 1 + Уь Uи = 1 + 47ц.
Относительный коэффициент трансформации с учетом отклонений
от номинального напряжения
= t/i/CZn = (1 -F У110м1 + Voi)/(1 + Von),
где VhomI — отклонение от номинального напряжения сети ВН для
основного регулировочного ответвления обмотки ВН (если напряже-
ние регулировочного ответвления равно номинальному, то Уном1 = 0);
Уо1—отклонение напряжения принятого регулировочного ответвле-
ния; Уон —отклонение номинального напряжения вторичной об-
мотки трансформатора от номинального напряжения сети НН.
Потери напряжения в трансформаторе с учетом коэффициента за-
грузки р = S/SH0M.T:
Д(7Т = р (/?т cos ср + Хт sin tp), или A^Q/SH0Mp т
Напряжение иа вторичной стороне трансформатора
Л/ц = £7,/^ —ДС/Т. • (7.4)
Подставляя значения V\ и ks в (7.4), получим
* (/п = 1 + Гц = (1-]-Г1)-г^' + 1Д - — АС/,. (7.4а)
1 г k ном I k о!
После преобразовании и исключения малых величин получим при-
ближенное значение отклонения напряжения на вторичной стороне
тр а нсфор м ато р а:
Уп = У1 + Г0ц-У))ОМ1-У01-Д^ = У1 + £-Д{/т, (7.5)
где Е — Уоп —yi10Mj —У0[ —добавка напряжения.
Из (7.5) следует, что в трансформаторе осуществляется переход от
отклонения У: одной ступени напряжения к отклонению Уц другой
ступени напряжения (рис. 7.1).
Пример?. 1. На цеховой подстанции установлен трансформатор типа
ТМ-400/10 мощностью Зцом.г = 400 кВ-А. Напряжение короткого замыкания нк =
= 4,5 %, потери мощности короткого замыкания = 5,5 кВт, нагрузка транс-
форматора 5 = 380 кВ-А при cos ф—0,8. Трансформатор имеет поминальные
напряжения выводов 10—д2 X 2,5 %/0,4 кВ. На стороне ВН трансформатора под-
держивается напряжение 10,5 кВ (Vj —5?«; у№l t = 0). Определить отклонение
напряжения па стороне НН трансформатора при включении его ответвлением 4-2,5
(Уо1 = 2,5% и, У}П = 5%).
192
7 Б. Ю, Лппкин
193
Решение. Определяем потери напряжения в трансформаторе при заданной
нагрузке в параметрах трансформатора:
= 0,8 + 0,045 -0,6) 100=0,95(1,12 + 2,7). 1О-З = 3,6- 10-2 = 3,6%,
400 \400
Отклонение напряжения па стороне ЫН трансформатора по (7.5) с учетом задан-
ных отклонений при включении его ответвлением -}-2,5%: Яц = 5+5— 0 —
— 2,5 — 3,6 = 3,9 % , что допустимо.
Пример 7.2. На ГПП предприятия установлен трансформатор типа
ТДН-16000/115 мощностью 16 000 кВ-А с устройством РПН (регулирование под
погрузкой) и диапазоном регулирования ±16 % (±9 ступеней по 1,78 %). На сто-
роне ВН номинальное напряжение основного вывода /7НОМ [ = 115 кВ (V1I0M j — 4,4%)
и на стороне НН Ц1омц= ПКВ (ГоИ = 10%). Напряжение короткого замыкания
ик = Ю,5 %.
В режиме наибольших нагрузок Р = 15 МВт, Q = 7 Мвар на стороне ВН
трансформатора поддерживается напряжение = 118 кВ (Pj = 7,2 %), желаемое
напряжение на стороне НН t/jj = 10,5 кВ (И^ = 5 %).
В режиме наименьших нагрузок Р = 5Л1Вт, Q — 3 Мвар на стороне ВН поддер-
живается напряжение t/0I1=115 кВ (V% = 4,4 %), желаемое напряжение па стороне
НН С/п = 10 кВ (Vu = о %).
Проверить при указанных режимах достаточность диапазона регулирования
трансформатора с РПН ± 16%.
Решение. Потери напряжения на трансформаторе в режиме наибольших
и наименьших нагрузок: Д6%б = 7-10,5/16 = 4,6 %; Д£/нм = 3-10,5/16 = 2 %.
Для определения необходимого рабочего положения ответвления в режиме
наибольших нагрузок находим значение У01 из (7.5): V0I = V{— Г011—Рном1—
— Vjj — Д/Д. — 7,2 + 10 — 4,4 — 5 — 4,6 = 3,2 %, для которого ближайшим явля-
ется ответвление 2 X 1,78 %.
В режиме наименьших нагрузок: V0I = 4,4 + 10 — 4,4 — 0 — 2=8%, для
которого ближайшим является ответвление 4 X 1,78 %.
Следовательно, диапазон регулирования в устройстве РПН, установленном на
трансформаторе ТДН-16000/115, поддерживает необходимый уровень напряжения
на стороне НН трансформатора как при наибольших, так и при наименьших нагруз-
ках.
Колебания напряжения. Эти колебания представляют собой быстро
протекающие кратковременные изменения напряжения. Причиной
колебаний напряжения являются пуск короткозамкнутых асинхрон-
ных электродвигателей большой мощности, работа сварочных аппара-
тов, дуговых печей, различных вентильных установок.
Колебание напряжения отражается на работе осветительных при-
емников, что сопровождается «миганием» ламп, снижением зритель-
ного восприятия работающих, повышением утомляемости и снижением
производительности труда.
Допустимые колебания напряжения (в %) на зажимах осветитель-
ных ламп и радиоприборов (электронной автоматики) установлены
ГОСТ 13109—67 в зависимости от частоты их повторений:
1Ч^1+6М = 1 + Д//10, (7.6)
переменной нагрузкой (прокатные станы, экскаваторы, тяговые уста-
новки и др.) допускаются колебания напряжения в сети до 1,5 % при
любой частоте колебаний в час. Для остальных электроприемннков
колебания напряжения не нормируются, однако для силовых цеховых
сетей, в которых преобладают магнитные пускатели и станции упра-
вления, кратковременное снижение на 15 % больше номинального
может привести к отключению аппаратов.
Кроме того, кратковременные пусковые токи асинхронных двига-
телей, в которых преобладают составляющие реактивного тока, со-
здают при значительном реактивном сопротивлении сети (шинопро-
воды, реакторы) снижение напряжения, при котором нарушается нор-
мальная работа работающих или самозапускаемых двигателей (см.
§ 7.4).
Особо резкие и частые толчки нагрузки создают при включении
мощные двигатели, регулируемые сварочные аппараты н ртутные
выпрямители.
В табл. 7.2 приведены величины отклонений Vt% в процентах от
номинального при пуске электродвигателей напряжением до 1 кВ
в зависимости от их мощности и мощности трансформаторов. В таб-
лице выделены зоны допустимых отклонений напряжения.
Таблица 7.2
Мощность двига-
теля, кВт
4,5
7,0
14,0
W
28
40
.55
75
400
Величиям отклонений, %, при номинальных мощностях
трансформаторов, кВ-А.
63 100
160 | 250
400
1000
17,0
8,9
13,6
15,5
В.7
5,6
6,4
9,9
12,8
1,9
2,9
3,3
5,1
6,7
10,2
15,6
1.1
1,7
1,9
3,0
3,8
5,9
9,1
12,3
15,3
0,9
1,1
1,7
2,2
з,з
5,1
6,9
7,7
10,4
0,9
1,2
1,9
2,9
4,0
5,0
5,9
1,4
2,2
3,0 "
3,7
4,5
1,6
2,2
2,8
3,4
где п —число колебаний в I ч; А/ —средний эа час интервал между
последующими колебаниями, мин.
Для ламп рабочего напряжения допускаются колебания напряже-
ния 1,5—4 % при числе не более 10 колебаний в час, а при колебаниях
выше 4 % —не более одного колебания в час. Для установок с резко-
194
Для ограничения отклонений н колебаний напряжения при проек-
тировании систем электроснабжения следует:
а) приближать электроприемники с резкопеременной нагрузкой
к основным, наиболее мощным источникам питания;
б) уменьшать индуктивное сопротивление линий внешнего и внут-
реннего электроснабжении;
в) предусматривать питание крупных электроприемннков с рез-
копеременной нагрузкой на отдельные линии, идущие непосредственно
от источников питания (ГПП, ТЭЦ и др.);
г) ограничивать пусковые токи и токи самозапуска двигателей;
д) применять автоматическое регулирование возбуждения (АРВ)
прн мощных синхронных двигателях.
195
Несимметрия напряжений. Причинами возникновения несимметрии
напряжений являются включение в трехфазную сеть однофазных при-
емников, а также различие параметров фаз на отдельных участках
сети.
При наложении на систему прямой последовательности напряже-
ний системы обратной последовательности (рис. 7.2, а) получаются
несимметричные системы фазных и между фазных напряжений. При
наложении на систему прямой последовательности напряжений си-
стемы нулевой последовательности (рис. 7.2, б) получается несиммет-
ричная система фазных напряжений и остается симметричной система
междуфазных напряжений.
Рис. 7.2. Наложение на систему прямой последовательности:
а — напряжений системы обратной последовательности; и — напряжений
системы нулевой последовательности
Несимметрия трехфазной системы характеризуется относительной
величиной напряжения обратной нли нулевой последовательностей
основной частоты и допускается до 2 % для любого приемника элект-
роэнергии.
Такое допустимое значение напряжения' обратной последователь-
ности на зажимах двигателей (до 2 %) ограничивает дополнительный
нагрев частей ротора, учитывая также влияние составляющих высших
гармоник в несинусоидальном напряжении (см. ниже).
Для ограничения несимметрии, например, для индукционных одно-
фазных печей промышленной частоты применяется схема симметриро-
вания, состоящая из двух регулируемых батарей конденсаторов, вклю-
ченных в две фазы, и индукционной катушки, включенной в третью
фазу (3J.
Если мощность источника питания достаточно велика по сравне-
нию с мощностью однофазных приемников, то применение симметри-
рующих устройств экономически нецелесообразно, установка их реко-
мендуется в случае, если мощность однофазных приемников превы-
шает 2 % от мощности короткого замыкания в данной точке сети.
Несинусондальность формы кривой напряжений и токов. Несину-
сондальность формы кривой напряжений и токов создает искажение
напряжения в сетях и является результатом нелинейности отдельных
элементов сети. Так, трансформаторы при холостом ходе, а также
различные вентильные и тиристорные преобразователи имеют нелиней-
ные характеристики и суммарные несинусопдальиые составляющие
их напряжений усиливают искажения напряжений в сети.
Высшие гармоники напряжений и токов приводят к дополнитель-
ным отклонениям напряжений у осветительных и нагревательных
приборов, вызывают дополнительный нагрев массивных частей рото-
ров электродвигателей и диэлектриков в конденсаторных установках,
увеличивают потери мощности в сетях и приемниках, снижая технико-
экономические показатели систем электроснабжения.
Следует подчеркнуть, что действие высших гармоник усиливается
при несимметричном включении нелинейных приемников. В резуль-
тате этого оказывается несимметричной система напряжений и токов
каждой гармоники в отдельности: в их составе появляются прямые,
обратные и нулевые последовательности, что усиливает искажение
параметров напряжения сети.
Для снижения или устранения высших гармоник применяют спе-
циальные трехфазные резонансные фильтры, включаемые обычно звез-
дой с изолированной нейтралью, т. е. поперечно в сеть (см. ниже), н
настраиваемые на определенную частоту. Напряжение с данной ча-
стотой замыкается таким фильтром накоротко и не пропускается в по-
следующую часть сети.
Одним из средств снижения высших гармоник в сетях до н выше
1000 В, имеющих тиристорные выпрямительные установки, является
также увеличение числа фаз выпрямления до 12 и выше, что дости-
гается применением разных схем соединения первичных пли вторич-
ных обмоток трансформаторов выпрямительных агрегатов подстанций
(см. гл. 10).
Следует отметить, что в некоторых случаях несимметричные ре-
жимы работы могут оказаться экономически выгодными и обоснован-
ными. Например, если одиночная трехфазная линия оборудована
устройствами пофазиого управления, то при повреждении и отключе-
нии одной фазы сохраняются в работе две другие фазы и при зазем-
ленной нейтрали поддерживают электроснабжение потребителей без
дополнительных расходов на сооружение двухцепной линии, питаю-
щей подстанцию.
Если на подстанции, имеющей группу однофазных трансформато-
ров, повреждена одна фаза н допустима работа на двух фазах, то
можно сохранить электроснабжение потребителей до окончания ре-
монта .
Основными условиями, определяющими качество электроэнергии,
являются: пульсации и толчки нагрузки электропотребителей; нали-
чие электро потребителей с нелинейными вольтамперными характери-
стика мн (выпрямительные установки с трансформаторами, генерирую-
щими высшие гармоники); включение однофазных нагрузок (электро-
термические и другие установки); ухудшение режима работы электри-
ческой сети из-за увеличения передаваемой по ней мощности, в том
числе нескомпенсированной реактивной мощности (см. гл. 8). Эти
196
условия должны быть учтены при проектировании и эксплуатации
системы электроснабжения предприятий н цехов.
Регулировочные устройства. Для выявления способов и средств
регулирования рассмотрим формулу, определяющую величину напря-
жения у потребителей (в относительных единицах) при напряже-
нии источника питания добавочном напряжении £/доб, создавае-
мом регулирующими устройствами, мощностях нагрузок потребителя
и QM, наличии у него компенсирующих устройств мощностью
и параметров сети R, Хс, Хс-
иг = и1 + ию6-Р'К + (<}'~ Q|l) (Xl ~ Хс). (7.7)
Н? # * и НОМ
Анализ формулы (7.7) показывает, что прн малоизменяющихся
значениях Ulf R, xL, а также не прибегая к регулированию нагру-
зок Рн и QM регулирование напряжения у потребителей в основном
можно вести средствами воздействия на величину добавочного напря-
жения источника питания Uaq6 и величину компенсирующей мощно-
сти QK. (см. гл. 8), а также конденсаторными установками, включен-
ными последовательно и параллельно в линию.
Рис. 7.3. Схема последовательного включения конденса-
торов в линию
В качестве регулировочных устройств в системах электроснабже-
ния могут быть использованы: управляемые батареи конденсаторов,
трансформаторы с регулированием под нагрузкой (РПН), линейные
регуляторы и синхронные компенсаторы.
Управляемые батареи конденсаторов. Уста-
новка конденсаторов с последовательным включением в сеть (УПК)
называется продольной компенсацией. Она позволяет снизить индук-
тивное сопротивление и потерю напряжения в линии (рис. 7.3). Вели-
чину 1лхс можно рассматривать как отрицательное падение напряжения
или как дополнительную ЭДС, вводимую в цепь.
Отношение емкостного сопротивления конденсаторов хс к индук-
тивному сопротивлению линии выраженное в процентах, называется
процентом компенсации, т. е,
с = (хс/х£) 100, (7.8)
где хс = 2in.fC — емкостное сопротивление конденсатора (С — ем-
кость конденсатора); xl—сопротивление линий.
На практике применяют лишь частичную, или неполную, компен-
сацию (с < 100 %) реактивного сопротивления линии. Полная, или
избыточная, компенсация (О 100 %) в сетях, непосредственно пи-
тающих нагрузку, обычно не применяется, так как это связано с воз-
можностью появления в сети напряжений выше допустимых. Особен-
ную опасность представляют случаи внезапного увеличения тока на-
грузки . (например, при пуске крупных электродвигателей), когда
наблюдаются значительные перенапряжения, а также явления резо-
нансного характера. Поэтому на время пуска наиболее крупных эле-
ктродвигателей параллельно конденсаторам включают активные сопро-
тивления или закорачивают конденсаторы.
Последовательное включение конденсаторов улучшает режимы
работы в сетях. Однако следует учитывать, что надбавка напряжения,
создаваемая такими конденсаторами, не может регулироваться, так
как она зависит от величины и фазы тока, проходящего через уста-
новку. Поэтому последовательные конденсаторы используют в основ-
ном для снижения отклонений напряжения на перегруженных ради-
альных линиях.
Рис. 7.4. Параллельное включение конденсаторов;
а — схема включения: б — схема замещения
.Поперечная компенсация конденсаторами.
Установка конденсаторов с параллельным включением в сеть назы-
вается поперечной компенсацией (рис. 7.4, а, б). При этой компенсации
конденсаторы, генерируя реактивную мощность, повышают коэффи-
циент мощности и одновременно регулируют напряжение, так как
уменьшают потери напряжения в сети.
В периоды малых нагрузок Н, когда напряжение максимально,
цолжно быть предусмотрено отключение части батарей конденсаторов
БК.
Реактивная мощность (квар), генерируемая БК,
< Qc = 6;22л/С. (7.9)
Следовательно, реактивная мощность зависит от квадрата напря-
кеиия сети и даже при незначительном уменьшении напряжения зна-
чительно снижается, что приводит к дальнейшему понижению напря-
жения в сети.
При выборе мощности конденсаторов исходят из необходимого
товышения напряжения в линии при неизменной величине активной
198
нагрузки, что определяется разностью между потерями напряжения
в линии до и после включения конденсаторов:
= ЛБ] — &U-2 = + Q1%L (Р2^я ^2-^а)]/^ном» (7.10)
где Р2 и Q2 — активная и реактивная мощности; гл и Xl —
сопротивления сети.
Введением дополнительной реактивной мощности Qc снижается
реактивная нагрузка сети (Qa = Qi — Qc)- Так как Pt = Р2, то отно-
сительное изменение напряжения регулирования [см, (7.10)]
^рсс = Qc^i/^ном, (711)
или в процентах
t^per% = Qc*b/( lOf/ном). (7*12)
Исходя из этого мощность конденсаторов (квар) на 1 % регулируе-
мого напряжения
= Qc/&pcr% = lOt/йом/Х/,. (7.13)
Следовательно, мощность конденсаторов определяется номиналь-
ным напряжением сети и ее реактивным сопротивлением, при этом
с уменьшением сопротивления сети возрастает необходимая для регу-
лирования мощность конденсаторов.
В отличие от продольной компенсации, при которой надбавка на-
пряжения, создаваемая последовательными конденсаторами, прямо
пропорциональна току нагрузки линии, повышение напряжения в
сети, создаваемое поперечной компенсацией, не зависит от тока на-
грузки и определяется параметрами сети и величиной емкостного тока,
так как снижение потери напряжения в сети пропорционально IkXl-
Поэтому при постоянных значениях мощности БК и тока конденса-
торов повышение напряжения на участке сети будет наибольшим
в конце линии (у потребителя), где Xl = ямакс, и наименьшим в на-
чале линии, где xL = 0.
Таким образом, регулирующий эффект последовательно включен-
ных конденсаторов проявляется плавно вдоль всей линии в отличие
от параллельно включенных конденсаторов, изменяющих напряжения
ступенями в точках их установки.
Условием экономичного использования батарей параллельных кон-
денсаторов является отключение части батарей для изменения гене-
рируемой ими мощности, что выполняется автоматически в зависи-
мости от изменения нагрузки или напряжения потребителя (см. гл. 12).
Регулирование напряжения трансформаторами и автотрансформа-
торами. Для регулирования напряжения трансформаторы и авто-
трансформаторы выполняют с переключением ответвлений обмоток
без возбуждения (ПБВ), т. е. после отключения трансфор-
матора от сети, и с переключением ответвлений обмоток под нагрузкой
(РПН) без отключения трансформатора.
Устройство ПБВ позволяет изменять коэффициент трансформации
в пределах ~5 % с тремя ответвлениями со стороны нулевой точки
200
{рис. 7.0, а) или в пределах ±2 х 2,5 % с шестью ответвлениями в се-
редине обмотки (рис. 7.5, б).
В первом случае переключение выполняют поворотом вала пере-
ключателя 1 с сегментом 2, замыкающим неподвижные контакты 3
ответвлений обмотки X, Y, Z, чем изменяется число витков первичной
обмоткн трансформатора и регулируется напряжение в пределах
±5 %.
Во втором случае переключение выполняют переключателями ба-
рабанного типа, установленными для каждой фазы. При замыкании
роликом 4 переключателя соответствующих контактов Л5—А7 или
А2—А4 напряжение повышается или понижается на 2,5 и 5 %,
Рис. 7.5. Схемы регулирования напряжения трансформаторов ПБВ
Устройство ПБВ позволяет регулировать напряжение только при
отключении трансформатора от сети, что усложняет условия эксплуа-
тации и поэтому используется только как сезонное.
Более совершенным является регулирование под нагрузкой (РПН),
осуществляемое без отключения обмоток трансформатора от сети,
т. е. без разрыва цепн.
У трансформаторов с РПН регулировочные ответвления распола-
гаются обычно в обмотке высшего напряжения, что позволяет облег-
чить переключающую аппаратуру и сохранить постоянным напряже-
ние на виток, а следовательно, и магнитную индукцию независимо от
изменения напряжения в сети.
В зависимости от величины мощности и напряжения регулируемые
трансформаторы имеют различные схемы соединения обмоток и диапа-
зоны регулирования. На рис. 7.6 показана принципиальная схема
включения обмоток и переключателей ответвления для трансформа-
торов. Они имеют первичные напряжения 35, 10, 6 кВ; вторичные
201
9 4 9 В. + t
Рис. 7.6. Схема регулирования напряжения
трансформаторов под нагрузкой (РПН):
1 — трансформатор; 2 — переключатель ответв-
лений; 3. 4, 5 — контакты переключателя; 6 —
редуктор; 7 — двигатель привода; 5 — устрой-
ство автоматического управления; 9, 10 — об-
мотки низшего и высшего напряжения трансфор-
матора
напряжения 11; 0,4; 0,23 кВ. Регулирование напряжения таких тран-
сформаторов осуществляют шестью ступенями по 2,5 % от (от
+ 10 % до —5 %) 14 X (+2,5 %) и 2 X (—2,5 %)].
Переключатель помещают в общем баке трансформатора над маг-
нитопроводом и приводят в действие от электродвигателя.
Приводной механизм оборудован конечными выключателями, раз-
мыкающими электрическую цепь питания двигателя при достижении
контактами переключателя
крайних положений. Пере-
ключение ответвлений обычно
автоматизировано, для чего
применены схемы контактор-
ного или полупроводниково-
го управления.
При централизованном ре-
гулировании можно осущест-
вить встречное регули-
рование напряжения. Для
этого на шинах станций или
на вторичных шинах понизи-
тельных подстанций с пер-
вичным напряжением 35 кВ
и выше в часы максимума
нагрузки поддерживается по-
вышенное, а в часы миниму-
ма — пониженное напряже-
ния, что соответствует регу-
лированию напряжения от 0
до + 5 % от номинального
напряжения сети.
Для централизованного
регулирования напряжения
на ГПП устанавливают транс-
форматоры с переключающи-
ми устройствами, имеющими
большое число ступеней и
размещенными в отдельном
баке.
Так, на трансформаторах
ГПП, снабженных РПН и
предназначенных для напряжений 6 и 10 кВ, мощностью 1—6,3 МВ А,
установлены пределы регулирования ±8 X 1,25 %, для напряжений
35 кВ—пределы ±6 X 1,5%; для мощностей выше 10 МВ-А —
пределы 8 X 1,5%. Для трансформаторов на ПО кВ мощностью
6,3 МВ-А и более — пределы ±9 X 1,78 % = 16 %.
В комплект РПН входят переключающее устройство и блок авто-
матического управления приводом. Переключающее устройство изго-
товляют с индуктивными (реакторными) или активными токоограни-
чивающими резисторами.
Рис. 7.7. Схема многоступенчатого регулирова-
ния напряжения трансформаторов под нагруз-
кой (РПН):
а — переключателем типа РНТ-13: б — переключа-
телем типа РНТА
Многоступенчатое переключающее устройство реакторного типа
РНТ-13 (рис. 7.7, а) состоит из трех сдвоенных переключателей, трех
пар контакторов, трехфазного реактора и приводного механизма типа
ПДП-4У. В каждом сдвоенном переключателе имеются два подвиж-
ных контакта П1 и П2, которые одновременно переводятся на сосед-
ние ступени с первого промежуточного (сплошные линии) па второе
промежуточное (пунктир) положение. Токоограничивающий реактор Р
эграничивает ток части обмотки, замыкаемой в момент переключения*
При помощи контакторов
R7 и К2 осуществляется
разрыв цепи тока.
Пе р е к л юча ющее у ст-
ройство с токоограничива-
ющими активными резис-
торами типа РНТА (рис.
7.7, б) состоит из быстро-
действующего контактора
г токоограничивающими ре-
зисторами ТС. Устройство
комплектуется также трех-
фазным избирателем для
выбора ответвлений обмот-
ки при переключении и
приводным механизмом ти-
па ПДП-4У.
Устройства РПН пред-
усматривают режим ручно-
го, дистанционного и авто-
матического управления. Последнее осуществляется автоматическим
регулятором напряжения трансформатора (АРНТ), который, сраба-
тывая, подает питание на привод ПДП-4У.
Для устройств РПН применяются различные системы АРНТ
(БАУРПН-2 Латвэнерго, ВЭИ и др.).
Блоки автоматического управления для РПН (БАУРПН) выпол-
нены на бесконтактных элементах.
Вольтодобавочные трансформаторы и ли-
нейные регулировочные автотрансформаторы.
Вольтодобавочные трансформаторы наряду с трансформаторами, ре-
гулируемыми под нагрузкой, широко применяются для регулирова-
ния напряжения в сетях. Во л ьто добавочные трансформаторы имеют
□дну обмотку, включенную последовательно с линией, в которой
регулируется напряжение. Эта обмотка получает питание от вспомо-
гательного или возбуждающего трансформатора, первичная обмотка
которого питается от сети или постороннего источника тока. В за-
висимости от схемы соединения обмоток вольтодобавочные трансформа-
торы могут создавать добавочную ЭДС, сдвинутую по фазе относи-
тельно основного напряжения или совпадающую с ним.
На рис. 7.8, а, б приведены принципиальные схемы включения
обмоток вольтодобавочных трансформаторов для поперечного и про-
202
203
дольного регулирования напряжения и векторные диаграммы фазных
напряжении (рассматривается для одной фазы).
Для поперечного регулирования напряжения к возбуждающей
обмотке вольтодобавочного трансформатора подводится напряжение,
сдвинутое по фазе на 90" по отношению к напряжению рассматриваемой
фазы. Так, для создания добавочного напряжения Ёррг в фазе А к воз-
буждающей обмотке этой фазы подводят линейное напряжение {7ЯС.
Тогда вектор добавочного напряжения Ёрег будет перпендикулярен
вектору фазного напряжения Ёд1( а вектор напряжения на выходе
регулятора U А2 будет сдвинут па угол а по отношению к вектору 6%.
Рис. 7.8. Принципиальные схемы включения и векторные диа-
граммы вольтодобавочных трансформаторов:
/, 2, 3 — соответственно ociiouHcii, последовательным п регулировоч-
ный трансформаторы
При этом угол а может быть как опережающим, так и отстающим. При
продольном регулировании к каждой фазе возбуждающего трансфор-
матора подводится, напряжение той же фазы. Тогда вектор добавоч-
ного напряжения Ёре1. будет совпадать по фазе с вектором UAl, а век-
тор напряжения на выходе регулятора UA2 будет равен алгебраической
сумме векторов UAi и ЕрС1.
В радиальных распределительных сетях, где требуется только
изменение уровней напряжения, применяется продольное регулиро-
вание. В замкнутых электрических сетях для перераспределения
активных мощностей применяется поперечное регулирование напря-
жения. В случаях, когда требуется как поперечное, так и продольное
регулирование напряжения, можно получить наиболее экономичный
режим работы сети.
Основная часть трансформаторов распределительной сети, в том
числе сети промышленных предприятий, не имеет устройств регули-
рования напряжения под нагрузкой. Регулирование напряжения на
этих трансформаторах осуществляется переключателями без возбу-
ждения (ПБВ) при отключенном трансформаторе от сети, что, однако,
снижает надежность работы сети и качество напряжения.
Поэтому в распределительных сетях целесообразно применять
Рис. 7.9. Принципиальная схе-
ма линейного регулировочного
автотрансформатора (ЛР)
местное и групповое регулирование напряжения с помощью вольто-
добавочных автотрансформаторов. Для этого используют разнообраз-
ные конструкции вол ьтодо ба вечных трансформаторов, включая нере-
гулируемые трансформаторы, создающие постоянную надбавку напря-
жения и трансформаторы с одной ступенью регулирования.
В настоящее время все массовые серии трансформаторов и авто-
трансформаторов до 500 кВ предусматривается выпускать только
в исполнении с РПН и большим диапа-
зоном регулирования.
Например, двух- и трехобмоточные
трансформаторы мощностью 6,3—80
МВ-А на 110 кВ имеют диапазон регу-
лирования напряжения ±16 %, число
ступеней ± 2 X 9 и величину ступени
1,78 % (напряжение между двумя со-
седними ответвлениями).
Для промышленных электрических
сетей наибольшее значение имеют ли-
нейные регулировочные автотрансфор-
маторы или линейные регуляторы (ЛР)
типа ЛТМН-16000/10 с напряжениями
на входе 6,6 и 11 кВ и на выходе со-
ответственно 6,6± 15 % и 11 ± 15 %,
что обеспечивает необходимые диапазо-
ны регулирования в сетях промышлен-
ных предприятий.
Принципиальная схема соединений
ЛР приведена на рис. 7.9. Линейные
регуляторы ЛР состоят из регулировоч-
ного автотрансформатора, последова-
тельная обмотка которого 1 включается
в линию так, что ее зажим х подсоединяется к стороне регулируе-
мого напряжения, а зажим А — к стороне отрегулированного напря-
жения. Возбуждающая обмотка 2 питается от обмотки автотрансфор-
матора 3, зажим которой а подключается к стороне отрегулирован-
ного напряжения. «
Синхронные компенсаторы*. Установка на ЦП и
у потребителей синхронных компенсаторов позволяет автоматически
и плавно регулировать уровень напряжения путем изменения режима
возбуждения синхронного компенсатора. Потери напряжения в сети
перевозбуждения компенсатора
At/ = [Pr4-(Q-Q')x]/t7,
См. также § 8.4.
204
Ж
в режиме иедовозбуждения компенсатора
Д7/ = [Рг + (3 + 3")х]ДЛ
где Р и — соответственно активная и реактивная мощности на-
грузки сети, кВт, квар; Q', Q" — реактивные мощности нагрузки
компенсатора при перевозбуждении и недовозбуждении, квар.
§ 7.2. Устойчивость работы систем и электроустановок
В электрической системе должно сохраняться устойчивое равно-
весие в выработке и потреблении активной и реактивной мощностей.
При коротких замыканиях, отключениях мощных агрегатов в си-
стеме и резких изменениях мощности нагрузок нарушается равновесие
между выработкой и потреблением реактивных и активных мощно-
стей. Возникающие при этом переходные процессы могут привести
к значительному возрастанию углов между ЭДС работающих генера-
торов и напряжением сети, а также к резкому изменению напряжения
в основных узлах системы. В результате отдельные генераторы и
электростанции могут выпасть из синхронизма, нарушив устойчи-
вость работы системы. Восстановление нормального режима работь
^системы в таких случаях связано с длительным перерывом питание
большей части потребителей электрической энергии.
Различают статическую и динамическую устойчивости энергети-
ческой системы.
Статической устойчивостью энергетической системы называется
.ее способность самопроизвольно восстанавливать исходный режил
'после малого или медленно изменяющегося во времени возмущения
Возникающие при этом переходные процессы быстро затухают, и рав
новесие в системе поддерживается действием регуляторов пара иля
воды.
Динамической устойчивостью энергетической системы называете;
ее способность после внезапного и резкого изменения режима воз
вратиться к нормальному установившемуся режиму.
Статическая и динамическая устойчивости системы являются важ
нейшими условиями надежности схемы соединений системы и работы
ее оборудования, обеспечивающими бесперебойное снабжение потре-
бителей электроэнергией надлежащего качества.
Основными параметрами всех электрических станций, характери-
зующими режим в каждом отдельном случае, являются частота и
напряжение, а на тепловых электрических станциях, кроме того, и
температура энергоносителя.
Статическая устойчивость. Рассмотрим схему электропередачи
(рис. 7.10), в которой генератор работает через трансформатор и
линию на шины системы, где напряжение считается неизменным по
величине и фазе при любых режимах работы электропередачи.
Обозначим Р9Л — электромагнитную мощность генератора; б —
угол сдвига по фазе между синхронной ЭДС генератора Ed и напря-
жением на шинах приемной системы £7С.
.206
Из векторной диаграммы (рис. 7.11), находим, что
Рэл = У'ЗЕа! cos ф. • (7.14)
Учитывая, что р'З 1^ха = Uc sin б, a Iq = I cos получим
]43/cosi|> = (t7c/xrf)sin6. (7.14a)
В приведенных формулах и на векторной диаграмме Iq, 1а — по-
перечная и продольная составляющие тока, создающие соответствую-
щие им м. д. с. реакции якоря при индуктивных сопротивлениях хя, xd.
Подставляя выражение (7.14, а) в (7.14), получим
Рэя = (EdUjxa) sin 5. (7.15)
Из (7.15) следует, что зависимость мощности от угла имеет сину-
соидальный характер (рис. 7.12). Наибольшая мощность, которая
может быть передана от генератора при б = 90°, sin б = 1 и постоян-
стве напряжения на шинах приемной системы, называется максималь-
ной предельной мощностью: РЭЛ,„акс = EdUJxd.
Рис. 7.10. Схемы электропередачи:
а — принципиальная; б — замещения; в — эквивалентная
В установившемся режиме должно поддерживаться равновесие мощ-
ностей первичных двигателей турбин и генераторов, что возможно,
когда мощность турбины меньше предельной. Из рис. 7,12 следует,
что каждому значению мощности турбины Ро соответствуют две точки
равновесия на угловой характеристике мощности генератора при зна-
чении угла ба и бй. Однако устойчивый режим работы возможен лишь
в точке а; режим работы в точке b будет неустойчив. Рассмотрим от-
дельно режимы работы в этих точках.
Если при небольшом возмущении угол генератора бя увеличился
на До, то рабочая точка на угловой характеристике перейдет из а
в а и мощность генератора увеличится на ДР, т. е. положительному
приращению угла соответствует положительное приращение мощно-
сти. В результате изменения мощности генератора равновесие момен-
тов турбины и генератора будет нарушено и на валу машины возник-
Ш
нет тормозящий момент, поскольку мощность генератора стала больше
мощности турбины. Под влиянием тормозящего момента ротор генера-
тора замедляет вращение, угол 5 уменьшается и вновь восстанавли-
вается исходный режим работы (точка а). Следовательно, такой режим
считается устойчивым.
Рассмотрим то же явление в точках b и У, где положительное
приращение угла Аб соответствует отрицательным изменениям мощ-
ности генератора АР. Изменение мощности вызывает появление уско-
ряющего момента, под влиянием которого угол д возрастает, мощность
генератора падает, что приводит к дальнейшему увеличению угла.
Такой прогрессивный процесс приводит к выпадению из синхронизма
генератора. Следовательно, режим работы в точке b является неустой-
чивым.
Рис. 7.11. Векторная диаграмма син-
хронного генератора
Рис. 7.12. Угловая характери-
стика мощности синхронного
генератора
Таким образом, статическая устойчивость системы обеспечивается,
если приращение угла н мощность генератора имеют одни п тот же
знак, т. е. если АР/Аб 7> 0 или dP/d& > 0, Производная dP/d$ назы-
вается синхронизирующей мощностью:
- Реп = faW COS 6. (7.16)
При б = 90° (cos 6 = 0) синхронизирующая мощность РС11 = 0
(рис. 7.12). Следовательно, при б = 90° генератор не обладает син-
хронизирующей мощностью и не может работать параллельно с дру-
гими генераторами- Поэтому практически для обеспечения статиче-
ской устойчивости системы принимают 5 = 25° (sin 5 = 0,42; cos б =
= 0,9). Тогда при номинальном режиме Р1КП, — 0,42 Рмакс; РС11 =
— 0,9 Рмакс, что соответствует устойчивому режиму работы (рис. 7.12,
точка а).
Динамическая устойчивость. Рассмотрим случай отключения одной
из линий в схеме, представленной на рис. 7.10. Строим угловые ха-
рактеристики для режима до и после отключения линии.
До отключения линии угловая характеристика Р = f (б) имеет
внд кривой 1, изображенной на рис. 7.13, а.
но
При отключении одной из линий сопротивление электропередачи
становится равным х'с = лу 4- 4- л;, + лг12 Д> лу, а максимум пере-
даваемой мощности (кривая 2 на рис. 7.13, а) снижается до величины
Гиакс = EU/x'z < Рмакс = EU/xz. (7.17)
В момент отключения линия электропередачи работала при угле б0.
Из-за механической инерции ротора угол б0 не может изменяться
мгновенно, поэтому при отключении линии рабочей точкой нового
режима будет точка Ь. Нагрузка гене-
ратора при этом изменится, а мощность
Ро, развиваемая турбиной, останется
неизменной, так как регуляторы тур-
бины не реагируют мгновенно па изме-
нение скорости.
Пусть мощность турбины превышает
нагрузку генератора, тогда на валу
турбины возникнет избыточный момент,
после чего скорость турбины и угол б
начинают увеличиваться. При этом ро-
тор накапливает кинетическую энергию
и за счет нее продолжает движение и
после достижения угла 6С, когда мощ-
ности турбины и генератора сравняют-
ся. При достижении ротором угла 6rf
запас кинетической энергии кончается.
Под влиянием избыточного тормозящего
момента, когда нагрузка генератора
превышает мощность турбины, ротор
.тормозится, угол меняется от 6rf до бс
и по инерции будет еще продолжать
уменьшаться. После нескольких коле-
баний ротора наступает установившийся
режим, генератор работает с новым значением угла бс (точка с).
Система становится динамически устойчивой.
Если электропередача до отключения одной из линий работала
с большей нагрузкой, т. е. Роэ,, > Рп (рис. 7.13, б), то возможно на-
рушение динамической устойчивости. После отключения одной из.
линий ротор увеличивает скорость вращения, причем кинетическая
энергия, запасенная ротором генератора за период работы с избыточ-
ным ускоряющим моментом, показанная отрезком 51( б6>, пропорцио-
нальна площади треугольника abc—так называемой площади уско-
рения. Расход запасенной кинетической энергии за время работы гене-
ратора с избыточным тормозящим моментом, показанным отрезком
6С'бт', пропорционален площади торможения, ограниченной кри-
вой ckm. Для наглядности площади ускорения и торможения на
рис. 7.13, б заштрихованы.
Так как площадь ускорения abc больше площади торможения ckm,
то генератор под влиянием избытка запасенной кинетической энергии
минует точку т характеристики 2. При этом возникает дополнитель-
Рис. 7.13. Характеристика мощ-
ности электропередачи при раз-
личных режимах:
а — без нарушения динамической
устойчипости: б — с нарушением
динамической устойчивости
309
208
иый избыточный ускоряющий момент, поскольку мощность турбины
превышает мощность нагрузки генератора; угол б будет увеличиваться,
и генератор выйдет из синхронизма.
Следовательно, основной причиной нарушения динамической устой-
чивости энергосистемы является ускорение роторов некоторых синх-
ронных генераторов прн коротких замыканиях. Наиболее эффектив-
ной мерой сохранения динамической устойчивости энергосистемы
является быстрое отключение короткого замыкания. Чем меньше про-
должительность короткого замыкания, тем меньше вероятность того,
что угол б достигнет своего предельного значения.
§ 7.3. Регулирование активной мощности и частоты
В любой электрической системе должно соблюдаться равенство
произведенной и израсходованной энергии и мощности.
Суммарная активная мощность, отдаваемая генераторами электро-
станций,
РХг = ^Zu +ДРЗсН" ^2с.
где Р^п—наибольшая активная мощность нагрузки потребителей;
AT’sc —наибольшие потери активной мощности в сетях и трансфор-
маторах; Рлс.н —мощность нагрузок потребителей собственных нужд
электростанций прн максимальной нагрузке потребителей.
а — от частоты; б — от напряжения
При снижении частоты активная мощность нагрузки снижается
за счет уменьшения мощности синхронных и асинхронных электро-
двигателей. Так, если частота снижается на 1 %, то активная нагрузка
уменьшается на 1,5—2,5 %.
Снижение частоты ниже номинальной (/ном) приводит к увеличе-
нию потребляемой реактивной мощности за счет роста реактивной
составляющей тока, обусловленного увеличением магнитной индукции
в синхронных двигателях и трансформаторах. Так, при снижении
частоты на 1 % реактивная мощность возрастает на 1—1,5 %.
Зависимость изменения активных и реактивных мощностей от
частоты представлена на рис. 7.14, а.
В зависимости от напряжения также изменяется активная мощ-
ность, которая в свою очередь определяется потреблением ее электро-
термическими установками и нагревательными приборами.
Указанные зависимости изменения активной и реактивной мощно-
сти от напряжения для системы электроснабжения промышленных
предприятий приведены на рис. 7.14, б.
Суммарная реактивная мощность в системе при тех же обозначе-
ниях имеет вид = Qsu + AQsc + QC.H —Qs.i-
Величина представляет собой реактивную (емкостную) компен-
сирующую мощность, генерируемую линиями электрических сетей.
Изменение суммарной и реактивной мощностей зависит от изменения
напряжения и частоты в системе.
Изменение напряжения в сети влияет на величину реактивной
мощности нагрузки потребителей, так как при этом изменяется реак-
тивная мощность, потребляемая асинхронными двигателями и тран-
сформаторами. Так, например, уменьшение напряжения в сети до
80—85 % от номинального снижает реактивную нагрузку на 20—25 %.
Одиако при дальнейшем снижении напряжения возрастают потери
реактивной мощности в индуктивных сопротивлениях асинхронных
двигателей, трансформаторов и линий передачи, а также снижается
зарядная компенсирующая мощность линий. Поэтому величина реак-
тивной мощности в сети будет лавинообразно увеличиваться, способст-
вуя дальнейшему снижению напряжения.
Принято считать, что частота в системе зависит от баланса
активных мощностей, анапряжение — от баланса реак-
тивных мощностей. Следовательно, необходимый уровень напря-
жения и частоты в отдельных точках системы может быть обеспечен
при определенном распределении активных и реактивных мощностей.
Отклонение от этого распределения будет отражаться на уровне на-
пряжения и частоты.
Регулирование активной мощности определяет уровень частоты
в сети и является важным показателем качества напряжения.
Отклонение частоты представляет собой разность между факти-
ческим значением частоты и номинальным ее значением и допускается
в пределах ±0,2 Гц. Частота сети определяется частотой вращения
генераторов и при определенной нагрузке системы должна соответст-
вовать номинальному значению, что достигается впуском энергоно-
сителя (пара или воды) в паро- или гидротурбину.
Колебания частоты представляют собой разность между наиболь-
шими и наименьшими значениями основной частоты, при изменении
ее скорости не менее 0,2 Гц/с и допускается не более 0,2 Гц.
Основными причинами колебания частоты являются короткие за-
мыкания в сети, сопровождающиеся переходными процессами, а также
периодическая ударная нагрузка электроприводов большой мощности,
оборудованных синхронными двигателями. У таких электроприводов,
например в поршневых компрессорах, периодическое изменение на-
грузки сопровождается изменением частоты вращения или «качанием»,
аналогично явлениям в синхронных генераторах (см, § 7.2).
Частота в энергосистемах обычно регулируется одной из станций,
параллельно работающей с остальными. В мощных энергосистемах
для регулирования частоты могут выделяться несколько электро-
станций.
210
211
Процесс регулирования частоты в системе f ~ ср (Р1} Р2) пред-
ставлен на рис. 7.15. Одна станция Г1 —регулирующая (ведущая) —
работает параллельно с другими станциями (базисными), условно
обозначенными Г2. Нагрузка Р^ при частоте /ном распределяется
между генераторами соответственно
их статическим характеристикам:
Ро = + Л-
При росте нагрузки в системе иа
величину АР частота /ном понижается
до и мощность генераторов изменит-
ся: Р{ = Pr + ДРу, Р^ = Р2 + ДР2.
При Р = Р\ + Р% наступит рав-
новесие вращающего и тормозного
моментов генераторов при понижен-
ной частоте в системе Д.
Регулятор частоты, реагируя на
снижение частоты, воздействует на
Рнс. 7.15. Регулирование частоты
в системе
регулятор скорости турбины регули-
рующего (ведущего) генератора Г1, который за счет добавочного
пуска пара (или воды) примет на себя дополнительную нагрузку ДР2,
снимая ее с генератора Г2. Процесс регулирования генератора Г1
произойдет между точками а и Ь. Частота в системе достигнет нор-
мальной величины Д[ОМ и нагрузка генератора Г2 примет первона-
чальное значение при увеличенной нагрузке генератора Г1.
§ 7А. Надежность работы системы электроснабжения.
Самозапуск электродвигателей
Надежностью электроснабжения называют способность системы
электроснабжения обеспечивать предприятие электроэнергией хоро-
шего качества, без срыва плана производства и не допускать аварий-
ных перерывов в электроснабжении.
Надежность систем электроснабжения обеспечивается обоснован-
ным выбором схем, конструктивных элементов, их резервированием
и проведением планово-предупредительных ремонтов.
Агрегаты резервного питания (АРП). Для группы потребителей
1-й категории (см. гл. 6) обычно предусматривается установка резерв-
ного АРП как третьего источника питания. Этим исключаются пере-
рыв в работе, даже при возможных отключениях питания от двух
источников питания, предусмотренных для нормального режима ра-
боты.
Выбор АРП обусловлен требованиями, предъявляемыми к работе
объекта при отключении основных источников питания. АРП раз-
личаются по мощности, напряжению, роду- тока и частоты источ-
ника энергии, времени его пуска и длительности работы. В АРП в ка-
честве первичных источников энергии используют аккумуляторные
батареи различной мощности, дизельные агрегаты мощностью от еди-
ниц до 1000 кВт и более, газотурбинные установки авиационного
типа, а также передвижные автоматизированные электростанции мощ-
ностью до 1600 кВт, напряжением 6,3 кВ. Сочетание указанных эле-
ментов в определенной схеме с учетом назначения АРП для опреде-
ленного объекта дает надежную гарантию удержать в работе наиболее
ответственные потребители даже при возможных отключениях центра-
лизованного электроснабжения.
Ниже рассматриваются некоторые возможные схемы АРП. На
рис. 7.16 приведена схема АРП с использованием дизеля, на валу
которого помещен маховик, электромагнитная муфта и синхронная
машина. В нормальном режиме синхронная машина присоединена
к сети и работает в качестве компенсатора.
Режим At А2 ЭМ
Нормальный X X
Аварийный X X
Рис. 7.16. Схема АРП с дизелем,
маховиком и электромагнитной
муфтой
Режим А) А2
Нормальный X
Аварийный X
Рис. 7.17. Схема АРП с
дизелем без маховика
При исчезновении напряжения в сети синхронная машина за счет
маховика сохраняет напряжение при сниженной частоте. Последнее
используется для передачи этого импульса на запуск дизеля и вклю- .
чения муфты; при этом время пуска не превышает 5—10 с. Эта схема
АРП может применяться для дизелей мощностью до 500 кВт.
На рис. 7.17 приведена схема АРП с использованием дизеля без
маховика. При исчезновении напряжения автоматически включается
дизельный агрегат в течение 15—20 с в зависимости от мощности.
Схема может применяться для дизелей до 1000 кВт и работе более
суток.
На рис. 7.18 приведена на схеме АРП, применяемая в устройствах
АСУП с ЭВМ, где время восстановления питания не должно превы-
шать 10 мс. В нормальном режиме аккумуляторная батарея заря-
жается через выпрямитель. При исчезновении напряжения аккуму-
ляторная батарея через тиристорный инвертор И питает шины резерв-
ного питания ШРП. Время восстановления питания —несколько
миллисекунд; время работы определяется емкостью батареи и соста-
вляет 30 мин и более.
Самозапуск электродвигателей. Для повышения устойчивости и
надежности электроснабжения ряда наиболее ответственных установок
при кратковременных снижениях или исчезновении напряжения на
212
213
источнике питания применяется система самозапуска элек-
тродвигателей.
При этом величина остаточного напряжения на шинах или на за-
жимах потребителей должна быть такой, чтобы вращающий момент
электродвигателей был больше, чем статический момент сопротивле-
ния механизмов. Для этого в режиме самозапуска оставляют обычно
включенными только часть электродвигателей наиболее ответствен-
ных механизмов. Остальные электродвигатели, самозапуск которых
недопустим по условиям техники безопасности, обязательно отклю-
чают защитой.
Таким образом, для обеспечения самозапуска определяют допу-
стимое число и суммарную мощность неотключаемых электродвигате-
лей, при работе которых остаточное
напряжение £7ОСТ обеспечивает вращаю-
щий момент Л1ДВ > Мст, где Мст — ста-
тический момент механизма.
л/
тическими преобразователя-
ми и аккумуляторной бата-
реей
Рис. 7.19. Примерные кривые выбега
электродвигателей с постоянным мо*
ментом
При питании электродвигателей от сети неограниченной мощности
для механизмов с постоянным моментом сопротивления
расчет самозапуска ведется в следующем порядке.
1. По примерным кривым выбега зависимости относительной ско-
рости и от времени пуска (рис. 7.19)
^ = ЦТ\ (7.18)
где t—время отключения короткого замыкания; Т —механическая
постоянная агрегата, находят величину скольжения
s = l-w. (7.19)
2. По кривым зависимости вращающего момента твр и кратности
пускового тока Апуск от скольжения $ (рис. 7.20) определяют пусковой
ТОК /Пуск ^пускДюн*
Пусковая мощность
*^пуск ~ -^цом^пуск/ХПном coS(pHOM), (7.20)
где Апуся —кратность пускового тока с учетом скорости, при которой
начинается самозапуск.
3. Определяют сопротивления одного электродвигателя zlt хг или
группы электродвигателей гдв:
= ^дв1/(]/Г37ПуСк)»
Х'1 = 5б^7ном/(5ПуСКС^б)> 2дВ = 2|/И,
где S3, —базисные мощность и напряжение; п—число одина-
ковых по мощности электродвигателей.
Рис. 7.20. Кривые кратностей вращающего момента и
пускового тока электродвигателей от скольжения
4. Определяют остаточное напряжение на двигателях
Uo„ = UpZ^/tz^ + хт), (7.21)
где Up —расчетное напряжение, приведенное к низшей стороне, при
питании электродвигателей через трансформатор с коэффициентом
/трансформации йт; сопротивление трансформатора
xr = »J4OM/(100ST). (7.22)
5. По кривым, изображенным на рис. 7.20, находят величину мо-
мента асинхронных электродвигателей при сниженном напряжении
(70СТ и скольжении s. Если Мд1( > Мст, то самозапуск возможен.
6. Проверяют кратность напряжения (о. е.), при которой обеспе-
чивается самозапуск:
ky* (7.23)
где mCT, m.sp —статический и вращающий моменты двигателя при
скольжении sHp, определяемые временем выбега, о. е.
7. Определяют число п неотключаемых двигателей при самоза-
пуске по величине At/*> мощности ST и сопротивлению хг трансфор-
матора, а также пусковой мощности двигателей:
^пуск = ---сиГ7 = ^пуск ]/"3 /волевом* (7-24)
J Цном LUb тЫОМ
214
215
При этом
'^ном V Г (t—fe£7*)^r
„ U ! _ |/З^ном^пом -
Кратность пускового тока йпуск при значениях моментов тст, твр
п расчетном скольжении s находят по кривым, изображенным на
рис, 7.20, где указанные величины даны для режима асинхрон-
ного пуска.
Если при самозапуске нескольких синхронных двигателей напря-
жение снижается до величины, при которой невозможно вхождение
в синхронизм, то следует определить эквивалентное сопротивление
двигателей л:дг., которые могут быть
Рис. 7.21. Зависимость времени нару-
шения электроснабжения от электро-
механической постоянной
оставлены в режиме самозапуска:
xAB = xJJ/(URW-U), (7.25)
где %. —сопротивление системы
(см. § 3.1); U —напряжение, обес-
печивающее самозапуск.
Учитывая, что пуск синхронных
двигателей производится в асин-
хронном режиме с использованием
пусковой обмотки, выбег и напря-
жение при самозапуске синхрон-
ных двигателей определяются так
же, как и асинхронных. Наибо-
лее тяжелой при самозапуске
является зона входного
Для доведения синхронного
ния необходимо, чтобы входной
жен и я удовлетворял условию
момента (s = 0,05).
двигателя до критического скольже-
момент с учетом пониженного напря-
^вх^дв 0,055mCT/sKp,
(7.26)
где тъх — входной момент при s = 0,05; (7ДВ — напряжение на за-
жимах двигателя при самозапуске; mtT — статический момент меха-
низма; sKp —критическое скольжение.
Под критическим скольжением синхронного двигателя понимается
максимальное скольжение, при котором после подачи возбуждения
обеспечивается вхождение его в синхронизм. Критическое скольже-
ние
sKp = 0,06 V (l,2m„„. - 0,6mCT.)/Ta> (7.27)
где /пмакс# —максимальный синхронный момент, о. е.; тСт4. —ста-
тический момент, о. е.; Та = 10,96 Ju2/PllOU —электромеханическая
постоянная времени электродвигателя и механизма, с. Здесь J —
момент инерции, т-м2; п —скорость вращения, об/мин.
Следовательно, чем больше критическое скольжение, тем меньший
входной момент требуется для обеспечения самозапуска.
Время нарушения fliap (с) электроснабжения, в течение которого
электродвигатель не выйдет за пределы критического скольжения,
U-----~-УТа(т„кс-0,6т„), (7.28)
где тст—статический момент, принимаемый неизменным, о. е.
На основании (7.28) построены зависимости допустимого времени
нарушения электроснабжения £нар от величины электромеханической
постоянной времени агрегата «двигатель —механизм» Та при различ-
ных значениях кратности максимального асинхронного момента тмакс
и статическом моменте тст 0,8 тном (рис. 7.21).
Пример 7.4. Рассчитать возможность самозапуска семи асинхронных электро-
двигателей после отключения короткого замыкания через 1 с.
Каждый из двигателей имеет следующие данные: Р110м = 500 кВт, U = 3000 В,
7пом = 1М А, Та = 5 с. Двигатели питаются от системы неограниченной мощности
через трансформатор = = 6300 кВ -A, U = 10 5000/3300 В, нк = 10,5 % и
приводят в движение механизм с постоянным моментом сопротивления mCT = 1.
Напряжение сети при коротком замыкании принимается равным нулю.
Решение. Относительное время пуска t пуск= 7/Та — 1/5 = 0,2.
Определяем расчетное скольжение к моменту отключения короткого замыкания,'
для чего по кривым рис. 7.19 находим при /пуск = 0,2 и U = 0 относительную ско-
рость и — 0,8. Тогда s = 1 — 0,8 = 0,2.
Для этого значения скольжения (рис. 7.20) при mCT — 1 и иос1 = 1 определяем.
й11уск = 3,45. Следовательно, пусковой ток одного двигателя
7пуск = ^пускЛюн“ 3,45 114 = 393 А,
Пусковое сопротивление п двигателей
гдвЗ =б7(/3 7пускл) = 3000/(/з.393-7) = 0,б2 Ом,
Сопротивление трансформатора
UKU ном
*т = 100Sr
10,5 30003
100 6300
= 0,15 Ом,
Расчетное приведенное напряжение трансформатора U’ = 10 500-3300/10 500 =
= 3300 В.
Остаточное напряжение иа зажимах двигателей (принимая гД[1 = хдв)
Г/0СТ = Г/'л'дв/(хдв = 3300 0,62/(0,624-0,15) = 2660 В, или 0,8.
Из рис. 7.20 видно, что при f7OCT = 0,8 и s= 0,2 твр = 1,1. Так как твр = 1,1
больше mCT = I, то самозапуск возможен.
Пример 7.5. К сети напряжением 10 кВ подключен синхронный двигатель
в блоке с трансформатором мощностью S = 1000 кВ-А, напряжением U — 10/3 кВ,
ик = 5,5 %. Данные двигателя: Рном ~ 542 кВт; [7(ШМ = 3 кВ; cos срном = 0,8;
Л пом ~ 0,935; /Ипуск ~ 2,9; н;вх 1,0; уск 5,4; гпмакс 2,3; /лст =0,6; Т& =
= 15 с.
Проверить возможность самозапуска при нарушении электроснабжения про-
должительностью гнар ~ 1,5 с.
Решение. Относительное время пуска /||уск = /нар/Ея = 1,5/15 = 0,1.
По кривой рис. 7.19 при /пуск — 0,1 и U = 0 находим и = 0,9, откуда s = 1 —
— 0,9 = 0,1. При s — 0,1 и UOCT = 1 (см. рис. 7.20) находим Апуск = 2,7.
Расчетная пусковая мощность
5пуСК = йпускРнои/(т]|юм cos Ф11ОМ) = 2-7 542/(0,935 0,8) = 1960 кВ • А.
216
217
Индуктивное сопротивление электродвигателя и трансформатора при = ST =
= IOOOkB-A и £/б= 3,15кВ:
^ = ^/100 = 0,055; хдв = 5б^ном/(5ПуС11иб) = 1000 32/(1960 3,152) =0,46.
Напряжение на зажимах двигателя при самозапуске с учетом напряжения сети
~ 1,03 Uном:
U* = ^1ХдВ/(хдв +хт) = 1,03- 0,46/(0,46 4- 0,055) = 0,92.
Критическое скольжение по (7.27)
sKp = 0,06 V(1,2тмакс—0,6тст)/Га = 0,06 V(1,2 - 2,3 —0,6 0,6)/15 =0,024.
Возможность самозапуска определяется из условия необходимого входного
момента по (7.26): 0,055 mcl/sK„. В данном случае Ь0,922 = 0,84 меньше
0,055-0,6/0,024 = 1,4.
Следовательно, входной момент при пониженном напряжении оказался меньше
требуемого, и поэтому самозапуск без предварительной разгрузки двигателя не обес-
печивается.
ГЛАВА 8
КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК
§ 8.1. Основные определения величин
реактивной мощности
Компенсация реактивной мощности, или повышение коэффициента
мощности электроустановок промышленных предприятий, имеет боль-
шое народнохозяйственное значение и является частью общей про-
блемы повышения КПД работы систем электроснабжения и улучшения
качества отпускаемой потребителю электроэнергии. Повышение коэф-
фициента мощности на 0,01 в масштабе страны дает возможность
дополнительного полезного отпуска электроэнергии в 500 млн. кВт-ч
в год.
Потребители электроэнергии, например асинхронные двигатели,
для нормальной работы нуждаются как в активной, так и в реактив-
ной мощностях, которые вырабатываются, как правило, синхронными
генераторами и передаются по системе электроснабжения трехфазного
переменного тока от электростанции к потребителям.
В процессе передачи потребителям активной (Р) и реактивной (Q)
мощностей в проводниках системы электроснабжения создаются по-
тери активной мощности:
ДР = 3/Ч?=^Я = -^£-Я=^Я4-£/? = ДР.+ДРр, (8.1)
где ДРа и ДРр — потери иа передачу активной и реактивной мощно-
стей. ______
Учитывая, что коэффициент мощности cos <р = P/S = P/]/rP2 + Q2,
определяем
Р^-J-Q2 = P2/C0S ф2. (8.2)
Подставляя значение (8.2) в (8.1), находим
ДР = ДРа + ДРр = P2R/(U2 cos ср2). (8.3)
Следовательно, потери активной мощности обратно пропорциональ-
ны квадрату коэффициента мощности. Этим подтверждается зна-
чение величины коэффициента мощности при передаче электроэнер-
гии от источников питания к потребителям.
Из (8.1) следует, что при снижении передаваемой реактивной мощ-
ности Q потеря активной мощности в сети снижается от величины ДРХ
до величины ДР2, что достигается применением компенсирующих уст-
219
ройств (табл. 8.1). Получаемое при этом удельное снижение потерь
активной мощности АР = &Рг — ^Р2 (кВт) по отношению к переда-
ваемой реактивной мощности Q (квар) называется коэффициентом сни-
жения потерь или экономическим эквивалентом /?эк. Последний состав-
ляет 0,02—0,12 кВт/квар и зависит от cos ср, схемы электроснабжения
предприятия и его удаленности от источника питания. Учет коэффи-
циента k3K при выборе мощности трансформаторов см. в примере 6.1.
Таблица 8.1
Компенсирующее устройство
Удельные потери,
кВт, квар
Статические конденсаторы напряжением:
0.22-0,5 кВ...............................
3-10 кВ.................................
Синхронные компенсаторы мощностью 7,5—1а
МВ А ...................................
Синхронные генераторы и синхронные двигате-
ли мощностью 500—5000 кВ Л, используе-
мые в качестве компенсаторов .............
То же, мощностью меньше 500 кВ-А, тихоход-
ные ......................................
Синхронные генераторы, используемые в каче-
стве компенсаторов без расцепления с первич-
ным двигателем ...........................
0,004
0,003
0,027—0,023
0,05—0,10
0,10—0,15
0,25—0,30
Реактивная мощность, потребляемая промышленными предприя-
Рис. 8.1. Диаграмма работы
компенсирующего устройства
тиями, распределяется между отдельными видами электроприемннков
следующим образом: 65—70% приходится на асинхронные двигатели,
20—25% —па трансформаторы и около
10 % — на воздушные электрические
сети и другие электроприемники (люми-
несцентные лампы, реакторы, индуктив-
ные приборы и т. п.).
Увеличение потребления реактивной
мощности электроустановкой вызывает
рост тока в проводниках любого звена
системы электроснабжения и снижение
величины коэффициента мощности элек-
троустановки.
Повышение коэффициента мощности
электроустановки зависит от снижения
потребления реактивной мощности. При спи жени и потребления ре-
активной мощности Q до величины (Q — б),<), где QK —мощность
компенсирующего устройства, величина угла ф1 также уменьшается
До фз (рис. 8.1), а следовательно, величина коэффициента мощности
увеличивается с cos до cos ф2.
Применение устройств, компенсирующих реактивную мощность,
несколько удорожает эксплуатацию электрических установок. Кроме
того, в них создаются некоторые дополнительные потери активной
мощности АРК, которые, однако, значительно меньше потерь актив-
ной мощности АР.
Повышение коэффициента мощности, или уменьшение потребления
реактивной мощности элементами системы электроснабжения, сни-
жает потери активной мощности и повышает напряжение. На тех
участках, где потребление реактивной мощности элементами системы
электроснабжения увеличивается, потери активной мощности тоже
увеличиваются, а напряжение снижается. На тех участках, где по-
требление реактивной мощности уменьшается, увеличивается, кроме
того, пропускная способность элементов системы электроснабжения,
а при проектировании новых линий создается возможность примене-
ния проводов меньших сечений при передаче той же активной мощно-
сти.
Дополнительные потери активной мощности в компенсирующих
устройствах ДРК характеризуют экономичность выработки реактив-
ной мощности и целесообразность их установки. Эти дополнитель-
ные потери активной мощности для различных компенсирующих
устройств различны и могут быть охарактеризованы удельной потерей
активной мощности на компенсацию (табл. 8.1).
Любой элемент электрической сети, в которой ток опережает
напряжение, является генератором реактивной мощности. Поэтому
кроме синхронных машин (генераторов и двигателей), работающих
с перевозбуждением, источниками реактивной мощности (ИРМ)
являются также и линии электропередачи (воздушные и кабель-
ные).
Кабельные линии на 10 кВ сечением 70—150 мм3 обладают реак-
тивной емкостной мощностью 10—15 квар/км, а воздушные двухцеп-
ные ЛЭП на 110 кВ с проводами АС-150, подвешенными на расстоянии
между ними 3—5 м, мощностью 3,8—3,6 Мвар/100 км. Указанные ре-
активные емкостные мощности должны учитываться при расчетах
линий выше 1000 В (см. пример 6.2).
Значения коэффициента мощности. Текущий коэффициент мощно-
сти в каждый момент времени
cos ф< = Pt/S, = Pi/yPi + Ql, (8.4)
где Pi, Si и Qi — соответственно активная, кажущаяся и реактивная
мощности в момент времени кВт, кВ-А, квар.
Активные и реактивные мощности предприятий изменяются не
только в течение длительных промежутков времени (суток, месяца),
но и в течение одной производственной смены (см. рис. 4.2).
Значение коэффициента мощности в момент времени наиболее
точно определяется по фазометру. При отсутствии фазометра cos ip
определяется одним из следующих способов:
1) двумя трехфазными ваттметрами или одним ваттметром с пере-
ключателем измеряются в некоторый момент времени Р и Q и опреде-
ляется значение tg ф, = Q/Р, затем по tg ф, находится в таблицах
соответствующий ему cos ф/;
221
220
2) двумя ваттметрами измеряется активная мощность Рг и Р2
и определяется
tg<pi = (P!-Л)Л/3 (₽, + ₽,)], (8.5)
где Рг и Р2 — показания ваттметра для фаз А и С соответственно;
3) амперметром, вольтметром и трехфазным ваттметром измеря-
ются ток, напряжение и активная мощность. Затем находят
cos (8.6)
где Z, V и Р — соответственно действующие значения тока, напря-
жения и мощности, одновременно определяемые по приборам, А,
кВ, кВт.
Средневзвешенный коэффициент мощности cos фсрн определяют
по показаниям счетчиков активной W и реактивной V энергии за опре-
деленный промежуток времени для действующих предприятий:
tg<PcpR = V/W- (8.7)
С08Фсри = уТ+(ЖЛ (8.8)
Величины Й7 и V для проектируемых предприятий могут опреде-
ляться расчетным путем (см. § 4.3).
Оптимальный коэффициент мощности cos фэ, соответствует опти-
мальному tg фэ = Q3/PM, где Рм, Qa— активная и реактивная мощ-
ности (см. § 8.3).
§ 8.2. Мероприятия и средства компенсации
реактивной мощности
Мероприятия, проводимые по компенсации реактивной мощности
эксплуатируемых или проектируемых электроустановок потребите-
лей, могут быть разделены на следующие три группы: 1) не требую-
щие применения компенсирующих устройств; 2) связанные с приме-
нением компенсирующих устройств; 3) допускаемые в виде исклю-
чения.
Последние два мероприятия должны обосновываться технико-
экономическими расчетами и применяться при согласовании с энер-
госистемой.
Мероприятия, не требующие применения
компенсирующих устройств:
1) упорядочение технологического процесса, ведущее к улучше-
нию энергетического режима оборудования, а следовательно, и к по-
вышению коэффициента мощности;
2) переключение статорных обмоток асинхронных двигателей на-
пряжением до 1000 В с треугольника па звезду, если их загрузка со-
ставляет менее 40%;
3) устранение режима работы асинхронных двигателей без на-
грузки (холостого хода) путем установки ограничителей холостого
хода, когда продолжительность межоперационного периода превы-
шает 10 мнн; *
4) замена, перестановка и отключение трансформаторов, загру-
жаемых в среднем менее чем на 30% от их номинальной мощ-
ности;
5) замена мало загруженных двигателей двигателями меньшей
мощности при условии, что изъятие избыточной мощности влечет
за собой уменьшение суммарных потерь активной энергии в энергоси-
стеме и двигателе;
6) замена асинхронных двигателей синхронными двигателями той
же мощности, где это возможно по технико-экономическим соображе-
ниям;
7) применение синхронных двигателей для всех новых установок
электропривода, где это приемлемо по технико-экономическим сооб-
ражениям;
8) регулирование напряжения, подводимого к электродвигателю
при тиристорном управлении;
9) повышение качества ремонта двигателей с сохранением их но-
минальных данных.
Мероприятия, связанны еспри мене ниемком-
пенсирующих устройств:
1) установка статических конденсаторов;
2) использование синхронных двигателей в качестве компенса-
торов.
Мероприятия по повышению коэффициента
мощности, допускаемые в виде исключения:
1) использование имеющихся на предприятиях синхронных гене-
раторов в качестве синхронных компенсаторов;
2) синхронизация асинхронных двигателей, причем она допу-
скается при нагрузке на валу не выше 70% от номинальной мощности
и соответствующем технико-экономическом обосновании.
При питании постоянным током фазный ротор втягивается в син-
хронизм и может работать с опережающим коэффициентом мощности,
приобретая свойства, сходные со свойствами синхронного двигателя,
но со значительно меньшей перегрузочной способностью.
Синхронизация асинхронных двигателей с фазным ротором^
применяется только для двигателей, уже находящихся в эксплуа-
тации.
Особенности некоторых компенсирующих устройств. Синхрон-
ные двигатели. Синхронные двигатели по сравнению с асин-
хронными имеют следующие преимущества:
а) возможность использования в качестве компенсирующих уст-
ройств при сравнительно небольших дополнительных первоначаль-
ных затратах, поскольку при работе с опережающим коэффициентом
мощности полная мощность синхронного двигателя SH0M,CH, определя-
ющая его стоимость, растет в гораздо меньшей степени, чем его ком-
пенсирующая способность:
Номинальный коэффициент cos ср....1,0 0,9 0,85 0,8
Полная мощность 8НОМ.СН, %..........0 11 17 25
Компенсирующая способность (Сдв-сн/^ном-сн)
100%.................... .0 48 62 75
222
223
б) экономичность изготовления па небольшое число оборотов;
при этом отпадает необходимость в промежуточных передачах между
двигателем и рабочей машиной;
в) меньшую зависимость вращающего момента от колебаний напря-
жения: у синхронного двигателя момент пропорционален напряже-
нию в первой степени, а у асинхронного — во второй степени;
г) более высокую производительность рабочего агрегата при син-
хронном электроприводе, поскольку скорость двигателя не зависит
от нагрузки;
д) меньшие потери активной мощности, так как КПД синхронных
двигателей выше, чем КПД асинхронных двигателей.
Компенсирующая способность двигателя определяется нагрузкой
на его валу, напряжением, подведенным к зажимам двигателя, и
током возбуждения. С уменьшением тока возбуждения ниже номиналь-
ного компенсирующая способность двигателя снижается.
Обычно в практических условиях нагрузка синхронных двигате-
лей на валу составляет 50—100"о от номинальной. При такой нагрузке,
а также при регулировании напряжения, подводимого к электродви-
гателю (см. § 7.1), можно использовать электроприводы с синхрон-
ными двигателями в качестве компенсаторов реактивной мощности
при работе их с опережающим коэффициентом мощности. Например,
для электродвигателя типа СДН-18-24-40 (Рыом,с = 615 кВт, п =
= 150 об/мин) при коэффициенте нагрузки k„ = 0,8 и С7110и = 6 кВ
компенсирующая способность составляла 1,27; при U = 0,95 С7НО.Л
компенсирующая способность увеличивалась до 1,40, а при Ан = 0,7
она повысилась до 1,45.
Синхронные компенсаторы. Компенсатор — это син-
хронный двигатель, работающий в режиме холостого хода, т. е. без
механической нагрузки на валу. Это позволяет изготовлять специаль-
ные синхронные компенсаторы с меньшим воздушным зазором и облег-
ченным валом по сравнению с обычными синхронными двигателями.
При перевозбуждении синхронный компенсатор генерирует опере-
жающую реактивную мощность, а при недовозбужденни потребляет
отстающую реактивную мощность. Это свойство синхронных компен-
саторов используется для регулирования реактивной мощности и
повышения коэффициента мощности, и для регулирования напряже-
ния в электрических сетях (см. § 7.1).
Преимуществами синхронных компенсаторов являются плавное п
автоматическое регулирование реактивной мощности и напряжения
в большом диапазоне, чем обеспечивается увеличение статической и
динамической устойчивости в энергетической системе, а также высо-
кая надежность ее работы (см. гл. 7).
Недостатками синхронных компенсаторов являются относительно
высокая стоимость, а следовательно, и высокие удельные капиталь-
ные затраты на компенсацию (12,5 руб/кв ар); удельный расход актив-
ной мощности на компенсацию (0,027 кВт/квар), что значительно
больше по сравнению со статическими конденсаторами (0,003 кВт/квар);
большая занимаемая производственная площадь и шум, производи-
мый при работе.
Указанные особенности синхронных компенсаторов, а также
возможность их пуска от источников питания большой мощности
ограничивают их применение только на подстанциях энергетических
систем.
Статические конденсаторы. Статические конден-
саторы изготовляют из определенного числа секций, которые в за-
висимости от рабочего напряжения и расчетной величины реактивной
мощности соединяют между собой параллельно, последовательно или
параллельно-последовательно.
Компенсацию реактивной мощности электроустановок промышлен-
ных предприятий осуществляют с помощью статических конденсато-
ров, включаемых обычно параллельно электроприемникам (попереч-
ная компенсация). В отдельных случаях при резко переменной нагрузке
сетей, например при питании дуговых печей, сварочных установок
и др., может оказаться целесообразным последовательное включение
конденсаторов (продольная компенсация).
Размещение конденсаторов в сетях напряжением до 1000 В и
выше должно удовлетворять условию наибольшего снижения потерь
активной мощности от реактивных нагрузок. При этом возможна
компенсация:
а) индивидуальная — с размещением конденсаторов непосредст-
венно у токоприемника. В этом случае от реактивных токов разгру-
жается вся сеть системы электроснабжения (сети внешнего и вну-
треннего электроснабжения и распределительные сети до токоприем-
ников). Однако недостатком такого размещения является неполное
использование большой установленной мощности конденсаторов, раз-
мещенных у токоприемников;
б) групповая — с размещением конденсаторов у силовых шкафов
и шинопроводов в цехах. В этом случае распределительная сеть
до токоприемников не разгружается от реактивных токов, но зна-
чительно увеличивается время использования батареи конденсаторов
по сравнению с индивидуальной компенсацией;
в) централизованная — с подключением батареи па шины 0,38 и
6—10 кВ подстанции.
В первом случае от реактивных токов разгружаются трансфор-
маторы подстанций, тогда как питающая и распределительная сети
низшего напряжения от реактивных токов не разгружаются. Во вто-
ром случае от реактивных токов разгружаются только сети энерго-
системы, а трансформаторы подстанций не разгружаются.
Конденсаторы напряжением 6—10 кВ следует устанавливать на
цеховых подстанциях, имеющих распределительные устройства на-
пряжением 6—10 кВ, на распределительных пунктах и, как исклю-
чение, на ЦРП или ГПП. На бесшинных цеховых подстанциях батареи
конденсаторов 6—10 кВ устанавливать не рекомендуется. Мощность
рассматриваемых батарей конденсаторов не должна быть менее 400 квар
при присоединении конденсаторов через отдельный выключатель и
не менее 100 квар при присоединении конденсаторов через общий
выключатель с силовым трансформатором, асинхронным двигателем
н другими электро приемниками. Мощность конденсаторных батарей,
224
В Б. Ю HutiKUti
225
устанавливаемых у групповых щитков, рекомендуется принимать;
менее 30 квар.
При определении места установки статических конденсаторов сле-
дует учитывать увеличение мощности электрооборудования цехов
промышленных предприятий и электроснабжение цехов от комплект-
ных встроенных подстанций типа КТП с трансформаторами до
1000 кВ А и выше. В этих случаях основным способом повышения
коэффициента мощности cos ср становится установка конденсаторов
на шинах 0,38 кВ КТП. При этом чаще применяю!' групповую компен-
сацию с размещением конденсаторов у силовых щитов и магистраль-
ных шинопроводов, так как большинство типовых проектов ТП или
ТП-РП не предусматривают места для установки комплектных конден-
саторных установок (ККУ).
§ 8.3. Основные расчеты при компенсации
реактивной мощности
Электрическая сеть представляет собой единое целое, и правиль-
ный выбор средств компенсации для сетей промышленного предприя-
тия напряжением до 1000 В, а также в сети
6—10 кВ можно выполнить только при
совместном решении задачи.
На промышленных предприятиях ос-
новные потребители реактивной мощности
присоединяют к сетям до 1000 В. Компен-
сация реактивной мощности потребителей
может осуществляться при помощи син-
хронных двигателей (СД) или батарей-кон-
денсаторов (БК), присоединенных непо-
средственно к сетям до 1000 В, или реак-
тивная мощность может передаваться в
сеть до 1000 В со стороны напряжением
6—10 кВ от СД, БК, от генераторов ТЭЦ
или сети энергосистемы. Источники реак-
тивной мощности (ИРМ) напряжением
6—10 кВ экономичнее соответствующих
ИРМ до 1000 В, но передача мощности в
сеть до 1000 В может привести к увеличению числа трансформаторов
и увеличению потерь электроэнергии в сети и трансформаторах.
Поэтому раньше следует выбрать оптимальный вариант компенсации
реактивной мощности на стороне до 1000 В.
Рассмотрим возможные два условия выбора мощности и напряжения
компенсирующего устройства.
Крупное промышленное предприятие с большим числом трансфор-
маторов (рис. 8.2.). Учитывая, что стоимость устанавливаемых комп-
лектных подстанций значительно велика, а передача реактивной мощ-
ности со стороны сети напряжением 6—10 кВ в сеть до 1000 В может
привести к увеличению числа устанавливаемых трансформаторов,
следует найти минимальное возможное число трансформаторов п0
Рис. 8.2. Включение компен-
сирующего устройства при
нескольких трансформаторах
Рис. 8.3. Включе-
ние компенсирую-
щего устройства
при одном или двух
трансформаторах
йри cos ср = 1:
no = P/(₽SHOiI.TcoS(p), (8.9)
где Р — суммарная потребляемая активная мощность в сетях до
1000 В; р — коэффициент загрузки; S1I0M>T — номинальная мощность
одного трансформатора.
Следует отметить, что увеличение числа трансформаторов на
один или два против расчетного не приводит к изменению суммарных
потерь. При этом учитывают одновременное снижение потерь в обмот-
ках трансформаторов и некоторое повышение по-
терь холостого хода.
Наибольшая реактивная мощность, которая
может быть передана от сети напряжением 6—10 кВ
в сеть до 1000 В без увеличения числа выбранных
(заданных) трансформаторов (Мвар)
<21=(8.10)
Далее рассматривают варианты с увеличением
числа трансформаторов на один или два по срав-
нению с минимально возможным их числом «о и
определяют расчетные затраты для каждого ва-
рианта. При этом для первого варианта учиты-
вают затраты па генерацию реактивной мощности
на 6—10 кВ и затраты иа установку БК в сети до
1000 В, мощность которых необходима для баланса реактивных
мощностей в этих сетях. Для вариантов с повышенным числом транс-
форматоров учитывают дополнительные затраты на их установку.
Предприятие с небольшим числом устанавливаемых трансформато-
ров (рис. 8.3). Если на предприятии устанавливаются одни или два
трансформатора 6—10/0,4 кВ, то при изменении степени компенса-
ции реактивной мощности в сети до 1000 В число трансформаторов
обычно не может быть изменено из-за условий электроснабжения,
размещения цехов, требований надежности и др. В этом случае, сохра-
няя изложенную методику расчета, определяют не минимально воз-
можное число трансформаторов, а минимально возможную мощность
(МВ А):
So = Р/($ cos ф). (8.11)
После этого сравниваются варианты установки трансформатора
с минимально возможной мощностью So и мощностью трансформатора
на ступень выше.
Пример 8.1. К шипам РП напряжением 6 кВ (рис. 8.3) промышленного пред-
приятия присоединяют один трансформатор 6/0,4 кВ для покрытия нагрузки: Р =
= 0,9 мВт, 0,8 Мвар, коэффициент загрузки fj = 1. Компенсация реактивной
мощности может быть осуществлена установкой БК на 6 кВ или 380 В, для повыше-
ния cos ф = 1. Определить оптимальные мощности трансформатора и БК на 6 кВ
и 0,38 кВ.
Расчетные данные и обозначения [22]: для БК на 6 кВ стоимость вводного уст-
ройства Зп = 670 руб., стоимость компенсирующих устройств: на 6 кВ Зи —
— 1600 руб/Мвар; на 380 В 310 = 3000 руб/Мвар. ТП мощностью ST = 1600 кВ-A =
= 1,6 МВ А дороже ТП мощностью ST = 1000 кВ • А = 1 МВ • А на К = 5000 руб.
226
8*
227
Решение. Минимальная мощность трансформатора (по 8.11) <!|П
So =0,9/(1 -1.1М.9 МВ • Л.
Первый вариант. Установка БК на 6 кВ и 0,38 кВ; ST = 1000 кВ-A.
Реактивная мощность БК па 6 кВ по (8.2)
= К1“^0,9- = 0,44 Мвар. .
Дополнительная реактивная мощность БК на 0,38 кВ для полной компенсации
при cos ф = I Oo = Q — Qi — 0,8 — 0,44 = 0,36 Мвар.
Расчетные затраты Зг = 30-$- 3nQt 4- 310Qa = 670 4- 1600-0,44 + 3000-36 —-
= 2450 руб.
Второй вариант. Установка трансформатора мощностью 1600 кВ-А и БК на
6 кВ; (?! =И 1,6‘J — 0,92 = 1,4 Мвар, что больше требуемой мощности для полной
компенсации, поэтому принимаем QL = Q — 0,8 Мвар; 310 == 0.
Расчетные затраты 3,2 = 3(( + 3nQL + ptIK = 670 4- 1600-0,8 + 0,223-5000 =
= 3060 руб., где Рц = 0,223 — коэффициент амортизационных отчислений.
Третий вариант. Полная компенсация реактивной мощности Q = 0,8 Мвар
в сети 380 В при минимально возможной мощности трансформатора 1000 кВ-А,
3]0 = 3000 руб/Мвзр.
Расчетные затраты З3 = 310Q = 3000-0,8 ~ 2400 руб.
Таким образом, наименьшие затраты на компенсацию реактивной мощности
будут при третьем варианте, который и является оптимальным.
Определение величины компенсирующей реактивной мощности.
«Руководящие указания по повышению коэффициента мощности в уста-
новке потребителей электроэнергии» 1961 г. ранее устанавливали
нормативные значения средневзвешенного коэффициента мощности,
полученного по показаниям счетчиков активной и реактивной энер-
гии за расчетный период (месяц), с учетом схемы электроснабжения
предприятия.
Практически при относительно высоком средневзвешенном коэф-
фициенте мощности наблюдалось низкое значение коэффициента
мощности в часы максимума нагрузки энергосистемы, за что пред-
приятие могло получить скидки к тарифу за электроэнергию. Это
приводило к нарушению баланса реактивных мощностей и затрудняло
поддержание нормального режима электроснабжения.
В новых «Указаниях по компенсации реактивной мощности в рас-
пределительных сетях» (Минэнерго, 1974 г.) установлены исходные
данные для определения мощности компенсирующих устройств, кото-
рые определяются предельными величинами реактивной мощности
и могут быть переданы предприятию от энергосистемы в режимах
наибольших и наименьших реактивных нагрузок энергосистемы.
При этом время наибольших активных нагрузок энергосистемы может
не совпадать с временем наибольших нагрузок предприятия.
Такое решение при выборе компенсирующих устройств 1221 под-
тверждает изложенные ранее положения о необходимости их ком-
плексного использования как для поддержания режима напряжения
в сети (см. § 7.1), так и для компенсации реактивной мощности в сети
(см. §8.1).
Мощность QK компенсирующего устройства (квар) определяется
как разность между фактической наибольшей реактивной мощностью
QM нагрузки предприятия и предельной реактивной мощностью Q3t
предоставляемой предприятию энергосистемой по условиям режима
ее работы:
= QM - <2э = Р. [(tg Фм - tg Фэ)], (8.12)
где tg фм; Pv •— мощность активной нагрузки предприятия
в часы максимума энергосистемы, принимаемая по средней расчет-
ной мощности Рсм наиболее загруженной смены (см. гл. 4); tg <ри —
фактический тангенс угла, соответствующий мощностям нагрузки Р№,
QM; tg фэ — оптимальный тангенс угла, соответствующий установлен-
ным предприятию условиям получения от энергосистемы мощностей
нагрузки Р„ Q3.
При определении расчетной нагрузки, по которой выбирают мощ-
ность компенсирующего устройства, следует учитывать выполнение
мероприятий по компенсации реактивной мощности нагрузки потреби-
телей, не требующих наличия компенсирующих устройств.
Для экономического стимулирования потребителей к проведению
мероприятий по компенсации реактивной мощности применяют скидки
(со знаком минус) и надбавки (со знаком плюс) к тарифу на электри-
ческую энергию 127].
График работы компенсирующих устройств (КУ) должен соответ-
ствовать потреблению реактивной мощности предприятия,.что дости-
гается соответствующим регулированием их работы путем воздействия
иа регуляторы возбуждения двигателей (СД) или включением и от-
ключением отдельных секций конденсаторных батарей (БК)- Послед-
нее обычно осуществляется автоматической релейной схемой в часы
минимума и максимума нагрузки реактивной мощности потребителя,
что контролируется реактивным электросчетчиком (см. гл. 12).
В цехах промышленных предприятий батареи конденсаторов (БК)
рекомендуется размещать у групповых распределительных пунктов
при допустимых условиях окружающей среды, определяемой возмож-
ной опасности пожара или взрыва.
Устанавливаемые БК У распределительных пунктов могут быть
нерегулируемые, если реактивная суточная нагрузка цеха
мало изменяется, и регулируемые, если указанная нагрузка
значительно изменяется в течение суток.
Выбор мощности БК, размещаемых у распределительных пунктов
или у магистральных и распределительных шинопроводов, должен
производиться в соответствии с номенклатурой изготовляемых ком-
плектных конденсаторных установок (ККУ).
Присоединение к щиту ТП или КТП цеха конденсаторных устано-
вок, размещаемых в различных пунктах сети, может производиться:
1) радиальными линиями от щита ТП до РП цеха; 2) магистральными
линиями от магистральных или распределительных шинопроводов.
Рассмотрим примеры выбора и размещения конденсаторных уста-
новок при радиальном и магистральном их питании.
Пример 8.2, Общая реактивная нагрузка цеха составляет 1060 квар. К глав-
ному распределительному щиту подстанции присоединена реактивная нагрузка
400 квар, остальная реактивная нагрузка мощностью 660 квар присоединяется
к четырем РП (рис. 8.4): РП1 — 85 квар; РП2 — 135 квар; РПЗ — 240 квар; РП4 —
200 квар.
229
228
Реактивная мощность, поступающая из сети 6-—10 кВ через цеховой трансфор-
матор, составляет 160 квар и недостаточная для компенсации указанных реактивных
нагрузок. Расчетная оптимальная мощность устанавливаемых БК на 380 В Qc =
= 9С0 квар. Определить дополнительную мощность БК, присоединяемых к шинам
главного щита и к распределительным пунктам (рис. 8.4), при которой потери в сети
напряжением 380 В были бы минимальными.
Решение. Подбираем номинальную мощность БК Для отдельных РП, кото-
рая должна быть ближайшей к реактивной мощности соответствующих РП и к но-
менклатуре комплектных БК- РП1 — 75 квар; РП2 — 150 квар; РПЗ 225 квар;
ПР4 — 225 квар. Всего Qpn = 675 квар.
Дополнительная мощность БК, присоединяемая к шинам главного щита, <2рЩ =
— Q- QptI = 9Э0 — 675 — 225 квар.
Проверяем баланс реактивных нагрузок и мощности компенсирующих уст-
ройств: QH = 400 + 660 = 1060 квар; у == 675 + 225 -|- 160 = 1060 квар. Следо-
вательно, условия баланса реактивных нагрузок выполняются.
<4
ЗВОВ
РП1 в?
РП2 t-*-13$
180
'—^400
< 41 228;
РПЗЬ-*~2И-0
к225
РП4 200
14^225
1 --
=±= QfWOxfap'
P+jQ--WOitfap
Рис. 8.5. Схема к примеру 8.3
Рис. 8.4. Схема к примеру 8.2
Присоединение БК к шинопроводу напряжением 380 В. Если опре-
делена мощность БК, установленная на шинопроводе, и нагрузка
равномерно распределена по шинопроводу, то точка присоединения
БК определяется оптимальным расстоянием от ТП или КТП до места
установки БК из условия минимума потерь в шинопроводе. Указан-
ное расстояние определяется по формуле
Lon — Lq -ф- (1 — Qe/2Q) L,
(8.13)
где и L — соответственно длина магистральной и распределитель-
ной части шинопровода, м (рис. 8.5); Qc — мощность БК, квар; Q —
суммарная реактивная мощность шинопровода, квар.
Пример 8.3. Нагрузка участка цеха присоединяется к шинопроводу длиной
230 м и равномерно распределена на его участке длиной L = 100 м, длина магистраль-
ной части шинопровода (до начала ответвлений) Ln = 130 м, суммарная потребляемая
реактивная мощность нагрузки Q = 500 квар (рис. 8.5).
Расчетная оптимальная мощность установленной БК Qc — 400 квар. Определить
расстояние от ТП до места установки БК из условия минимума потерь в шинопроводе.
Решение. Расстояние от ТП до места установки БК по (8.13):
Гэ= 130-4-(1Н-400/2 - 500) 100=190 м.
$ 8.4. Конструкции и присоединение конденсаторных
установок
Схемы присоединения конденсаторных установок. В зависимости от
назначения, напряжения и мощности конденсаторной батареи схемы
соединений конденсаторных установок выполняют одно- и трехфаз-
ными с параллельным или параллельно-последовательным соедине-
нием конденсаторов.
В осветительных и силовых сетях напряжением 220 и 380 В при-
меняют главным образом трехфазные конденсаторные установки с па-
раллельным соединением конденсаторов, соединяемых по схеме тре-
угольника.
В осветительных сетях трехфазные конденсаторные батареи обычно
подключают непосредственно (без выключателя) к групповым линиям
этих сетей после выключателя.
Рис. 8.6. Присоединение конденсато- Рис. 8.7. Присоединение конденсато-
ров к шинам 380 В ров к шинам 6—10 кВ
В силовых сетях трехфазные конденсаторные батареи могут под-
ключаться к шипам распределительных щитов общим выключателем
(с электро приемником) или отдельным выключателем.
Подключение трехфазных конденсаторов иа напряжение 380 В
приведено на рис. 8.6, где указаны возможные варианты установки
защитной и коммутационной аппаратуры (автоматический выключа-
тель АВ, рубильник Р с предохранителем П, предохранитель П с кон-
тактором КТ или магнитным пускателем).
При необходимости комплектования конденсаторной установки
напряжением 380 В большой мощности применяют секционированные
схемы, состоящие из нескольких отдельных конденсаторных устано-
вок, которые через отдельный выключатель подключают к шинам рас-
пределительного щита.
Соединение однофазных конденсаторов напряжением 3—10 кВ
в треугольник приведено на рис. 8.7. В этой схеме номинальное на-
пряжение конденсаторов соответствует номинальному напряжению
сети,
231
230
В качестве высоковольтной коммутационной аппаратуры на рис. §/57,
указаны: а — разъединитель Р и выключатель В\ б — высоковольт-
ные предохранители ПК-
В схемах конденсаторных батарей предусматривают специальные
активные или индуктивные резисторы, которые подключают парал-
лельно конденсаторам. Эти резисторы необходимы для разряда конден-
саторов после их отключения, так
как естественный саморазряд про-
исходит медленно.
Разряд конденсаторных батарей
должен осуществляться автомати-
чески после каждого отключения
батареи от сети. Поэтому к ней
должно быть постоянно и непосред-
ственно (без промежуточных разъе-
динителей, рубильников и предох-
Рис. 8.8. Включение разрядных рези- ранителей) подключено специаль-
СТОРОВ ное разрядное сопротивление, на-
пример сопротивление трансформа-
тора напряжения TH к батарее напряжением выше 1000 В или оми-
ческое сопротивление СР к батарее напряжением до 1000 В (рис. 8.8).
Отключение батареи конденсаторной БК и сопротивлений разряд-
ных СР (или ЛР) в комплектных конденсаторных установках (ККУ)
производится автоматом А и его
блок-контактами (рис. 8.9).
После отключения конденса-
торной батареи происходит раз-
ряд ее на сопротивление за 3 —
5 мии, т. е. за время, необхо-
димое для получения на батарее
допустимого остаточного напря-
жения не свыше 50 В.
При дистанционном автома-
тическом управлении конденса-
торной батареей эту выдержку
времени следует учитывать при
подаче импульса на включение
батареи.
Величина разрядного сопро-
тивления, Ом
rfa,= 15 (Ui/Q) 10»,
Рис, 8.9. Схема автоматического отклю-
где [7Ф — фазное напряжение, чепия разрядных резисюров
кВ; Q—мощность батареи, квар.
Так, например, при напряжении 0,4 кВ и мощности батареи 300квар
необходимое разрядное сопротивление составляет около 8 кОм.
Комплектные конденсаторные установки (ККУ). Широкое приме-
нение статических конденсаторов, используемых для повышения коэф-
фициента мощности и регулирования напряжения в системе электро-
снабжения, потребовало организации промышленного изготовления
ККУ с последующим монтажом их на отдельных участках сетей на-
пряжением 0,38 и 6—10 кВ.
В ККУ применяют конденсаторы из бумаги, пропитанной мине-
ральным маслом, соволом или другим жидким диэлектриком. Эти
конденсаторы подразделяют по напряжению, числу фаз, роду установки
и роду пропитки.
Конденсаторы изготовляют следующих типов: КМ1, КМА, КС,
КС2, КС2А. Например, КМ1-0,38 означает, что конденсатор косинус-
ный, с пропиткой минеральным маслом, для внутренней установки,
первого габарита, на напряжение 380 В; КС2-6,3 - косинусный^
с пропиткой соволом, для внутренней установки, второго габарита,
на напряжение 6,3 кВ; КС2А-6,3 —то же, для наружной установки.
Конденсаторы напряжением до 1000 В изготовляют однофазными
и трехфазными, мощностью 4,5—50 квар, Конденсаторы напряжением
свыше 1000 В —однофазными, мощностью 13,0—75 квар.
ККУ состоит из соответствующего числа конденсаторов опреде-
ленной мощности и вспомогательного оборудования для включения,
отключения и защиты; изготовляется в виде одной или нескольких
ячеек.
Помещения, где устанавливаются ККУ, могут иметь естественную
вентиляцию; если температура воздуха превышает 30 °C, то необхо-
димо применять искусственную вентиляцию.
ККУ для напряжений 0,38 кВ, мощностью до 100 квар выполнялись
в виде одного комбинированного шкафа, в верхней части которого
устанавливается соответствующий автомат, а в нижней части разме-
щаются конденсаторы первого или второго габарита.
ККУ мощностью выше 100 квар комплектуется из отдельного шкафа
ввода и нескольких шкафов с конденсаторами. В шкафу ввода раз-
мещается вся вспомогательная аппаратура — предохранители с кон-
такторами или автоматами, трансформаторы тока, разрядные сопро-
тивления, измерительные устройства и устройства автоматического
регулирования.
Таблица 8.2
Тип установки Номинальная мощность, киар Число и мощность, регу- лируемых ступеней, штХквар
УК-0,38-11 ОН 110 1Х1Ю
УК-0,38-22 ОН 220 2хИ0
УК-0,38-32 ОН 320 ЗхИО
УК-0,38-43 ОН 430 4x110
УК-0,38-54 ОН 540 5x110
УК-0,380-15 ОН 150 1X150
УК-0,38-300 НЛ, НП 300 2x150
УК-0,38-450 НЛ, НП 450 3 х 150
УК-0,38-600 НЛ, НП 600 4x150
УК-0,38-900 НЛ, НП ООО 6х 150
Примечание. Установленные аппараты защиты и управления —
предохранители ПИ-2 и контакторы ЦТ-6000.
232
233
На рис. 8.10 приведена конденсаторная установка на напряжение
380 В, мощностью 220 квар, состоящая из шкафа ввода и двух шкафов
с конденсаторами, защищаемые автоматами типа АВ-10НВ.
Новые комплектные конденсаторные установки серии УК-0,38
выпускают иа 380 В мощностью ПО—540 квар. Намечается выпуск
таких установок мощностью 150—900 квар с левым (Л) или правым
(П) расположением вводной ячейки и устройством автоматического
регулирования (Н) (табл. 8.2).
ККУ для напряжений 6—10 кВ выпускались типа КУ-6/10 для
внутренней установки и КУН-6/10для наружной установки.
Рис. 8.10. Конденсаторная установка на напряжение 380 В и мощность 220 квар
Компоновка ККУ необходимой мощности выполняется из шкафа
ввода и нескольких одинаковых ячеек (шкафов) с конденсаторами.
В ячейке ввода может устанавливаться малообъемный выключатель
с дистанционным приводом или предохранители ПК-6-10, а также два
однофазных трансформатора напряжения для разрядки конденсаторов.
Возможно также подключение ячейки ввода к выключателю, установ-
ленному в распределительном устройстве (РУ) напряжением 6—10 кВ.
В ячейке конденсаторов размещаются в два-три ряда однофазные
конденсаторы типа КМ-6,3 или КМ-10,5 и защитные предохранители
типа ПК. Изменяя число конденсаторов в каждой фазе, можно уком-
плектовать необходимую мощность конденсаторной батареи.
На рнс. 8.11 приведена конденсаторная установка на напряжение
10 кВ, мощностью 450 квар с конденсаторами, защищенными одно-
фазными предохранителями типа ПК-Ю.
В! ячейках конденсаторы располагаются открыто на конструкциях
прислонного типа и со стороны обслуживания защищаются металли-
ческой сеткой. При установке ККУ в производственных помещениях
шийы и конденсаторы дополнительно закрываются металлическим
кожухом с жалюзи для вентиляции.
В ККУ предусматривается заземление каждого конденсатора путем
присоединения его корпуса к металлическому каркасу батареи,
подключенному к общему контуру заземления.
Рис. 8.11. Конденсаторная установка на напряжение 6—10 кВ мощно-
стью 450 квар
На напряжение 6—10 кВ выпускаются комплектные конденсатор-
ные установки серии УК-6/10 мощностью 450-—1800 квар с левым (Л)
или правым (П) расположением вводной ячейки, с устройством авто-
матического регулирования (Н), для внутренней и наружной уста-
новки (табл. 8.3).
Т а б л ица 8,3
Тип установки Номинальная мощность, квар Число и мощность ре- гулируемых ступеней, штхквар
УК-6/10-450 ЛУЗ, ПУЗ 450
УК-6/10-675 ЛУЗ, ПУЗ 675 *
УК-6/10-900 ЛУЗ, ПУЗ 900 —
УК-6/10-1125 ЛУЗ, ПУЗ 1125 —
УК-6/10Н-900 Л, П 900 1X900
УК-6/ЮН-1350 Л, П 1350 1X1350
УК-6/10Н-1800 Л, П 1800 1 X 18СЮ
Примечания; I. В УК-6/10 на вводах установлены разъединители;
в УК-6/10Н с автоматическим регулированием на вводах установлены высо-
ковольтные выключатели. 2. УК комплектуются конденсаторами с встроен-
ными разрядными сопротивлениями.
234
ГЛАВА 9
ЗАЩИТНЫЕ ЗАЗЕМЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК
§ 9.1. Основные сведения и определения
При прикосновении человека к токоведущим частям электриче-
ской установки, находящимся под напряжением, или к металлическим
частям, которые оказываются под напряжением вследствие пробоя или
неисправности изоляции, может произойти поражение человека элек-
трическим током.
Поражение человека током проявляется в виде электрического
удара и электрических травм (ожогов и др.). В результате электри-
ческого удара у человека могут появиться судороги, произойти потеря
сознания, прекратиться дыхание и кровообращение. Электрический
удар может привести к смертельному исходу. Смертельные поражения
человека электрическим током наблюдались при напряжениях от 12 В
и выше.
Для исключения случайного прикосновения человека к голым
токоведущнм частям устанавливают ограждения или располагают
токоведущие части на определенной высоте.
Чтобы обеспечить безопасность людей, работающих на установках
напряжением до 1000 В и выше, необходимо сооружать заземляющие,
или зануляющие, устройства и заземлять, или занулять металлические
части электрического оборудования и электрических установок. За-
земляющие, или зануляющие, устройства должны удовлетворять тре-
бованиям, обусловленным режимом работы сетей и .защиты от перена-
пряжений.
Приведем основные термины, встречающиеся при расчетах и уст-
ройстве заземлений и занулений в электрических установках.
Заземлителем называется металлический проводник или группа
проводников (электродов), находящихся в соприкосновении с землей.
Заземляющими проводниками называются металлические провод-
ники, соединяющие заземляемые части электрической установки с за-
землителем. Заземление какой-либо части установки есть преднаме-
ренное электрическое соединение ее с заземлителем.
Заземляющим устройством называется совокупность заземлите/?#!
и заземляющих проводников.
Сопротивлением заземляющего устройства называется сумма сопро-
тивлений заземлителя (относительно земли) и заземляющих провод-
ников.
Сопротивление, которое оказывает заземлитель на участке расте-
кания тока, называется сопротивлением растеканию. Сопротивление
растеканию заземлителя
Я3 = ^3//3. (9.1}’
где напряжение на заземлителе, В; /3 —ток, стекающий через
заземлитель в землю, А.
Замыканием на землю называется случайное электрическое сое-
динение находящихся под напряжением частей электроустановки
с частями, не изолированными от земли, или с землей непосредственно.
Электрическое соединение отдельных частей машин, аппаратов^
линий с заземленными конструктивными частями электроустановки
называется замыканием на корпус.
Током замыкания на землю /3 называется ток, проходящий через
землю в месте замыкания.
Электроустановками с большими токами замыкания на землю
называются электроустановки напряжением выше 1000 В, в которых
однофазный ток-замыкания на землю составляет более 500 А.
Электроустановками с малыми токами замыкания на землю назы-
ваются электроустановки напряжением выше 1000 В, в которых
однофазный ток замыкания на землю равен или менее 500 А.
Глухозаземленной нейтралью называется нейтраль трансформатора
или генератора, присоединенная к заземляющему устройству непосред-
ственно или через малое сопротивление (трансформаторы тока и др.).
Изолированной нейтралью называется нейтраль, не присоединен-
ная к заземляющему устройству или присоединенная через аппараты,
компенсирующие емкостный ток в сети, трансформаторы напряжения
и другие аппараты, имеющие большое сопротивление.
Нулевым рабочим проводником в электроустановках до 1000 В
называется проводник, используемый для питания электроприемни-
ков, соединенный с гл ухозаземленной нейтралью генератора или
трансформатора в сетях трехфазного тока, с глухозаземленным выво-
дом источника однофазного тока, глухозаземлен ной средней точкой
источника постоянного тока.
Нулевым защитным проводником электроустановок до 1000 В
называется проводник, соединяющий зануляемые части с глухоза-
земленной нейтралью генератора или трансформатора в сетях трех-
фазного тока.
В электроустановках с гл ухозаземленной нейтралью при замыка-
ниях на заземленные части должно быть обеспечено надежное автома-
тическое отключение поврежденных участков сети с наименьшим
временем отключения. Для этого в электроустановках напряжением
до 1000 В с глухозаземленной нейтралью, а также в трехпроводных
сетях постоянного тока с глухозаземленной средней точкой обяза-
тельно имеется металлическая связь корпусов электрооборудования
с заземленной нейтралью электроустановки. Такая связь называется
занулением.
Применение заземления корпусов электрооборудования без метал-
лической связи с заземленной нейтралью трансформатора запреща-
ется. Применение в одной и той же сети зануления для одних электро-
приемников и заземления для других не допускается.
236
В сетях с глухим заземлением нейтрали следует применять зану-
ление (рис. 9.1), а в сетях с изолированной нейтралью —заземление
(рис. 9.2).
Отключение электроустановок при однофазных замыканиях на
землю может также осуществляться при помощи защитного отключе-
ния, которое выполняется в
дополнение к заземлению,
или занулению.
Если невозможно выпол-
нить заземление, или зануле-
ние и обеспечить защитное
отключение электроустанов-
ки или трудно их выпол-
нить по технологическим
причинам, то допускается
обслуживание электрообору-
дования с изолирующих пло-
щадок. При этом должна
быть исключена возможность
одновременного прикоснове-
ния к незаземленным частям
электрооборудования и частям
зданий или оборудования,
имеющим соединениесземлей.
токами замыкания на землю
в целях обеспечения безопасности должно быть выполнено выравнива-
ние потенциала.
Рис. 9.1. Схема зануления элементов элек-
троустановки до 1000 В с заземленной ней-
тралью:
1 — заземляющий винт или болт; 2 — освети-
тельная арматура; 3 — выключатель в металли-
ческом корпусе; 4 — электродвигатель; б — пу-
скатель; 6 — нулевой провод
В электроустановках с большими
Рис. 9.2. Схема защитного заземления элементов
электроустановки до 1000 В с изолированной ней-
тралью:
/ — заземляющий винт или болт; 2 — магистраль зазем-
ления; 3 — осветительная арматура; 4 — выключатель
В металлическом корпусе: 5 — электродвигатель; 6 —
пускатель; 7 — пробивной предохранитель
Рабочим заземлением называется присоединение к заземляющему
устройству какой-либо точки электрической цепи, необходимое для
обеспечения надлежащей работы установки в нормальных или аварий-
ных условиях, что осуществляется непосредственно или через спе-
циальные аппараты: пробивные предохранители, разрядники и рези-
сторы.
Электроустановки переменного тока напряжением до 1000 В
допускаются к применению как с глухозаземленной, так и с изо-
лированной нейтралью, а постоянного тока—с глухозаземленной
или изолированной средней точкой. В четырех проводных сетях трех-
фазного тока и трех проводных сетях постоянного тока обязательно
глухое заземление нейтрали или средней точки.
В электроустановках напряжением ПО кВ
и выше нейтрали заземляются наглухо, а нейтрали установок на-
пряжением 3, 6, 10, 20 и 35 кВ не заземляются или заземляются через
компенсирующие устройства.
При заземлении электроустановок особое внимание необходимо
обращать на заземление металлических корпусов передвижных и
переносных электроприемников, передвижных установок н механиз-
мов. Это связано с тем, что опасность поражения при заземлении
на корпус здесь значительно выше, чем в стационарных установках.
Заземление переносных электроприемников и передвижных установок
должно выполняться в соответствии с требованиями ПУЭ.
В электроустановках напряжением до 1000 В
с изолированной нейтралью, используемой для за-
земления электрооборудования, сопротивление заземляющего устрой-
ства не должно быть более 4 Ом.
Заземляющие устройства, к которым присоединяют нейтрали гене-
раторов и трансформаторов мощностью 100 кВ-А и менее, могут иметь
сопротивление не более 10 Ом. Если генераторы или трансформаторы
работают параллельно, то сопротивление 10 Ом допускается при сум-
марной мощности их не более 100 кВ-А.
В электроустановках напряжением до 1000 В
с глухозаземленной нейтралью сопротивление за-
земляющего устройства, к которому присоединяют нейтрали генера-
торов или трансформаторов, или выводы источника однофазного тока,
в любое время года должны быть не более 2, 4, 8 Ом соответственно при
линейных напряжениях 660, 380, 220 В источника трехфазного тока
или 380, 220, 127 В источника однофазного тока L28J.
На концах воздушных линий и ответвлений длиной более 200 м
должны выполняться повторные заземления нулевого провода. Пов-
торные заземления должны выполняться также вблизи вводов кабель-
ных или воздушных линий в помещения. Внутри этих помещений
нулевой провод, имеющий повторное заземление, должен присоеди-
няться к заземляющей сети у всех щитов, распределительных пунк-
тов и щитков. Сопротивление заземляющих устройств всех повторных
заземлений нулевого провода должно быть не более 5, 10, 20 Ом для
напряжений 660, 380, 220 В 128].
В электроустановках напряжением выше
1000 В с глухозаземленной нейтралью с большими
токами замыкания на землю сопротивление заземляющего устройства
должно быть не более 0,5 Ом.
В электроустановках напряжением выше
239
238
1000 В с изолированной нейтралью с малыми токами
замыкания на землю сопротивление должно удовлетворять условию:
£3<U,//3, (9.2)
где t/3 = 250 В, если заземляющее устройство используется только
для установок напряжением выше 1000 В: U3 = 125 В, если заземляю-
щее устройство одновременно используется и для установок до 1000 В;
/3 —расчетный ток замыкания на землю, А.
Если заземляющее устройство является общим для распредели-
тельных устройств электроустановок различных напряжений, то за
расчетную величину сопротивлений заземления принимается наимень-
шая из требуемых величин.
Емкостный ток замыкания на землю определяется по приближен-
ной формуле
/3 = t/(35/Ka64-ZB)/350, (9.3)
где U —линейное напряжение сети, кВ; /кяб и /в—’Суммарная длина
электрически связанных между собой кабельных и воздушных
линий, км.
В электроустановках с малыми токами замыканий на землю по
опытным данным эксплуатации систем электроснабжения в качестве
расчетного емкостного тока /3 принимается ток срабатывания релейной
защиты от междуфазных замыканий или ток плавления предохрани-
телей, если эта защита обеспечивает отключение замыканий иа землю
(см. гл. И). При этом ток замыкания на землю должен быть не менее
полуторакратного тока срабатывания релейной защиты или трехкрат-
ного тока предохранителей.
$ 9.2. Искусственные и естественные заземлители
и заземляющие проводники
Заземлители делятся на искусственные и естественные.
В качестве искусственных заземлителей применяют вертикально
забитые в землю отрезки угловой стали длиной 2,5—3 м и горизон-
тально проложенные круглые и прямоугольные стальные полосы,
которые служат для связи вертикальных заземлителей. Использова-
ние стальных труб не рекомендуется.
В последнее время широко применяют углубленные прутковые
заземлители из круглой стали диаметром 12—14 мм и длиной до 5 м
(стержни), ввертываемые в грунт посредством специального прис-
пособления --электрифицированного ручного заглубнтеля. Благо-
даря проникновению таких электродов в глубокие слои грунта с повы-
шенной влажностью снижается удельное сопротивление. Углубленные
прутковые заземлители снижают расход металла и затраты труда на
работу по устройству заземления и поэтому должны применяться в пер-
вую очередь.
В качестве естественных заземлителей используют: проложенные
в земле стальные водопроводные трубы, соединенные в стыках газо-
йли электросваркой; трубы артезианских скважин; стальная броня
лшловых кабелей, проложенных в земле, при числе их не менее двух;
металлические конструкции и фундаменты зданий и сооружений, име-
ющие надежное соединение с землей; различного рода трубопроводы,
проложенные под землей; свинцовые оболочки кабелей, проложенных
в земле.
Не допускается использовать в качестве естественных заземлите-
лей трубопроводы горючих жидкостей и горючих или взрывчатых
газов, алюминиевые оболочки кабелей, алюминиевые проводники и
кабели, проложенные в туннелях, блоках, каналах.
Для снижения расходов, идущих на заземляющие устройства,
в первую очередь рекомендуется использовать естественные зазем-
лители. Величина сопротивления растеканию этих заземлителей
определяется путем замеров. Если сопротивление растеканию естест-
венных заземлителей недостаточно по нормам, применяют искусствен-
ные заземлители.
При использовании искусственных заземлителей следует иметь
в виду, что одиночные заземлители, заложенные в грунт (при рас-
стоянии друг от друга не менее 2,5—3 м), вызывают явление взаим-
ного экранирования между заземлителями. В результате экраниро-
вания общее сопротивление п заземлителей не равно сумме сопротив-
лений одиночных заземлителей поэтому сопротивление сложного
заземлителя
Ях - /?1/нт], (9.4)
где т| —коэффициент экранирования (использования) трубчатых за-
землителей, зависящий от числа и взаимного расположения заземли-
телей. Величину 1] (без учета полосы заземления) определяют по
табл. 9.1.
Таблица 9.1
Число трубчатых заземлителей Коэффициент экранирования Т| при отношении расстояния между трубами к пх длине (а,0
3 2 | 1 .3 1 2 | 1
Трубы размещены Трубы размещены по
в ряд контуру
5 0,87 0,8 0,68 .
ГО 0,83 0,7 0,55 0,78 0,67 0,59
20 30 0,77 0,62 0,47 0,72 0,60 -0,43
0,75 0,60 0,40 0,7] 0,59 0,42
50 0,73 0,58 0,30 0,68 0,52 0,37
100 — .—. — 0,64 0,48 0,33
200 — — — 0,61 0,44 0,30
як 300 — — 0,60 0,43 0,28
Сопротивление растеканию заземлителей в основном зависит от
удельного сопротивления грунта р, которое в свою очередь зависит
от состава почвы, ее влажности, температуры, плотности прилегания
частиц, наличия растворимых солей и пр. С изменением времени года
240
241
изменяется также и сопротивление растеканию заземлителей. Ниже
приведены величины удельного сопротивления грунта р (Ом-м),
полученные на основании опытных данных при влажности грунта
10-20 %:
Песок.........................................700
Супесок ..................................... 300
Суглинок......................................100
Глина..........................................40
Садовая земля .................................40
Чернозем.......................................20
Торф ..........................................20
В качестве заземляющих н нулевых защитных проводников исполь-
зуют: нулевые рабочие проводники сети; металлические конструкции
зданий (фермы, колонны и т. п.); металлические конструкции произ-
водственного назначения (подкрановые пути, каркасы распределитель-
ных устройств, шахты лифтов и т. п.); стальные трубы электропрово-
док; алюминиевые оболочки кабелей; металлические коробы шинопро-
водов и лотков.
Использование металлических оболочек трубчатых проводов не-
сущих тросов при тросовой электропроводке, металлических оболочек
И свинцовых оболочек проводов и кабелей в качестве заземляющих
или нулевых защитных проводников запрещается.
Независимо от степени использования естественных заземлителей
в качестве заземляющих или нулевых защитных проводников они
должны иметь надежное соединение с заземляющим устройством в по-
мещениях, в которых применяется заземление или зануление.
В случаях, когда рассмотренные проводники не могут быть исполь-
зованы, прокладывают специальные заземляющие проводники. В ка-
честве материала для заземляющих проводников применяют сталь,
однако в некоторых случаях используют цветные металлы, напри-
мер, когда применение стали конструктивно затруднено.
Сечение заземляющих проводников должно удовлетворять усло-
виям механической прочности и термической устойчивости, установ-
ленных ПУЭ *.
В установках напряжением выше 1000 В
с большими токами замыкания на землю (более
500 А) сечеиие заземляющих проводников должно быть таким, чтобы
при протекании токов однофазного замыкания на землю температура
заземляющих проводников не превышала 400 сС (при кратковремен-
ном протекании тока и соответствующем времени действия основной
защиты).
В установках напряжением до 1000 В и выше
с изолированной нейтралью и с малыми то-
ками замыкания (менее 500 А) сечения заземляющих провод-
ников выбирают по длительно допустимой нагрузке и сечению фазных
* Голые провода 4—6 мм3 соответственно для меди и алюминия; изолированные
провода 1,5—2,5 мм2, то же; заземляющие жилы кабелей 1,0—1,5 мм2, стальные
'проводники диаметром 5—6 мм и полосовая сталь размером 24—48 мм2.
проводов. Сечения заземляющих проводников должны составлять не
менее х/3 сечения фазных, а прн проводниках, выполненных из разных
металлов, —не менее 1/3 сечения фазных проводников, но не менее
приведенных в ПУЭ минимальных сечений. Почти во всех случаях
достаточны следующие сечения: 120 мм2 —для стали, 35 мм2 —для
алюминия и 25 мм2 —для меди.
В установках напряжением до 1000 В с глу-
хозаземленной нейтралью проводимость заземляющих
проводников выбирают из условия обеспечения автоматического от-
ключения поврежденного участка, т. е. при замыкании между фазой
и заземляющим проводником, в какой бы точке сети оно не произошло,
должен возникать ток короткого замыкания, превышающий по мень-
шей мере в 3 раза номинальный ток плавкой вставки ближайшего
предохранителя или ток максимального расцепителя автомата с об-
ратно зависимой от тока Характеристикой. Для взрывоопасных поме-
щений ток однофазного короткого замыкания должен превышать не
менее чем в 4 раза ток ближайшей плавкой вставки или в 6 раз ток от-
ключения автомата с обратно зависимой от тока характеристикой.
Полная проводимость нулевого защитного проводника должна
быть не менее 50% проводимости фазного проводника, а нулевой
рабочий проводник должен быть рассчитан на длительное протека-
ние тока.
В сетях напряжением до 1000 В с глухозаземленной нейтралью
для обеспечения отключения линии при замыкании между фазным
и нулевым проводами ток замыкания должен быть
/НШ + 4 (9.5)
где £/ф —фазное напряжение сети; zn — + Хп—полное сопро-
тивление петли (фазный — нулевой провод) линии; zT — полное со-
противление трансформатора при замыкании на корпус.
Таблица 9.2
Кратность k тока замыкания
в помещениях
Защитный аппарат
Предохранители
Автоматы с обратно зависи-
мой характеристикой
Автоматы с электромагнит-
ным расцепителем
с нормальной
средой
с взрывоопасной
средой
3/ ном
3%ом
МЛюм при
Дтом Ю0 А;
1,25/[10М при
/ном > 100 А
ном
61 ном
Г4/ном при
/aoMs=U00 А;
1,25/11ОМ при
7Ы0М > ЮО А
В качестве защитных аппаратов в сетях напряжением до 1000 В
применяют автоматические выключатели (автоматы) и предохрани-
тели, для успешного срабатывания которых необходимо обеспечить
242
243
протекание в цепи однофазного замыкания достаточного по величине
тока
/3 = H.W (9.6)
где k — кратность тока однофазного замыкания к току уставки авто-
мата или номинальному току предохранителя.
Значения коэффициента k регламентируются (табл. 9.2).
Ток однофазного замыкания Ц протекает от трансформатора по
петле «фазпый — нулевой провод» и определяется по (9.5).
§ 9.3. Расчет заземляющих устройств
в электроустановках
При расчете заземляющего устройства определяются тип зазем-
лителей, их количество и место размещения, а также сечение зазем-
ляющих проводников. Этот расчет производится для ожидаемого со-
противления заземляющего устройства в соответствии с существую-
щими требованиями ПУЭ.
Грунт, окружающий заземлители, не является однородным. Нали-
чие в нем песка, строительного мусора и грунтовых вод оказывает
большое влияние на сопротивление грунта. Поэтому ПУЭ рекомен-
дуют определять удельное сопротивление р грунта путем непосред-
ственных измерений в том месте, где будут размещаться заземлители.
Полученное путем замеров удельное сопротивление грунта
является важнейшей величиной, определяющей сопротивление заземля-
ющего устройства. При этом необходимо учитывать сезонные коле-
бания удельного сопротивления грунта. Весной и осенью оно ниже,
чем зимой и летом. Увеличение удельного сопротивления земли в зим-
нее и сухое летнее время учитывается с помощью коэффициентов повы-
шения. Коэффициент повышения показывает, во сколько раз расчетное
удельное сопротивление грунта больше по сравнению с измеренным
в теплое время года (май — октябрь). Величина коэффициента повы-
шения зависит от состояния грунта во время замеров и количества
осадков, выпавших непосредственно перед замерами. Различают
три значения коэффициентов:
фг — удельное сопротивление грунта соответствует примерно ми-
нимальному значению (грунт влажный; измерениям предшествовало
выпадение большого количества осадков);
ф2 — удельное сопротивление грунта соответствует примерно сред-
нему значению (грунт средней влажности; измерениям предшество-
вало выпадение небольшого количества осадков);
ф3—удельное сопротивление грунта соответствует примерно на-
ибольшему значению (сухая земля; измерениям не предшествовало
выпадение осадков).
Расчетное значение удельного сопротивления грунта в месте уст-
ройства заземления
Р = Ризф, ’ (9-7)
где р1)э — измеренное удельное сопротивление грунта; ф — коэффи-
циент повышения сопротивления.
эн При отсутствии данных измерения для расчетов пользуются при-
мерными значениями удельных сопротивлений грунтов (см. с. 242).
Расчетные значения коэффициентов повышения сопротивления для
различных грунтов и глубин заложения приведены в табл. 9.3.
Т абл ица 9.3
Характер грунта Глубина за- ложения, м Расчетные коэффициенты
Уг ф. Ф1
Суглинок Садовая земля (0,6 м), ниже слой глины Гравий с примесью гли- ны, ниже глина Известняк Гравий с примесью пе- ска Торф Песок Глина 0,8-3,8 0—3 0—2 0—2 0—2 0—2 0—2 0—2 2,0 1,8 2.5 1,5 1,4 2.4 2,4 1,5 1,32 1,3 1,51 1,3 1,1 1,56 1,36 1,4 1,2 1,1 1,2 1,2 1,0 1.2 1,2
Зная расчетное удельное сопротивление грунта, можно опреде-
лить сопротивление одиночного заземлителя. Сопротивление верти-
кального заземлителя при длине I (м), диаметре d (мм) определяется
приближенной формулой
Ro = (0,366p//)lg(4//d). (9.8)
В расчетах можно пользоваться также следующими упрощенными
формулами:
для углубленного пруткового электрода диаметром 12 мм, длиной
5 м Ro пр = 0,00227 р;
для электрода из угловой стали размером 50 X 50 х 5 мм, дли-
ной 2,5 м Ro.y = 0,0034 р;
для электрода из трубы диаметром 60 мм, длиной 2,5 м Roтр —
= 0,00325 р, где р выражено в Ом-см.
Число вертикальных заземлителей определяется по значениям
Ro = Ri и Rs = R3 1см. (9.4)1.
n = R0/(t)/?3), (9.9)
где т] — коэффициент экранирования (см. табл. 9.1)
Если расстояние между заземлителями а и отношение а/l уточ-
няются по периметру подстанции, то вновь рассчитывается число за-
землителей при новом значении коэффициента использования.
Заземлители соединяются посредством горизонтальных металличе-
ских полос, сопротивление которых Rn необходимо учитывать, если
сопротивление Rs вертикальных заземлителей больше сопротивле-
ния R3, принятого по нормам:
244
245
где т]п — коэффициент экранирования полосы; /п — длина полосы1,1
см; Ь,. — ширина полосы, см; 1п — глубина заложения полосы, см.
Если учитывается сопротивление соединительной полосы, то умень-
шается необходимое количество заземляющих вертикальных электро-
дов.
После выбора расчетной величины сопротивления растеканию R3
находят сопротивление искусственных заземлителей Rll( при этом
учитывается сопротивление Rc естественных заземлителей:
= (9.П)
Проводимость искусственного заземлителя складывается из про-
водимостей вертикальных заземлителей 1/Rs н стальной горизонталь-
ной полосы 1/Rni соединяющей вертикальные заземлители:
1/RH = 1/Rs + 1/Rn. (9.12)
Здесь Rs подсчитывается с учетом коэффициента экранирования (см*
табл. 9.1).
Чтобы создать надежный контакт со слоями грунта, не подвер-
женными промерзанию и высыханию, заземлители закладываются на
глубину порядка 0,7 м (от поверхности земли до верхней части зазем-
лителя).
По форме расположения заземлителей различают выносные (или
сосредоточенные) и контурное заземления.
При выносном заземлении все заземлители сосредоточивают в од-
ном определенном месте, где располагают их на расстоянии не менее
2,5—3 мм друг от друга. С помощью магистралей заземления к вынос-
ному заземлению присоединяется электрооборудование.
При контурном заземлении заземлители располагаются по пери-
метру защищаемой территории; при большой величине территории
заземлители закладываются также и внутри ее. Контурное заземление
рекомендуется во всех случаях, а в установках напряжением выше
1000 В оно является обязательным.
Способ размещения заземлителей (в ряд нлн по контуру) опреде-
ляется по плану установки. В установках с большими токами замыка-
ния на землю заземлители и полосы связи следует располагать так,
чтобы обеспечить по возможности равномерное распределение потен-
циала иа площади, занятой электрооборудованием. Для этого вдоль
осей оборудования на глубине 0,5 м прокладывают выравнивающие
проводники, которые через каждые 6 м соединяют поперечными про-
водниками. Выравнивание потенциалов предусматривают также у вхо-
дов и въездов на территорию предприятия.
Полосовая сталь, применяемая для электрической связи между
электродами, является дополнительным заземлением. Ввиду сравни-
тельно большого сопротивления соединительных полос оно мало влияет
на общее сопротивление заземляющего устройства. Поэтому в прак-
тических расчетах проводимость соединительных полос можно не
учитывать (за исключением больших контурных заземлителей).
Пример 9.1. Определить число электродов заземления подстанции напряжением
6/0,4 кВ.На стороне с напряжением 6 кВ нейтраль изолирована, на стороне с 0,4 кВ—
246
наглухо заземлена. Общая протяженность воздушных линий напряжением 6 кВ
составляет 1Ъ = 10 км, кабельных линий напряжением 6 кВ — ZKag ~ 20 км, рас-
четный коэффициент ф = 1,5 (см. табл. 9.3). Измерения грунта, произведенные
в июне месяце, показали величину удельного сопротивления риз ~ 0,6-104 Ом-см =
= бООм-м при средней влажности.
Решение. Ток однофазного замыкания па землю в сети 6 кВ по (9.3)
I3=U (35/каб-|-Ч)/350 = 6 (35 20+ Ю)/350 = 12,2 А.
Сопротивление заземляющего устройства для сети 6 кВ при общем заземлении
по (9.2)
Д3 = £73/73 = 125/12,2= 10,2 Ом.
Сопротивление заземляющего устройства для сети 0,4 кВ с глухозаземленной
нейтралью должно быть не более 4 Ом. Принимаем наименьшее сопротивление
заземляющего устройства прн общем заземлении 4 Ом.
Расчетное удельное сопротивление грунта по (9.7)
р— рц3ф2 = 0,6 10* - 1,5 = 0,9 Ю4 Ом • см = 90 Ом • м.
Коэффициент повышения сопротивления ф, = 1,5 принят по (табл. 9.3).
Выбираем в качестве заземлителей прутковые электроды длиной I = 5 м. Сопро-
тивление одиночного пруткового электрода nD = 0,00227 р = 0,00227-0,9-104 =
= 20,4 Ом.
Принимаем размещение заземлителей в ряд с расстоянием между ними а = 6 м.
Число заземлителей
= np/(W=20,4/(0,8-4) = 6 шт.,
где q = 0,8 при a/l > 1 (см. табл. 9.1), /?3 = 4 Ом (по нормам).
Пример 9.2. Рассчитать заземляющее устройство цеховой подстанции напря-
жением 6/0,4 — 0,23 кВ. Сторона на 6 кВ имеет изолированную нейтраль, а сторона
на 0,4/0,23 кВ — гл ухозаземленную нейтраль. Ток однофазного замыкания на землю
в сети на 6 кВ составляет 25 А. Удельное сопротивление грунта в месте сооружения
подстанции р|13 — 2-104 Ом-см. Подстанция получает питание двумя кабелями на-
пряжением 6 кВ; измеренное сопротивление оболочек кабелей составляет Де =
= 5,65 Ом. Периметр контура заземляющего устройства вокруг подстанции L =
= 50 м.
Расстояние между заземлителями а = 5 м.
Решение. Сопротивление заземляющего устройства определяем из условия
выполнения общего заземляющего устройства для напряжений 0,4 и 6 кВ:
Д3 = 125//3 = 125/25 =5 Ом.
Величина сопротивления заземляющего устройства на стороне 0,4 кВ должна
составлять 4 Ом. Это сопротивление должно быть принято и для стороны 6 кВ при
общем заземлении.
Так как величина сопротивления естественного заземлителя £?е = 5,65 Ом
больше допустимой по нормам /?3 = 4 Ом, то следует применить дополнительные
искусственные заземлители, сопротивление которых по (9.11)
Rh- ReR3/(Re -R3) = 5,65 • 4/(5,65- 4) = 13,5 Ом.
Для искусственных заземлителей принимаем прутковые электроды диаметром
d = 12 мм, длиной I = 5 м, сопротивление которых с учетом сопротивления грунта
риз = 2-104 Ом - см при ф 2= 1 ;5
7?Пр = 0,00227ризф2=0,00227.2-104-],5 = 68 Ом.
При размещений электродов по периметру подстанции общее количество прутков
составит п — 50/5 = 10 шт.
С учетом коэффициента экранирования Г| = 0,59 (табл. 9.1) величина сопротив-
ления заземляющего устройства без учета протяженного заземлителя согласно (9.4):
.. . Ди — 7?Пр/(яг|) =68/(10• 0,59)= 11 Ом,
Так как 7?' = 11 Ом меньше предельной расчетной величины 7? = 13,5 ОМ,
то число стержней заземлителей из прутков л = 10 выбрано правильно и учитывать
сопротивление протяженного заземлителя не следует.
Если бы оказалось, что 7?' > 7?ц, то следовало бы проверить по (9.10) величину
сопротивления протяженного заземлителя, выполненного из полосовой или круглой
стали, и определить по (9.12) общую величину сопротивления заземляющего устрой-
ства, состоящего из стержневых и протяженных заземлителей, сравнив его с требуемой
величиной 7?3.
Пример 9.3. Проверить, обеспечено ли отключение плавкими предохранителями
с током /11С — 60 А воздушной четырехлроводиой линии, выполненной алюминиевыми
проводами сечением s = 46 маг, длиной I— 150 м подключенной к трансформатору
мощностью 400 кВ-А и напряжением 380/220 В.
Решение. Чтобы обеспечить отключение линии при однофазном замыкании
на землю, величина тока короткого замыкания должна быть (см. табл. 9.2)
/к’5=3/вс = 3-60 = 180 А.
Действительный ток короткого замыкания при замыкании между фазой и нулевым
проводом в конце линии по (9.5) 7К = Ul(rn -г zT), где гп — омическое сопротивление
петли «фаза — пуль»: гп = 2(/(ys) — 2-150/(32- 16) — 0,58 Ом. Индуктивным со-
противлением провода можно пренебречь, так как хп = хп1 = 0.6-0.15 = 0,09 Ом.
Полное расчетное сопротивление трансформатора мощностью 400 кВ - A zr = 0,065 Ом
(табл. 9.4). Тогда величина тока короткого замыкания /к — 220/(0,58 ф- 0,065) =
= 340 А.
Так как /к = 340 А больше /вс — 180 А, то при однофазном замыкании отклю-
чение линии будет обеспечено.
Таблица 9.4
Мощность транс- форматора. кВ - А Расчетное со- противление, Ом Мощность тран- сформатора кВ-А Расчетное со- противление. Ом
25 1,04 160 0,162
40 0,6.) 250 0,104
’63 0,413 400 0,065
100 0,26 630 0,043
§ 9.4. Защита подземных сооружений
от электрокоррозии
Электрокоррозия вызывается блуждающими токами в земле, ответ-
вляющимися от рельсов электрифицированных железных дорог, трам-
ваев, метро и других видов электротранспорта, работающих на посто-
янном токе и использующих в качестве обратного провода рельсы.
Блуждающие токи возникают также и от других электрических
установок постоянного тока, использующих в качестве обратного про-
со да землю (телеграф, установки постоянного тока для питания усили-
тельных пунктов кабельных линий связи).
Блуждающие токи, встречая на своем пути металлические соор у*'i
жения (кабели, газо-, водо-, и теплопроводы), проходят по ним и
возвращаются по земле к источнику постоянного тока. Одна часть
металлического подземного сооружения, из которого постоянный
электрический ток выходит из земли по направлению к рельсам,
является анодом, а другая часть сооружения, в которую входит блуж-
дающий ток, — катодом.
При прохождении тока во влажной земле происходит электролиз
и на проводнике, являющемся анодом, выделяется кислород, кото-
рый окисляет и разъедает металл (электролитическая коррозия).
При питании электроэнергией трамвая и электрифицированных же-
лезных дорог обычно положительный полюс источника постоянного
тока присоединяется к контактному проводу, а отрицательный по-
люс — к рельсам (рис. 9.3). Бывают и другие способы включения.
Участок подземного металлического сооружения, в который вхо-
дят блуждающие токи, называется катодной зоной. В катодной зоне
потенциал металлического сооружения относительно земли отрица-
телен и сооружение не подвергается электрокоррозии. Участок того
же металлического сооружения, в преде-
лах которого блуждающие токи выходят
из земли, называется анодной зоной.
Рис. 9.3. Схема образования коррозионных зон
блуждающими 'токами
Рис. 9.4. Схема устройства
катодной защиты от блужда-
ющих токов
Установлено, чю блуждающий ток в 1 А, текущий по металличе-
скому сооружению, в течение года разлагает в анодных зонах около
36 кг свшша или около 9 кг железа. Блуждающие токи на некоторых
сооружениях достигают иногда 40 А. Наиболее сильной коррозии
подвергаются голые освинцованные и бронированные кабели.
Основными средствами борьбы с коррозией, вызванной блуждаю-
щими токами в подземных металлических сооружениях, являются
электрические защиты.
Весьма важной мерой защиты подземных сооружений от электро-
коррозии является также ограничение сопротивления рельсовой сети.
Блуждающие токи зависят от электрического сопротивления рельсо-
вой и отсасывающей сетей, поэтому за их состоянием ведется система-
тическое наблюдение.
Все подземные металлические сооружения, расположенные вблизи
электрифицируемых путей, защищаются от коррозии, вызванной блуж-
дающими токами (противокоррозионными покрытиями, укладкой
249
248
металлических сооружений в неметаллические трубы, блоки, каналы,
туннели), а также при необходимости — дополнительно электриче-
ской защитой.
Принцип электрической защиты состоит в том, чтобы исключить
выход блуждающего тока из защищаемого металлического сооружения
н электролит — почву — н дать ему выход через металлический про-
водник, что не сопровождается разрушением металла.
Применяются следующие виды электрической защиты: катодная,
протекторная и электрический дренаж.
На рис. 9.4 приведена схема катодной защиты от блуждающих
токов. Источник постоянного тока (катодная станция) отрицательным
полюсом через металлический проводник соединяется с защищаемым
сооружением (трубопроводом), а положительным полюсом — с уло-
женным в земле металлическим электродом (анодом) в виде отрезков
Рис. 9.5. Схема устройства электрического дренажа
рельсов и т. п. Под действием напряжения ток проходит по пути анод—
почва — защищаемое сооружение и по проводнику возвращается на
катодную станцию. При этом имеет место некоторое разрушение анода
(кусков рельс), а трубопровод сохраняется.
Протекторная защита обеспечивается металлическим электродом
(протектором), выполняемым нз магнитных сплавов с потенциалом
около 1,5 В. Протектор забивается на расстоянии не более 4,5 м от
защищаемого трубопровода и соединяется с ним проводом, по которому
замыкается ток, возникший под влиянием разности потенциалов
между протектором и трубопроводом. Защитная зона при протектор-
ной защите составляет около 70 м.
Электрический дренаж обеспечивает выход блуждающего тока из
защищаемого сооружения 1 через цепь проводника 2 в рельс 3
(рис. 9.5, a—в). Применяют три вида электрического дренажа: прямой,
поляризованный и усиленный. Прямой дренаж применяют при посто-
янном направлении блуждающих токов; поляризованный требует уста-
новки диода, пропускающего ток в одном направлении; усиленный дре-
наж содержит дополнительный источник постоянного напряжения,
ГЛАВА 10
ПОДСТАНЦИИ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
§ 10.1. Назначение и схемы электрических
соединений подстанций
Назначение и классификация подстанций. Подстанцией называется
электроустановка, служащая для преобразования и распределения
электроэнергии и состоящая из трансформаторов (трансформаторная
подстанция) или преобразователей (преобразовательная подстанция),
а также распределительных устройств напряжением до 1000 В н
выше.
Трансформаторные подстанции являются основным звеном системы
электроснабжения. В зависимости от положения в энергосистеме,
назначения, величины первичного и вторичного напряжений их можно
подразделить на районные подстанции, подстанции промышленных
предприятий, тяговые подстанции и др.
Районными называются подстанции, питающиеся от районных
(основных) сетей энергетической системы. Они предназначены для
электроснабжения больших районов, в которых находятся промыш-
ленные, городские, сельскохозяйственные и другие потребители элек-
троэнергии. Первичные напряжения районных подстанций составляют
750, 500, 330, 220, 150 и НО кВ, а вторичные — 220, 150, НО, 35, 20,
10 или 6 кВ.
Разновидностью районных подстанций энергосистем являются
узловые распределительные подстанции (УРП), на которых основ-
ная мощность при подводимом напряжении ПО—220 кВ распределя-
ется без трансформации по подстанциям глубоких вводов (ПГВ) для
питания отдельных объектов большой мощности.
Распределительным пунктом (РП) называется распределительная
подстанция промышленного предприятия, предназначенная для приема
и распределения электроэнергии на одном напряжении без преобра-
зования.
Основными типами трансформаторных подстанций промышленных
предприятий являются:
Ы1 1. Заводские подстанции, которые выполняются как: а) главные
понизительные подстанции (ГПП) с открытым .распределительным
устройством (ОРУ), предназначенные для приема электроэнергии от
энергетических систем напряжением 220--- 110 —35 кВ и преобразова-
ния ее в напряжение заводской сети напряжением 6—10 кВ для пита-
ния цеховых н межцеховых подстанций; б) распределительные пункты
(РП) и отдельно стоящие трансформаторные подстанции (ТП) с закры-
251
ты ми РУ с установкой на них соответствующего высоковольтного'ббб-
рудования и трансформаторов.
2. Цеховые подстанции, предназначенные для питания одного
или нескольких цехов, выполняются как: а) встроенными и пристро-
енными с установкой иа них трансформаторов в закрытых камерах
и распределительных щитов на напряжение 0,4—0,23 кВ; б) внутри-
цеховыми — как комплектные трансформаторные, выпрямительные и
печные подстанции.
Схемы электрических соединений подстанций. На всех ступенях
электроснабжения необходимо широко применять блочные схемы
электрических соединений подстанций без сборных шин:
«линия 35—220 кВ—трансформатор ГПП»;
«линия 35—220 кВ —трансформатор ГПП —токопроводб—10 кВ»;
«линия 6—10 кВ — трансформатор ТП»;
«линия 6—10 кВ —трансформатор ТП — токопровод 0,38—
0,66 кВ».
Схемы электрических соединений ГПП. Эти
схемы должны проектироваться, как правило, без сборных шин и без
выключателей на первичном напряжении 35—220 кВ при питании как
от тупиковых, так и от транзитных линий электропередачи; при этом
рекомендуется применять схемы:
с короткозамыкателями, отделителями и разъединителями —
для подстанций, присоединяемых к ответвлениям от проходящих
транзитных линий напряжением 35—220 кВ. Не рекомендуется к од-
ной линии присоединять более четырех однотраисформаторных под-
станций при мощности трансформаторов до 25 МВ А каждый и более
двух-трех трансформаторов при большей мощности;
с короткозамыкателями (без отделителей) —для подстанций, где
каждый трансформатор питается от отдельной радиальной кабельной
или воздушной линии по схеме блока «линия—трансформатор»;
с разъединителями н стреляющими предохранителями — для под-
станций с трансформаторами мощностью до 40 МВ-А включительно.
Эти схемы обеспечивают селективное отключение трансформаторов,
просты в обслуживании и эюпомичны;
с разъединителями или с глухим п рисовдинением на первичной сто-
роне для подстанций с трансформаторами:
а) мощностью до 6300 кВ* А включительно (не требующих газовой
защиты) с радиальным питанием по схеме «линия —трансформатор»;
б) любой мощности с радиальным питанием при относительно
близком расположении источника питания (до 3 км), когда целесо-
образно дистанционное управление выключателями юловного участка
питающей линии.
Схемы электрических соединений тра н
форматорных подстанций 6—10 кВ. Эти схемы должны
йроектироваться без сборных шип первичного напряжения как при
радиальном, так и при магистральном питании. Глухое присоедине-
ние цехового трансформатора применяют при радиальной схеме пита-
ния «линия — цеховой трансформатор», за исключением случаев, когда
подстанции значительно удалены от питающего пункта п когда по усло-
защиты необходимо установить отключающий аппарат, напри-
мер перед трансформатором с питанием подстанции г.о воздушной ли-
нии.
Подстанции со сборными шинами используют только при невоз-
можности применения блочных схем. При этом следует применять
одну секционированную систему шин и предусматривать автоматиче-
ское резервирование питания потребителей 1-й категории. Примене-
ние двух систем шин допускается только на мощных подстанциях
ответственного назначения с большим количеством присоединений.
На всех присоединениях малой и средней мощности при напряжении
6—10 кВ рекомендуется применять выключатели нагрузки в комплекте
с силовыми предохранителями ПК или без иих, когда параметры этих
аппаратов удовлетворяют рабочему и аварийному режиму установки,
Рис. ЮЛ. Схема распределительного пункта на-
пряжением 6—20 кВ
Схемы подстанций с вторичным напряже-
ние м 6—10—20 кВ. Распределительные пункты (РП), сооружаемые
обычно в сетях напряжением 6—20 кВ, являются узлом, связываю-
щим районные подстанции системы с трансформаторными подстан-
циями одного или нескольких предприятий (рис. 10.1). Поэтому часто
РП совмещается с РУ одной нз подстанций предприятия.
РП позволяют уменьшить число выходных питающих линий энер-
госистемы, сечение их и расходы на сооружение электрической сети.
Выполняются РП с одной системой шин, секционированной выключа-
телями или разъединителями в зависимости от числа и мощности пи-
тающих и отходящих линий.
На промышленных предприятиях с большой территорией и большим
числом разбросанных потребителей в ряде случаев сооружают не-
сколько РП и питающие линии энергосистемы подводятся к каждому
253
252
РП. При повреждении одной из питающих линий электроснабжение
восстанавливается через перемычку, проложенную между ними.
Подстанции с вторичным напряжением 6—10—20 кВ являются
главными понизительными подстанциями ГПП. Они получают пита-
ние от энергосистем напряжением 35—220 кВ и преобразуют его
пиши разъединителем Р1 (рис. 10.2, б) иа ГПП. Большинство транс-
форматоров после снятия с них нагрузки можно отключать разъеди-
нителем или отделителем без отключения выключателя на районной
подстанции.
ЛЭП-110 кВ
а) 5)
п/cm । I п/ст
35'220*8 | У 35-220*8
В1
$ I п/ст 35-220 кВ
г) \п/ст 35-220 нВ
л
Л2Г
взП
$-10-20 *В\
л
81
4.
И pi
Р2
77
В2
6-10-20*8
Г2Н П
ВФП ВЗ
Т2 ;
64
>10-20#
5? ffl 9? 9?
Рис. 10.2. Схемы присоединения ГПП к сетям энергосистемы напряжением 35—
220/6—10—20 кВ
в напряжение 6—20 кВ, которое подается на цеховые трансформа-
торы подстанции. На ГПП устанавливается один или два трансфор-
матора. При установке одного трансформатора резервирование потре-
бителей 1-й категории может быть обеспечено наличием на стороне
низшего напряжения резервного источника питания; складской
трансформаторный резерв допустим для потребителей 2-й и 3-й кате-
горий.
Возможные способы присоединения ГПП к сетям эиерт ©системы
показаны на рис. 10.2. На стороне низшего напряжения (6—10—
—20 кВ) трансформатора (рис. 10.2, а) выключатель устанавливается,
если возможно питание подстанций от сети 6—10—20 кВ. Установка
выключателя на стороне высшего напряжения трансформатора неце-
лесообразна, так как отключить трансформатор (при необходимости
вывода его в ремонт) можно выключателем на районной подстан-
Рис. 10.3. Схема электрических соединений подстанции с двумя
трансформаторами напряжением 110/10 кВ, мощностью до 16 МВ-А
В схеме, изображенной на рис. 10.2, б, со стороны низшего напря-
жения к шинам без коммутационной аппаратуры наглухо присоеди-
нен трансформатор, что значительно упрощает схему подстанции.
Наиболее рациональной и достаточно надежной считается схема
с короткозамыкателями и отделителями, установленными на высшей
стороне ГПП (рис. 10.2, в, г). При повреждении внутри трансформа-
тора действует релейная защита (см. гл. 11), которая замыкает цепь
привода короткозамыкателя, н ножи короткозамыкателя включаются.
254
255
Создается короткое замыкание на линии, что приводит в действие
защиту, установленную на питающем конце линии, и она отключа-
ется вместе с трансформатором. Таким образом, короткозамыка-
тель заменяет установку выключателя на стороне высшего напря-
жения трансформатора.
Рис. 10.4. Схема электрических соединений блочной подстанции типа
КТПБ 110/35/6—10—2 X 16—35 (цифрами 7—/X обозначены камеры
с одинаковыми комплектами оборудования)
На
напряжении
Л 35 кВ
1 '
Л 35 кВ
6~10 кВ
6-10кВ '
Ряс. 10.5. Схема электрических
соединений подстанции с двумя
трансформаторами напряжением
35/6—10 кВ и мощностью до
4 МВ • А
(рис. 10.3) с двумя трансформаторами мощностью до 16 МВ-А, напря-
жением 110/10 кВ предназначена для электроснабжения промышлен-
ных предприятий и покрытия коммунальных нагрузок города. Под-
станция присоединяется двумя отпайками от двухцепной линии
напряжением 110 кВ, соединяющей мощные ТЭЦ и ГРЭС энерго-
системы. На напряжении НО кВ применяется схема «отпайка от ли-
шни —трансформатор» с установкой на стороне НО кВ в цепи транс-
форматоров отделителей и короткозамыкателей.
Л0 кВ применяется схема с одной
системой шин, секционированной на
две части выключателем. К каждой
.секции присоединено по шесть кабель-
ных линий напряжением 10 кВ и
.по две резервные линии. Схема
блочной подстанции типа КТПБ
(рис. 10.4) выполнена при помощи
блоков. В обозначении типа КТПБ
указываются', номинальное напряже-
ние (110/35/6—10 кВ), количество
тр ансформаторов и и х мощность
2 X 16, тип шкафов КРУН (серия
К-35).
На рис. 10.5 приведена схема сое-
динений подстанции 35/6—10 кВ про-
мышленного предприятия с транс-
форматорами до 4000 кВ-А. Для
защиты в схеме используют плавкие
предохранители. Подстанция может
снабжать потребителей, допускающих
перерывы питания иа время ручных
переключений выключателями со сто-
роны низшего напряжения. - В нор-
мальном режиме секционный выклю-
чатель напряжением 6—10 кВ отключен и трансформаторы работают
раздельно. Для отключения холостого хода трансформатора служит
разъединитель на 35 кВ. Перед отключением разъединителя транс-
форматор разгружается со стороны низшего напряжения.
Схема электрических соединений РУ напряжением 6—10 кВ под-
станции с трансформаторами мощностью 16 МВ-А и более, напряже-
нием 35—110/6—10 кВ приведена на рис. 10.6. В нормальном режиме
секционные выключатели отключены и трансформаторы работают
В схеме, изображенной на рис. 10.2, а, на стороне высшего на- Трансформаторы присоединяются к шинам распределительного
пряжеиия трансформаторов применена перемычка с разъедините- устройства РУ напряжением 6—10 кВ через сдвоенный реактор и
лями, которые могут быть заменены также отделителями. При по- выключатели типа ВМП-10 (см. гл. 2) на ток 3000 А. На отходящих
вреждении одной линии после отключения выключателя на стороне линиях 6—10 кВ устанавливают выключатели типа ВМП-10 на ток
высшего напряжения трансформатора можно включить перемычку д0 1500 А. Наличие сдвоенных реакторов дает возможность иметь
и осуществить питание двух трансформаторов от одной линии. в ру напряжением 6—10 кВ четыре секции сборных шин с секцион-
Аналогично могут выполняться схемы районных подстанций энер- НЬ1МН выключателями.
госистемы (рис. 10.3, 10.4). Например, понизительная подстанция
9 Б. Ю. Липким .
256
Рис. 10.6. Схема электрических соединений под-
станции с двумя трансформаторами напряжени-
ем 35—110/6—10 кВ и мощностью 16 MB-А и
более
или выключатели (рис. 10.8). При
В схеме электрических соединений РУ напряжением 6—10 кВ
предумотрена установка двух трансформаторов (6—10/0,23 кВ) соб-
ственных нужд Тс>н мощностью по 63 кВ-А, двух трансформаторов
напряжения типа НОМ для питания устройств автоматики, вклю-
чаемых через плавкие предохранители, и двух трансформаторов
напряжения типа НТЛ1И для контроля изоляции и цепей измерения.
Схемы подстанций с вторичным напряже-
нием до 1000 В. К таким подстанциям относятся главным образом
цеховые подстанции промышленных предприятий, получающие пита-
ние от ГПП и РП, размещаемых на территории предприятия. Если
потребитель имеет приемники 2-й и 3-й категорий, то на подстанции
может устанавливаться одни трансформатор без сборных шин на сто-
роне высшего напряжения.
Наиболее простыми и на-
дежными в этом случае
считаются схемы цеховых
подстанций, подключаемые
радиально к ГПП или РП,
с выключателями нагрузки
или предохранителями на
стороне высшего напряже-
ния н с автоматами или
рубильниками с предохра-
нителем на стороне низше-
го напряжения (рис. 10.7).
При магистральном под-
ключении цеховых подстан-
ций к ГПП или к РПП на
стороне высшего напряже-
ния подстанции устанав-
ливают предохранители
мощности трансформаторов
630 кВ - А и выше дополнительно устанавливают трансформатор
напряжения для питания цепей газовой защиты.
При наличии потребителя приемников 1-й категории бесперебой-
ность их электроснабжения может обеспечиваться резервированием,
осуществляемым автоматически со стороны низшего напряжения
другой цеховой подстанции. Более надежным считается электро-
снабжение потребителей 1-й категории при использовании на цеховой
подстанции двух трансформаторов с устройствами АВР (см. гл. 12),
установленных на стороне низшего напряжения.
Если силовые и осветительные электроприемники питаются раз-
дельно, потребитель имеет нагрузки с резко колеблющимся графи-
ком, требующим регулирования включенной трансформаторной мощ-
ности, то на цеховой подстанции устанавливают более двух трансфор-
маторов.
Схема двухтрансформаторной подстанции для силовой и осве-
тительной нагрузок приведена на рис. 10.9. Подстанция выполня-
ется на стороне высшего напряжения, с выключателями нагрузки.
258
Выключатель В2 в нормальном режиме отключен, и каждая секция
шин питается от своего ввода. При аварийном отключении одного
из вводов при помощи устройства АВР включается секционный вы-
ключатель В2 п электроснабжение подстанции переводится на один
ввод.
На рис. 10.10 приведена схема подстанции, в которой на сто-
роне высшего напряжения питание осуществляется по двум лучам
(магистралям). Подстанция имеет устройство АВР на стороне низ-
шего напряжения при отключении одного из работающих трансфор-
маторов. Защита трансформаторов со стороны высшего напряжения
осуществляется плавкими предохранителями с кварцевым напол-
нением типа ПК, со стороны низшего напряжения и отходящих к по-
требителям линий—обычными плавкими предохранителями.
§ 10.2. Конструктивное выполнение распределительных
устройств заводских и цеховых подстанций
Каждая подстанция имеет распределительные устройства, слу-
жащие для приема и распределения электроэнергии и содержащие
коммутационные аппараты, устройства зашиты и автоматики, изме-
рительные приборы, сборные и соединительные шины и вспомогатель-
ные устройства.
По конструктивному выполнению все распределительные устрой-
ства разделяются на открытые и закрытые. Открытые и закрытые
РУ могут быть комплектными (сборка на заводе) или сборными (сборка
на месте частично пли полностью). Далее будут рассмотрены наи-
более распространенные на подстанциях промышленных предприя-
тий комплектные РУ.
Открытым распределительным устройством (ОРУ) называется
распределительное устройство, все или основное оборудование кото-
рого расположено на открытом воздухе; закрытым распределитель-
ным устройством (РУ) — устройство, оборудование которого рас-
положено в здании.
Комплектным распределительным устройством (КРУ) называется
распределительное устройство, состоящее из шкафов, закрытых пол-
ностью или частично, или блоков с встроенными в них аппаратами,
устройствами защиты и автоматики, измерительными приборами и
вспомогательными устройствами КРУ, которые поставляются в со-
бранном или полностью подготовленном для сборки виде. Комплект-
ным распределительным устройством наружной установки (КРУН)
называется КРУ, предназначенное для наружной установки.
Комплектной трансформаторной (преобразовательной) подстан-
цией (КТП) называется подстанция, состоящая из трансформаторов
(преобразователей) и блоков КРУ пли КРУН, поставляемых в со-
бранном или полностью подготовленном для сборки виде.
Распределительным переключательным пунктом (РП) называется
распределительное устройство, предназначенное для приема и рас-
пределения электроэнергии на одном напряжении без преобразова-
ния и трансформации.
260
Камерой называется помещение, предназначенное для установки
аппаратов и шин. Закрытой камерой называется камера, закрытая
со всех сторон и имеющая сплошные (не сетчатые) двери. Ограж-
денной камерой называется камера, которая имеет проемы, защи-
щенные полностью [щи частично несплошными (сетчатыми или сме-
шанными) * ограждениями.
РУ подстанций напряжением 110, 35, 20, 10, 6 кВ.
Каждая подстанция имеет три основных узла: распределительное
устройство высшего напряжения, трансформатор, распределительное
устройство низшего, напряжения.
РУ высшего напряжения (ПО—35—10 кВ). На ГПП промышлен-
ных предприятий РУ напряжением ПО, 35, 10 кВ, как правило, выпол-
няют открытыми и лишь в случаях сильного загрязнения воздуха
производственными вредностями, отсутствия свободной территории,
очень низкой температуры окружающей среды или особых требова-
ний — закрытыми.
Применение ОРУ уменьшает стоимость и сокращает сроки уста-
новки, замены и демонтажа электрооборудования подстанций. Однако
обслуживание ОРУ несколько сложнее, чем закрытых. Кроме того,
для наружной установки требуется более дорогое электрооборудо-
вание.
Для опорных конструкций в ОРУ используют железобетон пли
металл. Ошиновку в ОРУ выполняют чаще всего гибким проводом,
который при помощи гирлянд изоляторов крепится к опорам.
Контактные соединения осуществляют сваркой или на прессуе-
мых зажимах. Изоляцию (опорную, подвесную, оттяжную)' приме-
няют нормальную или грозостойкую.
Конструкция ОРУ должна обеспечивать свободный доступ к тран-
сформатору при эксплуатации. При ремонте трансформатора с массой
выемной части в 10 т и более на подстанции следует предусматри-
вать установку грузоподъемных устройств для поднятия выемной
части из кожуха. Необходимо также предусмотреть возможность
перевозки трансформатора к месту ремонта.
Соединяют трансформатор с РУ низшего напряжения обычно гиб-
ким проводом или пакетом шин (токопроводом). При схеме блока
«трансформатор —токопровод» токопровод присоединяют непосред-
ственно к выводам трансформатора и тогда РУ низшего напряжения
отсутствует.
Оборудование РУ низшего напряжения (6—10 кВ). Может разме-
щаться в закрытом помещении или шкафах наружной установки
КРУН.
При установке оборудования в КРУНах аппараты и приборы
управления, учета и защиты, чувствительные к низкой температуре,
должны иметь колпаки и обогрев, включаемые при температуре,
ниже допустимой (по техническим условиям).
* Под смешанными ограждениями понимают ограждения из сеток и сплошных
листов.
Ж
Приводы выключателей также должны иметь обогрев при темпера-
туре окружающего воздуха —5 СС и ниже. Оборудование и аппара-
тура наружной установки должны иметь защиту от атмосферных и
коммутационных перенапряжений (гл. 9). На подстанциях должны
заземляться все нетоковедущие металлические части.
КРУ напряжением выше 1000 В. КРУ, выполненные
на напряжение до 10 кВ и токи до 3000 А, широко распространены
при сооружении промышленных и городских подстанций, главных РУ
электростанций средней и малой мощности, РУ собственных нужд
мощных электростанций. - :
Рис. 10.11. Схема комплектования камер КСО-272:
TH и ТМ — трансформаторы напряжения и собственных нужд
КРУ различных конструкций изготовляют на заводах электро-
промышленности и заводах электромонтажных организаций. Камеры
и шкафы КРУ изготовляют различных серий с различными схемами
первичных и вторичных цепей. Наличие шкафов с различными схе-
мами первичных цепей позволяет комплектовать их согласно при-
нятой схеме электрических соединений установки.
КРУ внутренней установки выполняют в виде камер типа КСО
(камера стационарная, одностороннего обслуживания) или шкафов
типа КРУ- Рассмотрим конструктивные особенности камер КСО и
шкафов КРУ-
Камеры КСО-272 представляют собой модификацию камеры КСО-
266 в связи с выпуском новых выключателей ВМГ-10 взамен ВМГ-133.
В камере КСО-272 обеспечивается запрет доступа к выключателю
при наличии напряжения на кабеле, а также повышена безопасность
обслуживания камеры за счет устройства стационарных заземляющих
ножей на шинных разъединителях. Размеры КСО-272 такие же, как
и КСО-266, но высота ее уменьшилась на 200 мм за счет габаритов
выключателя ВМГ-10.
Камеры вводов и отходящих линий рассчитаны иа ток 400, 600
и 1000 А. Их комплектуют (в связи с прекращением выпуска выклю-
262
Рис. 10.12. Камера КСО-272 с выключа-
телем нагрузки ВНП
чателя ВМГ-133) выключателями нового типа ВМГ-10 и ВЭМ-10Э
с приводами ПП-67 и ПЭ-11. В камерах КСО-272 могут устанавли-
ваться также выключатели нагрузки ВНП3-16 и ВНП3-17 с заземляю-
щими ножами, исключающие при эксплуатации ошибочные операции.
На рис. 10.11 приведены восемь
типовых вариантов комплекто-
вания электрических присоеди-
нений из камер серии КСО-272,
причем места ввода указаны
стрелками. На рис. 10.12 при-
ведена камера КСО-272 с вы-
ключателем нагрузки ВНП3.
Камеры КСО-366 —односто-
роннего обслуживания, с одной
системой сборных шин — пред-
ставляют собой модер ни з ацию
изготовлявшихся ранее камер
КСО-3 и применяются в РУ
промышленных предприятий с
мощностью отключения до
200 МВ-А.
Камеры вводов и отходящих
линий рассчитаны на ток 200,
400 и 600 А. Они комплектуют-
ся разъединителями РВЗ-10 и вы-
ключателями нагрузки ВНП3-16,
ВНП3-17 с приводами типа
ПР-17, ПРА-17. Если на вводе
необходимо иметь выключатели,
то в торце камеры КСО-366
можно установить камеру
КСО-272 с выключателем
ВМГ-10.
На рис. 10.13 приведена ка-
мера КСО-366 с выключателем
нагрузки ВНП3-16 и приводом
ПР-17. Корпус камер, состоящий
из листовой стали толщиной 2,5—3 мм, представляет собой жест-
кую сварную конструкцию. Всю аппаратуру первичной коммутации
размещают в пределах камеры, сборные шины — вне камеры.
Выключатели устанавливают в отсеке, отделенном от сборных
шин и шинных разъединителей; от кабельных присоединений выклю-
чатели отделены горизонтальными перегородками из листовой стали.
Приводы коммутационных аппаратов, элементы блокировки, при-
боры защиты, измерения и сигнализации размещают в левой части
фасада камеры. В правой части фасада предусматривают проем с сет-
чатой дверью.
КРУ внутренней установки вы кати ого ис-
полнения. Они предназначены для закрытых РУ напряжением
263
250
Рис. 10.13. Камера КСО-366 с выключателем нагрузки ВН77
3—10 кВ, с одинарной системой сборных шин. Они выполняются
из соединенных между собой металлических шкафов с встроенными
в них электрическими аппаратами, приборами измерения и защиты,
с вмонтированными цепями первичной и вторичной коммутации.
Наиболее применяемые комплектные устройства выкатного испол-
нения приведены в табл. 10.1.
Таблица 10..I
Показатели Технические данные для комплектных устройств
КРУ2-1ПЭ, КРУЗ-ИЮ К-ХП,.8О К Р-10/500 K-XXI
Номинальное напряжение, кВ ДО 10 ДО 10 ДО И 6,0
Номинальный ток, А 630, 1000. 630, 1003, 630, 1000, 800, 1000,
Отключаемая мощность, МВ А 1600, 2000, 2750 350 1500 350 1250, 3200' 500 1500, 2000 400
Динамическая устойчивость, кА 52 80 75 100
Термическая устойчивость, кА 14 20 29 38.5
Тип выключателя ВЭМ-10Э ВМП-10— В1МП-10/500 ВЭМ-6
Тип привода . , , ВМПЭ-Ю ВМП-10К ПЭ-11, 31,5 пэ-п, ПЭВ-ПА ПЭ-22
ПЭВ-12, ПП-67 ПП-67
КРУ серии КРУ2-10Э и КРУ2-10П (рис. 10.14) широко приме-
няются в распределительных устройствах промышленных предприя-
тий.
КРУ серии K-XII/80 представляют собой модификацию КРУ
серии K-XII за счет установки выключателя ВМП-10—31,5 на боль-
шую динамическую и термическую устойчивость. В указанных КРУ
введены дополнительные устройства оперативной блокировки безопас-
ности выкатных элементов и заземляющих разъединителей, что повы-
сило надежность их работы.
КРУ серии КР-101500 в нормальном и тропическом исполнении
применяют для электроснабжения установок с быстропеременной
ударной нагрузкой (кузнечно-прессовое оборудование и др.), а также
при повышенных значениях токов короткого замыкания (электропеч-
ные установки).
КРУ серии K-XXI применяют в основном для электроснабжения
собственных нужд электростанций, имеющих электроприводы иа
6 кВ.
КРУ рассмотренных серий укомплектованы выключателями с элек-
тромагнитным гашением дуги, рассчитанными на частые включе-
ния и отключения. Поэтому они найдут также широкое применение
в системе электроснабжения ряда отраслей народного хозяйства.
265
Конструкции шкафов КРУ предусматривают установку как выклю-
чателей с приводом, так и трансформаторов напряжения, разрядни-
ков, силовых предохранителен, трансформаторов собственных нужд
мощностью до 5 кВ-А.
/ — выкатная тележка; 2 — заземляющий разъединитель; 3 — трансформатор земляной за-
щиты; 4 — трансформатор тока; 5 — отсек трансформаторов тока и кабельной разделки;
6 __ отсек шинного разъединяющего контакта; 7 — проходной изолятор; 8 — сборные шины;
5__ отсек сборных шин; /Я — опорный изолятор; // — отсек втор Ниной аппаратуры; 12 —
выключатель ВМП-ЮК; !3 — привод выключателя; 14 — отсек выкатной тележки
КРУ наружной установки (КРУН). КРУН заменяет
закрытые РУ напряжением 6—10 кВ. Ниже рассматриваются неко-
торые наиболее распространенные на подстанциях промышленных
предприятий КРУН.
КРУН серии К-Х111 применяют для комплектования подстанций
напряжением 35/6—10 кВ, 110/6—10 кВ и 110/35/6—10 кВ. В шкафах
этой серии, рассчитанных на токи 600—1500 А, устанавливаются
выключатели типа ВМП-ЮК с приводом ПЭ-11 на постоянном опера-
тивном токе или ПП-67 на переменном оперативном токе, а также
выключатели типа ВМП-10П с встроенным пружинным приводом
26&
на переменном оперативном токе. Шкафы КРУН имеют нагреватель-
ные элементы для обогрева.
Шкафы К-ХШ выполняются с выкатными тележками,
и без выкатных тележек при глухом присоединении
шинного ввода для питания потребителей собственных нужд.
Шкафы К-ХШ (рис. 10.15) состоят из следующих элементов: кор-
пуса шкафа 2, в котором размещаются трансформаторы тока, кабель-
ные разделки, неподвижные размыкающие контакты, заземляющий
разъединитель; выкатной тележки /, на которой устанавливается
масляный выключатель с приводом, трансформаторы напряжения,
Рис. 10.15. Шкаф КРУН серии К-ХШ с масляным выключателем ВМП-ЮК
разрядники и подвижные разъединяющие контакты; блока шин 3
с металлоконструкцией для крепления опорных н проходных изоля-
торов; шкафа 4 для установки аппаратуры защиты, измерения, учета,
управления и сигнализации.
К.РУН серии К-33 (рис, 10.16) предназначены для ввода и сек-
ционирования в КРУН серин К-ХШ с током более 1500 А. Шкафы
серии К-33 выкатного исполнения рассчитаны на токи 2500 и 3000 А,
комплектуются выключателями ВМП-10Э/3000 со встроенным элек-
тромагнитным приводом ПЭВ-12 на мощность отключения 350 МВ-А
при 10 кВ и ударный ток 52 кА.
В отличие от других исполнений КРУН в шкафах К-33 трансфор-
маторы тока типа ТПШЛ-10 размещаются на тележке с выключателем,
Я&7
В КРУ наружной установки возможны перекрытия изоляторов
и вводов выключателей, особенно при переходе от холода к теплу.
Поэтому в шкафах КРУ наружной установки предусматривается мест-
ный подогрев, обеспечивающий нормальную работу приводов вы-
ключателей, приборов учета и автоматики.
Рис. 10.16. Шкаф серии К-33 для ввода в КРУН серии K-XIII:
/ — штепсельный разъем; 2 — релейный шкаф; 3 — трансформатор тока ТПШЛ-10; 4 —
шкаф с аппаратурой; 5, 6 — нижцпе и верхние разъединяющие контакты; 7 — проходной
изолятор; 3 ~ сборные шины; 9 — шинный ввод в шкаф; 10 — проходные изоляторы наруж-
ной установки; II — блок ввода; 12 — тележка с масляным выключателем ВМ1Ы ОЭ/ЗООО
с приводом ПЭВ-12; 13 — механизм доводки
Комплектные трансформаторные подстанции. Комплектные транс-
форматорные подстанции (КТП) поставляются с заводов полностью
собранными пли подготовленными для сборки. 1\ТП применяют
в постоянных, а также во временных электроустановках промышлен-
ных предприятий, так как они транспортабельны и просты для мон-
тажа и демонтажа, что позволяет перевозить их на другие объекты.
Комплектные трансформаторные подстанции изготовляют для внут-
ренней (КТП) и для наружной (КТПН) установок; они могут быть
закрытыми и открытыми.
В КТП и закрытых КТПН, у которых все электрооборудование
и открытые токоведущие части находятся внутри корпуса, предусма-
тривается установка одного-двух трансформаторов мощностью не бо-
лее 1 МВ-А напряжением 6—10.0,4—0,23 кВ. В открытых КТПН
устанавливают трансформаторы мощностью до 10 Л1В-А с первичным
напряжением 220, ПО, 35, 10 и 6 кВ и вторичным напряжением 6—10
нли 0,4—0,23 кВ.
Размеры КТП меньше размеров обычных подстанций тех же схем
и мощностей, что позволяет размещать их близко к центру нагрузки.
В КТП коммутационная и защитная аппаратура имеет обычное испол-
нение.
КТП внутренней установки. КТП напряжением
6—10/0,4—0,23 кВ наиболее широко применяют для непосредствен-
ного электроснабжения промышленных объектов установок. Такие
подстанции устанавливают в цехах и других помещениях в непо-
средственной близости от потребителей, что значительно упрощает
и удешевляет распределительную сеть, идущую к токоприемникам,
и дает возможность выполнять ее совершенными (в конструктивном
отношении) магистральными (ШМА) и распределительными (ШРА)
шинопроводами (см. гл. 5).
Для безопасности эксплуатации на КТП применяют трансформа-
торы, заполненные негорючей жидкостью, с сухой изоляцией или
с баком повышенной прочности.
Комплектные цеховые ТП выполняют напряжением 6—10/0,4—
0,23 кВ с трансформаторами до 2500 кВ-А. На сравнительно неболь-
шой площади, занимаемой КТП, размещают силовой трансформатор,
коммутационную защитную и измерительную аппаратуру и при
необходимости секционный автомат для присоединения второго ком-
плекта двухтрансформаториой КТП. В КТП на стороне высшего
напряжения применяют предохранители ПК п выключатели ВНП,
на стороне низшего напряжения — предохранители ПН-2 пли авто-
матические выключатели АВМ.
На рис. 10.17 приведена КТП для внутренней установки с транс-
форматором мощностью до I МВ-А, с баком повышенной прочности
без расширителя. На стороне высшего напряжения имеется шкаф,
в котором установлены выключатель нагрузки с предохранителями.
В шкафу предусмотрено место для подключения двух кабелей. Пита-
ние шин РУ низшего напряжения осуществляется через секционный
автоматический выключатель АВ/М-20.
КТП внутренней установки состоят из трех основных элементов:
вводного устройства (6 или 10 кВ), силового трансформатора и рас-
пределительного устройства (0,4 кВ).
Вводное устройство высокого напряжения типа ВВ-1 представ-
ляет собой металлический шкаф, укрепленный на баке силового
трансформатора; вводное устройство типа ВВ-2 —закрытый шкаф
со встроенными в него выключателем нагрузки типа ВНП-17 и с пре-
дохранителями типа ПК- Выключатель нагрузки предназначен для
отключения трансформатора со стороны высшего напряжения при
холостом ходе или при номинальной нагрузке. При коротком замыка-
268
269
нин трансформатор отключается предохранителем. Для отключения
одной из линий в шкафу типа ВВ-2 имеются съемные шинные на-
кладки. Разделка высоковольтного кабеля предусмотрена сухая.
Силовой трансформатор типа ТМЗ имеет естественное масляное
охлаждение и герметичный бак повышенной прочности (рассчитан
на давление 80 кПа и вакуум 40 кПа с азотной подушкой). Напряже-
ние регулируется при отключенном от сети трансформаторе.
Трансформаторы снабжают электроконтактными мановакууммет-
рами для контроля внутреннего давления. Повышение давления,
вызванного бурным газообразованием при внутренних повреждениях,
контролируется реле давления.
5360
Рис. 10.17, КТП внутренней установки с трансформатором до 1000 кВ-А напряже-
нием 6—10/0,4—0,23 кВ
Трансформаторы снабжают также термосигнализаторами для изме-
рения температуры верхних слоев масла, Уровень масла в баке кон-
тролируется маслоуказателем.
Распределительное устройство состоит из набора металличе-
ских шкафов с вмонтированной аппаратурой, ошиновкой и проводами.
Защитно-коммутационной аппаратурой КТП являются автоматиче-
ские воздушные выключатели серии АВМ-4, АВМ-10 выдвижного
исполнения, которые распачожены в закрытых шкафах, управляются
ручками или ключами, расположенными на дверцах шкафов. Изме-
рительные приборы и реле размещены в отсеках приборов и на двер-
цах шкафов. При двухрядном расположении КТП ряды соединяют
шинным мостом, который состоит из металлического короба с сое-
динительными шинами и проводами.
На рис. 10.18 даны габаритные и установочные размеры КТП-630
и КТП-1000. В новых сериях КТП-М-1000-1600 и КТП-2500 приме-
няются автоматические выключатели серии «Электрон» на ток до
4000 А (см. гл. 5).
На рис. 10.19 приведена внутрицеховая комплектная подстанция,
с двумя трансформаторами 1 по 100.0 кВ-А каждый.
270
Питание потребителей от КТП производится па напряжении
380 В по токопроводам 4 типа ШМА, укрепленным на колоннах 5
и стойках 6.
Присоединение трансформаторов на низшей стороне производится
через вводные шкафы 2 с автоматическими выключателями. В шкафу 3
установлен секционный автоматический выключатель для обеспече-
ния АВР (см. гл. 12).
КТП наружной установки. КТПН выполняются лля
различных напряжений и предназначаются для электроснабжения
строительных объектов промышленных предприятий и отдельных
Рис, 10.19. Внутрицеховая комплектная подстанция серии К"ГП-2 X 1003 напряже-
нием 6—10/0,4—0,23 кВ:
а — план; б — разрез
районов. КТПН рассчитаны для установки на открытом воздухе,
но не предназначены для работы в атмосфере с токопроводящей
пылью, химически активными газами и испарениями.
На рис. 10.20 приведена подстанция типа КТПН-72 с кабельными и
воздушными вводами и выводами высшего (ВН) и низшего (НН) на-
пряжений (универсальный ввод).
Подстанции изготовляют двух видов, рассчитанных на мощность
трансформаторов 160—250 и 400—630 кВ-А.* Подстанция имеет
портал 1 для выводов сети НН и портал 2 для размещения разрядников
шинного спуска при воздушном вводе ВН или разъединителя при
кабельном вводе ВН. Присоединение трансформатора 3 производится
через ячейку ввода 4.
272
Рис, 10.20. Комплектная подстанция наружной установки КТПН-72 напря-
жением 6—10/0,4—0,23 кВ с воздушными и кабельными вводами и выводами;
а — схема; б — конструкция
Для подключения подстанции к воздушным сетям 6—10 кВ на
ближайшей опоре устанавливают вводный разъединитель с заземля-
ющими ножами.
Подстанции серии КТПН в зависимости от мощности трансфор-
матора имеют различные типы аппаратов иа стороне ВВ и НН. Так,
на КТПН-72-160 —КТПН-72-630 на стороне ВН установлены разъ-
единители РВ-10 и предохранители ПК-6—10; на стороне НН —
блок-предохранитель (выключатель типа БПВ-6—10), На КТПН-400 —
КТПН-1000 иа стороне ВВ установлены выключатели нагрузки
ВНП-17, на стороне НН —автоматические выключатели АВМ-ЮСВ
и АВМ-20СВ.
КТП-35 изготовляют на напряжения 35/6—10 кВ и выполняют
с одним или двумя трансформаторами.
По типу аппарата, устанавливаемого па стороне высшего напря-
жения, различают подстанции:
а) с силовыми предохранителями ПСН-35 (СКТП-35) —применяют
для подстанций мощностью 630—1000 кВ-А;
б) с короткозамыкателями КЗ-35 н отделителями ОД-35 (СКТП-35)—
применяют для подстанций мощностью 1600—6300 кВ-А;
в) с выключателями ВМ-35 (СКТП-35-У) — применяют для под-
станций мощностью 2500—6300 кВ-А.
КТПН блочного типа КТПБ-110/6—10 кВ выполняют без выклю-
чателей на стороне ПО кВ, что упрощает схемы и конструкции ГПП
и снижает их стоимость. Они рассчитаны на установку одного или двух
трансформаторов типа ТМН мощностью 2500, 6300 кВ -А или типа ТД
мощностью до 40 мВ-А.
На рис. 10.21 приведен общий вид однотрансформаторной под-
станции типа 1КТПБ-110/6—10 с короткозамыкателем и отделителем.
Подстанция представляет собой открытое РУ на НО кВ, комплек-
туемое силовыми трансформаторами типов ТМН-2500/110, ТМН-6300/
/НО, ТД-ЮООО/НО, ТД-16000/110, ТД-2500 и КРУН наружной
установки, выполненного шкафами серии К-33, К-34, К-37, К-38
с выключателями ВМПП-10.
Три полюса отделителя ОД-ПО с приводом ШПО и короткозамы-
катель КЗ-ПО с приводом ШПК установлены на трехстоечной ме-
таллоконструкции. Включение отделителя и отключение короткоза-
мыкателя производятся вручную. Отключение отделителя и включе-
ние короткозамыкатели производятся пружинами, встроенными в эти
аппараты.
Схемы вторичных соединений КТП-ПО (зашита, сигнализация,
управление и автоматика) выполнены на оперативном переменном
токе 220 В от трансформатора собственных нужд мощностью 63 кВ-А,
напряжением 6—10/0,23 кВ, с изолированной нейтралью (см. гл. 11).
На двухтрансформаторных подстанциях указанного типа прн
отключении питающей линии предусмотрено действие устройства
АВР (см. гл. 11) секционного выключателя 6—10 кВ, включаемого
от реле минимального напряжения, а также автоматический воз-
врат к первоначальному режиму работы подстанции после восста-
новления напряжения на питающей линии,
274
При установке на ГПП (рис. 10.22) двух мощных трансформато-
ров на 25—40 МВ А применяют короткозамыкатели и отделители
на стороне ВН. Трансформаторы и аппаратуру напряжением 35—
НО кВ устанавливают на открытой части, а ячейки КРУ 6—10 кВ —
в закрытой части подстанции или выполняют в виде шкафов типа
КРУН.
Питание ГПП выполняется по блочной схеме ЛЭП — трансформа-
тор или устройством дополнительного моста (перемычки) между
отделителями двух питающих линий ПО кВ (см. рис. 10.4), что обес-
печивает питание двух трансформаторов по одной линии,
Рис. 10.21. Общий вид однотрансформаторной подстанции типа 1КТП-110/6—10 с
отделителем и короткозамыкателем:
1 — ограждение; 2 — разъединитель РЛIIД-2-110; 3 — отделитель ОД-110; 4 — разрядник
РВП-110; 5 — молниеотвод; б‘ — кронштейн трансформаторныл; 7 — силовой трансформатор;
S — заземляющий разъединитель; 9 — шкафы КРУН
Для открытых распределительных устройств (ОРУ) на напряже-
ние 110—220 кВ разработаны комплектные распределительные устрой-
ства с элегазовыми выключателями (КРУЭ) (см, гл. 2), которые полу-
чат наибольшее применение на химических предприятиях, предприя-
тиях черной и цветной металлургии, а также в зонах с загрязненной
средой и с высокой плотностью застройки предприятий.
КРУЭ на напряжение ПО кВ занимает небольшую площадь (4 м3),
что дает возможность разместить его в центре нагрузок предприятия
и тем самым значительно удешевить сети внутреннего электроснаб-
жения предприятия,
275
Рис, 10.22. План и разрезы ГПП 110/6—10 кВ с двумя трансформа-
торами мощностью 25—40 МВ-А;
° — план; б — разрез; / — ЗРУ 6—10 кВ; 2 — трансформатор; 3 — ОРУ
ПО кВ; 4 — ВЛ 110 кВ; 5 — ремонтная площадка; в — молниеотвод; 7 ______
защитный трос; 8 — разъединитель; 9 — отделитель; 10 — короткоза’мыка-
тель; 11 — разрядник; 12 — железнодорожный путь; 13 — выводы от рас’
щспленных обмоток трансформатора
Отдельно стоящие подстанции. На рис. 10.23 приведена отдельно
стоящая некомплектная подстанция на 6—10 кВ с кабельными вво-
дами и двумя трансформаторами 1 по 630 кВ • А каждый. Подстан-
ция имеет РУ 6—10 кВ, оборудованное шестью камерами КСО-366
с двумя отсеками 2 и 3 для обслуживания подстанции отдельно пер-
соналом энергосистемы и потребителем. Щит низшего напряжения
размещается в помещении 4, батарея конденсаторов с пятью шкафами
конденсаторов — в помещении 5.
Пристроенные и встроенные в цех подстанции комплектуют таг им
же электрооборудованием, как и отдельно стоящие подстанции.
При установке на них двух трансформаторов питание подстанции
может осуществляться по двухлучевой (двухмагистральной) схеме
(см. рис. 10.10). Распределительные щиты размещают в отдельном
помещении или в цехе.
Распределительные щиты выполняют: с односторонним обслужи-
ванием — для подстанций с трансформаторами мощностью 630—
1000 кВ А; с двусторонним обслуживанием—для подстанций
с трансформаторами мощностью более 1000 кВ-А, со значительным
числом панелей с установкой на них аппаратов, требующих обслу-
живания с задней стороны.
Единая унифицированная серия распределительных щитов может
применяться для одностороннего и двустороннего обслуживания
с установкой в производственных помещениях в виде шкафов.
В зависимости от назначения на распределительных щитах могут
устанавливаться: рубильники с предохранителями на токи 100—
1000 А; блоки «предохранитель — выключатель» иа токи 100—1000 А;
автоматические выключателя серии А-3700 на токи до 600 А, серии АВМ
277
на токи 400—2000 А, серии «Электрон» — до 4000 А; измерительные
приборы, счетчики, трансформаторы тока.
Подстанции для электролизных установок. Для питания электро-
лизных установок применяются преобразовательные подстанции с по-
лупроводниковыми кремниевыми выпрямителями. На ряс. 10.24
дана схема такой подстанции с трансформатором типа ТДНПВ-25000/10
(выпрямленный ток 25 кА, 425 В, 13 200 кВ-А). Трансформатор
Рис. 10.25. Принципиальная схема однойгрегатпой
выпрямительной подстанции (КВПП)
Рис. 10.24. Схема выпря-
мительной подстанции с
кремниевыми выпрямите-
ля ми
выполнен с одной первичной обмоткой 1, переключающейся со звезды
на треугольник, и четырьмя вторичными обмотками 2, соединенными
в звезду и треугольник. Схема предусматривает регулирование вы-
прямленного напряжения в пределах 140—450 В, что достигается
путем переключения обмоток со звезды на треугольник н наличием
ступеней регулирования на обмотке высшего напряжения. В четырех
выпрямительных шкафах 4 размещаются 192 кремниевых вентиля
типа ВК-200-4А, аппаратура их защиты и сигнализации. Вентили
соединяются (по схеме Ларионова) в трехфазный мост и дают вы-
прямленный ток 6250 А, 425 В (каждый шкаф). Для плавного регу-
лирования выпрямленного напряжения в плечи выпрямительных
мостов включаются дроссели насыщения 3 с регулируемой индуктив-
ностью. На выводах низшего напряжения трансформатора для за-
щиты выпрямительной установки предусмотрены быстродействую-
щие короткозамыкатели. После срабатывания короткозамыкателей
выпрямительная установка на стороне 10 кВ отключается от сети.
Отключение блоков от сборных шин постоянного тока производится
Рис. 10.26. Комплектная выпрямительная
полупроводниковая подстанция (КВПП):
1 — трансформатор; 2 — кабельный ввод; 3 —
шинный короб; 4 — выпрямительные шкафы,
приборы упиавлспия, защиты и сигнализации;
5 — приборы управления, защиты и сигнализа-
ции; 6 — шкафы распределительного устройства
230 В
разъединителями 5 или автоматами.
Преобразовательные подстанции размещаются вблизи ГПП с выс-
шим напряжением до 220 кВ. Шинопроводы от трансформаторов ГПП
(220/11/11 кВ) присоединяются к распределительным устройствам
(10 кВ) кремниевых преобра-
зовательных подстанций.
Комплектные выпрями-
тельные полупроводниковые
подстанции (КВПП) предназ-
начены для питания цеховых
сетей постоянного тока на-
пряжением 230 В. КВПП
состоит из силового транс-
форматора 1, первичная об-
мотка которого соединена
звездой, вторичная обмотка
соединена в две обратные
звезды с уравнительным ре-
актором (рис. 10.25).
В комплект КВПП вхо-
дят кабельный ввод 2, соеди-
нительный короб 3, выпря-
мительный шкаф 4, шкаф управления, защиты и сигнализации 5 и
шкафы 6 распределительного устройства 230 В постоянного тока
(рнс. 10.26).
КВПП предназначены для установки в закрытых помещениях
с нормальной средой и снабжаются отоплением и вентиляцией, при
этом должна быть предусмотрена аварийная вытяжная вентиляция,
рассчитанная на пятикратный обмен воздуха в течение часа.
Распределительное устройство состоит из шкафов, оборудованных
выключателями типа АВМ, от которых питание может быть подано
потребителям кабелем или шинами.
КВПП выполняются двух типов: КВПП-2000 с номинальной пер-
вичной мощностью 520 кВ-А, выпрямленное напряжение 230 В, вы-
прямленный ток 2000 А и КВПП-4000 соответственно— 1054 кВ-А,
230 В, 4000 А.
Подстанции для дуговых и ру дно термических электрических печей.
Для питания дуговых и руднотермических печей применяются транс-
форматоры специальной конструкции с вторичным напряжением
до 200—250 В и мощностью 20 МВ-А и выше.
Трансформаторы устанавливаются в цехе вблизи печи с целью
снижения потерь в токопроводе между трансформатором и печью.
278
279
При питании напряжением 35—НО кВ трансформатор присоеди-
няют к питающей линии наглухо, что исключает необходимость
сооружения в цехе РУ, а оперативные отключения и включения
установки производят выключателем, установленным на ГПП напря-
жением 35—НО кВ.
При питании напряжением
тора устанавливается КРУ,
6—10 кВ вблизи печного трансформа-
Рис, 10.28. План подстанции для ду-
говой сталеплавильной печи 20 т
Рис. 10.27. Схема питания
дуговой сталеплавильной пе-
чи емкостью 20 т
Дуговые печи создают значительные пиковые токи и неравно-
мерное потребление мощности за цикл плавки, поэтому мощность
трансформатора используется только при плавлении шихты.
Руднотермические печи имеют более спокойный режим работы
и меньшие эксплуатационные толчки тока.
Для компенсации реактивной мощности, обусловленной низким
коэффициентом мощности, в установках дуговых печей монтируются
компенсирующие устройства на напряжение 6—10 и 35—ПО кВ.
На рнс. 10.27 дана схема питания дуговой сталеплавильной печи
емкостью 20 т. В цепи напряжением 6—10 кВ трансформатора 2
для ограничения тока устанавливается трехфазный реактор 3, шун-
280
тируемый выключателем 5. Возможно также (вместо реактора) при-
менение переключающего устройства 6 для переключения обмоток
трансформатора с треугольника на звезду, поскольку в зависимости
от режима работы электрической печи 1 (плавление пли его рафини-
рование) подводимое к ней напряжение может изменяться. Трансфор-
маторы тока установлены на стороне низшего напряжения 7 в трех
фазах для управления передвижением электродов каждой фазы,
на стороне высшего напряжения 4 — в двух фазах для защиты транс-
форматора при коротких замыканиях и перегрузках.
На рис. 10.28 показан план подстанции для дуговой сталепла-
вильной печи емкостью 20 т. Трансформатор располагается в стале-
плавильном цехе рядом с печью. Связь между трансформатором
и электродами печи (короткая сеть) осуществляется гибким шлей-
фом, позволяющим перемещать печь во время сливания стали. Транс-
форматор устанавливается вблизи печи. Пространство под трансфор-
матором используется для установки вспомогательных устройств,
предназначенных для автоматического управления печью.
§ 10.3. Выбор числа и мощности трансформаторов
и типа подстанций
Выбор типа, числа и схем питания подстанций должен быть обу-
словлен величиной и характером электрических нагрузок, разме-
щением нагрузок на генеральном плане предприятия, а также про-
изводственными, архитектурно-строительными и эксплуатационными
требованиями. Должны учитываться, кроме того, конфигурация про-
изводственных помещений, расположение технологического обору-
дования, условия окружающей среды, условия охлаждения, требо-
вания пожарной и электрической безопасности и типы применяемого
электрооборудования.
Выкатные тележки (КРУ) рекомендуется применять:
в крупных и ответственных установках, в которых необходима
быстрая взаимозаменяемость при повреждении основного аппарата —
выключателя;
в машинных залах металлургических и химических предприятий;
компрессорных, насосных и других электромашинных помещениях;
в электроустановках с числом камер более 15—20, когда по усло-
виям общей компоновки подстанции возможно двустороннее обслу-
живание камер.
Камеры типа КСО рекомендуется применять:
для подстанций, на которых возможно применение выключателей
типа ВМП или выключателей нагрузки типа ВНП;
для временных подстанций, строительных площадок и т. п.
ТП должны размещаться как можно ближе к центру размещения
потребителей. Для этого должны применяться внутрицеховые под-
станции, а также встроенные в здание цеха или пристроенные к нему
ТП, питающие отдельные цехи (корпуса) или части их.
ТП должны размещаться вне цеха только при невозможности раз-
мещения внутри его нли при расположении части нагрузок вне цеха,
281
Выбранная подстанция должна занимать минимум полезной пло-
щади цеха, удовлетворять требованиям электрической и пожарной
безопасности и не должна создавать помех производственному про-
цессу,
Ограждения КТП следует применять в цехах, насыщенных обору-
дованием, или в цехах с интенсивным движением транспорта.
Применение внешних отдельно стоящих цеховых подстанций целе-
сообразно при:
а) питании от одной подстанции нескольких цехов, когда при-
стройка или сооружение самостоятельных подстанций в каждом
цехе экономически не оправданы;
б) наличии в цехах взрывоопасных производств;
в) невозможности размещения подстанций внутри цехов по сооб-
ражениям производственного характера.
Однотрансформаторные цеховые подстанции применяются при
питании нагрузок, допускающих перерыв электроснабжения на
время доставки «складского» резерва, или при резервировании,
осуществляемом по перемычкам на вторичном напряжении.
Двухтрансформаторные цеховые подстанции применяются при
преобладании потребителей 1-й и 2-й категорий, а также при нали-
чии неравномерного суточного или годового графика нагрузки.
Цеховые подстанции с числом трансформаторов более двух ис-
пользуются лишь при надлежащем обосновании необходимости их
применения, а также в случае установки раздельных трансформа-
торов для питания силовых и осветительных нагрузок.
Радиальное питание небольших однотрансформаторных подстан-
ций (до 630 кВ-А) производят по одиночной радиальной линии без
резервирования на стороне высшего напряжения при отсутствии
нагрузок 1-й категории.
Взаимное резервирование в объеме 25—30 % на однотрансформа-
торных подстанциях следует осуществлять при помощи перемычек
на напряжении до 1000 В (при схеме «трансформатор — магистраль»)
для тех отдельных подстанций, где оно необходимо.
Радиальные схемы цеховых двух трансформаторных бесшинных
подстанций следует осуществлять от разных секций РП, питая каж-
дый трансформатор отдельной линией. Каждая линия и трансформа-
тор должны быть рассчитаны на покрытие всех нагрузок 1-й и основ-
ных нагрузок 2-й категорий при аварийном режиме. При отсутствии
точных данных о характере нагрузок каждая линия н каждый цехо-
вой трансформатор могут быть выбраны предварительно, причем
мощность трансформатора должна составлять 80—90 % от суммар-
ной расчетной мощности нагрузок, подключаемых к подстанции.
Магистральные схемы питания подстанций должны применя-
ться:
а) при линейном расположении подстанций, рбеспечивающем
прямое прохождение магистралей от источника питания до потре-
бителей, Число трансформаторов, присоединяемых к одной маги-
страли, должно быть два-три при мощности трансформаторов 1600—
2500 кВ-А и четыре-пять при мощности 250—630 кВ-А;
б) при необходимости (по условиям бесперебойности питания)
резервирования подстанции от другого источника в случае выхода
из работы основного питающего пункта;
в) во всех других случаях, когда магистральные схемы имеют
технико-экономические преимущества по сравнению с другими схе- -
мамп.
При выборе числа и мощности трансформаторов подстанций реко-
мендуется [21]:
трансформаторы мощностью более 1000 кВ-А применять при на-
личии группы электроприемннков большой мощности (например,
электропечей) или значительного числа однофазных электроприем-
ников, а также при наличии электроприемннков с частыми пиками
нагрузки (например, электросварочных установок) и в цехах с высокой
удельной плотностью;
стремиться к возможно большей однотипности трансформаторов
цеховых подстанций;
при двухтрансформаторных подстанциях, а также при однотранс-
форматорных подстанциях с магистральной схемой электроснабже-
ния мощность каждого трансформатора выбирать с таким расчетом,
чтобы при выходе из строя одного трансформатора оставшийся в ра-
боте трансформатор мог нести всю нагрузку потребителей I-й и 2-й
категорий (с учетом допустимых нормальных и аварийных нагрузок);
при этом потребители 3-й категории могут временно отключаться.
Для этого номинальная мощность трансформаторов двухтрансфор-
маторной подстанции принимается равной 70 % от общей расчетной
нагрузки цеха. Тогда при выходе из строя одного из трансформаторов
второй на время ликвидации аварии оказывается загруженным не бо-
лее чем на 140 %, что допустимо в аварийных условиях.
Электроснабжение потребителей цеха, группы цехов или всего
предприятия может быть обеспечено от одной или нескольких ТП.
Практикой проектирования электроснабжения установлена целе-
сообразность сооружения внутрицеховых одно- или двухтрансформа-
торных подстанций по технико-экономическим показателям, с пита-
нием приемников по схеме «трансформатор — магистраль».
Чтобы выбрать наиболее рациональный вариант электроснабже-
ния, обычно рассматривают не менее двух вариантов числа и мощ-
ности трансформаторов на подстанции, сравнивая их по технико-
экономическим показателям (см, § 6.3).
Число и мощность трансформаторов выбираются по:
графику нагрузки потребителя и подсчитанным величинам средней
и максимальной мощности;
технико-экономическим показателям отдельных намеченных ва-
риантов числа и мощности трансформаторов с учетом капитальных
затрат и эксплуатационных расходов;
категории потребителей с учетом наличия у потребителей нагру-
зок 1-й категории, требующих надежного резервирования;
экономически целесообразному режиму, под которым понимается
режим, обеспечивающий минимум потерь мощности и электроэнер-
гии в трансформаторе при работе по заданному графику нагрузки.
283
282
Ориентировочно выбор числа и мощности трансформаторов может
производиться по удельной плотности нагрузки (кВ • А/м2) и пол-
ной расчетной нагрузке объекта (кВ-А), При удельной плотности
более 0,2—0,3 кВ • А/м2, и суммарной нагрузке более 3000—4000 кВ • А
целесообразно применять цеховые трансформаторы мощностью соот-
ветственно 1600—2500 кВ-А. При удельной плотности и суммар-
ной нагрузке ниже указанных значений наиболее экономичны транс-
форматоры мощностью 400—630—1000 кВ-А,
Число и мощность трансформаторов выбираются по перегрузочной
способности трансформатора. Для этого по суточному графику па-
грузки потреоителя устанавливается
продолжительность максимума нагруз-
ки t (ч) и коэффициент заполнения гра-
фика
*з. г *^cp/SMaKC»
где Scp, 5МЯКС — средняя и максималь-
ная нагрузки трансформатора.
По значениям г и t определяют
коэффициент кратности допустимой на-
грузки (рис. 10.29) kK = /макс//ном =
SMai[c/SH0M, откуда SII0M ^макс/^п-
Если в летнее время максимум на-
грузки меньше номинальной мощности
трансформатора на /?%, то в зимнее
время допускается перегрузка транс-
форматора на те же по не более
чем на 15 %. Суммарная перегрузка
за счет суточной и летней недогрузок
должна быть не более 30 % для транс-
форматоров, установленных на откры-
том воздухе в местностях, где средне-
годовая температура воздуха принята
Рис. 10.29. Кривые кратностей
допустимых нагрузок трансфор-
маторов
+5°, а максимальная +40°, Допустимые суммарные перегрузки
для трансформаторов, установленных внутри помещений, не должны
превышать 20 %.
После выявления всех перечисленных показателей сравниваемых
вариантов рассматривают вопрос об обеспечении необходимой на-
дежности и резервирования электроснабжения при аварийном выходе
из строя одного из трансформаторов.
При отсутствии на подстанции собственного трансформаторного
резерва обычно пользуются складским или передвижным резервом,
на установку которого требуется значительное время. Поэтому ПУЭ
допускается при /?3 г < 0,75 перегрузка одного трансформатора до
140 % в аварийном режиме продолжительностью 5 сут не более 6 ч
в сутки.
При наличии на двухтрансформаторной подстанции потребите-
лей 1-й (Si) и 2-й (S->) категорий мощность одного трансформатора
проверяется в аварийном режиме: SH0M1 5/ -г S2.
284
Следует подчеркнуть, что для проектируемых подстанций, если
неизвестен график нагрузки потребителей, мощность трансформа-
торов выбирают на основании расчетной максимальной нагрузки с уче-
том коэффициента максимума потребителей /?ЯЙКС (см. гл. 4) ST
2^ ^максЗср
Для действующих предприятий при наличии графика нагрузки
выбор и проверку мощности трансформаторов производят с учетом
коэффициента допустимой нагрузки трансформаторов ka (см. рис. 10.29).
Выбор мощности трансформатора только по максимальной нагрузке
без учета действительного графика нагрузки приводит в ряде слу-
чаев к завышению его мощности.
ГОСТ 14209—69 устанавливает систематические допускаемые пе-
регрузки из условия нормального суточного износа трансформатора
при нагреве до 95 °C.
Пример 10,1 Максимальная нагрузка на шинах 110/10 кВ ГПП составляет
Змакс — 20 000 кВ-А при времени максимума 2 ч. Среднесуточная нагрузка Scp =
= 15 000 кВ-А. Потребители 1-й и 2-й категорий составляют 75 % от максимальной
нагрузки. Выбрать число и мощность трансформаторов.
Решение. Устанавливаем на ГПП два трансформатора, учитывая наличие
потребителей 1-й категории.
Коэффициент заполнения графика
А3. r = Scp/SMaKC = 15 000/20 000 = 0,75.
По величине fe3. г и времени максимума f = 2 ч (рис. 10.29) находим коэффи-
циент допустимой нагрузки feH = 1,16.
Номинальная мощность трансформаторов
SII0M = SMaKC/AH = 20000/1,16 = 17 000 кВ. А.
Принимаем к установке па ГПП Два трансформатора по 16 000 кВ-А.
Коэффициент загрузки в нормальном режиме при максимуме k3 = SMaicc/SH0M =
= 20 000/(2-16 000) = 0,63, что соответствует экономическому режиму.
Проверяем установленную мощность трансформаторов в аварийном режиме при
отключении одного трансформатора и необходимости обеспечить электроснабжение
потребителей 1-й и 2-й категорий в период максимума с допускаемой нагрузкой,
равной 140 %: 1,4 SH0M = 1,4-16 000 = 22 500 > 0,75 5макс = 0,75-20 000 =
= 15 000 кВ-А.
Следовательно, выбранные мощности трансформаторов (2 X 16 000 кВ-А) обес-
печивают электроснабжение предприятия как в нормальном, так и в аварийном
режиме.
ГЛАВА It
релейная защита станций, ПОДСТАНЦИЙ
И ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК
небольшой мощности. При этом наладка или регулировка автомата
связаны с отключением установки.
Более чувствительной защитой является защита с вторичным
реле максимального тока прямого действия (рис. 11.1, б). В качестве
примера такой защиты могут служить катушки 3 отключения, встроен-
ные непосредственно в приводы высоковольтных выключателей.
Наиболее совершенной защитой является защита с вторичным
реле 4 максимального тока косвенного действия (рис. 11.1, в). Ток,
предназначенный для питания цепей релейной защиты, автоматики
и сигнализации, называется оперативным током. Надежность ра-
боты и исправность источника оперативного тока сети обеспечивают
§ 11.1. Основные понятия и виды релейной защиты
Аппаратами релейнойзаирппы называются специальные устройства
(реле, контакторы, автоматы и др.), обеспечивающие автоматиче-
ское отключение поврежденной части электрической установки или
сети. Если повреждение не представляет для установки непосредствен-
ной опасности, то релейная защита приводит в действие сигнальные
устройства. Для обеспечения надежной работы релейная защита
должна:
иметь избирательность (селективность), т. е, отключать высоко-
вольтными выключателями или автоматами только поврежденный
участок установки. Время срабатывания защиты характеризуется
выдержкой времени, обеспечивающей избирательность действия за-
щиты. Выдержка времени определяется временем действия выключа-
теля поврежденного участка и временем срабатывания защиты;
обладать достаточно высокой чувствительностью ко всем видам
повреждений на защищаемой линии и на линиях, питаемых от нее,
а также к изменившимся в связи с этим параметрам нормального
режима работы (току, напряжению и др.), что оценивается коэффи-
циентом чувствительности;
быть выполнена по наиболее простой схеме с наименьшим числом
аппаратов.
Реле, применяемые в релейной защите, классифицируют по сле-
дующим признакам:
по принципу действия — электромагнитные, индукционные, элек-
тродинамические, тепловые, электронные, магнитоэлектрические и
др-;
по параметру действия — тока, напряжения, мощности, тепловые
и др.;
по способу воздействия на отключение — прямого и косвенного
действия.
В качестве примера первичного реле максимального тока прямого
действия могут служить максимальный автомат (рис. 11.1, а), где
расчетный ток проходит по отключающей катушке 1, выключение
производится механическим воздействием на защелку 2 автомата.
Недостатком такой защиты является малая чувствительность
и возможность ее установки только в цепях низшего напряжения
Рис. 11.1. Принципиальные схемы устройства релейной защиты
безотказную работу всех элементов, входящих в устройство релей-
ной защиты. Постоянный или выпрямленный ток получают от акку-
муляторных батарей или от различных выпрямительных устройств.
Оперативный постоянный ток обеспечивает надежность работы релей-
ной защиты. Однако его получение связано с дополнительной затра-
той на установку аккумуляторной батареи или выпрямительных
устройств; при наличии разветвленной сети оперативного тока воз-
можны повреждения и связанные с этим ложные действия защиты.
Поэтому были сконструированы специальные блоки питания типа
БП-1000 на 800—1500 Вт для непосредственного подключения реле
времени, промежуточных реле и катушек отключения, работающих
на постянном токе и напряжении ПО—220 В.
Основные типы реле. Реле называются аппараты, замыкающие
или размыкающие электрические цепи или механически воздействую-
щие на выключатели при заданном значении величин, на которые
они реагируют (ток, напряжение, мощность, давление, температура).
Наибольшее распространение в релейной защите имеют главным
образом электрические реле — электромагнитные и индукционные.
286
Реле максимального тока типа РТМ, РТВ. При-
воды ряда выключателей имеют встроенные реле мгновенного дейст-
вня типа РТМ и реле с выдержкой вре-
мени типа РТВ.
Основные части реле типа РТМ приве-
дены на рис. 11.2. При протекании по ка-
тушке 1 установленного тока срабатыва-
ния сердечник 2 втягивается в катушку,
ударник 5 ударяет по рычагу привода и
выключатель отключается. Ток срабаты-
вания реле регулируется штепсельным
или поворотным переключателем, изменя-
ющим число витков катушки реле. Реле
типа РТМ имеет токи уставки — 5—150 А
(см. ниже). Потребляемая мощность реле
при срабатывании составляет около 50В • А.
Реле типа РТВ (рис. 11.3) представляет
собой реле прямого действия с выдерж-
протекании по катушке 7 установленного тока
сердечник
пружину 5, которая через
стопорное кольцо 4 давит
иа ударник 6. Подъем
ударника вверх ограничен
тягой 2, прикрепленной к
часовому механизму 9.
Скорость работы часового
механизма зависит от сте-
пени сжатия пружины,
т. е. от величины тока ка-
тушки реле. При трех-
кратном токе (по отноше-
нию к току срабатывания)
пружина полностью сжата,
а выдержка времени мини-
мальна. После срабатыва-
ния часового механизма
происходит его расцепле-
ние с ударником, который
под действием пружины с
большой силой ударяет
по рычагу 5 привода, и
выключатель отключается.
Токи срабатывания ре-
гулируют поворотным пе-
реключателем от 5 до 10 А,
выдержку времени — уста-
новочным винтом Л воздействующим через пластину 11 на рычаг
Рис.
реле
11.2. Встроенное
типа РТМ
кои ]
срабатывания
времени. При
8
втягивается в катушку и сжимает
Рис. 11.3. Встроенное реле типа РТВ
10
часового механизма, перемещение которого и изменяет выдержку.
288
Встроенные реле тока типа РТМ и РТВ и роле напряжения РНВ
применяют в пружинных приводах типа ПП-67 (см. гл. 2).
Реле типа РТМ выполняют в четырех вариантах с регулировкой
тока уставки: PTM-I — от 5 до 15 А; РТМ-II — от 10 до 25 А; РТМ-Ш—•
от 30 до 60 А; РТМ-IV — от 75 до 150 А. Ток срабатывания регули-
руют изменением воздушного зазора.
Реле типа РТВ выполняют в шести вариантах с диапазоном уставки
номинальных отключающих токов 5—35 А; они имеют ограниченно
зависимую характеристику выдержки времени с регулированием
от 0 до 4 с. Реле минимального напряжения РНВ выполняют с вы-
держкой времени 0—9 с. Кроме того, в приводе ПП-67 могут быть встро-
ены дополнительные элементы за-
щиты — электромагниты с питанием
от независимого источника.
Электромагнитные реле типа РТ-40
и РН-50 (рис. 11.4) выпускают взамен
снятых с производств ЭТ-520 и
ЭН-520. Реле состоит нз электромаг-
нита /, обмоток из двух катушек 2,
якоря 5, укрепленного па оси с под-
вижным контактным мостом и спи-
ральной противодействующей пру-
жины 4.
Если электромагнитная сила боль-
ше механической силы пружины,
якорь притягивается к электромаг-
ниту, при этом подвижный контакт-
ный мост 3 замыкает одну пару и
размыкает вторую пару неподвиж-
ных контактов.
Уставка срабатывания реле тока РТ-40 регулируется натяжением
пружины и включением катушек с последовательного соединения
не параллельное, и показания шкалы изменяются в два раза. Уставка
срабатывания реле напряжения РН-50 регулируется также натя-
жением пружины и включением двух дополнительных резисторов
в цепь обмотки реле, что также изменяет показания шкалы в два
раза.
В реле РН-50 предусматривается питание обмотки реле пульси-
рующим выпрямленным током через выпрямитель.
Для реле РТ-40 пределы уставок тока срабатывания при после-
довательном соединении катушек составляют 0,5—25 А, при парал-
лельном соединении — 1—50 А. Для реле РН-50 максимального на-
пряжения пределы уставок напряжений срабатывания составляют
15—400 В, для реле минимального напряжения — 12—320 В.
Индукционные реле тока типа РТ-80. Реле этой
конструкции (рис. 11.5, й) имеет два релейных элемента — индук-
ционный и электромагнитный.
Индукционный элемент состоит из электромагнита 17 с коротко-
замкнутыми витками 13 и диска 6, ось которого находится в под-
Рис. 11.4. Электромагнитное реле
типа РТ-40, РН-50
10 в. Ю. Липкпн
шптшках 9, установленных на рамке 4. Рамка поворачивается на
осях 5 и пружиной 2 удерживается в крайнем положении, т. е. при-
жатой к упору 1. На ось диска насажен червяк 11. В крайнем поло-
жении рамки сегмент 7, имеющий червячные зубья, находится вне
зацепления с червяком, и контакты 8 реле разомкнуты.
При протекании по обмотке реле тока /р /ср.р диск медленно
вращается, причем его вращению препятствует тормозной момент,
создаваемый постоянным магнитом 5. Под действием электромагнит-
ного момента, создаваемого током реле, рамка поворачивается, червяк
входит в зацепление с зубьями сегмента, начинает постепенно под-
ниматься, преодолевая усилие пружины 12, и специальной план-
кой 10 замыкает контакты реле. Время срабатывания регулируется
бы отсекая часть характеристики реле при больших токах. Поэтому
электромагнитный элемент действует с отсечкой. При этом /отс =
= (2-8) /ср.
Токи срабатывания электромагнитного элемента регулируются
изменением количества витков обмотки и положения регулировоч-
ного винта 15.
Электромагнитные токовые дифференциаль-
ные реле. Реле серии РНТ-565 применяют для дифференциальной
защиты генераторов, трансформаторов (§ 11.2). Они состоят (рис. 11.6,а)
из смонтированных в общем кожухе 1 электромагнитного реле 4
типа РТ-40, промежуточного быстронасыщающегося трансформа-
тора 2 (БИТ) и резисторов 5.
Рис. 11,5. Индуктивное реле типа РТ-80:
а — схема устройства; о — характеристики срабатывания
Рис. 11.6. Реле типа РНТ-565:
а — общий вид; б — схема
начальным положением зубчатого сегмента при помощи винта, укреп-
ленного на шкале времени. Чем больше сила тока /р в обмотке элек-
тромагнита, тем быстрее будет вращаться диск и с меньшей выдерж-
кой времени будут замыкаться контакты реле, т. е, реле будет иметь
зависимую от тока характеристику времени срабатывания. При зна-
чениях тока /р (6-5-8) /ср р наступает насыщение стали электро-
магнита и характеристика переходит в независимую. Поэтому харак-
теристики реле РТ-80 называют ограниченно зависимыми (рис. 11.5, б).
Электромагнитный элемент реле РТ-80 состоит из ярма электро-
магнита 18 и якоря 14, через которые замыкается часть потоков рас-
сеивания электромагнита. При протекании по обмотке реле тока
/р 2Zcp р якорь втягивается и без выдержки времени (отсечкой)
замыкает контакты реле. Токи срабатывания индукционного эле-
мента /ср регулируются изменением числа витков обмотки (пере-
становкой контактного винта 16 на контактной колодке); /ср =
= 2—10 А; время срабатывания 0,5—16 с.
Таким образом, электромагнитный элемент может действовать
или совместно с индукционным элементом, или самостоятельно, как
290
На рис. II.6, б приведена принципиальная схема реле РНТ-565
с БНТ. Ток из рабочей обмотки Р непосредственно трансформиру-
ется во вторичную обмотку В, а также через короткозамкнутые об-
мотки КЛ и К 2 путем двойной трансформации подается на токовое
реле /.
На среднем стержне БНТ этого реле расположены уравнительные
обмотки У/, У2, используемые в дифференциальной защите транс-
форматоров (см. § 11.2). Настройка и регулирование тока срабаты-
вания реле производятся резисторами с сопротивлениями и гк.
При включении токовых реле через БНТ реле становятся нечувстви-
тельными к токам намагничивания силовых трансформаторов при
включении их на напряжение; к токам небаланса, возникающим
в начальный момент короткого замыкания, что позволяет повысить
чувствительность защиты.
Все обмотки, кроме вторичной В, имеют ответвления для изме-
нения числа включенных витков. Включение необходимого числа
витков производится установкой регулировочных винтов в соответ-
10*
ствующие гнезда пластинок. Цифры около гнезд указывают число
включаемых витков.
Число витков рабочей (дифференциальной) обмотки
Др.р//ср.р, (11-1)
где Лр.р == 100 —намагничивающая сила срабатывания реле РЫТ, А,
Индукционные реле мощности. Такие реле реа-
гируют на величину и направление мощности, подведенной к его
обмотке. На рис. 11.7, а изображено устройство однофазного индук-
ционного реле мощности РБМ-170. На полюсах внутри замкнутой
магнитной системы / располагаются две обмотки. Обмотка 2 вклю-
чается в цепь тока нагрузки последовательно. Обмотка 3, состоящая
из четырех секций, подключается к цепям напряжения параллельно.
Рис, И.7, Однофазное индукционное реле мощности:
и — схема устройства; б — векторная диаграмма реле
Магнитные потоки Ф7, Ф„, создаваемые обмотками тока и напря-
жения, проходят по магпитопроводу и через неподвижный стальной
сердечник 4, индуктируя в алюминиевом роторе 5 вихревые токи.
Барабанчик, установленный на осях, поворачивается, чему противо-
действует спиральная пружина. При повороте ротора в направле-
нии, соответствующем замыканию контактов, на определенный угол
замыкается контактная системе реле 6.
Взаимодействие магнитных потоков Фт и Фн с токами, индукти-
рованными в роторе, создает вращающий момент на роторе
Л1вр = ЛФТФН sin ф, (11.2)
где ф —электрический угол между магнитными потоками (рис.
11.7, б).
На векторной диаграмме также указаны: Up, /р — векторы на-
пряжения и тока, подведенные к обмоткам напряжения и тока реле;
Фр—угол сдвига между Up и /р, определяемый параметрами сети
и схемой включения реле; — вектор тока в обмотке напряжения
реле; у(1 —угол между UP и определяемый соотношением актив-
ного и реактивного сопротивлений цепи напряжения.
Заменяя в (11.2) магнитные потоки Фт и Ф„ соответствующими
им выражениями для тока /р, напряжения t/p и угла ф = у(1 — ф
получим выражение для вращающего момента
Л4гр = &/pt/p sin (?и-фр). (11.3)
Следовательно, момент подвижной части указанного реле про-
порционален мощности, а изменение знака момента (на замыкание
или заклинивание) происходит при изменении направления тока
в обмотке тока или напряжения реле. Поэтому индукционное реле
мощности называется реле направления мощности и используется
в схемах релейной защиты для выявления линии, на которой про-
изошло короткое замыкание (см. § 11.2),
Согласно (11.3) вращающий момент подвижной системы реле РБМ
.достигает максимального значения, когда sin (ун—фр) — 1, что
имеет место при —фр = 90° или —фр = — 90° —у,;. Знак минус
у угла фр показывает, что вектор /р опережает вектор напряжения Up
(рис. 11.7, б). Угол фр, при котором вращающий момент имеет макси-
мальное значеп-ие, называется углом максимальной чувствитель-
ности фма1СС.ч-
Реле направления мощности одностороннего и двустороннего
действия выпускают типов РМБ-170 и РМБ-270 с их модификациями.
Углы максимальной чувствительности указанных типов реле раз-
ные. Так, реле типов РМБ-171 и РЛ1Б-271 имеют угол максимальной
чувствительности, когда вектор тока опережает вектор напряжения
на угол Фмркс.п = —30°. Тогда внутренний' угол этих реле фвн =
= 90° + <р1Г(<с.ч =' 90° —30° = 60е, а момент вращения 1см. (11.3)1
AlFp = kIpUpsin (60е —фр) = k!pUp cos (фр + 30е).
Для реле РМБ-177 и РМБ-178 вращающий момент достигнет мак-
симального значения Л4макс при фр = 70 и 250\ что будет соответ-
ствовать минимальной мощности срабатывания реле Pq,.p ~ 1 В-А.
При фр = 0, когда вектор тока совпадает с вектором напряжения,
Л1рр 0,ЗЛ4КЭ1;с, а необходимая мощность срабатывания реле возра-
стет в три раза и составляет ЗРср.р.
Вспомогательные реле. Эти реле предназначены для
создания необходимых выдержек времени (реле времени), размноже-
ния импульсов (промежуточное реле) и подачи соответствующих сиг-
налов срабатывания релейной защиты (указательные реле).
Реле времени типов ЭВ-112 ч-ЭВ-144 выпускают для работы па
постоянном токе на напряжение 24. 48, ПО, 220 В. Реле времени
переменного тока типов ЭВ-215 л-ЭВ-245 выпускают па напряжение
100, 127, 220, 380 В. В этих реле (рис. 11,8) при подведении напря-
жения к обмотке реле 10, расположенной на ярме 0, заводится часовой
механизм 5, что приводит к подъему якоря 11. Якорь же через си-
стему рычагов 6 и 7 заводит часовой механизм, одновременно замы-
кая без выдержки времени мгновенные контакты 8. При выключе-
нии напряжения система рычагов приходит в исходное положение,
мгновенные контакты переключаются, а заведенный часовой меха-
низм начинает вращать рычаг 3, перемещая подвижные контакты 4,
293
292
которые с установленной выдержкой времени замкнут контакты 2,
а затем контакты 1. Выдержка времени регулируется перемещением
контактов 1.
В качестве электромеханических реле времени часто применяют
моторные реле времени с синхронными микродвигателями (рис. II.9).
При срабатывании реле РТ защищаемого элемента от промежуточного
трансформатора ТТ, размещенного в кожухе реле времени, пода-
ется необходимое напряжение, при котором микродвигатель 4 через
передаточный механизм 3 начинает двигать рычаг 2 со скоростью,
определяемой частотой тока в сети. На рычаге 2 укреплен подвиж-
ный элемент контакта 1а. Через выдержку времени, устанавливаемую
положением неподвижного элемента контакта 15. Последний замы-
кается, и реле времени срабатывает.
Ряе. 11.8. Реле времени типа ЭВ-215 Рис. 11.9. Моторное реле вре-
мени
Реле, такого типа применяют в схемах максимально-токовой за-
щиты на оперативном переменном токе (см. рис. 11.14).
Промежуточные реле предназначены для размножения контактов
основного реле, например для одновременного замыкания или раз-
мыкания нескольких цепей, питающих отключающие катушки приво-
дов выключателей. Их используют также для усиления мощности сиг-
нала основного реле (путем передачи его импульса на промежуточ-
ное реле с более мощными контактами).
Промежуточные реле выполняются для работы на постоянном и
переменном оперативном токе и включаются как реле напряжения
или как реле тока.
Для работы на постоянном токе напряжением 24, 48, 110, 220 В
применяют реле промежуточные типов РП-210, РП-232. Все указан-
ные реле работают на электромагнитном принципе и имеют пять
контактов, которые могут использоваться в различных комбинациях
как замыкающие и размыкающие. Потребляемая мощность составляет
6—8 Вт.
Для работы на переменном токе напряжением 100, 127, 220, 380 В
применяют промежуточные реле типов РП-250, РП-256, которые имеют
Рис. 11.10. Промежуточное реле типа1
РП-341
короткозамкнутый виток на сердечнике электромагнита, служащий
для устранения вибрации подвижной системы. Кроме того, приме-
няют также промежуточные реле типов РП-321 и РП-341.
В качестве промежуточных реле, применяемых для работы иа
переменном и постоянном токе, используют малогабаритные реле
типа МКУ-48 и кодовые реле типа К ДР, в которых путем набора
контактных пластин можно получить необходимое количество замы-
кающих и размыкающих контактов.
На рис. II.10 приведено устройство реле типа РП-341. Первич-
ную обмотку насыщающегося трансформатра 2 подключают к вторич-
ной цепи трансформаторов тока, вторичную обмотку через германие-
вые выпрямители 1 подключают
к электромагнитному реле, состоя-
щему из магнитопровода 6, обмот-
. ки 5, якоря 3 и конденсатора 4,
предназначенного для сглажива-
ния выпрямленного тока.
При подаче в обмотку реле то-
ка, превышающего ток срабатыва-
ния, якорь 3 притягивается к маг-
нитопроводу н переключает кон-
такты 7, 8, 9, действующие в цепях
отключающих катушек приводов
выключателей (см. далее рис. 11.14
и 11.16) или дешуитирует катуш-
ки отключения без разрыва цепи.
Следует отметить, что кратковре-
менный ток в реле типа РП-341
может достигать 150 А.
Указательные реле предназначе-
ны для подачи сигнала о срабаты-
вании соответствующей защиты. Указательные реле могут вклю-
чаться: последовательно в цепь других реле или аппара-
тов и реагировать на появление тока в них; параллельно
в цепь соответствующих реле и аппаратов и указывать появление
на них напряжения.
На рис. 11.11 приведено устройство указательного реле типа
РУ-21. Реле состоит из электромагнита 3, обмотки 2, якоря 4, сиг-
нального флажка 8, контактного мостика 5 с пластинами 9, возврат-
ной пружины 11, скобы 10 и возвратной кнопки 7. Реле смонтировано
па цоколе 1 и закрыто кожухом 6.
При прохождении тока по обмотке реле якорь притягивается
к электромагниту, освобождает флажок, который поворачивается
и устанавливается у смотрового окна. Одновременно поворотом
контактного мостика переключают контактные пластины, служащие
для подачи соответствующего сигнала. Возврат флажка и реле в ис-
ходное положение производится кнопкой 7.
Указательные реле постоянного тока РУ-21 могут быть исполь-
зованы и для работы на переменном токе. Например, реле постоян-
295
294
ного тока типа РУ-21 '0,01 используется как реле переменного тока
на напряжение 220 В с током срабатывания 0,01 А.
Рассмотренные типы реле при определенных условиях применяют
в схемах защиты отдельных элементов системы электроснабжения
(см, § 11.2, 11,3), Прн этом следует учитывать, что некоторые типы
реле пока находятся в эксплуатации, но заменяются другими модифи-
цированными реле 118].
Рис. 11,11. Указательное реле типа РУ-21
Максимально-токовая защита. Является наиболее простои и по-
этому широко применяется для защиты трансформаторов, электро-
двигателей и линий электропередач с односторонним питанием.
Ток, возникающий в аварийных режимах, в отличие от тока,
имеющего место в нормальном режиме, называется сверхтоком. При
возникновении короткого за-
мыкания действует макси-
мально-токовая защита, ко-
торая на отдельных участках
сети срабатывает прн опре-
деленных токах и определен-
ном времени срабатывания.
При использовании реле
тока типа РТ-40 и реле вре-
мени типа ЭВ защита назы-
вается максимально-токовой
с независимой характеристи-
Рис. 11.12. Схемы максимально-токовой за-
щиты с реле РТВ
кой времен и срабатывания.
Прн использовании индукционно-токовых реле типа РТ-80 и реле
времени типа РТВ зашита называется максимально-токовой с зави-
симой характеристикой времени срабатывания.
На рис, 11,12 приведены схемы максимально-токовой защиты
(а —для двухрелейной; б —для однорелейной), выполненные с по-
мощью реле прямого действия типа РТВ, которые встраиваются непо-
средственно в привод выключателя и подключаются на трансформа-
торы тока ТТ1, ТТ2, установленные на двух фазах. Защита такого
типа используется в сетях
напряжением до 35 кВ иа
выключателях, оборудован-
ных ручными, грузовыми
и пружинными автомати-
ческими приводами с встро-
енными реле.
На рис, 11.13 приве-
дена схема максимально-
токовой защиты с незави-
симой характеристикой
времени срабатывания на
Рпс, 11,13, Схема максимально-токовой защиты
па постоянном оперативном токе
постоянном оперативном
токе, используемая для
защиты линий и трансфор-
маторов в сетях 3—35 кВ. Схема включает в себя два реле тока
мгновенного действия Tl, Т2 типа РТ-40, одно реле времени В типа
ЭВ и одно указательное реле У.
Прн срабатывании любого токового реле подается «+» оператив-
ного тока на обмотку реле времени. Реле времени, сработав с уста-
новленной на нем выдержкой, по-
дает своим контактом «+» оператив-
ного тока на отключающую катуш-
ку АО привода выключателя через
указательное реле У и блок-кон-
такт выключателя В, связанный с
приводом. Указательное реле фикси-
рует срабатывание защиты, что со-
провождается выпадением сигиаль-
Рис, 11.14, Схема максимально-то-
ковой защиты на переменном опе-
ративном токе
кого флажка. Контакт выключателя
В предназначен для предотвраще-
ния повреждения контактов реле
времени при возврате защиты после
отключения выключателя и размы-
кания цепи КО, для защиты реле
при длительном прохождении тока.
На рис. 11,14 приведены схемы
максимально-токовой защиты, выпол-
ненные на оперативном переменном
токе. Схемы включают в себя то-
ковые реле мгновенного действия Т1
и Т2 типа РТ-40, действующие в
токовых цепях отключения защиты
(а), цепи реле времени В (б) и цепи выпрямленного тока, в кото-
рую включены указательное реле У и промежуточные реле 1П и
2П типа РП-341 (в).
296
Токовые реле Т1 и Т2 при срабатывании замыкают цепь вто-
ричных обмоток промежуточных трансформаторов реле времени
ВА и Вс на обмотку электродвигателя реле времени В. Реле вре-
мени, сработав своим контактом В1, замыкает цепи вторичных об-
моток промежуточных трансформаторов 1П?, 2ПТ на обмотки про-
межуточных реле Л1, П2. Промежуточные реле мощными переклю-
чающими контактами 21 и 22 включают соответствую-
щие отключающие катушки IRQ, 2RO в цепь трансформаторов тока,
а контактами П31, П32 шунтируют контакт реле времени В1. Шунти-
рование контактов обеспечивает надежное действие защиты неза-
висимо от состояния контактов токовых реле и реле времени.
Рис. 11.15,' Схема максимально-токо-
вой защиты с зависимой характеристи-
кой на постоянном оперативном токе
Рис. 11.16. Схема максимально-токовой
защиты с зависимой характеристикой на
переменном оперативном токе
На рис. 11.15 и 11.16 приведены двухфазные схемы максимально-
токовой защиты с зависимой характеристикой времени срабатывания.
В схеме (рис. 11.15), выполненной на оперативном постоянном токе,
используют реле типа PT-8I или РТ-82, а в схеме (рис. 11.16), выпол-
ненной на оперативном переменном токе, —реле типа РТ-85 или
РТ-86 с мощными переключательными контактами, предназначенными
для дешунтирования отключающих катушек.
В ы б- о р токов и времени срабатывания мак-
симально-токовой защиты. Ток срабатывания пуско-
вых токовых реле выбирают таким, чтобы обеспечить выполнение
следующих условий:
I) защита не должна приходить в действие при прохождении
по защищаемому элементу максимального тока нагузки;
2) защита должна надежно действовать при коротком замыкании,
происшедшем на защищаемом участке, и иметь коэффициент чувстви-
тельности в конце этого участка не меиее 1,5;
3) защита должна действовать при коротком замыкании, проис-
шедшем на смежном (резервируемом) участке и иметь коэффициент
чувствительности в конце смежного участка не менее 1,2.
и
Для выполнения первого условия ток срабатывания
реле максимально-токовой защиты должен составлять
7ср, ззщ “ (^-иа д^-сзМ взв) 7п, макс» (1 1.4)
где /г£1ад —коэффициент надежности, принимается равным 1,1 4- 1,25;
/гсз = 2 4-3 — коэффициент самозапуска, учитывает увеличение тока
нагрузки присамозапуске электродвигателей (см. гл.7); = /вгв^Лр—
= 0,8 4- 0,85 — коэффициент возврата (/„з;1, /<.р — токи возврата
и срабатывания реле); Д!>макс —максимальный ток нагрузки.
ния^0Г'а,а ^сз неизвестен, рекомендуется принимать ток срабатыва-
7ср.з—4/ном, (11.5)
где /но>,—номинальный ток защищаемого оборудования.
Ток срабатывания, т. е. уставка пусковых токовых реле,
7ср,р = (^падЛсз^сх/^взв) ‘ (7н.макс/^т.т)> 0 1 -6)
где kcx — коэффициент схемы, определяемый схемой соединения
трансформаторов тока (рис. 11,17 и табл. 11.1); /гтт—коэффициент
трансформации трансформаторов тока.
По табл. 11.1 проверяют нагрузку на трансформаторы тока при
допустимой 10 %-ной погрешности. При этом определяют кратность т,
т. е. отношение первичного тока при коротком замыкании к номи-
нальному току трансформатора тока, затем по кривой кратности
при допустимой 10 %-ной погрешности (рис. 11.18) находят допу-
стимое сопротивление нагрузки гдоп вторичной обмотки трансформа-
тора тока. Затем сравнивают 2Д0п с расчетным сопротивлением za
(табл. 11.1).
298
Таблица 11. L
Схема соединен nit трансформаторов тока и реле Вид короткого замыканн я Формулы д_пя определения сопротивления нагрузки на зажимах вторичных обмоток = JA|,/A.T
а —соединение в звезду Трехфазное и двух- фазное Однофазное гн = Гкдб -р- 2р -р- Гпер = 2л ка(; ф- Zp0-|- гпер 1
б —соединение в неполную звезду Трехфазное Двухфазное АВ или ВС Двухфазное АС ^н—3 О^аб 4“ гр “F Otep ?н = 4- гр 4- гпер zn — гкаб 4“гр Ч-Ггтер 1
в — соединение на разность токов двух фаз Трехфазное Двухфазное АС Двухфазное АВ или ВС = 4^3 С-гкаб "F2p) + гпер гн=-4лкаб + 2тр4-гцер zn — Л каб 4“ ^р 4“ ^пер уз
г —соединение в треугольник Примечание Трехфазное и двух- фа зное Одно разное 'псР-сопр 2n = 3(rKa64-ZpH-riiep = 2 (гКзб 4- Zp) -F гпер отпвление кабеля, реле, переходные /3 контактов.
Кратность первичного тока определяют по отношению тока сра-
батывания отсечки к номинальному току первичной обмотки транс-
форматора:
111.= ^дад/ср. р^т, т/(^ном 1^сх)' б )
При определении максимального тока нагрузки необходимо ис-
ходить из наиболее тяжелых, но реальных режимов работы оборудо-
вания. Так, для зашиты параллельных линки в качестве максималь-
ного тока нагрузки на каждую линию следует принимать суммарную
максимальную нагрузку обеих линий.
Выполнение второго и третьего условий при вы-
боре тока срабатывания максимально-токовой защиты проверяют
по коэффициенту чувствительности в режиме, когда токи короткого
замыкания минимальны, ,
Коэффициентом чувствительности называется отношение мини-
мального тока короткого замыкания к току срабатывания:
= ^к, мнп/^ср, за иг '
При определении k-, защиты (при включении трансформаторов
на разность токов двух фаз) 7КлШ11 принимается для двухфазного
короткого замыкания (АВ или ВС, фаза В не имеет трансформатора
тока) и через реле защиты проходит наименьший ток короткого за-
мыкания.
Выдержки времени максимально-токовой защиты с зависимой-
и независимой характеристиками времени срабатывания выбирают
по ступенчатому принципу, при котором каждая последующая за-
щита в направлении к источнику питания имеет выдержку больше
предыдущей.
Рассмотрим сеть с односторонним питанием (рис, 11.19), Выбор
Т"""........ -- - , удаленных от источника питания
%8йп> ОМ
Рис. 11,18. Кривая кратности первичного
тока при 10 %-ной погрешности трансфор-
матора тока типа ТПЛ-10
выдержек времени начинается с
элементов — электродвигателей
'Д1 и Д2. Для иих выдержка
времени может приниматься рав-
ной нулю, т, е, А = 0. Чтобы
при повреждении одного из
электродвигателей не отклю-
чился трансформатор Т2, мак-
симально-токовая защита его
должна иметь выдержку време-
ни С большую, чем Zb на вели-
чину ступени селективности AZ,
т, е, t-2 = + AZ.
Аналогично последующие вы-
держки времени максимально-
токовой защиты линии Л, транс-
форматора Т1 и генератора Г
должны быть: Z3 = Z2 4- AZ;
Z4 Z3 4~ AZ; Z5 Z^ AZ.
Величина ступени селективности должна быть такой, при кото-
рой защита на поврежденном участке сработает раньше, чем истечет
выдержка времени защиты на вышестоящем поврежденном участке.
Для этого должны учитываться следующие составляющие:
AZ — Zou(1 -ф- AZp>Bi 4- AZp>B2 д- Z3an, (11.9)
гДе Z0lK1 — время отключения выключателя от момента подачи им-
пульса па отключающую катушку до момента гашения дуги на его
Д2
Рис. 11.19. Схема сети для выбора выдержки времени макси-
мально-токовой защиты
контактах; AZp |tl, AZp ,,2 —погрешности реле времени защиты повреж-
денного и последующего элементов защищаемой сети; /3,!ГТ —-время
запаса, учитывающее неточность регулировки защиты.
Следовательно, при определении ступени селективности учи-
тывают типы установленных выключателей б реле времени, обычно
AZ = 0,4 -г 0,6 с. Выдержку времени максимально-токовой защиты
300
301
с зависимой характеристикой времени срабатывания выбирают при
определенных значениях токов короткого замыкания. Величина сту-
пени селективности этой защиты должна удовлетворять тем же
условиям и составлять 0,4—0,7 с (рис. 11.20).
Токовой отсечкой называется максим аль но-токов а я защита, выпол-
ненная с мгновенным действием или с выдержкой времени. Для обес-
печения селективности в пределах зоны действия токовая отсечка
Рис. 11.20. Выбор времени срабатывания
максимально-токовой защиты:
а — схема участка сети; б — характеристики
времени срабатывания
отстраивается от токов ко-
роткого замыкания на низ-
шей стороне трансформато-
ра, от пусковых токов элек-
тродвигателей, от тока ко-
роткого замыкания в конце
линии или в начале следую-
щего участка. Характер из-
менения тока короткого за-
мыкания при удалении места
короткого замыкания от ис-
точника питания показан на
рис. 11.21.
Чтобы отсечка не срабо-
тала при повреждениях на
смежной линии, ток сраба-
тывания реле должен удов-
летворять условию
Iср. р ^над&сх^к. макс/^т. т>
(11.10)
где макс—максимальный ток короткого замыкания в конце защи-
щаемой линии или за трансформатором; /гиад —коэффициент надеж-
ности (при выполнении отсечки токовыми реле типа ЭТ-521 или РТ-40
принимают &над = 1,2 <- 1,3, при выполнении отсечки токовыми реле
типа РТМ /у;г, = 1,8 -4- 2).
Зону действия определяют графически, как показано на рис. 11.21.
Вычисляют токи, проходящие при коротких замыканиях в начале
(точка Ki) и конце (точка Хе) линий, а также в точках 7G — Ki-
Строят кривую изменения тока короткого замыкания в зависимости
от удаленности места короткого замыкания I от источника питания
(кривая 1). Определяют ток срабатывания отсечки и на том же ри-
сунке строят прямую тока срабатывания 2. Точка пересечения пря-
мой 2 с кривой 1 определяет конец зоны действия отсечки (заштрихо-
ванная часть).
Коэффициент чувствительности отсечки
&ч = ^к.минДср.защ, (И’И)
где мин —минимальный ток короткого замыкания в начале линии
или до трансформатора.
Токовая отсечка может защищать всю линию (рис. 11.21), на
которую подключен только один трансформатор, если ток срабаты-
вания отсечки выбирается так, чтобы она не действовала при по-
вреждении на линиях низшего напряжения, отходящих от защищае-
мого трансформатора. Для этого в (11.10) следует подставить мак-
симальный ток короткого замыкания, имеющий место на шинах низ-
шего напряжения. При этом токовая отсечка будет надежно защи-
щать линию, шины и часть обмотки высшего напряжения трансфор-
матора.
Токовая отсечка обычно защищает только часть линии, поэтому
она применяется как дополнительная защита. Использование токо-
вой отсечки дает возможность ускорить отключение повреждений,
сопровождающихся наибольшими значениями токов короткого замы-
кания, и снизить выдержки времени максимально-токовой защиты.
При сочетании токовой отсечки с максимально-токовой защитой
получается ступенчатая по времени токовая защита. При этом пер-
вая ступень (отсечка) действует мгновенно, последующие ступени —
с выдержкой времени. В реле РТ-80 с зависимой характеристикой
времени, где имеется встроенный электромагнитный элемент отсечки,
такая ступенчатость обеспечивается без установки дополнительных
реле.
§ 11.2, Защита трансформаторов, линий и генераторов
Защита силовых трансформаторов. Защита, устанавливаемая на
силовом трансформаторе, должна или обеспечивать его отключение
прн междуфазных и витковых коротких замыканиях, а также при
302
303
замыканиях на землю, или подавать сигнал о ненормальном режиме
работы трансформатора (перегрузке трансформатора, повышении
температуры масла и т. д.).
Виды защит, устанавливаемых на трансформаторе, определяют
мощностью трансформатора, его назначением, местом установки
и другими требованиями, предъявляемыми к режиму его эксплуата-
ции. В условиях электроснабжения промышленных предприятий
силовые трансформаторы устанавливают:
на ГПП с первичным напряжением 220, НО, 35 кВ и вторичным
напряжением 6, 10, 20, 35 кВ при мощности одного трансформатора
от 1000 до 63 000 кВ-А;
на ЦП с первичным напряжением 6,. 10, 20, 35 кВ и вторичным
напряжением 0,23; 0,4; 0,69 кВ при единичной мощности от 100 до
2500 кВ-А;
на специальных установках (электропечных, выпрямительных
и др.).
Защита трансформаторов ГПП. На рис. 11.22 при-
ведена схема защиты понижающего трансформатора с первичным на-
пряжением 110—35 кВ и вторичным напряжением 6—10 кВ, мощ-
ностью 6300 кВ-А. На выводах высшего напряжения трансформа-
тора устанавливают короткозамыкатель н отделитель.
При срабатывании защиты поврежденного трансформатора пода-
ется импульс на включение короткозамыкателя с помощью специаль-
ного привода типа ШПК. Короткозамыкатель включается и создает
на выводах высшего напряжения трансформатора искусственное ко-
роткое замыкание, под действием которого защиты, установленные
на питающей подстанции, срабатывают и отключают линию. После
отключения линии отделитель поврежденного трансформатора отклю-
чается, отсоединяя трансформатор от линии. Вслед за этим линия
может быть включена вновь устройством АПВ (см. гл. 12).
Отключение отделителя осуществляется с помощью специального
блокирующего реле отделителя типа БРО, встроенного в привод
отделителя (рис, 11,23, а). При включении отделителя отключающая
пружина 1 сжимается и удерживается в таком положении системой
ломающихся рычагов 12—14. При этом сердечник 9, внутри кото-
рого помещена пружина 8, находится в нижнем положении. В ниж-
ней части сердечника имеется палец 4 с основанием 5, проходящий
через отверстие в рычаге 11. Пружина 8 и сердечник стремятся по-
вернуть рычаг против часовой стрелки, Однако этому препятствует
возвратная пружина 2, натяжение которой регулируется винтом 3,
Таким образом, под действием пружин 8 и 2 сердечник находится
в равновесии.
Обмотка 7 реле БРО подключена к трансформатору тока ТТ,
установленному в цепи короткозамыкателя (рис, 11.23, б). Прп вклю-
чении короткозамыкателя реле срабатывает, его сердечник притяги-
вается к стопу 6 и сжимает пружину 8.
После отключения линии прохождение тока в цепи короткозамы-
кателя прекратится, сердечник реле освободится и под действием
пружины и собственного веса опустится вниз. Палец 4 с основанием 5
при этом ударит по рычагу 11. Рычаг освободит систему ломающихся
рычаюв 1-—14, которые в свою очередь освободят отключающую
пружину 1. Пружина вытолкнет вверх боек 10, который произведет
отключение. F А
35-И0 кв
Б -10 кВ
Ря-. 11.22. Схема защиты трансформатора НО—35/6—10 кВ
мощностью 6300 кВ-А, подключенного к линии отделителем и
корогкоэамыка гелем
С помощью БРО обеспечивается отключение отделителя только
в бестоковую паузу, после того как прекратится прохождение тока
короткого замыкания, поскольку отделитель, как и обычный разъеди-
нитель, не может отключать тик короткого замыкания и токи на-
грузки.
Установленная на трансформаторе защита выполнена на опера-
тивном переменном токе с применением реле прямого действия тн-
304
305
DT япТ/М PTB/iCI£; рИС' ’2’ -3)’ Реле косвенного действия типа
РТ-80 (см. рис. 11.5), газового реле ПГЗ-22 (см. рис. 11.25) указа-
тельных^ реле^ типа РУ-21 и промежуточного реле типа РП-341 ’
(см.
Рис. 11.23. Блокирующее реле отделителя (БРО):
а — конструкция; б — схема включения
Рассмотрим действия защит, установленных на трансформаторе:
дифференциальной продольной; от внутренних повреждений; от
сверхтоков; от перегрузки.
Дифференциальная продольная защита
(рис. 11.24). Такая защита основана на принципе сравнения токов
в начале и конце защищаемого участка, например в начале и конце
обмоток силового трансформатора, генератора, двигателя. Так, уча-
сток между трансформаторами тока, установленными на высшей
и низшей сторонах силового трансформатора, считается защищаемой
Рис.
11.24. Принципиальная схема продольной
дифференциальной защиты
зоной. Если характеристики трансформаторов тока будут одинаковы,
то в нормальном режиме, а также при внешнем коротком замыкании
(точка за трансформатором) токи во вторичных обмотках транс-
форматоров тока будут равны, их разность будет равна нулю, по-
этому ток через обмотку токового ТР и промежуточного П реле
протекать не будет, а сле-
довательно, защита при
таких условиях действо-
вать не будет.
При коротком замыка-
нии в защищаемой зоне
(точка /f2 внутри транс-
форматора) по обмотке ре-
ле будет протекать ток, и
если величина его будет
равна току срабатывания
реле или больше его, то
реле сработает и через про-
межуточное реле произве-
дет двустороннее отключе-
ние поврежденного участ-
ка. Поэтому продольная
дифференциальная защита
действует при междуфаз-
ных коротких замыканиях
и межвитковых замыка-
ниях.
Дифференциальная за-
щита надежна, обладает
высокой чувствительно-
стью и является быстро-
действующей, так как по
условиям селективности
для нее не требуется вы-
держка времени. Однако она не
коротких замыканиях и может
обрыве в соединительных проводах вторичной цепи. Условием на-
дежной работы дифференциальной защиты является отстройка тока
небаланса, возникающего из-за некоторого различия в характе-
ристиках трансформаторов тока.
При установке дифференциальной защиты на трансформаторах’
необходимо учитывать следующее: первичные п вторичные обмотки
силовых трансформаторов имеют разные схемы соединения (Y/Д,
A/Y и др.), поэтому их токи имеют сдвиг по фазе. Для его компен-
сации вторичные обмотки трансформаторов тока должны иметь схему
соединения, обратную схеме соединения обмоток трансформатора.
Из-за неодинаковости коэффициентов трансформации трансфор-
маторов тока в первичной и вторичной цепях возникает ток неба-
ланса, для компенсации которого дополнительно устанавливают
обеспечивает защиты при внешних
давать ложные отключения при
306
307
регулирующий автотрансформатор (АТ) в цепи соединительных про-
водов защиты. Ток срабатывания защиты отстраивается от бросков
намагничивающего тога при включении трансформатора, а также
от токов при внешних коротких замыканиях, что достигается при
Лр.защ>-(3^4)/11Оа. (11.12)
Чувствительность защиты может быть повышена применением
реле типа РНТ-565 (см. рис. 11-6), имеющих быстронасыщающиеся
трансформаторы и уравнительные обмотки с регулирующими резисто-
рами. При помощи резисторов можно отстраивать действия защиты
только от периодической составляющей тока намагничивания, поэтому
ток срабатывания защиты может быть уменьшен до величины 1 ср защ =
= (1,4 ч- 2) Д10м.
Стедует отметить, что для трансформаторов мощностью 1000—
6300 кВ-А защиту от междуфазных и витковых замыканий допуска-
ется выполнять токовой отсечкой, устанавливаемой со стороны пита-
ния. При этом с учетом (11.10) и (11.11)
^Ср.р ^'над^'СхД^/^'г. т> (11.13)
*4 = Wk1/(/cP^.-i), (11-14)
где I1Кг — соответственно токи короткого замыкания в точке до
трансформатора и в точке за трансформатором.
Защита внутренних повреждений в транс-
форматоре. Эта защита осуществляется газовым реле ПГЗ-22
(рис. 11.25). Повреждения внутри трансформатора, вызванные вит-
ковыми и междуфазными замыканиями, сопровождаются выделением
газа и понижением уровня масла. При всех видах повреждений газы,
образовавшиеся в результате разложения масла и изрляции проводов,
направляются через реле, установленное на трубопроводе, соединяю-
щем бак трансформатора с расширителем, и вытесняют масло из
камеры реле в расширитель. В результате этого уровень масла в га-
зовом реле понижается, установленные в реле поплавки i опуска-
ются, а прикрепленные к ним колбочки 2 с ртутными контактами
поворачиваются. При этом действует предупреждающий сигнал.
При бурном газообразовании, сопровождающемся течением струн
масла под давлением, поворачиваются поплавок и колбочка с кон-
тактами 3. Последние, замыкаясь, действуют через указательные
и промежуточные реле на отключение.
В газовых реле типа РГЗ-61 используют ртутные контакты, впа-
янные в колбу и в исходном положении не соприкасающиеся с ртутью,
что устраняет вибрацию контактов. У чашечных реле вместо поплав-
ков используют открытые металлические чашки, вместо ртутных
контактов — обычные открытые контакты, работающие непосред-
ственно в масле.
На рис. 11.26 показан принцип действия отключающего элемента
чашечного реле типа РГЧЗ-66. Открытая чашка 1 с ушком 4 и экра-
ном 3 может поворачиваться па осп 5. С чашкой связана колодка 6,
на которой укреплены подвижный контактный мостик 8, лопасть 7
3 08 • .
и пластина 10, сцепленная с нижним концом пружины И. Верхний
конец пружины 11 и неподвижные контакты 9 укреплены на непод-
вижной части газового реле. Сигнальный п отключающие элементы
помещены в корпус 2. Экран 3 предназначен для обеспечения на-
дежности работы реле.
В нормальном состоянии, когда чашка корпуса реле полностью
заполнена маслом, верхняя и нижняя чашки тоже заполнены мас-
лом и удерживаются в исходном положении пружинами И. При
понижении уровня масла в корпусе реле (вследствие скопления газа
в его верхней части) верхняя чашка под воздействием момента, кото-
рый создается массой масла, находящегося в чашке и превышающего
момент пружины, поворачивается на оси 5. При этом контактный
мостик 8 замыкает неподвижные контакты 9 в цепи предупредитель-
ной сигнализации.
Рис. 11.26. Устройство газового реле ча-
шечного типа РГЧЗ-68
Рис. 11.25. Устройство газового реле
поплавкового типа ПГЗ-22
При повреждениях внутри бака трансформатора, сопровождаю-
щихся бурньни газообразованием, поток масла устремляется в расши-
ритель через газовое реле, воздействует на лопасть 7 отключающего
элемента нижи ей чашки и контактный мостик 8 замыкает неподвиж-
ные контакты лопасти в цепи отключения поврежденного трансфор-
матора.
Для трансформаторов мощностью 6300 кВ А и выше, а также
для трансформаторов 400 кВ-А и выше, устанавливаемых внутри
цеха, газовая защита обязательна; л ля трансформаторов мощностью
1ССС—4СС0 кВ А — обязательна только при отсутствии дефферен-
пнальной или максималыю-токовой защиты с выдержкой времени
0,5—1 с.
М а кс и мал ь н о-то к о в а я защита от сверхто-
ков при внешних коротких замыканиях. Такая
защита осуществляется двумя реле прямого действия типа РТВ. Ток
срабатывания максимально-токовой защиты отстраивается от мак-
309
симального тока нагрузки в наиболее тяжелом режиме работы транс-
форматора (при самозапуске электродвигателей, допускаемой аварий-
ной перегрузке и др.):
^ср.р = [^сз^1!ад^ех/(^взв^т.т)1 Ашкс> (11.15)
где kr3— коэффициент самозапуска; &1(ад = 1,3 ч- 1,5.
В схемах защиты трансформаторов большой мощности, в которых
при внешних коротких замыканиях напряжения ие бывают ниже
допустимых (0,9—0,95 от номинального напряжения), максимально-
токовая защита может выполняться с блокировкой минимального
напряжения. В этом случае после срабатывания реле минимального
напряжения при напряжениях, ниже допустимого, дает импульс на
включение максимально-токовой защиты. Применение блокировки
минимального напряжения дает возможность исключить действия
максимально-токовой защиты при кратковременных снижениях на-
пряжения.
Защита от перегрузки. Такую защиту осуществляют
одним реле РТ-80 (Т/В) с ограниченной зависимой характеристикой*
Ток срабатывания защиты реле
^ср.р [^пад^сх/(^взв^т.'г)1 Дюм* (11.16)
Защита действует на сигнал или отключение с выдержкой вре-
мени, которая на ступень больше выдержки времени максимально-
токовой защиты, применяемой от сверхтоков при внешних коротких
замыканиях.
Защита трансформаторов цеховых под-
станций. На цеховых подстанциях устанавливают обычно силовые
трансформаторы мощностью 100—1600 кВ А. На них устанавливают
максимально-токовую защиту, защиту от однофазных замыканий на
землю на стороне низшего напряжения; газовая защита — для транс-
форматоров внутрицеховых подстанций мощностью от 400 кВ • А
н выше.
Указанные защиты применяют в зависимости от типа аппаратов,
установленных на стороне высшего напряжения: высоковольтный
выключатель, выключатель нагрузки или предохранители. Приме-
нение последних значительно удешевляет установку и упрощает
защиту.
Защиту предохранителями и выключателями нагрузки выполняют
для трансформаторов мощностью до 1000 кВ А напряжением до 10 кВ
с предохранителями ПК на 100 А и мощностью не более 2500 кВ-А
напряжением 35 кВ с предохранителями ПК-35Н на 40 А; отключае-
мая мощность короткого замыкания ие должна превышать 200 МВ • А.
Высоковольтные предохранители типа ПК при установке и а них
соответствующих плавких вставок обеспечивают защиту трансфор-
матора от внутренних повреждений и междуфазных коротких замы-
каниях на выводах.
Защиту от однофазных замыканий на землю осуществляют авто-
матическим выключателем с максимальным расцепителем, установ-
ленным на стороне низшего напряжения (рис, 11.27, а), или транс-
Рис. 11.27. Схемы защиты цеховых трансформаторов с выключателями нагрузки и предохранителями
310
форматором тока ТТ на пулевом проводе при прямом присоединении
трансформатора с глухозаземленной нейтралью к шинопроводу (рлс.
11.27, б). Газовая зашита с действием на сигнал и на отключение
приведена на рис. 11.27, в (трансформатор установлен непосредственно
в цехе).
На рис. 11.28 приведены схемы защиты цеховых трансформато-
ров при установке на стороне высшего напряжения высоковольтных
выключателей. Схема реле прямого действия типа РТМ (рис. 11.28, а, б)
защиту от однофазных
обеспечивает максимально-токовую защиту и
замыканий. В схеме на рис. 11.28, в защита выполнена с реле кос-
венного действия типа РТ-80 с зависимой от тока характеристикой.
а) 5~35кз
Рис. 11.28. Схемы защиты цеховых трансформаторов с выключателями
Защита трансформаторов, питающих спе-
циальные установки. На трансформаторах, питающих
дуговые электропечные установки, устанавливают в основном те же
защиты, что и на трансформаторах, питающих силовые и осветительные
установки (см. рис. 11.37). При этом учитывают особенности работы
дуговых электрических печей в режиме короткого замыкания (период
расплавления металла), а также наличие в печных установках устрой-
ства автоматического регулирования, при котором установленная
защита не должна действовать. В этом случае ток срабатывания за-
щиты 7Ср_ зг;ш (2,5 ~ 4)
Защита воздушных и кабельных линий. Воздушные и кабельные
линии электропередач, имея большую протяженность, подвержены
различным видам повреждений. Воздушные линии могут повреж-
даться от грозовых разрядов, гололеда, сильного ветра, загряз-
нения изоляторов и т. п. Кабельные линии, проложенные в.земле,
могут повреждаться из-за ухудшения условий охлаждения, корро-
зии оболочек кабеля, осадки почвы при 'земляных работах.
Указанные причины повреждений воздушных и кабельных линий
могут вызывать междуфазные короткие замыкания пли замыкания
отдельных фаз на землю. Для быстрого отключения поврежденные
линии нужно оборудовать устройствами релейной защиты.
В электрических сетях, работающих с заземленными нулевыми
точками трансформаторов, защита должна действовать на отклю-
чение при междуфазных и однофазных коротких замыканий. В сети,
работающей с изолированными нулевыми точками трансформаторов,
замыкание на землю одной фазы не вызывает нарушения работы
потребителей электрической энергии. Поэтому в таких сетях за-
шита от замыканий на землю действует не на отключение, а на
сигнал.
© t^,5a
Рис. 11.29. Зашита в кольцевой сети:
а — максимально-тсксвая; и — направленная; Т — реле тока; 711 — реле мощности
Защиты линий отличаются большим многообразием и их выбор
зависит от схемы и напряжения сети, а также от категорий потре-,
бптелен. Для электроснабжения промышленных предприятий при-
меняют линии с односторонним питанием, где используется мак-
симально-токовая защита, токовая отсечка, токовая поперечная диф-<
фереициальная защита параллельных линий, а также защиты от за-
мыканий на землю.
Максимально-токовая защита (см. § 11.1) применяется главным
образом для защиты радиальных линий с односторонним питанием.
Она обычно не обеспечивает селективного ступенчатого действия в -
кольцевой сети, так как изменением выдержек времени максимальных
токовых защит (рис. 11.29, а) получить ее селективное действие не-
возможно. Так, при коротком замыкании на линии Л1 (точка Л\)
должны отключиться выключатели i и 2, но так как защита на выклю-
чателе 4 имеет выдержку времени 1,5 с, то этот выключатель отклю-’
чится раньше, чем выключатель 2, и приемная подстанция njcml
останется без питания. Аналогично при повреждении на линии Л2
(точка АТ) раньше отключится выключатель 4 и подстанция n/cnii
останется без питания. Для селективного отключения повреждений
в такой сети необходимо, чтобы защита иа выключателях 2—5 «раз-
личала», на какой из линий произошло короткое замыкание. Таким
свойством обладает максимально направленная защита, установленная
в тех же точках.
312
При установке максимально-направленной защиты (рис. 11.29, б)
вначале выбирают выдержки времени защит, имеющих нечетные номера
и наиболее удаленные от источника питания. Такой защитой является
защита 7 с выдержкой времени t- = 0. Тогда для защиты 5 выдержка
-L- Д/ = 0 + 0,5 = 0,5с, или ib = /10 + А/ = 0,5 + 0,5 = 1с (на-
ибольшая).
Для защиты 3 выдержка времени
= /3 4- д/ = 1 -1- 0,5 = 1,5 с (наиболь-
шая) или t3 = tn + A? = 0,5 + 0,5 = 1 с.
Выдержку времени защиты 1 выби-
рают с учетом наибольшей выдержки
времени защиты 3: = /3 + А£ = 1,5 +
+ 0,5 = 2,0 с.
Рис. 11.31, Токовая попереч-
ная дифференциальная защи-
та параллельных линий
Рис. 11.30. Схема максимально-направ-
ленной защиты
Аналогично выбираются выдержки времени защит, действующих
в другую сторону кольцевой сети (четные номера): t% = 0, = 1,5 с,
+- 2 с, /8 - 2,5 с.
Защиты 1, 8 и 3, б, имеющие наибольшие выдержки времени, могут
быть выполнены максимально-токовыми, без элемента направления
мощности, с отключением поврежденной линии.
Максимально направленная защита, принципиальная схема кото-
рой приведена на рис. 11.30, состоит из пускового органа 1, осуществ-
ляемого токовыми реле, реле направления мощности 2 (см. рис. 11.7)
и органа выдержки времени 3, осуществляемого реле времени.
Приведенная защита может подействовать на отключение выключа-
теля в случае, если сработает не только токовое реле, но и реле направ-
ления мощности, причем последнее замыкает контакты при направле-
нии мощности короткого замыкания от шин подстанции в линию.
Ток срабатывания пусковых токовых реле максимальной защиты
определяют по формулам (11.4) — (11.6). При этом желательно, чтобы
пусковые токовые реле были отстроены от максимального тока нагруз-
ки, проходящего по линии в направлении действия защиты как от шин
подстанции в линию, так и к шипам подстанций. Для этого в указан-
ные выше формулы нужно подставлять наибольшее значение /Н1Иакс.
Схемы максимально направленных защит весьма многообразны
и отличаются типом пускового органа (токовые реле, реле минималь-
ного напряжения и др.), типом реле направления мощности, способом
подвода напряжения (постоянно или в момент аварии), наличием или
отсутствием выдержки времени и др.
Токовая поперечная дифференциальная
защита. Такую защиту применяют для защиты параллельных
линий, присоединенных к шинам подстанции через один общий выклю-
чатель. Принцип действия этой защиты показан на рис. 11.31.
Вторичные обмотки трансформаторов тока, установленных на
каждой линии, соединяют проводами между собой и подключают на
разность токов. Параллельно вторичным обмоткам трансформаторов
тока включают реле тока мгновенного действия типа ЭТ-521 или РТ-40.
Ток в реле равен разности вторичных токов трансформаторов тока
первой и второй линий: /р = — /3.
Следовательно, в нормальных условиях и при равных по величине
вторичных токах нагрузки /р = 0. При повреждении на одной из
линий токи /х и /2 не будут равны и через реле будет проходить ток,
равный их разности. Если величина этого тока (разности) больше тока
срабатывания реле, то защита подействует на отключение выключа-
теля линии.
Для того чтобы при коротких замыканиях на шинах приемной под-
станции или на отходящих от нее линиях (сквозные короткие замыка-
ния) защита не работала, ток срабатывания реле 7ср.р должен быть
больше максимального тока небаланса /нб>нак<.;
7Ср.р ^на+нб. макс
Защита сетей от замыкания на землю. Сети
35 кВ и ниже являются основными сетями системы электроснабжения
промышленных предприятий. Они работают с изолированными нейтра-
лями. При однофазных замыканиях на землю в таких сетях междуфаз-
ные напряжения остаются неизменными и ток замыкания на землю
имеет небольшую величину. Например, ток замыкания на землю
на каждые 100 км сети напряжением 6 кВ составляет примерно 1,5 А
для воздушных и около 80 А для кабельных линий.
Однофазные замыкания на землю в сети с изолированными нейтра-
лями непосредственной опасности для потребителей не представляют.
Исключение составляют сети, питающие торфоразработки и пере-
движные механизмы, когда по условию техники безопасности тре-
буется быстрое отключение их.
Повышение фазных напряжений неповрежденных фаз в 1,73 раза
может вызвать перекрытие или пробой изоляции на другой фазе,
что приведет к двухфазному или трехфазному короткому замыканию,
Контроль состояния изоляции выполняют обычно наиболее простым
способом — путем включения трех вольтметров либо одного пли трех
(Н.17)
314
315
al 5) Е-35кв
Рис. 11.32. Защита кабельных линий от
замыканий на землю:
a — кабельный трансформатор тока; б — схе-
ма защиты
реле минимального напряжения на фазные напряжения (см. гл. 12).
Такой способ применяется на подстанциях при неразветвленной сети.
На электростанциях и подстанциях с большим числом линий и раз-
ветвленной сетью такой способ не обеспечивает достаточно быстрого
отыскания поврежденной линии. Поэтому кроме контроля изоляции
устанавливают защиту от однофазных замыканий на землю.
В кабельных сетях часто защиту от однофазных замыканий на зем-
лю осуществляют трансформатором тока нулевой последовательности.
Этот трансформатор имеет кольцеобразную или прямоугольную форму
и надевается на защищаемый
трехжильный кабель. На обмот-
ку трансформатора включается
защитное реле (рис. 11. 32, п).
В нормальном режиме рабо-
ты каждая фаза линий обладает
одинаковой емкостью по отно-
шению к земле. При междуфаз-
ных коротких замыканиях гео-
метрическая сумма токов также
равна нулю, поэтому ток в реле
защиты не протекает, При замы-
кании на землю одной фазы че-
рез реле защиты будет проте-
кать ток, обусловленный емко-
стью неповрежденных фаз. Ес-
ли ток срабатывания защиты
меньше величины емкостного
тока неповрежденных фаз, то
такая защита сработает через
реле Т на сигнал; при коротких
замыканиях такая защита сра-
ботает через быстронасыщаю-
щийся трансформатор БИТ на
отключение рис. (11.32, б).
Защита генераторов. Рассмотрим повреждения и ненормальные
режимы работы генераторов и применяемые в этих случаях защиты.
Повреждения в обмотке статора. Повреждения
могут быть вызваны:
а) многофазными короткими замыканиями и возникновением сверх-
токов в обмотке статора. Применяют продольную дифференциальную
защиту, действующую, как и при защите трансформаторов (см.
(рис. 11.23), на принципе небаланса токов между выводами и нулевой
точкой генератора при возникновении токов короткого замыкания
между обмотками статора; обычно используют реле РНТ для повыше-
ния чувствительности защиты;
б) еднефазпымп замыканиями на землю. При токах замыкания до
5 Л защита действует на сигнал, свыще 5 А -- на отключение. Защиту
выполняют аналогично защите при замыкании па землю кабельных
линий (ркс, 11.32) с использованием трансформаторов нулевой после-
довательноститипа ТНП при кабельных выводах генератора, пли транс-
форматоров ТНПШ при шинных выводах;
в) межвптковыми замыканиями в одной фазе обмотки. Применяют
поперечную дифференциальную защиту, действующую аналогично
«восьмерочкой» защите параллельных линий (рис, 11.31) при наличии
в обмотке статора двух и более параллельных ветвей.
Перегрузки статора. Перегрузки могут быть вызваны:
а) токами при внешних коротких замыканиях. Защита — макси-
мально-токовая с блокировкой по напряжению с учетом понижения,
напряжения на выводах обмотки статора. Защита действует с выдерж-
кой времени на одну-две ступени выше защит трансформаторов и ли-
ний генераторного напряжения и отстраивается от токов при само-
запуске двигателей собственных нужд ТЭЦ;
б) токами перегрузки. Защита действует на сигнал или на отклю-
чение с выдержкой времени в зависимости от допускаемой перегрузки:
на 10% — 60 мин, на 15% — 6 мин. Защита аналогична максимально-
токовой защите линии и трансформаторов (см. § 11.1);
в) токами внешних несимметричных коротких замыканий, сопро-
вождающихся возникновением токов обратной последовательности,
весьма опасных для генераторов. Так как обычная максимально-то-
ковая защита от этих токов не обеспечивает необходимой чувствитель-
ности срабатывания, то применяют многоступенчатую токовую за-
щиту обратной последовательности, выполненную специальными
фильтр-реле РТФ-1М 119].
Так, при трехступепчатой защите с соответствующими выдержками
тока и времени для каждой ступени выполнение условий срабатыва-
ния обеспечивается вначале действием первой ступени защиты на отклю-
чение (АГП), выключателя генератора и далее действием второй и
третьей ступеней — на отключение шиносоединительных и секцион-
ных выключателей.
Повреждения в обмотке ротора. Повреждения
могут быть вызваны:
а) замыканием на землю обмотки возбуждения в одной точке.
Для его обнаружения л периодического контроля изоляции обмотки
возбуждения используют вольтметр, один зажим которого присоеди-
няют к земле, а второй поочередно к полюсам ротора. При исправной
изоляции показания в обоих случаях равны нулю. При замыкании
обмотки ротора на землю в одной точке вольтметр измерит напряжение
каждого полюса по отношению к земле;
б) замыканием на землю обмотки возбуждения в двух точках.
В этом случае применяют специальную схему защиты с использованием
двух поляризованных реле, реагирующих на нарушение баланси-
ровки моста, образуемого обмоткой возбуждения и потенциомет-
ром, присоединенным к кольцам ротора. Защита в зависимости от
мощности генератора может действовать на сигнал или на отключе-
ние;
в) перегрузкой ротора. При перегрузке па 10116 допускаемое время
перегрузки — 10 мин; при перегрузке на 15 % допускаемое время
перегрузки — 6 мин. Схемы защиты от перегрузки ротора зависят от
317
типа и мощности генераторов и выполняются при помощи реле напря-
жения, включенного на обмотку ротора с действием на ограничение
форсировки, а затем на отключение.
Полная схема защиты синхронного генера-
тора (рис. 11.33). Схема включает в себя отдельные виды защит,
рассмотренных выше: продольную дифференциальную защиту (реле 1,
2, 3), поперечную дифференциальную (реле 24), защиту от замыканий
на землю (реле 4, 5, 17, 25, 26), токовую защиту обратной последова-
4РГ 5РТ
Генераторное
напряжение (ГП)
27 РП
МРН
TH
От
ОРТ 7РТ
- ус
Фтоп
К промежуточным ТТ
измерительных приборов
60. От блох-хонтактпв f
К защита
шин. ГП
К уотройт
ву регули-
рования
напряже-
ния г
X 'измери-
тельным
прибоаам
ЧОРТ
ОРТ
16\
HPT 12РТ
Фтоп
к:
Рис. 11,33. Полная схема защи
дельности (реле 8—10, 15, 16, 20—23), токовую защиту с блокировкой
минимального напряжения (реле 7, 14, 19), токовую защиту от пере-
грузки (реле 6, 18). Указанные защиты действуют через соответствую-
щие промежуточные реле: ЗОРП действует на отключение генератора
и АГП при срабатывании защит от внутренних повреждений; 23РП
действует при срабатывании защит, не связанных с внутренними по-
вреждениями; 29РП действует на отключение шиносоединительных
и секционных выключателей.
318
§ 11,3. Защита электродвигателей, электролечных
и конденсаторных установок
Защита электродвигателей. На большинстве предприятий различ-
ных отраслей промышленности обычно применяют асинхронные и
синхронные электродвигатели различных мощностей напряжений.
1РНТ
2РНТ
ЗРНТ.
ррг'
17Р В
13РТФ
орт
7РТ
ЭРТ
27 РП
ВРТ
27 РП
17РВ
' MPT'
ZtPB
11РТ
, ЗОРП
H-3R
ЗЭРУ
г~\32РУ
1ВРВ
Z7POr
-1
К13
лигичгских
защит
26РП
5РТ
2РРЗ
" P2P
25РПГ\
ZOP8r-\
17РВ ГТ
1SP8
21^ 1РРН Р5Н ISPBr
^17P8 25РП\~
Z1P8 п
От ЗПШВП1
шин ГП
22PBV
23P3
12РТ,
23РП
ЗОРИ.
ЗОРП
и СВ
1SPB
20РВ
зщр.
22РВ
35РЭ ~
23P3
37РО
31РР
32РЭ
35рН
37РВ
38РВ
3SPP
НОРУ
28РП
35РУ
ЗЗР^
ЗЧРУ
35РВ
Ошкл.
ЗЭРП', АГП
29РП 2
^Вц.
Отм.
1ВРВ
№
в
22Ж
-/
+2
ты синхронного генератора
Рассмотрим особенности защиты высоковольтных двигателей мощ-
ностью от 100 кВт и выше. Электродвигатели мощностью до 300 кВт,
устанавливаемые на неответственных механизмах, могут защищаться
высоковольтными предохранителями типа ПК. При кратности пуско-
вого тока, равной 6—7 и ниже, предохранители выбирают по кривым
(рис. 11.34). По оси абсцисс откладывают токи короткого замыкания
/К(А), соответствующие пусковым токам двигателя; по оси ординат —
время плавления /пл выбранной вставки, которое должно быть больше
319
времени, необходимого для разгона двигателя (максимум 40—60 с).
На соответствующих кривых указаны номинальные токи плавких
вставок предохранителей, которые должны быть больше поминального
тока двигателя.
Применение высоковольтных плавких предохранителей для защиты
от токов короткого замыкания и выключателей нагрузки для защиты
от перегрузки снижает надежность, поскольку перегорание предо-
хранителя в одной фазе может привести к перегоранию предохрани-
телей в двух других фазах, а следовательно, к выходу из строя защи-
щаемого электродвигателя.
Рис. 11.34. Характеристики срабатывания плавких вставок предохра-
нителей с кварцевым наполнением
В схеме защиты высоковольтного асинхронного двигателя до
2000 кВт (рис. 11.35) применены следующие виды защит, выполненных
на оперативном переменном токе:
защита от междуфазных коротких замы к а -
и п й—ток срабатывания защиты отстраивается от максимального
значения периодической составляющей пускового тока двигателя /п,;ск
с введением повышенного коэффициента надежности &11ад для реле
РТМ принимают &11ад = 1,4 -ь 1,6; для реле РТ-40 — &11ад — 1,8—2:
Лр.р = ^д^^пусЖ.т; (11.18)
защита от однофазных замыканий па зем-
лю — устанавливается только для двигателей с током замыкания на
землю выше 10 А. Осуществляется она трансформатором тока нулевой
последовательности, действующим через токовое реле Т на промежу-
точное П и далее на катушку отключения;
защита от токов перегрузки — осуществляется
реле типа РТ-80 (Т/В) с зависимой от тока выдержкой времени, вклю-
ченным, так же как и реле максимально-токовой защиты РТМ, на раз-
ность токов. Защита от перегрузки действует на сигнал или на.отклю-
чение в зависимости от положения переключателя ПУ. Устанавливается
она на двигателях, когда возможны перегрузки по техническим при-
чинам или тяжелые условия пуска и самозапуска;
Рис. 11.35. Схема защиты высоковольтного асинхронного
двигателя мощностью до 2000 кВт
защита минимального напряжения — уста-
навливается, чтобы обеспечить самозапуск наиболее ответственных
электродвигателей и отключить неответственные электродвигатели,
отсутствие которых в течение некоторого времени не отразится на
производственном процессе. Этим уменьшается суммарный ток само-
запуска и повышается напряжение на шинах, благодаря чему обеспе-
чивается самозапуск ответственных электродвигателей (см. гл. 7).
Защиту минимального напряжения осуществляют при помощи реле
напряжения типа РНВ, встроенного в привод выключателя. Остаточ-
ное напряжение на шинах должно обеспечить самозапуск ответствен-
ных двигателей с выдержкой времени 0,5—1 с и двигателей, отключае-
320
11 Б. Ю. Липкин
321
мых по условиям технологического процесса или техники безопаснос-
ти, с выдержкой времени 5—10 с.
Перечисленные защиты применяют как для асинхронных, так и
для синхронных высоковольтных двигателей. Кроме того, для син-
хронных двигателей большой мощности применяют дополнительные
виды защиты и контроль:
дифференциальную защиту — устанавливают от внутренних по-
вреждений в обмотках двигателя;
Поясняющая
схема
3-10 кВ
Рис, 11,36. Схема
защиты синхронного двигателя мощностью более 2000 кВт
защиту от асинхронного режима работы — осуществляют спе-
циальным реле РЧ, контролирующим частоту в цепи ротора, или мак-
симально-токовой защитой, действующей при перегрузках, вызван-
ных асинхронным ходом двигателя;
защиту от обрывов в роторной цепи — осуществляют реле обрыва
поля (РОП или РНТ);
контроль продолжительности пуска — осуществляют реле типа
РТ-80, действующим при затяжном пуске и вызванной этим перегрузке.
На рис. 11.36 приведена схема релейной защиты синхронного
электродвигателя мощностью более 2000 кВт. В качестве защиты от
междуфазных коротких замыканий в данной схеме установлена диффе-
ренциальная защита в однорелейном исполнении. Реле РТМ включе-
но на разность токов двух фаз, что позволяет вторую токовую катушку
PTMt находящуюся в пружинном приводе, использовать для защиты
от асинхронного хода,
Защиту от перегрузок и от асинхронного хода осуществляют реле
РТ/В (РТ-80), которое через промежуточное реле РПТ дешунтирует
токовую отключающую катушку реле РТМ. Такое выполнение защиты
повышает надежность ее действия при асинхронном ходе электродви-
гателя, связанном со значительным снижением и колебанием напряже-
ния на шинах.
Защита минимального напряжения и защита от однофазного замы-
кания на землю синхронного двигателя выполнены так же-, как и асин-
хронного (см. рис, 11.35).
Рис. 11.37, Схема защиты трансформатора дуговой электропечи
Для дистанционного отключения двигателя используются опера-
тивные цепи переменного тока, действующие через' промежуточные
реле РП на катушку отключения КО.
Защита электропечных установок. На рис. 11.37 приведена схема
защиты дуговой печи и питающего ее трансформатора мощностью
1600 кВ А напряжением 6-10 кВ. Защиты выполнены на оперативном
переменном токе:
максимально-токовая защита без выдержки времени осуществляется
двумя реле прямого действия — РТМ1 и РТМ2. Ток срабатывания
защиты выбирается с учетом отстройки от эксплуатационных коротких
замыканий (при расплавлении металла): / ср. защ= (2,5 < 4) /ном;
газовая защита осуществляется газовым реле Г и действует через
реле 1У на сигнал или через реле 2 У и реле П на отключение;
322
11
323
максимально-токовая защита от сверхтоков при внешних коротких
замыканиях и при перегрузке осуществляется реле типа РТ-80 (Г/В)
с зависимой от тока характеристикой и действием па сигнал.
Защита статических конденсаторов. Защита конденсаторных бата-
рей напряжением выше 1000 В (см. гл. 8) от коротких замыканий мо-
жет выполняться предохранителями типа ПК или реле мгновенного
действия типа РТМ (рис. 11.38). Защита от замыканий на землю осу-
Рис. 11.38. Схема защиты высоковольтных
конденсаторных батарей
ществляется токовым реле
Т, действующим через про-
межуточное реле П на от-
ключение.
Номинальный ток плавкой
вставки предохранителя /вс и
ток срабатывания макси-
мально-токовой защиты /ср защ
выбирают с учетом следую-
щих условий:
/вс = (2,5:3) / ;
ср. зат = — 2,5) /ЫОм_б,
(11.19)
где /НОМ1К — номинальный ток
одного конденсатора или
группы; /нон,б — номиналь-
ный ток всей батареи кон-
денсаторов.
Защита конденсаторных
батарей при однофазных за-
мыканиях на землю устанав-
ливается в двух случаях: ког-
да токи замыкания на-землю
выше 20 А и когда защита
от междуфазных замыканий
не срабатывает.
Комплекты защит. В на-
стоящее время промышлен-
ностью выпускаются комп-
лекты защит, в каждом из которых установлены реле для осуще-
ствления определенного вида защиты элементов электроснабже-
ния (линий, трансформаторов, электродвигателей и т. д.). Например,
в комплект, предназначенный для выполнения защиты мгновенного
действия (с отсечкой) и максимальной токовой защиты с выдержкой
времени в двухфазном трехрелейиом исполнении, входят пять токовых
реле типа РТ-40, реле времени, два указательных реле типа РУ-21.
Пример Ц.1 Выбрать типы защит и их уставки для защиты короткозамкнутого
двигателя при U = 6 кВ, Р110м = 500 кВт, cos ср — 0,865, т] = 0,93, йпуск = 5,
/к = 11 кА.
Решение. Принимаем максимально-токовую защиту от перегрузки и токо-
вую отсечку для защиты от коротких замыканий.
Номинальный ток двигателя
I ____ 500
с ном — 77=-----~ ---------------= 59 5 А,
У3£/т]совф У 3 6 0,93 0,865 ’
Ток срабатывания отсечки с отстройкой от пусковых токов при установке двух
трансформаторов тока 150/5 (&т.т — 30), включенных на разность токов (&сх = 1^3),
/ср. р = ^над^сх^пуск/ном/^т. т = 1 >8 1^3 5 59,5/30 = 30 А.
Коэффициент чувствительности отсечки
*ч. ото= /к/(^т. т'ср. р) = 11 000/(30.30) = 12 > 2.
Ток срабатывания защиты от перегрузки при Анад = 1,2; йв = 0,8:
/ср. р = /щад^сх/ном/(^в^т. т)= 1»2 • 1,73 59,5/(0,8 • 30) = 5,15 А.
Принимаем для токовой отсечки и для защиты от перегрузки реле типа РТ-80
с уставками тока срабатывания /отс = 30 А; /пер = 5,15 А.
Пример 11,2. Выбрать уставки дифференциальной защиты двигателя при
U = 6 кВ, /ном = 900 А, ток короткого замыкания при двухфазном замыкании на
выводах двигателя /к = 10,5 кА.
Решение, Принимаем для дифференциальной защиты трансформаторы
/1//2 — 1000/5 А (й1фТ = 200); реле типа PH Т-565, Для надежной отстройки защиты
от токов небаланса при переходных процессах ток срабатывания защиты должен
составлять не менее /ср,ззш = (0,6 4- 0,7) /пом,
/ср. р = 7ср. заш/^т, т = 0,7 900/20 = 3,15 А.
Число витков, устанавливаемое на реле РНТ-565, w = Fcp, р//ср. р = 100/3,15 =
= 31, где Fcp. р — намагничивающая сила срабатывания реле.
Коэффициент чувствительности защиты
Ч защ= /к/(*т. Уср. Р) = Ю 500/(200 3,15)= 16,7 > 2.
Пример 11.3. Выбрать типы защит и определить уставки срабатывания реле
для защиты силового трансформатора мощностью 3 = 2500 кВ -А напряжением
= 35/6 кВ. Токи короткого замыкания на стороне высшего напряжения /К1 =
= 3,5 кА, на стороне низшего напряжения /^ = 0,8 кА.
Решение. Принимаем для защиты трансформатора максимально-токовую
защиту на стороне НН и токовую отсечку на стороне ВН трансформатора, а также
газовую защиту от внутренних повреждений,
Номинальные токи на сторонах ВН и НН:
/Ном1=5/(/3 Uj = 2500/(/3- 35) = 41,2 кА;
/№М2 = 3/(КЗ С/г) = 2500/(/З-6) = 241,3 А.
Намечаем установку двух трансформаторов тока с соединением их в неполную
звезду (£сх = 1). Выбираем трансформаторы тока: на стороне высшего напряже-
ния — ТЛН-35 — 100/5 (fej-.T = 20), на стороне низшего напряжения — ТПЛН-10 —
300/5 (£т.т = 60).
Принимаем для максимально-токовой защиты реле типа РТ-40/20 и реле времени
типа ЭВ-122 с уставками 0,25—3,5 с. ,
Ток срабатывания максимально-токовой защиты (11.16)
/ср. защ = ^над^сх/цом/(^в^т. т) = 1>3-1 • 241,3/(0,85 60) = 6,15 А,
ГДе Асх = 1.
324
325
Принимаем для установки реле РТ-40/20 ток срабатывания 5—10 А при после-
довательном соединении катушек.
Коэффициент чувствительности защиты при двухфазном коротком замыкании
на стороне НН трансформатора согласно (11.8) = 0,87 /к2/(/ср.р Ат.т) = 0,87 X
X 800 /(6,15-60) = 1,86, что выше допустимого (Ач.доп = 1,5).
Ток срабатывания отсечки, устанавливаемой со стороны питания трансформа-
тора [см. (11.13), (11.14)],
/ср.р = = 1,4-1 -0,87-800/20 = 48,5 А.
Коэффициент чувствительности отсечки при двухфазном коротком замыкании
Ач= 0,87-3500/(48,5-20) = 3,1 > 2.
При указанных в расчете токах срабатывания и чувствительности токовая от-
сечка при коротких замыканиях будет отключать одновременно трансформатор на
сторонах ВН и НН,
Для защиты от внутренних повреждений устанавливаем газовое реле типа ПГ-22
с действием на отключение при внутренних повреждениях.
ГЛАВА 12
УПРАВЛЕНИЕ, УЧЕТ И АВТОМАТИЗАЦИЯ
В СИСТЕМЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
§ 12.1. Схемы управления и сигнализации
Щиты управления. Для управления и контроля за работой элек-
трического оборудования электростанций и подстанций устройства
дистанционного управления и сигнализации, измерительные приборы,
аппараты релейной защиты и автоматики размещают на щитах управ-
ления (ЩУ) и диспетчерских пунктах.
Щиты управления располагают в общем (вместе с другим обору-
дованием) или специально отведенном помещении. На теплоэлектро-
централях, районных электростанциях и крупных подстанциях соору-
жается главный щит управления (ГЩУ). На ГЩУ размещают аппара-
туру дистанционного управления и сигнализации, приборы измерения,
аппаратуру релейной защиты и автоматики, щит постоянного тока и
средства связи. Помещение для ГЩУ на ТЭЦ и подстанциях находится
в здании главного распределительного устройства, примыкающего
к территории открытой подстанции.
Кроме ГЩУ на электростанциях устанавливают местные щиты
управления, предназначенные для управления двигателями, электри-
ческим и тепловым оборудованием котлов, турбин, щиты автоматики
(см. § 12.3).
Щиты управления состоят из отдельных панелей, на лицевой сторо-
не которых установлены рукоятки ключей дистанционного управле-
ния, сигнальные устройства, измерительные приборы и мнемоническая
схема соединения (рис. 12.1).
Соединения всей аппаратуры, установленной на панели, выпол-
няют с ее задней стороны. Туда же подводят и подсоединяют кабели
цепей управления, измерений и сигнализации, которые называются
контрольными кабелями. Переход от проводов к кабелям осуществ-
ляют при помощи специальных клемм.
На щите группируют панели генераторов, трансформаторов, линий
механизмов собственных нужд и т. д. Располагают панели так, чтобы
облегчить наблюдение за установленными приборами.
Возможными способами управления выключателями является
местное (ручное) — выключатель включается или отключается на месте
установки; дистанционное — выключатель включается или отключает-
ся на расстоянии, со щита управления.
Ручное управление в отдельных случаях дополняют устройством
автоматического управления и дистанционным отключением выключа-
327
теля. Обычно отходящие линии 6—10 кВ имеют местное управление.
Реле и измерительные приборы таких линий и все элементы, относя-
щиеся к управлению выключателем, размещаются на фасаде камеры
Диспетчерские щиты. Для управления системой электроснабжения
на диспетчерских пунктах предприятия (см. § 12,4) устанавливают
диспетчерские щиты. На щитах размещается мнемоническая схема
системы электроснабжения или отдельного ее объекта, а также аппара-
тура управления и сигнализации.
Рис. 12.1. Панель линии
10 кВ щита управления
Рис. 12,2 Диспетчерский щит мозаичного типа
Диспетчерские щиты бывают планшетного и мозаичного типов.
В планшетных щитах мнемоническая схема и аппаратура размещаются
на специальных планшетах, крепящихся на панелях. Мозаичные щиты
состоят из металлических каркасных секций, на которых укреплены
перфорированные платы. В отверстиях плат укреплены пластмассовые
элементы для размещения аппаратуры управления и сигнализации
(рис. 12.2). Преимуществом мозаичных щитов является возможность
легкой замены отдельных нх элементов при изменениях схемы контро-
лируемого объекта.
Диспетчерские пульты. Для размещения измерительной аппара-
туры и аппаратуры управления и оборудования рабочего места дис-
петчера служат диспетчерские пульты. Диспетчерские пульты выпол-
няют сборными секционными. Они состоят из тумб и столешницы,
нв которой может устанавливаться приборная приставка (рис. 12.3).
Управление, сигнализация н контроль в электроустановках. Раз-
личают следующие виды управления: местное, автоматическое, дистан-
328
ционное. Принцип местного и автоматического управления рассмот-
рен в § 12.3.
Дистанционное управление. Это управление на
расстояние нескольких сот метров; производится оператором, подаю-
щим команду с поста или щита управления путем замыкания специаль-
ным ключом цепи управления приводом выключателя, разъединителя
или двигателя.
Надежность действия схемы дистанционного управления зависит
от исправности аппаратуры и цепи управления, которые должны нахо-
диться под постоянным конт-
ролем. Выключатель может
отключаться ключом управ-
ления со щита или защитой
при аварийном режиме, по-
этому в схеме управления
должна предусматриваться
сигнализация всех видов от-
ключения.
Дл я упр авл ен и я высо ко -
вол ьтными вы к л ючател я ми
ранее применялись ключи
управления типа КСВФ. рис. 12,3. Диспетчерский пульт
В настоящее время приме-
няют ключи, изготовляемые заводом «Электропульт» в двух сериях:
ПАЮ (переключатель малогабаритный общего применения) и МК (ма-
логабаритный ключ) с пониженной коммутационной способностью.
Разновидностью ключей ПАЮ являются: ключ ПМОФ на несколько
фиксированных положений и ключ ПАЮВФ — на два положения с
возвратом и четыре фиксированных положения.
Положение контактов при различных положениях рукоятки ключа
определяют диаграммой ключа.
На рис, 12.4 приведены диаграммы ключа управления ПМОВФ,.
на рис. 12.5 — схема управления и сигнализации выключателя с исполь-
зованием этого ключа. Отметим некоторые особенности этой схемы
управления. В ней применена блокировка от многократного включе-
ния на существующее короткое замыкание, с использованием специаль-
ного промежуточного реле РЕМ, которое имеет две обмотки —- после-
довательную РБА1С в цепи обмотки отключения ЭО и параллельную
обмотку РААБШ в цепи управления. При включении выключателя на
короткое замыкание (дистанционно или автоматикой) срабатывает
релейная защита на отключение. Одновременно создается цепь «не-
соответствия» — ключ управления включен, а выключатель выключен:
плюс ШУ-— реле защиты — катушка РБМС — обмотка ЭО — блок-
контакты выключателя В — ШУ. Происходит отключение выключа-
теля и срабатывание реле РЕМ, одна пара контактов которого раз-
мыкает цепь контактора включения Д77, а вторая пара контактов
замыкает цепь катушки РБМШ. Этим обеспечивается блокировка цепи
включения и запрет повторного включения выключателя на сущест-
вующее короткое замыкание.
12 Б, 10. Липкин
329
Наличие несоответствия в схеме фиксируется сигнализацией ми-
гающим светом. Для получения мигающего света используют схему
пульс-пары (рис. 12.6), состоящей из двух промежуточных реле
РП1; РП2 с выдержками времени на замыкание и размыкание. Когда
обмотка реле РП1 СЫНУ), срабатывая, замыкает цепь обмотки реле
РП2 и одновременно подает плюс на шинку тШМС мигающего света,
лампа ЛЗ горит полным накалом. Контакты РП2 снимают напряже-
ние с реле РП1 и с размыканием контактов РП1 плюс с шинки УШМС
снимается и лампа ЛЗ гаснет. После замыкания контактов РП2
следует новый цикл действия схемы пульс-пары, сопровождающийся
Вид рукоятки
и схема паке-
тов (спереди)
В положении
„ отключено ”
Тип рукоятки
и № пакетов
. Рис, 12.4. Ключ управления типа ПМОВФ
миганием лампы ЛЗ. В схеме управления и сигнализации (см. рис. 12.5)
при включенном ключе управления и отключенном выключателе соз-
дается цепь: плюс ШМС — контакты 13--14 ключа — резистор Р —
блок-контакт выключателя В — лампа ЛЗ — ШУ и лампа горит ми-
гающим светом.
То же происходит при положении ключа на «отключение» и включен-
ном положении выключателя. В этом случае цепь мигающей красной
лампы ЛК поддерживается через контакты 18—19 ключа (см. рис. 12.4).
Отметим, что мигание зеленой или красной лампы происходит также
при наличии несоответствия в схеме при командах «предварительно
включено» нли «предварительно отключено». В качестве источника
мигающего света применяется также комплектное устройство типа
ИМС-5.
Применение ключа управления П2МОВФ дает возможность полу-
чить в схеме управления предупреждающий сигнал о ненормальном:
режиме работы отдельных частей установки или о состоянии цепей
защиты и автоматики. Для этого в схему управления вводится ре-
ле положения «включено»
РПВ и реле положения
«отключено» РПО. При ис-
правном состоянии цепей
управления обмотка одно-
го реле, например РПВ,
обтекается током, а второ-
го реле РПО обесточена н
цепь сигнала разомкнута.
При наличии обрыва в це-
пи обмотки одного реле
оказываются обесточенны-
ми оба реле и через их
контакты будет подан сиг-
нал предупреждающей сиг-
нализации.
При использовании в
цепях управления ключей
ПМОВ, КВ и МКВ, не
имеющих фиксированных
положений, кроме ней-
трального, для сигнализа-
ции положения выключа-
теля применяют дополни-
тельные реле фиксации ко-
манды РФК. В реле РКФ
используют двухпозицион-
ное сигнальное реле (рис.
12.7, а) с двумя обмотками
1, 2 для переключения яко-
ря реле 3 на два фиксиро-
ванных положения 4 и 5.
Применение в реле РФК
реле тока и реле импульс-
ной сигнализации РИС-Э2М
дает возможность получить
схему звуковой аварийной
сигнализации при управле-
нии выключателем ключом
-ШУ
КУ
в ИММ
Р5М
РГШ
АЗтаматич.
включение
РБМ
IТТ и i
ШЗА
К приТором
сигнализации
Шинки управления мигающего света и автамат
Реле влакиравки ат мнз&акратных включении
Цели реле тмлмемя л л/лклявуем?,г
Реле лележем/я put?
ня/шзаций I п п » вс п и о н г в а п и з j] П
„Аварийное отключение выключателя'
в врыв цепей управления
Цепи электрамаг нита включения
~ШП
Рис. 12.5. Схема управления и сигнализации
выключателя с ключом ПМОВФ
РПО РПв
МКВ. В реле РИС-Э2М входит поляризованное реле PC с двумя
обмотками управления РС1 и РС2, трансформатор напряжения ТП
и два транзисторных переключателя Тр1 н Тр2.
При отключении выключателя защитой (рис. 12.7, б) замыкается
блок-контакт выключателя В и через оставшиеся замкнутыми контакты
РФК и введенные в цепь несоответствия контакты реле РКВ замы-
330
12*
331
кается цепь для подачи напряжения на шины ШЗА и тока в первичную
рбмотку TH реле РИС-Э2М. Это создает импульс напряжения во вто-
ричной обмотке TH, открывается транзистор Tpl, подается ток в об-
мотку РС1, которая, срабатывая через реле РП, подает сигнал сиреной
ЭС. Нажатием на кнопку или контактом реле времени РВ сигнал сни-
мается.
Наличие контактов реле РКВ (реле контроля включения) в цепи
несоответствия при действии звуковой сигнализации исключает ее
ложную работу при подаче команды «включить».
-ШУ
-ШУ
Тимс
Рис. 12.6. Схема пульс-пары для получения мигающего света
Контроль состояния изоляции в сети пере-
менного тока. В сетях с гл ухозаземленными нейтралями напря-
жением 380/220 В, 660/380 В, 110 кВ и выше замыкание одной из фаз
на землю является коротким замыканием и автоматически отключается
защитой. Поэтому в таких сетях не предусматривают устройств, контро-
лирующих состояние изоляции.
В сетях с малым током замыкания на землю, т. е. с незаземленнымн
нейтралями или с нейтралями, заземленными через дугогасящие ка-
тушки, в нормальных условиях напряжения всех трех фаз по отноше-
нию к земле равны фазному напряжению. В случае металлического
однофазного замыкания на землю напряжение поврежденной фазы
относительно земли становится равным нулю, а напряжение неповреж-
денных фаз увеличивается до междуфазного. Междуфазные напряже-
ния при этом не изменяются, и работа электроприемников не нарушает-
ся. Через место повреждения протекает сравнительно небольшой ток.
При таком замыкании сеть может некоторое время (примерно 2 ч) оста-
ваться в работе. Длительная работа с замкнутой на землю фазой опас-
на, так как при пробое на землю изоляции другой фазы в сети возни-
кает междуфазиое короткое замыкание со всеми вытекающими послед-
ствиями. Поэтому в сетях с малым током замыкания на землю предус-
матривают специальные устройства для контроля состояния изоляции
относительно земли.
На рис. 12.8 приведены способы контроля изоляции в сетях пере-
менного тока с использованием трансформатора типа НТМИ (см.
гл, 2).
Наиболее простой-схемой контроля является схема включения трех
вольтметров (Ул, Уц и Ус) на фазные напряжения (рис. 12.8, а).
В нормальном режиме вольтметры показывают равные по величине
фазовые напряжения. При глухом (металлическом) замыкании на
землю одной из фаз напряжение этой фазы относительно земли станет
равным нулю, а напряжения двух других фаз возрастут и станут ран-
ными междуфазпому. Соответственно этому изменятся показания
вольтметров. Если замыкание на землю будет не глухим (а через
Рис. 12,7. Схема звуковой аварийной сигнализации при
управлении выключателем ключом МКВ (б) и реле сиг-
нализации (а)
переходное сопротивление), то напряжение поврежденной фазы пони-
зится, а напряжения неповрежденных фаз повысятся в меньшей сте-
пени, чем при глухом заземлении, что также отразится на показаниях
вольтметров. Для получения звукового сигнала в провод, соединяю-
щий нулевую точку вольтметров с нулевым проводом трансформатора
напряжения, включается указательное реле У.
В схеме, приведенной на рис. 12.8, б, нулевая точка саздается
искусственно включением па фазные напряжения трех конденсато-
ров. При повреждении изоляции фазы через реле Н поступает сигнал.
Схема, изображенная на рис. 12.8, в, состоит из трех реле минималь-
ного напряжения Н. При замыкании фазы на землю реле Н, включен-
ное на напряжение поврежденной фазы, срабатывает и дает сигнал.
Поврежденная фаза определяется по выпавшим флажкам указатель-
ных реле У.
Схема, приведенная на рис. 12,8, а, состоит из реле напряжения /7,
включенного на дополнительную обмотку трансформатора напряже-
333
332
ния НТМИ, имеющего две вторичные обмотки. Первичная обмотка и
основная вторичная обмотка соединены в звезду.
Дополнительная вторичная обмотка включается по схеме разом-
кнутого треугольника.
При однофазном коротком замыкании в сети с заземленными нуле-
выми точками трансформаторов (сети 110, 220 кВ и выше) фазное напря-
жение поврежденной фазы становится равным нулю, а геометрическая
сумма фазных напряжений двух неповрежденных фаз оказывается
равной междуфазному напряжению. В сети с изолированными нуле-
выми точками трансформаторов (сети 35 кВ и ниже) при однофазных
Рис. 12.8. Схемы контроля изоляции сети переменного тока
замыканиях на землю фазные напряжения неповрежденных фаз ста-
новятся равными междуфазному напряжению, а их геометрическая
сумма оказывается равной утроенному фазному напряжению.
При замыкании на землю в сетях 35 кВ и ниже на дополнительной
обмотке появляется напряжение, реле Н срабатывает и подает общий
сигнал. После получения сигнала отыскивается поврежденная линия
поочередным кратковременным отключением и обратным включением
линий, питающихся от шин подстанции.
Контроль состояния изоляции сети посто-
янного тока. Пробой изоляции относительно земли в двух точ-
ках сети постоянного тока может привести к образованию обходных
цепей в оперативной цепи защиты (см. гл. 11) и ложным отключением
оборудования (рис. 12.9). Поэтому установки постоянного тока на под-
станциях оборудуются устройствами контроля состояния изоляции.
Схема контроля, приведенная на рис. 12.10, состоит из двух вольт-
метров, включенных между каждым полюсом и землей. Если сопротив-
ления изоляции каждого полюса относительно земли одинаковы, то
напряжение каждого полюса относительно земли L7., равно поло-
вине напряжения U между полюсами.
Если один из полюсов, например «+», замкнется на землю, то соот-
ветственно напряжение (7+ станет равным нулю, а напряжение L7_
возрастет до величины напряжения U. При понижении сопротивления
изоляции на одном из полюсов напряжение этого полюса относительно
земли понизится, а напряжение другого полюса относительно земли
Рис. 12.10. Схема контроля изоляции цепей
постоянного тока
Рис. 12.9. Однополюсное замыка-
ние на землю в оперативной цепи
постоянного тока
соответственно увеличивается на ту же величину. Эти изменения напря-
жений при неисправности сети постоянного тока контролируются вольт-
метрами V+ и Е_.
Сопротивление каждого вольтметра должно быть соизмеримо с
сопротивлением изоляции сети постоянного тока относительно земли
и составлять 50—100 кОм.
§ 12.2. Учет и контроль вырвбатыввемой
и потребляемой электроэнергии
Расчетным учетом электроэнергии называется учет выработанной,
а также отпущенной потребителям электроэнергии для денежного ра-
счета за нее. Счетчики, устанавливаемые для расчетного учета, назы-
ваются расчетными счетчиками (класса 2), с классом точности изме-
рительных трансформаторов —0,5.
Техническим (контрольным) учетом электроэнергии называется
учет для контроля расхода электроэнергии электростанций,
подстанций, предприятий, зданий, квартир и т. п. Счетчики, устанав-
ливаемые для технического учета, называются контрольными счет-
чиками (класса 2,5) с классом точности измерительных трансформа-
торов - 1.
При определении активной энергии необходимо учиты-
вать энергию: выработанную генераторами электростанций; потреб-
334
335
ленную на собственные нужды электростанций и подстанций; выдан-
ную электростанциями в распределительные сети; переданную в дру-
гие энергосистемы или полученную от них; отпущенную потребителям
и подлежащую оплате.
Кроме того, необходимо контролировать соблюдение потребителями
заданных им режимов потребления и баланса электроэнергии, установ-
ления удельных норм расхода электроэнергии и проведения хозрасчета.
При определении реактивной энергии необходимо
учитывать энергию: выработанную генераторами электростанций,
синхронными компенсаторами энергосистемы или батареями конден-
саторов; полученную энергосистемой или переданную в другие энерго-
системы; полученную от энергосистемы промышленными предприятия-
ми и выработанной компенсирующими установками этих предприятий.
Этот учет должен предусматривать также необходимую величину
коэффициента мощности в различных элементах энергосистемы и у
потребителей при мощности их электроустановок 100 кВ-А н более.
Счетчики для расчета с потребителями электроэнергии следует
устанавливать на границе между сетями энергоснабжающей органи-
зации и сетями потребителей.
Если предприятие (с согласия энергосистемы) отдает реактивную
мощность в сеть энергосистемы, то необходимо устанавливать два счет-
чика реактивной энергии со стопами для учета отдаваемой и полу-
чаемой реактивной энергии.
Учет расхода электроэнергии на предприятии в целом и по цехам
позволяет определять удельный расход электроэнергии на различные
виды выпускаемой продукции, который является одним из важных
технико-экономических показателей работы (см. § 4.4).
Контрольные счетчики. Эти счетчики включают в сеть
низшего напряжения (до 1000 В), что имеет ряд преимуществ:
установка счетчика обходится дешевле (чем на стороне высшего
напряжения);
появляется возможность определить потери в трансформаторах и в
сети высшего напряжения;
монтаж и эксплуатация счетчиков значительно проще.
Требования, предъявляемые к контрольным счетчикам в отношении
класса точности, значительно ниже, чем требования, предъяв-
ляемые к расчетным счетчикам, поскольку по контрольным счетчикам
не производят денежных расчетов. Поэтому контрольные счетчики
могут подключаться к измерительным трансформаторам тока к л ас -
са точности 1; причем кроме счетчика к трансформаторам тока
могут подключаться еще и другие измерительные приборы или реле
защиты.
Для измерения активной энергии в трехфазных сетях
при неравномерной нагрузке применяют двух- и трехсистемные счет-
чики. В трехфазных сетях с нулевым проводом сумма токов отдельных
фаз не равна нулю и поэтому двухсистемные счетчики непригодны.
В четырехпроводных сетях при неравномерной нагрузке приме-
няют трехсистемные счетчики или двухсистемные счетчики с тремя
токовыми катушками.
336
На рис. 12.11 12.13 приведены схемы включения счетчиков1
типов САЗ САЗУ и СА4, СА4У для измерения активной электроэнергии
в трех- и четырехпроводных сетях напряжением до 1000 В и выше.
Рис. 12.11. Схема включения трех-
фазного счетчика типов СА4, СА4У
для измерения активной электро-
энергии в четырехпроводной сети
до 1000 В
Рис. 12.12. Схема включения трех-
фазного счетчика типов САЗ, САЗУ
для измерения активной электро-
энергии в трехпроводной сети на-
пряжением до 1000 В
Рис. 12.13. Схема включения трехфаз-
ного счетчика типов САЗ, САЗУ для
измерения электроэнергии в трехпро-
водной сети напряжением выше 1000 В
Рис. 12.14. Принципиальная схема вклю-
чения трехфазного счетчика для измерения-
реактивной электроэнергии в сети выше
1000 В (а), векторная диаграмма (б)
Для измерения реактивной энергии изготовляют спе-
циальные счетчики с дополнительными последовательными катушками.
Схема соединений реактивного двухсистемного счетчика и векторная
диаграмма его работы приведены на рис. 12.14, а, б.
337
Таблица 12.1
Ток прямого направления подводится в основные последователь-
ные катушки от двух фаз (Л, С), а ток обратного направления —в
дополнительные катушки фазы В.
Присоединение и его
характеристика
Устанавливаемые приборы
К началу параллельной катушки подводится напряжение, отстаю-
щее от фазы тока, а к концу —напряжение, опережающее фазу тока.
Например, при питании последовательной катушки первой системы
счетчика током 1А к параллельной катушке подводится от трансфор-
матора напряжения напряжение
подводится соответственно ток /с
Рис. 12.15. Схема включения трехфазпо-
го счетчика типов СР4, СР4У с дополни-
тельной последовательной обмоткой для
измерения реактивной электроэнергии в
сети напряжением до 1000 В
электроустановках производится постоянный контроль величин тока,
напряжения, мощности соответствующими приборами. В табл. 12.1
указаны места установки измерительных приборов и счетчиков
электроэнергии.
На промышленных предприятиях с одним или несколькими ГПП
или ЦРП, получающими электроэнергию от энергосистемы с оплатой
по двухставочному тарифу с учетом максимума нагрузки, устанавли-
вают специальные счетчики активной энергии, фиксирующие макси-
мум нагрузки за 30 мин 129].
Электрические часы включают фиксатор максимума на счетчике
каждые 30 мин при максимальных нагрузках системы.
На линиях, отходящих от ГПП или ЦРП к отдельным ТП, а также
на линиях к электроприемникам с напряжением выше 1000 В устанав-
ливают счетчики активной энергии.
На линиях, отходящих от ТП напряжением до 1000 В и питающих
отдельные участки цехов, устанавливают счетчики активной энергии.
При питании по схеме трансформатор — магистраль трансформаторы
тока устанавливают на отпайках к распределительным шинопроводам:
Конденсаторные батареи при мощ-
ности 100 квар и выше
Липин радиальные внутризавод-
ские, питающие:
одну хозрасчетную единицу
или электропечь
несколько хозрасчетных еди-
ниц
Линии радиальные, транзитные и
к посторонним потребителям
иЛс- Ко второй системе счетчика
и напряжение Uab- Следовательно,
электроэнергия первой систе-
мы счетчика пропорциональна
IabUbc х cos (120 —<р), а элек-
троэнергия второй системы —
IcbUab cos (60 —ф). Складывая
эти величины; получим полное
показание счетчика за время t\
Vp - КЗ Ua ЦЗ Л sin ф t =
= УЗ Qi, т. е. величину реак-
тивной энергии. Коэффициент
j/З учитывается количеством
витков дополнительной катуш-
ки или входит в постоя иную
счетчика.
Схема включения трехфазно-
го счетчика типа СР4 и СР4У
для измерения реактивной энер-
гии в сетях напряжением до
1000 В приведена на рис. 12.15.
Кроме учета электроэнергии
на станциях, подстанциях н
Вводы напряжения выше 1 кВ от
энергосистемы н для цеховых
подстанций
Трансформаторы понижающие двух-
обмоточные с напряжением
110/3-10, 35/3—10, 6—10/3—6
кВ
Трансформаторы понижающие двух-
обмоточные с напряжением
6—10 кВ/0,4—0,66 кВ:
питающиеся от транзитных ли-
ний энергосистем
питающие одну хозрасчетную
единицу
питающие несколько хозрас-
четных единиц
Генераторы мощностью выше
1000 кВт
Амперметр или три амперметра, счетчики
активной и реактивной энергии, счетчики
с указанием максимальной нагрузки
На первичном напряжении: амперметр, счет-
чики активной и реактивной энергии на
транзитных п/ст
На вторичном напряжении: амперметр, ватт-
метр активной мощности при мощности
трансформатора 6300 кВ • А и выше, счет-
чики активной и реактивной энергии
Синхронные компенсаторы
Синхронные двигатели напряже-
нием выше 1000 В
Асинхронные двигатели напряже-
нием выше 1000 В
Аккумуляторные батареи ПО—
220 В с зарядным устройством
(двигатель-генератор)
Амперметр, счетчики активной и реактивной
энергии
Амперметр, счетчик активной энергии
Амперметр
В цепи статора: три амперметра, вольтметр,
ваттметр активной и реактивной мощности,
счетчики активной и реактивной энергии,
фазометр, частотомер
В цепи возбуждения: амперметр, вольтметр.
Счетчик активной энергии, два счетчика
реактивной энергии со стопорными меха-
низмами, три амперметра в цепи статора,
ваттметр реактивной мощности регистри-
рующий, амперметр и вольтметр в цепи
возбуждения, вольтметр с переключателем
для контроля изоляции цепи возбуждения
Счетчик активной энергии, амперметр, ватт-
метр реактивной мощности, амперметр в
цепи возбуждения
Амперметр, счетчик активной энергии
Амперметр с двусторонней шкалой, вольт-
метр с переключателем в цепи батареи,
амперметр в цепи электродвигателя, ампер-
метр и вольтметр в цепи генератора, вольт-
метры для измерения напряжения и конт-
роля изоляции на сборных шинах
Три амперметра, счетчик реактивной энергии
Амперметр, счетчик активной энергии
Амперметр
Амперметр, счетчик активной и реактивной
энергии
339
338
Продолжение табл. 12.1
Присоединен не и его
характеристика
Устанавлиг.аемые приборы
Линии, соединяющие электростан-
цию потребителя с пунктом при-
ема энергии от энергосистемы или
соединяющие два пункта приема
энергии от энергосистемы
Амперметр, ваттметр активной и реактивной
мощности, с двусторонней шкалой, два
счетчика активной энергии со стопорными
механизмами
или силовым пунктам, а соответствующие счетчики —в отдельном по-
мещении.
Если силовые пункты подключают к нескольким питающим линиям,
то применяется устройство суммирующего учета электроэнергии
(рис. 12.16).
В указанной схеме трансформаторы тока 1—3 соединены парал-
лельно и подключены к токовой обмотке счетчика, а обмотка напря-
жения 4 — на напряжение
А 6 с лес в с фаза — нуль.
I------; Л ; Д I г Необходимая точность
И Н LJln учета обеспечивается при
^-1 Ц *;-| одинаковых коэффициентах
г'-------J-------р==--------1 X трансформации трансформа-
’ ’ ’ торов тока, а также загрузке
Рис. 12.16. Принципиальная схема сумми- их не менее чем на 20?о и уда-
рующего учета ленности от счетчиков до 50 м.
§ 12.3. Автоматизация в системе электроснабжения
К устройствам сетевой автоматики относятся устройства автома-
тического повторного включения (АПВ), автоматического включения
резервного питания и оборудования (АВР), автоматической разгрузки
по частоте и по току (АЧР и APT).
Учитывая, что устройства автоматики в системах электроснабже-
ния работают сравнительно редко, основными требованиями, предъ-
являемыми к ним, являются простота и надежность.
Телемеханизация электроснабжения промышленного предприятия
ограничивается обычно применением телесигнализации.
Экономическая эффективность автоматизации определяется глав-
ным образом сокращением числа обслуживающего персонала и умень-
шением простоев промышленного производства. Поэтому считают,
что автоматизация экономически целесообразна, если дополнительные
ежегодные затраты на нее меньше вероятного ущерба от простоя при
нарушении электроснабжения [251.
Рассмотрим основные средства автоматизации. В сетях напряжением
выше 1000 В применяют масляные или воздушные выключатели с
дистанционным пружинным или электромагнитным приводом, позво-
ляющим осуществить автоматическое включение и отключение, в том
числе и действие АПВ и АВР.
Автоматическое включение резерва АВР должно предусматри-
ваться для всех ответственных потребителей, поэтому на подстанциях,
питающих потребителей 1-й категории, АВР является обязательным.
Пуск в действие АВР может осуществляться реле минимального
напряжения, контролирующим напряжение на отдельных секциях
шин, или совместным действием этого реле и реле понижения частоты,
что обеспечивает действие АВР в пределах 0,2—1 с после прекращения
питания. Время действия АВР должно уменьшаться в направлении
от потребителей к источнику питания и согласовываться с временем
действия защит линий, отходящих от сборных шин резервируемой уста-
новки.
Успешное и эффективное действие АВР обеспечивается при доста-
точной мощности резервного источника питания или (при необхо-
димости) автоматической разгрузкой по току (см. ниже).
Рассмотрим наиболее применяемые схемы АВР.
Схема АВР при напряжении выше 1000 В, Схема
АВР, выполненная на секционном выключателе с пружинным приво-
дом, приведена на рис. 12.17. В схеме имеется двигатель привода Д,
отключаемый конечным выключателем BR. Для питания реле блоки-
ровки РБ предусмотрен выпрямитель В. Выключатели В1 и В2 вклю-
чены, В отключен. Готовность устройства АВР сигнализируется
лампой ЛГ. Избиратель управления ИУ установлен в положение АВР.
Реле минимального напряжения РН1 — РН4 и реле блокировки РБ
включены. Контакт пружинного привода Впр замкнут.
При исчезновении напряжения на первой секции срабатывают реле
напряжения РН1 и РН2 и включают реле РВ1 от трансформатора на-
пряжения ТН1. Реле РВ1 с выдержкой времени через промежуточное
реле РП1 отключает выключатель В1 и его блок-контакт В1 включает
электромагнит ВВК11. Секционный выключатель В включается и восста-
навливает питание первой секции.
При исчезновении напряжения на второй секции схема работает
аналогично. Реле блокировки РБ обеспечивает однократность дей-
ствия АВР, так как при отключении выключателей вводов В1 или В2
реле РБ размыкает с выдержкой времени цепь включающего электро-
магнита Ввкл. При нарушении питания на второй секции схема рабо-
тает аналогично. При включении на короткое замыкание секционный
выключатель В отключится своей максимально-токовой защитой.
Приведенная схема АВР широко применяется в сетях промышлен-
ных предприятий, так как она проста, надежна в эксплуатации и для
ее питания не требуется оперативный постоянный ток. Аналогичная
схема АВР секционного выключателя с электромагнитным приводом
применяется на подстанциях, где имеется оперативный постоянный
ток.
Схема АВР на контакторах. Схема АВР, выполненная на секцион-
ном контакторе, применяется для трансформаторов мощностью до
400 кВ-A (рис. 12.18). В исходном положении схемы автомат А, кон-
такторы В1 и В2, реле напряжения РН1 и РН2 включены, секционный
контактор КС выключен. Избиратель управления ИУ установлен в
положение АВР.
341
340
При исчезновении напряжения иа трансформаторе Т1 отключается
контактор ввода В1. Реле напряжения постоянного тока РН1 и РН2,
питаемые через выпрямители Вх и В2> дают необходимую выдержку
времени при отключении, что позволяет отстроить действие АВР при
кратковременных нарушениях электроснабжения в сети высшего на-
пряжения. При длительном исчезновении напряжения реле РН1
— Цепи управления и
м защиты U-220B
А1 да
АВР О АВР РН2 РН1 81
1 секция
2 секция
Рис. 12.17. Схема АВР с секционным выключателем и пружинным
приводом в сети напряжением выше 1000 В
своими размыкающими контактами включит секционный контактор
КС и питание на первой секции восстановится. При исчезновении на-
пряжения на трансформаторе Т2 схема работает аналогично. Питание
контактора КС при исчезновении напряжения на одной из секций долж-
но автоматически переключаться на другую секцию.
Если пропускная способность (по току) одного контактора для уста-
новленного трансформатора недостаточна, применяется схема АВР
с двумя спаренными контакторами. Один из спаренных контакторов
предназначен для подключения трансформатора к секции распреде-
лительного щита, другой —для резервного питания другой-секции.
342
Такая схема может применяться для АВР трансформаторов мощностью
более 400 кВ-А при соответствующем подборе контакторов.
Автоматическое повторное включение (АП В). Всякое короткое за-
мыкание в сети сопровождается действием соответствующей защиты
и отключением линии, что приводит к перерыву электроснабжения
объектов. Однако в ряде случаев возникающие короткие замыкания
носят кратковременный характер и нарушенная изоляция восстанав-
ливается, например, при поверхностных разрядах на изоляторах, прн
Рис. 12.18. Схема АВР с секционным контактором для трансфор-
маторов до 400 кВ-А
кратковременном перекрытии проводов воздушных линий и др. Чтобы
быстрее восстановить электроснабжение объектов, применяется АПВ.
Наибольшее применение имеют однократные трехфазные АПВ, когда
включение производится повторно один раз всеми тремя фазами.
Различают два вида АПВ — механическое и электрическое. Меха-
ническое АПВ применяется на ручных пружинных и грузовых приво-
дах; электрическое — на любых приводах с дистанционным управле-
нием с помощью специальных реле заводского изготовления.
Устройства АПВ, так же как и устройства АВР, выполняют на
постоянном и переменном оперативных токах. АПВ, выполненные на
постоянном оперативном токе, применяют для выключателей с элект-
ромагнитным и пневматическим приводами, а на переменном оператив-
ном токе —для выключателей с грузовыми и пружинными приво-
дами.
Ш
К устройствам АПВ предъявляются следующие основные требова-
ния:
1) не должны действовать при отключении выключателя вручную,
дистанционно или при помощи телеуправления;
2) должны исключать возможность многократного включения вы-
ключателя на короткое замыкание.
В механических устройствах АПВ включение выключателя проис-
ходит за счет энергии заведенной пружины привода или за счет энер-
гии падающего груза. После каждого срабатывания привода действует
автоматический моторный редуктор,
Рис. 12.19. Схема АПВ с электромагнит-
ным приводом
заводящии пружину, Достоин-
ство механического устройства
АПВ—отсутствие аккумулятор-'
ных батарей или компрессорных
установок, необходимых прн
применении выключателей с
электромагнитными или пневма-
тическими приводами.
Схема АПВ линий с односто-
ронним питанием, снабженная
выключателем с электромагнит-
ным приводом, приведена на
рис. 12.19. В схеме применено
комплектное устройство АПВ
заводского изготовления с уп-
равлением на постоянном токе
напряжением- НО—220 В (очер-
чено штриховой линией), типа
РПВ-58, состоящее из реле ЗВ/,
ЭП2, конденсатора С, трех ре-
зисторов.
В исходном положении схе-
мы разъединители и выключа-
тель В включены, переключа-
тель автоматики J7A установ-
лен в положение «автоматика»,
ключ КУ—в положение О,
конденсатор С заряжен.
При срабатывании релейной
защиты контактами Р31 вклю-
чается катушка отключения привода КО, что приводит к отключению
выключателя В. В схему могут вводиться контакты реле защиты
2РЗ, запрещающие АПВ.
Пуск схемы АПВ происходит при несоответствии между наложения-
ми ключа управления «включено» и выключателя «отключено», когда
замкнуты контакты ключа КУ и реле положения ЭП1, и получает
питание реле времени ЭВ1. После установленной выдержки времени
реле ЭВ1 замыкает свой контакт в цепи реле ЭП2 (которое имеет после-
довательную и параллельную обмотки) при его срабатывании от раз-
рядного тока конденсатора С. Реле 2ЭП замыкает контакт в цепи кон-
тактора А, который включает катушку включения привода В, и проис-
ходит включение выключателя. Это сигнализируется лампами ЛК,
лз, лс.
Однократность действия обеспечивается тем, что:
а) при отключении выключателя зашитой реле ЭП2 не может сра-
ботать вторично, так.как конденсатор С разрядился при его первом
срабатывании;
б) при отключении выключателя В ключом управления реле ЭП2
не включится, так как конденсатор С разряжен замкнутыми контак-
тами ключа КУ через сопротивление;
в) при срабатывании защиты, после которой АПВ не должно дей-
ствовать, замыкаются контакты Р32 и разряжают конденсатор С,
что выводит из действия АПВ.
В схеме предусмотрена блокировка АПВ при помощи специального
двухобмоточного реле ЭПЗ, действующая при неудачном АПВ и в
случае приварки контактов реле ЭП2, которые приводили бы к много-
кратному включению и отключению выключателя В, Реле ЭПЗ, имея
последовательную обмотку в не пи катушки КО, размыкает цепь ка-
тушки контактора К- Если окажутся приваренными контакты реле
ЭП2, то реле ЭПЗ удерживается во включенном состоянии под дейст-
вием второй параллельной обмотки.
В схеме предусмотрены сигнализационное и переключающее уст-
ройство действия АПВ, выполняемое при помощи сигнального реле PC,
включенного в цепь контактора К, ламп проверки ЛП и блокировки
Л Б и переключателя ПУ.
На рис. 12.20 приведена схема АПВ линий с выключателем, обору-
дованным пружинным приводом на переменном оперативном токе.
Устройство АПВ приходит в действие при отключении выключателя В
защитой и замыкании блок-контакт ом выключателя В в пепи катушки
реле времени РВ типа ЭВ-215 (см. рис. 11.8).
При замкнутом контакте готовности привода КБ П, когда пружина
привода полностью заведена, контактом реле РВ замыкается цепь ка-
тушки включения привода КВ, так как при этом блок-контакты аварий-
ного отключения выключателя Б КА замкнуты. Привод срабатывает
и выключатель повторно включается, а пружина привода заводится
двигателем Д, после чего размыкается конечный выключатель пру-
жины В К, Двигатель Д отключается и устройство АПВ подготовлено
к работе.
Повторного включения АПВ не произойдет, так как или цепь ка-
тушки КВ будет разомкнута контактами КГП не успевшей завестись
пружины пли разомкнувшимися контактами реле времени РВ.
Если выключатель отключается ключом управления КУ, 'io устрой-
ство АПВ не срабатывает, так как при этом размыкаются блок-кон-
такты БКА в цепи катушки КВ. Этого можно достигнуть также раз-
мыканием отключающего устройства ОУ или введением в его цепь кон-
тактов релейной зашиты, например газовой, при срабатывании которой
не должно действовать АПВ.
Автоматическая разгрузка по частоте (АЧР) и току (APT). Нару-
шение баланса между мощностью, вырабатываемой генераторами
344
13 Ь. Ю. Линкин
L45
электростанции или энергосистемы, и мощностью, требуемой промыш-
ленными предприятиями, приводит к изменению частоты тока в элект-
рической сети (см. гл. 7).
Автоматические устройства АЧР. Эти устройства
действуют при снижении частоты сети ниже допустимой и применяются
для поддержания частоты на необходимом уровне.
Существует два метода АЧР: по абсолютному значению частоты и
по скорости изменения частоты.
Первый метод АЧР применяют в системе электроснабжения про-
мышленных предприятий. Он заключается в срабатывании реле час-
тоты РЧ при определенном ее значении, задаваемом энергосистемой, что
приводит к отключению части потребителей через промежуточное реле
РП (рис. 12.21).
Рис. 12.20. Схема АПВ с пружинным при-
водом
Рит. 12.21. Схема устрой-
ства автоматической раз-
грузки по абсолютному
значению частоты
Второй метод АЧР с отключением потребителей в определенной оче-
редности применяется обычно в энергосистемах.
Автоматическая разгрузка по току (APT).
Эта разгрузка применяется, когда при нарушении питания иа одной
линии или трансформаторе нагрузка переключается на другую линию
илн трансформатор, но их пропускная способность не покрывает всей
нагрузки, даже с учетом допустимой перегрузки.
В этом случае в схеме APT используют токовые реле типа РТ-80
или РТ-40 и реле времени типа ЭВ с отстройкой срабатывания указан-
ных реле от кратковременных перегрузок и токов самозапуска электро-
двигателей.
Автоматизация работы компенсирующих устройств. Чтобы обеспе-
чить экономичную работу компенсирующих устройств, применяют
автоматическое регулирование мощности конденсаторных батарей,
которое может осуществляться в функции тока нагрузки, времени
суток, напряжения и коэффициента мощности (см. § 8.4).
Автоматическое регулирование в функции тока нагрузки приме-
няют на подстанциях с резко меняющейся нагрузкой. Пусковым орга-
ном в них являются токовые реле, настроенные на токи срабатывания
при максимальной и минимальной нагрузках, при которых произво-
дится соответствующее включение или отключение всей или части
конденсаторной батареи.
Автоматическое регулирование в функции времени суток приме-
няют при большом числе потребителей с разнохарактерной нагрузкой
при некотором установившемся графике, Пусковым органом в них
являются контакты электриче-
ских часов, установленных на
определенное время включения
и отключения части конденса-
торной батареи, что обеспечива-
ет м погосту пенч атое р ег ул и ро-
вапие мощности батареи.
Автоматическое регулирова-
ние в зависимости от напряже-
ния на шинах подстанции при-
меняют, когда кроме повышения
коэффициента мощности требу-
ется также поддерживать на-
пряжение потребителей на уров-
не номинального. Такое регули-
рование имеет наибольшее при-
менение на подстанциях про-
мышленных предприятий.
На рис. 12.22 приведена
схема автоматического односту-
пенчатого управления батареей
конденсаторов в функции на-
пряжения, которое контролиру-
ется через трансформатор напря-
жения TH одной секции шин.
При снижении напряжения
в сети реле напряжения РН1,
включенное на трансформатор
TH, замыкает свой открытый
контакт РН1 в цепи реле време-
ни РВ1 и с выдержкой времени
замыкает цепь катушки включе-
ния КВ привода выключателя
В, конденсаторная батарея при
Ввод
От трансформатора напряжения
Рис. 12.22. Схема автоматического одно-
ступенчатого управления батареей кон-
денсаторов по напряжению
этом включается.
При напряжении на секции шин, превышающем установленное,
замыкается закрытый контакт реле РН1 в цепи реле времени РВ2,
которое с выдержкой времени замыкает цепь отключающей катушки
привода КО, привода выключателя В и батарея отключается от
сети.
Ручное управление включением и отключением батареи может про-
изводиться кнопками К1, К2 и КЗ при соответствующем положении
346
13*
347
Магистраль цепей оперативного тока j Цепь автомата | дзпнзынииу дзпноьошяшц Отключение релейной защиты 1Н включает при пони- жении напряжения Автомати- чески от ЭЧВС 1И отключает при по - вышении напряжения Импульс от ЗПЧ сис- темы частрикации
Кнопкой вручную Автоматически по времени суток с коррекцией по напряжению Кнопкой, вручную
1 th * Цепь отключения |
3-10 к 8
Рие. 12.23. Схема автоматического одноступенчатого управления .батареей конденсаторов (АРК) по
переключателя ПВ, а также действием защиты контактами РЗ через
промежуточное реле РП.
Наличие реле времени в схеме автоматического управления обес-
печивает отстройку от возможных кратковременных повышений или
понижений напряжения в сети, вызванных пусковыми токами или
токами самозапуска двигателей.
На рис. 12.23 приведена комбинированная схема одноступенчатого
автоматического регулирования конденсаторной батареи (АРК) по
времени суток с коррекцией по напряжению. Часы ЭВЧС дают сигнал
на включение цепи в 7—12—16—20 ч и па отключение в 11-14—
19-23 ч. При этом сигнал на включение и отключение батареи выклю-
чателем В передается с выдержкой времени через реле Bln В2. Если
при включении батареи напряжение будет повышенным, то реле на-
пряжения Н1, действуя через релейное устройство, отключит батарею.
Если же действием ЭВЧС батарея будет отключена, а напряжение в
сети окажется ниже заданного, то реле Н1 опять включит батарею,
а при повышении напряжения реле И1 даст импульс на ее отключение.
Управление включением и отключением конденсаторной батареи
может производиться также кнопками /СЕКЛ и /Сотк.
§ 12.4. Диспетчеризация и телемеханизация
в системе электроснабжения
На промышленных предприятиях с большим числом энергетичес-
ких объектов применяют диспетчерское управление электроснабже-
нием, осуществляемое специальной диспетчерской службой, с диспет-
черских щитов или со щитов управления (см. рис, 12.2). В обязанности
диспетчерской службы входит:
контроль за режимом, работы системы электроснабжения и ее от-
дельных объектов;
восстановление режима работы системы электроснабжения при его
нар у [цени и путем переключений, отключений, ввода резервных источ-
ников питания;
контроль за исправностью автоматических устройств.
Диспетчерскую службу возглавляет главный и дежурные диспет-
черы, а при наличии на предприятии ТЭЦ или ГПП должности их
могут совмещаться с соответствующими должностями на ТЭЦ и
ГПП.
Между диспетчерским пунктом (ДП) и исполнительными пунктами
(ИП), где размещены управляемые объекты электроснабжения, уста-
навливается телефонная связь или используются средства телемеха-
иизэшш: телеизмерения (ТИ), телесигнализации (ТС), телеуправле-
ния (ТУ).
Телесигнализация (ТС) выполняется с меньшими за-
тратами и обеспечивает передачу на расстоянии сигналов о состоянии
контролируемых установок (об аварийном отключении выключателей,
о замыкании на землю в сети, перегрузке электрооборудования и неис-
правности цепей управления и т. д.).
349
Теле измерение (ТИ) обеспечивает передачу на расстояние
сигналов, характеризующих работу установок (напряжение, ток и
т. д ).
Телеуправление (ТУ) обеспечивает передачу на расстоя-
ние сигналов управления, воздействующих на исполнительные меха-
низмы установок. ТУ предусматривается в тех случаях, если требуется
производить частые оперативные переключения в нормальном и ава-
рийном режимах и если указанные переключения невозможно осу-
ществить средствами автоматики (см. § 12.3).
Телеуправление осуществляется выключателями линий, трансфор-
маторов, выпрямительных агрегатов, секционных выключателей, тре-
бующих частых оперативных переключений при двухсменной работе,
а также контакторами и пускателями линий наружного освещения.
Систему телеуправления применяют для объектов, работающих без
постоянного дежурного персонала, а также в качестве дублирующих
устройств автоматического управления. Объекты электроснабжения
с телеуправлением должны обязательно иметь местное управление.
Объем н применение отдельных видов телемеханизации определяют-
ся технико-экономическим сравнением показателей для телемехани-
зации и для автоматизации и при их равенстве предпочтение отдается
устройствам автоматизации (§ 12.3).
Передающие телемеханические устройства на ДП и приемные уст-
ройства на ИП соединены каналами связи, для которых используют
проводные линии связи, радиолинии, силовые и высоковольтные линии.
По способу использования каналов связи устройства ТУ—ТС под-
разделяются иа многоканальные и малоканальные.
Многоканальная система применяется при числе управляемых
объектов < 20 и при расстояниях между пунктами ДП и ИП до
1,5 км.
Многоканальные устройства ТУ—ТС просты и надежны, имеют
незначительное время передачи сигнала (0,05—0,02 с), по требуют зна-
чительных затрат на устройство каналов связи.
Малоканальная система применяется при числе управляемых объек-
тов < 20 и при расстояниях между пунктами ДП и ИП порядка 1,5 км
н более. В этой системе используется общая линия для всех элементов,
расположенных на одном объекте.
Система устройства ТУ—ТС должна обладать избирательной спо-
собностью. Сущность набирания заключается в том, что для передачи
сигнала используются импульсы тока различного вида и формы, т. е.
импульсы тока с различными импульсными признаками. В приемном
устройстве ТУ—ТС соответствующие реле реагируют только на те
импульсное признаки, на которые они настроены. Следовательно, пе-
редача сигнала с определенным импульсным признаком может быть
выполнен! действием только определенного органа.
К импульсным признакам, применяемым в устройствах ТУ—ТС,
относятся частота переменного тока, направление тока, продолжитель-
ность импульса, амплитуда тока, время паузы между импульсами.
Рассмсгрим одну из схем многоканального телемеханического уст-
ройства, осуществляющего управление и сигнализацию двухпозицион-
350
— — — — — — — о ti OHShmUXLUu atinflDddUQ
— — — — — КН онэммимшо OHwaumdaggadg
— — — — — 0 DHdhiwyg
— — — a онаынияд1' un'nodauQ
— — — — — 0 ондынияд OHQi/au/ndoggadg
— — — — — ки OH3h(Hl/MLLJQ
№1 ?/-я 01-01 11-6 L-9 8-8 6-Z Г-/ — ~ — ипнажаио!! goiMDiHCMNH—
©J94) © © &D © ® б?® ©Д) ©HD В1 «онэыхияшй “ ппи аж ou a и g (пдоео) дашаиои ожако n ngadouo ouujtioufid gng
05ъект 1 Объект
Рис. 12.24. Схема телеуправления и телесигнализации (а) и диаграмма ключа управления (б)
+<=. I +
ным объектом (рис. 12.24, а *). В этой схеме для каждого управляемого
объекта имеется однопроводная линия связи и одна общая однопровод-
ная линия на весь контролируемый пункт.
На контролируемом пункте устанавливают реле управления вклю-
чения ДУВ н реле управления отключения ДУО. Схема построена
по принципу пропускания тока одного направления, для этого реле
ДУВ и ДУО включены последовательно с полупроводниковыми вы-
прямителями BCi и ВС2. На каждом управляемом объекте имеется
специальный ключ управления с шестью положениями (рис. 12.24, б).
Рассмотрим управление объектом 1. Когда объект отключен, замк-
нуты контакты ключа 2—4; горит зеленая лампа ЛСЗ и включено
сигнальное реле РС!.. Переведем ключ управления на положение опе-
рация «включено». Тогда контакты ключа 5—8 замыкаются и через
блок-контакты выключателя В1 срабатывает реле ДУВ1, которое
подает импульс на аппаратуру, включающую объект. Ключ управле-
ния самовозвратом установится в положение «включено», реле ДУВ1
отключится, а контактами 9—11 включится сигнальная красная лампа
ЛСД. Реле РС1 при этом продолжает быть включенным последова-
тельно с реле ДУО1. Реле ДУ01 не сработает из-за ограничения в нем
тока добавочным сопротивлением 7?доб.
Переведем ключ управления в положение «отключено». При этом
замыкаются контакты ключа 6—7 и контактами реле РС1 шунтируется
добавочное сопротивление. Ток в реле ДУ01 возрастает; реле сра-
ботает и отключит объект.
При аварийном отключении объекта, когда ключ управления на-
ходится в положении «включено», сигнальное реле РС1 отключается
и переводит питание сигнальной лампы ЛСД на мигающий свет, что
показывает наличие несоответствия в схеме (объект отключен, а ключ
управления в положении «включено»). Переводом ключа в положение
«отключено» схема управления приводится в соответствие.
* Схемы и устройства телемеханизации см. [14].
ГЛАВА 13
ЭЛЕМЕНТЫ ТЕХНИКИ ВЫСОКИХ НАПРЯЖЕНИЙ
В СИСТЕМЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ
§ 13.1. Испытание изоляции высоковольтного
оборудования и сетей
Основные требования. Передача больших мощностей на значи-
тельные расстояния по линиям электропередачи связана с примене-
нием высоких напряжений, что позволяет снизить ток в электрических
сетях, уменьшить сечение проводов и потери в линиях. Однако при-
менение высокого напряжения вызывает удорожание и усложнение
аппаратуры, трансформаторов подстанций и распределительных уст-
ройств системы электроснабжения.
Увеличение стоимости электроустановок и линий передачи высоких
напряжений определяется в основном удорожанием изоляции. На-
пряжение, воздействующее иа изоляцию в рабочем режиме, характе-
ризуется номинальным напряжением электроустановок и сетей. Однако
при резких изменениях рабочего режима (короткие замыкания, отклю-
чение линий и др.), а также при разрядах молнии в токоведущце части
на изоляцию электроустановок и сетей воздействуют напряжения,
значительно превышающие номинальные напряжения. Чтобы изоля-
ция могла надежно работать при возникновении таких повышенных,
напряжений (перенапряжений), она должна быть изготовлена на на-
пряжения более высокие, чем номинальные. Эти напряжения назы-
ваются испытательными напряжениями изоляции и определяют элект-
рическую прочность, или уровень изоляции.
Уровень изоляции установок высокого напряжения выбирают,
исходя из возможных величин атмосферных и коммутационных пере-
напряжений. Основными исходными данными при испытании изоля-
ции являются испытательные кратковременные напряжения промыш-
ленной частоты по ГОСТ 15161—76 [28].
Изоляцию высоковольтного оборудования и сетей испытывают в
специальных лабораториях высокого напряжения, оборудованных
испытательными установками высокого напряжения промышленной
частоты, высокой частоты, постоянного тока высокого напряжения
и др. Мощности и напряжения испытательных установок выбирают в за-
висимости от мощности и напряжения испытуемой изоляции. В соот-
ветствии с ПУЭ разрешается проводить испытания на постоянном токе,
если напряжение постоянного тока равно амплитудному значению пе-
ременного тока. Источниками испытательного напряжения промыш-
353
лепной частоты являются высоковольтные испытательные трансфор-
маторы на напряжение 100—1000 кВ. Применяется каскадное вклю-
чение этих трансформаторов (рис. 13.1) для получения напряжения
выше 1000 кВ.
Обычно номинальный ток испытательных трансформаторов на сто-
роне высшего напряжения равен 1 А и является достаточным для испы-
тания изоляции электрооборудования.
По конструктивному выполнению испытательные трансформаторы
могут быть с масляной пли сухой изоляцией, при этом первые имеют
большее применение, так как имеют повышенную электрическую
прочность.
Трансформаторы питаются от синхронных генераторов, имеющих
специальные обмотки для поддержания синусоидальной формы на-
пряжения, необходимой при испытании изоляции электроустановок.
Величину tg 6 измеряют высоковольтным мостом (рис. 13,3, аф
Мост состоит из эталонного конденсатора С2, практически не имею-
щего потерь, переменного резистора Ri, постоянного резистора /?2
переменной емкости Ci и нулевого индикатора Г. Испытываемый объект
изображен конденсатором Сх. Все части моста защищены экраном
(показан стрелками) и разрядником Р. Показателем равновесия моста
является нулевое значение индикатора Г- Значение tg 6 определяют
по формулам:
tg 6 = 0, ICi при ЮОО/л; (13.2)
tg6 = Ci при Я2 = 10000/л. (13.3)
Приведенная схема обычно служит для лабораторных исследова-
ний. Эту же схему применяют для измерения междуфазной изоляции
машин н кабелей,
Рнс. 13.1. Схематическое изображение кас-
кадного арансформатора
Рис. 13.2. Векторная диа-
грамма токов в изоляции
Рис. 13.3. Схема измерения диэлектрических потерь
При этом используют однополюсные и трех полюсные генераторы с
мощностью примерно 1 кВ А на 1 кВ. Генераторы должны иметь мощ-
ность, большую по сравнению с мощностью трансформаторов, так как
в этом случае индуктивность генераторов меньше, что обеспечивает
более устойчивую работу и ограничивает возможные перенапряжения
при проведении испытаний.
Измерения диэлектрических потерь. Как известно, мощность, теря-
емая в диэлектрике при переменном токе,
Р =- tg6 = (оСГ’2 tg6. (13.1)
Следовательно, диэлектрические потери пропорциональны tg 6,
а угол 6 называется углом диэлектрических потерь.
Из (13.1) следует, что для определения диэлектрических потерь
необходимо знать величину емкости С испытываемого диэлектрика при
напряжении U и тангенс угла потерь 6. Эта величина, как видно из
рис. 13.2, равна отношению активного тока утечки к емкостному току:
tg6 = 7a//c- (13.1а)
Измерением диэлектрических потерь tg 6 проверяют надежность
изоляции по отношению к тепловому пробою (тепловую устойчивость)
и общее старение или увлажнение изоляции,
Чтобы получить изоляционные характеристики установленного
оборудования, где в большинстве случаев один из элементов заземлен,
используют перевернутую измерительную схему (рис. 13.3, б). Вы-
сокое напряжение подают к точке D, а точку С заземляют. В этой
схеме экран отводит от измерительной части схемы паразитные емкост-
ные токи (показано стрелками).
Применение перевернутой схемы емкостного моста позволяет
производить испытания без снятия установленных вводов с трансфор-
маторов и генераторов. Угол диэлектрических потерь обмоток изме-
ряют между каждой обмоткой и корпусом при заземленных остальных
обмотках.
Испытания отдельных видов высоковольтного оборудования. При ,
испытании изоляции высоковольтного оборудования необходимо:
1) провести осмотр испытуемого объекта. Если в результате осмотра
будут выявлены дефекты оборудования, то испытания следует произ-
водить только после устранения указанных дефектов;
2) измерения производить при температуре не ниже 5° С.
Изоляция считается выдержавшей испытания, если ие произошло
пробоя или перекрытия изоляции, а также не отмечено по показаниям
приборов или по наблюдениям повреждение изоляции,
355
354
. Объем и нормы испытаний электрооборудования должны соответ-
ствовать руководящим указаниям, приведенным в (301.
И з м е ’р я т е л ь н ы е т р а и с ф о р м а т о р ы т о к а. В объем
испытаний, проводимых для трансформаторов тока, обычно входит
измерение сопротивления изоляции и испытание повышенным напря-
жением промышленной частоты.
Измерение сопротивления изоляции первичных обмоток
трансформаторов тока производится мегомметром на 2500 В. Величина
сопротивления обычно составляет несколько тысяч МОм.
Для измерения сопротивления изоляции вторичных обмоток
трансформаторов тока применяют мегомметр на 500—1000 В. Вели-
чина сопротивления изоляции обмоток вместе с присоединенными к ним
вторичными цепями должна быть не менее 1 МОм.
Сопротивление изоляции измеряют у каждой обмотки по отноше-
нию к корпусу и к другим обмоткам. Объем испытаний измерительных
трансформаторов тока дополняют измерением диэлектрических потерь
tg б (рис. 13.3), значения которых не должны превышать предельные
значения tg б (в %) трансформаторов тока при температуре — 2 ‘С
(см. табл. 13.1). ,
Таблица 13.1
Вид испытаний
При изоляции на напряжение кВ
| 20-35 | 60—110 | 150-320* [ 50 *
Бакелитовая изоляция
При взодс в эксплуатацию и I
после капитального ремонта 3
В эксплуатации............... 12
Бумажно-масляная изоляция
При вводе в эксплуатацию и
после капитального ремонта
В эксплуатации .............
♦ Для каскадных трансформаторов тока значения даны для каждого элемента каскада.
При испытании повышенным напряжением промышленной частоты
его величина не должна превышать испытательного напряжения по
указанному ГОСТ 15161—76.
Прн испытании изоляции повышенным напряжением необходимо:
воспроизвести условия работы изоляции, близкие к реальным; уда-
лить из электрического поля посторонние предметы; правильно выбрать
параметры испытательной установки.
Испытанию повышенным напряжением подвергаются первичные
обмотки трансформаторов тока с номинальным напряжением до 35 кВ,
а также вторичные обмотки.
Испытательное напряжение поочередно прикладывается к обмотке
высшего напряжения и к каждой обмотке низшего напряжения. При
этом остальные (свободные) обмотки заземляются. Продолжительность
приложения испытательного напряжения для трансформаторов тока
с керамической изоляцией составляет 1 мин, для маслонаполненных
трансформаторов тока с твердой, органической изоляцией или с кабель-
ной массой — 5 мин.
Масляные выключатели. При внешнем осмотре выклю-
чателей проверяют чистоту и целостность изоляции, уровень масла
в баках, отсутствие течи масла, правильность присоединения ошиновки
и др.
Сопротивления изоляции подвижных и направляющих частей, вы-
полненных из органических материалов, измеряют мегомметром на.
2500 В. Первое измерение производится при выключенном положении
масляного выключателя. При этом измеряется суммарное сопротив-
ление изоляции вводов, подвижных и направляющих частей выключа-
теля. Второе измерение производится при отключенном выключателе
и замкнутых накоротко вводах каждого полюса. При этом измеряется
сопротивление подвижных и направляющих частей, величина кото-
рого для напряжений до 10 кВ ие должна быть ниже 1000 МОм.
Испытание изоляции повышенным напряжением производится пу-
тем подключения напряжения: к токоведущим и заземленным элемен-
там выключателя, а также токоведущим частям соседних полюсов;
к разомкнутым контактам одного и того же полюса при отключенном
положении выключателя.
Испытательные напряжения для масляных выключателей приве-
дены в табл. 13.2.
Таблица 13.2.
Класс напряжения Наибольшее рабочее напряжение, кВ Испытатель- ное напря- жение, кВ Класс напряжена я Наибольшее рабочее напряжен ие, кВ Испытатель- ное напри - жеяие, кВ
3 3,6 24 но 126 250 -
6 7,2 32 150 172 320
10 12 42 220 252 470
15 17,5 55 330 363 600 4
20 24 65 500 525 800
35 40,5 95
Прпмечрнис, Значения испытательных напряжений даны для выключателей о
нормальной изоляцией, предназначенной для установок, подверженных атмосферным пере-
напряжениям с обычными мерами защиты от перенапряжений (см. § 13.2).
Разъединители, отделители и короткозамыкатели. При внешнем
осмотре указанных аппаратов определяют видимые повреждения
установленных на них изоляторов, а также состояние подвижных
п неподвижных контактов. Сопротивления поводков и тяг, выполнен-
ных из органических материалов, измеряют мегомметром на напряже-
ние 250 В. Сопротивление изоляции должно быть не меньше 300, 1000,
3000 МОм соответственно для напряжений до 10, 150, 220 кВ и выше.
Состояние изоляции опорных изоляторов указанных аппаратов прове-
ряют повышенным напряжением, величина которого принимается
по табл. 13.2.
356
357
Таблица 13.3
Напряжение
мегомметра,
В
500—1000
500—1000
1000
Испытуемый элемент
Минимальное до-
пустимое значение
сопротивления
изоляции, МОм
Катушки контакторов, магнитных пускателей,
автоматов переменного тока .................
Вторичные цепи управления, защиты, измере-
ния и т. ...................................
Силовые электропроводки при отключенных
электроприемниках, приборах и аппаратах , ,
0,5
1,0
0,5
Величины сопротивлений изоляции аппаратов вторичных цепей
и электропроводки на напряжение до 1000 В должны соответствовать
допустимым значениям, приведенным в
Рис. 13.4. Схемы испытания
изоляторов повышенным на-
пряжением промышленной
частоты;
а — подвесных; б — штыревых;
1 — искровой промежуток; 2,
3 — испытуемые изоляторы; 4 —
дополнительный резистор; 5 —
испытательный трансформатор;
6 — регулятор напряжения
табл. 13.3.
Изоляторы. Объем и нормы ис-
пытаний для опорных изоляторов,
устанавливаемых на высоковольтных ап-
паратах, были приведены выше. Для ис-
пытания подвесных и штыре-
вых изоляторов (рис. 13.4) применяют
специальные пружинящие захваты, накла-
дываемые на элементы испытуемых изоля-
торов в виде «гребенки». В каждом из та-
ких захватов размещают искровые проме-
жутки с зазором 2—3 мм.
В искровых промежутках при испыта-
ниях повышенным напряжением горит дуга
емкостного тока — голубого цвета при ис-
правных элементах. При пробое элементов
цвет дуги изменяется на красный за счет
прохождения в цепи активного тока. Про-
бой элемента цепочки изоляторов отмеча-
ется также по приборам испытательной
установки.
Изолятор считается выдержавшим ис-
короны.
Испытания
Замеры р
тенциала
л я т о р о в.
поврежденных изоляторов обеспечивает
пытание повышенным напряжением про-
мышленной частоты (см. табл. 13.2), если
не происходило перекрытия его поверх-
ности, пробоя фарфора или образования
высоковольтных линий,
аспределения по-
ка гирлянде и з о -
Своевременное выявление
нормальную эксплуатацию
воздушных высоковольтных линий, Повреждения могут быть выяв-
лены по распределению потенциала на гирлянде изоляторов. В нор-
мальных условиях распределение потенциала неравномерное, Под
наибольшим напряжением находится изолятор у провода, к сере-
дине гирлянды напряжение, приходящееся на каждый изолятор,
падает, а к траверсе начинает возрастать, что объясняется различными
значениями емкостен отдельных изоляторов по отношению к земле
(С\) и к проводу (С2) — рис. 13.5.
напряжение на
изоляторе
Рис. 13.5. Распределение напряжений на гирлянде
изоляторов
помощи измеритель-
Рнс. 13.6. Принципи-
альная схема измере-
ния напряжения на
изоляторе гирлянды
Принципиальная схема для замера напряжения, приходящегося
на изолятор, представлена на рис. 13.6. При уменьшении расстояния
между электродами разрядника Р проскакивает искра с характерным
треском.
Величину напряжения, приходящегося на испытуемый изолятор
в момент возникновения искры, определяют при
ных штанг со шкалой, проградуированной в
киловольтах.
Измерительная головка с переменным ис-
кровым промежутком, навинчиваемая на изо-
лирующую часть измерительной штанги, приве-
дена на рис. 13.7. Полученное испытательное
напряжение сравнивают с допустимыми значе-
ниями для нормальных и дефектных изолято-
ров 130].
Замеры сопротивления за-
земления опор и тросов. Такие за-
меры производятся после первых девяти лет эксплуатации; в даль-
нейшем периодически — не реже одного раза в шесть лет. Необхо-
димость такой проверки обусловлена возможными повреждениями
заземляющих устройств и возможньш изменением удельного сопро-
тивления грунта.
358
359
Измерения сопротивления заземления. Эти
измерения производятся. специальным прибором — измерителем за-
земления типов ЛтС-07, ЛК-08. Принцип действия прибора основан на
Рис. 13.7. Головка штанги для контроля исправности
изоляторов
дением напряжения на регулируемом
Рис. 13.8. Схема измерения сопротивления
заземления опор:
/ — переключатель пределов; 2 —переключатель
регулировки; 3 — ручка реостата; 4 — вспомо-
гательный заземлитель; 5 — зонд
сравнении падения напряжения на испытуемом заземлении с из-
вестном сопротивлении /?, ко-
торое отградуировано в омах
и нанесено на шкале прибо-
ра [31].
Схема измерения сопро-
тивления заземления опор
показана на рис. 13.8. Ис-
пытуемое заземление опоры
соединяют с зажимами
приборов Ц и £г двумя про-
водами сечением 4—6 мм2,
что исключает погрешности,
вносимые сопротивлениями
соединительных проводов и
контактов. Измеритель зазем-
ления располагают в непо-
средственной близости от ис-
пытуемого заземлителя и ус-
танавливают горизонтально
на твердом основании. В ка-
честве зонда 7?3 и вспомога-
тельного заземлителя
подключаемых к прибору за-
жимами Е2 и Л, используют стальные стержни или трубы диаметром
до 50 мм. Глубина их погружения в грунт должна быть не менее
0,5 м. Вспомогательный электрод забивают на расстоянии 40—50 м
от испытуемого заземления.
В соответствии с удельным сопротивлением грунта р сопротивле-
ние заземляющего устройства г3 должно быть:
р, Ом м..........до 100 от 100 до 500 от 500 до 1000 от 1000 до 5000
г3, Ом............., 10 15 20 30
Рис. 13.9. Схема установок для испытания
кабеля:
1 — регулировочный транс-форматор; 2 —руоиль-
ппк; 3 — предохранитель; 4 —магнитный пуска-
тель; 5 — вольтметр напала; <9 — ш у и тег рую-
щие кнопки; 7 — испытательный трансформатор;
S' — резистор; 10 — нож заземления; 1! — кено-
тронная лампа; /2 — трансформатор; !з — вы-
ключатель накала; 11 — переключатель летания
Испытание кабельных линий. Для этой пели применяют стацио-
нарные и передвижные установки.Стационарные испытательные уста-
новки предназначены для электростанций и подстанций, имеющих
распределительные устройства с большим числом присоединенных
кабельных линий. Широко применяют испытательные установки, смон-
тированные на автомашине
(рис. 13.9). Установка позво-
ляет выпрямленным током
испытывать изоляцию кабель-
ных линий, а переменным
током — оборудование рас-
пределительных устройств.
Установка состоит из пе-
редвижного пульта управле-
ния, размещенного на коле-
сах трансформатора и кено-
тронной выпрямительной при-
ставки. В комплект аппарата
входит штанга, используемая
для заземления.
Для испытания постоян-
ным током кенотронную при-
ставку устанавливают па от-
кидной дверце пульта управ-
ления, куда подают напря-
жение. При помощи регуля-
тора напряжения поднимают
напряжение в течение 5 мин
до испытательной величины,
составляющей 5—6 кВ,
и измеряют юк утечки, ко-
торый не должен превышаю
300 мкА.
На автомашине смонтиро-
ваны специальный барабан
со шланговым проводом дли-
ной 30 м, при помощи кото-
рого установка присоединя-
ется к сети; барабан с про-
водом типа «магнето» для
присоединения испытуемого объекта к установке и барабан с голым
медным проводом для заземления самой машины и испытуемого
объекта. В комплект автомашины входят изолирующие стойки для
крепления провода типа «магнето» п каната, ограждающего машину
при испытаниях.
Определение мест повреждений кабельных линий. Повреждения
в кабельных линиях подразделяют на следующие виды:
повреждение изоляции, вызывающее замыкание одной жилы из
землю;
361
360
повреждение изоляции, вызывающее замыкание либо двух-трех
жил на землю, либо двух-трех жил между собой;
обрыв одной, двух илн трех жил без заземления или с заземлением
оборванных и необорванных жил;
заплывающий пробой изоляции;
повреждение кабеля одновременно в нескольких местах, каж-
дое из которых может относиться к одному из вышеуказанных
видов.
Для установления характера повреждения кабельной линии во
многих случаях бывает достаточно измерить с обоих концов линии
сопротивление изоляции каждой токоведущей жилы по отношению к
земле, сопротивление изоляции между токоведущими жилами н опре-
делить целостность токоведущих жил. Перед измерением кабельная
линия должна быть отключена разъединителями с обоих концов. Эти
измерения производят мегомметром на 2500 В до и после испытания
кабеля повышенным выпрямленным напряжением.
Повышенным напряжением испытательной установки поочередно
испытывают изоляцию токоведущих жил по отношению к металличес-
кой оболочке кабеля н между собой.
Во многих случаях для определения места повреждения необхо-
димо иметь малое переходное сопротивление в месте повреждения ка-
бельной линии. Переходное сопротивление снижают до необходимого
предела, прожигая изоляцию в месте повреждения напряжением 5—
10 кВ от установок с селективными селеновыми выпрямителями или
от специальных трансформаторов 131]. Прожигание производят с пере-
рывами в течение нескольких часов, а иногда и суток. При этом сопро-
тивление резко меняется, то снижаясь, то возрастая, пока не начинает
плавно снижаться. В некоторых случаях в процессе прожигания место
повреждения заплывает, изоляция восстанавливается и пробои пре-
кращаются.
Существующие методы определения места повреждения кабелей
можно подразделить на относительные (лабораторные) и непосред-
ственные (на трассе). Здесь будут рассмотрены непосредственные
методы.
Индукционный метод. Этим методом определяют места
повреждения в кабельных линиях, имеющих пробой изоляции между
двумя-тремя жилами и малое переходное сопротивление в месте по-
вреждения. Метод основан на улавливании магнитного поля над кабе-
лем, по которому пропускается ток звуковой частоты (800—1000 Гц).
Генератор звуковой частоты соединяют с поврежденными жилами ка-
беля. Повышая напряжение генератора, добиваются тока в кабеле не
менее 15 А. Оператор, снабженный микрофонной рамкой, усилителем
н телефоном, передвигается по трассе кабельной линии и прослуши-
вает звуковые сигналы от генератора; эти сигналы будут слышны на
том участке, где по кабелю протекает ток, т. е. на участке от генератора
до места повреждения. Перед местом повреждения звуковые сигналы
усиливаются, а за местом повреждения прекращаются. На рис. 13.10
показаны схема определения места поврежденья индукционным ме-
тодом и кривая слышимости звука над кабелем.
Следует иметь в виду, что при углублении кабеля свыше 1,5 м звук
ослабевает, что может привести к ошибке в определении места повреж-
дения.
Акустический метод. Этим методом определяют место
повреждения в кабельных линиях прн пробое изоляции жилы на землю
и в ряле других случаев. Метод основан на прослушивании с поверх-
ности земли электрического разряда при помощи звукового приемника
с телефоном или деревянного стетоскопа. Электрический разряд созда-
ется в месте повреждения кабельной линии испытательной кенотрон-
ной установкой, конденсатором и разрядником.
На рис. 13.11, а показана схема для определения места поврежде-
ния кабельной 7[инин в муфте при заплывающих пробоях. В муфте
между жилой и металлической оболочкой кабеля возникает сильный
искровой разряд, прослушиваемый с поверхности земли.
Рис. 13.10. Определение места поврежде-
ния кабеля индукционным методом
Рис. 13.11. Определение места повреж-
дения кабеля акустическим методом
На рис. 13,11, б показана схема для определения места поврежде-
ния кабельных линий при других видах повреждений. В схему вводят
разрядник Р и конденсатор С. При такой схеме, являющейся факти-
чески схемой генератора импульсов, в месте повреждения создается
искровой разряд, прослушиваемый с поверхности земли. Чтобы обес-
печить выделение максимальной энергии искрового разряда в месте
повреждения, необходимо устанавливать конденсатор большой ем-
кости. Тогда напряжение заряда конденсатора будет достаточным,
чтобы вызвать искровой разряд в поврежденном месте. Однако чрез-
мерно большое повышение напряжения заряда конденсатора может
вызвать при разряде повреждение изоляции в других ослабленных
местах.
Вместо конденсаторов иногда используют емкость неповрежденных
жил кабеля (рис. 13.11, в). При этом генератор импульсов присоеди-
няется к поврежденной кабельной линии, на которую подаются импуль-
сы с периодичностью порядка одного импульса в секунду. В зоне по-
вреждения оператор, проходя по трассе кабельной линии, ставит при-
емник звуковых сигналов на землю и через телефон прослушивает раз-
ряды. Над местом повреждения кабельной линии будет наибольшая
слышимость искровых разрядов.
362
363
§ 13.2. Перенапряжения и защита от перенапряжений
Перенапряжением называется всякое повышение напряжения до
величины, опасной для изоляции электроустановки, рассчитанной на
рабочее напряжение.
Перенапряжения в электрических установках подразделяют на
внутренние и атмосферные.
Внутренние перенапряжения. К ним относятся режимные, комму-
тационные и дуговые перенапряжения.
Режимные перенапряжения возникают в электроустановках при
изменениях их режима работы, например при отключении короткого
замыкания, резких изменениях нагрузки и др., что сопровождается
выделением запасенной в установке энергии. Эта энергия определяет
кратность перенапряжения, представляющую собой отношение вели-
чин амплитуд перенапряжения и рабочего напряжения.
Коммутационные перенапряжения вызываются разрывом
цепи переменного тока, содержащей индуктивности и емкости, на-
пример при отключении токов холостого хода трансформаторов, асин-
хронных двигателей, линий электропередачи и др.
Дуговые перенапряжения могут возникнуть в установках
выше 1000 В, при однофазных замыканиях на землю; их величина пре-
вышает в 4—4,5 раза номинальное напряжение.
Атмосферные перенапряжения. Они возникают вследствие воздей-
ствия на электроустановки грозовых разрядов. В отличие от коммута-
ционных оии не зависят от величины рабочего напряжения электро-
установки. Атмосферные перенапряжения подразделяют на индуктиро-
ванные перенапряжения н перенапряжения от прямого удара молнии.
Индуктированные перенапряжения возникают при гро-
зовом разряде, вблизи электроустановки и линии электропередачи за
счет индуктивных влияний.
При индуктированных перенапряжениях в электроустановках,
использующих тросы, амплитуда перенапряжения не превосходит
300—400 кВ. Поэтому они опасны для электроустановок с рабочим
напряжением до 35 кВ и не опасны для установок 110 кВ и выше.
Перенапряжения от прямого удара молнии
наиболее опасны. Измерения показывают, что токи молнии изменяются
в пределах 10—250 кА, чаще всего составляют 25 кА. Скорость изме-
нения тока молнии (крутизна) различна. Обычно для расчетов берут
50 кА/мксек при амплитуде тока 200 кА.
Для защиты электроустановок от атмосферных перенапряжений
применяют молниеотводы, защитные тросы, разрядники и защитные
промежутки.
Молниеотвод защищает сооружение от прямых ударов молнии.
Стержневой молниеотвод представляет собой высокий столб е проло-
женным вдоль него стальным проводом, соединенным с заземлителем.
Тросовый молниеотвод—заземленный в нескольких точках провод,
расположенный над проводами линии электропередачи.
Разрядник разряжает волну перенапряжения на землю с по-
следующим немедленным восстановлением нормальной изоляции сети
36.4
по отношению к земле. Разрядники подразделяют на трубчатые и вен-
тильные (см. гл. 2).
Трубчатые разрядники применяют на линиях передачи для защиты
линейной изоляции от атмосферных перенапряжений. Они состоят из
последовательно соединенных внешнего S2 и внутреннего Si искровых
промежутков (рис. 13.12).
Внешний искровой промежуток служит для того, чтобы трубка
разрядника не находилась под напряжением, иначе токи утечки вызы-
вают обугливание, а с течением времени — и сгорание трубки.
Когда напряжение на разряднике в результате разряда молнии пре-
вышает установленное значение, искровые промежутки пробиваются
и через разрядник проходит ток грозового разряда к заземлителю.
При этом величина перенапряжения уменьшается. Одновременно через
Провод
или шипа
Провод линии
Рис. 13.12. Включение в линию
трубчатого разрядника
3
Рис. 13.13. Включение в ли-
нию вентильного разрядника
разрядник проходит ток короткого замыкания рабочей частоты, вызы-
вающий образование в трубке электрической дуги. Под действием вы-
сокой температуры дуги стенки трубки бурно выделяют большое коли-
чество газов. Газы вырываются из трубки под давлением 100—500 ат
в выдувают дугу. Дуга гасится в течение 1—2 периодов, после чего
установка вновь может работать.
На рис. 13.13 приведено подключение вентильного разрядника
для защиты от атмосферных перенапряжений. При определенном
значении перенапряжения искровые промежутки 1 пробиваются и на-
пряжение волны снижается. Пробой обычно происходит на всех трех
фазах и при срабатывании разрядника, вслед за импульсным током,
протекает сопровождающий ток рабочей частоты. Поскольку напря-
жение сети значительно меньше величины перенапряжения, сопротив-
ление вилитсвых дисков 2 резко увеличивается, ток уменьшается до
небольшой величины и в первый же период, при переходе через нулевое
значение, прекращается. Из-за волны перенапряжения сопротивление
вилитовых дисков при срабатывании разрядника значительно снижает-
ся и поэтому не препятствует прохождению тока молнии в землю через
заземлитель 3.
Для защиты подстаппионной изоляции от волн атмосферных пере-
напряжений на сборных шинах распределительных устройств, а также
365
у трансформаторов, присоединенных к ЛЭП с помощью отпаек, пре-
дусматривается установка комплектов вентильных разрядников.
Для ограничения волны перенапряжения важно предупредить воз-
можность удара молнии в непосредственной близости от подстанции.
Для этого на ЛЭП без тросовой защиты на подходе за 1—2 км до под-
станции предусматриваются защитные тросы с установкой комплекта
трубчатых разрядников в начале подхода ЛЭП к подстанции.
Защита от перенапряжений комплектных н других подстанций
напряжением 35 и 110 кВ, подключенных отпайкой к линии электро-
передачи без выключателей па стороне высшего напряжения, при рас-
стоянии между вентильными разрядниками и защищенным оборудо-
ванием не более 10 м, может быть выполнена со следующими упроще-
ниями.
На линиях электропередачи с деревянными опорами при отпайке
длиной в несколько десятков метров на расстоянии 150—200 м в обе
стороны от нее устанавливают по комплекту трубчатых разрядников
с сопротивлением заземления не более 5 Ом. Если отвод выполняют на
металлических и железобетонных опорах, присоединяется к линии,
защищенной тросом по всей длине и питающей ответственных потреби-
телей, то он должен быть также защищен тросом по всей длине.
Участок линии отвода между подстанцией и трубчатыми разрядни-
ками должен быть защищен от прямых ударов молнии стержневыми или
тросовыми молниеотводами (см. ниже).
Электрооборудование распределительных устройств напряжением
6—10—20 кВ, устанавливаемое на понизительных подстанциях, за-
щищается вентильными разрядниками, размещенными на шинах под-
станции, к трубчатыми разрядниками, размещенными на расстоянии
100—200 м от подстанции. При этом, если какая-либо из линий 6—
10—20 кВ имеет двустороннее питание, то на вводе этой линии на под-
станцию устанавливается второй комплект трубчатых разрядников.
Тупиковые подстанции защищают только вентильными разрядниками
на вводе. Схемы защиты подходов ЛЭП к РУ см. в [13].
Особенностью генераторов и других вращающихся машин является
то, что междувитковая изоляция у них значительно слабее, чем у транс-
форматоров. Поэтому при защите генераторов от атмосферных пере-
напряжений должны быть предусмотрены не только элементы защиты,
снижающие амплитуду набегающих волн перенапряжения, но и эле-
менты, не допускающие к машине волны с крутым фронтом. Наиболее
эффективной мерой защиты генераторов, работающих на воздушную
сеть, является присоединение их к сети через трансформатор.
В случае непосредственной связи генераторов с воздушной сетью
или через кабельную вставку защита от перенапряжений обеспечи-
вается совместным действием защитных аппаратов па линии и вентиль-
ных разрядников с улучшенными характеристиками с магнитным га-
шением (РВМ), установленными на шинах электростанции.
Защита воздушных линий (ВЛ) напряжением выше 1000 В от атмос-
ферных перенапряжений может быть выполнена либо по всей длине,
либо на отдельных участках, например на участках пересечения линий
между собой, специальных переходах через водные пространства и
ущелья (при длине пролета более 200 м), на линиях с ослабленной изо-
ляцией и др.
Наиболее эффективной мерой защиты ВЛ по всей длине от прямого
попадания в нее удара молнии является применение тросов. При этом
малые сопротивления заземления опор должны обеспечивать хороший
отвод токов молнии в землю и защиту линейной изоляции от вторичных
перекрытий. Однако тросовая защита значительно удорожает соору-
жение ВЛ и поэтому предусматривается только для линий напряже-
нием 110 —220 кВ, выполненных на металлических и железобетонных
опорах. В районах со слабой грозовой деятельностью (при среднегодо-
вой продолжительности гроз менее 20 ч) допускается сооружение ли-
ний на эти напряжения без троса.
Линии напряжением 35 кВ с изолированной нейтралью, выполнен-
ные на металлических и железобетонных опорах, тросом не защищают-
ся. Однако опоры этих линий, так же как и опоры линий 110—220 кВ,
должны быть заземлены.
Линин напряжением 20—110 кВ, выполненные на деревянных
опорах, также не защищаются тросом. Опоры этих линий не зазем-
ляются, так как древесина опор значительно повышает импульсную
прочность изоляции линии между проводами и в особенности между
проводами и землей. Для уменьшения вероятности образования дуги
при перекрытии изоляции от воздействия грозовых перенапряжений
минимальные расстояния по дереву между фазами должны быть вы-
браны в соответствии с указаниями ПУЭ [13].
§ 13.3. Мопниезащита зданий и сооружений
Все здания и сооружения подразделяются на три категории: I —
производственные здания и сооружения со взрывоопасными помеще-
ниями классов В-I и В-П по ПУЭ; здания электростанций и подстан-
ций;
II —другие здания и сооружения со взрывоопасными помещения-
ми, не относимые к I категории;
III —все остальные здания и сооружения, в том числе и пожаро-
опасные помещения.
Молниезащита зданий и сооружений Т ка-
тегории выполняется: а) от прямых ударов молний отдельно
стоящими стержневыми и тросовыми молниеотводами, обеспечиваю-
щими требуемую зону защиты (см, пример 13,1); б) от электростатичес-
кой индукции —заземлением всех металлических корпусов, обору-
дования и аппаратов, установленных в защищаемых зданиях через
специальные заземлители с сопротивлением растеканию тока не более
10 Ом; в) от электромагнитной индукции —для протяженных металли-
ческих предметов (трубопроводов, оболочек кабелей, каркасов соору-
жений). В местах сближения с источником индукции и через 20 м
длины иа параллельных трассах кабелей и трубопроводов ставят метал-
лические перемычки, позволяющие избежать появления разомкну-
тых металлических контуров.
366
367
Молниезащита зданий н сооружений II
категории от прямых ударов молнии выполняется одним из
следующих способов: а) отдельно стоящими или установленными на
зданиях неизолированными стержневыми илн тросовыми молниеотво-
дами, обеспечивающими защитную зону; б) молниеприемной заземлен-
ной сеткой размером 6 х 6 м, накладываемой на неметаллическую
кровлю; в) заземлением металлической кровли. Защита от электроста-
тической и электромагнитной индукций выполняется аналогично за-
щите сооружений I категории.
Молниезащита зданий III категории выпол-
няется, как п для II категории, но при этом молниеприемная сетка
имеет размер ячеек 12 х 12 или 6 х 24 м, а величина сопротивления
заземлителя от прямых ударов молнии повышается до 20 Ом.
В соответствии с вышеуказанными требованиями защита зданий
и сооружений на объектах электроснабжения выполняется следующим
образом.
При расчете молниеотводов учитывается необходимость получения
определенной зоны защиты [23], которая представляет собой простран-
ство, защищаемое от прямых ударов молний (рис. 13.14).
Для одиночного стержневого молниеотвода при высоте молниеотвода
менее 60 м, радиус защиты
гх = 1,6/г (/г - hx)/(h + /гх), (13.4)
где h — hx = ha — разность высот молниеотвода и защищаемого
объекта, или активная высота; h —высота молниеотвода; hx —высо-
та защищаемого объекта.
Из (13.4) следует, что наибольший радиус защиты получается на
поверхности земли, где гх = 1,5/т, при угле защиты а = 40°.
Для тросового молниеотвода (рис. 13.15) при высоте подвеса менее
30 м радиус защиты
rx = 0,8h(h — hx)/(h-{-hx), (13.5)
где h —высота подвеса троса; hx —высота подвеса защищаемых про-
водов; h ~hx = ha — активная высота.
Зона защиты при этом представляет собой полосу шириной 2гх
при защитном угле троса а = 25 —30 °.
Рис. 13.15. Зона защиты одиночного тросовогв
молниеотвода
Допустимое расстояние по воздуху при прямом ударе молнии в
молниеотвод определяется импульсным напряжением в точке, распо-
ложенной от земли на высоте It
U^iA + Ldi/dt, (13.6)
где iM — мгновенное значение тока молнии; Ru — импульсное сопро-
тивление заземлителя; L —индуктивность участка I токоотвода от
заземлителя до рассматриваемой точки.
Прн токе молнии 7М 5> 150 кА принимают o>L = I, тогда амплитуд-
ное импульсное напряжение
= (Д/ 2) [A’iiИ/Л'!Z2]. . (13.7)
369
568
В этом случае минимальное расстояние по воздуху и в земле при с
Ев = 500 кВ/м, £3 = 300 кВ/м составит (м) [7]: • «
С
^МИН.В---\fHH. 3
(13.8)
Пример 13.1. На рис. 13.6 показано расположение защищаемого сооружения
и молниеотвода. Определить высоту молниеотвода при ударе молнии, если /м =
= 150 кА, импульсное сопротивление заземлителя Д„ ~ 10 Ом, высота защищаемого
сооружения hx = 10 м, а X b — размеры сооружения 6 X 6 м. _____
Решение. / вариант. По (13.7) находим £/макс — (150/2)-(10+ V100+ 100) ==
= 18Ю кВ.
Расстояние по воздуху по (13.8) должно
быть не менее S,, = 1810/500 — 3,62 м.
Расстояние в земле S3 = 150 10/300 =
= 5 м.
При полученных расстояниях не про-
изойдет пробоя между молниеотводом и за-
щищаемым сооружением. Высота молниеот-
вода должна быть выбрана такой, чтобы за-
щищаемое сооружение находилось в защит-
ной зоне молниеотвода, Для этого при оди-
ночном молниеотводе необходимо, чтобы
гЛ- 2= SB + а = 3,62 + 6 = 9,62 м.
Высота молниеотвода определяется по
(13-4)
,, l,G+- + r.e , ЛГ(l,^lx+rxy hxrx
—3J- + |/ —зд-) +Тё“'
(13.4а)
Рис. 13.16. Расположение молние-
Приняв гх = Юм, при hx -Юм на- <>таоДа и защищаемого сооружения
ходим высоту молниеотвода h = 19 м,
// вариант. Высота молниеотвода (рис. 13.4) может быть также определена,
если предварительно найдено минимальное расстояние молниеотвода до защищаемого
сооружения. Для этого по расчетным кривым [14; рис. 7.5] при заданных значениях:
Д() — 10 Ом, [ix = I = Юм, находим минимальное расстояние молниеотвода до
сооружения по воздуху Зв = 3,6 м.
Тогда гх = Зв + а = 3,6 + 6 = 9,6 м, где о = 6м - размер сооружения.
Зная hx = 10 м и гх — 9,6 м, находим по (13.4а) величину высоты молниеотвода,
которое окажется, так же как и в первом варианте, равным около 19 м.
ПРИЛОЖЕНИЯ
Таблица П1
Расстояние между прокладываемыми кабелями, мм Поправочные коэффициенты, зависящие от числа работающих кабелей
1 1 2 3 4 5 6
100 1,00 0,90 0,85 0,80 0,78 0,75
200 1,00 0,92 0,87 0,84 0,82 0,81
300 1,00 0,93 0,90 0,87 0,86 0,85
ч
ю
та
Н
370
371
Таблица П4
Продолжение табл. П5
Мзрха проиода Ma сел 1 км провода, кг II ар ужи biii диаметр провода, мм Токовая нагрузка Активное со- противление при темпера- туре +2(,э G, Ом, км
вне помещений: внутри помещений
Алюминиевые
А-16 44 5,1 105 75 1.96
А-25 68 6,3 135 105 1.27
А-35 95 7.5 170 130 0,91
А-50 137 9.0 215 165 0,63
А-70 190 10.6 265 210 0,45
А-95 266 12.4 320 255 0,33
А-120 323 14,0 375 300 0.27
А-150 419 15,8 440 355 0,21
А-185 516 17,4 500 410 0,17
А-2 !0 672 20,1 590 490 0,131
А-300 817 22.2 680 570 0,105
А-400 -1087 25,6 815 690 0.078
А-500 1376 29,1 980 820 0,068
А-600 1658 32,0 1070 930 0,052
Сталеалюминиевые
АС-16 62 5,4 105 75 1,96
АС-25 92 6,6 130 100 1,27
АС-35 128 83 175 135 0.91
АС-50 193 9,9 210 165 0,63
АС-70 269 П,7 265 210 0,45
АС-95 431 13,9 330 260 0,33
АС-120 501 15 3 380 305 0,27
AC-150 623 ] 7,0 445 365 0,21
АСУ-120 — — 515 — —
АСУ-150 — 610 — —
Стальные
ПСО-3,5 75 3,5 26 — —
ПСО-4 99 4 . 30 — —'
ПСО-5 154 5 35 — —
ПМС, ПС-25 194 5,6 60 —•
ПМС, ПС-35 295 7,8 75 — —
ПМС, ПС-50 396 г 9,2 90 —
Таблица П5
Размеры шины, мм Сечение одной полосы, мм2 Масса одной полосы, кг/м Допустимый ток, Л
Одна полоса Две полосы Три полосы
медь алюми- ний медь алю- миний медь алю- миний медь алю- миний
15x3 45 0,400 0,122 210 165 — — —
20X3 60 0,534 0,162 275 215 — — — —-
25x3 75 0,668 0,203 340 265 — -— — '—
30 х 1 120 1,066 0,324 475 365 — — -—
40x4 160 1,424 0,432 625 480 —
Размеры шины, мм Сечение одной полосыт мм2 Масса одной полосы, кг/м Допустимый ток, А
Одна полоса Две полосы Три полосы
медь алю- мп ний медь алю- миний медь алю- мин нй медь алю- миний
40x5 200 1,780 0,540 700 540
50x5 250 2,225 0,675 860 665 —- .— — —
50x6 300 2,670 0.810 955 740 .—- — — —
60x6 360 3,204 0,972 1125 870 1740 1350 2240 1720
60x8 480 4,272 1 295 1320 1025 2160 1680 2790 2180
60хЮ 600 5.340 1,620 1475 1115 2560 2010 3300 2650
80x6 480 4,272 1,295 1480 1150 2110 1630 2720 2100
80x8 640 5,698 1,728 1690 1320 2620 2040 3370 2620
80хЮ 800 7,12 2,160 1900 1480 3100 2410 3990 3100
100x6 600 5,340 1,620 1810 1425 2470 1935 3170 2500
100x8 800 7,120 2,16 2080 1625 3060 2390 3930 3050
ЮОхЮ 1000 8 900 2,7 2310 1820 3610 2860 4650 3650
120Х8 960 8,460 2,6 2400 1900 3400 2650 4310 3380
120х 10 1200 10,650 3,245 2650 2070 4100 3200 5200 4100
Таблица П6
Наименование отраслей промышленности Общеза- водской коэффи- циент Спроса Средне- взвешен- ный коэф- фициент мощности Коэффи- циент МОЩНОСТИ при мак- симальной нагрузке Годовое число часов использования максимума*
октниной нагрузи и реактив- ной на- грузки
Химические заводы 0,28—0,5 0.33—0.35 0,773 0,82 0,7 6200 7100 7000
Анилинокрасочцые заводы ....
Нефтеперегонные заводы 0,34—0,37 0,62 0,9 7100 —.
Заводы тяжелого машинострое- ния 0.22 0,62 0,77 3770 4840
Заводы станкостроения 0,23 0,65 0,68 4345 4750
Инструментальные заводы .... 0,22 0,63 0,69 4140 4960
Заводы шарикоподшипников . . 0,4 0,8 0,83 5300 6130
Заводы подъемно-транспортного оборудования 0,19 0,69 0,75 3330 3880
Автотракторные заводы 0,22 0,78 0,79 4960 5240
Сельскохозяйственное оборудо- вание 0,21 0,85 0,79 5330 4220
Приборостроение 0,32 0,75 0,79 3080 318.0
Авторемонтные заводы 0.2 0,76 0,65 4370 3200
Вагоноремонтные заводы .... 0,22 0,72 0,69 3560 3660
Электротехнические заводы . . . 0,31 0,64 0,8'2 4280 6420
Азотно-туковые заводы 0,6—0,65 — .— 7000—8000 —
Различные металлообрабатываю- щие заводы 0,3 0,88 0,87 4355 5880
* Определяется делением годового потребления электроэнергии на максимальную на-
грузку.
372
373
Б. Ю. ЛИПКИН
1ЕКТР0СНАБЖЕНИЕ
ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ
И УСТАНОВОК
ИЗДАНИЕ ТРЕТЬЕ,
ПЕРЕРАБОТАННОЕ И ДОПОЛНЕННОЕ
Допущено
Министерством высшего и среднего
специального образования СССР
в качестве учебника
для учащихся средних специальных
учебных заведений
МОСКВА «ВЫСШАЯ ШКОЛА» 1981
/\ №
11111111
Б. Ю. Л И ПНИН
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ
ПРОМЫШЛЕННЫХ
FF ПРЕДПРИЯТИЙ
L И УСТАНОВОК
ЛИТЕРАТУРА
I. Б. А. Князевский, Б. Ю. Л ипкин. Электроснабжение промышлен-
ных предприятий. — Мл Высшая школа, 1969.
2. А. А. Федоров. Основы электроснабжения промышленных предприя-
тий. — М.: Энергия, 1967.
3. Ю. Л. Мукосее в. Электроснабжение промышленных предприятий. —
М.: Энергия, 1973.
4. А. А. Е р м и л о в. Основы электроснабжения промышленных предприя-
тий. — Мл Энергия,. 1975.
5. В. А. Б о р о в и к о в, В. В. К о с а р е в, Г. А. X о д о т. Электричес-
кие сети и системы. —Мл Энергия, 1968.
6. Л. Д. Р о ж к о в а, В. С. К о з у л н н. Электрооборудование станций и
подстанций. —Мл Энергия, 1975.
7. М. А. Б а б и к о в, Н. С. К о м а р о в, А. С. С е р г е е в. Техника вы-
соких напряжений. — Мл Энергия, 1963.
8. Н. В. Чернобровой, Релейная защита. — Мл Энергия, 1971.
9. Г. Р. М и л л е р. Автоматизация в системах электроснабжения промыш-
ленных предприятий. — Мл Госэнергоиздат, 1963.
10. Правила устройства электроустановок.—Мл Энергия, 1966.
11. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. — Мл
Энергия, 1969.
12. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и пра-
вила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. —
Мл Атомиздат, 1971.
13. Справочник по проектированию электроснабжения, линий электропередачи
и сетей. —74л Энергия, 1974.
14. Справочник по проектированию электропривода, силовых и осветительных
установок. —Мл Энергия, 1974.
15. Справочник по электроснабжению промышленных прсдприятий/Под ред.
А.. А. Федорова, Г. В. С е р б и н о в с к о г о. —-Мл Энергия, 1973.
16. Электротехнический справочник/Под общей ред, М. Г. Ч и л и к и н а. —
Мл Энергия, 1976.
17. Электротехническая часть станций и помета нцпй/Под ред. Б. Н. Н е к л е-
п.а е в а. — Мл Энергия, 1972.
18. Л. И. К у к у е в и ц к и й, А. Ю. К р у п и ц к и й (и др.). Справочник
реле защиты и автоматики, —Мл Энергия, 1968.
19. Справочник по релейной защите/Под ред. М. А. Берковича. — М.:
Госэнергоиздат, 1963.
20. Ф. Ф. К а р п о в, В. Н. Коз л о в. Справочник по расчету проводов
и кабелей. —Мл Энергия, 1969.
21. Указания по проектированию электроснабжения промышленных предприя-
тий. — Мл Стройиздат, 1968.
22, Указания по компенсации реактивной мощности в распределительных
сетях. — М., Энергия, 1974.
23. Указания по проектированию и устройству молииезащиты зданий и соору-
жений. — Мл Стройиздат, 1970.
24. Правила защиты подземных металлических сооружений от коррозий. — Мл
Стройиздат, 1965.
25. Справочник по проектированию электрических систем/Под ред. С. С. Ра-
кот я н а, И. М. Ш а п н р о, — Мл Энергия, 1971.
26. В. С. Д и р а ц у и др. Электроснабжение промышленных предприятий, —
Киев: В1ща школа, 1974.
27, Б. А. Константинов, Г. 3. Зайцев. Компенсация реактивной
мощности,—М.; Энергия, 1968.
28. А. Д. Смирнов. Справочная книжка энергетика — Мл Энергия, 1978.
29. Справочник по электропотреблению в промышленности/Под ред. Г. П. М и-
и и н а, 10. В. Копытова. — Мл Энергия, 1978.
30. Объем и нормы испытаний электрооборудования. — М.: Энергия, 1975.
31. Справочник по наладке электроустаповок/Под. ред. А. С. Д о р о ф е ю к а,
А. П. X егумява. — М.: Энергия, 1976.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие .............................................................. 3
Введение ................................................................. 4
Глава 1. Электрические с.акции и энергетические системы................... 7
§ 1.1. Основные сведения об электрификации СССР и энергетических систе-
мах .................................................................... 7
§ 1.2. Типы электрических станций, их назначение и работа в энергетичес-
ких системах . .................................................... . 10
§ 1.3. Собственные нужды электрических станций и подстанций .... 14
Глава 2. Основное электрооборудование электростанций и подстанций . , 19
§2.1. Синхронные генераторы........................................... 19
§ 2.2. Силовые трансформаторы и автотрансформаторы..................... 26
§ 2.3. Высоковольтное электрооборудование ............................. 30
Глава 3. Короткие замыкания. Выбор аппаратов и токоведущих частей . , , 66
§ 3.1. Основные понятия и соотношения величин токов короткого замыкания 66
§ 3.2. Способы расчетов токов короткого замыкания...................... 71
§ 3.3. Электродинамические и термические действия токов короткого замы-
кания. Ограничение токов короткого замыкания........................... 84
Глава 4, Электрические нагрузки промышленных предприятий................. 93
§ 4.1. Сведения об электроприемниках, необходимые для расчета электри-
ческих нагрузок..................................................... 93
§ 4.2. Нагрев проводов и кабелей токами нагрузок....................... 94
§ 4.3. Определение электрических нагрузок и расхода электроэнергии ... 98
§ 4.4. Потери мощности и электроэнергии и их снижение................. 114
Глава 5. Электрические сети напряжением до 1000 В....................... 121
§ 5.1. Схемы и конструктивное выполнение электрических сетей.......... 121
§ 5.2. Защитная аппаратура для сетей до 1000 В........................ 130
§ 5.3. Выбор сечении и защиты проводов и кабелей...................... 138
§ 5.4. Расчет и выбор электрических сетей по потере напряжения и экономи-
ческой плотности тока................................................. 146
§ 5.5. Расчет шинопроводов и троллейных линий......................... 153
§ 5.6. Сети электрического освещения ................................. 158
Глава 6. Электрические сети напряжением выше 1000 В .................... 162
§ 6.1. Назначение и конструктивное исполнение электрических сетей . . . 162
§ 6.2. Схемы передачи и распределения электроэнергии ................. 172
§ 6.3. Выбор напряжений и электрический расчет линяй ................. 178
Глава 7. Режимы работы систем электроснабжения ......................... 190
§ 7.1. Регулирование величины и качества напряжения. Регулировочные
устройства ........................................................... 190
§ 7.2. Устойчивость работы систем и электроустановок.................. 206
§ 7.3. Регулирование активной мощности и частоты...................... 210
§ 7.4. Надежность работы системы электроснабжения. Самозапуск электро-
двигателей ........................................................... 212
Глава 8. Компенсация реактивной мощности электроустановок.............219
§ 8.1. Основные определения величин реактивной мощности.............219
§ 8.2. Мероприятия п средства компенсации реактивной мощности.......222
§ 8.3. Основные расчеты при компенсации реактивной мощности.........226
§ 8.4. Конструкции и присоединение конденсаторных установок.........231
Глава 9. Защитные заземления электроустановок ........................236
§9.1. Основные сведения и определения..............................236
§ 9.2. Искусственные н естественные заземлители и заземляющие проводники 240
§ 9.3, Расчет заземляющих устройств в электроустановках.............244
§ 9.4. Защита подземных сооружений от электрокорро ;ни..............248
Глава 10. Подстанции промышленных предприятий.........................251
§ 10.1. Назначение и схемы электрических соединений подстанций......251
§ 10.2. Конструктивное выполнение распределительных устройств заводских
и цеховых подстанций . .............................................250
§ 10.3. Выбор числа и мощности трансформаторов и типа подстанции . . . 281
Глава 11. Релейная защита станций, подстанций и электроустановок .... 286
§ 11.1. Основные понятия и виды релейной защиты.....................286
§ 11.2. Защита трансформаторов, липин и генераторов.................ЗЭЗ
§ 11.3. Защита электродвигателей, электропечных и конденсаторных уста-
новок ..............................................................319
Глава 12. Управление, учет и автоматизация в системе электроснабжения 327
§ 12.1. Схемы управления и сигнализации ........................... 327
§ 12.2. Учет и контроль вырабатываемой и потребляемой электроэнергии 335
§ 12.3. Автоматизация в системе электроснабжения"...................340
§ 12.4. Диспетчеризация и телемеханизация в системе электроснабжения 349
Глава 13. Элементы техники высоких напряжений в системе электроснабже-
ния промышленных предприятий .........................................353
§ 13.1. Испытание изоляции высоковольтного оборудования и сетей , , . . 353
§ 13.2. Перенапряжения и защита от перенапряжений .......364
§ 13.3. Молнпезащита зданий н сооружений......................... 367
Приложения.......................................................... 370
Литература............................................................374
Борис Юльевич Липкин
Электроснабжение промышленных предприятий и установок
Зап. редакцией Н. И. Хрусталева. Редактор И. Е. Якушина. Младшие редакторы
Т. Ф, Артюхина, С. Ф. Шооарина. Переплет художника В. 3. Казакевича. Художествен-
ный редактор Н. К. Гуторов, Технический редактор Т. Д. Гарина. Корректор В. В. Ко-
жуткина
ИБ № 2687
Изд. Л‘г СТД—JI7. Сдано в набор 22.05.80. Подп. в печать 06.01.81, Т-00806. Формат
60х90'/|б. Бум. тип. № 2. Гарнитура литературная. Печать высокая. Объем 23,5 усл,
печ. л, 25,49 уч.-изд. л. Тираж 110 000 экз. Зак. Л'° 1300. Цена 90 коп.
Издательство «Высшая школа»,
Москва, К-51, Неглииная ул., д. 29/14
Ордена Октябрьской Революции, ордена Трудового Красного Знамени Ленинградское
производственно-техническое объединение «Печатный Двор» имени А. М. Горького
Со юз поли граф и ром а при Государственном комитете СССР по делам издательств,
полиграфии и книжной торговли, 197136, Ленинград, П-136, Чкаловский просп., 15.